王濱

(華電濰坊發(fā)電有限公司，山東 濰坊 261204)

超低排放火電機組空氣預熱器壓差控制措施

王濱

(華電濰坊發(fā)電有限公司，山東 濰坊 261204)

火電機組實施超低排放改造后，空氣預熱器堵塞問題日益突出。分析了某公司機組進行超低排放改造后對空氣預熱器壓差的影響，通過脫硝系統(tǒng)性能優(yōu)化試驗和空氣預熱器性能試驗，進行了噴氨量調(diào)整、吹灰等優(yōu)化，提出了控制空氣預熱器綜合冷端溫度不超限、合理投用空氣預熱器吹灰等措施。在機組超低排放指標全面達標的情況下，空氣預熱器運行壓差保持穩(wěn)定，未出現(xiàn)空氣預熱器異常堵塞現(xiàn)象，引、送風機電耗大大降低。

火電機組；超低排放；空氣預熱器；壓差；堵塞；風機電耗

0 引言

某公司#4鍋爐為上海鍋爐廠有限公司設計制造的超臨界參數(shù)變壓運行直流鍋爐，設計燃煤為山西晉中貧煤，燃煤硫分為1.4%。點火、助燃用油為#0柴油。鍋爐采用四角切圓燃燒方式，燃燒器采用垂直方向濃淡分級燃燒。完成超低排放改造后，空氣預熱器(以下簡稱空預器)壓差增長速度過快，嚴重影響機組運行的安全性和經(jīng)濟性。

1 超低排放改造后對空預器壓差的影響

1.1 安裝選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)后對空預器的影響

(1)在催化劑作用下，煙氣中SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率增加，即煙氣中的SO3含量增加，同時煙氣的酸露點也將升高，加劇了空預器的酸腐蝕和堵灰。

(2)SCR 脫硝系統(tǒng)中的逸出氨(NH3)與煙氣中的SO3和水蒸氣生成硫酸氫銨(ABS)，ABS在不同的溫度下分別呈現(xiàn)氣態(tài)、液態(tài)或顆粒狀。燃煤機組煙氣中飛灰含量較高，ABS在146～207 ℃范圍內(nèi)為液態(tài)；燃油、燃氣機組煙氣中飛灰含量較低，ABS在146～232 ℃范圍內(nèi)為液態(tài)。該溫度區(qū)域?qū)目疹A器位置區(qū)域稱為ABS區(qū)域。對于燃煤機組，ABS區(qū)域為距預熱器傳熱元件底部381～813 mm之間。液態(tài)ABS捕捉飛灰能力極強，其與煙氣中的飛灰粒子相結合，附著于預熱器傳熱元件上形成融鹽狀的積灰，造成預熱器腐蝕、堵灰等，從而削弱預熱器換熱效果并危及機組安全運行，大大增加了引、送風機的電耗。

1.2 空預器堵塞對節(jié)能的影響

鍋爐低負荷運行時，為達到一定的脫硝效率，噴氨量增大，氨逃逸質(zhì)量濃度上升，生成的ABS沉積物較多，導致空預器堵灰和局部堵塞，引起爐膛負壓波動增大，煙氣側(cè)、一/二次風側(cè)的進出口壓差增加。堵塞嚴重時，空預器漏風量增大，兩側(cè)排煙溫度均有不同程度的增加，鍋爐排煙損失增加；同時，送、引風機，一次風機電流均有所增加，風機電耗明顯增加，甚至會導致引風機失速、搶風，造成鍋爐燃燒不穩(wěn)。以600 MW機組為例，空預器煙氣側(cè)阻力增加1.5 kPa，引、送風機電耗可增加0.2%，在550 MW平均負荷下，煙氣量為1.8×106m3/h，按電費0.4元/(kW·h)、年運行7 000 h計，僅風機電耗年增加費用就達312萬元，空預器堵塞造成的能耗浪費非常驚人。

2 采取的措施

2.1 進行脫硝系統(tǒng)性能優(yōu)化試驗和空預器性能試驗

進行脫硝系統(tǒng)流場均布優(yōu)化調(diào)整試驗，降低脫硝系統(tǒng)出口NOx質(zhì)量濃度分布偏差及氨逃逸質(zhì)量濃度；進行空預器性能試驗，檢測換熱效率、風煙比、漏風率性能參數(shù)變化。結合試驗、運行數(shù)據(jù)，持續(xù)跟蹤分析脫硝系統(tǒng)性能參數(shù)變化，研究噴氨量調(diào)整、吹灰等優(yōu)化措施。

通過優(yōu)化調(diào)整，SCR反應器出口NOx質(zhì)量濃度分布均勻性指標得到較大改善：A側(cè)出口NOx質(zhì)量濃度分布相對標準偏差由49.80%降至12.33%；B側(cè)出口NOx質(zhì)量濃度分布相對標準偏差由41.20%降至7.10%。

2.2 優(yōu)化暖風器疏水系統(tǒng)，控制空預器綜合冷端溫度不超限

(1)為提高暖風器投入率，減少暖風器運行中振動、泄漏的幾率，對原暖風器疏水系統(tǒng)進行了改造，將A/B兩側(cè)暖風器合并疏水改為分別疏水，減少了兩側(cè)的相互影響；同時，將原來的疏水泵改為變頻控制，提高了暖風器的負荷適應范圍。

