（阜阳华润电力有限公司 安徽阜阳 236158）
摘要：2017年9-11月，某发电公司#1机组大修期间进行了空预器蓄热元件和密封片的更换，11月底机组启动并网后，空预器差压正常，满负荷运行差压在-1100Pa左右，随着运行时间的增加，空预器差压逐步增大，2018年3月初满负荷运行空预器差压最高达-1600Pa左右，严重影响风烟系统的安全经济运行。本文针对空预热器差压逐渐上升的问题，进行深入原因分析，并提出解决方案和应对措施。
关键词：空预器差压；逃逸率；硫酸氢铵；在线升温
某发电公司一期工程2×640MW超临界燃煤发电机组锅炉由哈尔滨锅炉厂设计、制造。2017年9-11月，阜阳项目#1机组大修期间进行了超低排放改造，对脱硫吸收塔进行了改造，增加了湿除设备，并对空预器蓄热元件进行了整体更换。11月底机组启动并网后，空预器差压正常，满负荷差压在-1100Pa左右,随着运行时间的增加，空预器差压逐步增大，至2018年3月初满负荷空预器差压最高达-1600Pa,严重影响风烟系统的安全经济运行，为此我们进行了分析，并提出了解决方案。
1空预器差压增大原因分析
①设计原因：
本次大修 #1锅炉受热面技改内容：屏过、末过受热面面积基本和原来一致，低温过热器在原水平低温过热器上部增加一组管屏，同时立式低过相应调整，并进行材料升档。#1机组技改后锅炉排烟温度一直偏低，统计1月10日至2月16日空预器两侧出口的排烟温度：A侧平均温度：94℃，B侧平均温度：102℃，环境平均温度：6℃；A侧排烟温度最低为74℃，B侧排烟温度最低为80℃，负荷平均为425MW，此负荷下空预器出口排烟温度的设计值应不低于117℃。
②燃用高硫份煤种：
我司在2018年1月及2月大量采购高硫煤，进行大量高硫煤的掺烧。高硫煤在炉膛内燃烧，三氧化硫的生成量将增加，再加上我们掺烧湿煤泥，锅炉排放中的含水量进一步增加，水蒸气的露点一般在60℃以下，但如果烟气中含三氧化硫量增加，露点温度也随之升高，如果燃用高硫份煤种，那么我们的冷端温度也应该随之提高，否则就会在空预器换热片上凝结硫酸溶液。
③喷氨量大逃逸率增加：
目前SCR脱硝工艺在超洁净排放的要求下，不可避免的产生氨逃逸，在低温情况下会形成硫酸氢铵，硫酸氢铵的露点为147℃，在此温度下其以液态形式在物体表面或以液滴形式分散在烟气中，在空预器的中下部凝结析出鼻涕状黏稠物质进一步与飞灰粘结，造成空预器蓄热元件积灰、堵塞。
2 解决措施及效果确认
2.1近期采取的措施
1)冷端综合温度设计值为大于68.3℃（排烟温度加送风温度除以2），在环境温度低于20℃前，继续保持省煤器旁路烟道在开启状态，提高空预器入口烟气温度,进而提高锅炉排烟温度。
2)将#1炉空预器吹灰冷端压力由1.2Mpa提升至1.4MPa，吹灰频次由每班一次改成两次。
3)2018年2月11日-13日脱硝催化剂厂家对SCR脱硝装置进行喷氨优化调整，但从3月14日-17日西安热工院的数据看，优化调整效果不明显。暂时减少高硫煤的掺烧比例，降低烟气中硫份的含量(已和大区燃料部沟通减少高硫煤的采购)。
4)通过燃烧调整降低入口NOx，减少喷氨量。在排放达标的情况下，将SCR出口净烟气NOx含量自动调整设定值由40mg/Nm3提升至45mg/Nm3，减少喷氨量，减轻SCR及空预器的运行压力。
5)如果空预器吹灰效果不明显时，可以采取空预器在线升温，在线升温的具体操作已编制完成（详见后面介绍）。
2.2 效果确认
通过提升空预器吹灰压力和吹灰频次、控制高硫煤入炉量、投入省煤器旁路烟道、喷氨流场优化、控制SCR入口NOX含量等措施，3月30日机组负荷600MW，1B侧空预器烟气差压降至-1279Pa，回归至设计值，观察正常后及时将吹灰压力恢复至原来值。
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3 空预器在线去除硫酸氢铵的方法
3.1 理论依据
