基于330 MW亞臨界燃煤鍋爐吹灰器技術(shù)改造的研究

陳曉龍，吳 炬，宋大勇，段祺友

(1.國家能源集團科學(xué)技術(shù)研究院有限公司,江蘇 南京 210046；2.沈陽工業(yè)大學(xué)，遼寧 沈陽 110870)

在全球儲煤量減少、煤價上漲的現(xiàn)狀下[1]，火電企業(yè)為降低運行成本，嘗試探索多煤混燃發(fā)電運行的新途徑。通過積極調(diào)整煤種變化組成配比，使發(fā)電總成本最優(yōu)化，進而提升企業(yè)經(jīng)濟效益[2-3]。褐煤因其價格低廉成為火電廠摻配燃燒方案中主要的煤種，其煤質(zhì)特點是水分含量大、揮發(fā)分高、發(fā)熱量低，同時大多數(shù)褐煤還具有低灰熔點和易結(jié)渣的物理特性，這種易沾污特質(zhì)將使發(fā)電企業(yè)的鍋爐燃燒和安全運行面臨巨大挑戰(zhàn)。褐煤混燒會導(dǎo)致各受熱面污染指數(shù)增加，造成主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度偏低[4-6]，及排煙溫度高等運行問題，使鍋爐出力和效率明顯下降，而且沾污會導(dǎo)致鍋爐受熱面換熱不均，可能引發(fā)爆管停爐事故。因此對鍋爐受熱面的有效和及時清掃，對機組安全高效運行至關(guān)重要[7-10]。

目前，電站鍋爐安裝的吹灰設(shè)備種類繁多，技術(shù)在不斷變革和創(chuàng)新。每種吹灰方式在不同的工況環(huán)境下都有各自的優(yōu)勢和局限。文章探討了在330 MW機組鍋爐中聲波吹灰器改蒸汽吹灰器的實際應(yīng)用情況，總結(jié)了使用蒸汽吹灰器的弊端，并對機組鍋爐技術(shù)改造存在的問題提出建議，其研究成果可為330 MW亞臨界燃煤鍋爐吹灰技術(shù)改造提供參考。

1 技術(shù)改造背景

吉林市某330 MW 供熱發(fā)電機組1號鍋爐型號為 HG1100/17.5-HM ，采用亞臨界技術(shù)。配套5臺MPS 200-HP-IIB型中速磨煤機、20臺等離子燃燒器，為一次再熱，原設(shè)計配置58支蒸汽式吹灰器和66支聲波式吹灰器。

鍋爐在運行中，存在排煙溫度偏高、主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度偏低等問題，嚴重制約了設(shè)備的帶負荷能力。通過鍋爐性能試驗和燃燒調(diào)整試驗[11]，發(fā)現(xiàn)鍋爐運行上4層燃燒器，負荷在250 MW時空預(yù)器入口煙溫已超過400 ℃，比設(shè)計值379 ℃高出20 ℃，排煙溫度已接近160 ℃，比設(shè)計值130 ℃高出30 ℃，嚴重影響了空預(yù)器與布袋除塵器的運行安全，同時還發(fā)現(xiàn)鍋爐在吹灰前后，蒸汽參數(shù)、煙氣參數(shù)變化較小。

此外，研究人員還對電廠燃煤進行了樣品分析，并對煤的特性分析數(shù)據(jù)進行了總結(jié)，如表1所示。由表1中所列當時廠內(nèi)燃用煤質(zhì)情況來看，燃煤灰熔點偏低，各煤種DT值均低于1200 ℃，并且FT值與DT值之差均小于100 ℃，說明入爐煤具有嚴重的結(jié)焦沾污傾向[12]。

表1 煤質(zhì)特性參數(shù)

通過對1號鍋爐受熱面積灰沾污狀況的現(xiàn)場檢查，發(fā)現(xiàn)水平煙道受熱面存在較明顯的大面積沾污現(xiàn)象，尾部豎直煙道受熱面存在著一定程度的上下相鄰管子之間積灰搭橋的現(xiàn)象，如圖1所示。

