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摘 要：随着国家环保形式的严峻，环保减排和节能降耗要求不断提高，国内各大机组陆续增设脱硝装置，但随着脱硝系统的投运，空预器运行环境开始恶化，受热面的逐步堵塞造成差压增大，严重威胁机组安全、经济运行，甚至造成被迫停机冲洗。
关键词：空预器；堵塞；差压；脱硝；优化运行
1 机组概况
大唐信阳发电有限责任公司二期2×660MW超超临界燃煤发电机组分别于2008年12月、2009年4月投运。锅炉是由东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG2000/26.15-II2型一次中间再热、超超临界参数变压运行，带内置式启动旁路系统的本生直流锅炉。制粉系统采用一次风正压直吹式制粉系统。煤粉燃烧器为东锅公司自行开发设计的HT-NR3型低NOx旋流燃烧器。每台炉各安装两台三分仓容克式空气预热器，后期安装SCR脱硝装置，吹灰汽源取自末级过热器入口集箱。
2 空预器堵塞后果
空预器堵灰严重使得烟风系统阻力增加，空预器出、入口差压和漏风系数增大，锅炉总风量和炉膛负压大幅摆动，引、送风机单耗增加，排烟热损增加，锅炉效率下降。空预器堵灰严重时会造成风机喘振，进而诱发锅炉灭火，严重威胁机组的安全、经济运行。
3 空预器堵塞原因
3.1 锅炉启动燃油时间过长并且油枪雾化不好、油枪配风不合理、空预器长时间不吹灰等原因造成尾部受热面积聚油垢。
3.2 锅炉长时间煤油混烧或部分油枪控制阀内漏发现不及时，空预器长时间不吹灰等原因造成受热面上油垢粘连煤粉大量沉积。
3.3 尾部烟道人孔、检查孔或烟道不严密，空预器密封装置工作不正常造成尾部烟道漏风严重。
3.4 省煤器灰斗料位高，或省煤器输灰系统故障无法正常输灰，造成烟气中飞灰增加以致加剧空预器受热面的磨损与积聚。
3.5 空预器吹灰系统故障，吹灰管道暖管不充分，温度、压力不合格，造成蒸汽带水。
3.6 空预器蓄热片水冲洗时不彻底或没有采用科学的方法进行烘干。
4 优化运行措施
本厂通过对锅炉启动方式进行优化和燃油系统的定期管理有效的避免了燃油造成的影响，锅炉在A级检修中通过对空预器密封装置改造，也大大降低了空预器漏风率。空气预热器为4台湖北戴蒙德公司生产的IKAH型空预器吹灰器，正常情况下，空预器吹灰能够正常进行，但由于吹灰设备保障性不够，造成空预器不能按时进行吹灰或设备没有规范性吹灰，这就给空预器的吹灰带来了困难，在设备正常时，运行中采取了增加每天吹灰次数来弥补，但更多的可能是吹灰蒸汽的影响，本厂吹灰蒸汽压力调节由DCS系统完成，针对吹灰蒸汽的温度，本系统采用开关量控制。由于设计原因，吹灰蒸汽温度往往不能达到要求，温度也有大幅度的波动，很容易造成吹灰蒸汽过热度不够的情况，还可能形成蒸汽中带水，这就进一步加剧了空预器堵灰情况。
其中比较明显的是低温腐蚀的影响，正常运行时，燃料在炉膛中燃烧后，其中的硫份会生成SO2和SO3，其中的比例正常情况下偏差很小，烟气中三氧化硫与水蒸气结合成为硫酸蒸汽，硫酸蒸汽的凝结温度称为酸露点（烟气露点）。受热面壁温低于酸露点时，硫酸蒸汽会在受热面上凝结，从而对金属产生强烈腐蚀的作用。低温腐蚀多出现在空气预热器的进口端，更严重的是脱硝装置投运后，由于SCR脱硝装置投运时进入空预器的烟气成分发生了变化，硫酸氢氨是引起堵塞的主要原因，其在230-150℃的温度下会进行气态→液态→固态的转化，当硫酸氢铵沉积在空预器传热元件上时，液态向固态转化过程中吸附灰分，直接粘结在受热面上。其形成原因主要是SCR系统脱硝反应后一些未完全耗尽的氨气和烟气中的SO3及水蒸气很容易产生反应，即
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
