王 浩，馬 飛，蘇 攀，李文鼎

(1.華電渠東發(fā)電有限公司，河南 新鄉(xiāng) 453000；2.華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江 杭州 310030)

2019年國(guó)民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展統(tǒng)計(jì)公報(bào)指出，燃煤發(fā)電每年用煤約占52%，是燃煤大戶。2019年全國(guó)火電裝機(jī)容量119 055萬(wàn)kW，而由燃煤發(fā)電產(chǎn)生的煙塵、二氧化硫、氮氧化物等污染物排放量不可小視，煤電行業(yè)仍是我國(guó)大氣污染的重點(diǎn)排放行業(yè)之一[1]。隨著國(guó)家雙碳目標(biāo)的提出，國(guó)家加強(qiáng)對(duì)排放企業(yè)排放指標(biāo)的管控，國(guó)家采取一系列強(qiáng)有力的措施，大氣污染物排放量逐年下降，環(huán)境空氣質(zhì)量顯著改善，大氣污染防治取得顯著成效[2-3]。自2011年實(shí)施超低排放政策以來(lái)，我國(guó)燃煤電廠排放的污染物有了明顯降低[4]，在此過(guò)程中，燃煤發(fā)電作為最大的煤炭消費(fèi)和大氣污染物排放行業(yè)，率先實(shí)施了世界上最嚴(yán)格的超低排放限值[5-6]，為環(huán)境空氣質(zhì)量改善做出了突出貢獻(xiàn)[7]，也為其他行業(yè)超低排放有序推進(jìn)起到了示范作用。

為進(jìn)一步減少燃煤電廠大氣污染物排放造成的環(huán)境污染，改善生態(tài)環(huán)境質(zhì)量，促進(jìn)煤電行業(yè)的技術(shù)進(jìn)步和可持續(xù)發(fā)展，2015年起，部分省市根據(jù)實(shí)際情況陸續(xù)制定了燃煤超低排放地方標(biāo)準(zhǔn)，進(jìn)一步降低燃煤電廠污染物排放總量，如上海、山東、河南、河北、浙江等地將煙塵、二氧化硫、氮氧化物等大氣污染物的排放限值分別確定為10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3，另外，部分省份的大功率或高發(fā)電煤耗的燃煤鍋爐煙塵質(zhì)量排放濃度限值定為5 mg/m3，比國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)更為嚴(yán)格。

在此背景下，燃煤電廠嚴(yán)格執(zhí)行國(guó)家相關(guān)行政指令，加強(qiáng)了污染物排放限值及排放總量控制。而在實(shí)際的生產(chǎn)過(guò)程中，污染物排放總量以凈煙氣流量進(jìn)行折算，因空預(yù)器、煙道等泄漏在煙氣傳輸過(guò)程中較易出現(xiàn)空氣混入，造成凈煙氣流量較原煙氣流量大幅增加，數(shù)據(jù)偏高，導(dǎo)致了鍋爐排放總量超限，給企業(yè)造成了負(fù)面影響及不必要的經(jīng)濟(jì)損失。

1 設(shè)備概況

某電廠機(jī)組容量2×330 MW，1、2號(hào)鍋爐為上海鍋爐廠有限責(zé)任公司生產(chǎn)的亞臨界壓力、中間一次再熱、控制循環(huán)汽包爐，型號(hào)為SG-1113/17.5-M887，分別于2012年12月、2013年7月投產(chǎn)使用。

1、2號(hào)機(jī)組煙氣脫硫工程隨主機(jī)同步投運(yùn)，煙氣超低排放(脫硫)采用石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)，2016年1、2號(hào)機(jī)組超低排放改造脫硫系統(tǒng)增加串聯(lián)二級(jí)合金托盤(pán)塔及附屬噴淋系統(tǒng)，拆除原GGH系統(tǒng)，加裝低低溫系統(tǒng)，保留2臺(tái)引風(fēng)機(jī)、1臺(tái)增壓風(fēng)機(jī)、增設(shè)增壓風(fēng)機(jī)旁路，取消脫硫旁路，按照“一爐兩塔”串聯(lián)方式運(yùn)行，主要由煙氣系統(tǒng)、吸收塔系統(tǒng)、石灰石漿液制備及輸送系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)、廢水處理系統(tǒng)、事故漿液系統(tǒng)及排水坑系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、工業(yè)水系統(tǒng)、壓縮空氣系統(tǒng)等組成。2臺(tái)機(jī)組分別于2016年9月、2016年6月完成超低排放改造。

