330 MW燃煤机组烟风道阻力分析及治理

方明成，王 瑞，刘玉强，王 涛

(华电渠东发电有限公司，河南 新乡 453000)

0 引言

依据国家发改委、环保部、国家能源局联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划》，国内燃煤机组已基本实现各类污染物超低排放改造，但由于电厂负荷、系统运行机制、电厂锅炉运行效率、烟风道阻力、设备运行可靠性等多因素影响，反而使得当前燃煤电厂机组运行的能耗有所增加。其中，烟风道阻力对整个机组烟风系统运行能耗的影响较为明显，不利于保持机组的正常运行和经济性。因此，对机组烟风系统进行整体优化，解决烟风系统阻力大的问题，以减少耗电量使机组能耗维持在较低水平，实现煤电节能。

以某330 MW燃煤机组为例，对其烟风道不同时段各部分压差进行对比分析，找出造成烟风道阻力增加的根本原因，从检修维护、运行调整、技术改造三个方向有针对性地实施改善治理措施，有效降低烟风道阻力和能耗，供解决同类问题借鉴。

1 设备配置

该电厂330 MW燃煤机组(热电联产机组)为亚临界、一次中间再热、控制循环汽包炉，2016年完成了超低排放改造。机组配备2台变频控制的离心式一次风机，2台动叶控制的轴流式送风机，2台变频控制的轴流式引风机，1台变频控制的轴流式增压风机，2台三分仓容克式空预器；空预器内一、二次风分隔布置，转子立式布置。

锅炉脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)，使用板式催化剂，还原剂采用尿素催化水解制氨，SCR反应器采用高灰型布置，位于锅炉省煤器与空预器之间。

电除尘为双室五电场静电式除尘器，电除尘一、二、三电场采用高频电源技术，四、五电场采用高压控制柜控制技术。

烟气脱硫工艺采用石灰石—石膏湿法脱硫系统，配套两座串联布置的脱硫吸收塔，在燃烧煤种含硫量2.02 %条件下，满足不超过35 mg/m3的超低排放标准。

锅炉在原设备基础上各增加了一套低低温换热器，分为烟气降温段换热器和烟气升温段换热器，烟气降温段换热器为翅片管式换热器，由4组组成，布置在电除尘器喇叭口前的水平烟道处；烟气升温段换热器布置在二级吸收塔出口净烟道处，低低温换热器采用管—壳式烟气—水换热器，壳侧为烟气通道，管侧为热媒水通道，烟气与水逆流布置。空预器、SCR反应器和低低温换热器均配置有蒸汽吹灰器，空预器、SCR反应器还配置有声波吹灰器。

2 烟风道设备运行阻力问题分析

2.1 烟风道设备现状

该机组完成超低排放改造后于2016年9月启动，至2022年2月烟风系统未进行重大技术改造。选取超低排放改造后2016-09-23和机组大修烟风道阻力综合治理前2022-02-27两个相同负荷运行工况下烟风系统各段压差及运行参数进行对比分析，发现机组在超低排放改造后运行的大约3年半时间里，烟风系统运行总压差升高了1451 Pa，其中脱硝系统平均压差升高56 Pa (占比3.8 %)，空预器平均压差升高485 Pa (占比33.4 %)，脱硫吸收塔(除雾器)压差升高712 Pa (占比49.1 %)，低低温换热器降温段平均压差升高198 Pa (占比13.6 %)；造成机组同负荷下烟风系统辅机运行电流升高231 A，其中引风机运行电流升高92.6 %，增压风机运行电流升高54 %，机组烟风系统增加厂用电率0.59 %，运行经济性大幅降低，锅炉烟风系统阻力增加，影响了机组安全稳定运行，制约了锅炉顶峰带满负荷能力。

2.2 烟风道设备运行阻力分析

通过对机组烟风系统各段压差变化数据的对比分析，发现脱硝系统压差增量较少，机组低低温换热器升温段压差基本持平，空预器、脱硫吸收塔除雾器、低低温换热器降温段等各段压差出现较大幅度上升，制粉系统和二次风系统没有明显异常，一次风机、送风机运行电流基本稳定。机组脱硝系统压差稳定与日常运行维护到位关系密切，脱硝系统烟气扰动配合定期蒸汽吹灰、声波吹灰投入连续吹灰模式，严控蒸汽吹灰疏水温度，避免了脱硝系统积灰板结现象，有效减缓了脱硝系统压差增长速率；而在2020年机组大修过程中，检查发现机组空预器、脱硫吸收塔除雾器、低低温换热器降温段内部均存在堵塞和积灰情况，其中脱硫吸收塔内部构件还存在损坏情况。

