摘要：针对广州恒运集团公司#7炉排烟温度高的原因进行了分析，指出了影响#7炉排烟温度高的主要因素，提出降低#7炉排烟温度的应对措施，为降低#7炉排烟温度提供了参考建议。
关键词：#7炉；排烟温度；原因分析；应对措施
1 引言
广州恒运热电（A）厂7号燃煤发电供热机组，锅炉为东方锅炉厂制造，单台机组容量为680t/h，型号为DG680/13.7-20。为单锅筒自然循环锅炉，负压四角切圆燃烧，锅炉采用П形布置，采用中速直吹热风送粉系统。2009年至2010年期间曾对＃7炉进行低氮燃烧器改造和干排渣改造，同时增加了SNCR及SCR烟气脱硝装置。在2014年底至2015年初的大修期间又对＃7炉SCR系统进行了升级改造，取消了空预器入口烟气挡板门，加装了一层脱硝催化反应装置。目前＃7炉存在排烟温度偏高的问题，影响锅炉的经济运行。下面就＃7炉排烟温度偏高的原因进行分析并提出应对措施。
2排烟温度偏高的原因分析
2.1近几年＃7炉排烟温度情况
恒运电厂＃7炉ECR工况（额定工况）下设计排烟温度为123℃，目前，＃7炉的年均排烟温度在138℃以上，比设计值123℃高出15℃以上，有关数据见表1所示。在夏季环境空气温度较高时，锅炉排烟温度会升至150℃以上。
表1 ＃7炉年平均排烟温度表
表2是2015年＃7炉第二次大修后能效测试的数据，在100%负荷下，＃7炉实测排烟温度为146.4℃，换算到进口空气温度为20℃时的排烟温度为139.4℃，比设计值123℃高出16℃以上。
表2 2015年＃7炉能效测试修正后的排烟温度
锅炉热效率依据《火力发电厂锅炉计算知识》中的有关公式进行计算：
η＝100％-q2-q3-q4-q5-q6
式中 q2——排烟热损失百分率，％；
q3——气体未完全燃烧热损失百分率，％；
q4——固体未完全燃烧热损失百分率，％；
q5——散热损失百分率，％；
q6——灰渣物理热损失百分率，％。
其中锅炉的排烟热损失占了热损总量的90%以上，是影响锅炉热效率的最主要因素。排烟温度高会造成排烟热损失增大，锅炉效率降低，通常排烟温度每升高15℃，锅炉效率下降约一个百分点，严重影响锅炉的经济性。
2.2 排烟温度高的原因分析
2.2.1空预器运行状态变化
2009年10月，即在第一次大修改造前，对＃7炉进行修前热效率试验，有关数据见表3所示(数据来源：电科院热效率试验报告)。
表3 第一次大修前空预器进出口烟气参数（环境温度28℃）
从表3可以看出，2009年＃7炉空预器入口烟温比设计值略高2.5℃左右，热二次风温比设计值略低1℃左右，热一次风温比设计值低8℃左右，排烟温度比设计值高5℃左右。
＃7炉空预器的运行状态基本正常。
2010年，＃7炉大修后的运行参数，见表4(数据来源：电科院性能试验报告)。
表4 大修后空预器进出口烟气参数（环境温度20℃）
从表4可以看出，大修后，满负荷时排烟温度为133.5℃比大修前的128.26℃上升了5℃左右，比设计值偏高10℃左右。大修后空预器入口平均烟气温度为366.2℃比大修前的364.5℃上升近2℃，热二次风平均温度为313.1℃比大修前的321℃低8℃左右，热一次风平均温度为309.7比大修前的321低11℃左右。
大修后，＃7炉空预器换热能力有所下降，空预器运行状态比大修前稍差。
表5是＃7炉三个不同时间段的满负荷工况下烟温、风温的数据情况。
表5 ECR工况设计值与三个不同时间满负荷工况下烟温、风温参数
从表5中数据可以看出，虽然满负荷下T1、T2、T3三个工况在省煤器出口前的各部烟温不所不同，但烟气在省煤器出口与空预器入口烟道混合后，到空预器入口的烟气温度差别并不大，T3工况的空预器入口平均烟温值与T1工况比较，偏低4.5℃，但T3工况的排烟温度平均值却比T1工况高了21℃左右；且T3工况的热一次风温度平均值和热二次风温度平均值却比T1工况低了10℃左右。
