330 MW燃煤機(jī)組煙風(fēng)道阻力分析及治理

方明成，王 瑞，劉玉強(qiáng)，王 濤

(華電渠東發(fā)電有限公司，河南 新鄉(xiāng) 453000)

0 引言

依據(jù)國(guó)家發(fā)改委、環(huán)保部、國(guó)家能源局聯(lián)合印發(fā)的《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃》，國(guó)內(nèi)燃煤機(jī)組已基本實(shí)現(xiàn)各類污染物超低排放改造，但由于電廠負(fù)荷、系統(tǒng)運(yùn)行機(jī)制、電廠鍋爐運(yùn)行效率、煙風(fēng)道阻力、設(shè)備運(yùn)行可靠性等多因素影響，反而使得當(dāng)前燃煤電廠機(jī)組運(yùn)行的能耗有所增加。其中，煙風(fēng)道阻力對(duì)整個(gè)機(jī)組煙風(fēng)系統(tǒng)運(yùn)行能耗的影響較為明顯，不利于保持機(jī)組的正常運(yùn)行和經(jīng)濟(jì)性。因此，對(duì)機(jī)組煙風(fēng)系統(tǒng)進(jìn)行整體優(yōu)化，解決煙風(fēng)系統(tǒng)阻力大的問(wèn)題，以減少耗電量使機(jī)組能耗維持在較低水平，實(shí)現(xiàn)煤電節(jié)能。

以某330 MW燃煤機(jī)組為例，對(duì)其煙風(fēng)道不同時(shí)段各部分壓差進(jìn)行對(duì)比分析，找出造成煙風(fēng)道阻力增加的根本原因，從檢修維護(hù)、運(yùn)行調(diào)整、技術(shù)改造三個(gè)方向有針對(duì)性地實(shí)施改善治理措施，有效降低煙風(fēng)道阻力和能耗，供解決同類問(wèn)題借鑒。

1 設(shè)備配置

該電廠330 MW燃煤機(jī)組(熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組)為亞臨界、一次中間再熱、控制循環(huán)汽包爐，2016年完成了超低排放改造。機(jī)組配備2臺(tái)變頻控制的離心式一次風(fēng)機(jī)，2臺(tái)動(dòng)葉控制的軸流式送風(fēng)機(jī)，2臺(tái)變頻控制的軸流式引風(fēng)機(jī)，1臺(tái)變頻控制的軸流式增壓風(fēng)機(jī)，2臺(tái)三分倉(cāng)容克式空預(yù)器；空預(yù)器內(nèi)一、二次風(fēng)分隔布置，轉(zhuǎn)子立式布置。

鍋爐脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原法(SCR)，使用板式催化劑，還原劑采用尿素催化水解制氨，SCR反應(yīng)器采用高灰型布置，位于鍋爐省煤器與空預(yù)器之間。

電除塵為雙室五電場(chǎng)靜電式除塵器，電除塵一、二、三電場(chǎng)采用高頻電源技術(shù)，四、五電場(chǎng)采用高壓控制柜控制技術(shù)。

煙氣脫硫工藝采用石灰石—石膏濕法脫硫系統(tǒng)，配套兩座串聯(lián)布置的脫硫吸收塔，在燃燒煤種含硫量2.02 %條件下，滿足不超過(guò)35 mg/m3的超低排放標(biāo)準(zhǔn)。

鍋爐在原設(shè)備基礎(chǔ)上各增加了一套低低溫?fù)Q熱器，分為煙氣降溫段換熱器和煙氣升溫段換熱器，煙氣降溫段換熱器為翅片管式換熱器，由4組組成，布置在電除塵器喇叭口前的水平煙道處；煙氣升溫段換熱器布置在二級(jí)吸收塔出口凈煙道處，低低溫?fù)Q熱器采用管—?dú)な綗煔狻畵Q熱器，殼側(cè)為煙氣通道，管側(cè)為熱媒水通道，煙氣與水逆流布置。空預(yù)器、SCR反應(yīng)器和低低溫?fù)Q熱器均配置有蒸汽吹灰器，空預(yù)器、SCR反應(yīng)器還配置有聲波吹灰器。

2 煙風(fēng)道設(shè)備運(yùn)行阻力問(wèn)題分析

2.1 煙風(fēng)道設(shè)備現(xiàn)狀

該機(jī)組完成超低排放改造后于2016年9月啟動(dòng)，至2022年2月煙風(fēng)系統(tǒng)未進(jìn)行重大技術(shù)改造。選取超低排放改造后2016-09-23和機(jī)組大修煙風(fēng)道阻力綜合治理前2022-02-27兩個(gè)相同負(fù)荷運(yùn)行工況下煙風(fēng)系統(tǒng)各段壓差及運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行對(duì)比分析，發(fā)現(xiàn)機(jī)組在超低排放改造后運(yùn)行的大約3年半時(shí)間里，煙風(fēng)系統(tǒng)運(yùn)行總壓差升高了1451 Pa，其中脫硝系統(tǒng)平均壓差升高56 Pa (占比3.8 %)，空預(yù)器平均壓差升高485 Pa (占比33.4 %)，脫硫吸收塔(除霧器)壓差升高712 Pa (占比49.1 %)，低低溫?fù)Q熱器降溫段平均壓差升高198 Pa (占比13.6 %)；造成機(jī)組同負(fù)荷下煙風(fēng)系統(tǒng)輔機(jī)運(yùn)行電流升高231 A，其中引風(fēng)機(jī)運(yùn)行電流升高92.6 %，增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行電流升高54 %，機(jī)組煙風(fēng)系統(tǒng)增加廠用電率0.59 %，運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性大幅降低，鍋爐煙風(fēng)系統(tǒng)阻力增加，影響了機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行，制約了鍋爐頂峰帶滿負(fù)荷能力。

