某公司目前已有14台600 MW亚临界机组投入商业运行，其锅炉为上海锅炉厂有限公司设计制造的亚临界控制循环锅炉。该型号锅炉设计煤种与校核煤种均为神华煤（神府东胜煤），神华煤由于低灰熔点(ST:1 160℃)特性和高钙(Ca0:28. 93%)、高铁(Fe203:9. 59%)特性，决定了神华煤易结焦和易积灰的必然性。关于神华煤结焦和积灰方面的论述较多，本文不作详细分析。
因为神华煤的结渣特性使得辐射受热面和对流受热面易出现结渣和积灰现象，造成主汽温偏低和排烟温度偏高，直接影响机组经济性。为此，国华电力公司各电厂在国内广泛调研，最终采取优化燃烧调整，加强蒸汽吹灰等方法控制住了结焦和积灰的问题。其中，根据锅炉吹灰器覆盖面不足的问题加装了10余台吹灰器，解决了分隔屏等受热面的结焦。自2004年开始，先后在台山、定州等电厂改造成功，并利用大小修机会陆续对全部600 MW机组锅炉进行此项改造工作。这将对燃用神华煤的大型锅炉的设计、运行及经济运行分析具有较大的指导意义。
1、加装吹灰器前锅炉结渣积灰情况
1.1屏式过热器结渣
锅炉结渣主要发生在屏式过热器，以分隔屏底部和后屏前部较严重，是普遍比较均匀的结渣情况，厚度为30～200 mm。根据实际神华煤化验报告，各厂锅炉实际入炉煤全水分在10.6%～19. 6%，收到基灰分在3，86%～9. 87%，于燥无灰基挥发分在30.8%～42.5%，收到基低位发热量在22. 8～26 MJ/kg之间，灰软化温度在1120～1 180℃。通过在炉膛屏式过热器部位标高测定的烟温数据，机组额定负荷工况下烟气温度在1100～1250℃，造成了屏式过热器的结渣。
1.2对流受热面存在局部积灰问题
由于神华煤灰分中碱金属和铁氧化物含量比较高，氧化钙含量最高达到39. 62%，所以燃用神华煤锅炉的对流受热面非常容易发生积灰板结问题。国华台山、定州电厂都发现在末级过热器和低温过热器部位存在局部积灰板结问题，末级过热器部位出现烧结度比较高、相对比较硬的赭红色灰块，低温过热器局部存在灰色酥松的纵向管间搭桥。这些积灰都会影响到受热面的换热效率。
1.3主汽温度偏低
由于屏式过热器的结焦和对流受热面的积灰，造成过热汽温不足。而为了提高过热汽温，需向上调整燃烧器角度，又会造成再热蒸汽的超温。
1.4再热器减温水喷水量大
向上调整燃烧器角度，再热器吸热量较设计增加，造成再热蒸汽的超温。而再热器超温后大量投入减温水会影响机组的热效率和经济性。各厂锅炉正常运行中再热器减温水量较大，且根据燃烧调整的不同减温水量偏差较大，一般在20～40 t／h，严重时达到60 t/h以上，而且受烟气残余旋转的影响还出现左右偏差问题。
1.5空气预热器入口烟温偏高
在机组额定负荷下，空气预热器人口烟温设计为360℃，而受结焦积灰的影响，造成锅炉吸热能力下降，实际运行中空气预热器入口平均烟温偏高40～80℃，最高达到440℃以上，这必然会影响锅炉的整体热效率。
1.6锅炉排烟温度偏高
锅炉排烟温度高于设计值主要出现在高负荷时，在机组额定负荷下，锅炉排烟温度比设计值偏高最多可达30℃，影响了机组运行的经济性。原因是由于空气预热器人口温度偏高造成的，而空预器入口烟温高是由于锅炉受热面吸热效率低造成的。
30码期期必中生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料。
2、吹灰器改造节能实例分析
2.1吹灰器系统改造方案
为解决上述问题，最早投产的国华台山电厂对出现类似同题的电厂调研后，决定在分隔屏、后屏、末级过热器、低温过热器等没有安装吹灰器的部位加装吹灰器。
具体部位分别为分隔屏前后屏之间4只，分隔屏、后屏之间4只，末级过热器2只，水平低温过热器6只．并且对锅炉的所有吹灰区域作了防吹损的配套措施，主要是吹灰区域的受热面管子喷涂和加装防磨护罩。
2.2加装吹灰器后机组运行情况
分隔屏前后屏之间和分隔屏、后屏之间新加吹灰器每天投入1次，其它与原吹灰器每天程控投运3次（与以前吹灰频率相同），从各参数及就地观察看效果较好。但随时间延长，屏过区域结渣有增加趋势，分析原因主要是分隔屏间及分隔屏、后屏间吹灰器吹灰时间间隔过长，结渣不能及时破清除。将屏过区域吹灰器投运次数由每天1次增加至每天2次，就地观察分隔屏及后屏结渣没有明显增加现象，认为目前的吹灰方式是比较合适的。
为充分反映加装吹灰器改善锅炉结渣、积灰的效果，对全燃神华煤工况、掺烧保德煤工况及加装欧灰器后全燃神华煤工况作了对比分析，由结果可见加装吹灰器后取得较好得效果，体现如下；
(1)空预器入口烟温普遍降低
通过图2可以看出，在新加装吹灰器后A，B预热器的入口烟温普遍降低，最大的A空预器进口烟气温度2降低了18℃，最低的B空预器进口烟气温度1降低了5℃，A侧预热器入口烟温平均值达到371.4℃，B侧预热器入口烟温平均值达到363.5℃，同时加装吹灰器后空预器进口均匀性较好，这说明加装吹灰器后各受热面吸热均匀性提高。
