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1、浙江浙能嘉兴发电有限公司 烟气超低排放 风烟系统的问题和对策 设备管理部 孔庆有 虞华生 2014年11月 一、燃煤锅炉的排放标准 烟尘30mg/ Nm3，二氧化硫100mg/ Nm3， 氮氧化物100mg/Nm3，汞及其化合物0.03mg/Nm3， 二、天然气燃气轮机组的排放标准 烟尘5mg/Nm3，二氧化硫35mg/ Nm3， 氮氧化物50mg/ Nm3 三、嘉兴电厂7、8号机组烟气超低排放数据 烟气超低排放的效果 嘉兴电厂7、8号机组超低排放 风烟系统的改造 1、原脱硫吸收塔设置3层喷淋层、1层托盘，配置3台浆液循环泵； 增容改造为两层交互喷淋层、2层托盘，配置4台浆液循环泵。 2、脱硫
2、吸收塔后增设湿式静电除尘器，和管式烟气加热器。 3、在空预器与除尘器之间增设了管式烟气冷却器。 4、在脱硝系统增设了一层催化剂。 （这样必然造成锅炉风烟系统阻力的逐次增加。改造对增压风机进 行了提高出力的改造，未对引风机进行提高出力的改造。） 5、在脱硝系统优化方面，重新标定了氧量曲线，减少了送风量。 6、管式烟气冷却器，控制温度由原来的136,降低为92，使得烟 气的体积流量进一步下降。 改造后负荷/MW 999.99 风量 t/h SCR差压 /kPa 空预器差压 /kPa 空预器至引风 机/kPa 引风机静压 差/Pa 增压风机静 压差/Pa A侧2782.96 0.81 1.95 1.
3、24252.57 4496.10 B侧0.95 1.86 1.56 4571.87 4426.91 改造前负荷/MW 995.79 风量 t/h SCR差压 /kPa 空预器差压 /kPa 空预器至引风 机/kPa 引风机静压 差/Pa 增压风机静 压差/Pa A侧3032.23 0.54 1.16 0.59 3337.08 1931.42 B侧0.67 1.14 0.44 3202.59 1908.84 空预器进口压力 /kPa 空预器进 口温度 空预器出口 压力/kPa 空预器出口 温度 引风机进口压 力/kPa 引风机出口 压力/Pa 增压风机出 口/Pa -2.05 349.19 -3
4、.99 127.49 -5.19 -935.25 3560.85 -2.02 355.04 -3.88 127.80 -5.44 -866.06 空预器进口压力 /kPa 空预器进 口温度 空预器出口 压力/kPa 空预器出口 温度 引风机进口压 力/kPa 引风机出口 压力/Pa 增压风机出 口/Pa -1.84 349.62 -3.00 132.82 -3.59 -248.82 1682.60 -1.83 360.41 -2.96 133.92 -3.43 -226.23 表1 8号炉满负荷差压新旧对比表 由于是首次改造， 表1 通过 生产实时系统（PI系统）对稳定负 荷段进行取数，得出稳
5、定负荷1小时的平均值的现场数据。对比改造 前和改造后的阻力压差，我们得到： 改造后系统满负荷时，在由于温度降低导致风量减小约10%的 情况下，SCR差压增加275Pa，空预器增加阻力755Pa，达到近 2kPa，MGGH热端增加阻力865Pa，引风机进口阻力增加共 1895Pa，至5.3kPa，而现在，经过一段时间运行以后至5.5kPa， 由于此时增压风机进口压力为-900Pa左右，实际上增压风机替引风 机做了部分功。 风烟系统出现的问题是： 阻力增加、体积流量减少双重因素使引风机 的运行点向不稳定区域移动。 图1 新旧引风机性能曲线及工况点位置对比图 由于风机不稳定运行，邀请了西安热工研究院
6、做了风机特性诊断试 验，图1为依据试验数据和历史数据，作出的新旧引风机性能曲线及工况 点为500MW、750MW和1000MW的位置对比图。 红线为引风机A的性能曲线，蓝线为引风机B的性能曲线。上面的两 条为改造后引风机性能曲线，下面两条为改造前一年同一天的引风机性能 曲线。 理论失速线下面红线为失速裕度为1.3的稳定运行线。 稳定运行线由DL-T-468-2004-电站锅炉风机选型和使用导则中7.1.2 条规定，轴流风机应有足够的失速裕度k。公式如 k为失速工况点的风量和风压，设计选型时，k1.3。 在电站风机改造与可靠性分析一书中建议选取k1.4。 风烟系统的问题的表现 （1）引风机进口压
7、力在满负荷时达-5.5kPa，高负荷时在引风机电流切换抢风 时，可达-6.35kPa，超出风道设计压力6kPa，并伴随电除尘和出口风道部分振动 。增压风机在抢风时，进口风压可达-1.8kPa。 （2）风机出口烟道的膨胀节，如吸收塔进口膨胀节，在风机切换运行时松动 ，在满负荷运行时由于压力比较大可鼓裂，机组因环保不设置脱硫旁路而被迫停 炉。 （3）风机的可调前导叶装置，在失速运行时出现压差过大，而引起部分进口 导叶旋转偏移，甚至反向，使得风机正常运行中出现部分叶片失速，这种现象同 样存在于增压风机。原因为叶片和固定轴螺栓的不紧固和断裂，至有8.8级高强度 螺栓也断裂。 （4）机组中负荷无法投运A
