330 MW燃煤機組煙風道阻力分析及治理

方明成，王 瑞，劉玉強，王 濤

(華電渠東發電有限公司，河南 新鄉 453000)

0 引言

依據國家發改委、環保部、國家能源局聯合印發的《煤電節能減排升級與改造行動計劃》，國內燃煤機組已基本實現各類污染物超低排放改造，但由于電廠負荷、系統運行機制、電廠鍋爐運行效率、煙風道阻力、設備運行可靠性等多因素影響，反而使得當前燃煤電廠機組運行的能耗有所增加。其中，煙風道阻力對整個機組煙風系統運行能耗的影響較為明顯，不利于保持機組的正常運行和經濟性。因此，對機組煙風系統進行整體優化，解決煙風系統阻力大的問題，以減少耗電量使機組能耗維持在較低水平，實現煤電節能。

以某330 MW燃煤機組為例，對其煙風道不同時段各部分壓差進行對比分析，找出造成煙風道阻力增加的根本原因，從檢修維護、運行調整、技術改造三個方向有針對性地實施改善治理措施，有效降低煙風道阻力和能耗，供解決同類問題借鑒。

1 設備配置

該電廠330 MW燃煤機組(熱電聯產機組)為亞臨界、一次中間再熱、控制循環汽包爐，2016年完成了超低排放改造。機組配備2臺變頻控制的離心式一次風機，2臺動葉控制的軸流式送風機，2臺變頻控制的軸流式引風機，1臺變頻控制的軸流式增壓風機，2臺三分倉容克式空預器；空預器內一、二次風分隔布置，轉子立式布置。

鍋爐脫硝系統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反應器采用高灰型布置，位于鍋爐省煤器與空預器之間。

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

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

鍋爐在原設備基礎上各增加了一套低低溫換熱器，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吸收塔出口凈煙道處，低低溫換熱器采用管—殼式煙氣—水換熱器，殼側為煙氣通道，管側為熱媒水通道，煙氣與水逆流布置。空預器、SCR反應器和低低溫換熱器均配置有蒸汽吹灰器，空預器、SCR反應器還配置有聲波吹灰器。

2 煙風道設備運行阻力問題分析

2.1 煙風道設備現狀

該機組完成超低排放改造后于2016年9月啟動，至2022年2月煙風系統未進行重大技術改造。選取超低排放改造后2016-09-23和機組大修煙風道阻力綜合治理前2022-02-27兩個相同負荷運行工況下煙風系統各段壓差及運行參數進行對比分析，發現機組在超低排放改造后運行的大約3年半時間里，煙風系統運行總壓差升高了1451 Pa，其中脫硝系統平均壓差升高56 Pa (占比3.8 %)，空預器平均壓差升高485 Pa (占比33.4 %)，脫硫吸收塔(除霧器)壓差升高712 Pa (占比49.1 %)，低低溫換熱器降溫段平均壓差升高198 Pa (占比13.6 %)；造成機組同負荷下煙風系統輔機運行電流升高231 A，其中引風機運行電流升高92.6 %，增壓風機運行電流升高54 %，機組煙風系統增加廠用電率0.59 %，運行經濟性大幅降低，鍋爐煙風系統阻力增加，影響了機組安全穩定運行，制約了鍋爐頂峰帶滿負荷能力。

2.2 煙風道設備運行阻力分析

通過對機組煙風系統各段壓差變化數據的對比分析，發現脫硝系統壓差增量較少，機組低低溫換熱器升溫段壓差基本持平，空預器、脫硫吸收塔除霧器、低低溫換熱器降溫段等各段壓差出現較大幅度上升，制粉系統和二次風系統沒有明顯異常，一次風機、送風機運行電流基本穩定。機組脫硝系統壓差穩定與日常運行維護到位關系密切，脫硝系統煙氣擾動配合定期蒸汽吹灰、聲波吹灰投入連續吹灰模式，嚴控蒸汽吹灰疏水溫度，避免了脫硝系統積灰板結現象，有效減緩了脫硝系統壓差增長速率；而在2020年機組大修過程中，檢查發現機組空預器、脫硫吸收塔除霧器、低低溫換熱器降溫段內部均存在堵塞和積灰情況，其中脫硫吸收塔內部構件還存在損壞情況。

3 煙風道設備運行阻力治理措施

3.1 空預器運行壓差高治理

(1) 運行管理調整。完善脫硝系統和空預器運行管理制度，建立脫硝供氨優化調整記錄臺賬以及空預器壓差控制和預防獎懲機制，在機組停運前、啟動后和運行異常工況下進行噴氨均勻性試驗，優化噴氨自動調整，減少氨逃逸，防止和減少NH4HSO4黏性物質生成，降低空預器堵塞機率。在機組檢修過程中對空預器進行徹底清理，采用高壓水槍沖洗換熱組件。

