排烟温度对空气预热器压差影响的试验

张国滨

(华电潍坊发电有限公司，山东 潍坊　261401)



排烟温度对空气预热器压差影响的试验

张国滨

(华电潍坊发电有限公司，山东 潍坊261401)

针对氨逃逸率大的问题，华电潍坊发电有限公司降低了#1锅炉A送风机出力，减少了A空气预热器换热，将A空气预热器排烟温度提高至200 ℃以上，使积聚的NH4HSO4由固态转化为液态和气态，通过烟气将液态和气态的NH4HSO4带至下游，起到降低空气预热器压差的作用。通过试验可知，该方法理论上可行，同时还提出了提高排烟温度以降低空气预热器压差的方法。

硫酸氢铵；空气预热器；压差；堵塞；排烟温度

1　设备情况简介

华电潍坊发电有限公司(以下简称潍坊发电公司)#1锅炉是东方锅炉股份有限公司设计制造的亚临界自然循环汽包炉，配备中间储仓式制粉系统，利用乏气送粉。采用四角切圆燃烧，燃用高挥发分烟煤。锅炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ4。共设2台美国CE公司制造的容克式两分仓回转式空气预热器(以下简称空预器)，其参数见表1。

表1　空预器参数

2　试验目的及可行性

随着国家环保要求的不断提高，通过安装脱硝装置实现NOx排放质量浓度达标的燃煤电厂越来越多。利用氨气作为还原剂的脱硝方式，运行中氨气不能完全被反应，部分氨气必然发生逃逸，特别是实行NOx超低排放政策以来，氨逃逸率越来越大。逃逸的氨气与烟气中的SO3和水蒸气结合生成NH4HSO4，液态的NH4HSO4具有很强的黏性，能够捕捉烟气中的飞灰颗粒。当温度低于147 ℃时，NH4HSO4形成较硬的固态结合物，附着在空预器低温段蓄热元件上，堵塞空预器，影响脱硝机组的安全、经济运行。

2016年2月20日，由于堵塞，潍坊发电公司#1锅炉空预器压差逐渐升高，负荷300 MW(带供热工况下)时空预器压差达到5 kPa。空预器严重堵塞对机组升负荷造成了一定困难，同时也对锅炉经济、安全运行带来极大隐患。

NH4HSO4的气化温度为207 ℃左右，固化温度为147 ℃，其在不同温度下的物理特性如图1所示。当温度升高至147 ℃以上时，积聚的NH4HSO4由固态向液态和气态转化，气态或液态NH4HSO4易被烟气流带走，从而使空预器堵塞减轻，降低压差。空预器蓄热片为普通碳钢，变形温度为420 ℃，表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300 ℃以上，因此，升温至210 ℃对蓄热片影响不大，理论上通过提高排烟温度来降低空预器压差的方法是可行的。

图1　NH4HSO4在不同温度下的物理特性

3　单侧空预器提高排烟温度试验的危险点

(1)空预器升温后整体膨胀变形，升温速率应控制尽量小，防止发生动静摩擦，造成空预器卡涩跳闸，以空预器电流波动情况结合就地摩擦声为监视依据。

(2)采用袋式除尘器的机组，在试验时应走旁路。

(3)调整风机出力时应缓慢进行，防止炉膛负压大幅波动。潍坊发电公司送风机为离心风机，利用变频器控制转速。若采用轴流式风机，在降低单侧风机出力时应做好风机失速抢风时的稳燃措施。

