魏建林，楊玉峰，趙晨陽，崔鵬飛

(同煤集團(tuán)漳澤電力侯馬熱電分公司，山西 侯馬 043000)

鍋爐省煤器煙氣旁路改造引發(fā)問題分析及對(duì)策

魏建林，楊玉峰，趙晨陽，崔鵬飛

(同煤集團(tuán)漳澤電力侯馬熱電分公司，山西 侯馬 043000)

闡述了某公司為保證2臺(tái)300 MW機(jī)組脫硝系統(tǒng)能夠在機(jī)組安全情況下全負(fù)荷投運(yùn)，對(duì)鍋爐省煤器進(jìn)行加裝旁路煙道來提高SCR反應(yīng)器入口煙溫的改造；改造后的機(jī)組出現(xiàn)了空預(yù)器差壓增大的問題。針對(duì)此問題，從系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)整、設(shè)備運(yùn)行狀況等方面入手進(jìn)行分析，提出調(diào)整建議和改造措施，有效控制了空預(yù)器差壓，保證了機(jī)組的安全運(yùn)行。

熱電機(jī)組；鍋爐省煤器；空氣預(yù)熱器；差壓

0 概述

某公司2臺(tái)300 MW機(jī)組自2014年11月投產(chǎn)發(fā)電以來，因鍋爐省煤器設(shè)計(jì)優(yōu)化節(jié)能的原因，造成脫硝系統(tǒng)SCR(selective catalytic reduction，選擇性催化還原法)反應(yīng)器入口煙溫低。當(dāng)機(jī)組在供熱期間負(fù)荷率低于75 %，非供熱期負(fù)荷率低于85 %時(shí)，脫硝系統(tǒng)因SCR反應(yīng)器入口煙溫低于320 ℃而退出運(yùn)行。為了解決低負(fù)荷時(shí)脫硝系統(tǒng)退出運(yùn)行的問題，該公司通過對(duì)鍋爐生產(chǎn)廠家咨詢和周邊電廠的考察后，于2015年7月、10月分別對(duì)1號(hào)、2號(hào)機(jī)組鍋爐省煤器進(jìn)行了改造，在低溫過熱器之前的豎井煙道與省煤器出口水平煙道之間增加高溫旁路煙道。當(dāng)負(fù)荷低導(dǎo)致脫硝裝置入口煙溫低于320 ℃時(shí)，開啟旁路煙道擋板門，調(diào)整省煤器出口主煙道擋板，達(dá)到調(diào)節(jié)脫硝裝置入口煙溫的目的，以滿足不同負(fù)荷下脫硝系統(tǒng)投入的需要。

改造后，機(jī)組在運(yùn)行過程中空預(yù)器差壓逐漸增大，影響了機(jī)組的安全運(yùn)行。為了解決空預(yù)器差壓大的問題，該公司從系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)整、設(shè)備運(yùn)行狀況等方面入手進(jìn)行分析，提出調(diào)整建議和改造措施，降低空預(yù)器差壓，以保證機(jī)組的正常運(yùn)行。

1 設(shè)備狀況

該公司安裝2臺(tái)300 MW亞臨界機(jī)組，鍋爐采用哈爾濱鍋爐廠HG-1065/17.5-YM28型，采用中速磨冷一次風(fēng)機(jī)正壓直吹式系統(tǒng)，水平濃淡分離低氮燃燒器；脫硝系統(tǒng)采用低氮燃燒器+SCR反應(yīng)器技術(shù)，SCR反應(yīng)器布置在省煤器與空氣預(yù)熱器之間，每臺(tái)爐配置2臺(tái)SCR反應(yīng)器，催化劑采用蜂窩式，按2+1(備用)布置，連續(xù)工作煙溫為320-420 ℃。催化劑區(qū)域允許煙氣流速為5-6 m/s，每臺(tái)爐設(shè)計(jì)最大噴氨量為190 kg/h，脫硝效率為80 %?？諝忸A(yù)熱器采用29.0-VI(T)-1950-SMR型三分倉(cāng)回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，煙氣側(cè)正常差壓小于1.08 kPa；二次風(fēng)側(cè)正常差壓小于0.88 kPa；一次風(fēng)側(cè)正常差壓小于0.42 kPa。

2 省煤器旁路煙道的改造情況

從水平煙道與豎井煙道轉(zhuǎn)向室(即垂直低溫過熱器和水平低溫過熱器之間,標(biāo)高57.4 m)引旁路煙道至省煤器出口(脫硝裝置入口)水平煙道。在供熱期負(fù)荷50 %-75 %和非供熱期負(fù)荷50 %-85 %時(shí)，抽取高溫?zé)煔庵撩撓跹b置入口，提高脫硝裝置入口煙溫至320 ℃以上，滿足低負(fù)荷下脫硝裝置投入要求。省煤器煙氣旁路改造如圖1所示。

