鍋爐省煤器煙氣旁路改造引發問題分析及對策

魏建林，楊玉峰，趙晨陽，崔鵬飛

(同煤集團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問題分析及對策

魏建林，楊玉峰，趙晨陽，崔鵬飛

(同煤集團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300 MW機組脫硝系統能夠在機組安全情況下全負荷投運，對鍋爐省煤器進行加裝旁路煙道來提高SCR反應器入口煙溫的改造；改造后的機組出現了空預器差壓增大的問題。針對此問題，從系統運行調整、設備運行狀況等方面入手進行分析，提出調整建議和改造措施，有效控制了空預器差壓，保證了機組的安全運行。

熱電機組；鍋爐省煤器；空氣預熱器；差壓

0 概述

某公司2臺300 MW機組自2014年11月投產發電以來，因鍋爐省煤器設計優化節能的原因，造成脫硝系統SCR(selective catalytic reduction，選擇性催化還原法)反應器入口煙溫低。當機組在供熱期間負荷率低于75 %，非供熱期負荷率低于85 %時，脫硝系統因SCR反應器入口煙溫低于320 ℃而退出運行。為了解決低負荷時脫硝系統退出運行的問題，該公司通過對鍋爐生產廠家咨詢和周邊電廠的考察后，于2015年7月、10月分別對1號、2號機組鍋爐省煤器進行了改造，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。當負荷低導致脫硝裝置入口煙溫低于320 ℃時，開啟旁路煙道擋板門，調整省煤器出口主煙道擋板，達到調節脫硝裝置入口煙溫的目的，以滿足不同負荷下脫硝系統投入的需要。

改造后，機組在運行過程中空預器差壓逐漸增大，影響了機組的安全運行。為了解決空預器差壓大的問題，該公司從系統運行調整、設備運行狀況等方面入手進行分析，提出調整建議和改造措施，降低空預器差壓，以保證機組的正常運行。

1 設備狀況

該公司安裝2臺300 MW亞臨界機組，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機正壓直吹式系統，水平濃淡分離低氮燃燒器；脫硝系統采用低氮燃燒器+SCR反應器技術，SCR反應器布置在省煤器與空氣預熱器之間，每臺爐配置2臺SCR反應器，催化劑采用蜂窩式，按2+1(備用)布置，連續工作煙溫為320-420 ℃。催化劑區域允許煙氣流速為5-6 m/s，每臺爐設計最大噴氨量為190 kg/h，脫硝效率為80 %?？諝忸A熱器采用29.0-VI(T)-1950-SMR型三分倉回轉式空氣預熱器，煙氣側正常差壓小于1.08 kPa；二次風側正常差壓小于0.88 kPa；一次風側正常差壓小于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向室(即垂直低溫過熱器和水平低溫過熱器之間,標高57.4 m)引旁路煙道至省煤器出口(脫硝裝置入口)水平煙道。在供熱期負荷50 %-75 %和非供熱期負荷50 %-85 %時，抽取高溫煙氣至脫硝裝置入口，提高脫硝裝置入口煙溫至320 ℃以上，滿足低負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 改造對機組經濟性的影響

鍋爐省煤器加裝旁路后，在機組在150 MW負荷時，從轉向室抽取約16 %-17 %的煙氣量，使脫硝裝置入口煙氣溫度提升約40 ℃。通過調節旁路煙氣量，可以滿足機組在150 MW以上負荷時脫硝裝置投入對煙溫的需求。在高負荷時可以關閉旁路煙道擋板，減少排煙熱損失，提高經濟性。但改造也存在一些問題，具體如下。

(1) 機組負荷在150-230 MW時，開啟省煤器旁路煙道，排煙溫度有不同程度升高，機組經濟性下降。按排煙溫度平均升高8 ℃，機組負荷150-230 MW計算，供電煤耗約上升1.0 g/kWh (0.157 g/℃×8 ℃×0.8)。