通过排烟温度和热一、二次风温的比较，可发现＃7炉空预器的换热能力已大幅下降，运行状态很差。
从表5数据可以看出，在2012年和2011年时，＃7炉空预器烟侧压差变化不大，空预器出口热一、二次风温度变化也不大，排烟温度升高仅1.5℃。到2016年9月时，＃7炉满负荷下的空预器烟侧差压已升高至1.7～1.9 KPa，说明空预器内部阻力增大很多。
2.2.2空预器结垢堵塞
2.2.2.1空预器结垢堵塞情况
图片1、图片2和图片3是从空预器内取出的部分波纹板图片。从图片1可看出，空预器波纹板结垢很严重；从图片2可看出，部分波纹板的间隙已堵塞，且堵塞物非常坚硬，尤如水泥块，使用高压水基本没有冲洗掉的可能；从图片3可看出，空预器冷端波纹板已严重堵塞，且波纹板腐蚀后掉落的铁屑又进一步的堵塞空预器。
2.2.2.2空预器结垢堵塞的原因分析
＃7炉SCR烟气脱硝系统改造后，烟气脱硝装置在运行过程中存在逃逸氨，除了极端工况造成短时间内过量喷氨外，当氨喷射系统设计不当，烟气流场分布不均匀或者喷氨格栅局部喷嘴被堵塞时，也会造成反应器出口局部区域的氨逃逸过量。催化剂在把NOx还原成N2的同时，将部分SO2氧化成SO3。在空预器中、低温段换热元件表面，逃逸氨（NH3）、SO3及水蒸汽反应生成硫酸氢氨或硫酸氨：
NH3 ＋SO3＋H2O → NH4HSO4
2NH3＋SO3＋H2O → （NH4）2SO4
当烟气中的NH3含量远高于SO3浓度时，主要生成干燥的粉末状硫酸氨，不会对空预器产生粘附结垢。当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度（通常要求SCR出口不大于3μL/L）时，主要生成硫酸氢氨（ABS）。在150～220℃温度区间，硫酸氢氨（ABS）是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，增加空预器阻力并影响换热效果。
另外，空预器堵灰及腐蚀又是息息相关的。由于烟气中有大量灰份，灰份沉积在壁面时，与水及酸液起化学作用后发生硬结，将空预器堵死。空预器堵灰时，空预器受热面由于长期积灰结垢，水蒸汽及SO3容易黏附在灰垢上，加重了空预器的腐蚀；而空预器腐蚀时，受热面光洁度严重恶化，又加重了空预器的积灰、堵塞。
图片1 空预器波纹板结垢
图片2 空预器波纹板堵塞
图片3 空预器波纹板腐蚀及严重堵塞
受热面结渣、积灰是导致锅炉排烟温度升高的主要原因之一。其对排烟温度的影响主要体现在传热方面，受热面表面沉积物的导热系数下降，会使传热量下降。空预器波纹板严重堵塞、结垢之后，会增大空预器波纹板的传热热阻，使空预器的传热系数K下降；空预器波纹板间的间隙堵塞后，相当于减少了部分波纹板的传热面积，使空预器的吸热量降低，必然会使空预器的传热系数K下降，运行中表现为空预器出口一、二次风温降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。
2.2.3锅炉漏风
锅炉漏风是导致排烟温度升高的主要原因之一。漏风增加会导致经过空预器的风量降低，空预器的传热系数K下降，使得空预器烟侧的热量不能得到有效释放，导致排烟温度升高。
＃7炉干除渣系统改造后，炉底漏风量增大。干除渣系统有“间断运行”和“连续运行”两种方式，当选择干渣系统“间断运行”且闸板门关闭两小时以上时的排烟温度比“连续运行”闸板门全开时低4～6℃。
2015年10月，＃7炉停炉检查时，发现空预器密封片脱落较多，空预器密封片的脱落必然会增大空预器的漏风，说明炉底漏风对排烟温度的影响很大。