(2) 實施技術改造。對鍋爐空預器機械密封進行技術改造，柔性密封更換為剛性密封。實踐證明，A，B側空預器漏風率由原來的11.62 %, 10.79 %分別降至5.89 %，2.37 %，漏風治理效果明顯。

3.2 脫硫吸收塔除霧器壓差高治理

(1) 嚴格控制吸收塔漿液pH值、密度，將pH值調節范圍由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門全開時間由原來的90 s調整為60 s，除霧器沖洗時間由每3 h一次調整為每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，除霧器沖洗次數由8次/天增加至12次/天，確保除霧器沖洗壓力及流量在規定范圍。

(2) 運行中密切監視石灰石球磨機運行電流，鋼球添加模式由一周一次調整為每日定量添加，使石灰石球磨機運行電流始終保持在合理水平；調整石灰石球磨機給水流量，增加石灰石漿液每周監督化驗頻次，根據化驗結果及時調整石灰石球磨機出力，使石灰石漿液細度由60 %～80 %提高至90 %以上，確保石灰石漿液細度達標。

(3) 在機組停運檢修期間，通過人工方式用鐵鉤清理除霧器葉片及框架結晶硬垢，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) 在機組大修時更換脫硫吸收塔內脈沖懸浮管和氧化風管破損、腐蝕的支撐槽鋼，更換脈沖懸浮管管卡。脫硫吸收塔內脈沖懸浮管使用耐腐蝕材質管卡鎖定后，使用防腐角鋼焊接至塔壁，漿液循環泵入口濾網增加支撐，中間支管整體使用玻璃纖維布、樹脂進行纏繞加固(8層)。

3.3 低低溫換熱器降溫段壓差高治理

(1) 在機組大修時，利用壓縮空氣對低低溫換熱器降溫段初步吹掃清理浮灰，然后使用高壓水槍對低低溫煙氣換熱器表面板結的積灰進行進一步沖洗，修補焊接換熱器管道漏點，在換熱器管道正對煙氣沖刷側加裝防磨瓦，降低換熱器管道磨損泄漏風險，檢查降溫段內部氣化風噴嘴確保正常無堵塞且壓縮空氣量充足，加強熱媒水箱液位及補水監視，及時發現系統內漏并快速進行隔離。

(2) 在脫硫DCS系統畫面增加熱媒水箱補水異常報警提示，便于運行工作人員及時發現低低溫系統內漏并快速隔離處理，提高運行工作人員監盤質量；在低低溫換熱器區域煙風道內部加裝氣化風擾動裝置，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換熱器積灰堵塞異常情況下進行在線清灰，在低低溫換熱器區域煙風道下加裝輸灰裝置以減少內部積灰。

4 結束語

根據機組60 %額定工況下治理前后的運行參數對比，機組在綜合治理后，煙風系統設備總壓差降低了694 Pa，各風機總電流降低了37.5 A，影響廠用電率降低約0.1 %；提高了空預器、低低溫換熱器降溫段、脫硫吸收塔除霧器在機組高負荷下的運行穩定性和可靠性，不再發生煙風系統大面積堵塞情況，保證了鍋爐頂峰帶滿負荷能力，避免了機組非停，達到了預期效果。但是，相對于吸收塔而言，空預器、低低溫換熱器降溫段壓差降低效果不夠明顯，后續檢修時需繼續加大對空預器、脫硝及低低溫換熱器降溫段的積灰清理和優化改造。

機組停運檢修時，按照“逢停必清”原則對空預器、低低溫換熱器降溫段、除霧器徹底沖洗并充分干燥，全面檢查脈沖懸浮支管、氧化風管及除霧器沖洗水噴嘴，防止漿液在吸收塔壁和除霧器表面沉積結晶加重除霧器堵塞。

降低機組煙風系統阻力綜合治理是一項長期工作，除相關檢修、技改措施外，運行調整對降低機組煙風系統阻力影響很大，因此要建立科學規范的制度和標準用以指導各項運行操作，運行中需嚴格執行脫硝裝置蒸汽吹灰、除霧器沖洗、石灰石漿液細度化驗、低低溫換熱器降溫段在線清灰等定期工作，不定期開展脫硝噴氨均勻性調整試驗，發現問題及時處理，實現機組低能耗運行。