超低排放火电机组空气预热器压差控制措施

王滨

(华电潍坊发电有限公司，山东 潍坊 261204)

超低排放火电机组空气预热器压差控制措施

王滨

(华电潍坊发电有限公司，山东 潍坊 261204)

火电机组实施超低排放改造后，空气预热器堵塞问题日益突出。分析了某公司机组进行超低排放改造后对空气预热器压差的影响，通过脱硝系统性能优化试验和空气预热器性能试验，进行了喷氨量调整、吹灰等优化，提出了控制空气预热器综合冷端温度不超限、合理投用空气预热器吹灰等措施。在机组超低排放指标全面达标的情况下，空气预热器运行压差保持稳定，未出现空气预热器异常堵塞现象，引、送风机电耗大大降低。

火电机组；超低排放；空气预热器；压差；堵塞；风机电耗

0 引言

某公司#4锅炉为上海锅炉厂有限公司设计制造的超临界参数变压运行直流锅炉，设计燃煤为山西晋中贫煤，燃煤硫分为1.4%。点火、助燃用油为#0柴油。锅炉采用四角切圆燃烧方式，燃烧器采用垂直方向浓淡分级燃烧。完成超低排放改造后，空气预热器(以下简称空预器)压差增长速度过快，严重影响机组运行的安全性和经济性。

1 超低排放改造后对空预器压差的影响

1.1 安装选择性催化还原(SCR)脱硝系统后对空预器的影响

(1)在催化剂作用下，烟气中SO2向SO3的转化率增加，即烟气中的SO3含量增加，同时烟气的酸露点也将升高，加剧了空预器的酸腐蚀和堵灰。

(2)SCR 脱硝系统中的逸出氨(NH3)与烟气中的SO3和水蒸气生成硫酸氢铵(ABS)，ABS在不同的温度下分别呈现气态、液态或颗粒状。燃煤机组烟气中飞灰含量较高，ABS在146～207 ℃范围内为液态；燃油、燃气机组烟气中飞灰含量较低，ABS在146～232 ℃范围内为液态。该温度区域对应的空预器位置区域称为ABS区域。对于燃煤机组，ABS区域为距预热器传热元件底部381～813 mm之间。液态ABS捕捉飞灰能力极强，其与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器腐蚀、堵灰等，从而削弱预热器换热效果并危及机组安全运行，大大增加了引、送风机的电耗。

1.2 空预器堵塞对节能的影响

锅炉低负荷运行时，为达到一定的脱硝效率，喷氨量增大，氨逃逸质量浓度上升，生成的ABS沉积物较多，导致空预器堵灰和局部堵塞，引起炉膛负压波动增大，烟气侧、一/二次风侧的进出口压差增加。堵塞严重时，空预器漏风量增大，两侧排烟温度均有不同程度的增加，锅炉排烟损失增加；同时，送、引风机，一次风机电流均有所增加，风机电耗明显增加，甚至会导致引风机失速、抢风，造成锅炉燃烧不稳。以600 MW机组为例，空预器烟气侧阻力增加1.5 kPa，引、送风机电耗可增加0.2%，在550 MW平均负荷下，烟气量为1.8×106m3/h，按电费0.4元/(kW·h)、年运行7 000 h计，仅风机电耗年增加费用就达312万元，空预器堵塞造成的能耗浪费非常惊人。

2 采取的措施

2.1 进行脱硝系统性能优化试验和空预器性能试验

进行脱硝系统流场均布优化调整试验，降低脱硝系统出口NOx质量浓度分布偏差及氨逃逸质量浓度；进行空预器性能试验，检测换热效率、风烟比、漏风率性能参数变化。结合试验、运行数据，持续跟踪分析脱硝系统性能参数变化，研究喷氨量调整、吹灰等优化措施。

通过优化调整，SCR反应器出口NOx质量浓度分布均匀性指标得到较大改善：A侧出口NOx质量浓度分布相对标准偏差由49.80%降至12.33%；B侧出口NOx质量浓度分布相对标准偏差由41.20%降至7.10%。

2.2 优化暖风器疏水系统，控制空预器综合冷端温度不超限

(1)为提高暖风器投入率，减少暖风器运行中振动、泄漏的几率，对原暖风器疏水系统进行了改造，将A/B两侧暖风器合并疏水改为分别疏水，减少了两侧的相互影响；同时，将原来的疏水泵改为变频控制，提高了暖风器的负荷适应范围。

