郭航
摘 要：针对神华福能发电有限责任公司4号机组环保改造后对风烟系统实际运行情况产生的影响，本文提出了通过及时掌握燃煤成分、严格控制运行喷氨量，防止过量喷氨、燃尽风调整、适当增加空预器频次等对应防范措施，经过实际运行对比发现，实施合理的运行参数调整有效的减小了改造后对锅炉风烟系统阻力产生的影响，确保机组安全经济稳定运行。
关键词：脱硝改造；风烟系统；排烟温度；厂用电率
中图分类号：TK229.63 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）01-0160-02
Abstract：The effect of No. 4 unit of environmental transformation on the actual operation of the flue gas system for Shenhua Funeng Power Generation Co.， Ltd. In this paper， the corresponding preventive measures are proposed.It ensures the efficient and economical operation of the unit.
Key words： Denitrification transformation；the flue gas system；Smoke temperature；The power consumption rate
随着国家节能减排要求的日益严格，现燃煤锅炉均安装SCR脱硝系统。为满足超低排放需要，神华福能发电有限责任公司4号机组对脱硝及脱硫系统进行改造，改造后锅炉烟气系统阻力明显增加，对锅炉的正常运行产生了一定的影响。
1 神福鸿电4号机SCR脱硝系统简介
1.1 神福鸿电4号机SCR脱硝现场布置情况
神福鸿电3、4号机组锅炉各配置2台SCR脱硝反应器，3、4号机组公用一套氨供应系统。SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，在炉后消防通道的上方，不设旁路。在日常燃用煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量条件下脱硝总效率大于80%，要求SCR出口NH3逃逸率≤3ppm，SCR出口NOx含量≤50mg/Nm3。自4号炉C修脱硝系统改造后，SCR部分的催化剂层数由原2层增加到3层。
1.2 神福鸿电4号机脱硫系统现场布置情况
神福鸿电脱硫系统主要包括如下设备及设施：吸收塔本体、4台浆液循环泵、2台石膏浆液排出泵、4层吸收塔喷淋层、2台氧化风机、1套屋脊式两级除雾器及其冲洗水系统、搅拌器、浆液循环泵入口滤网等部件，还包括辅助的排空系统等。
在吸收塔内烟气自下而上与四层喷淋浆液逆流接触，并发生反应，烟气中的SO2、SO3被吸收剂吸收与其反应生成亚硫酸钙，并与被氧化风机鼓入吸收塔中的氧化空气反应而生成硫酸钙，结晶生成石膏，脱硫后的烟气经过吸收塔顶部的两级除雾器除去烟气中携带的大部分液滴后，经脱硫出口进入烟囱排向大气。
此次C修，脱硫塔对除雾器、湍流装置由原简单折角式改为旋汇耦合高效脱硫装置，提高了烟气在脱硫塔中阻力和滞留时间，改造后烟气在脱硫塔内阻力能够在原基础上提高1.1kpa。
2 SCR脱硝及脱硫塔内部改造后对锅炉运行的影响
2.1 SCR脱硝及脱硫塔内部改造后对锅炉运行的影响
脱硝系统SCR反应器布置在省煤器出口和空预器入口之前的高灰区域，主要用于脱除烟气中的NOX。经过此次C修，神福鸿电脱硝系统反应器中催化剂由原来2层布置改为3层布置，脱硝系统产生的烟气阻力包括烟气在烟道中的沿程阻力、局部阻力和催化剂本身的阻力，催化剂层数的增加，提高催化剂本身的阻力，造成整个烟道阻力增大。