圖1 省煤器煙氣旁路改造示意

3 改造對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響

鍋爐省煤器加裝旁路后，在機(jī)組在150 MW負(fù)荷時(shí)，從轉(zhuǎn)向室抽取約16 %-17 %的煙氣量，使脫硝裝置入口煙氣溫度提升約40 ℃。通過調(diào)節(jié)旁路煙氣量，可以滿足機(jī)組在150 MW以上負(fù)荷時(shí)脫硝裝置投入對(duì)煙溫的需求。在高負(fù)荷時(shí)可以關(guān)閉旁路煙道擋板，減少排煙熱損失，提高經(jīng)濟(jì)性。但改造也存在一些問題，具體如下。

(1) 機(jī)組負(fù)荷在150-230 MW時(shí)，開啟省煤器旁路煙道，排煙溫度有不同程度升高，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性下降。按排煙溫度平均升高8 ℃，機(jī)組負(fù)荷150-230 MW計(jì)算，供電煤耗約上升1.0 g/kWh (0.157 g/℃×8 ℃×0.8)。

(2) 機(jī)組低負(fù)荷時(shí)旁路部分煙氣后，給水溫度下降，相對(duì)于單位工質(zhì)吸熱量增加，單位工質(zhì)對(duì)應(yīng)的燃料量增加，爐內(nèi)燃燒增強(qiáng)，煙氣溫度升高，部分抵消了因低溫過熱器受熱面處煙氣流量減少對(duì)主汽溫度降低的影響。通過調(diào)節(jié)減溫水量及噴燃器擺角后，主蒸汽溫度不會(huì)有大的變化。

(3) 改造后，省煤器出口煙溫提升40 ℃，省煤器出口給水溫度降低4.25-8.67 ℃。

綜上所述，加裝省煤器旁路后，機(jī)組負(fù)荷以150-230 MW計(jì)算，供電煤耗約上升1.0 g/kWh。

4 改造對(duì)機(jī)組運(yùn)行的影響

4.1 脫硝入口煙氣流場(chǎng)、溫度場(chǎng)均勻性變差

4.1.1 脫硝入口煙溫偏差大

鍋爐省煤器加裝旁路后，抽取的高溫?zé)煔夂屯ㄟ^省煤器過來的煙氣混合不充分，造成煙氣流場(chǎng)、溫度場(chǎng)不均，煙溫偏差大，導(dǎo)致機(jī)組負(fù)荷低時(shí)脫硝區(qū)域局部煙氣溫度低于320 ℃(見表1)，偏離脫硝催化劑的最佳反應(yīng)溫度，因此降低了催化劑活性，導(dǎo)致脫硝效率降低，氨逃逸率增大。

4.1.2 煙溫偏差大的原因

(1) 脫硝入口水平及豎井煙道在旁路煙道改造前煙道內(nèi)沒有設(shè)計(jì)導(dǎo)流板；本次旁路煙道改造也沒有考慮煙氣流場(chǎng)問題，因此也沒有安裝導(dǎo)流板。

(2) 脫硝裝置入口煙道存在水平與垂直方向轉(zhuǎn)向，且煙道截面積增大，加之無導(dǎo)流板，本身就存在煙氣流場(chǎng)及溫度場(chǎng)不均現(xiàn)象。

表1 2號(hào)爐各負(fù)荷下的脫硝入口煙溫

(3) 高溫旁路與主煙道只有1個(gè)接口，熱煙氣流速大、流量小，從上到下直接進(jìn)入水平煙道后，沒有經(jīng)過混合及導(dǎo)流裝置就與大量的低溫主煙氣相遇，導(dǎo)致2股煙氣在進(jìn)入脫硝裝置前不能很好地混合，脫硝入口煙溫偏差增大。

4.2 空預(yù)器差壓增大

由于脫硝系統(tǒng)氨逃逸率增大，未反應(yīng)的液氨與鍋爐燃燒過程中生成的SO3和水發(fā)生反應(yīng)，生成NH4HSO4。NH4HSO4的露點(diǎn)為147 ℃，其以液體形式在物體表面聚集或以液滴形式分散于煙氣中。液態(tài)NH4HSO4是一種腐蝕性、粘性都很強(qiáng)的物質(zhì)，在煙氣中會(huì)粘附飛灰。由于空預(yù)器冷端溫度低于147 ℃，導(dǎo)致液態(tài)的NH4HSO4粘附在空預(yù)器受熱面上，不僅會(huì)對(duì)冷端傳熱元件造成腐蝕，并進(jìn)一步粘附飛灰，而且通過空預(yù)器吹灰也無法除去?？疹A(yù)器差壓也就會(huì)因此逐步增大，導(dǎo)致不得不單側(cè)停運(yùn)沖洗或停爐處理，嚴(yán)重威脅到機(jī)組的安全及經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。日本AKK(測(cè)試機(jī)構(gòu))測(cè)試結(jié)果表明，氨逃逸率增加到2 mg/L時(shí)，空預(yù)器運(yùn)行半年后其阻力增加約30 %；氨逃逸率增加到3 mg/L時(shí)，空預(yù)器的阻力將會(huì)較快地增加50 %甚至更高。

