吹灰系统是电站锅炉的重要辅机系统之一,直接影响锅炉的安全经济运行｡调兵山发电公司2×300MW锅炉尾部受热面原选用燃气脉冲吹灰器系统,不能有效清除尾部受热面积灰,是造成运行中主汽､再热汽温度偏低及排烟温度升高的主要原因,严重影响锅炉安全经济运行｡为此,调兵山发电公司通过技术调研,针对锅炉吹灰系统重新进行设备选型及系统改造,实际改造效果良好,达到了预期目的,对大型CFB锅炉吹灰系统的改造具有借鉴意义｡
(文章来源：微信公众号“循环流化床发电” ID：xhlhcfd)
1 运行情况分析
调兵山发电公司新建工程为2台SG-1065/17.5-M804型一次中间再热､自然循环､固态排渣裤衩型双布风板单炉膛大型CFB锅炉,主要由膜式水冷壁炉膛､4台绝热旋风分离器和4条尾部竖井烟道组成｡尾部烟道从上到下依次布置有高温过热器､低温再热器､螺旋鳍片管式省煤器和回转式四分仓空气预热器｡燃用铁法劣质烟煤,采用炉内石灰石粉干法脱硫｡
每台锅炉在尾部受热面及空气预热器共布置58台燃气脉冲吹灰器,用于机组运行和停机后受热面积灰吹扫｡投产后,由于实际燃用煤种的发热量低､灰分高且灰熔点低,造成水平及尾部烟道积灰严重,受热面吸热能力降低,排烟温度升高,受布袋除尘器运行温度影响,锅炉被迫降出力运行,机组经济性严重下降｡在这种情况下,虽然脉冲吹灰器已投入连续运行,仍起不到相应作用｡试验证明,燃气脉冲吹灰器只适用于去除受热面表面松散､干燥的积灰,对已经形成的烧结性积灰无法有效清除｡
从近3年的应用效果来看,调兵山公司锅炉采用脉冲式吹灰器,排烟温度一直呈上升趋势,引起排烟热损失偏高,锅炉热效率下降｡额定负荷设计排烟温度为136℃,75%负荷设计的排烟温度为130℃,2010年8月能耗试验测试的5种工况排烟温度平均值(修正后)为142℃,到2011年12月,5种工况排烟温度平均值(修正后)已经上升到161℃,根据计算,排烟温度每升高10℃,排烟热损失升高0.54个百分点,若排烟温度升高25℃,将使排烟热损失升高1.3个百分点,发电煤耗相应增加4g/kWh,这是目前发电煤耗偏高原因之一｡
在煤耗增加的同时,运行中锅炉尾部受热面积灰､堵灰较为严重,使锅炉出力受限,不能达到额定出力,负荷较高时低温过热器､低温再热器出口烟气超温,2号锅炉曾发生因该部位长时间超温运行,导致省煤器吊挂装置断裂,整组省煤器坍塌｡调兵山发电公司对锅炉尾部烟道受热面的积灰情况进行检查,发现布置在烟气温度为700~800℃区域内的高温过热器和低温再热器,其上面的积灰是薄且密实的内灰层和大量松散的外灰层;布置在烟气温度为600~700℃的再热器和过热器,其上面积灰大多为松散的沉积物;在尾部烟道受热面,烟气温度在600℃以下区域内,大多为松散的积灰｡
2 吹灰器工作原理
在锅炉设计时均配有一定数量的吹灰器,常用的有蒸汽吹灰器､燃气脉冲激波吹灰器｡
2.1 蒸汽吹灰器
蒸汽吹灰器的工作原理是利用高参数蒸汽流经连续变化的旋转喷头高速喷出,产生较大的冲击力吹掉受热面上的积灰,随烟气被带走,沉积的渣块破碎脱落｡蒸汽吹灰器吹灰是一种较为传统的吹灰方式,利用高参数蒸汽直接吹扫锅炉受热面,有效清除了受热面上的积灰及壁面的挂渣,对灰熔点低､结渣性强的灰有很好的清除效果｡
2.2 燃气脉冲激波吹灰器
燃气脉冲吹灰器的工作原理是在特定的容器中将可燃气体和空气以适当的比例混合,经过高频点火产生爆燃,瞬间产生巨大的声能以及大量高速､高温气体,并以冲击波的形式撞击､冲刷管束受热面,使其表面的积灰溅起,随烟气一起被带走｡
3 运行效果分析