2.2 4号机锅炉风烟系统C修改造后参数变化数据（如表1和表2所示）
2.3 风烟系统改造后参数变化分析
烟道阻力的增加，在一定程度上也增加了送风机、一次风机的电耗。引风机汽轮机C修前后对比，转速增加了近300rpm，影响了引风机汽轮机的汽耗，锅炉的散热损失增加。另外，由于风烟系统阻力增大，体积流量减小的双重因素使引风机的运行点向不稳定区域移动，在低负荷工况下，容易发生抢风。
2.4 锅炉烟气阻力增大后对再热器的影响
另外此次C修后，我们也发现在机组负荷变化中再热汽温难以控制和维持。这是因为再热器处于锅炉对流换热区域，在对流换热中，传热量和烟气流速有直接的关系，所以烟道阻力过大造成烟气流速减慢会降低对流过热器和再热器的吸热量。造成排烟热损失过大，从而令再热汽温难以控制和维持。
2.5 机组长周期运行，对SCR反应器催化剂的影响
机组长周期运行中，飞灰颗粒可能沉积堵塞催化剂表面的微孔，细小的飞灰颗粒甚至凝结成固体颗粒结垢堵死，对锅炉安全运行带来影响。我厂SCR采用板式催化剂，C修后3层布置，共配置48台声波吹灰器，吹灰汽源使用压缩空气定期程控吹灰，每次单层4支吹灰器吹灰，定期循环。声波吹灰器的正常投入，是保证SCR反应器催化剂不堵塞的重要因素。
2.6 机组长周期运行，对空预器压差的影响
机组长周期运行中，SCR脱硝运行中必然发生部分氨逃逸。逃逸的氨在空预器中与SO3生成硫酸氢氨。
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4；
由于硫酸氫氨物理性质较粘，容易吸附烟气中的灰尘，运行久后，容易造成空预器堵塞，影响机组安全稳定运行。根据同类型机组空预器堵塞物的化学分析，堵塞物30%以上为硫酸氢氨，由于硫酸氢氨的露点为147℃，我厂空预器出口烟气温度一般在115℃左右。因而可能在空预器冷段产生硫酸氢氨沉积。锅炉燃烧产生的烟气经过SCR反应器和空预器热段后，烟气温度降低，烟气当温度降至185℃以下时，烟气中携带的气态硫酸氢氨在空预器冷段凝固结垢，从而导致空预器压差增大，从而影响空预器的换热效果。
3 防止风烟系统压差高的措施
（1）加强风烟系统一次风、二次风及烟气侧压差、各风机风量、电流、转速、动静叶开度监视。
（2）严格按照规定进行锅炉吹灰及专业风烟系统控制措施。
（3）加强锅炉本体、烟气余热系统、SCR脱硝系统的吹灰运行情况监视，确保吹灰投入正常。
（4）掌握燃用煤种含硫量，若燃用高硫煤应提前知会辅控监盘人员，根据情况启动浆液循环泵。
（5）根据机组实际负荷工况、燃用煤种适当调整开大锅炉燃尽风风门，令未燃尽气体在燃尽风区域充分燃烧，达到降低NOx排放的目的。
（6）加强与辅控专业沟通，尽量在引风机转真自动之后，再启动浆液循环泵。
（7）严格控制SCR运行参数，在运行中针对经常的运行工况进行调匀试验。以使入口烟气流速、温度和浓度均匀；同时调整喷氨格栅各个喷口，使NH3混合均匀，保证脱硝出口的NOx含量和NH3均匀，避免局部氨逃逸量超标，正常运行严格控制NOx指标，避免A、B两侧NOx排放偏差，防止过量喷氨，最终确保氨逃逸率不大于3ppm。
（8）SCR脱硝催化剂寿命一般为5年左右，随着脱硝装置运行，催化剂活性降低脱硝效率降低，氨逃逸率降低，应及时进行清洗。
（9）加强机组运行期间CEMS维护工作，确保采集数据的准确性，为运行人员提供可靠调整依据。
4 结语
脱硫、脱硝系统改造对锅炉风烟系统阻力产生了较大的影响，实施合理的风烟系统运行参数调整，确保机组安全经济稳定运行。通过进一步风烟系统优化调整试验，减少运行操作风险，确保电网调度的负荷需要，为机组的长周期安全稳定运行奠定基础。
参考文献：
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[2]李江波，贾绍光.600MW机组锅炉烟风道优化设计分析[J].河北电力技术，2010（05）.
