廖 辉，关伟德

百万机组空预器两侧排烟温度偏差大原因分析及防范措施

廖 辉，关伟德

（广东惠州平海发电厂有限公司，广东惠州516000）

围绕某电厂2＃炉排烟温度偏差大及排烟温度高的问题，从空预器运行数据及空预器内部可能发生堵塞等问题展开技术分析，找出两侧排烟温度偏差大的原因，并针对各类原因，提出了相应的控制措施。

超超临界机组；排烟温度；偏差；空预器堵塞

某电厂一期工程为2×1 000 MW超超临界压力燃煤汽轮发电机组。1＃和2＃锅炉为上海锅炉厂有限公司引进ALSTOM技术生产的超超临界变压直流煤粉炉，型号为 SG－3093／27.46－M533，型式为单炉膛、双切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、露天布置、机械干式排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型煤粉锅炉。锅炉可带基本负荷并参与调峰，点火及助燃用油为0＃轻柴油，设计煤种为内蒙准格尔煤和印尼煤按1∶1配比的混煤，校核煤种为印尼煤［1］。

1＃和2＃锅炉配备三分仓容克式空气预热器，整个空预器传热面由排列紧密的波纹板组成。每台锅炉布置2套脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝，布置在锅炉省煤器与空预器之间的高尘区域，还原剂为液氨，如图1所示。

图1 燃煤SCR基本流程图

1 空预器排烟温度偏差大现象及原因分析

1.1 空预器排烟温度偏差大现象

随着国家对环保要求的日渐提高，火电厂需要全工况投入脱硝系统。电厂2＃炉自2015年进行技术改造后，实现全工况投入脱硝系统。但随着运行时间的增加，出现空预器差压增大、两侧空预器排烟温度偏差大等问题。

电厂2＃炉自2010年投产至2015年进行技术改造前，在不同负荷工况，2＃炉风烟系统两侧空预器运行情况良好，空预器烟气侧进出口差压、热一次风温、空预器出口烟温等参数均无偏差，如表1所示。

自2015年实现全工况投入脱硝系统后，随着运行时间的增加，在两侧风组出力及空气预热器进口烟温基本相同的情况下，两侧空预器出口排烟温度相差10～15℃，热一次风温，热二次风温，空预器进、出口差压偏差大，且随着负荷的增加偏差越来越大，如表2所示。

通过上述表格数据分析可得，自2015年2＃机组进行技术改造，实现全工况投入脱硝系统后，在不同负荷工况下，2＃炉两侧空预器差压与以前比较均有所增加，但是B空预器增加的幅度较大，如图2所示。对比空预器出口含氧量等参数，初步判断是由B空预器堵塞导致两侧空预器排烟温度偏差大。

表1 A、B空预器运行参数对比（2010—2015年）

表1 （续）

表2 A、B空预器运行参数对比（2015年至今）

图2 空预器差压对比

1.2 空气预热器堵塞及排烟温度偏高原因分析

电厂采用“低NOx燃烧器＋SCR脱硝系统”的脱硝方式，脱硝催化剂在300～420℃范围内才具有活性。随着国家对环保要求的日渐提高，火电厂需要全工况投入脱硝系统，在低负荷运行时，脱硝系统入口烟气温度较低，脱硝系统发生副反应，在低温条件下（＜320℃）SO3与氨反应生成NH4HSO4。而NH4HSO4是一种类似于“鼻涕”的物质会粘附着在催化剂上，隔绝催化剂与烟气之间的接触，造成催化剂失活，使得反应无法进行，氨气逃逸量增大，加剧了NH4HSO4生成。

广东电网峰谷差大，电厂参与深度调峰，在早晚高峰快速加减负荷期间，脱硝系统入口NOx变化快，为达到一定的脱硝效率，且满足环保排放参数不超标，脱硝系统喷氨量增大，氨逃瞬时逸率上升，从而容易生成NH4HSO4沉积物。

