第42卷第6期2014年6
月Vol．42No．6Jun．2014
脱硝系统氨逃逸率大对空预器的影响及防治措施
陈
张济显明，王登香，
（大唐安徽淮南洛河发电厂，安徽淮南232008）
摘
要：火力发电厂安装脱硝系统以后，系统运行方式改变，分析了脱硝系统喷氨格栅磨损、氨逃逸率大以及
空预器冷端硫酸氢氨腐蚀及积灰原因，以期能在运行方式上作出有效调整，控制氨逃逸率及空预器冷端硫酸氢氨腐蚀及积灰，减少因此造成机组非计划停运。
关键词：氨逃逸率；硫酸氢氨腐蚀；空预器改造；积灰；化学清洗作者简介：陈
明（1981），主要从事600MW 锅炉及脱硝工作。男，工程师，
文献标志码：B
9529（2014）06-1267-04文章编号：1001-中图分类号：TM621. 8
Influence of Denitrification System High Ammonia Escape Ｒateon
Air Preheater and Prevention Measures
CHEN Ming ，WANG Deng-xiang ，ZHANG Ji-xian
（Datang Anhui Huainan Luohe Power Plant ，Huainan 232008，China ）
Abstract ：Power system changes in operation mode after the denitration system installation in thermal power plants．This paper analyzes the causes of the ammonia injection grid wearing ，high ammonia escape rate ，the cold end ammo-nium hydrogen sulfate corrosion and ash deposit in the air preheaters．Then it presents prevention measures to adjust the operation modes ，control ammonia escape rate and the cold end ammonium hydrogen sulfate corrosion and ash de-posit in the air preheaters ，with a view to reducing the unplanned outages of generating units．
Key words ：ammonia escape rate ；ammonium hydrogen sulfate corrosion ；air preheater transformation ；ash deposit ；chemical cleaning
现火电机组为达到国家NO x 基于环保要求，
排放标准，未安装脱硝系统的机组相继通过改造，在锅炉尾部受热面后增加脱硝系统，实现了NO x 的标准排放。但因脱硝系统的投运，锅炉主要设备特别是空气预热器面临新的问题，这些问题不解决，将严重影响到机组的安全稳定运行。
空预器。由于6号炉进行锅炉烟气脱硝改造，为防止脱硝系统投运后空气预热器发生堵灰和腐蚀。在6号炉大修期间对空气预热器进行改造。
2
2．1
空预器改造及运行情况
空预器改造
出于经济性和使用性能的综合考虑，基于原
1设备概况
淮南洛河发电厂6号炉为上海锅炉厂制造，
换热元件性能完好基础上，热端换热元件选用原热端换热元件；中温段换热元件采用原冷端元件；冷端换热元件选用豪顿干法静电喷镀工艺制成的镀搪瓷元件，波型选用豪顿HS8e 波型。由于脱空预器硝反应物氨气和SO 3反应形成NH 4HSO 4，冷段涵盖整个NH 4HSO 4产生的温度区间范围，空预器的低温段高度可覆盖ABS （NH 4HSO 4）区域，确保锅炉在SCＲ脱硝装置运行的各种工况下，铵盐只在低温段凝聚
［1］
