邓全胜
【摘 要】某发电公司由于煤质发生变化,锅炉水平烟道出现明显积灰,影响机组安全运行.为此对锅炉进行风帽吹灰器改造,通过对改造效果的对比分析,指出改造中存在的问题,为进一步优化改造提供依据. 【期刊名称】《东北电力技术》
【年(卷),期】2017(038)008
【总页数】3页(P34-36)
【关键词】风帽吹灰器;改造;分析
【作 者】邓全胜
【作者单位】中国大唐集团公司宁夏分公司,宁夏 银川 750002
汤盆
【正文语种】中 文
【中图分类】TM621.3
某发电公司DG2070/17.5-Π6型锅炉由东方锅炉股份有限公司(简称东锅)制造，为亚临界、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的Π型汽包锅炉。配备东方汽轮机厂NZK600-16.7/538/538型直接空冷汽轮机和东方电机厂QFSN-600-2-22C型发电机,采用额定功率600 MW[1]。
空气预热器采用三分仓回转式空气预热器，单台空气预热器能够满足60%BMCR负荷。
制粉系统为正压直吹式中速磨系统，配置6台HP1003型磨煤机，正常情况下5台运行，1台备用。每台磨煤机有5根一次风管,对应5台旋流煤粉燃烧器。
旋流煤粉燃烧器为DBC-OPCC型低NOx旋流煤粉燃烧器，炉膛前后墙各布置3层，每层各5台，总共30台。燃烬风喷口布置最上层燃烧器上面，前后墙每层各5个，总共10个，距离最上层煤粉燃烧器中心线4 000 mm。燃烧器各层间距为4 400 mm,列间距为3 680 mm，外侧燃烧器到侧墙水冷壁中心线距离为2 990 mm。在A层燃烧器中布置等离子点火装置，键盘防尘罩
其他各层燃烧器内，布置点火油及高能点火器。
2013年9月，配合6号炉脱硝改造，B、C、D、E、F层25台燃烧器采用低NOx轴向旋流燃烧器(LNASB)，A层5台燃烧器继续使用原东锅外浓内淡型低NOx旋流煤粉燃烧器(DBC-OPCC型)，安装位置不变。燃烧器上部布置20个燃烬风(OFA)风口，20个燃烬风调风器分别布置在前后墙上。最上层煤粉燃烧器中心线到燃烬风调风器中心线的距离为7 550 mm。
脱硝系统采用液氨制备脱硝还原剂，选择性催化还原法(SCR)脱硝装置。在试验煤种及BMCR工况、100%烟气量处理条件下脱硝总效率大于80%。SCR部分的催化剂层数按3层设计，当预装1层时脱硝效率为50%，添加附加层后脱硝效率为80%以上。
5号炉自从2014年7月14日A级检修结束后，配合脱硝工程，对B、C、D、E、F层25台燃烧器及燃烬风进行改造，为控制NOx含量，25台燃烧器改造为低氮燃烧器，增加了燃烬风比例，同时燃烬风层比原位置提高3.55 m，为控制燃煤成本，A、B、C、D仓为清水营、石槽村、灵新、新井等灰熔点较低煤种， E、F仓为少量掺配灰熔点较高小矿煤，平均硫分2.4%左右。由于入厂煤普遍存在灰熔点偏低的情况，导致锅炉积焦、水平烟道结焦积灰[2]，入厂煤灰熔点统计见表1。
燃用煤种本地大矿煤(清水营、石槽村、灵新、新井)较多,煤种灰熔点化验报告均为1 200 ℃以下，而炉膛温度在满负荷时基本都在1 200 ℃以上，甚至能达到1 400 ℃以上；经过多次配煤调整分析，在煤种灰熔点低于1 260 ℃时锅炉容易结焦，特别是对脱硝低氮燃烧器改造的锅炉，增加燃烬风后，主燃烧区域缺氧燃烧，部分可燃物在炉膛出口处继续燃烧，导致屏式过热器(屏过)、高温过热器(高过)、高温再热器(高再)、SCR反应器处结焦积灰严重[3]，同时这也是造成屏过、高过壁温高的原因。
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而为了控制脱硝环保参数，锅炉运行氧量偏低，炉内还原性气氛较强[4]，煤的灰熔点就会进一步下降，锅炉更容易结焦，当SCR反应器处堵塞严重，影响反应效果，这时控制环保参数，必须进一步降低锅炉氧量，增大喷氨量，造成锅炉结焦、积灰进一步严重，空预器堵塞也会进一步恶化，对锅炉的安全运行造成较大影响。
