王剑锋

(大唐国际陡河发电厂，河北 唐山 063028)

0 引言

大唐国际陡河发电厂(以下简称陡河发电厂)为缓解环保压力，杜绝水力排灰，提高粉煤灰的综合利用率，2007年对#1～#4锅炉进行了输灰系统改造。引进了某公司设计的正压浓相气力输灰技术，全厂8台机组全部实现了气力除灰。由于设计上的先天不足及机组燃煤品质的变化，输灰系统运行中经常出现不正常现象，导致电除尘器高料位及输灰系统故障频发，直接威胁着机组的安全、稳定运行。

1 系统概况

#3，#4机组单机容量为250 MW，2台锅炉容量为850 t/h。

输灰距离:#3机组为900 m，#4机组为850 m，提升高度为30 m。

设计参数:灰分，45.76%;堆积密度，750kg/m3。

动力气源:6台41 m3/h螺杆式空气压缩机。

原始设计参数见表1。

表1 粒度分布原始设计参数

初始设计管道布置情况如下:

(1)省煤器采用4台输送泵串联，设置1根管道合并到一电场B侧。

(2)一电场分A，B两侧的每侧采用2台输送泵串联，1根管道可进入2座粗灰库，共设置2根管道。

(3)二电场分A，B侧分别采用2台输送泵，然后合并到1根管道;三电场分别采用4台输送泵串联并与二电场合并到1根管道进入粗、细灰库。

(4)四电场、五电场分别采用4台输送泵迂回串联后与二电场合并到1根管道进入粗、细灰库。

2010年，为提高系统可靠性，又增加了输灰管道。

(1)省煤器及一电场无变化，#3锅炉二电场A，B侧合并单独设置1根管道;三电场单独设置1根管道，四电场、五电场共用1根管道。#4锅炉二电场A，B侧合并单独设置1根管道，三电场、四电场、五电场公用1根管道。

(2)#3锅炉共设5根输灰管道;#4锅炉共设4根输灰管道。

2 故障原因分析

2.1 系统稳定性差

在气力输灰设计时，应根据锅炉出力、灰库距离及燃煤灰分情况进行计算，选取合适的灰泵型号，配置相应的输灰管道。输灰管道的内径与灰泵的大小及节流孔板的孔数应匹配。当灰泵型号及输灰管道确定后，节流孔板的总孔数也就基本确定下来。2007年底，#3，#4锅炉输灰系统投入运行，在试运行过程中，经常出现堵塞现象，为此，厂家对该系统进行了调整，在仓泵间及出口管道上增加浓度稳定器和调整节流孔板，但效果不明显。分析堵塞的原因有以下2个方面:

(1)设计及安装上存在偏差。

(2)该输送方式对于长距离输送适应性有限。

由于陡河发电厂燃煤种类较多，煤质变化较大，因此灰质极不稳定。由于输灰系统设计裕量不足，对恶劣工况下其对输灰系统的影响考虑不周，系统投入初期就表现出适应性较差的特点，经常出现输灰不畅及堵管现象。表2为近几年来燃煤灰分情况。

2011年虽然平均灰分下降，但超设计灰分的煤质达7次之多，其中灰分最高的达到了48.96%，创该电厂历史新高，实际化验堆积密度达1060kg/m3。

在正常情况下，浓相单管输送系统管道中的灰被流动的压缩空气悬浮并带走，但由于灰的重力及受到的阻力，运行速度下降，当低于悬浮速度时，一部分灰会沉降下来。当沉降的灰量在一个输灰周期内不足以堵塞管道时，输灰正常进行，直至输送周期结束后通过吹灰程序将灰管底部的干灰吹净。当沉降的灰量足够多时，则造成灰管堵塞。

表2 2008—2011年灰分情况

干灰悬浮速度与干灰特性及输灰压力密切相关，当干灰粒径增大时，输送速度要相应提高，否则，会引起堵管。特别是在一电场停运时，堵管现象尤为突出，可见大粒径灰比例很大。

原因分析:

(1)干灰粒径的偏差。设计计算中干灰的粒径是取中粒径平均值，实际上，由于锅炉燃烧状况、煤种等原因，在一电场停运时，可能会导致大粒径干灰比例增大。如果这些干灰不是集中沉积在某一管段，也不会发生堵管。反之，如果它们集中沉积在某一管段，则会发生堵管。

(2)实际输送速度的偏差。气力输送系统的输送初速度是指空气在管道内的流速，该值由仓泵容积、输送管道内径及输送压力等确定。在低浓度输送时，干灰与空气的流速基本一致。在输送浓度较大时，由于干灰与空气之间存在阻力以及灰粒本身的重力作用，干灰与空气的流速不同，随着粒径的增大其差异随之增大。当干灰粒径大到一定程度时，其流速低于悬浮速度，这部分干灰将沉积下来，当达到一定数量时，则产生堵管，一电场典型灰质粒度分布情况见表3。

由于灰质变化较大，输灰系统适应性差，输灰系统经常发生输灰不畅及堵管，输灰系统稳定性较差。

2.2 系统缺陷频发

2010年6—12月系统缺陷统计情况见表4。

表3 一电场典型灰质粒度分布 %

2010年6—12月，因设备缺陷造成干灰系统停运1247.0 h，月均停运207.8 h。其中一电场停运951.0 h，占总停运时间的76.0%。产生高料位893次。其中输灰管道泄漏停运253次，累计时间453 h，占全部停运时间的36.3%。