硫酸氢氨的气化温度为150℃～230℃，对空预器升温后硫酸氢氨从固态变成气态，堵塞减轻。
反应方程式：3（NH4)2SO4====3 SO2↑ + 6H2O↑+ 4NH3↑+ N2↑，所以要想缓解空预器因硫酸氢氨堵塞现象，除投入连续吹灰外，目前最好的方法就是进行空预器升温，而且进行的越早越好。
3.2 操作前需确认的条件
①确认空预器热端蓄热片耐受温度及冷端称瓷蓄热片耐受温度上限，具备提高空预器冷端温度的条件。
②确认低温省煤器金属耐受温度上限，具备提高空预器冷端温度的条件。
③确认电除尘金属耐受温度上限，具备提高空预器冷端温度的条件。
④吸收塔入口烟气温度上限值180℃，单侧空预器提高温度，在引风机入口两侧烟气混合，理论上温度不会超过吸收塔温度上限，需调整阶段加以控制，必要时启动备用浆液循环泵。
3.3升温方案：减小1B送风机动叶开度进行升温
(一)操作前准备
1)稳定负荷至380MW。2)制粉系统保持A、B、C三台磨煤机运行。3)前后墙各投入两只小油枪（保持空预器吹灰投入）。4)关闭#1炉空预器入口二次风联络挡板，关时要注意送风机出口压力变化。
(二)升温操作
1)减小1B送风机出力，增加1A送风机出力，保持风压无变化。2)观察1B空预器出口温度缓慢上升至150℃，保持5min，对1B空预器进行全面检查，包括空预器主电机的电流、本体的声音，如果出现异常情况，立即停止操作。3)各参数正常后，继续减小1B送风机出力，增加1A送风机出力，调整1B空预器出口烟气温度至170℃，保持1h，对空预器进行全面的检查，空预器电流无异常的波动，排烟温度无异常升高，就地空预器声音正常，否则停止操作。4)若果空预器差压没有明显变化，将依照空预器运行状况，电流的波动情况及就地的声音情况，再决定是否继续升温。5)如1B空预器出口烟温升至170℃，而差压1h后无明显变化，且1B空预器运行状况不良时，应缓慢恢复。
（三）升温注意事项
1)排烟温度升温时要缓慢，升速率不大于0.5℃/min，要充分考虑到空预器的转速时间差问题，空预器高速为：0.91rpm，在操作升温时，每升高5℃，应保持5分钟进行观察。2)调整风机出力时应缓慢进行，防止炉膛负压大幅波动，燃烧不稳。3)排烟温度升到150℃时，密切关注空预器运行情况及尾部烟道情况，出现异常立即停止操作，防止空预器发生二次燃烧。4)出现燃烧不稳时，及时将A层油枪全部投入，必要时可以投入B层油枪进行稳定燃烧。5)如出现1B空预器主电机跳闸应检查辅电机联锁启动，否则手动启动辅电机，启动不成功按1B空预器跳闸处理。就地手动盘车，恢复排烟温度后，启动空预器主电机恢复至正常状态。
4 结论总结
空预器堵塞的主要原因是脱硝氨逃逸造成的NH4HSO4黏附在空预器冷端壁面。氨逃逸大的原因主要有：测量不准，造成原烟气NOx总量不准，导致喷氨量过大；机组投运时间增加，催化剂活性下降；低负荷时，SCR入口烟温下降，催化剂活性降低，脱硝效率下降。此外冬季环境气温较低时，空预器蓄热元件壁温进一步下降，易造成NH4HSO4快速粘结。
本次#1机空预器差压高通过提高空预器吹灰压力和频次、控制高硫煤入炉量、投入省煤器旁路烟道、喷氨流场优化、控制SCR入口NOX含量等措施，最终使得空预器差压恢复正常值。文中提出的通过空预器在线升温来缓解空预器堵塞情况，为改善空预器堵塞提供了一种思路，当空预器堵塞严重时建议采用。
参考文献
[1] 姜锡伦． 《超（超）临界火电机组运行与检修技术丛书 锅炉运行与检修技术》中国电力出版社 2013年03月出版．
[2] 西安热工研究院. 《火电厂SCR烟气脱硝技术》 中国电力出版社 2013年1月出版.
论文作者:许崇翔
论文发表刊物:《电力设备》2018年第17期
论文发表时间:2018/11/12
标签：温度论文; 烟气论文; 机组论文; 蓄热论文; 在线论文; 排烟论文; 送风机论文; 《电力设备》2018年第17期论文;