SCR催化剂同时将部分SO2转化成SO3，又加剧了反应的产生，
SO2+O2→SO3
SO3+H2O→H2SO4
致使低温腐蚀加剧，这种情况主要是氨气逃逸率过大的影响，逃逸率增大直接导致硫酸氢氨量的增大，影响氨气逃逸率增大的主要因素：
（1）SCR反应器进口烟气中NOx浓度过高，为了降低出口烟气中的NOx含量而粗糙地增大尿素溶液的喷射量；（2）锅炉运行工况发生改变时，未能及时的按照工况同步调整SCR喷氨量，而致使逃逸率增大；（3）SCR喷氨格栅发生管道或阀门故障导致泄漏，使喷氨量不能有效控制；（4）催化剂运行时间长导致活性降低；（5）进出口NOx显示不准确及氨气逃逸率测点故障，无法准确的进行监视，导致调整没有根据，是喷氨量控制不当。
针对以上情况只有优化运行手段和提高检修质量才能更好的控制空预器的差压：（1）加强省煤器输灰系统综合治理。锅炉日常运行中加强省煤器灰斗料位的监视和控制，一旦发现高料位，立即联系检修进行处理。同时利用停炉机会，检查省煤器灰斗真实料位，彻底疏通输灰管线。（2）对空预器要进行定期吹灰且吹灰蒸汽要保证足够的过热度。吹灰至少每8小时进行一次，如果发现空预器差压有上升趋势，应缩短吹灰时间间隔。（3）启动和运行中加强对燃油控制，优化制粉系统的启动条件，尽量使用热值4500大卡以上、挥发份较高的煤种，同时提高一二次风温，以减少启动初期大量不完全燃烧产物的生成。（4）空预器冲洗要彻底，使用合格的水源，冲洗结束后要充分干燥，防止再次粘结大量飞灰至换热元件上。（5）优化脱硝运行，现有的技术手段不可能完全消除氨气逃逸，但是应通过试验确定一些有效的防御手段，尽量降低氨气逃逸率的发生，严禁氨气逃逸率超标。
结束语
空预器差压增大不仅影响锅炉运行的安全性而且使锅炉效率显著降低，分析空预器差压增大的原因有利采取针对性的调整措施，有效预防和制止空预器差压增大，对装设有脱硝系统的运行机组是重要重要的。
参考文献
[1]大唐信阳发电厂运行规程.
作者简介：杜重阳，助理工程师，从事发电厂集控运行。
关键词：空预器；堵塞；差压；脱硝；优化运行
1 机组概况
大唐信阳发电有限责任公司二期2×660MW超超临界燃煤发电机组分别于2008年12月、2009年4月投运。锅炉是由东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG2000/26.15-II2型一次中间再热、超超临界参数变压运行，带内置式启动旁路系统的本生直流锅炉。制粉系统采用一次风正压直吹式制粉系统。煤粉燃烧器为东锅公司自行开发设计的HT-NR3型低NOx旋流燃烧器。每台炉各安装两台三分仓容克式空气预热器，后期安装SCR脱硝装置，吹灰汽源取自末级过热器入口集箱。
2 空预器堵塞后果
空预器堵灰严重使得烟风系统阻力增加，空预器出、入口差压和漏风系数增大，锅炉总风量和炉膛负压大幅摆动，引、送风机单耗增加，排烟热损增加，锅炉效率下降。空预器堵灰严重时会造成风机喘振，进而诱发锅炉灭火，严重威胁机组的安全、经济运行。
3 空预器堵塞原因
3.1 锅炉启动燃油时间过长并且油枪雾化不好、油枪配风不合理、空预器长时间不吹灰等原因造成尾部受热面积聚油垢。
3.2 锅炉长时间煤油混烧或部分油枪控制阀内漏发现不及时，空预器长时间不吹灰等原因造成受热面上油垢粘连煤粉大量沉积。
3.3 尾部烟道人孔、检查孔或烟道不严密，空预器密封装置工作不正常造成尾部烟道漏风严重。
3.4 省煤器灰斗料位高，或省煤器输灰系统故障无法正常输灰，造成烟气中飞灰增加以致加剧空预器受热面的磨损与积聚。
3.5 空预器吹灰系统故障，吹灰管道暖管不充分，温度、压力不合格，造成蒸汽带水。
3.6 空预器蓄热片水冲洗时不彻底或没有采用科学的方法进行烘干。
