魏建林，杨玉峰，赵晨阳，崔鹏飞

(同煤集团漳泽电力侯马热电分公司，山西 侯马 043000)

锅炉省煤器烟气旁路改造引发问题分析及对策

魏建林，杨玉峰，赵晨阳，崔鹏飞

(同煤集团漳泽电力侯马热电分公司，山西 侯马 043000)

阐述了某公司为保证2台300 MW机组脱硝系统能够在机组安全情况下全负荷投运，对锅炉省煤器进行加装旁路烟道来提高SCR反应器入口烟温的改造；改造后的机组出现了空预器差压增大的问题。针对此问题，从系统运行调整、设备运行状况等方面入手进行分析，提出调整建议和改造措施，有效控制了空预器差压，保证了机组的安全运行。

热电机组；锅炉省煤器；空气预热器；差压

0 概述

某公司2台300 MW机组自2014年11月投产发电以来，因锅炉省煤器设计优化节能的原因，造成脱硝系统SCR(selective catalytic reduction，选择性催化还原法)反应器入口烟温低。当机组在供热期间负荷率低于75 %，非供热期负荷率低于85 %时，脱硝系统因SCR反应器入口烟温低于320 ℃而退出运行。为了解决低负荷时脱硝系统退出运行的问题，该公司通过对锅炉生产厂家咨询和周边电厂的考察后，于2015年7月、10月分别对1号、2号机组锅炉省煤器进行了改造，在低温过热器之前的竖井烟道与省煤器出口水平烟道之间增加高温旁路烟道。当负荷低导致脱硝装置入口烟温低于320 ℃时，开启旁路烟道挡板门，调整省煤器出口主烟道挡板，达到调节脱硝装置入口烟温的目的，以满足不同负荷下脱硝系统投入的需要。

改造后，机组在运行过程中空预器差压逐渐增大，影响了机组的安全运行。为了解决空预器差压大的问题，该公司从系统运行调整、设备运行状况等方面入手进行分析，提出调整建议和改造措施，降低空预器差压，以保证机组的正常运行。

1 设备状况

该公司安装2台300 MW亚临界机组，锅炉采用哈尔滨锅炉厂HG-1065/17.5-YM28型，采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统，水平浓淡分离低氮燃烧器；脱硝系统采用低氮燃烧器+SCR反应器技术，SCR反应器布置在省煤器与空气预热器之间，每台炉配置2台SCR反应器，催化剂采用蜂窝式，按2+1(备用)布置，连续工作烟温为320-420 ℃。催化剂区域允许烟气流速为5-6 m/s，每台炉设计最大喷氨量为190 kg/h，脱硝效率为80 %。空气预热器采用29.0-VI(T)-1950-SMR型三分仓回转式空气预热器，烟气侧正常差压小于1.08 kPa；二次风侧正常差压小于0.88 kPa；一次风侧正常差压小于0.42 kPa。

2 省煤器旁路烟道的改造情况

从水平烟道与竖井烟道转向室(即垂直低温过热器和水平低温过热器之间,标高57.4 m)引旁路烟道至省煤器出口(脱硝装置入口)水平烟道。在供热期负荷50 %-75 %和非供热期负荷50 %-85 %时，抽取高温烟气至脱硝装置入口，提高脱硝装置入口烟温至320 ℃以上，满足低负荷下脱硝装置投入要求。省煤器烟气旁路改造如图1所示。

图1 省煤器烟气旁路改造示意

3 改造对机组经济性的影响

锅炉省煤器加装旁路后，在机组在150 MW负荷时，从转向室抽取约16 %-17 %的烟气量，使脱硝装置入口烟气温度提升约40 ℃。通过调节旁路烟气量，可以满足机组在150 MW以上负荷时脱硝装置投入对烟温的需求。在高负荷时可以关闭旁路烟道挡板，减少排烟热损失，提高经济性。但改造也存在一些问题，具体如下。

(1) 机组负荷在150-230 MW时，开启省煤器旁路烟道，排烟温度有不同程度升高，机组经济性下降。按排烟温度平均升高8 ℃，机组负荷150-230 MW计算，供电煤耗约上升1.0 g/kWh (0.157 g/℃×8 ℃×0.8)。