2 問(wèn)題闡述

1、2號(hào)機(jī)組相同工況下原煙氣流量接近，1號(hào)機(jī)組原、凈煙氣流量偏差在3%以內(nèi)(見(jiàn)圖1)，而2號(hào)機(jī)組原、凈煙氣量偏差在25%左右(見(jiàn)圖2)。對(duì)比1、2號(hào)機(jī)組凈煙氣流量，2號(hào)機(jī)組比1號(hào)機(jī)組凈煙氣流量偏大20%～30%。在進(jìn)行氮氧化物排放量核算過(guò)程中，導(dǎo)致了2號(hào)機(jī)組氮氧化物排放量較1號(hào)機(jī)組增大25%左右。

圖1 1號(hào)機(jī)組煙氣流量偏差趨勢(shì)

圖2 2號(hào)機(jī)組煙氣流量偏差趨勢(shì)

3 原因分析

3.1 2號(hào)鍋爐運(yùn)行氧量標(biāo)定

2021年6月24日09:30—10:20，機(jī)組負(fù)荷270 MW，對(duì)2號(hào)鍋爐運(yùn)行氧量進(jìn)行標(biāo)定，鍋爐運(yùn)行氧量測(cè)點(diǎn)位于省煤器出口煙道，標(biāo)定結(jié)果如表1所示，由表1可知，A、B側(cè)DCS運(yùn)行氧量平均值低于實(shí)測(cè)值0.3%。

表1 2號(hào)鍋爐運(yùn)行氧量標(biāo)定結(jié)果 單位：%

3.2 2號(hào)鍋爐運(yùn)行氧量調(diào)整對(duì)引風(fēng)機(jī)電流、環(huán)保排放量的試驗(yàn)分析

2021年6月24日11:00—11:20，機(jī)組負(fù)荷270 MW，調(diào)整鍋爐運(yùn)行氧量，使4個(gè)運(yùn)行氧量測(cè)點(diǎn)數(shù)值平均降低0.5%，分析調(diào)整前后引風(fēng)機(jī)電流、原煙氣流量及凈煙氣流量變化情況，2號(hào)鍋爐運(yùn)行氧量調(diào)整前后部分參數(shù)變化如表2所示，當(dāng)鍋爐平均運(yùn)行氧量降低0.5%時(shí)，凈煙氣流量降低5.3%，引風(fēng)機(jī)電流之和降低29.6 A。結(jié)合表1數(shù)據(jù)，根據(jù)差值法計(jì)算得到，當(dāng)鍋爐平均運(yùn)行氧量變化0.3%時(shí)，凈煙氣流量降低約3.2%，引風(fēng)機(jī)電流之和降低約17.8 A。

根據(jù)GB/T10184—2015《電站鍋爐性能試驗(yàn)規(guī)程》，通過(guò)運(yùn)行氧量計(jì)算脫硝入口空氣過(guò)量系數(shù)，結(jié)合燃用煤種計(jì)算理論空氣量、理論煙氣量及脫硝入口單位燃料煙氣體積，當(dāng)運(yùn)行氧量變化0.3%時(shí)，脫硝入口單位燃料煙氣體積變化量在2%以下，即脫硝入口實(shí)際煙氣量變化應(yīng)在該范圍內(nèi)。

表2 2號(hào)鍋爐運(yùn)行氧量調(diào)整前后部分參數(shù)變化

3.3 引風(fēng)機(jī)耗電率統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分析

2021年1—4月，1號(hào)和2號(hào)機(jī)組引風(fēng)機(jī)累計(jì)統(tǒng)計(jì)耗電率相同，數(shù)值為0.84%。對(duì)于2021年1—4月，1、2號(hào)機(jī)組負(fù)荷率為59.02%、58.45%，1、2號(hào)機(jī)組供熱比為31.92%、19.72%(見(jiàn)表3)。因引風(fēng)機(jī)耗電率受多因素影響[8-9]，在不考慮燃用煤種、煙道及設(shè)備阻力的情況下，引風(fēng)機(jī)耗電率應(yīng)隨負(fù)荷率增大而減??；負(fù)荷一定時(shí)，隨供熱比增大，鍋爐蒸發(fā)量和煙氣量增大，則引風(fēng)機(jī)耗電率增大。2臺(tái)機(jī)組負(fù)荷率比較接近，1號(hào)機(jī)組供熱比大于2號(hào)機(jī)組供熱比，2021年1—4月，1號(hào)和2號(hào)機(jī)組引風(fēng)機(jī)累計(jì)統(tǒng)計(jì)耗電率相同，剔除供熱影響，可定性分析得出，2號(hào)機(jī)組引風(fēng)機(jī)耗電率大于1號(hào)機(jī)組引風(fēng)機(jī)耗電率。