結(jié)合以上試驗和檢查結(jié)果，分析認為聲波式吹灰的局限性是造成上述問題的原因之一。

(a)末級再熱器沾污情況

(b) 省煤器沾污情況圖1 鍋爐受熱面沾污情況

針對褐煤的沾污特性以及保障機組運行安全的考慮，電廠決定嘗試將原聲波吹灰器更換為伸縮式蒸汽吹灰器。

2 技術(shù)改造方案

2.1 蒸汽吹灰器原理與設(shè)計

伸縮式蒸汽吹灰器是采用高壓蒸汽作為介體進行動能型清污，其主要部件是開設(shè)有2個文氏管噴嘴的噴頭。當吹灰器從停止狀態(tài)啟動后，噴頭先向前運動至預(yù)設(shè)定的吹掃位置；同時蒸汽閥門自動打開，噴頭按邏輯指令的角度、圈數(shù)和方向旋轉(zhuǎn)吹掃。噴頭旋轉(zhuǎn)吹掃完畢后，吹灰器的蒸汽供給被關(guān)斷，最后噴頭回退到墻箱中的原始位置。蒸汽式吹灰能夠適用于水冷壁、過熱器、再熱器和省煤器等多個部位的吹灰作業(yè)，特別是對爐內(nèi)結(jié)渣和粘性灰質(zhì)清理效果顯著，伸縮式蒸汽吹灰器結(jié)構(gòu)見圖2。

圖2 蒸汽式吹灰器結(jié)構(gòu)

2.2 改造實施方案

a.吹灰器替換

將爐膛上部、水平煙道、尾部受熱面部分的66臺聲波吹灰器更換為36臺長伸縮式和6臺半伸縮式蒸汽吹灰器，同時增加改造相應(yīng)平臺。加上鍋爐爐膛水冷壁上原有的58支蒸汽式吹灰器，改造后1號鍋爐內(nèi)總計設(shè)置有100支蒸汽吹灰器。當鍋爐運行時吹灰器和鍋爐有7%～8%的疏水斜度，以便吹灰槍管和內(nèi)管的冷凝水從噴頭處揮發(fā)，避免將冷凝水吹向受熱面，并保證吹灰槍管的干燥而延長其壽命。

b.蒸汽來源改造

原設(shè)計吹灰器噴射汽源引取于末級過熱器進口，壓力17.5 MPa，溫度490 ℃，屬于直接做功的一次汽源，壓力、溫度等參數(shù)遠高于吹灰器要求，經(jīng)多次降溫降壓后用于吹灰，熱耗極大，極不經(jīng)濟。同時因壓差較大，從17.5 MPa調(diào)整為0.8～1.2 MPa，管路、閥門損壞幾率大，閥門沖刷磨損較重，改造后汽源取自墻式再熱器出口，壓力3～4 MPa，溫度390～420 ℃，足夠滿足吹灰器350 ℃、0.8～1.2 MPa的參數(shù)要求。管路壓差變小，閥門及管路安全可靠性提高，設(shè)備損壞幾率變小，節(jié)能降耗的同時節(jié)省維護費用，原汽源調(diào)整為備用汽源。

c.受熱面防磨保護措施

在吹灰器噴射吹掃半徑500 mm范圍內(nèi)布置防磨瓦或進行強化耐磨噴涂。對受熱面金屬噴涂防磨施工后，減緩飛灰及吹灰蒸汽對受熱面管材的沖刷磨損，保證鍋爐四管安全穩(wěn)定運行，防止鍋爐四管磨損爆破造成機組的非計劃停運。

3 改造效果分析

3.1 運行參數(shù)分析

改造后，研究人員對機組進行技改后性能評估試驗和吹灰器投運優(yōu)化試驗，試驗條件與改造前摸底試驗相同。試驗前鍋爐設(shè)備經(jīng)歷熱控裝置和保護系統(tǒng)全部投入的條件下運行7天以上的考驗，試驗期間機組解除AGC及一次調(diào)頻控制，運行方式為純凝，按試驗要求嚴格進行系統(tǒng)隔離，保證試驗熱力系統(tǒng)嚴格按照設(shè)計熱平衡圖規(guī)定的熱力循環(huán)進行，汽輪機背壓為4.9 kPa，機組補給水率為零。改造前后鍋爐參數(shù)對比曲線如圖3所示。