从以上数据可以看出，产生高料位的直接原因是设备存在缺陷而停运，6—12月停运次数中高料位比例达71.6%之多 ，其他因素虽未产生高料位，但也直接导致灰斗料位升高。设备停运缺陷中以输灰管道泄漏所占比例为最高(31.4%)且频次较高，其次为圆顶阀缺陷(16.0%)。

电除尘器高料位会造成灰斗灰托灰、阴阳极板变形、电场短路、电场参数下降及掉电场，严重时会导致灰斗崩塌及脱落。

长时间高料位、积灰造成电场参数下降，会对后续设备(如吸风机、增压风机叶片)造成磨损，大量飞灰进入脱硫系统会导致浆液中毒，从而影响脱硫效率，同时对脱硫装置产生较大磨损。

2.3 压缩空气裕量不足

压缩空气是气力输灰的原动力，输灰压力直接影响着气力输灰的正常进程。陡河发电厂气力输灰压缩空气装置的压力设计最低值为0.55MPa，在灰泵送灰过程中，若压力低于该值，则会出现2种情况:一是输灰管道容易堵塞，灰泵送不出去灰;二是输灰时间增长。若灰泵输送完泵内的灰时，压缩空气压力尚未达到最低值，循环停滞，灰泵不进料，待压缩空气压力达到最低值后，灰泵再进行下一个循环。

造成压缩空气裕量不足的因素有以下几个方面:

(1)在设计空气压缩裕量时，技术人员未能充分考虑电厂燃煤复杂的现实，设计空气裕量不足，没有充分考虑备用干灰系统的压缩空气裕量。

(2)燃煤品质变差，为保证除灰系统的顺利进行，必须增加输灰用压缩空气流量。

表4 2010年6—12月系统缺陷统计

(3)经过改造的#3，#4机组输灰管道，增加了压缩空气需求量。

陡河发电厂原设计6台空气压缩机，其中4台运行、2台备用，在系统投入初期即存在裕量不足的问题。在燃煤异常变差的工况下，6台空气压缩机运行，无备用，2010年被迫增加2台空气压缩机。

2.4 输灰系统磨损严重

为适应煤质变化，增强输灰系统适应性，保证输灰系统的正常进行，在恶劣煤质条件下，不断提高压缩空气流量，降低灰、气比，以减少输灰堵管的发生。

该系统设计循环时间为6.91 min/次，间隔时间为4.04 min，实际运行状况是输灰时间为4～5 min，可连续输灰，可见输灰速度增加较多。磨损与输灰速度的3次方成正比，输灰速度与空气耗量成正比。从表4可以看出，输灰管道泄漏是发生频率最高的缺陷。因此，输灰系统磨损的增加不仅导致稳定性降低，进而降低输灰系统的出力，增加系统维护量，同时也会使经济性降低。

3 设备改造

(1)通过增加备用空气压缩机，保证了输灰动力气源稳定，同时通过治理空气压缩机及干燥设备，提高了气源品质，解决了压缩空气裕量不足的问题。

(2)先后对#3锅炉二电场、三电场及#4锅炉二电场单独设立输灰管道，提高了一电场故障情况下的输灰能力，系统可靠性增强，但导致系统耗气量增加。

(3)为解决一电场频繁堵管的问题，对一电场输灰系统进行了改造。对一电场4台仓泵增加出料阀控制，通过压力调节出料阀，从而控制给料量，同时增加硫化加压。该方案实施后，有效地缓解了输灰堵管问题，但也限制了输灰出力的提高，同时，气耗量明显增加。

4 煤质变差运行状况的应对策略

4.1 根据气力输灰实时曲线进行运行调整

(1)开启备用空气压缩机，保证输灰压力低限值。输灰管路压力(联锁)设定应不低于最低限值。当输灰压力低于限值时，程序限制系统启动。应及时调整母管制压缩空气系统的输灰程序，避免多个输灰进程同时进行，使输灰压力维持相对稳定。

(2)当输灰时间拉长时，应及时调整装料时间(降低)，保证输灰进程。

(3)在运行中发现输灰有拉尾现象，输灰管道有可能输送不净，应视情况及时停运吹扫。

(4)对于灰斗未安装气化风的输灰系统，应对电除尘器料位及仓泵装料情况加强监视，防止因落回不畅造成电除尘器高料位的出现。

(5)对进料及输灰周期等参数及时调整，保证输灰达到最大出力且不堵管。

4.2 根据输灰历史曲线进行系统配气调节

在正常情况下，气力输灰的实时曲线没有大的变化，通过装灰计时器或料位优先方式的运行，循环周期一般在7 min左右。当曲线发生突变时，说明输灰系统出现了异常，应结合曲线状况认真进行系统的综合分析，必要时对气力输灰系统的节流孔板进行调整。

4.3 输灰系统异常处置预案

制订输灰系统异常处置预案，在紧急条件下予以实施，应包含以下措施:

(1)做好燃煤掺配工作，控制入炉煤的发热量、灰分及硫分等。

(2)必要时降低机组负荷运行。(3)做好故障放灰的准备。

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