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.華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030)

2019年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展統(tǒng)計公報指出，燃煤發(fā)電每年用煤約占52%，是燃煤大戶。2019年全國火電裝機容量119 055萬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)仍是我國大氣污染的重點排放行業(yè)之一[1]。隨著國家雙碳目標的提出，國家加強對排放企業(yè)排放指標的管控，國家采取一系列強有力的措施，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年實施超低排放政策以來，我國燃煤電廠排放的污染物有了明顯降低[4]，在此過程中，燃煤發(fā)電作為最大的煤炭消費和大氣污染物排放行業(yè)，率先實施了世界上最嚴格的超低排放限值[5-6]，為環(huán)境空氣質(zhì)量改善做出了突出貢獻[7]，也為其他行業(yè)超低排放有序推進起到了示范作用。

為進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，促進煤電行業(yè)的技術進步和可持續(xù)發(fā)展，2015年起，部分省市根據(jù)實際情況陸續(xù)制定了燃煤超低排放地方標準，進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，比國家標準更為嚴格。

在此背景下，燃煤電廠嚴格執(zhí)行國家相關行政指令，加強了污染物排放限值及排放總量控制。而在實際的生產(chǎn)過程中，污染物排放總量以凈煙氣流量進行折算，因空預器、煙道等泄漏在煙氣傳輸過程中較易出現(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，導致了鍋爐排放總量超限，給企業(yè)造成了負面影響及不必要的經(jīng)濟損失。

1 設備概況

某電廠機組容量2×330 MW，1、2號鍋爐為上海鍋爐廠有限責任公司生產(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號機組煙氣脫硫工程隨主機同步投運，煙氣超低排放(脫硫)采用石灰石-石膏濕法脫硫技術，2016年1、2號機組超低排放改造脫硫系統(tǒng)增加串聯(lián)二級合金托盤塔及附屬噴淋系統(tǒng)，拆除原GGH系統(tǒng)，加裝低低溫系統(tǒng)，保留2臺引風機、1臺增壓風機、增設增壓風機旁路，取消脫硫旁路，按照“一爐兩塔”串聯(lián)方式運行，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臺機組分別于2016年9月、2016年6月完成超低排放改造。

2 問題闡述

1、2號機組相同工況下原煙氣流量接近，1號機組原、凈煙氣流量偏差在3%以內(nèi)(見圖1)，而2號機組原、凈煙氣量偏差在25%左右(見圖2)。對比1、2號機組凈煙氣流量，2號機組比1號機組凈煙氣流量偏大20%～30%。在進行氮氧化物排放量核算過程中，導致了2號機組氮氧化物排放量較1號機組增大25%左右。

圖1 1號機組煙氣流量偏差趨勢

圖2 2號機組煙氣流量偏差趨勢

3 原因分析

3.1 2號鍋爐運行氧量標定

2021年6月24日09:30—10:20，機組負荷270 MW，對2號鍋爐運行氧量進行標定，鍋爐運行氧量測點位于省煤器出口煙道，標定結果如表1所示，由表1可知，A、B側DCS運行氧量平均值低于實測值0.3%。

表1 2號鍋爐運行氧量標定結果 單位：%

3.2 2號鍋爐運行氧量調(diào)整對引風機電流、環(huán)保排放量的試驗分析

2021年6月24日11:00—11:20，機組負荷270 MW，調(diào)整鍋爐運行氧量，使4個運行氧量測點數(shù)值平均降低0.5%，分析調(diào)整前后引風機電流、原煙氣流量及凈煙氣流量變化情況，2號鍋爐運行氧量調(diào)整前后部分參數(shù)變化如表2所示，當鍋爐平均運行氧量降低0.5%時，凈煙氣流量降低5.3%，引風機電流之和降低29.6 A。結合表1數(shù)據(jù)，根據(jù)差值法計算得到，當鍋爐平均運行氧量變化0.3%時，凈煙氣流量降低約3.2%，引風機電流之和降低約17.8 A。

根據(jù)GB/T10184—2015《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》，通過運行氧量計算脫硝入口空氣過量系數(shù)，結合燃用煤種計算理論空氣量、理論煙氣量及脫硝入口單位燃料煙氣體積，當運行氧量變化0.3%時，脫硝入口單位燃料煙氣體積變化量在2%以下，即脫硝入口實際煙氣量變化應在該范圍內(nèi)。