(2) 機組低負荷時旁路部分煙氣后，給水溫度下降，相對于單位工質吸熱量增加，單位工質對應的燃料量增加，爐內燃燒增強，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主汽溫度降低的影響。通過調節減溫水量及噴燃器擺角后，主蒸汽溫度不會有大的變化。

(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，機組負荷以150-230 MW計算，供電煤耗約上升1.0 g/kWh。

4 改造對機組運行的影響

4.1 脫硝入口煙氣流場、溫度場均勻性變差

4.1.1 脫硝入口煙溫偏差大

鍋爐省煤器加裝旁路后，抽取的高溫煙氣和通過省煤器過來的煙氣混合不充分，造成煙氣流場、溫度場不均，煙溫偏差大，導致機組負荷低時脫硝區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溫度，因此降低了催化劑活性，導致脫硝效率降低，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沒有設計導流板；本次旁路煙道改造也沒有考慮煙氣流場問題，因此也沒有安裝導流板。

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

表1 2號爐各負荷下的脫硝入口煙溫

(3) 高溫旁路與主煙道只有1個接口，熱煙氣流速大、流量小，從上到下直接進入水平煙道后，沒有經過混合及導流裝置就與大量的低溫主煙氣相遇，導致2股煙氣在進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 空預器差壓增大

由于脫硝系統氨逃逸率增大，未反應的液氨與鍋爐燃燒過程中生成的SO3和水發生反應，生成NH4HSO4。NH4HSO4的露點為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NH4HSO4是一種腐蝕性、粘性都很強的物質，在煙氣中會粘附飛灰。由于空預器冷端溫度低于147 ℃，導致液態的NH4HSO4粘附在空預器受熱面上，不僅會對冷端傳熱元件造成腐蝕，并進一步粘附飛灰，而且通過空預器吹灰也無法除去?？疹A器差壓也就會因此逐步增大，導致不得不單側停運沖洗或停爐處理，嚴重威脅到機組的安全及經濟運行。日本AKK(測試機構)測試結果表明，氨逃逸率增加到2 mg/L時，空預器運行半年后其阻力增加約30 %；氨逃逸率增加到3 mg/L時，空預器的阻力將會較快地增加50 %甚至更高。

空預器積灰前后差壓對比如表2所示?？疹A器積灰導致空預器差壓增大，趨勢如圖2所示。

5 針對空氣預熱器差壓增大采取的措施

5.1 加裝導流板

在省煤器煙氣旁路出口和水平煙道內部分別加裝導流板，使沿煙道截面橫向煙氣分布均勻，消除煙氣渦流、停滯區，降低局部阻力及渦流損耗。加裝導流板后，煙氣流場、溫度場變得均勻，煙道阻力降低。

5.2 提高脫硝系統SCR反應器入口煙溫

在煙氣流場不均的情況下，提高空預器入口煙溫可最大限度地減少低溫煙氣區域，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，脫硝反應器入口煙氣流場、溫度場均勻性降低，所以運行人員應將最高點的煙氣溫度控制在355-375 ℃，以確保煙氣低溫區的反應溫度。

5.3 提高空預器冷端平均溫度

提高空預器冷端平均溫度，即將一、二次風暖風器投入，提高空預器入口一、二次風溫。如果空預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。空預器冷端溫度提高后，NH4HSO4沉積段由中溫段向低溫段轉移，同時部分粘附在空預器冷端的NH4HSO4受熱分解，有利于提高吹灰效果?？疹A器廠家根據該公司原設計煤種，要求空預器冷端平均溫度為68.3 ℃，但是實際該公司燃用煤質偏離設計煤種較大，入爐煤含硫量在2 %左右。因此根據《空預器冷端平均溫度導則》要求，應將冷端平均溫度提高至71.1 ℃?？紤]到煤種變化頻繁性和空預器堵塞的嚴重性，該公司在此基礎上又提高了5 ℃，也就是維持空預器冷端平均溫度在76.1 ℃。