正常运行期间，受到燃煤限制，如果机组负荷连续在550 MW以上运行时，锅炉吹灰结束后维持不到6 h，必须进行吹灰，否则烟道积灰现象明显，锅炉转向室负压由-0.2 kPa增大至-0.75 kPa，引风机电流550 A左右升高至620 A，锅炉风量最大只能维持在2 200 t/h，无法满足正常运行需要。
从SCR内部观察，发现大部分积灰呈“爆米花”状，存留在催化剂上部滤网，严重影响风烟系统、SCR设备的正常运行。
首先优化配煤方式，混煤的煤灰软化温度大于1 300 ℃。检修后进行锅炉燃烧优化调整试验，保证锅炉在最佳状况下运行[5]。其次加装风帽吹灰器，减少水平烟道积灰，以下重点介绍风帽吹灰器。
目前国内大多数已投运的锅炉均存在水平烟道积灰的问题。其主要原因是该处存在烟气回流区，致使靠近水平烟道底部的烟气流速低于烟气中粉尘悬浮的临界流速，造成烟气中的粉尘沉降并堆积在水平烟道上。随着积灰高度的增加，该部位的烟气流通面积不断减小、回流区逐渐缩小、烟气流速也不断升高，当烟气流速高于烟尘悬浮的临界流速后，该过程便达到一个动态平衡状态，之后烟气携带粉尘流动，水平烟道的积灰便不再增长[3]。
水平烟道上长时间大量积灰可导致水平烟道底部设备变形和水平烟道上方对流受热面磨损加剧，为此采用在水平烟道底部布置一定数量的风帽，利用蒸汽进行吹扫，防止水平烟道积灰。根据现场积灰部位及空间位置等实际情况，在折焰角上部间隔布置两排吹扫喷嘴,如图1所示。ccc360
水泥磨风帽式吹扫喷嘴为柱状，喷嘴上开孔，与水平烟道底面垂直方向布置。投入吹灰时为减小受热面磨损，在喷嘴周围加装防磨盖板，同时蒸汽方向与水平烟道底部近似平行，利用高温高压蒸汽对积灰进行吹扫并被流动烟气带走，如图2所示。为调节和检修需要，在母管上设置手动关断阀，在每支管上设置电动关断阀、手动调节阀和就地压力表。
吹扫系统蒸汽从吹灰母管引出( 减压站之后)，吹灰母管的吹灰蒸汽参数一般为2.5～3 MPa，300～350 ℃。
a.风帽吹灰器调试结束后每周吹灰1次，炉膛负压瞬间增至最大+372 Pa,1、2号引风机电流均增加10 A左右，锅炉转向室负压均增大2 kPa左右，水平烟道人孔门大量冒灰，30 s后逐渐恢复正常。
b.吹灰前后锅炉转向室左侧低再前烟温降低7～15 ℃，低过前烟温降低8 ℃；右侧低再前烟温降低10～23 ℃，低过前烟温降低6～11 ℃。
c.吹灰前后转向室烟气压力降低0.2 kPa左右，过热、再热减温水量减少8～12 t/h，效果较为明显。
d.由于机组检修后进行了锅炉燃烧调整和配煤限制，控制煤种灰熔点，没有出现锅炉炉膛、水平烟道结焦情况，而且水平烟道积灰量较小，炉膛出口烟气通流面积正常。
e.吹灰结束后检查1、2号SCR催化剂上部，没有明显“爆米花”状焦粒增加。
a.吹灰初期对炉膛压力影响较大，冒灰严重，容易造成人员烫伤，存在一定风险，吹灰过程中不得开启水平烟道人孔门，不得进行锅炉燃烧情况检查。
b.风帽吹灰器水平布置间距过大，吹灰效果不理想，建议继续优化改造。
c.吹灰疏水设计不合理，疏水与风帽吹灰器相连，导致疏水过程中部分水进入吹灰器，需要进行优化改造。
d.风帽吹灰器供汽手动门位置不合理，操作困难，容易发生坠落危险，需要改变位置或搭设平台。
邓全胜(1971)，男，助理工程师/高级技师，从事电厂锅炉专业技术管理工作。
【相关文献】
[1] 东方锅炉股份有限公司.DG-2070/17.5-П6型锅炉说明书[Z].2003.
plc数据采集[2] 綦明明,肖 静,冷 杰.600 MW亚临界机组综合升级改造后锅炉性能探讨[J].东北电力技术，2014,35(11):37-39.
[3] 李衍平.300 MW煤粉锅炉结焦原因分析[J].东北电力技术，2016,37(9):38-40.
[4] 姚文达．锅炉燃烧设备[M]．北京：中国电力出版社，2000：321-327.
[5] 高继录，陈晓利，张艳友．600 MW超临界空冷机组锅炉燃烧调整试验研究[J].东北电力技术，2014,35(7):36-38.
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