调兵山发电公司2×300MWCFB锅炉尾部烟道安装的燃气脉冲吹灰装置,自2009年投产以来,吹灰效果较差,受热面积灰严重,排烟温度较高,锅炉热效率远低于设计值;夏季排烟温度达190℃,危及布袋除尘器安全运行,锅炉被迫降低负荷运行;燃气脉冲吹灰器运行时存在安全隐患,系统复杂,对控制系统的要求较高｡工作介质为乙炔可燃气体,极易发生气体泄漏,检修隔离困难,曾发生过小型爆燃事故,危及机组安全运行;没有固定气源,需定期更换乙炔瓶,特别是夜间人工更换工作量大,不能保证吹灰工作正常进行｡
锅炉受热面积灰所带来的最直接问题就是锅炉换热效率降低｡由于锅炉受热面严重积灰,致使炉内受热面的传热及换热效率受到影响,锅炉换热效率下降直接表现为烟温升高,超过各设备的允许温度,影响锅炉安全运行,使锅炉不得不降低负荷运行;另一方面,因为换热效率下降,蒸汽的过热吸收热量变少,使得锅炉出口的蒸汽温度降低,特别是再热蒸汽温度降低(正常运行时,最低温度仅为510℃),使整个机组的安全经济运行受到影响,增大了锅炉排烟损失,降低了锅炉热效率,使整个机组热经济性下降,造成严重的经济损失｡
蒸汽吹灰系统蒸汽来源稳定充裕,对于较难吹扫积灰或需要连续吹扫清灰的情况较为适宜,蒸汽吹灰系统与本体运行伴生相随,运行中吹灰压力方便调整｡蒸汽吹灰所采用的汽源从再热蒸汽来,通过管道输送至各吹灰器｡吹灰器可以布置于炉内各个部分,能够对水平烟道､尾部竖井及炉膛进行吹灰,牢固耐用,适用于各种恶劣的工况下,可以用于清除锅炉捕渣管､过热器区域､对流区域及省煤器区域内的积灰,还可以用于清除炉顶和空气预热器的结灰｡
经过考察调研,蒸汽吹灰器比较适合调兵山公司的生产实际需求,决定将燃气脉冲吹灰器改成蒸汽吹灰器,以提高吹灰效果,降低排烟温度和供电煤耗,保证锅炉安全运行,在运行中保持受热面清洁和热量有效传递,进一步提高锅炉效率､降低辅机电耗｡
4 技术改造
4.1 改造方案
为保证锅炉机组满负荷高效运行,考察国内外大型CFB锅炉吹灰装置吹灰效果,结合调兵山发电公司燃用煤质成灰特性,决定将燃气脉冲吹灰器改造为蒸汽吹灰器｡按照传统设计改造,伸缩式蒸汽吹灰器占用空间较大,但是锅炉厂房已固定,均是依照原脉冲吹灰器紧凑贴墙设计安装,承重平台外展空间有限,蒸汽吹灰几乎不能在现有条件下实现,原脉冲吹灰器停止运行时筒型布置方式如图1所示｡调兵山发电公司结合CFB锅炉炉内脱硫效率高､炉膛温度低的固有特性,采用非对称倒宝塔型蒸汽吹灰器布置方式,以减少厂房变化,解决了蒸汽吹灰器在大型CFB锅炉改造应用安装问题｡
4.2 方案实施
对吹灰器进行改造,拆除布置在尾部烟道受热面的燃气脉冲吹灰器混合罐,在原混合罐位置安装7层蒸汽吹灰器,均采用前后墙对冲布置｡第1~3层分别是8台固定式吹灰器,装设在尾部烟道下部,每层吹灰器外部设支撑平台,前墙4台装设在炉膛与尾部烟道之间,4台装设在尾部烟道后墙;第4~6层分别为8台半伸缩式吹灰器,装设在尾部烟道中部,4台装设在炉膛与尾部烟道之间,4台装设在尾部烟道后墙;第7层为8台全伸缩式吹灰器,装设在尾部烟道上部,4台装设在炉膛与尾部烟道之间,4台装设在尾部烟道后墙｡由于蒸汽吹灰器占地面积较大,尾部烟道后侧的平台需要加大,且紧身封闭需拆除向外延伸,固定式吹灰器只利用原来的平台即可｡
由于尾部烟道顶部外部空间较大,改变其它大型CFB锅炉只在第7层前墙布置4台特长的伸缩吹灰器,后墙不再设4台伸缩式吹灰器,在后墙对冲布置4台稍短的伸缩式吹灰器｡除第7层前后墙各4台吹灰器为对冲非对称布置外,其它6层吹灰器均采用前后墙对称布置方式,形成300MWCFB锅炉尾部烟道非对称倒宝塔型蒸汽吹灰器布置方式如图2所示｡