空預(yù)器積灰前后差壓對(duì)比如表2所示?？疹A(yù)器積灰導(dǎo)致空預(yù)器差壓增大，趨勢(shì)如圖2所示。

5 針對(duì)空氣預(yù)熱器差壓增大采取的措施

5.1 加裝導(dǎo)流板

在省煤器煙氣旁路出口和水平煙道內(nèi)部分別加裝導(dǎo)流板，使沿?zé)煹澜孛鏅M向煙氣分布均勻，消除煙氣渦流、停滯區(qū)，降低局部阻力及渦流損耗。加裝導(dǎo)流板后，煙氣流場(chǎng)、溫度場(chǎng)變得均勻，煙道阻力降低。

5.2 提高脫硝系統(tǒng)SCR反應(yīng)器入口煙溫

在煙氣流場(chǎng)不均的情況下，提高空預(yù)器入口煙溫可最大限度地減少低溫?zé)煔鈪^(qū)域，從而提高脫硝效率。由于增加了旁路煙道，旁路煙道擋板開啟后，脫硝反應(yīng)器入口煙氣流場(chǎng)、溫度場(chǎng)均勻性降低，所以運(yùn)行人員應(yīng)將最高點(diǎn)的煙氣溫度控制在355-375 ℃，以確保煙氣低溫區(qū)的反應(yīng)溫度。

5.3 提高空預(yù)器冷端平均溫度

提高空預(yù)器冷端平均溫度，即將一、二次風(fēng)暖風(fēng)器投入，提高空預(yù)器入口一、二次風(fēng)溫。如果空預(yù)器冷端平均溫度較低，將造成NH4HSO4沉積段向中溫段上移，影響吹灰器的吹掃效果?？疹A(yù)器冷端溫度提高后，NH4HSO4沉積段由中溫段向低溫段轉(zhuǎn)移，同時(shí)部分粘附在空預(yù)器冷端的NH4HSO4受熱分解，有利于提高吹灰效果?？疹A(yù)器廠家根據(jù)該公司原設(shè)計(jì)煤種，要求空預(yù)器冷端平均溫度為68.3 ℃，但是實(shí)際該公司燃用煤質(zhì)偏離設(shè)計(jì)煤種較大，入爐煤含硫量在2 %左右。因此根據(jù)《空預(yù)器冷端平均溫度導(dǎo)則》要求，應(yīng)將冷端平均溫度提高至71.1 ℃?？紤]到煤種變化頻繁性和空預(yù)器堵塞的嚴(yán)重性，該公司在此基礎(chǔ)上又提高了5 ℃，也就是維持空預(yù)器冷端平均溫度在76.1 ℃。

5.4 提高吹灰壓力并連續(xù)吹灰

空預(yù)器冷端吹灰壓力設(shè)計(jì)值為1.2-1.37 MPa。由于空預(yù)器冷端積灰，適當(dāng)提高吹灰壓力至1.4MPa，既不會(huì)對(duì)空預(yù)器受熱面造成損傷，同時(shí)也有利于積灰的清除。由于吹灰蒸汽溫度約250-300 ℃，遠(yuǎn)高于NH4HSO4的結(jié)露溫度，在空預(yù)器吹灰蒸汽能吹到的時(shí)間和區(qū)域內(nèi)，對(duì)已集結(jié)的粘性積灰都會(huì)產(chǎn)生軟化、分解作用。這不僅降低了粘性飛灰粘附發(fā)展的幾率，且有利于對(duì)已板結(jié)積灰的清除。同時(shí)由于空預(yù)器吹灰為單點(diǎn)局部吹灰，對(duì)已積灰的空預(yù)器采用連續(xù)吹灰，可提高吹灰、清灰效果。

表2 空預(yù)器差壓增大前后參數(shù)對(duì)比

圖2 空預(yù)器差壓增大趨勢(shì)

通過近1個(gè)月的實(shí)踐，該公司空預(yù)器差壓得到明顯的控制和改善，為機(jī)組長(zhǎng)周期穩(wěn)定運(yùn)行奠定了基礎(chǔ)。

