330MW机组单侧回转式空预器热解硫酸氢铵技术分析

330MW机组单侧回转式空预器热解硫酸氢铵技术分析

王长兴

（大唐鲁北发电有限责任公司山东滨州251909）

摘要：本文介绍某国产330MW机组在正常运行过程中，通过调整锅炉送、引风机出力，使单侧回转式空预器出口烟气温度升高热解硫酸氢铵的操作方法，缓解空预器差压上升趋势，降低送、引风机耗电率，保证稳定经济运行。

关键词：回转式空预器；SCR脱硝系统；热解硫酸氢铵

鲁北发电有限责任公司锅炉是由哈尔滨锅炉厂HG-1020/18.58-YM23型亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为烟煤。锅炉以最大连续负荷（即BMCR工况）为设计参数，锅炉的最大连续蒸发量为1020t/h；机组电负荷为330MW（TRL或TMCR工况）时，锅炉的额定蒸发量为969t/h。空气预热器采用容克式三分仓回转空预器。2013年09月和10月，1、2号炉投入液氨脱硝系统，每台锅炉配置两台SCR反应器，每台SCR反应器设计三层催化剂层，布置于省煤器出口和空气预热器之间。脱硝系统投运以来，氨逃逸与硫酸蒸汽反应生成高粘度的硫酸氢铵，硫酸氢铵与烟气飞灰混合粘在空预器换热面造成堵灰，一直影响锅炉的安全、稳定运行。2017年2月份，有发电部与设备部锅炉专业组成的空预器降差压攻关小组召开专题会研究讨论空预器降差压方案。经过发电部、设备部组成的空预器降差压攻关小组多方调研，针对鲁北公司1、2号炉空预器堵灰的现状，采用单侧空预器升温热解硫酸氢铵，降低空预器差压的方案具有安全性、可操作性。

1、热解解硫酸氢铵条件

硫酸氢铵熔点温度为147℃，当空预器出口温度达到147℃以上时，即能将附着在空预器波纹板上的硫酸氢铵熔化，并通过蒸汽吹灰将其清理掉。机组负荷在230MW-270MW进行热解硫酸氢铵。单侧空预器升温前，通知设备部锅炉专业人员到场，准备好空预器就地盘车工具。检查等离子系统备用正常，冬季时投入一、二次风暖风器，投入升温侧空预器冷端连续吹灰。空预器升温前通知辅网部，加强电除尘入口烟温、脱硫吸收塔出口净烟气温度的监视。

2、热解解硫酸氢铵操作方法

首先关闭引风机入口联络挡板，关闭送风机出口联络挡板。一次风机不参与调整，保持两侧一次风机出力平衡，一次风机变频加载偏差≤3%，电流偏差≤10A。维持炉膛氧量正常，交替关小升温侧送风机动叶，开大另一侧送风机动叶，两侧送风机电流偏差≤25A。送风机动叶开度不超过95%，监视加载侧送风机不超电流，电机、风机轴承振动、温度正常。

维持炉膛负压正常，其次交替开大升温侧引风机动叶，关小另一侧引风机动叶，两侧引风机电流偏差≤150A。升温侧引风机动叶开度不超过95%。监视加载侧引风机不超电流，电机、风机轴承振动、温度正常。严格控制升温侧空预器出口烟温温升率＜5℃/min，达到150℃时再以1℃/min速率升温。防止空预器由于膨胀不均造成卡涩。控制空预器出口温度在158℃-159℃，不超过160℃，稳定运行2小时。升温过程中加强对温升侧空预器电流监视，若空预器电流波动大，或风烟系统参数异常，应立即停止升温，恢复原工况运行并就地检查空预器运行情况。

然后控制炉膛氧量、负压在正常范围内。两侧空预器运行工况差别大时，注意监视锅炉壁温、主再热汽温、脱硝系统参数、烟气中粉尘、二氧化硫环保指标，防止单侧参数严重超标。控制升温侧引风机全压不超过8.5kPa，避免引风机发生失速。控制升温侧引风机入口负压尽量不要超过6.0kPa，避免引风机入口风道发生内爆。进行空预器热解硫酸氢氨工作时以保证机组安全运行为原则，不允许采用提升暖风器温度、降低磨煤机出口温度、五台制粉系统运行等影响机组经济运行的极端方式控制升温侧空预器出口温度。

每半小时记录一次空预器出口烟温、空预器烟气侧、一次风、二次风侧差压、空预器电流。

2号炉2B空预器进行热解硫酸氢铵效果

表12B空预器进行热解硫酸氢铵数据

图12B空预器进行热解硫酸氢铵试验曲线

2号炉2B空预器经过1.5小时的热解试验，空预器烟气侧差压与同负荷相比下降0.4kpa。效果显著。

图22B空预器热解引风机电流曲线

空预器热解试验对引风机电流的影响

对比数据可见，在锅炉蒸发量相同情况下，空预器热解前两台引风机总电流413.79A，热解时，两台引风机出力发生偏差，总电流为410.1A，与热解前变化不大，热解后空预器差压下降，引风机总电流为360.6A。与热解前引风机总电流减少53.19A。引风机电耗下降明显。

图32B空预器热解送风机电流曲线

空预器热解后两台送风机电流有所下降。

对比数据可见，在锅炉蒸发量相同情况下，空预器热解前两台送风机总电流76.1A，热解时，两台送风机出力发生偏差，总电流为78.1A，与热解前变化不大，热解后空预器差压下降，送风机总电流为67.3A。与热解前送风机总电流减少10.8A。送风机电耗下降明显。

空预器热解后，有效降低空预器烟气侧、二次风侧差压，送、引风机电流下降为63.99A。则能降低厂用电率0.21%。

厂用电率下降0.21%，供电煤耗下降0.21×3.4=0.714g/kwh

1、2号炉年节约标煤：

M=5000h×0.714g/kwh×2×330000kw=2356.2（吨）。

注：5000h—————机组年利用小时数

330000kw——单机容量

3.结束语

空预器通过采用热解硫酸氢铵的方法，有效的降低空预器差压。减少空预器连续蒸汽除灰的蒸汽损失和空预器水冲洗费用，降低厂用电率提高火力发电企业的经济效益，减小空预器差压增大造成机组减出力、非停的风险。对于采用回转式空气预热器及SCR喷氨法脱硝系统的燃煤电厂，均可以运用空预器热解硫酸氢铵的办法来降低空预器差压。限于鲁北公司1、2号炉电袋除尘入口烟温不超过160℃。热解时空预器出口烟温控制低于160℃。对于不采用布袋除尘或对烟温无限制条件的电厂，可以提高热解硫酸氢铵的温度，热解效果将会更好。

参考文献：

[1]胡增旗，王磊.SCR脱硝技术导致空预器堵灰的分析与处理.科技与创新，2014第06期

[2]金维强.大型锅炉运行.中国电力出版社，1998

[3]张磊，彭德振.大型火力发电机组集控运行.中国电力出版社.2006

[5]330MW亚临界机组集控运行规程.大唐鲁北发电有限责任公司发电部.2014