5.4 提高吹灰壓力并連續吹灰

空預器冷端吹灰壓力設計值為1.2-1.37 MPa。由于空預器冷端積灰，適當提高吹灰壓力至1.4MPa，既不會對空預器受熱面造成損傷，同時也有利于積灰的清除。由于吹灰蒸汽溫度約250-300 ℃，遠高于NH4HSO4的結露溫度，在空預器吹灰蒸汽能吹到的時間和區域內，對已集結的粘性積灰都會產生軟化、分解作用。這不僅降低了粘性飛灰粘附發展的幾率，且有利于對已板結積灰的清除。同時由于空預器吹灰為單點局部吹灰，對已積灰的空預器采用連續吹灰，可提高吹灰、清灰效果。

表2 空預器差壓增大前后參數對比

圖2 空預器差壓增大趨勢

通過近1個月的實踐，該公司空預器差壓得到明顯的控制和改善，為機組長周期穩定運行奠定了基礎。

5.5 及時調節兩側風機出力

該公司A側空預器積灰較嚴重，B側積灰不明顯。單側空預器差壓增大后，會造成單側空預器通風、通煙氣量減小，風煙系統兩側出力偏差增大。這時必須及時關閉兩側一、二次風聯絡擋板，否則會使積灰嚴重的一側加速發展。

造成兩側出力偏差增大的主要原因如下。

(1) 空預器積灰后，由于煙氣側阻力大于一、二次風側阻力，導致煙氣量的減少相對同側一、二次風量減少要多，空預器出口煙氣溫度隨之降低?？疹A器冷端溫度的降低進一步加劇了NH4HSO4的結露及積灰的板結。

(2) 積灰較輕的一側煙、風系統出力會增加，煙氣的沖擊攜帶能力增強，同時其排煙溫度會維持不變或有小幅升高，積灰結露的可能性減小，其積灰會很快消失，空預器恢復正常。但由于煙氣量的增加，在另一側空預器積灰較嚴重時，若機組帶大負荷運行時有可能造成除塵器過負荷。

為緩解空預器積灰，必須想方設法提高空預器冷端平均溫度。為此必須投入一、二次風暖風器，引入輔助熱源；同時適當減小一、二次風量，使通過該空預器的相對煙氣量增大，進一步提高排煙溫度。具體方法如下。

(1) 降低入爐煤硫分，根據負荷變化及時調整噴氨量。入爐煤含硫分及氨逃逸是產生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，同時根據負荷變化和脫硫凈煙氣NOX濃度及時調整噴氨量，保證NOX濃度達標排放即可，以降低氨逃逸率。

(2) 做好低氮燃燒調整，進一步降低脫硝裝置入口NOX濃度。

通過采取上述措施，該公司空預器差壓得到了有效控制；雖然犧牲了部分經濟性，但相對于停機或單側停運后請外單位對空預器進行沖洗所造成的安全隱患及經濟損失，還是值得的。

6 結束語

空預器布置在脫硝裝置的后面，脫硝裝置運行的好壞，直接影響空預器的安全運行。因此，必須保證脫硝催化劑入口煙氣流場均勻和脫硝催化劑的最佳反應溫度，減少氨逃逸。當脫硝裝置入口煙溫不能滿足時，通過調整省煤器旁路煙道的煙氣量，提高脫硝反應器入口煙溫，滿足脫硝系統的投運要求，保證進入脫硝裝置前沿煙氣橫斷面各點煙氣溫度偏差在合理范圍內(不超過15 ℃)。因脫硝系統氨逃逸大、NH4HSO4沉積導致空預器差壓增大時，應從運行調整和設備維護上采取措施，將空預器差壓控制在規定的范圍內，保證機組的安全、可靠、穩定運行。

2016-07-27。

魏建林(1972-)，男，技師，主要從事熱電機組鍋爐系統的調試、運行工作，email：cuiwen7031@sina.com。

楊玉峰(1974-)，男，工程師，主要從事熱電機組的調試、運行管理工作。

趙晨陽(1973-)，男，技師，主要從事熱電機組的調試、運行管理工作。

崔鵬飛(1970-)，男，技師，主要從事機組脫硫系統和電除塵器的改造、運行、調試工作及環保管理工作。