汪栋金
华电新疆发电有限公司乌鲁木齐分公司 新疆乌鲁木齐830000
【内容摘要】：乌鲁木齐分公司冬季供热运行期间，近年来，在煤质变化、气候特点、超低排放改造多种原因的影响下，出现机组空预器差压逐步升高现象，调取机组锅炉及脱硝系统运行数据，发现锅炉进行燃烧调整或机组负荷发生较大调节时，脱硝入口NOx波动较大，空预器差压逐渐升高，分析空预器差压升高的原因，通过提高空预器入口风温、加强燃煤掺配掺烧、温升法将NH4HSO4气化并随烟气带走，从而达到降低空预器差压的目的，解决了空预器堵塞的问题。
【关键词】：空预器压差高原因分析解决方案
【引言】：随着国家对环保的重视，新修订《中华人民共和国大气污染防治法》、《火电厂大气污染物排放标准》及相关法律法规颁布实施，为响应国家节能减排政策，严格履行企业社会责任，公司完成了超低排放改造，满足烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3的要求。由于环保设施的投入、煤种变化及地区特点，空预器出现不同程度的堵塞，空预器压差高严重影响机组的安全经济运行。
一、机组概况
乌鲁木齐热电厂1、2号机组为2×330MW燃煤供热发电机组，锅炉为东锅制造（DG1146/17.55-Ⅱ13型）的亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、П型布置、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉。机组采用烟气脱硝采用选择性催化还原（SCR）工艺，还原剂采用液氨。
二、空预器差压升高原因分析及现状
（一）原因分析
1.煤质变化情况
锅炉原设计煤种煤质主要指标：收到基硫分为0.68%、收到基灰分为18.94%、收到基全水分为8.7%、干燥无灰基挥发分为37.48%、收到基低位发热量为22.10MJ/kg。
根据2014年1月至2016年5月间对1、2号机组实际入炉煤煤质分析，其主要指标值：收到基硫分为0.86%、收到基灰分为22.72%、全水分为20.50%、干燥无灰基挥发分为37.48%、收到基低位发热量为18.8019.79MJ/kg。
现阶段使用煤种，准东煤为主，具有高钠高钙的煤质特点，在燃用过程中给电厂受热面带来严重的积灰结渣问题，影响锅炉的安全经济运行。准东煤具有高水分特点;灰熔点较高，煤阶和着火点均介于褐煤和烟煤之间。进一步加剧了空预器堵塞。
2.地区天气特性
乌鲁木齐城区的冬天，每年从11月3日到次年4月8日长达150天。乌鲁木齐市三面环山，北部好似一个朝向准噶尔盆地的喇叭口。由于天山屏障，冷空气往往滞留在盆地内。温差大，空气湿度大。超低排放为完成前，烟气中硫化物、氮氧化物尚能满足机组运行需求，排放改造后，冷端温度低，增加的硫酸氢氨在空预器冷端沉积，造成差压逐步升高。
3.超低排放改造工况影响
冬季供热，锅炉长期高负荷运行，超低排放后，我公司脱硝系统采取手动调节，存在喷氨过量的现象，表现为部分时间段总出口NOx排放浓度显示为零。同时脱硝SCR区烟气流场不均匀或脱硝喷嘴存在堵塞现象，造成局部喷氨量过大引起氨逃逸。
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图1脱硝系统主要运行参数曲线
氨的逃逸量与空预器阻力增加有着非常密切的联系，当氨的逃逸量为1ppm以下时，硫酸氢铵生成量很少，空预器堵塞现象不明显，若氨逃逸量增加到2ppm，空预器运行半年后其阻力增加约30%；若氨逃逸量增加到3ppm，空预器运行半年后阻力增加约50%。氨逃逸与空预器阻力的关系见图3。
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图2氨逃逸与空预器阻力的关系
（二）运行现状
自2017年10月机组进行超净改造后运行至今，空预器的差压随着脱硝系统的投入不断升高，供热季锅炉蒸发量大，空预器差压升高情况越来越严重，虽采取增加冷端吹灰频次等手段，但效果不甚明显，尤其2-2空预器烟气侧差压最高达到了2550Pa，超过设计值近800Pa，导致引风机运行电流大幅上升，严重影响了安全经济性运行。调取锅炉主要运行参数，近期A、B侧空预器差压、空预器出口和电除尘出口烟气压力呈现逐渐升高的趋势，近期风烟系统主要运行参数见图3。
图3风烟系统主要运行参数曲线
三、解决方案：
（一）加强配煤掺烧优化燃烧调节
成立燃煤掺配小组，制定详细的掺配计划，防治锅炉结焦，根据来煤情况制定精细的掺配掺烧方案，入炉煤掺配原则：
保证近期煤场库存长周期维持机组运行、空预器差压可控、锅炉不结焦、同时满足各时段的负荷接待，地煤全天均等掺配，比例15%~17%，掺配量不低于1000吨。
制定具体上煤方式
1、保证前后夜接带高峰负荷的正常运行，锅炉五台磨运行（#1、#2、#3、#4、#5磨运行）
2、#1、#2原煤仓全部使用斗轮机取东煤场南侧高热值纯准东煤；#3、4原煤仓全部使用斗轮机取东煤场北侧高热值混煤与地煤掺配比例3:1；#5原煤仓全部使用斗轮机取东煤场北侧高热值混煤与地煤掺配比例2:1。