(2) 机组低负荷时旁路部分烟气后，给水温度下降，相对于单位工质吸热量增加，单位工质对应的燃料量增加，炉内燃烧增强，烟气温度升高，部分抵消了因低温过热器受热面处烟气流量减少对主汽温度降低的影响。通过调节减温水量及喷燃器摆角后，主蒸汽温度不会有大的变化。

(3) 改造后，省煤器出口烟温提升40 ℃，省煤器出口给水温度降低4.25-8.67 ℃。

综上所述，加装省煤器旁路后，机组负荷以150-230 MW计算，供电煤耗约上升1.0 g/kWh。

4 改造对机组运行的影响

4.1 脱硝入口烟气流场、温度场均匀性变差

4.1.1 脱硝入口烟温偏差大

锅炉省煤器加装旁路后，抽取的高温烟气和通过省煤器过来的烟气混合不充分，造成烟气流场、温度场不均，烟温偏差大，导致机组负荷低时脱硝区域局部烟气温度低于320 ℃(见表1)，偏离脱硝催化剂的最佳反应温度，因此降低了催化剂活性，导致脱硝效率降低，氨逃逸率增大。

4.1.2 烟温偏差大的原因

(1) 脱硝入口水平及竖井烟道在旁路烟道改造前烟道内没有设计导流板；本次旁路烟道改造也没有考虑烟气流场问题，因此也没有安装导流板。

(2) 脱硝装置入口烟道存在水平与垂直方向转向，且烟道截面积增大，加之无导流板，本身就存在烟气流场及温度场不均现象。

表1 2号炉各负荷下的脱硝入口烟温

(3) 高温旁路与主烟道只有1个接口，热烟气流速大、流量小，从上到下直接进入水平烟道后，没有经过混合及导流装置就与大量的低温主烟气相遇，导致2股烟气在进入脱硝装置前不能很好地混合，脱硝入口烟温偏差增大。

4.2 空预器差压增大

由于脱硝系统氨逃逸率增大，未反应的液氨与锅炉燃烧过程中生成的SO3和水发生反应，生成NH4HSO4。NH4HSO4的露点为147 ℃，其以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散于烟气中。液态NH4HSO4是一种腐蚀性、粘性都很强的物质，在烟气中会粘附飞灰。由于空预器冷端温度低于147 ℃，导致液态的NH4HSO4粘附在空预器受热面上，不仅会对冷端传热元件造成腐蚀，并进一步粘附飞灰，而且通过空预器吹灰也无法除去。空预器差压也就会因此逐步增大，导致不得不单侧停运冲洗或停炉处理，严重威胁到机组的安全及经济运行。日本AKK(测试机构)测试结果表明，氨逃逸率增加到2 mg/L时，空预器运行半年后其阻力增加约30 %；氨逃逸率增加到3 mg/L时，空预器的阻力将会较快地增加50 %甚至更高。

空预器积灰前后差压对比如表2所示。空预器积灰导致空预器差压增大，趋势如图2所示。

5 针对空气预热器差压增大采取的措施

5.1 加装导流板

在省煤器烟气旁路出口和水平烟道内部分别加装导流板，使沿烟道截面横向烟气分布均匀，消除烟气涡流、停滞区，降低局部阻力及涡流损耗。加装导流板后，烟气流场、温度场变得均匀，烟道阻力降低。

5.2 提高脱硝系统SCR反应器入口烟温

在烟气流场不均的情况下，提高空预器入口烟温可最大限度地减少低温烟气区域，从而提高脱硝效率。由于增加了旁路烟道，旁路烟道挡板开启后，脱硝反应器入口烟气流场、温度场均匀性降低，所以运行人员应将最高点的烟气温度控制在355-375 ℃，以确保烟气低温区的反应温度。

5.3 提高空预器冷端平均温度

提高空预器冷端平均温度，即将一、二次风暖风器投入，提高空预器入口一、二次风温。如果空预器冷端平均温度较低，将造成NH4HSO4沉积段向中温段上移，影响吹灰器的吹扫效果。空预器冷端温度提高后，NH4HSO4沉积段由中温段向低温段转移，同时部分粘附在空预器冷端的NH4HSO4受热分解，有利于提高吹灰效果。空预器厂家根据该公司原设计煤种，要求空预器冷端平均温度为68.3 ℃，但是实际该公司燃用煤质偏离设计煤种较大，入炉煤含硫量在2 %左右。因此根据《空预器冷端平均温度导则》要求，应将冷端平均温度提高至71.1 ℃。考虑到煤种变化频繁性和空预器堵塞的严重性，该公司在此基础上又提高了5 ℃，也就是维持空预器冷端平均温度在76.1 ℃。