脱硝系统存在以下缺陷：

1）喷氨流量调节阀选型偏大，正常工作范围仅在3%～20%之间，采取手动阀节流措施，效果不明显，调阀调节线性差，对氨流量控制不稳定。

2）氨站氨气压力调节阀故障，使供氨压力波动较大，供氨压力偏高，加剧了喷氨流量调节阀的控制难度。特别是机组长期低负荷调频模式运行时，NOx浓度经常异常升高时，喷氨流量调节阀最大开至40%～50%，供氨量瞬时值达400 mg／Nm3，氨／空气混合比达8%～10%（12%脱硝系统保护退出），直接威胁空预器设备的安全运行。

3）喷氨流量调节阀控制逻辑有待优化。当SCR反应器进、出口NOx变化较快或达到一定数值时，喷氨流量调节阀开度对应快速开大10%～30%，在供氨压力偏高的情况下，喷氨量瞬时过调，氨逃逸率迅速增大，这是导致空预器器堵塞的原因之一。

因此脱硝效率控制不稳定且经常偏高，喷氨调节阀开度及喷氨流量波动大，反应器进出口及烟囱出口NOx浓度测量值不准等问题存在，间接影响NH4HSO4沉积物的生成。

脱硝系统生成的NH4HSO4在低温下以液滴形式分散在烟气中，液态的NH4HSO4容易附着在下游的空预器波纹板表面，造成受热面的腐蚀，降低设备的换热效率，NH4HSO4黏附飞灰集聚在波纹板表面，烟气流通面积减少导致空预器堵塞，影响空预器受热面的换热，造成空预器排烟温度升高。空预器受热面堵塞后引起了差压升高，增加风机负荷及空预器漏风量。

2 采取的调整及改造措施

2.1 合理配风，减少低负荷NOx生成

为降低锅炉氮氧化物排放含量，给锅炉设计了分级燃烧系统。但低负荷期间，运行人员为保证风箱差压，往往关闭了上层分离燃尽风未能实现燃料分级燃烧，这也是目前低负荷期间NOx浓度超标的主要原因。为降低低负荷期间的NOx排放量，低负荷期间（制粉系统运行台数≤3）的炉膛配风要求如下：

1）风箱差压0.25～0.35 kPa。

2）AAA层开度维持20%。

3）燃烧器上下层风开度维持20%。

4）BC层直吹风及DE层直吹风开度维持5%～10%。

5）运行磨煤机周界风开度维持10%～15%。6）其他未燃用燃烧器上下风开度维持在5%～10%。

7）在保证风箱差压不低于0.25 kPa前提下，尽量开大CCOFA及SOFA风门挡板开度。保证CCOFA风门挡板开度＞40%，SOFA－A及SOFB－B风门挡板开度＞20%（运行人员可以根据火焰偏斜情况设置偏差）。

8）当负荷增加，空预器空预器进口烟温＞307℃，或脱硝装置已投运后，应相应增加以上各风门挡板开度。

2.2 优化脱硝系统逻辑及设备

1）进一步优化喷氨调阀控制逻辑，在保证环保排放指标的情况下进一步降低SCR反应器进、出口NOx变化较快或达到一定数值时喷氨流量调节阀快开量。

2）限制低负荷时喷氨调阀的最大开度。当机组负荷低于500 MW时，喷氨调阀自动允许开度不超过30%，且缩短延时时间。

3）喷氨调节阀换型。针对喷氨调节阀选型过大、平均开度小、调节性能差等问题，建议将喷氨调节阀换型。换型后使喷氨调节阀正常运行时在30%～60%开度，此范围阀门线性平稳，调节性能较好。

4）脱硝系统出口NOx测量优化。采取脱硝系统出口NOx多点取样的方式，提高测点的代表性。现在大部分电厂脱硝系统出口NOx测点为单点布置，由于烟气侧系统面积大、烟气流场分布不均匀等因素影响，脱硝系统出口NOx测量值失真，导致系统调节性能变差。