8、GC运行，高负荷运行不宜有较大的扰动，如启停 磨煤机和增开吸收塔再循环泵等。如果风机一台高负荷失速，另外一台易超电流 。失速时，一般的处理方法为：查失速的风机静叶开度指令是否增大，撤出自动 ，把开度指令降下来，同时降低负荷，等失速风机有出力之后，再缓慢开大静叶 开度，同时可设低增压风机的进口压力设定点。 风烟系统阻力大于原设计阻力原因 （1）烟气冷却器本身的阻力。管式烟气冷却器错列布置、通流面积未核算或扩大， 造成管式冷却器如阀门半关在电除尘进口。同时流速和扰流增加，使得阻力和流速的 平方成正比（范宁公式）而显著增加。 （2）烟气冷却器的附加阻力。管式冷却器位置设置在风道从空预器至电除尘如U型
9、 管布置，流灰比烟气重，造成类似磨煤机煤粉分离器的分选效应，使得U型管出口段 灰的含量增加而阻力增加 ，这部分灰在停炉过程中能被风带走。 （3）空预器阻力的增加。催化剂中V2O5等对SO2/SO3转化率提高至三层1.5%，由于 脱硝效率同步由80%提高至85%，NH4HSO4、CaSO4，灰比之改造前更易堵塞。在 空预器传热元件形式不太合理，在通风不利的情况下，灰和NH4HSO4一层一层粘结 形成堵塞，目前已考虑更换空预器的传热元件的形式为直通型。 （4）风道结构的不合理布置。增压风机出口至吸收塔进口由于先上后下再上的空间 ，烟气阻力实测近900Pa，此项是由于改造空间限制所引起。 （5）烟气
10、的冷却，由空预器出口的136到烟气冷却器出口控制烟温92， 烟气体积流量下降11%。体积流量的减少虽然使流动阻力略微下降，但后面是 大空间的电除尘，属于变径扩大管道类型，由于体积流量的降低，风机向不稳定方向 发展。 解决问题的临时措施 当时出现的情况为：负荷500MW，增压风机投自动，引风机两侧电流相差 140A以上，引风机A和B“抢风”切换运行，无法投入自动运行。 分析临时采取的方法：1、风机改型，不可行。2、风道扩大，不可行。3、不 断降低增压风机进口压力设定值，采用此方法。 查风机特性图纵坐标为进出口差压（比压能Y），横坐标为气体体积流量v。再 查历史运行数据，改造以前，增压风机进口压力
11、值在-250Pa到-300Pa之间。 然后对比历史数据，发现在500MW工况，在空预器进口压力相差不大的情况 下，引风机的进口压力降低了660Pa。参考引风机历史运行情况，可得：在流量相差 不大的情况下，增压风机进口压力在500MW的设定值为： 之后随着负荷（风量）的上升，这个设定值增大，在700MW工况，按照上述 方法，可得设定值为-1200Pa，之后可以投入引风机并联自动运行。 增压风机则通过微开原有的增压风机旁路增加流量，一直投入自动运行。 解决问题的方法 （1）增加风机的流量 1、引风机AB进口开口，加装可调流量挡板，增加风机进口压力和流量。由于无故 增加了一股风量，风机能耗将增加，此
12、方法不可取。 2、引风机设置外部回流旁路，此方法不可取。 （2）降低风机运行的阻力 1、扩大电除尘进口及烟气冷却器的烟道，扩大引风机进口烟道、出口烟道等。 2、MGGH烟气冷却器移位至引风机出口，这将降低SO3吸收，没有了低低温电除尘 器的设置，变成了低温省煤器的形式。 （3）改变风机的形式 1、加装防失速环(耗能模块)，而稍微降低了风机效率，可有效提高低负荷工况的理 论失速线。 2、更改风机叶片形式或改为动叶调节风机。 风烟系统的新发展 今年十一期间，更换引风机叶轮为YA18448-2F型叶轮。在未提高引风机出力 的情况下，通过改变叶片安装角使得风机的失速裕度获得提高。目前引风机不容易 失速
13、，已经通过负荷摆动试验，可以投运AGC。但是增压风机出现原有固定叶片高 强度螺栓断裂的情况，正在逐步调整中。 范宁公式： 可以对范宁公式进行全微分，可以得到各项对压力的影响 量。粘性项和温度相关，尺寸项对压力变化的影响比较大，不计 粘性项和尺寸项后，得到管道特性的一般形式 ： 增压风机叶片紊乱 其中pv是质量流量，对应负荷，也就是说，负荷越高，管道 特性的斜率越高。当出现由于流量的减少而导致风机风压的升高不 足于因为管道特性回复流量而导致风压的降低 ，风机出现理论上 的流量偏差。这时需要开大叶角，或是换更高的失速裕度的风机， 即提高风机的压头，或是降低管道的阻力。 对流量项取微分得到： 风机特性 风机特性，是一张吹风试验的图，也就是我们见到的风机 特性图。存在一种类似管道特性的，具有固定转速的和旋转角 度的，通用的风机特性曲线的函数解析式 ,但由于系列比较多， 一般使用图纸或拟合关系式。 汇报完毕 谢谢！