(4)为防止单侧送风机停运后发生倒风，送风机尽量不停运，关闭出、入口挡板保持运转，出、入口挡板关闭期间加强对送风机温度、振动的监视。

(5)注意监视吸收塔入口烟温和电除尘器参数，单侧排烟温度升高，但另一侧温度较低，整体不会造成吸收塔入口烟温升高过多。

(6)空预器冷端吹灰器保持连续运行，着火不好或飞灰含碳量较高的机组，尽量不进行试验，试验期间避免投油，防止油煤混烧造成尾部二次燃烧。

(7)试验时负荷降至55%额定负荷，若氧质量分数小于3%应继续降低负荷，防止B侧送风机过负荷。

(8)试验前粉仓保持高粉位，保留2台磨煤机运行，避免低负荷低粉位影响燃烧，减少不必要的操作。

4　A侧空预器提高排烟温度试验方案

2016年3月18日，进行降低#1锅炉A空预器压差试验，方案如下。

(1)试验前确保吸收塔入口喷淋泵工作正常。

(2)机组负荷在55%额定负荷左右时，停运#1锅炉空预器密封装置。

(3)关闭送风机出口联络挡板。

(4)A送风机变频方式运行，转速降至最低后通过关小A送风机入口挡板调整风机出力，同时缓慢增大B送风机出力，控制A侧排烟温升率在0.5 ℃/min,最大不超过1 ℃/min，排烟温度目标值为210 ℃。

(5)若排烟温度达不到目标值，继续关闭A送风机入口挡板，直至全部关闭。稳定运行1 h，记录排烟温度等参数。

(6)若排烟温度仍达不到目标值，关闭A送风机出口挡板，关闭过程中派专人观察A送风机的运行情况，出现风机振动大等异常情况则终止试验，恢复正常运行。

(7)若排烟温度超过210 ℃，手动开大A送风机入口挡板增加通风量，配合省煤器旁路挡板进行调整。

(8)若试验中空预器电流摆动至额定值或有明显摩擦声，则终止试验。

5　试验过程

2016-03-18 T 00：10：00，#1机组负荷降至180 MW，A侧空预器压差2.50 kPa，A空预器电流12 A。解除送风机跳闸联跳引风机保护，关闭A，B送风机联络挡板，逐渐降低A送风机变频器转速至最低转速，通过关小A送风机入口调节阀的方式控制A侧排烟温升率在0.5 ℃/min左右。01:30：00，关闭A送风机出口挡板。01:50：00，A侧排烟温度升高至200 ℃，A空预器电流波动至15 A左右，A空预器减速机振动明显增大，03:10：00，试验结束。整个试验过程历时3 h，A侧排烟温度最高升至206 ℃，稳定在200 ℃以上时间约80 min，试验结束后，A侧空预器压差降至2.35 kPa，压降约0.15 kPa。

6　试验结论

本次试验，A空预器压差降低未达到预期效果，原因主要有2点：一是A空预器排烟目标温度维持时间不够，因提高排烟温度后A空预器减速机振动增大，为防止A空预器跳闸，A空预器排烟温度200 ℃以上时间仅维持了80 min，积聚的NH4HSO4未能被充分加热气化挥发；二是A空预器堵塞严重，部分蓄热元件被完全堵死，烟气不流通。

空预器堵塞的原因是多方面的，利用提高排烟温度降低空预器差压的方式只适用于NH4HSO4造成轻微堵塞的初期阶段。

2016年4月3日，拆出A空预器蓄热元件后发现多数冷段蓄热元件已被完全堵塞，通过抽样化验，堵塞物质主要成分为NH4HSO4结合物。

7　结束语

华润电力曹妃甸电厂进行过类似试验，空预器压差明显降低，说明利用提高排烟温度使NH4HSO4气化挥发以降低空预器压差的方式是可行的，主要适用于NH4HSO4造成空预器堵塞的初期阶段，且在空预器压差小于2.50 kPa时效果较好。空预器堵塞严重时,因部分完全堵塞的蓄热元件几乎无烟气流动，采用该方法需对蓄热元件长时间加热，不仅损失机组电量，而且会加剧另一侧空预器低温腐蚀和堵塞，引起风机失速，影响机组安全，因此意义不大。

推荐另一种提高排烟温度以降低空预器压差的操作方法：通过就地手动缓慢关闭试验侧空预器出口二次风挡板，降低本侧送风量，从而达到提高排烟温度的目的，操作更简易，轴流风机也不易失速，对燃烧影响较小。

(本文责编：弋洋)

2016-04-11；

2016-06-19

TM 621.2

B

1674-1951(2016)07-0058-02

张国滨(1979—)，男，山东寿光人，高级技师，从事集控运行方面的工作(E-mail:418288857@qq.com)。