鸳鸯湖公司二期
不忘初心砥砺行敢于担当勇创新
近年来火电机组参与电网辅助服务深度调峰的深度和时长逐年增加，虽然部分机组进行了不同形式的深度调峰改造，但由于SCR催化剂老化、堵塞、流场不均、长期运行在烟温较低工况等因素影响，造成反应效率下降，出口氨逃逸增大，空预器硫酸氢铵堵塞的现象依然存在，为此运行人员进行空预器提温热解试验，从而降低空预器差压，为公司提质、挖潜、降本、增效贡献力量。
01
空预器存在的主要问题
鸳鸯湖二期2×MW工程，锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的超超临界参数变压直流炉，型号SG-/29.3-M，单炉膛、一次中间再热、四角双切圆燃烧方式、平衡通风、全钢构架、紧身封闭布置、固态排渣、全悬吊结构Π型锅炉。炉后尾部布置两台上锅厂生产的四分仓容克式空预器。
进入年以来二期机组调峰深度进一步加大（4月份开始达到了40%负荷），深调时间进一步延长（每天达到8小时），SCR长期运行在入口烟温偏低的状态，造成反应效率下降，出口氨逃逸增大，最终导致空预器硫酸氢铵堵塞，机组负荷MW以上时空预器烟气侧差压达到3Kpa以上，引风机电流增大50A左右，一次风机电流增大10A左右，同时两侧SCR烟气流量出现大幅偏差。
02
空预器提温热解硫酸氢铵的原理及目的
01
硫酸氢铵生成机理
锅炉脱硝系统催化剂中活性组分钒在催化反应消除NOX的过程中，也会对SO2的氧化起到一定催化作用，据统计约有1%的来自锅炉烟气系统的SO2将转化为SO3，二者之间的转化是温度的函数，随着温度的升高SO2的氧化增加，对于给定的SO2浓度和烟气，就生成SO3而言，SO3的生成率几乎不变。
在锅炉脱硝系统的反应过程中，SCR烟气脱硝过程氨逃逸是难免的，并且氨逃逸随着机组负荷变化、烟道流场和喷氨流量分布情况、SCR入口温度、催化剂的堵塞、催化剂的老化等因素变化而发生变化。反应生成的SO3进一步同烟气中逃逸的氨反应，生成硫酸氢铵，反应式如下：
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4
02
硫酸氢铵的危害
硫酸氢铵露点温度为℃，其以液体形势在物体表面聚集或以液滴形式分散于烟气中。液态的硫酸氢铵是一种粘性很强的物质，在烟气中会吸附飞灰，烟气经过SCR反应器和空预器热段后，排烟温度下降，当温度低至硫酸氢铵露点温度时，烟气中已经生成的气态硫酸氢铵会在空预器冷端的换热元件上凝固下来，造成空预器中冷段积灰结垢堵塞，导致空预器差压升高烟风阻力增大，引起机组能耗升高，风烟系统风机压力与流量不匹配造成风机失速安全系数降低，影响机组的安全性和经济性。
03
提温热解硫酸氢铵的原理及目的
硫酸氢铵露点温度为℃，气化温度为℃，通过采取减少单侧空预器送风量同时配合暖风器投入提高排烟温度的方法，逐步提升单侧空预器排烟温度至℃以上，为保证效果应接近或达到气化温度，将硫酸氢铵由固态转变为液态或气态，结合空预器连续吹灰，从而降低空预器差压。
03
空预器提温热解操作步骤
将机组负荷降至MW以下，A、B空预器扇形板提升至最大位置，同时投入A、B空预器冷端连续吹灰。
负荷稳定后，退出需热解侧送风机跳闸联跳引风机连锁保护。关闭A、B送风机出口联络电动挡板，逐步降低热解侧送风机动叶开度，直至停运热解侧送风机，期间控制排烟温升不超过1℃/min，检查另一侧送风机动叶自动开大运行电流不超限，并严密监视空预器电流情况及就地监听是否有内部摩擦声。
上述操作如仍不能达到热解目标温度，应逐步开大热解侧一二次风暖风器供汽，直至全开。同时可根据运行侧送风机出力情况，适当增加机组负荷，直至达到热解目标温度℃以上。
达到热解目标排烟温度后，严密监视风烟系统各风机及空预器运行参数，直至空预器差压无下降趋势，一般为6小时左右。
04
空预器提温热解硫酸氢铵效果
年6月，鸳鸯湖电厂二期#3、4机组利用调度负荷空间，分别开展了空预器热解硫酸氢铵，热解操作收效明显，有效解决了空预器堵塞的问题。