表3 2021年1—4月引風(fēng)機(jī)耗電率 單位：%

3.4 煙氣流量DCS邏輯及CEMS設(shè)置檢查

對(duì)1、2號(hào)機(jī)組脫硫系統(tǒng)DCS原煙氣、凈煙氣流量熱工邏輯設(shè)置進(jìn)行檢查對(duì)比，1、2號(hào)機(jī)組煙氣量計(jì)算邏輯系數(shù)設(shè)置一致，且未見(jiàn)異常。

對(duì)1、2號(hào)機(jī)組脫硫CEMS原煙氣、凈煙氣量狀態(tài)進(jìn)行核實(shí)，1、2號(hào)機(jī)組原煙氣、凈煙氣均為標(biāo)態(tài)、干基、實(shí)際氧狀態(tài)下的煙氣量，二者DCS顯示狀態(tài)一致；對(duì)其煙氣量計(jì)算公式設(shè)置進(jìn)行檢查，公式也一致，符合HJ 75—2017《固定污染源煙氣(SO2、NOx、顆粒物)排放連續(xù)監(jiān)測(cè)技術(shù)規(guī)范》的計(jì)算要求。

3.5 脫硫凈煙氣流量測(cè)試對(duì)比

查看脫硫系統(tǒng)出口煙道布置條件，脫硫CEMS布置點(diǎn)位空間有限，測(cè)點(diǎn)不足，煙道直管段較短，不利于開(kāi)展流量對(duì)比測(cè)試，現(xiàn)場(chǎng)選取二級(jí)吸收塔出口、MGGH升溫段入口之間煙道進(jìn)行流量測(cè)試，對(duì)比測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表4，偏差率為7.7%。

表4 凈煙氣流量對(duì)比

3.6 脫硫凈煙氣氧量測(cè)試對(duì)比

在機(jī)組主汽流量為864 t/h工況下對(duì)脫硫系統(tǒng)出口凈煙氣氧量進(jìn)行標(biāo)定，脫硫系統(tǒng)出口氧量非常穩(wěn)定，均值為6.6%，DCS顯示煙囪入口氧量為6.6%，數(shù)值一致。結(jié)合上述表1中鍋爐運(yùn)行氧量測(cè)試結(jié)果與DCS數(shù)值基本一致，對(duì)鍋爐DCS運(yùn)行氧量、脫硫系統(tǒng)出口實(shí)測(cè)氧量、煙囪入口DCS氧量匯總見(jiàn)表5，其省煤器出口至煙囪入口整體漏風(fēng)率為22.9%，該漏風(fēng)包含了省煤器出口至煙囪入口各煙道、脫硝系統(tǒng)、空預(yù)器、電除塵及低低溫省煤器等設(shè)備漏風(fēng)率[10]。

表5 氧量對(duì)比

4 結(jié)語(yǔ)

2號(hào)機(jī)組凈煙氣流量偏大影響因素包括DCS運(yùn)行氧量與實(shí)測(cè)值偏差、DCS凈煙氣流量與實(shí)測(cè)值偏差，兩者影響凈煙氣流量偏大約11%，尾部煙道及其設(shè)備的漏風(fēng)率為22.9%，三者綜合作用造成煙氣流量大幅偏差。針對(duì)上述問(wèn)題分析，煙風(fēng)道隨著運(yùn)行時(shí)間的延長(zhǎng)，受磨損、膨脹等因素影響，易發(fā)生焊縫開(kāi)裂、拉裂，同時(shí)非金屬膨脹節(jié)在安裝過(guò)程中出現(xiàn)的密封不嚴(yán)、磨損泄漏造成大量空氣混入等問(wèn)題要引起重視。同時(shí)考慮部分測(cè)孔布置點(diǎn)位應(yīng)設(shè)置足夠的空間及測(cè)點(diǎn)數(shù)量，煙道布置應(yīng)充分考慮煙道直管段長(zhǎng)度，保證數(shù)據(jù)標(biāo)定的便利性及準(zhǔn)確性。最后充分考慮影響空預(yù)器漏風(fēng)率因素[11]，空預(yù)器漏風(fēng)率應(yīng)定期測(cè)量，密封片間隙根據(jù)實(shí)際情況調(diào)整，保證漏風(fēng)率保持在設(shè)計(jì)值。在運(yùn)行過(guò)程中還需要嚴(yán)格按照規(guī)程規(guī)定進(jìn)行合理吹灰，同時(shí)長(zhǎng)期跟蹤空預(yù)器各風(fēng)道、煙道的進(jìn)出口差壓情況，及時(shí)消除堵灰情況，減小風(fēng)煙側(cè)的差壓，以減小漏風(fēng)量。防止發(fā)生因系統(tǒng)泄漏量增大導(dǎo)致煙氣流量增加，進(jìn)而影響鍋爐污染物排放總量折算，給企業(yè)造成負(fù)面影響及不必要的經(jīng)濟(jì)損失。