某600 MW機組煙冷器堵灰的原因分析及對策

彭鈺君

(華電國際奉節(jié)發(fā)電廠，重慶 404652)

某600 MW機組煙冷器堵灰的原因分析及對策

彭鈺君

(華電國際奉節(jié)發(fā)電廠，重慶 404652)

對華電國際奉節(jié)發(fā)電廠煙氣系統(tǒng)加裝煙氣余熱回收-再熱裝置(MGGH)中煙冷器堵灰的原因進行了分析，通過經(jīng)驗總結(jié)找出了解決問題的方法，使機組運行中煙冷器的運行狀態(tài)得到了改善，同時脫硫吸收塔出口的凈煙氣溫度得到提高，保證了吸收塔尾部煙道及煙囪的運行安全，解決了煙囪煙羽現(xiàn)象。

煙冷器；煙氣再熱器；堵灰；解決方法

0 引言

煙氣治理是電廠運行中面臨的重要問題。為了達到煙氣的潔凈排放，煙氣必須經(jīng)過除塵、脫硫等過程才能最終進入大氣，為此，電廠發(fā)展出了不同類型的技術(shù)來解決這些問題。李新超介紹了一種新型的煙氣治理技術(shù)，討論了管束式除塵器與旋匯耦合器在脫硫技術(shù)中的應用[1]。江哲生和許傳凱介紹了我國煙氣余熱利用換熱器發(fā)展情況[2]。陳文理以1 000 MW機組為例，進行了中間熱媒體煙氣換熱器與傳統(tǒng)的回轉(zhuǎn)式煙氣換熱器(RGGH)的技術(shù)和經(jīng)濟性對比[3]。趙雁翎和畢雪峰基于1 000 MW 級純凝機組，對低溫省煤器與低低溫電除塵、中間熱媒體煙氣換熱器綜合設置進行了研究[4]。郭家旺分析了煙氣余熱回收-再熱裝置(MGGH)在應用中可能出現(xiàn)的一些問題[5]。劉毅和張千則討論了600 MW火電機組濕法煙氣脫硫系統(tǒng)堵灰治理[6]。

華電國際奉節(jié)發(fā)電廠(以下簡稱奉節(jié)電廠)在煙道加裝了MGGH，以熱媒水為換熱介質(zhì)，在空氣預熱器(以下簡稱空預器)出口和電除塵器之間的煙道內(nèi)安裝了4組煙冷器，將原煙氣的溫度從131 ℃降低到90 ℃，提高靜電除塵器的除塵效率，降低引風機電耗，在脫硫吸收塔出口與煙囪之間的煙道上設置煙氣再加熱器，使用熱媒水吸收的熱量將煙氣溫度從46 ℃加熱至80 ℃以上，消除煙囪“白龍”現(xiàn)象帶來的視覺污染。

奉節(jié)電廠#1機組在2016年10月7日機組帶負荷調(diào)試過程中，發(fā)生了煙冷器堵灰，導致機組無法正常運行，被迫停運，進行人工清灰后，機組人員制定了有針對性的技術(shù)措施，在后續(xù)的168試運行及正式的商業(yè)運行過程中，確保了MGGH的正常運行。

1 MGGH介紹

奉節(jié)電廠新安裝的MGGH的設計、生產(chǎn)、安裝均由福建龍凈環(huán)保股份有限公司負責。MGGH的換熱形式為煙氣-水換熱器。每組煙冷器采用2個聲波吹灰器，防止受熱面積灰造成堵塞，煙氣再熱器采用蒸汽吹灰器。

MGGH設置有輔助蒸汽(蒸汽壓力0.80～1.19 MPa，溫度350～368 ℃)加熱器。當系統(tǒng)熱量不足時(啟動工況、低負荷工況、冬季工況、事故工況)，通過輔助蒸汽加熱器加熱熱媒水，以保證煙氣再熱器仍然能將凈煙氣加熱到設計值。煙冷器設置可調(diào)回路。輔助蒸汽加熱器在水側(cè)設置旁路，并根據(jù)需要配置足夠的調(diào)節(jié)閥，調(diào)節(jié)閥均設置有旁路。

煙冷器與煙氣再熱器的水側(cè)通過閉式熱媒水相連，水側(cè)系統(tǒng)設置3臺熱媒水泵進行驅(qū)動，2用1備。設計工況下，70 ℃的熱媒水進入煙冷器與煙氣進行熱交換，將電除塵器前進口煙溫從131 ℃左右降至90 ℃；吸熱后的熱媒水進入煙氣再熱器與煙氣進行熱交換，將煙囪入口煙溫從46 ℃提升至80 ℃以上，放熱后的熱媒水通過循環(huán)泵，繼續(xù)進入煙冷器，循環(huán)運行。MGGH如圖1所示。