(a)修正后排煙溫度

(b)主蒸汽溫度

(c)再熱蒸汽溫度

(d)鍋爐熱效率圖3 改造前后鍋爐參數(shù)對比曲線

鍋爐吹灰系統(tǒng)經(jīng)過技術(shù)改造后，其排煙溫度、主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度和鍋爐熱效率均略好于改造前指標參數(shù)，排煙溫度平均降低3.05 ℃，主蒸汽溫度平均升高約3.32 ℃，再熱蒸汽溫度平均升高約4.76 ℃，鍋爐熱效率平均升高0.13個百分點。節(jié)能分析結(jié)果匯總?cè)绫?所示，根據(jù)機組改造后性能試驗計算，鍋爐吹灰系統(tǒng)經(jīng)過技術(shù)改造，合計降低機組供電煤耗約1.26 g/kWh。試驗發(fā)現(xiàn)，中低負荷時各指標參數(shù)與設(shè)計值仍有巨大差距。表現(xiàn)在改造后主蒸汽溫度比設(shè)計值平均低11 ℃，再熱蒸汽溫度比設(shè)計值平均低21 ℃，排煙溫度比設(shè)計值平均高24 ℃，鍋爐熱效率比設(shè)計值平均低0.6個百分點，因此機組節(jié)能降耗工作仍有調(diào)整改造空間。

通過吹灰器投運優(yōu)化試驗了解到，鍋爐全面吹灰一次后排煙溫度降幅在5～7 ℃，在吹灰器投運結(jié)束10 h后，排煙溫度、主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度即恢復(fù)到吹灰前的水平，如此印證了褐煤沾污指數(shù)較高的特性。

試驗表明，當燃用或混燃具有沾污特性的劣質(zhì)煤時，蒸汽吹灰器的合理吹掃有助于保障受熱面清潔，改善機組運行指標參數(shù)。

表2 節(jié)能分析結(jié)果

3.2 安全性分析

通過吹灰器及受熱面防磨技術(shù)改造，機組常規(guī)吹掃后受熱面未發(fā)現(xiàn)明顯結(jié)焦，大部分管束較清潔，機組運行穩(wěn)定，未發(fā)生過四管泄漏事故。改造方案總體上是安全可靠的，但同時研究人員也發(fā)現(xiàn)了一些安全隱患。

a.部分受熱面發(fā)生吹損。通過對鍋爐爐膛水冷壁進行宏觀檢查及測厚檢驗[13]發(fā)現(xiàn)，部分吹灰器附近的管束存在明顯吹損減薄現(xiàn)象。對吹損最嚴重管束進行金相檢驗[14]，結(jié)果顯示，金相組織主要構(gòu)成為鐵素體與珠光體，輕度球化。里氏硬度試驗[15]結(jié)果顯示受損管材的硬度有顯著下降趨勢。水冷壁檢測結(jié)果見圖4。受熱面吹損減薄可能引發(fā)鍋爐爆管，嚴重時會導(dǎo)致機組非停事故，造成企業(yè)巨大的電量損失和經(jīng)濟損失[16-19]。