＃7炉D磨煤机冷风调节门存在漏风情况，当调节门显示全关时，D磨的入口风温和出口风温比其它磨煤机相比均偏低，使得运行中始终有大量的冷风进入炉膛，也增大了锅炉漏风。
2.2.4磨煤机出力偏低
由于＃7炉部分磨煤机出力偏低，满负荷时，经常需要启动五台磨煤机运行才能满足负荷的需要。顶层磨煤机运行，会使得炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度提高，影响排烟温度升高。
2.2.5低氮燃烧器改造的影响
因＃7炉进行了NOx燃烧系统改造，增加了三层OFA燃尽风，且分级燃烧的低氮燃烧方式，都使得炉膛火焰中心上升，进而引起炉膛出口及各段受热面烟气温度的升高，影响排烟温度升高。
3运行调整试验
为摸索如何在锅炉运行中，通过燃烧调整的方法来降低#7炉的排烟温度，对#7炉进行了变氧量调整、变一次风速调整、变二次风配风方式调整、变磨煤机组合方式等多种试验，试验情况如下。
3.1变氧量调整试验
在180MW负荷下，对#7炉进行了3个工况的变氧量调整试验，分别为工况T4、T5、T6，氧量平均值分别设定为1.6％、2.2％和2.8％，试验结果见表6。
表6 变氧量调整试验数据
试验结果表明：当180MW负荷锅炉平均氧量在1.6~2.8%范围内调整时，随着运行氧量的升高，排烟温度逐渐升高。
由此可见，采用低氧燃烧的方式，有利于降低排烟温度。当然，采用低氧燃烧的运行方式，飞灰可燃物不可避免的会有所升高，实际运行中可参考脱硫出口烟气的CO含量来进行调整，一般经验是，当脱硫出口烟气的CO含量不大于150mg/m3时，飞灰可燃物基本在3%以内。
3.2变一次风速调整试验
在180MW负荷下，对#7炉进行了一次风压调整试验，因在做第二个工况时，发现有个别磨煤机的石子煤下落较快，故仅做了2个工况：T7磨入口压力为6.5kPa，T8磨入口压力为6.3kPa。试验结果见表7。
表7 变一次风速调整试验数据
试验结果表明：180MW负荷时，当磨煤机入口风压由6.5kPa降至6.3kPa后，锅炉排烟温度有所降低。随着一次风速的降低，一次风喷口煤粉浓度升高，煤粉着火热降低，着火距离减小，因此在炉内的燃烧时间缩短，从而使得炉膛出口温度降低，使得排烟温度降低。从试验过程来看，当磨煤机入口风压为6.3kPa时，个别磨煤机出现石子煤下落较快的情况，说明该磨煤粉的输送能力变差。
由此可见，采用降低一次风压的方式，有利于降低排烟温度。
3.3变二次风配风方式调整试验
在160MW负荷下，对#7炉进行了变二次风配风方式调整试验，共3个工况，分别是T9均等配风方式、T10倒塔型配风方式和T11正塔配风方式，试验结果见表8。
表8 变配风方式调整试验结果
试验结果表明：均等配风方式时，排烟温度为146.2℃，调整为倒塔配风后，排烟温度为148.1℃，调整至正塔配风后，排烟温度为147.1℃。由于#7炉二次风门状态不太理想，缺陷较多，对于同层的二次风门只能通过层操同时控制，并不能单独控制一个角的风门，导致虽然同操指令相同，但各角的执行效果各不相同，且有部分二次风门的反馈始终没有变化。
由此可见，采用均等配风方式，有利于降低排烟温度。
3.4磨煤机组合方式试验
在180MW负荷下，对#7炉进行了变磨煤机组合方式试验，共有2个工况，其中工况T12为ABCD四台投运、工况T13为ABDE四台投运。试验结果见表9。
表9 变磨组合方式试验结果
试验结果表明：当ABCD磨煤机组合投运时，排烟温度为152.1℃；当ABDE磨煤机组合投运时，排烟温度为155.3℃。有E磨煤机运行与无E磨煤机运行比较，排烟温度偏差3℃左右。当顶层磨煤机运行时，会使炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高，影响排烟温度升高。