5）供氨系统增加氨气缓冲罐。氨区可设氨气缓冲罐，使供氨压力稳定，维持炉侧供氨压力为0.25 MPa，正常运行使喷氨调节阀的开度为30%～60%的合理范围。

6）采取试验测量的方法对脱硝喷氨流场进行优化，使SCR反应器内喷氨均匀、合理。

2.3 增加0抽系统，提高烟气温度

为使机组在全负荷段的SCR入口烟温不降低至285℃，以保证脱硝系统连续投运，电厂1＃和2＃机组增加0段抽汽系统改造项目（见图3）。新增0段抽汽系统主要是设计高压缸零段抽汽（高压缸第五级后），在低负荷时一号高加汽源由高压缸一段抽汽系统切换至0段抽汽系统运行，提高给水温度，从而提高脱硝系统入口烟气温度，防止烟气温度低而使NH4HSO4冷凝在空预器低温段表面，造成催化剂失效和空预器堵塞，进而确保低负荷脱硝系统满足正常运行。

2.4 合理调整运行方式

1）在机组正常运行过程中，合理调整空预器吹灰时间、吹灰行程及覆盖范围，进行正常、有效的吹灰。否则，随着运行时间的延长，积灰堵塞会造成阻力增加和冷端压差增加，预热器漏风率会升高。

2）吹灰系统充分疏水暖管，提高空预器吹灰温度，蒸汽吹灰时一定要保证吹灰蒸汽压力和过热度，以免汽水混合物进入空预器，造成空预器积灰板结，加剧积灰堵塞。

3）在机组负荷低时，提前投入0抽系统，提高脱硝系统入口烟温，防止烟气温度过低而使NH4HSO4冷凝，造成催化剂失效和空预器堵塞。

4）加强空预器运行期间烟气侧压差监视，满负荷时不大于1.3 kPa，当空气预热器烟道或二次风道压差达到1.5～1.8 kPa时，在正常停炉后应对空气预热器进行高压水清洗。运行期间，可采取降低空预器吹灰压力，减少热端吹灰频次，增加冷端吹灰频次的方法抑制空预器的堵塞与腐蚀的情况。

图3 某电厂1＃和2＃机组0段抽气系统

3 结语

随着火电厂超低排放改造项目逐步完成，全工况投入脱硝系统导致空预器堵塞将成为电厂所面临的新问题，空预器堵塞轻则影响锅炉经济运行，严重时将导致锅炉被迫停运。通过对空预器堵塞问题的分析和探讨，从运行调整方式及设备改造上提出解决问题的方法，做好防止空预器堵塞工作，为机组的安全及经济运行进一步提供保障。

［1］ 上海锅炉厂有限公司.3093t／h超超临界压力直流锅炉产品说明书［Z］.上海：上海锅炉厂有限公司，2009.

［2］ 广东惠州平海发电厂有限公司.1000MW超超临界压力燃煤发电机组集控运行规程［Z］.贵州：广东惠州平海发电厂有限公司，2014.

［3］ 上海电气石川岛电站环保工程有限公司.1000MW机组烟气脱硝装置产品说明书［Z］.上海：上海电气石川岛电站环保工程有限公司，2009.06.15

［4］ 陈庚.单元机组集控运行［M］.北京：中国电力出版社，2001.

Cause Analysis of the Large Deviation in the Exhaust Gas Temperature at the Two Sides of the Air Pre-Heater of the 1000 MW Unit and Precautionary Measures

LIAO Hui，GUAN Weide
（Guangdong Huizhou Pinghai Power Generation Co.，Ltd.of Guangdong Yudean Group Co.，Ltd.，Huizhou Guangdong 516363，P.R.China）

In order to solve the problems of the large deviation in the exhaust gas temperature as well as the high temperature of the gas of the 2＃boiler of a power plant，this paper introduces the technological analysis of the operating data of the air pre-heater and problems like block-ups in it.In addition，it introduces the causes of the large deviation in the exhaust gas temperature at its two sides as well as putting forward corresponding control measures.

ultra-supercritical unit；exhaust gas temperature；deviation；block-ups in the air pre-heater

TK223.3

A

1008-8032（2017）04-0031-04

2017－03－15

廖 辉（1976－），工程师，主要从事火力发电厂运行管理工作。