600MW机组锅炉空预器一次风风道冷端堵塞原因介析与处理

3.2喷氨量设定值较低

由于机组AGC ( Automatic Generation Control ,自动发电控制)指令频繁变动，同时机组尾部烟道出口喷氨量设定值偏低，造成喷氨量增大;而且脱硝效率较高，有时达到98%，导致空预器处氨逃逸量增大，其对应关系见图2，因此造成尾部烟气中NH4HSO4、生成量相对较多，在空预器一次风风道冷端板结的NH4HSO4和灰的混合物也相对较多。

3.3空预器吹灰压力设定值偏低

由于8号机组空预器吹灰压力设定值偏低，在空预器一次风风道冷端易出现蒸汽带水现象;同时由于吹灰压力设定值过低，炉膛负压偏低，不容易带走积灰，烟气中的NH4HSO4板结后易吸附在空预器构件上。

4运行调整与控制措施

4.1改善炉内空气动力场

在8号机组负荷大于400 MW时，将SOFA小风门开度限制在40%以下，在保证二次风箱压力的前提下，降低炉膛出口处烟气含氧量，尽可能减少喷氨量及氨逃逸量，从而降低烟气中NH4HSO4生成量。经多次调节，锅炉喷氨量大幅下降，氨逃逸量也随之减少。

4.2提高喷氨量设定值

通过试验测试确定合适的喷氨量设定值，适当降低脱硝效率，以保证脱硝装置出口烟气符合环保要求。当8号机组尾部烟道出口喷氨量设定值为70mg/m3时，8号机组喷氨量和氨逃逸量下降，并形成稳定控制趋势，同时机组氨电比也大幅下降，取得良好的经济效益。

4.3提高空预器吹灰压力设定值

将吹空预器吹灰压力设定值由1.5 MPa提高到1.8 MPa，将炉膛负压设定值由-50 Pa改变为-300 Pa ,提高烟气流速，防止nian滞性灰分再次积存。

5效果分析

8号机组空预器前后一次风压差调整前最大为2.6 kPa，平均值1.715 kPa;调整后最大压差为1.6 kPa，大部分数据低于1.3 kPa，接近正常运行值1.0 kPa,且呈正态分布，说明空预器一次风风道冷端板结问题得到有效控制。将调整前后空预器前后一次风压差进行统计并做概率图进行比较，结果如图3所示。从图3可以看出，调整后的空预器前后一次风压差数据偏于左侧，且数据更为集中，说明8号机组空预器一次风风道堵塞现象大大减少。

调整后，8号机组喷氨量最大值由74kg/h降至31kg/h，平均值由57.5kg/h降至23.9kg/h,氨逃逸量平均值由1.439 x 10-6降至0.2292x 10-6。同时一次风机抢风次数明显下降。不仅解决了空预器一次风风道冷端NH4HSO4板结问题，减小了环境污染，而且降低了发电成本，全年节约液氨费用约25.33万元。

6结束语

达拉特发电厂8号机组由于喷氨量过大，造成空预器一次风风道冷端板结堵塞，一次风机抢风与喘振等不安全因素限制机组出力，影响机组效率，影响全年发电量指标的完成。通过运行参数调整，找出影响8号机组空预器一次风道冷端堵塞原因，并有针对性地采取调整控制措施，解决了空预器一次风风道冷端NH4HSO4板结问题，减少了机组降负荷次数，降低了SCR系统喷氨量，提高了机组运行经济性，对同类型问题处理具有借鉴意义。

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