MGGH性能參數(shù)見表1(單臺換熱器，每臺鍋爐配4臺換熱器，5種工況分別為鍋爐最大出力工況(BMCR)、鍋爐額定負荷工況(BRL)、汽機熱耗率驗收工況(THA)，75%THA，50%THA)。

2 MGGH堵灰現(xiàn)象

2016-10-06 T 06:00，奉節(jié)電廠#1機組進行帶負荷(404 MW)調(diào)試工作。按照調(diào)試人員要求，啟動#2熱媒水泵運行，投運#1鍋爐MGGH。熱媒水投入后，熱回收器平均壁溫都在66 ℃左右，低于設計要求的最低值72 ℃。4個熱回收器煙道差壓從正常范圍開始逐步升高，至當日19:00 升高至量程最大值1 050 Pa(正常運行要求低于350 Pa)。

圖1 MGGH

表1 煙冷器性能數(shù)據(jù)表

2016-10-07 T 05：00，發(fā)現(xiàn)#1鍋爐灰斗A側(cè)料位高，輸灰較困難，就地檢查A側(cè)輸灰倉泵溫度高、B側(cè)倉泵溫度低；05:45退出#1鍋爐MGGH；07:15，#1鍋爐兩側(cè)空預器出口煙溫偏差開始逐漸變大，A側(cè)空預器出口煙溫逐步上升至187 ℃，同時B側(cè)空預器出口煙溫下降至71 ℃，向調(diào)度申請降負荷至150 MW運行觀察；10：30就地檢查#1鍋爐電除塵輸灰情況，A側(cè)灰斗料位高，輸灰困難，B側(cè)灰斗內(nèi)無積灰、倉泵溫度低，懷疑#1鍋爐MGGH存在堵塞現(xiàn)象；14:10關(guān)閉B側(cè)冷一次風擋板后，就地緩慢手動關(guān)小A/B一次風聯(lián)絡擋板至20%開度，B側(cè)一次風壓由6.6 kPa升至7.0 kPa，故判斷B側(cè)煙道存在堵塞現(xiàn)象；測量B側(cè)#3，#4 煙冷器差壓達1.8 kPa；15：27申請#1機組停機處理；17:30， 打開#1鍋爐MGGH人孔門進行內(nèi)部檢查，#4煙冷器堵灰嚴重，#3煙冷器堵灰較嚴重，#2和#1煙冷器堵灰較輕，打開2臺空預器熱端檢查，未發(fā)現(xiàn)明顯積灰情況。

3 MGGH堵灰原因分析

(1)#1鍋爐為W爐，爐寬32 m，在負荷較低時通過4組煙冷卻器的煙氣量大小不一；A，B電除塵出口至A，B引風機的聯(lián)通管上無相關(guān)擋板門，造成煙氣量低的煙冷器流量越來越低，煙速降低，煙氣自潔能力降低，從而加速煙冷器堵塞程度。

(2)進入煙冷器水溫低。堵塞前進入煙冷器水溫55～66 ℃，導致煙冷器壁溫低于設計要求最低值72 ℃，此時煙氣中的硫酸蒸汽易在管壁上凝結(jié)，從而造成積灰不斷增加。

(3)對MGGH壓差未引起足夠重視。投產(chǎn)之初調(diào)試人員缺少MGGH的調(diào)試經(jīng)驗，運行人員也沒接觸過類似設備，造成MGGH壓差出現(xiàn)異常時未引起重視。

(4)空預器吹灰蒸汽帶水，造成灰在煙冷器上黏結(jié)。

(5)MGGH聲波吹灰器數(shù)量不足。#1鍋爐每組煙冷器上裝設2個聲波吹灰器，聲波吹灰能量不夠，不能及時把黏在換熱片上的積灰吹走。

4 MGGH堵灰的處理

(1)將#1鍋爐所有風機停運后，檢查發(fā)現(xiàn)MGGH各煙冷器有堵灰現(xiàn)象，其中#3，#4煙冷器較嚴重。聯(lián)系高壓水沖洗廠家用高壓沖洗水沖洗煙冷器。