由此可见，采用下层磨煤机组合的运行方式，有利于降低排烟温度。
3.4其他试验
除上述试验外，还进行了变磨煤机加载压力试验、变二次风箱差压试验、变OFA风门开度试验、变磨煤机出口分离器挡板开度试验等。试验发现，在变磨煤机加载压力试验时，排烟温度变化不明显；变二次风箱差压试验时，排烟温度变化在0.5～1.0℃；变OFA风门开度试验时，发现只有当三层OFA风门都关至30%以下时，排烟温度才有明显下降，但炉膛出口NOx含量会超过300mg/Nm3；变磨煤机出口分离器挡板开度试验时，发现高负荷时，关小磨煤机出口分离器挡板会影响磨煤机出力，且挡板为就地调整，运行人员操作不便，不建议作为常规调整手段。
4应对措施
4.1防止空预器结垢、腐蚀和堵塞
4.1.1严格控制喷氨量
日常运行中，需严格控制喷氨量，防止过度喷氨。运行中需加强对脱硝反应器入口NOx排放的监视，在控制烟气排放的NOx值不超标的前提下，通过采取低氧燃烧、调整低氮燃烧器等方法来尽量降低脱硝反应器入口NOx值，以减少喷氨量；机组负荷变化时，及时根据脱硝反应器入口NOx值的变化情况调整喷氨量。通过严格控制喷氨量，减少逃逸氨，以减少硫酸氢氨的生成。
4.1.2定期调整喷氨流量平衡
定期进行氨喷射系统的喷氨流量平衡调整，防止局部过大氨逃逸。氨喷射系统局部喷氨量过大，将造成局部氨逃逸过大，会加剧空预器的硫酸氢氨堵塞。
4.1.3定期检测更换催化剂
定期对催化剂进行检测，发现催化剂失效超过规定时，要及时对催化剂进行更换，确保催化剂处于良好的运行状态。防止因催化剂失效，为控制NOx排放值不超标，而增大喷氨量，造成氨逃逸过大，加剧空预器的硫酸氢氨堵塞。
4.1.4加强空预器蒸汽吹灰
运行中加强空预器蒸汽吹灰，及时将元件表面沉积的飞灰颗粒和未冷凝沉积的硫酸氢氨吹扫干净，防止高粘性的硫酸氢氨冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道。还可通过采取提高空预器吹灰蒸汽压力的方法，来提高空预器蒸汽吹灰的效果。空预器蒸汽吹灰时必须要充分疏水，否则蒸汽带水也会加剧空预器的积灰、堵塞。
4.1.5采用高压水冲洗
目前我司是利用停炉的机会，用高压水对空预器冷段波纹板进行冲洗。据了解，目前有电厂在空预器冷段配置了回转式双介质高能量射流吹灰器，正常运行中，采用高压蒸汽进行吹扫，当空预器烟侧阻力超过设计值的50%时，投运高压水进行冲洗。冲洗有离线和在线两种方式，前者是在保持60%左右机组负荷时，将单侧空预器解列隔离进行高压水冲洗，完成后采用同样方式冲洗另一台空预器；后者是在机组满负荷或部分负荷下，对任一台运行中的空预器进行高压水冲洗。高压水冲洗时，水压达到10MPa以上，水量小于70kg/min，对烟气成分或烟气温度影响很小。
4.1.6采用臭氧脱硝技术
目前有电厂已在采用臭氧来进行脱硝。我厂也可考虑进行臭氧脱硝技术改选，可采用在空预器前的喷氨作为一级脱硝，在引风机出口烟道处喷入臭氧作为二级脱硝的方式。这样就不需将脱硝反应器出口的NOx值控制到50mg/m3以内，可适当放宽到100 mg/m3左右，再在引风机出口烟道处喷入臭氧，最终将NOx的排放值降到50mg/m3以内。这种脱硝方式可以减少喷氨量，氨逃逸也相应减少，降低了空预器发生硫酸氢氨堵塞的机率，从而有利于提高锅炉效率。
4.2保持炉本体受热面清洁
吹灰是防止受热面积灰、结渣的有效措施之一，运行中应严格按规定执行锅炉的定期吹灰工作。并利用停炉检修机会，对锅炉受热面进行全面的检查和清理，特别是吹灰不到的地方，以及结渣、积灰较严重的地方，发现积灰严重时，要进行清理。