(2)做好现场检查，及时发现并消除暖风器振动、泄漏等异常情况。

(3)空预器入口风温低时，保持暖风器持续运行，做好暖风器运行参数的监视、调整。空预器综合冷端温度控制标准为：一期不低于170 ℃，二期不低于190 ℃[1]。

(4)非冬季气温突降、机组启停时，及时投用暖风器。

(5)做好空预器漏风率的指标监督、密封间隙调整，防止漏风过大而导致排烟温度降低。

(6)减少炉膛、烟道、脱硝系统各部漏风，减少制粉系统掺冷风。

2.3 合理投用空预器吹灰

(1)吹灰蒸汽参数严格控制在设计范围内，避免吹损设备。蒸汽吹灰阀后压力不能高于设计值，蒸汽保持100 ℃以上的过热度，杜绝蒸汽吹灰压力超设计值运行；保持声波吹灰器的正常投入。

(2)确保疏水充分，防止蒸汽带水吹损换热元件。空预器蒸汽吹灰前必须确认疏水温度达到设定值。

(3)定期现场检查空预器蒸汽吹灰器工作情况，重点检查提升阀故障、行程不到位、蒸汽带水、蒸汽温度不足等问题。

(4)空预器压差大或持续升高时，适当提高蒸汽吹灰频次。可将每班次高负荷吹灰1次增加到2次或3次。

(5)做好蒸汽吹灰前后空预器压差数据记录和对比，吹灰无明显效果时，及时检查分析问题原因。

2.4 避免集中燃用高硫煤

燃煤的含硫量决定烟气中SO3的含量，从而对ABS的生成有显著影响，硫分≤1.0%的低硫煤控制氨逃逸质量浓度<2.20 mg/m3，硫分≤1.5%的煤控制氨逃逸质量浓度<1.50 mg/m3，硫分达到3.0%的高硫煤控制氨逃逸质量浓度<0.75 mg/m3。

加强入炉煤掺配管理，避免入炉煤硫分大幅高于设计值，同时保持硫分和煤质相对稳定，避免大幅波动。

2.5 做好空预器压差及变化率的监督

(1)将空预器压差作为一项重点监督参数，做好记录和分析。空预器压差大于设计值上限(1.3 kPa)时，加强空预器吹灰，分析堵灰的原因并采取相应的降硫分、提单侧烟温、降压差等控制措施；空预器压差正常增加速度一般小于0.1 kPa/月，在发现日变化、周变化速度明显升高时，应从氨逃逸、烟气温度、SO3质量浓度3方面及时分析原因，采取控制措施。

(2)坚持“逢停必冲，冲必彻底”的原则，彻底清理空预器换热面。每次有停机机会，都对空预器进行内部检查，时间允许则进行全面冲洗，以有效降低空预器原始压差，延缓空预器积灰发展程度。

2.6 管理措施

将空预器综合冷端温度控制写入《设备经济运行管理措施》，并在月度对标考核中进行奖惩，保证空预器出口综合冷端温度在规定范围内。

3 效益分析

(1)优化了空预器压差的监督管理过程。通过对压差、氨逃逸质量浓度、综合冷端温度进行监督，有效提高了空预器的运行健康水平，减少了不必要的停机消缺，为机组安全经济运行创造了条件。

(2)减少了因空预器堵塞造成的机组启停。以600 MW机组冷态启动1次为例，各种燃油、燃煤、水、汽的消耗费用在50万元左右，通过空预器压差的全面管理，减少了不必要的启停机费用。

(3)保证了环保指标。空预器压差的稳定，保证了脱硝等系统的良好投入，减少了SO2，NOx等环保指标排放异常的时间段，确保了公司的环保安全。

(4)优化了机组运行指标。由于空预器压差运行稳定，机组引、送风机电耗率指标可以运行在较经济的范围内，避免了风机抢风、失速等异常情况的发生和耗电量的异常增加。以华电潍坊发电有限公司600 MW机组为例，2016年引、送风机耗电率同比下降0.1百分点，年节电1.5 GW·h，年节约电费60万元。

[1]回转式空气预热器运行维护规程：DL/T 750—2001[S].

TM 621.2

B

1674-1951(2017)12-0065-02

2017-05-23；

2017-11-17

(本文责编：刘芳)

王滨(1978—)，男，山东潍坊人，高级工程师，工学硕士，火电厂节能管理方面的工作(E-mail:wfwb-110@163.com)。