2.2 煙風(fēng)道設(shè)備運(yùn)行阻力分析

通過(guò)對(duì)機(jī)組煙風(fēng)系統(tǒng)各段壓差變化數(shù)據(jù)的對(duì)比分析，發(fā)現(xiàn)脫硝系統(tǒng)壓差增量較少，機(jī)組低低溫?fù)Q熱器升溫段壓差基本持平，空預(yù)器、脫硫吸收塔除霧器、低低溫?fù)Q熱器降溫段等各段壓差出現(xiàn)較大幅度上升，制粉系統(tǒng)和二次風(fēng)系統(tǒng)沒(méi)有明顯異常，一次風(fēng)機(jī)、送風(fēng)機(jī)運(yùn)行電流基本穩(wěn)定。機(jī)組脫硝系統(tǒng)壓差穩(wěn)定與日常運(yùn)行維護(hù)到位關(guān)系密切，脫硝系統(tǒng)煙氣擾動(dòng)配合定期蒸汽吹灰、聲波吹灰投入連續(xù)吹灰模式，嚴(yán)控蒸汽吹灰疏水溫度，避免了脫硝系統(tǒng)積灰板結(jié)現(xiàn)象，有效減緩了脫硝系統(tǒng)壓差增長(zhǎng)速率；而在2020年機(jī)組大修過(guò)程中，檢查發(fā)現(xiàn)機(jī)組空預(yù)器、脫硫吸收塔除霧器、低低溫?fù)Q熱器降溫段內(nèi)部均存在堵塞和積灰情況，其中脫硫吸收塔內(nèi)部構(gòu)件還存在損壞情況。

3 煙風(fēng)道設(shè)備運(yùn)行阻力治理措施

3.1 空預(yù)器運(yùn)行壓差高治理

(1) 運(yùn)行管理調(diào)整。完善脫硝系統(tǒng)和空預(yù)器運(yùn)行管理制度，建立脫硝供氨優(yōu)化調(diào)整記錄臺(tái)賬以及空預(yù)器壓差控制和預(yù)防獎(jiǎng)懲機(jī)制，在機(jī)組停運(yùn)前、啟動(dòng)后和運(yùn)行異常工況下進(jìn)行噴氨均勻性試驗(yàn)，優(yōu)化噴氨自動(dòng)調(diào)整，減少氨逃逸，防止和減少NH4HSO4黏性物質(zhì)生成，降低空預(yù)器堵塞機(jī)率。在機(jī)組檢修過(guò)程中對(duì)空預(yù)器進(jìn)行徹底清理，采用高壓水槍沖洗換熱組件。

(2) 實(shí)施技術(shù)改造。對(duì)鍋爐空預(yù)器機(jī)械密封進(jìn)行技術(shù)改造，柔性密封更換為剛性密封。實(shí)踐證明，A，B側(cè)空預(yù)器漏風(fēng)率由原來(lái)的11.62 %, 10.79 %分別降至5.89 %，2.37 %，漏風(fēng)治理效果明顯。

3.2 脫硫吸收塔除霧器壓差高治理

(1) 嚴(yán)格控制吸收塔漿液pH值、密度，將pH值調(diào)節(jié)范圍由4.8～5.6降至4.8～5.2，密度控制在1080～1120 kg/m3；修改完善脫硫吸收塔除霧器沖洗邏輯，將除霧器沖洗水電動(dòng)門全開(kāi)時(shí)間由原來(lái)的90 s調(diào)整為60 s，除霧器沖洗時(shí)間由每3 h一次調(diào)整為每2 h一次，在沖洗水量基本不變的情況下，縮短沖洗間隔，增加沖洗頻次，除霧器沖洗次數(shù)由8次/天增加至12次/天，確保除霧器沖洗壓力及流量在規(guī)定范圍。

(2) 運(yùn)行中密切監(jiān)視石灰石球磨機(jī)運(yùn)行電流，鋼球添加模式由一周一次調(diào)整為每日定量添加，使石灰石球磨機(jī)運(yùn)行電流始終保持在合理水平；調(diào)整石灰石球磨機(jī)給水流量，增加石灰石漿液每周監(jiān)督化驗(yàn)頻次，根據(jù)化驗(yàn)結(jié)果及時(shí)調(diào)整石灰石球磨機(jī)出力，使石灰石漿液細(xì)度由60 %～80 %提高至90 %以上，確保石灰石漿液細(xì)度達(dá)標(biāo)。