恢复#7炉低温再热器附近蒸汽吹灰器运行，在低再管壁减薄问题未解决之前，可采用间隔几天吹灰的方式。停炉时对#7炉尾部烟道特别是低温再热器进行检查及清灰，对低温再热器减薄的管壁进行防磨处理或更换。在条件允许的情况下，对省煤器进行割管检查，如发现管内结垢严重，可考虑对其进行酸洗。
4.3降低锅炉漏风
降低漏风的方法是炉本体及制粉系统的捉漏及堵漏工作，在运行时随时关闭炉本体各检查门、检查孔等，提高烟道人孔门和保温层的严密性，防止烟道漏风。停炉后对内漏的磨煤机冷风调节门进行检修，减少制粉系统漏风。运行中定期对空预器进行漏风试验，根据试验结果，制定检修计划，停炉后及时修补或更换空预器密封片，减少空预器漏风。在确保干除渣系统运行安全的前提下，尽量选用“间断运行”的方式，以减少炉底漏风。运行中加强对干渣系统的检查，发现有打开的手孔、观察孔等要及时关回。
4.4加强运行调整
锅炉生成烟气量的大小，主要取决于炉内过量空气系数及锅炉的漏风量。送入炉膛有组织的总风量和锅炉燃料燃烧有直接关系，在满足燃烧正常的条件下，应尽量减少送入锅炉的过剩空气量。过大的过量空气系数，既不利于锅炉燃烧，也会增加排烟量使锅炉效率降低。在飞灰可燃物和炉渣含碳量不超标的情况下，可采用低氧燃烧的方式。
加强对制粉系统的监视和调整，在确保磨煤机安全运行，不发生堵磨、不塞粉管的前提下，降低一次风压运行。对于在运行中的制粉系统，在保证安全的情况下，尽量少用冷风，多用热风。在燃用常规煤时，尽量将磨煤机出口温度提高到85℃左右运行，提高磨煤机出口温度，有助于燃烧，可以降低锅炉排烟温度。煤粉细度变粗也会造成排烟温度升高，在出力允许的情况下，可适当降低煤粉细度。
顶层磨煤机运行会抬高火焰中心，增加不完全燃烧，造成排烟温度升高，应尽量采用下层磨煤机组合方式。且运行磨煤机的给煤量也尽量采用正宝塔式的分配方式。
在NOx排放允许的情况下，适当减少各层的燃尽风量，二次风配风可采用均等配风方式，有利于降低排烟温度。
建议采购品质不低于甚至好于设计煤种的原煤供锅炉燃烧。燃料中的水份或灰份增加以及低位发热量降低均使排烟温度上升。这是因为这些变化将使烟气量和烟气比热增加，烟气在对流区中温降减小，排烟温度升高。
4.5提高磨煤机出力
加强对磨煤机的检修维护，确保磨煤机出力正常。在条件允许时，建议对＃7炉一至二台磨煤机进行增容改造，以提高磨煤机出力，避免出现四台磨煤机不能满足满负荷的需要，需增开一台磨煤机的情况。
4.6技术改造
4.6.1省煤器改造
有条件时，可对省煤器进行改造，把目前的蛇形光管更换为H型鳍片式省煤器或者螺旋形鳍片式省煤器，增加省煤器的换热效果，以降低空预器入口烟温。增加低低温省煤器、或者其它对余热进行回收利用的改造方法。
4.6.2空预器改造
对空预器进行改造，对波纹板进行全面更换或将波纹板换为大波浪不易堵塞的型式；还可将冷端波纹板换为不易粘结的陶搪瓷型式；增加空预器的高度即增加换热面积，以降低空预器的排烟温度。
5 结语
锅炉的排烟温度是锅炉的最大损失，直接影响机组的经济效率，并对机组的节能降耗有直接的影响。通过采取防止空预器结垢、堵塞，保持炉本体受热面清洁，降低锅炉漏风，加强运行调整，提高磨煤机出力和技术改造等措施，可有效降低排烟温度，提高锅炉热效率，为电厂的节能降耗作出贡献。
参考文献：
[1]范从振.锅炉原理[M].北京:中国电力出版社.1986.
[2]李恩辰.火力发电厂锅炉计算知识[M].北京:水利电力出版社.1991.
[3]东方锅炉（集团）股份有限公司.DG680/13.7-20锅炉说明书.2002.49K-SM.
论文作者:曾勇
论文发表刊物:《电力设备》2019年第6期
论文发表时间:2019/7/8
标签：温度论文; 排烟论文; 锅炉论文; 烟气论文; 工况论文; 磨煤机论文; 方式论文; 《电力设备》2019年第6期论文;