4 优化运行措施
本厂通过对锅炉启动方式进行优化和燃油系统的定期管理有效的避免了燃油造成的影响，锅炉在A级检修中通过对空预器密封装置改造，也大大降低了空预器漏风率。空气预热器为4台湖北戴蒙德公司生产的IKAH型空预器吹灰器，正常情况下，空预器吹灰能够正常进行，但由于吹灰设备保障性不够，造成空预器不能按时进行吹灰或设备没有规范性吹灰，这就给空预器的吹灰带来了困难，在设备正常时，运行中采取了增加每天吹灰次数来弥补，但更多的可能是吹灰蒸汽的影响，本厂吹灰蒸汽压力调节由DCS系统完成，针对吹灰蒸汽的温度，本系统采用开关量控制。由于设计原因，吹灰蒸汽温度往往不能达到要求，温度也有大幅度的波动，很容易造成吹灰蒸汽过热度不够的情况，还可能形成蒸汽中带水，这就进一步加剧了空预器堵灰情况。
其中比较明显的是低温腐蚀的影响，正常运行时，燃料在炉膛中燃烧后，其中的硫份会生成SO2和SO3，其中的比例正常情况下偏差很小，烟气中三氧化硫与水蒸气结合成为硫酸蒸汽，硫酸蒸汽的凝结温度称为酸露点（烟气露点）。受热面壁温低于酸露点时，硫酸蒸汽会在受热面上凝结，从而对金属产生强烈腐蚀的作用。低温腐蚀多出现在空气预热器的进口端，更严重的是脱硝装置投运后，由于SCR脱硝装置投运时进入空预器的烟气成分发生了变化，硫酸氢氨是引起堵塞的主要原因，其在230-150℃的温度下会进行气态→液态→固态的转化，当硫酸氢铵沉积在空预器传热元件上时，液态向固态转化过程中吸附灰分，直接粘结在受热面上。其形成原因主要是SCR系统脱硝反应后一些未完全耗尽的氨气和烟气中的SO3及水蒸气很容易产生反应，即
2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
SCR催化剂同时将部分SO2转化成SO3，又加剧了反应的产生，
SO2+O2→SO3
SO3+H2O→H2SO4
致使低温腐蚀加剧，这种情况主要是氨气逃逸率过大的影响，逃逸率增大直接导致硫酸氢氨量的增大，影响氨气逃逸率增大的主要因素：
（1）SCR反应器进口烟气中NOx浓度过高，为了降低出口烟气中的NOx含量而粗糙地增大尿素溶液的喷射量；（2）锅炉运行工况发生改变时，未能及时的按照工况同步调整SCR喷氨量，而致使逃逸率增大；（3）SCR喷氨格栅发生管道或阀门故障导致泄漏，使喷氨量不能有效控制；（4）催化剂运行时间长导致活性降低；（5）进出口NOx显示不准确及氨气逃逸率测点故障，无法准确的进行监视，导致调整没有根据，是喷氨量控制不当。
针对以上情况只有优化运行手段和提高检修质量才能更好的控制空预器的差压：（1）加强省煤器输灰系统综合治理。锅炉日常运行中加强省煤器灰斗料位的监视和控制，一旦发现高料位，立即联系检修进行处理。同时利用停炉机会，检查省煤器灰斗真实料位，彻底疏通输灰管线。（2）对空预器要进行定期吹灰且吹灰蒸汽要保证足够的过热度。吹灰至少每8小时进行一次，如果发现空预器差压有上升趋势，应缩短吹灰时间间隔。（3）启动和运行中加强对燃油控制，优化制粉系统的启动条件，尽量使用热值4500大卡以上、挥发份较高的煤种，同时提高一二次风温，以减少启动初期大量不完全燃烧产物的生成。（4）空预器冲洗要彻底，使用合格的水源，冲洗结束后要充分干燥，防止再次粘结大量飞灰至换热元件上。（5）优化脱硝运行，现有的技术手段不可能完全消除氨气逃逸，但是应通过试验确定一些有效的防御手段，尽量降低氨气逃逸率的发生，严禁氨气逃逸率超标。
结束语
空预器差压增大不仅影响锅炉运行的安全性而且使锅炉效率显著降低，分析空预器差压增大的原因有利采取针对性的调整措施，有效预防和制止空预器差压增大，对装设有脱硝系统的运行机组是重要重要的。
参考文献
[1]大唐信阳发电厂运行规程.
作者简介：杜重阳，助理工程师，从事发电厂集控运行。