5.5 及時(shí)調(diào)節(jié)兩側(cè)風(fēng)機(jī)出力

該公司A側(cè)空預(yù)器積灰較嚴(yán)重，B側(cè)積灰不明顯。單側(cè)空預(yù)器差壓增大后，會(huì)造成單側(cè)空預(yù)器通風(fēng)、通煙氣量減小，風(fēng)煙系統(tǒng)兩側(cè)出力偏差增大。這時(shí)必須及時(shí)關(guān)閉兩側(cè)一、二次風(fēng)聯(lián)絡(luò)擋板，否則會(huì)使積灰嚴(yán)重的一側(cè)加速發(fā)展。

造成兩側(cè)出力偏差增大的主要原因如下。

(1) 空預(yù)器積灰后，由于煙氣側(cè)阻力大于一、二次風(fēng)側(cè)阻力，導(dǎo)致煙氣量的減少相對(duì)同側(cè)一、二次風(fēng)量減少要多，空預(yù)器出口煙氣溫度隨之降低?？疹A(yù)器冷端溫度的降低進(jìn)一步加劇了NH4HSO4的結(jié)露及積灰的板結(jié)。

(2) 積灰較輕的一側(cè)煙、風(fēng)系統(tǒng)出力會(huì)增加，煙氣的沖擊攜帶能力增強(qiáng)，同時(shí)其排煙溫度會(huì)維持不變或有小幅升高，積灰結(jié)露的可能性減小，其積灰會(huì)很快消失，空預(yù)器恢復(fù)正常。但由于煙氣量的增加，在另一側(cè)空預(yù)器積灰較嚴(yán)重時(shí)，若機(jī)組帶大負(fù)荷運(yùn)行時(shí)有可能造成除塵器過負(fù)荷。

為緩解空預(yù)器積灰，必須想方設(shè)法提高空預(yù)器冷端平均溫度。為此必須投入一、二次風(fēng)暖風(fēng)器，引入輔助熱源；同時(shí)適當(dāng)減小一、二次風(fēng)量，使通過該空預(yù)器的相對(duì)煙氣量增大，進(jìn)一步提高排煙溫度。具體方法如下。

(1) 降低入爐煤硫分，根據(jù)負(fù)荷變化及時(shí)調(diào)整噴氨量。入爐煤含硫分及氨逃逸是產(chǎn)生NH4HSO4的根源，必須從源頭治理，做好防范措施。因此降低入爐煤硫分，將煤的硫分控制在1.5 %以內(nèi)，同時(shí)根據(jù)負(fù)荷變化和脫硫凈煙氣NOX濃度及時(shí)調(diào)整噴氨量，保證NOX濃度達(dá)標(biāo)排放即可，以降低氨逃逸率。

(2) 做好低氮燃燒調(diào)整，進(jìn)一步降低脫硝裝置入口NOX濃度。

通過采取上述措施，該公司空預(yù)器差壓得到了有效控制；雖然犧牲了部分經(jīng)濟(jì)性，但相對(duì)于停機(jī)或單側(cè)停運(yùn)后請(qǐng)外單位對(duì)空預(yù)器進(jìn)行沖洗所造成的安全隱患及經(jīng)濟(jì)損失，還是值得的。

6 結(jié)束語

空預(yù)器布置在脫硝裝置的后面，脫硝裝置運(yùn)行的好壞，直接影響空預(yù)器的安全運(yùn)行。因此，必須保證脫硝催化劑入口煙氣流場(chǎng)均勻和脫硝催化劑的最佳反應(yīng)溫度，減少氨逃逸。當(dāng)脫硝裝置入口煙溫不能滿足時(shí)，通過調(diào)整省煤器旁路煙道的煙氣量，提高脫硝反應(yīng)器入口煙溫，滿足脫硝系統(tǒng)的投運(yùn)要求，保證進(jìn)入脫硝裝置前沿?zé)煔鈾M斷面各點(diǎn)煙氣溫度偏差在合理范圍內(nèi)(不超過15 ℃)。因脫硝系統(tǒng)氨逃逸大、NH4HSO4沉積導(dǎo)致空預(yù)器差壓增大時(shí)，應(yīng)從運(yùn)行調(diào)整和設(shè)備維護(hù)上采取措施，將空預(yù)器差壓控制在規(guī)定的范圍內(nèi)，保證機(jī)組的安全、可靠、穩(wěn)定運(yùn)行。

2016-07-27。

魏建林(1972-)，男，技師，主要從事熱電機(jī)組鍋爐系統(tǒng)的調(diào)試、運(yùn)行工作，email：cuiwen7031@sina.com。

楊玉峰(1974-)，男，工程師，主要從事熱電機(jī)組的調(diào)試、運(yùn)行管理工作。

趙晨陽(1973-)，男，技師，主要從事熱電機(jī)組的調(diào)試、運(yùn)行管理工作。

崔鵬飛(1970-)，男，技師，主要從事機(jī)組脫硫系統(tǒng)和電除塵器的改造、運(yùn)行、調(diào)試工作及環(huán)保管理工作。