(2)空预器出口烟温普遍降低
见图3，加装吹灰器后A、B侧排烟温度显著降低，A空预器出口烟气温度2较加装前降低最大达到11.9℃，A空预器出口烟气温度1降低幅
从图4中可以看出，加装吹灰器后炉膛上部分隔屏、后屏区域受热面的温升明显升高，7月份全燃神华煤时分隔屏、后屏温升只有96.7℃，到10月份掺烧保德煤后分隔屏、后屏温升到102℃左右，12月份在分隔屏、后屏区域增加吹灰器后分隔屏、后屏的温升提高到109℃左右，说明增加的吹灰器对清除分隔屏、后屏区域结渣，提高分隔屏、后屏的吸热量效果比较明显。同时通过锅炉55.6 m平台看火孔现场观察吹灰器运行期间，分隔屏、后屏部位的疏松结渣在吹灰蒸汽的作用下大量脱落，吹灰后的受热面比较干净，只有零星的小块结渣存在。
(4)末级过热器温升
见图5，末级过热器温升从掺烧前的41℃左右升高到目前的43℃左右，虽然温升只有2℃，没有明显的提高，但是要注意：这是在锅炉烟温平均降低的情况下末级过热器的温升还能有所提高，说明末级过热器的传热效果和吸热能力有很好的提高。
(5)再热器减温水
增加吹灰器后由于烟温的普遍降低，再热器的减温水流量明显减少，见图6，A侧由平均21.5t/h减少到6.5 t/h，B侧由平均32.7 t／h减少到19.3 t/h。
(6)主蒸汽温度
见图7，增加吹灰器后过热器出口温度平均达到A侧536.2℃、B侧536.7℃，较以前全燃神华煤时的527.7℃、532.3℃提高了8.5℃和4.5℃，较掺烧保德煤也稍有提高。
3、改造技术经济性分析
3.1改造前后参数对比及安全分析
通过前面的参数对比分析可以看出，增加吹灰器后在机组平均负荷为95%满负荷工况下，肉眼观察炉膛上部分隔屏、后屏部位的受热面结渣已经非常轻微；分隔屏、后屏、末级过热器温升均有不同程度的增加；锅炉的主蒸汽温度较以前有明显的提高，平均温度为536℃；预热器入口烟温及排烟温度降低明显，已接近锅炉的设计值(365℃/132℃)；再热器减温水量大幅度降低。说明新增加的吹灰器对解决目前锅炉全燃神华煤时存在的主蒸汽温度低、预热器入口及排烟温度高、再热器减温水量流量大、锅炉运行效率低有比较好的效果。
3.2排烟温度降低带来的收益分析
统计国华台山电厂600 MW锅炉约2个月运行的排烟温度，得出在机组平均负荷为95%满负荷工况下排烟温度平均在130℃左右，比设计排烟温度132℃还略低，比改造前的平均值145℃降低15℃左右。
排烟温度升高对锅炉效率和发电煤耗的影响按表1计算：合计使锅炉效率升高15×0.066=0.99%
发电煤耗降低15×o．23=3.45 g/kWh
按机组容量600 MW、运行负荷为540 MW，每年按运行6 000 h，煤价按500元／t计算：
540×6 000 h×3.45×500-560万元
3.3节能性分析
(1)设备费用
国华电厂每台锅炉共加装16台吹灰器，按每台吹灰器设备所需费用(含安装费用、附属管道费用)10万元计算，共计需160万元。
(2)吹灰器维护费用及设备折旧费(按30%计算)：3万元／台×16台-48万元。
(3)蒸汽消耗
锅炉所采用的蒸汽吹灰器，取用蒸汽为压力18MPa左右，经过减压后吹灰使用（实际按分层和所吹扫的受热面不同而吹灰压力也不同），温度460℃，焓3. 14 MJ/kg，每台吹灰器吹灰一次耗汽量约为500 kg,500 kg×3.14 MJ/kg=1 570 MJ/台。
锅炉效率为93%，将蒸汽能耗按锅炉效率能耗计算，则尾部受热面吹灰一次共耗能27 010 MJ(燃料化学能)，按设计燃煤热值22.4 MJ/kg，价格500元／t计算，每次吹灰蒸汽消耗成本共计602元。
(4)电能消耗
每个吹灰器驱动电机功率按1600 W计算。每次吹灰行程16 min，则有：
1.6×16×16=6.8 kWh
每kWh电按0.45元计算6.8×0.45-3. 06元
(5)合计：每次吹灰共计发生费用约605元，按每8h吹灰一次，每年机组运行6 000 h计算，每年共计发生费用：
605×(6000/8)+480000=453 750+480 000≈94万元
可见，对吹灰系统进行改造后，经济性有明显的提高，在每年付出94万元的情况下，可以得到每年560万元的节能经济性回报。
4、结论
综上所述，国华电力公司600 MW机组锅炉在燃烧神华煤时，面对结焦严重的问题，进行吹灰器的改造，在适当的位置加装吹灰器，优化吹灰，提高受热面清理的水平，加强受热面的传热效果，提高锅炉效率和机组效率，降低发电煤耗，事实分析证明，可以达到节能降耗的目的。另外，在机组的完全、稳定运行上的收益更是很大，可以避免结焦严重造成受热面的损坏和砸伤，避免由于过热器受热面吸热不好造成运行调节困难，减少再热器超温带来的减温水投退热冲击等一系列问题。
