摘要：风烟系统作为电厂锅炉输送烟气的重要系统，能否保障其安全高效的运行就显得格外重要。电厂锅炉作为一次能源消耗的大户，其每年都需进口大量的能源才能满足电厂的运行需求。当下，国内发电机组大多数都已加装烟气脱硫设备，而烟气脱硫设备的稳定运行是安全脱除二氧化硫的必备条件。因此，文章以8号330MW机组的风烟系统运行为例，结合风烟系统脱硫工艺流程，阐述了机组运行中存在的问题因素，并提出相应的解决措施，以此为电力工业脱硫机组的运行和检修提供借鉴。
关键词：8号机组；风烟系统；检测措施
1 风烟系统脱硫概述
从锅炉出来的烟气首先经过电除尘装置进行除尘操作，然后进入脱硫系统。脱硫系统入口有两个挡板，一个是旁路挡板，另一个是进口挡板。旁路挡板存在的目的是在不使用脱硫设备或者是脱硫设备检修时，直接将烟气送入烟囱。进口挡板控制进入脱硫系统烟气的流量和流速，经过进口挡板的烟气通过升压风机的升压作用进行输送，补充脱硫过程中可能具有的压降。通过升压风机的烟气温度可高达120℃，这么高的温度直接进入吸收塔会大大降低脱硫系统的吸收性能，所以在进入吸收塔前设置了烟气换热器（GGH），待降温至80℃时再进入吸收塔。烟气进入吸收塔后进行脱硫反应，吸收塔内原烟气与浆液充分接触继续降温至45℃。脱硫后的烟气通过塔顶除雾器消除烟气中的含硫水分进入换热器（GGH），最后烟气通过净烟气烟道、净烟气挡板和烟囱排放到大气中，完成烟气的脱硫过程。
2 风烟系统运行分析
2.1 参数对比
根据机组运行检修计划方案，8号机组于2018年11月B修，11月20日启动。2019年8月D修，8月31日启动。检修前后运行参数见表1、表2和表3。
表1：8号炉各段烟气差压同比表
2.2 风烟系统压差分析
（1）锅炉本体各受热面总差压分析
当前值较2018年12月相比，炉本体各受热面总差压高287 Pa。与8月D修后对比变化不大。主要原因：使用容易结焦粘灰的进口煤造成各段受热面普遍结焦积灰严重，吹灰器的吹灰范围有限，通过吹灰无法恢复正常。
（2）空预器差压分析
当前值与2018年12月对比，空预器差压高193 Pa。与8月D修后对比变化不大。但是，8月D修时检查发现空预器冷端换热元件损坏较严重。经现场检查和查阅历史数据，运行都严格按规定的参数和频率进行吹灰。9#炉空预器最近检查只有轻微的吹灰，两台炉不同的是：8#炉空预器运行时间多近一年时间；8#炉吹灰蒸汽在去年有较长时间因调压阀故障无法调整，吹灰过程压力经常严重超压。
（3）SCR差压分析
当前值与2018年12月对比，SCR差压高290 Pa。主要原因是SCR运行时间长后催化剂阻力增大和内部积灰引起，吹灰器的吹灰效果有限，通过吹灰无法恢复正常。
（4）除尘器差压分析
当前值与2018年12月对比，布袋除尘器差压高17.5 Pa。自2018年11月20日机组B修后，满负荷情况下8#布袋两侧的压差呈明显的上升趋势，运行2个月后平均压差上涨了245Pa。从2019年1月24日达到最大差压后，满负荷情况下8#布袋的压差呈明显的下降，至3月9日已下降156Pa；从2019年3月9日至2019年8月18日停机前，8#布袋的平均压差由827Pa上升至1157Pa，上涨了330Pa。2019年8月D修时对布袋进行了彻底的清理，布袋阻力下降了约500Pa，已基本恢复到以前的水平。
（5）脱硫系统差压分析
当前值与2018年12月对比，脱硫系统总差压高60Pa。运行通过优化GGH冲洗运行方式，脱硫系统压差上涨不多。
（6）引风机出力分析
当前值与2018年12月对比，引风机开度大12.5%，引风机电流大65.5，引风机全压高785.5 Pa。主要原因是锅炉各段烟气阻力上升引起。9月4日中班加满负荷时，发现空预器两侧烟温偏差19℃，A侧严重偏高。就地检查发现脱硝入口调温挡板两侧（约80%）、空预器出口一次风门和空预器入口烟气挡板B侧两个开不到位。脱硝入口调温挡板两侧手动摇不动。手摇开B侧空预器出口一次风门和空预器入口烟气挡板后，排烟温度偏差降至6℃，但是排烟温度平均值变化不大。
3 机组风烟系统阻力上升控制措施
3.1 锅炉受热面阻力上升控制措施
（1）严格控制入炉煤质，新煤种必须先加1至2个仓试烧（先B、D仓），确认无结焦、粘焦风险才能逐步增仓。有结焦、粘焦风险时，应及时减少加仓。
（2）使用的菲律宾煤等易结焦煤种，严格执行《关于配烧易结焦菲律宾煤的运行措施》。加强锅炉各段烟气压力监视，发现烟气差压明显升高（比正常值高200Pa以上），应立即查明原因，并汇报处理。
（3）加强炉本体吹灰器的检查和维护，严格按《8#/9#机组炉本体吹灰优化方案》规定进行吹灰，发现缺陷及时汇报处理。
（4）蒸汽吹灰器吹灰前，必须按规定进行疏水，疏水温度不满足要求严禁进行吹灰。
3.2 除尘系统阻力上升控制措施
（1）优化喷吹运行方式，及时控制压差上涨。
（2）调整8#布袋AL、AR、BL、BR侧的喷吹压力，将压力控制在0.33MPa。
（3）缩短喷吹阀定期试验时间，每周三全面对喷吹阀进行检查，及时发现不能正常动作的阀门，并通知检修人员进行消缺。
3.3 脱硫系统阻力上升控制措施
（1）优化GGH冲洗运行方式，控制原烟气侧压差上涨。
（2）根据入口硫份的变化，及时添加脱硫增效剂，可以停运一台浆液循环泵，减少脱硫系统压差。
（3）根据吸收塔液位，适当增加除雾器的冲洗频率，保证除雾器压差不上涨。
3.4 加满负荷防止引风机抢风的运行措施
（1）加满负荷的过程注意监视烟道阻力情况，随时调整两侧风机的偏置，以保证两侧风机的出力平衡，出力调整以电流为准。控制引风机A、B差压均在10000 Pa以下，引风机A、B电流均不大于370A。
（2）满负荷运行时，锅炉蒸汽吹灰必须保持引风机有调节余量，引风机A、B电流大于330A或开度大于90%时，锅炉蒸汽吹灰只能单点进行。
（3）机组正常运行中，引风机A、B电流均大于350A或开度都大于90%时，保持引风机进口联络门关闭，减少两台引风机的相互干扰。8#机组引风机电流都小于330A时，9#机组引风机开度都小于85%时，必须开启引风机进口联络门。
（4）机组正常运行中，辅控运行人员严格按优化运行方案调整，尽量降低布袋除尘器差和减少浆液循环泵运行台数。
参考文献：
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[3]孙绍洲.300MW机组脱硫风烟系统维护特点探讨[J].科技视界，2016（05）：142.
论文作者:郭京川
论文发表刊物:《基层建设》2019年第25期
论文发表时间:2019/12/12
标签：烟气论文; 机组论文; 风烟论文; 挡板论文; 系统论文; 结焦论文; 引风机论文; 《基层建设》2019年第25期论文;