3、磨煤机出现故障或检修时，锅炉四台磨运行（#1、#2、#3、#4磨煤机运行，#5磨煤机备用）
4、#1、#2、#3原煤仓全部使用斗轮机取东煤场南侧高热值纯准东煤；#4原煤仓全部使用斗轮机取东煤场北侧高热值混煤与地煤掺配比例3:1。
5、每日碱沟供煤（设计煤种）500吨，热值在20MJ/kg以上时，锅炉五台磨运行（#1、#2、#3、#4、#5磨运行），#1、#2原煤仓全部使用斗轮机取东煤场南侧高热值纯准东煤；#3、4原煤仓碱沟与地煤掺配比例3:1；#5原煤仓全部使用斗轮机取东煤场北侧高热值混煤与地煤掺配比例2:1。热值在18MJ/kg以下时，锅炉五台磨运行（#1、#2、#3、#4、#5磨运行），#1、#2原煤仓全部使用斗轮机取东煤场南侧高热值纯准东煤；#3、4原煤仓碱沟与东煤场高热值混煤掺配比例1:1；#5原煤仓全部使用斗轮机取东煤场北侧高热值混煤与地煤掺配比例2:1。
（二）提高冷风温度降低低温腐蚀
根据可行性研究，风机入口处安装室内取风口，寒冷天气下，开启室内取风，保证入口冷风温度，降低低温腐蚀;空预器柔性密封改造，减少冷端温度低造成的漏风，减少漏风率;暖风器改造，一是将暖风器汽源压力调整为高压辅助联箱供汽，参数提高至压力0.5MPa,温度280℃；并将暖风器现有疏水管路进行改造一次风机和送风机管路进行分开保证疏水畅通，每年根据暖风器运行情况进行一次酸洗和阀门开度效验保证暖风器工作正常可靠。
（三）控制氨逃逸
硫酸氢铵在空预器中的沉积不可避免，但可以采取措施减少其生成量，针对当前空预器堵塞情况应该从加强脱硝在线相关表计校验维护、控制氨逃逸、降低硫酸氢铵的生成、沉积和空预器的积灰堵塞速度，并且从空预器的运行、检修维护及改造、高压水冲洗，空预器蒸汽吹灰和暖风器正常投入等方面进行空预器堵塞的综合预防和治理。
1、控制脱硝入口NOx浓度优化调整烟气流场、温度场及浓度场。
锅炉负荷波动引起烟气中NOx分布不均匀，而氨喷射系统为多层多点结构，如果喷射控制点过少或不均匀喷射，将导致逃逸氨增加；烟气流场的不均匀、催化剂堵塞、失活等原因将导致脱硝系统出口氨逃逸率局部超标；运行人员针对经常运行工况进行调匀试验，以使入口烟气流速、温度和浓度均匀；同时调整喷氨格栅各个喷嘴，使NH3混合均匀，保证脱硝出口的NOx含量和NH3均匀。建议检查脱硝入口烟气导流板安装情况。
2、定期进行SCR喷氨优化调整试验，降低喷氨量，严格控制氨逃逸率。
3、低负荷时尽可能提高脱硝入口温度，避免低负荷长时间运行，防止因脱硝入口温度偏低，脱硝反应充分，造成氨逃逸大出现空预器堵塞情况的发生。
4、可以燃用硫份较低的煤种，及时投入暖风器，确保暖风器投入正常。
5、运行中严格控制吹灰蒸汽参数在设计范围内，应保持100℃以上的过热度，加强空预器蒸汽吹灰的现场检查，防止蒸汽泄漏、蒸汽带水、疏水不畅等问题，及时消除缺陷。切记不要随意提高吹灰压力，放松对吹灰蒸汽过热度的要求。避免空预器长期连续吹灰。长期连续吹灰会造成换热元件疲劳破损，反而使堵灰加重；空预器热端蒸汽吹灰不宜增加频次，防止热端吹损。
6、运行期间，应关注NOx生成浓度的变化情况，避免因NOx生成浓度波动较大，影响喷氨调节，避免出现喷氨过量的发生。
7、定期对SCR系统催化剂活性检测，保证催化剂活性，有利于降低氨气逃逸率。
8、硫酸氢氨的气化温度为150℃～230℃，对空预器升温后硫酸氢氨从固态变成气态，从而减轻堵塞。为了到达较好的效果，同时兼顾考虑布袋除尘器、脱硫吸收塔的安全运行，分别将A、B空预器出口排烟温度升高170℃，维持4小时。空预器局部堵塞严重时影响机组安全稳定运行及带负荷能力，根据电科院针对其他电厂空预器堵塞处理的成功经验，结合厂里设计参数要求，以B侧为例，采取如下方案：
①尽量维持机组负荷稳定在65%以上，有利于空预器烟温到达要求；
②解除B空预器停运联锁本侧送风机、引风机、一次风机跳闸的联锁保护；
③投入A、B侧一、二风暖风器，将空预器入口风温控制在20℃以上；
④缓慢降低B侧送风机出力，增大A侧送风机出力，控制B侧排烟温升在1-2℃每分钟，将B送风机出力减至最低或停运该风机，保持送风机出口联络门关闭状态；
⑤缓慢降低B侧一次风机出力，增大A侧一次风机出力，保持一次风机出口联络门关闭状态；
缓慢增大B侧引风机出力，减小A侧引风机出力，维持炉膛负压在正常范围；
⑥空预器升温及过程中，将空预器吹灰压力维持在1.2Mpa,
⑦投入空预器热、冷端同时连续吹灰。
结束语：
空预器差压升高的问题，严重影响机组的安全经济运行，我公司通过加强配煤掺烧优化燃烧调节、提高冷风温度；降低低温腐蚀；控制氨逃逸；通过措施，为脱硝系统和空预器的运行维护积累了宝贵的技术经验。
参考文献：
[1]《华电新疆发电有限公司乌鲁木齐分公司集控运行规程》
[2]《铜川电厂空预器差压升高原因分析及处理》
作者简介：
汪栋金，工程师，从事专业：集控运行，华电新疆乌鲁木齐分公司