根据锅炉受热面布置情况及吹灰器本身技术特性来确定采用半伸缩吹灰器､长伸缩吹灰器或固定旋转式吹灰器｡经研究,决定采用上海克莱德贝尔格曼公司生产的蒸汽吹灰器,对炉膛和水平烟道的燃气脉冲吹灰器进行更换｡在锅炉尾部烟道内从下至上依次装设了7层蒸汽吹灰器,共34台,在尾部烟道顶部平台南侧布置了4台PS-LL型特长伸缩式吹灰器､北侧布置了4台PS-L型普通长伸缩式吹灰器,将原来在炉膛和水平烟道处安装的燃气脉冲吹灰器拆除｡
吹灰器汽源取自再热器冷段入口,压力为2.2MPa,温度为320℃｡根据锅炉实际运行情况和设备状况,合理布置吹灰位置及吹灰方式｡
5 改造前后试验指标
5.1 改造前后试验指标
机组于2009年并网发电,运行1年后,2台机组发､供电煤耗均明显偏高,为掌握机组及其辅助设备目前的运行状态及性能指标,并为机组下一步节能降耗提供技术支持,调兵山发电公司对1号锅炉进行能耗分析试验｡试验负荷分别为270MW､240MW､225MW､210MW和195MW,测试项目有锅炉热效率､锅炉侧主要辅机电耗及发､供电煤耗｡试验于2011年11月29日开始,12月6日结束,本次试验5种工况的平均负荷为228MW,修正后平均发电煤耗为345.79g/kWh,供电煤耗为388.25g/kWh;2010年8月试验的5种工况平均负荷为243.98MW,修正后平均发电煤耗为325.67g/kWh,供电煤耗为363.46g/kWh｡本次试验机组煤耗明显比2010年8月测试的煤耗高,其中炉侧热效率降低2%｡
2台锅炉吹灰器改造后,于2012年5月投入使用,蒸汽吹灰器改造后效果明显,特别是对于粘性大､熔点低和结渣性强的灰吹灰效果更好｡同时,锅炉出力得到了恢复,使锅炉能够长时间在满负荷运行,尾部烟道超温现象也基本消除,锅炉平均排烟温度降低,由改造前的168℃降至140℃,减少了排烟损失｡此外锅炉的主蒸汽和再热蒸汽温度显著提高,达到了设计温度540℃｡
为了评价其改造效果,于2013年10月再次进行能耗试验,结果表明,锅炉排烟温度降低25℃,锅炉效率提高1.24%,供电煤耗降低3.46g/kWh｡
5.2 经济效益
a.蒸汽吹灰器投入后,在300MW负荷时,排烟温度平均下降25℃,根据300MW机组标准供电煤耗与排烟温度的关系来计算,每发电1kWh就可以节约标煤3.46g,由于调兵山发电公司所有机组都实行负荷优化分配的方案,确保了机组高负荷运行,年发电量可以达到28.25亿kWh以上,按标准煤单价为700元/t计算,平均每年节约684.215万元｡
b.机组不需要降低负荷运行,平均能多发电100MWh,若机组全年可利用小时数按5500h计算,那么每年可多发电7.5×104kWh,以20%利润率计,折合成人民币每年可多收入675万元｡
c.给水泵电耗降低｡据统计,给水泵管路经节流后,给水泵电耗平均降低0.3%,经计算,用以多供电的收入为141万元｡
5.3 社会效益
a.保证机组能够在设计参数下运行,排烟温度能达到设计要求,除尘器运行稳定,增强了设备的可靠性,使机组可利用小时数得到提高,大气污染物排放达标｡
b.集控室远方自动操作,取代了夜间人工更换气瓶工作,降低了运行人员劳动强度,提高了设备安全运行水平,减少了现场安全隐患｡
6 结束语
在当今节能减排环保新形势下,CFB锅炉与其配套蒸汽吹灰器均是当前大力推广的清洁发电与节能减排技术标志性产品｡作为国内外首个300MW级大容量CFB锅炉成功进行燃气脉冲吹灰改为蒸汽吹灰的技术改造工程,实际运行结果和预期相符,机组运行稳定,经济效益提高,在实践应用中提出了具有CFB技术特色的非对称倒宝塔型蒸汽吹灰器布置技术,进一步充实了CFB技术｡
文献信息
王福才,程荣新,司红代,刘宝华. 300 MW CFB锅炉尾部受热面吹灰系统改造[J]. 东北电力技术,2016,03:16-19.
原标题：300MW CFB锅炉尾部受热面吹灰系统改造