(a)宏觀檢查

(b)金相檢驗圖4 水冷壁檢測結(jié)果

b.吹灰有死角。蒸汽吹灰因設(shè)計原理所限，雖然對結(jié)渣性強、黏度高的灰吹掃有明顯的效果，但是介質(zhì)吹掃面積有限，吹灰無法實現(xiàn)全覆蓋。經(jīng)現(xiàn)場檢查，省煤器管束背風(fēng)側(cè)的積灰現(xiàn)象尤為突出，局部積灰將阻礙鍋爐內(nèi)煙氣流通，使煙氣流動阻力增加，造成風(fēng)機出力增加，影響受熱面換熱，甚至可能發(fā)生爆管停爐事故[20-22]。

c.加劇管束熱疲勞[23-24]。熱疲勞是指在鍋爐啟停或斷續(xù)性蒸汽滯緩與驟冷時，引起周期性冷卻等交變熱應(yīng)力作用，造成金屬管材的疲勞性損傷。雖然目前暫未發(fā)現(xiàn)爐內(nèi)管束出現(xiàn)裂紋的現(xiàn)象，但現(xiàn)階段發(fā)電企業(yè)經(jīng)常性參予調(diào)峰運行[25]，頻繁啟停和變負荷必然導(dǎo)致爐管產(chǎn)生低周熱疲勞，而使用蒸汽吹灰時，爐管金屬壁溫急劇下降，這種間斷性的脹縮將加劇管壁的熱疲勞。熱疲勞將大大縮短管材的使用壽命，增大了鍋爐發(fā)生爆管事故的潛在風(fēng)險。

3.3 經(jīng)濟性分析

本次技術(shù)改造總投入419萬元，其中包括更換吹灰器費用311萬元，受熱面防磨保護48萬元，汽源出口改造60萬元。改造后爐內(nèi)共布置100支蒸汽吹灰器，平均每年運行成本為267萬元，與改造前(運行總成本約155萬元)相比增加了112萬元；改造后吹灰系統(tǒng)平均每年檢修成本約為10萬元，與改造前(約6萬元)相比增加了4萬元；降低供電煤耗約1.26 g/kWh，按照全年16.5億kWh發(fā)電量計算，1年節(jié)煤可產(chǎn)生145.5萬元的經(jīng)濟效益[26-27]。另外，由于改造后的蒸汽壓力無法滿足深度調(diào)峰時吹灰器運行參數(shù)，最終電廠選擇繼續(xù)使用原汽源，所以此項改造投入沒有產(chǎn)生經(jīng)濟效益。綜上所述，聲波吹灰器改造為蒸汽吹灰器后，機組運行成本遠大于其節(jié)煤效益，項目的經(jīng)濟性較差。

4 結(jié)論

開展火電機組節(jié)能技術(shù)改造是提升機組經(jīng)濟性和安全性的有力措施之一。在機組改造的過程中應(yīng)結(jié)合企業(yè)自身特點，多方面兼顧考慮，避免盲目、過度改造?；?30 MW亞臨界參數(shù)鍋爐實施蒸汽式吹灰器技術(shù)改造的研究，對鍋爐吹灰器的技術(shù)改造選擇與開發(fā)意義深遠。

a.在機組燃燒或摻混燃燒低灰熔點褐煤時，使用蒸汽吹灰器有助于受熱面清潔，能小幅度降低鍋爐排煙溫度、提高鍋爐熱效率、提高主蒸汽和再熱蒸汽溫度。

b.受熱面做防磨處理能夠防止蒸汽吹灰器對管束的吹損，但如果監(jiān)控不到位，仍會造成水冷壁管束不同程度的吹損，同時會加劇管束的熱疲勞。建議優(yōu)化吹灰系統(tǒng)吹掃方式[28]，加強灰污監(jiān)測手段，進而提高機組的安全性和經(jīng)濟性。

c.吹灰范圍有限，蒸汽吹灰器無法立體、全方位吹掃受熱面。為防止爐內(nèi)受熱面換熱不均勻引起爆管事故，有必要加強對受熱面積灰的監(jiān)測[29]。

d.聲波吹灰器改蒸汽吹灰器經(jīng)濟收益小，運行成本高，考慮到機械設(shè)備的折舊率、故障率以及未來燃用煤質(zhì)的不確定性，此項技改工程的投資收益率較低。

e.企業(yè)技術(shù)改造應(yīng)遵循科學(xué)發(fā)展規(guī)律，綜合論證全面分析，避免改而無用、改而不用、剛改就拆的現(xiàn)象出現(xiàn)。