5.4 提高吹灰压力并连续吹灰

空预器冷端吹灰压力设计值为1.2-1.37 MPa。由于空预器冷端积灰，适当提高吹灰压力至1.4MPa，既不会对空预器受热面造成损伤，同时也有利于积灰的清除。由于吹灰蒸汽温度约250-300 ℃，远高于NH4HSO4的结露温度，在空预器吹灰蒸汽能吹到的时间和区域内，对已集结的粘性积灰都会产生软化、分解作用。这不仅降低了粘性飞灰粘附发展的几率，且有利于对已板结积灰的清除。同时由于空预器吹灰为单点局部吹灰，对已积灰的空预器采用连续吹灰，可提高吹灰、清灰效果。

表2 空预器差压增大前后参数对比

图2 空预器差压增大趋势

通过近1个月的实践，该公司空预器差压得到明显的控制和改善，为机组长周期稳定运行奠定了基础。

5.5 及时调节两侧风机出力

该公司A侧空预器积灰较严重，B侧积灰不明显。单侧空预器差压增大后，会造成单侧空预器通风、通烟气量减小，风烟系统两侧出力偏差增大。这时必须及时关闭两侧一、二次风联络挡板，否则会使积灰严重的一侧加速发展。

造成两侧出力偏差增大的主要原因如下。

(1) 空预器积灰后，由于烟气侧阻力大于一、二次风侧阻力，导致烟气量的减少相对同侧一、二次风量减少要多，空预器出口烟气温度随之降低。空预器冷端温度的降低进一步加剧了NH4HSO4的结露及积灰的板结。

(2) 积灰较轻的一侧烟、风系统出力会增加，烟气的冲击携带能力增强，同时其排烟温度会维持不变或有小幅升高，积灰结露的可能性减小，其积灰会很快消失，空预器恢复正常。但由于烟气量的增加，在另一侧空预器积灰较严重时，若机组带大负荷运行时有可能造成除尘器过负荷。

为缓解空预器积灰，必须想方设法提高空预器冷端平均温度。为此必须投入一、二次风暖风器，引入辅助热源；同时适当减小一、二次风量，使通过该空预器的相对烟气量增大，进一步提高排烟温度。具体方法如下。

(1) 降低入炉煤硫分，根据负荷变化及时调整喷氨量。入炉煤含硫分及氨逃逸是产生NH4HSO4的根源，必须从源头治理，做好防范措施。因此降低入炉煤硫分，将煤的硫分控制在1.5 %以内，同时根据负荷变化和脱硫净烟气NOX浓度及时调整喷氨量，保证NOX浓度达标排放即可，以降低氨逃逸率。

(2) 做好低氮燃烧调整，进一步降低脱硝装置入口NOX浓度。

通过采取上述措施，该公司空预器差压得到了有效控制；虽然牺牲了部分经济性，但相对于停机或单侧停运后请外单位对空预器进行冲洗所造成的安全隐患及经济损失，还是值得的。

6 结束语

空预器布置在脱硝装置的后面，脱硝装置运行的好坏，直接影响空预器的安全运行。因此，必须保证脱硝催化剂入口烟气流场均匀和脱硝催化剂的最佳反应温度，减少氨逃逸。当脱硝装置入口烟温不能满足时，通过调整省煤器旁路烟道的烟气量，提高脱硝反应器入口烟温，满足脱硝系统的投运要求，保证进入脱硝装置前沿烟气横断面各点烟气温度偏差在合理范围内(不超过15 ℃)。因脱硝系统氨逃逸大、NH4HSO4沉积导致空预器差压增大时，应从运行调整和设备维护上采取措施，将空预器差压控制在规定的范围内，保证机组的安全、可靠、稳定运行。

2016-07-27。

魏建林(1972-)，男，技师，主要从事热电机组锅炉系统的调试、运行工作，email：cuiwen7031@sina.com。

杨玉峰(1974-)，男，工程师，主要从事热电机组的调试、运行管理工作。

赵晨阳(1973-)，男，技师，主要从事热电机组的调试、运行管理工作。

崔鹏飞(1970-)，男，技师，主要从事机组脱硫系统和电除尘器的改造、运行、调试工作及环保管理工作。