(3) 在機(jī)組停運(yùn)檢修期間，通過(guò)人工方式用鐵鉤清理除霧器葉片及框架結(jié)晶硬垢，用皮錘敲打除霧器，最后用高壓水槍沖洗除霧器葉片，定期檢查除霧器噴嘴是否堵塞和掉落，噴嘴位置是否偏移。

(4) 在機(jī)組大修時(shí)更換脫硫吸收塔內(nèi)脈沖懸浮管和氧化風(fēng)管破損、腐蝕的支撐槽鋼，更換脈沖懸浮管管卡。脫硫吸收塔內(nèi)脈沖懸浮管使用耐腐蝕材質(zhì)管卡鎖定后，使用防腐角鋼焊接至塔壁，漿液循環(huán)泵入口濾網(wǎng)增加支撐，中間支管整體使用玻璃纖維布、樹(shù)脂進(jìn)行纏繞加固(8層)。

3.3 低低溫?fù)Q熱器降溫段壓差高治理

(1) 在機(jī)組大修時(shí)，利用壓縮空氣對(duì)低低溫?fù)Q熱器降溫段初步吹掃清理浮灰，然后使用高壓水槍對(duì)低低溫?zé)煔鈸Q熱器表面板結(jié)的積灰進(jìn)行進(jìn)一步?jīng)_洗，修補(bǔ)焊接換熱器管道漏點(diǎn)，在換熱器管道正對(duì)煙氣沖刷側(cè)加裝防磨瓦，降低換熱器管道磨損泄漏風(fēng)險(xiǎn)，檢查降溫段內(nèi)部氣化風(fēng)噴嘴確保正常無(wú)堵塞且壓縮空氣量充足，加強(qiáng)熱媒水箱液位及補(bǔ)水監(jiān)視，及時(shí)發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)內(nèi)漏并快速進(jìn)行隔離。

(2) 在脫硫DCS系統(tǒng)畫(huà)面增加熱媒水箱補(bǔ)水異常報(bào)警提示，便于運(yùn)行工作人員及時(shí)發(fā)現(xiàn)低低溫系統(tǒng)內(nèi)漏并快速隔離處理，提高運(yùn)行工作人員監(jiān)盤(pán)質(zhì)量；在低低溫?fù)Q熱器區(qū)域煙風(fēng)道內(nèi)部加裝氣化風(fēng)擾動(dòng)裝置，配合換熱器定期吹灰；改裝人孔門觀察孔便于定期在低低溫?fù)Q熱器積灰堵塞異常情況下進(jìn)行在線清灰，在低低溫?fù)Q熱器區(qū)域煙風(fēng)道下加裝輸灰裝置以減少內(nèi)部積灰。

4 結(jié)束語(yǔ)

根據(jù)機(jī)組60 %額定工況下治理前后的運(yùn)行參數(shù)對(duì)比，機(jī)組在綜合治理后，煙風(fēng)系統(tǒng)設(shè)備總壓差降低了694 Pa，各風(fēng)機(jī)總電流降低了37.5 A，影響廠用電率降低約0.1 %；提高了空預(yù)器、低低溫?fù)Q熱器降溫段、脫硫吸收塔除霧器在機(jī)組高負(fù)荷下的運(yùn)行穩(wěn)定性和可靠性，不再發(fā)生煙風(fēng)系統(tǒng)大面積堵塞情況，保證了鍋爐頂峰帶滿負(fù)荷能力，避免了機(jī)組非停，達(dá)到了預(yù)期效果。但是，相對(duì)于吸收塔而言，空預(yù)器、低低溫?fù)Q熱器降溫段壓差降低效果不夠明顯，后續(xù)檢修時(shí)需繼續(xù)加大對(duì)空預(yù)器、脫硝及低低溫?fù)Q熱器降溫段的積灰清理和優(yōu)化改造。

機(jī)組停運(yùn)檢修時(shí)，按照“逢停必清”原則對(duì)空預(yù)器、低低溫?fù)Q熱器降溫段、除霧器徹底沖洗并充分干燥，全面檢查脈沖懸浮支管、氧化風(fēng)管及除霧器沖洗水噴嘴，防止?jié){液在吸收塔壁和除霧器表面沉積結(jié)晶加重除霧器堵塞。

降低機(jī)組煙風(fēng)系統(tǒng)阻力綜合治理是一項(xiàng)長(zhǎng)期工作，除相關(guān)檢修、技改措施外，運(yùn)行調(diào)整對(duì)降低機(jī)組煙風(fēng)系統(tǒng)阻力影響很大，因此要建立科學(xué)規(guī)范的制度和標(biāo)準(zhǔn)用以指導(dǎo)各項(xiàng)運(yùn)行操作，運(yùn)行中需嚴(yán)格執(zhí)行脫硝裝置蒸汽吹灰、除霧器沖洗、石灰石漿液細(xì)度化驗(yàn)、低低溫?fù)Q熱器降溫段在線清灰等定期工作，不定期開(kāi)展脫硝噴氨均勻性調(diào)整試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)問(wèn)題及時(shí)處理，實(shí)現(xiàn)機(jī)組低能耗運(yùn)行。