(2)做好現(xiàn)場檢查，及時發(fā)現(xiàn)并消除暖風器振動、泄漏等異常情況。

(3)空預器入口風溫低時，保持暖風器持續(xù)運行，做好暖風器運行參數(shù)的監(jiān)視、調(diào)整。空預器綜合冷端溫度控制標準為：一期不低于170 ℃，二期不低于190 ℃[1]。

(4)非冬季氣溫突降、機組啟停時，及時投用暖風器。

(5)做好空預器漏風率的指標監(jiān)督、密封間隙調(diào)整，防止漏風過大而導致排煙溫度降低。

(6)減少爐膛、煙道、脫硝系統(tǒng)各部漏風，減少制粉系統(tǒng)摻冷風。

2.3 合理投用空預器吹灰

(1)吹灰蒸汽參數(shù)嚴格控制在設計范圍內(nèi)，避免吹損設備。蒸汽吹灰閥后壓力不能高于設計值，蒸汽保持100 ℃以上的過熱度，杜絕蒸汽吹灰壓力超設計值運行；保持聲波吹灰器的正常投入。

(2)確保疏水充分，防止蒸汽帶水吹損換熱元件?？疹A器蒸汽吹灰前必須確認疏水溫度達到設定值。

(3)定期現(xiàn)場檢查空預器蒸汽吹灰器工作情況，重點檢查提升閥故障、行程不到位、蒸汽帶水、蒸汽溫度不足等問題。

(4)空預器壓差大或持續(xù)升高時，適當提高蒸汽吹灰頻次?？蓪⒚堪啻胃哓摵纱祷?次增加到2次或3次。

(5)做好蒸汽吹灰前后空預器壓差數(shù)據(jù)記錄和對比，吹灰無明顯效果時，及時檢查分析問題原因。

2.4 避免集中燃用高硫煤

燃煤的含硫量決定煙氣中SO3的含量，從而對ABS的生成有顯著影響，硫分≤1.0%的低硫煤控制氨逃逸質(zhì)量濃度<2.20 mg/m3，硫分≤1.5%的煤控制氨逃逸質(zhì)量濃度<1.50 mg/m3，硫分達到3.0%的高硫煤控制氨逃逸質(zhì)量濃度<0.75 mg/m3。

加強入爐煤摻配管理，避免入爐煤硫分大幅高于設計值，同時保持硫分和煤質(zhì)相對穩(wěn)定，避免大幅波動。

2.5 做好空預器壓差及變化率的監(jiān)督

(1)將空預器壓差作為一項重點監(jiān)督參數(shù)，做好記錄和分析。空預器壓差大于設計值上限(1.3 kPa)時，加強空預器吹灰，分析堵灰的原因并采取相應的降硫分、提單側(cè)煙溫、降壓差等控制措施；空預器壓差正常增加速度一般小于0.1 kPa/月，在發(fā)現(xiàn)日變化、周變化速度明顯升高時，應從氨逃逸、煙氣溫度、SO3質(zhì)量濃度3方面及時分析原因，采取控制措施。

(2)堅持“逢停必沖，沖必徹底”的原則，徹底清理空預器換熱面。每次有停機機會，都對空預器進行內(nèi)部檢查，時間允許則進行全面沖洗，以有效降低空預器原始壓差，延緩空預器積灰發(fā)展程度。

2.6 管理措施

將空預器綜合冷端溫度控制寫入《設備經(jīng)濟運行管理措施》，并在月度對標考核中進行獎懲，保證空預器出口綜合冷端溫度在規(guī)定范圍內(nèi)。

3 效益分析

(1)優(yōu)化了空預器壓差的監(jiān)督管理過程。通過對壓差、氨逃逸質(zhì)量濃度、綜合冷端溫度進行監(jiān)督，有效提高了空預器的運行健康水平，減少了不必要的停機消缺，為機組安全經(jīng)濟運行創(chuàng)造了條件。

(2)減少了因空預器堵塞造成的機組啟停。以600 MW機組冷態(tài)啟動1次為例，各種燃油、燃煤、水、汽的消耗費用在50萬元左右，通過空預器壓差的全面管理，減少了不必要的啟停機費用。

(3)保證了環(huán)保指標。空預器壓差的穩(wěn)定，保證了脫硝等系統(tǒng)的良好投入，減少了SO2，NOx等環(huán)保指標排放異常的時間段，確保了公司的環(huán)保安全。

(4)優(yōu)化了機組運行指標。由于空預器壓差運行穩(wěn)定，機組引、送風機電耗率指標可以運行在較經(jīng)濟的范圍內(nèi)，避免了風機搶風、失速等異常情況的發(fā)生和耗電量的異常增加。以華電濰坊發(fā)電有限公司600 MW機組為例，2016年引、送風機耗電率同比下降0.1百分點，年節(jié)電1.5 GW·h，年節(jié)約電費60萬元。

[1]回轉(zhuǎn)式空氣預熱器運行維護規(guī)程：DL/T 750—2001[S].

TM 621.2

B

1674-1951(2017)12-0065-02

2017-05-23；

2017-11-17

(本文責編：劉芳)

王濱(1978—)，男，山東濰坊人，高級工程師，工學碩士，火電廠節(jié)能管理方面的工作(E-mail:wfwb-110@163.com)。