3 烟风道设备运行阻力治理措施

3.1 空预器运行压差高治理

(1) 运行管理调整。完善脱硝系统和空预器运行管理制度，建立脱硝供氨优化调整记录台账以及空预器压差控制和预防奖惩机制，在机组停运前、启动后和运行异常工况下进行喷氨均匀性试验，优化喷氨自动调整，减少氨逃逸，防止和减少NH4HSO4黏性物质生成，降低空预器堵塞机率。在机组检修过程中对空预器进行彻底清理，采用高压水枪冲洗换热组件。

(2) 实施技术改造。对锅炉空预器机械密封进行技术改造，柔性密封更换为刚性密封。实践证明，A，B侧空预器漏风率由原来的11.62 %, 10.79 %分别降至5.89 %，2.37 %，漏风治理效果明显。

3.2 脱硫吸收塔除雾器压差高治理

(1) 严格控制吸收塔浆液pH值、密度，将pH值调节范围由4.8～5.6降至4.8～5.2，密度控制在1080～1120 kg/m3；修改完善脱硫吸收塔除雾器冲洗逻辑，将除雾器冲洗水电动门全开时间由原来的90 s调整为60 s，除雾器冲洗时间由每3 h一次调整为每2 h一次，在冲洗水量基本不变的情况下，缩短冲洗间隔，增加冲洗频次，除雾器冲洗次数由8次/天增加至12次/天，确保除雾器冲洗压力及流量在规定范围。

(2) 运行中密切监视石灰石球磨机运行电流，钢球添加模式由一周一次调整为每日定量添加，使石灰石球磨机运行电流始终保持在合理水平；调整石灰石球磨机给水流量，增加石灰石浆液每周监督化验频次，根据化验结果及时调整石灰石球磨机出力，使石灰石浆液细度由60 %～80 %提高至90 %以上，确保石灰石浆液细度达标。

(3) 在机组停运检修期间，通过人工方式用铁钩清理除雾器叶片及框架结晶硬垢，用皮锤敲打除雾器，最后用高压水枪冲洗除雾器叶片，定期检查除雾器喷嘴是否堵塞和掉落，喷嘴位置是否偏移。

(4) 在机组大修时更换脱硫吸收塔内脉冲悬浮管和氧化风管破损、腐蚀的支撑槽钢，更换脉冲悬浮管管卡。脱硫吸收塔内脉冲悬浮管使用耐腐蚀材质管卡锁定后，使用防腐角钢焊接至塔壁，浆液循环泵入口滤网增加支撑，中间支管整体使用玻璃纤维布、树脂进行缠绕加固(8层)。

3.3 低低温换热器降温段压差高治理

(1) 在机组大修时，利用压缩空气对低低温换热器降温段初步吹扫清理浮灰，然后使用高压水枪对低低温烟气换热器表面板结的积灰进行进一步冲洗，修补焊接换热器管道漏点，在换热器管道正对烟气冲刷侧加装防磨瓦，降低换热器管道磨损泄漏风险，检查降温段内部气化风喷嘴确保正常无堵塞且压缩空气量充足，加强热媒水箱液位及补水监视，及时发现系统内漏并快速进行隔离。

(2) 在脱硫DCS系统画面增加热媒水箱补水异常报警提示，便于运行工作人员及时发现低低温系统内漏并快速隔离处理，提高运行工作人员监盘质量；在低低温换热器区域烟风道内部加装气化风扰动装置，配合换热器定期吹灰；改装人孔门观察孔便于定期在低低温换热器积灰堵塞异常情况下进行在线清灰，在低低温换热器区域烟风道下加装输灰装置以减少内部积灰。

4 结束语

根据机组60 %额定工况下治理前后的运行参数对比，机组在综合治理后，烟风系统设备总压差降低了694 Pa，各风机总电流降低了37.5 A，影响厂用电率降低约0.1 %；提高了空预器、低低温换热器降温段、脱硫吸收塔除雾器在机组高负荷下的运行稳定性和可靠性，不再发生烟风系统大面积堵塞情况，保证了锅炉顶峰带满负荷能力，避免了机组非停，达到了预期效果。但是，相对于吸收塔而言，空预器、低低温换热器降温段压差降低效果不够明显，后续检修时需继续加大对空预器、脱硝及低低温换热器降温段的积灰清理和优化改造。

机组停运检修时，按照“逢停必清”原则对空预器、低低温换热器降温段、除雾器彻底冲洗并充分干燥，全面检查脉冲悬浮支管、氧化风管及除雾器冲洗水喷嘴，防止浆液在吸收塔壁和除雾器表面沉积结晶加重除雾器堵塞。

降低机组烟风系统阻力综合治理是一项长期工作，除相关检修、技改措施外，运行调整对降低机组烟风系统阻力影响很大，因此要建立科学规范的制度和标准用以指导各项运行操作，运行中需严格执行脱硝装置蒸汽吹灰、除雾器冲洗、石灰石浆液细度化验、低低温换热器降温段在线清灰等定期工作，不定期开展脱硝喷氨均匀性调整试验，发现问题及时处理，实现机组低能耗运行。