01
#3机组热解效果
MW空预器差压（Kpa）
MWA/B引风机电流（A）
MW空预器差压（Kpa）
MWA/B引风机电流（A）
热解前
1.2/2.25
/
1.8/3.9
/
热解后
0.69/1.39
/
1.2/2.2
/
前后差值
0.51/0.86
11/10
0.6/1.74
64/61
#3机MW负荷热解前后参数对比：
热解前
1.A/B空预器烟气侧差压1.2/1.55kpa。
2.A/B空预器一次风侧差压1.2/2.25kpa。
热解后
1.A/B空预器烟气侧差压1.1/1.15kpa。
2.A/B空预器一次风侧差压0.69/1.39kpa。
「注意」：
1.烟气侧差压下降幅度0.1/0.4KPa；
2.引风机电流对比下降11/10A；
3.一次风侧差压下降幅度0.51/0.86KPa；
4.一次风机电流对比下降11/12A。
#3机MW负荷热解前后参数对比：
热解前
1.A/B空预器烟气侧差压2.32/3.24kpa。
2.A/B空预器一次风侧差压1.8/3.9kpa。
热解后
1.A/B空预器烟气侧差压1.60/1.81kpa。
2.A/B空预器一次风侧差压1.2/2.2kpa。
「注意」：
1.烟气侧差压下降幅度0.72/1.43KPa；
2.引风机电流对比下降64/61A；
3.一次风侧差压下降幅度0.6/1.74KPa；
4.一次风机电流对比下降3/4A。
02
#4机组热解效果
MW空预器差压（Kpa）
MWA/B引风机电流（A）
MW空预器差压（Kpa）
MWA/B引风机电流（A）
热解前
1.77/1.21
/
3.0/2.1
/
热解后
1.12/0.88
/
1.7/1.3
/
前后差值
0.65/0.0.33
11/11
1.3/0.8
29/34
#4机组MW负荷热解前后参数对比:
热解前
1.A/B空预器烟气侧差压1.43/1.02kpa。
2.A/B空预器一次风侧差压1.77/1.21kpa。
热解后
1.A/B空预器烟气侧差压0.86/0.72kpa。
2.A/B空预器一次风侧差压1.12/0.88KPa。
「注意」：
1.烟气侧差压下降幅度0.57/0.3KPa；
2.引风机电流对比下降11/11A；
3.一次风侧差压下降幅度0.65/0.0.33KPa；
4.一次风机电流对比下降5/5A。
#4机组MW热解前后参数对比：
热解前
1.A/B空预器烟气侧差压2.56/1.85kpa。
2.A/B空预器一次风侧差压3.0/2.1kpa。
热解后
1.A/B空预器烟气侧差压1.16/1.16kpa。
2.A/B空预器一次风侧差压1.7/1.3kpa。
「注意」：
1.烟气侧差压下降幅度1.4/0.7KPa；
2.引风机电流对比下降29/34A；
3.一次风侧差压下降幅度1.3/0.8KPa；
4.一次风机电流对比下降6/6A。
04
试验总结
通过本次试验，将空预器排烟温度升至℃开始热解，提温热解时间约6h，对比相同工况下空预器差压及风机电流下降明显，锅炉两侧烟气流量偏差减小，按照不同负荷占比时间加权计算单机引风机、一次风机电流平均下降60A，按照年小时运行小时数计算，每年即可节约厂用电量约万KWh，节能效果明显。同时降低空预器差压后，减小了两侧风机压力与流量的不匹配，避免了风机失速及风机全压过高超限造成机组限负荷的风险。通过采取温升法气化分解空预器冷端的硫酸氢铵，配合进行空预器连续吹灰，有效解决了机组深度调峰长期低负荷运行空预器差压大的问题。
运行部全体人员以集团公司“一个目标、三型五化、七个一流”战略为指引，以年度任务为目标，以创一流为载体，以管理提升、卓越绩效为抓手，全力挖掘和发挥公司优势，推进“一体两翼”战略落地，持续增强价值创造能力，实现安全环保、经营创效、和谐凝聚，全面推动公司高质量发展行稳致远！
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