对某电厂WGGH堵塞事件的分析探讨

陈 扬

（广东粤电云河发电有限公司，广东 云浮 527328）

某电厂#5、#6炉是上海锅炉厂生产的SG-1036/17.5-M4506，亚临界中间再热，单锅筒自然循环、循环流化床锅炉，与300MW等级汽轮发电机组相匹配。锅炉采用循环流化床燃烧技术，锅炉岛式露天布置、全钢结构。锅炉主要由单炉膛、3个高温绝热旋风分离器、3个回料阀、尾部对流烟道、4台冷渣器和1个回转式空预器等部分组成。

从2019年底开始依次对#6、#5锅炉进行超低排放改造，本次改造的目标是锅炉各设备正常运行的情况下，将烟囱排放SO2、NOx和粉尘浓度分别控制在35、50、10mg/Nm3以下，以满足环保排放要求。同时，本次改造增加水媒式-烟气换热器系统（以下简称WGGH系统），利用锅炉空预器出口高温烟气加热热媒介质，将锅炉排烟温度降低到90℃后进入除尘系统；烟气再热器利用热媒介质加热脱硫吸收塔出口低温烟气，将吸收塔出口的净烟气加热到80℃后进入烟囱排放，达到地方环保部门要求烟囱消湿烟羽的要求。

WGGH系统烟气冷却器每台机组各4台，布置在除尘器进口竖直烟道上，烟气再热器每台机组1台，布置在脱硫吸收塔出口烟道上。换热形式为烟气-水换热器，热媒介质采用凝结水水质，闭式循环，增压泵驱动，热媒辅助加热系统采用辅助蒸汽加热。每套装置包含两级换热器及支撑结构、热媒辅助加热系统、热媒补充水系统、热媒增压系统、凝结水余热回收系统、吹灰系统等。

在燃用锅炉设计及校核煤质范围内的燃煤时，WGGH系统应保证满足以下性能指标要求：

（1）换热器进口出口烟温：烟气冷却器进口烟气温度131℃（设计煤种，BMCR工况），出口烟气温度不高于90℃，进口热媒水温度：70℃，出口热媒水温度108℃；烟气再热器进口烟气温度50℃，出口烟气温度不低于80℃，进口热媒水温度108℃，出口热媒水温度77.7℃。

（2）各种工况下，烟气侧压降：烟气冷却器：投运后一年内≤410Pa，一个大修期内≤410Pa；烟气再热器：投运后一年内≤490Pa，一个大修期内≤490Pa。

1 WGGH系统存在问题

自2020年超低排放改造结束后，经过近半年的运行，发现WGGH系统烟气冷却器前后压差逐渐上升。烟气冷却器前后压差在满负荷工况下，从刚投运时的400pa左右，逐渐上升至1500pa左右，已远远大于设计要求≤410Pa。发现该情况后，首先对WGGH系统烟气冷却器的各台声波吹灰器进行检查，除个别异常外，其余均能正常吹灰；缩短声波吹灰器吹灰间隔，提高吹灰频次，并通过增启空压机提高吹灰压力等方法，均未能使WGGH系统烟气冷却器前后压差减低。对压差大的初步分析原因为声波吹灰器设计不合理，吹灰效果差不能及时吹走积灰，冷却器内积灰越来越多，烟气流通面积不断减少，导致压差不断上升。

WGGH系统烟气冷却器堵塞，会造成烟气通道不畅通，从而导致引风机出力不断提高才能满足机组带满负荷的需求。在同年9月份，曾出现#6机组加至300MW负荷时，因#2引风机出力不断增大，#2引风机掉落失速工作区，出力大幅度下降，炉膛负压上升，#1引风机投自动情况下出力不断增大，最终因电流超过额定值过流保护动作，#1引风机跳闸，炉膛压力高保护动作导致锅炉MFT联跳汽轮机的事件。

事件发生后，各专业技术人员讨论并制定引风机RD触发逻辑条件：任一引风机动叶自动且动叶指令≥90%或电流≥350A，且炉膛压力≥240pa，且机组在协调控制方式，延时 2s，引风 RD 动作，自动退出AGC，机组以当前设定速率（4.5MW/min）正常降负荷至 150MW。引风机RD复位条件：在降负荷过程中，引风动叶指令或者炉膛压力达到复位值（动叶指令≤85%，或引风机电流≤340A,或炉膛压力≤120pa），则引风 RD 动作复位，交运行人员手动操作。采取该种方法来避免机组运行中，引风机再次进入失速区导致不安全事件的发生。由于WGGH系统烟气冷却器积灰严重，当机组负荷高于270MW负荷时，引风机电流都已接近350A，只能通过限负荷的方法来预防，严重威胁机组安全和经济运行。

2020年12月，利用机组停机机会，对#6机组WGGH系统烟气冷却器积灰情况进行检查，发现冷却器鳍片管间积灰严重，且冷却器烟气进口侧相对较干净，出口侧积灰较严重；积灰均较为松散，用手即可弄松并捏碎，目测与锅炉的灰样没有什么区别，排除是硫酸氢氨在受热面造成的板结堵塞。