表2 2號鍋爐運行氧量調(diào)整前后部分參數(shù)變化

3.3 引風機耗電率統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析

2021年1—4月，1號和2號機組引風機累計統(tǒng)計耗電率相同，數(shù)值為0.84%。對于2021年1—4月，1、2號機組負荷率為59.02%、58.45%，1、2號機組供熱比為31.92%、19.72%(見表3)。因引風機耗電率受多因素影響[8-9]，在不考慮燃用煤種、煙道及設備阻力的情況下，引風機耗電率應隨負荷率增大而減??；負荷一定時，隨供熱比增大，鍋爐蒸發(fā)量和煙氣量增大，則引風機耗電率增大。2臺機組負荷率比較接近，1號機組供熱比大于2號機組供熱比，2021年1—4月，1號和2號機組引風機累計統(tǒng)計耗電率相同，剔除供熱影響，可定性分析得出，2號機組引風機耗電率大于1號機組引風機耗電率。

表3 2021年1—4月引風機耗電率 單位：%

3.4 煙氣流量DCS邏輯及CEMS設置檢查

對1、2號機組脫硫系統(tǒng)DCS原煙氣、凈煙氣流量熱工邏輯設置進行檢查對比，1、2號機組煙氣量計算邏輯系數(shù)設置一致，且未見異常。

對1、2號機組脫硫CEMS原煙氣、凈煙氣量狀態(tài)進行核實，1、2號機組原煙氣、凈煙氣均為標態(tài)、干基、實際氧狀態(tài)下的煙氣量，二者DCS顯示狀態(tài)一致；對其煙氣量計算公式設置進行檢查，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)測技術規(guī)范》的計算要求。

3.5 脫硫凈煙氣流量測試對比

查看脫硫系統(tǒng)出口煙道布置條件，脫硫CEMS布置點位空間有限，測點不足，煙道直管段較短，不利于開展流量對比測試，現(xiàn)場選取二級吸收塔出口、MGGH升溫段入口之間煙道進行流量測試，對比測試結果見表4，偏差率為7.7%。

表4 凈煙氣流量對比

3.6 脫硫凈煙氣氧量測試對比

在機組主汽流量為864 t/h工況下對脫硫系統(tǒng)出口凈煙氣氧量進行標定，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。結合上述表1中鍋爐運行氧量測試結果與DCS數(shù)值基本一致，對鍋爐DCS運行氧量、脫硫系統(tǒng)出口實測氧量、煙囪入口DCS氧量匯總見表5，其省煤器出口至煙囪入口整體漏風率為22.9%，該漏風包含了省煤器出口至煙囪入口各煙道、脫硝系統(tǒng)、空預器、電除塵及低低溫省煤器等設備漏風率[10]。

表5 氧量對比

4 結語

2號機組凈煙氣流量偏大影響因素包括DCS運行氧量與實測值偏差、DCS凈煙氣流量與實測值偏差，兩者影響凈煙氣流量偏大約11%，尾部煙道及其設備的漏風率為22.9%，三者綜合作用造成煙氣流量大幅偏差。針對上述問題分析，煙風道隨著運行時間的延長，受磨損、膨脹等因素影響，易發(fā)生焊縫開裂、拉裂，同時非金屬膨脹節(jié)在安裝過程中出現(xiàn)的密封不嚴、磨損泄漏造成大量空氣混入等問題要引起重視。同時考慮部分測孔布置點位應設置足夠的空間及測點數(shù)量，煙道布置應充分考慮煙道直管段長度，保證數(shù)據(jù)標定的便利性及準確性。最后充分考慮影響空預器漏風率因素[11]，空預器漏風率應定期測量，密封片間隙根據(jù)實際情況調(diào)整，保證漏風率保持在設計值。在運行過程中還需要嚴格按照規(guī)程規(guī)定進行合理吹灰，同時長期跟蹤空預器各風道、煙道的進出口差壓情況，及時消除堵灰情況，減小風煙側的差壓，以減小漏風量。防止發(fā)生因系統(tǒng)泄漏量增大導致煙氣流量增加，進而影響鍋爐污染物排放總量折算，給企業(yè)造成負面影響及不必要的經(jīng)濟損失。