(2)確認MGGH煙冷器徹底沖洗干凈后，投輔汽加熱熱媒水系統(tǒng)，對MGGH煙冷器徹底進行烘干。

5 防范MGGH堵灰的對策

(1)為解決機組低負荷時通過MGGH兩側(cè)風量不易調(diào)整的問題，經(jīng)過與東方鍋爐股份有限公司技術(shù)中心商議，在引風機前聯(lián)絡煙道臨時加裝隔離板，后期將改為電動聯(lián)絡擋板。當發(fā)現(xiàn)某側(cè)煙冷器差壓上升時，適當增加該側(cè)風量，兩側(cè)引風機電流偏差盡量控制在5 A以內(nèi)，必要時將引風機解為手動調(diào)節(jié)，此時受熱面溫差須控制在許可范圍內(nèi)。

(2)當機組負荷大于350 MW，確認MGGH煙冷器入口煙溫在110 ℃以上，投運MGGH煙氣熱加熱器時，首先投運熱媒水加熱器，將煙冷器入口的熱媒水溫度加熱到80 ℃以上，按照入口煙溫高低順序分組依次投運；投運后必須保證每組的管壁溫度在72 ℃以上；當機組降負荷運行，管壁溫度低于72 ℃時，及時投運熱媒水加熱器提高熱媒水溫度。

(3)煙氣差壓在壓力高時，增加1個提示告警(如壓力高于設定值350 Pa時變成紅色)，同時將煙冷器的4個煙氣差壓引入風煙系統(tǒng)畫面對應位置，方便運行人員及時發(fā)現(xiàn)。

(4)保證預器吹灰蒸汽參數(shù)合格。

(5)經(jīng)MGGH廠家煙道阻力分析計算，在每組MGGH內(nèi)再增加2組聲波吹灰器，確保清灰效果。提高煙冷器的吹灰頻率。當某1組MGGH煙冷器的差壓異常增大時，應手動增加該組的聲波吹灰器的投運頻次，直至差壓降低到正常范圍內(nèi)。

(6)煙氣再熱器增加旁路管道并設置手動門進行調(diào)節(jié)。在投運煙冷器初期，部分高溫熱媒水通過旁路與煙氣再熱器出口的熱媒水混合，提高煙冷器入口水溫，保證系統(tǒng)正常投運。后期準備將旁路手動閥改為可調(diào)電動閥，運行人員可在遠方根據(jù)熱媒水溫度進行適時調(diào)節(jié)。

6 結(jié)束語

本文針對奉節(jié)電廠#1機組在試運行過程中出現(xiàn)的煙冷器發(fā)生堵灰造成機組停運的原因進行了分析，總結(jié)了防止堵灰的對策，進行了針對性的系統(tǒng)改造，有效保障了該廠MGGH的可靠運行。

[1]李新超.管束式除塵器與旋匯耦合器在脫硫技術(shù)中的應用[J].黑龍江科技信息,2015(33):3.

[2]江哲生,許傳凱.我國煙氣余熱利用換熱器發(fā)展概述[J].中國高新技術(shù)企業(yè),2012(22):1-6.

[3]陳文理.MGGH技術(shù)在1 000 MW機組中應用的技術(shù)、經(jīng)濟性分析[J].電力建設,2014,35(5):103-107.

[4]趙雁翎,畢雪峰.1 000 MW級純凝機組低溫省煤器與低低溫電除塵、MGGH綜合設置研究[C]//中國動力工程學會.超超臨界機組技術(shù)交流2013年會論文集,2013.

[5]郭家旺.淺析MGGH煙氣處理技術(shù)在國內(nèi)的應用[J].科技創(chuàng)新與應用,2016(12):118.

[6]劉毅,張千.600 MW火電機組濕法煙氣脫硫系統(tǒng)GGH堵灰治理[J].神華科技,2009,7(2):83-90.

(本文責編：劉炳鋒)

帶有中心值的百分數(shù)的公差表示方式

對于量值的公差，當上、下公差相同時，無歧義的表示方式，可以使用帶有公差的中心值。例如：100 kPa±5 kPa或(100±5) kPa。但對于帶有中心值的百分數(shù)的公差，唯一正確的表示形式是“(n±m(xù))%”，例如“(80±5)%” 。如將其表示成“80%±5%”則會產(chǎn)生歧義， 有可能誤將“±5%”理解成“80%的5%”，即變?yōu)椤?80±4)%”了。實踐中也有將其表示成“80±5%”的，這更是錯誤的， 因為它已不是百分數(shù)的公差了。

2017-03-22；

:2017-06-14

TK 228

：B

：1674-1951(2017)06-0072-03

彭鈺君(1976—)，男，重慶奉節(jié)人，工程師，從事發(fā)電廠運行及管理工作(E-mail:2237008384@qq.com)。