图1 WGGH系统冷却器管间鳍片积灰情况

图2 WGGH系统冷却器积灰情况

考虑到积灰松散，本次停机后采用干冰射流方式进行清除积灰；清理结束后在2021年1月27日启动，启动后发现WGGH系统烟气冷却器压差还是偏大，分析原因可能为冷却器宽度约5米，干冰射流只能清除靠外侧的冷却管，因动能不足，冷却器中间部位无法冲穿透，导致取热器靠内侧管壁的积灰未能清理，导致WGGH系统烟气冷却器压差还是偏大；2021年2月，再次利用停机机会，采用高压水冲洗的方法，并经检修人员现场验收，确认本次各管壁冲洗效果良好。但是，在2月16日#6机组开机以后，通过WGGH系统烟气冷却器前后压差和引风机电流判断，冷却器的堵塞情况依然存在，在2月21日晚#6机组负荷285MW（自开机以来最高负荷），WGGH系统烟气冷却器压差最大为约1500Pa，#1引风机电流最大346A，引风机入口负压-6.41kPa，该参数离防引风机失速的RD触发条件已经非常接近，严重影响机组带负荷能力。

2 WGGH系统烟气冷却器积灰原因分析

利用两次停机机会，采取不同方法对WGGH系统烟气冷却器进行冲洗均未能达到预期效果，电厂组织各专业人员对原因分析如下：

（1）从1月份和2月份两次开机后数据对比分析可以看出，在升炉阶段相同工况下，WGGH系统未投运前，2月份时的WGGH系统烟气冷却器差压比1月份时的数据大部分都有上升，推断可能此次高压水冲洗冷却器未达到预期效果；原因可能为高压水冲洗完毕后，未对冷却器进行充分的干燥，各冷却器表面仍有水份，当启动时炉膛烟气中的灰通过冷却器时，迅速在冷却器表面粘结。

（2）机组启动过程中WGGH系统烟气冷却器进出、口烟温均较低，如出口烟温低于露点温度时，烟气中的水份会凝露，也会使灰变湿，易在冷却器上粘结。

（3）启动过程在油枪未退运前需投入空预器连续吹灰，如吹灰蒸汽带水，也会使烟气中水份增大，易造成湿灰在取热器上粘结。

（4）运行过程中因声波吹灰器效果差，无法及时吹走积灰，特别是积灰严重的出口段，未安装有声波吹灰器除灰，已策划增加蒸汽吹灰器的改造项目。

3 预防WGGH系统烟气冷却器积灰技术措施

根据以上分析，利用#6机组2021年4月份的停机机会，确定再次采用高压水冲洗的方法，对冷却器冲干净并充分干燥后再进行机组启动，启动初期采取冷却器干烧启动，防止冷却器出口烟温低于露点温度，造成积灰板结。结合系统现状，采用以下WGGH系统烟气冷却器干烧启动方式：

（1）机组启动前提前将4个WGGH系统烟气冷却器热媒水进、出口门全关，并打开#1-4冷却器出口管道放空气门和各小集箱放水门将积水全部放干。

（2）机组并网后利用高温烟气对WGGH系统烟气冷却器进行干烧，干烧时间为3—5天，期间需密切关注电除尘运行状况及烟囱粉尘浓度防止排放超标，并加强对吸收塔进口烟温监测。

（3）恢复WGGH系统投运操作：①冷却器干烧结束后，对整个WGGH系统除冷却器外的设备全部注水排空后，启动热媒水泵，通过走冷却器旁路使整个热媒水系统建立起闭式水循环。②机组负荷基本稳定200MW及以上时，冷却器入口平均烟温达105℃时，关闭#2冷却器热各小集箱放水门，开启#2冷却器热媒水进口手动门，小流量（不大于12T/h）对冷却器进行注水排空，并密切注意热媒水膨胀箱和汽机凝汽器水位。注水排空时，通过控制注水流量来保证冷却器出口烟温不低于95℃。③注水排空完毕后关闭#2冷却器出口管道放空气门，全开#2冷却器热媒水进、出口门，恢复#2冷却器水侧运行。④按#2、#3、#4、#1冷却器次序进行注水恢复运行操作。⑤取热器注水排空过程中，如机组负荷低于200MW暂停相关操作，关闭各冷却器热媒水进口门停止注水，全过程控制冷却器出口烟温不低于95℃。

（4）机组正常运行时，通过调整WGGH系统循环泵频率和冷却器旁路调节阀开度，调节进入冷却器的热媒水流量，保持冷却器出口烟气温度（四个取热器取最低值）高于95℃；如负荷低于200MW，WGGH系统循环泵频率已调至最低10Hz且旁路调节阀已全开，冷却器出口烟气温度仍低于95℃，可停运WGGH系统循环泵，待负荷高于250MW时再启动运行。

（5）机组停机过程中，当机组负荷低于200MW时，停运WGGH系统热媒水泵运行。机组停运后，为保护管材防止锈蚀，如无检修工作则WGGH系统不放水。

采取以上技术措施后，经半年运行观察，WGGH系统烟气冷却器压差在满负荷工况时，基本维持在400Pa左右，满足机组带负荷要求，也减少了引风机电耗，保障了机组安全经济运行。

4 结语

进过分析探讨，并制定并执行好技术措施，经半年运行观察，WGGH系统烟气冷却器压差在满负荷工况时，基本维持在400Pa左右，满足机组带负荷要求，也减少了引风机电耗，保障了机组安全经济运行。