燃煤電廠WGGH系統煙冷器堵塞的原因分析及在線治理對策

華石磊 侯安博 宋立斌

華能國際電力股份有限公司上安電廠 石家莊 050310

隨著燃煤機組經濟、環保運行標準的日漸提高，部分電廠增設了WGGH系統。在實際運行中，存在WGGH系統煙冷器換熱面堵塞的情況，致使煙氣系統阻力增加，機組被迫限負荷或停機，嚴重影響機組安全、經濟運行。

某電廠5號機組為國產600MW超臨界燃煤機組，于2008年投入商業運行。2015年初，由上海某發電設備成套設計院設計、改進、安裝了WGGH系統。WGGH系統由兩大部分組成：第一部分為煙氣冷卻器，布置在空預器之后、電除塵之前的水平煙道上。煙氣冷卻器共設置四列，其中A側引風機煙道設置A、B列，B側引風機煙道設置C、D列。每列沿煙氣流向布置四組換熱模塊，換熱面型式依次為螺旋型、H型、H型、H型翅片管，設計煙氣側差壓為700 Pa。四組模塊串聯布置，將煙溫由150℃降至90℃。每列在第一二組模塊之間、第三四組模塊之間分上下兩層共布置4桿蒸汽吹灰器，廠家推薦吹灰壓力為1.0～1.5 MPa;第二部分為煙氣加熱器，布置在脫硫系統和煙囪之間的水平煙道上，通過煙氣加熱器將尾部煙氣(脫硫系統出口)加熱到80℃。機組脫硝系統采用SCR技術。該機組在運行過程中出現WGGH系統A/B列煙冷器換熱面堵塞現象，造成煙氣側差壓高，風煙系統阻力增加，機組帶負荷受限。針對此問題，電廠積極開展項目攻關，結合堵塞機理，進行在線治堵可行性分析。經采用對煙冷器模塊解列放水、提升煙溫、增加吹灰頻次的方法，使煙氣側差壓得到有效控制，系統阻力下降明顯，滿足帶負荷需求。

1 煙冷器換熱面堵塞常見的原因分析

結合實際運行經驗，分析造成WGGH系統煙冷器換熱面堵塞的常見原因主要有兩種：

一是前端脫硝噴氨不均或噴氨量過大引起。脫硝噴氨不均或噴氨量過大導致局部煙氣攜帶過剩的氨量增多，氨與煙氣中的三氧化硫和水反應生成硫酸氫銨。硫酸氫銨的熔點為147℃(液固轉化溫度)。其液態時具有非常粘的特性，容易附著在換熱管及翅片表面，并吸附煙氣中的飛灰，造成模塊堵塞[1]。煙冷器入口實際運行煙溫在120～150℃，正好處于硫酸氫銨液固轉化的溫度區間，客觀上增加了系統堵塞的風險。

二是煙氣流場不均。如煙氣導流板設計不合理，導致煙道流場不均，局部煙氣流速差異化，流速慢的煙氣攜帶的煙塵極易在煙冷器換熱面被沉積下來，形成堵塞。一旦局部堵塞，如不采取有效措施，堵塞情況便會逐漸加劇，造成煙氣側差壓大幅上升。

針對噴氨不均或過度噴氨情況，運行中可采取噴氨優化調整試驗，提升脫硝系統性能等手段加以控制和緩解；而流場的優化，因受制于改造方案的制定及檢修工期的限制，實施難度相對較大。如何在現有設備情況下，開展WGGH系統在線治堵勢在必行。

2 WGGH系統在線治堵的機理及可行性分析

2.1 在線治堵的機理

將堵塞的煙冷器模塊煙溫提升至147℃(硫酸氫銨的熔點)以上運行。其目的：一是使煙冷器表面本已固化的硫酸氫銨液化，配合吹灰，去除現有堵塞物；二是降低硫酸氫銨在煙冷器處由液轉固的可能性，減少堵塞物的生成；三是提升煙溫后，煙氣流速加快，減少堵塞介質在煙冷器處的滯留時間。

2.2 在線治堵的可行性分析

實現在線治堵的關鍵點在于將堵塞的煙冷器模塊煙溫提升至147℃以上穩定、可靠運行。

煙溫條件：將治堵的煙冷器模塊以列為單位進行水側隔離排空，破壞其換熱功能，為提升整列煙溫創造條件。通過現場試驗，偏置送引風機出力和燃燒調整，可以將煙冷器出口煙溫提升至147℃以上穩定運行。

(1)安全方面：升溫過程中，應加強對空預器馬達電流的監視，控制好升溫速度，可以避免空預器因超流或卡澀跳閘；煙溫升高后，應注意引風機入口煙溫不超設計值。因同側煙道的非治堵列煙冷器正常運行，只要控制好治堵列煙冷器提升煙溫的高限，兩列煙氣混合后進入引風機的煙溫就不會超過設備損壞最低允許溫度；升負荷階段，因系統阻力變化，通過加強對風機參數的監視及調整，可以避免引風機喘振。

(2)經濟方面：選擇將治堵列煙冷器出口煙溫提升至150℃左右穩定運行。這樣既能為整列煙冷器在硫酸氫銨熔點溫度以上運行留有余量，確保升溫質量，又能最大限度減少排煙損失，兼顧經濟運行。

(3)環保方面：提升煙溫后，進入對應電除塵的煙氣流速加快及煙塵比電阻升高，電除塵除塵效率下降，同時使脫硫反應總傳質系數變小，脫硫整體效率下降。因此，升溫時應加強對環保參數的監視，必要時應采取將電除塵電場投全方式運行、增開脫硫漿液循環泵等手段，避免環保參數超標。

大棚韭菜多層覆蓋模式：主要集中在武山縣馬力鎮、城關鎮、山丹鄉、洛門鎮，甘谷縣磐安鎮、新興鎮、大像山鎮等地，種植面積約0.33萬hm2。目前生產上栽培的品種主要有漢中冬韭、雪韭等。

通過對煙冷器提升煙溫所需條件及升溫后對機組帶來的安全、經濟、環保風險進行分析，同時查閱了大量的相關資料，最終得出結論: 可以實現煙冷器在線治堵。

3 具體實施

運行中5號機組A列煙冷器煙氣側差壓高，最高達到2500 Pa，高負荷階段存在負荷受阻現象。于是組織編寫了《#5機組WGGH系統煙冷器在線治堵組織安全技術措施》。采取對A列煙冷器模塊解列放水、提升煙溫、增加吹灰頻次的方法進行治堵，具體如下：

(1)關閉A列模塊進出口閥門，開放空氣、放水手動門對A列進行解列放水。

(2)調整熱媒水流量、水水換熱器及蒸汽加熱器換熱量，使B/C/D列煙冷器出口煙溫盡量接近至90℃、煙氣加熱器出口煙溫滿足不低于80℃、熱媒水溫滿足不低于70℃的要求。

(3)偏置A/B兩側送引風機出力，緩慢提升A列煙冷器出口煙溫，為減小A側風機煙氣流量，提升煙溫時以優先減小A側送風機出力為首選控制手段，每提升2～3℃，觀察機組各參數變化情況，觀察時間為10 min，參數正常后繼續提升煙溫，直至將煙冷器出口煙溫提升至150℃左右穩定運行。

(4)投運A列吹灰，吹灰壓力定為2.0 MPa(對應就地提升閥后壓力為1.0 MPa)，吹灰蒸汽溫度疏水在240℃以上，每8 h執行2次吹灰。壓縮2個月A列煙冷器煙氣側差壓運行曲線，自解列升溫治堵后，煙氣側差壓整體下降明顯，見圖1。

圖1 A列煙冷器提升煙溫后的煙氣側差壓變化

4 效果評估

將機組風機出力偏置正常，選取負荷相同、總風量接近、其它系統阻力一致的時間段，統計治堵前后A列煙冷器煙氣側差壓情況見表1。

表1 5號機組WGGH系統煙冷器煙氣側差壓情況統計

在后續的工作中，繼續采取治堵措施，A列煙冷器煙氣差壓下降到一定程度后，由降低差壓轉變為維持差壓。使滿負荷階段差壓基本控制在1200Pa左右，較治堵前下降約1300Pa，滿足機組帶滿負荷需求。避免了因煙冷器堵塞導致在線沖洗或機組被迫停機事件的發生。同時，積極優化治堵方案，由單列模塊全解列放水改為僅關閉入口電動門的方式進行升溫，使操作更靈活、便捷。

5 建議

(1)負荷在320 MW～520 MW區間內滿足升溫需求。

(2)升溫治堵2～3天煙氣側差壓有下降趨勢。每列推薦治堵周期為一周或以上，頻次依據現場煙氣側差壓定。

(3)提高吹灰器疏水溫度，確保吹灰蒸汽不帶水。定期核實吹灰器提升閥后進汽壓力。升溫治堵6個月后檢查煙冷器模塊未發現明顯吹損跡象。

6 結語

通過對某電廠5號機組WGGH系統煙冷器煙氣側堵塞的模塊采取解列、提升煙溫、增加吹灰頻次的方法，是可以降低煙氣側差壓的。因此,其他燃煤機組設置有WGGH系統或低低溫省煤器系統的，如因噴氨或流場不均造成換熱管堵塞的情況可以嘗試此方法。