SG1918/25．4-M968型，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、露天布置、Π型燃煤锅炉。锅炉燃用淮南当地煤，设计煤种为淮南矿业集团潘一矿煤，校核煤种为淮南矿业集团新集矿煤，少量部分利用区外来煤（主要为河南平顶山商品煤及山西煤）。配套的空气预热器为上海锅炉厂制造的型32VI （T ）-2185SMＲC的容克式三分仓回转号为2-
。但由于ABS 凝结物呈中
度酸性且具有很大的粘性，易粘附在空气预热器的换热元件表面上，再次加剧换热元件的腐蚀和
12682014，42(6)
堵灰。
2．2空预器改造后积灰情况
6号炉6B 空预器烟从2013年9月份开始，
气侧压差逐渐增加。空预器进出口压力呈规律性波动（1个周期56s ）。通过分析，因空预器转一圈所需要的时间为56s 左右，故判断空预器存在局部严重积灰现象。虽采取了加强吹灰，但空预器压差仍呈上涨趋势，在满负荷的情况下，其最大压差达3kPa ，同时因6B 空预器局部积灰的缘
B 侧二次风流量波动约80t /h，B 侧空预器一故，
次风出口压力波动达5．5kPa ，已严重威胁了机组的安全运行。2．3
空预器严重积灰的危害空预器差压大，改变了风烟道的阻力特性，导
方式，先装2层催化剂，设计使用寿命不小于
24000h /最大3年。2011年12月份脱硝系统完成168h 试运行正式投入。经过一段时间的运行，现6号炉脱硝系统氨逃逸率明显偏大，长期超标。
脱硝系统氨逃逸率大原因分析：
（1）6号炉B 侧喷氨格栅管道堵塞，且由于烟道内的喷氨格栅管道未加防磨，管道磨损严重，上述原因导致氨气与NO x 混合效果不好，氨逃逸率增大。
（2）自2011年12月份6号炉脱硝反应器投运以来，已经运行近20000h ，催化剂设计可用小时为25000h ，接近其使用寿命。催化剂在接近其使用寿命时，应及时进行更换，否则会引起一系列恶性连锁反应。
（3）脱硝反应器吹灰装置采用声波吹灰器，吹灰效果不理想。催化剂容易产生积灰，影响其反应效果。通过停炉以后进入催化剂内部检查，发现催化剂表面有积灰，说明声波吹灰器吹灰效果不好，改用一定压力及足够过热度的蒸汽吹灰。（4）煤质差时，反应器入口浓度NO x 升高，为了保证反应器NO x 出口浓度达到环保的要求，喷氨量增大，高的喷氨量必然会造成高的逃逸率。当煤水比小于7．4时，喷氨量达到480，出口浓度勉强合格，但逃逸率达8．0ppm 以上。
（5）喷氨隔栅入口调节阀调试不理想，造成喷氨隔栅各个喷嘴的流量不均匀，氨气与烟气的混合不充分，使部分未反应的氨气进入预热器入口，氨逃逸率增大。
（6）因热解炉电加热器的容量有限，当尿素流量过大时，热解炉出口温度下降，当热解炉出口温度低于340ħ 时热解效果进一步下降，未热解的尿素进入尾部烟道继续热解，这部分热解的氨气显然不能在催化剂中与NO x 很好反应，此时为保证脱硝效率又会再增大喷氨量，形成恶性循环，造成氨逃逸率增大。适当降低尿素流量，提高热解炉出口温度，保证进入热解炉的尿素能完全热解。同时利用检修机会，适当增大电加热器的容量，满足尿素流量大的温度要求。3．3空预器冲洗后残留水分的影响
2013年9月4日锅炉对6号炉A 、B 空气预热器传热元件进行高压水冲洗。9月5日19：00左右，高压冲洗结束。9月6日03：356号炉点
致风机运行极易进入不稳定工作区，抗干扰能力
极差。6号炉引风机、一次风机已因此多次发生抢风现象，导致炉膛负压剧烈波动，严重威胁6号机组安全运行。现6B 引风机因抢风过程中过电流，已导致其变频器B2功率单元故障，造成其最大出力受限制，若再有其他功率单元故障，就会造成变频器跳闸，一旦如此，以6号炉当时的状态，很难避免非停的发生。为防止6号机组因预热器堵造成的一些列问题扩大，当时6号机组不得不采取限负荷运行。
3
3．1
空预器积灰原因分析
硫酸氢氨对空预器的影响
因煤质及启停磨的原因，脱硝在正常运行中，
进口NO x 有时会远远大于设计值，运行人员为控
制脱硝出口NO x 含量及脱硝效率，人为增加尿素流量，因此时尿素流量过大，热解炉无法将尿素完全热解成氨气，致使喷氨格栅管道（热解炉后）很容易被未热解的尿素结晶堵塞，同时因脱硝系统喷氨格栅管道运行周期长，导致管道磨损，直接影响氨气与烟气的混合效果，造成脱硝氨逃逸率高。逃逸的氨气和SO 3在150 200ʎ 范围内反应形成硫酸氢氨
，在空气预热器的中低温段凝聚，且
生成物呈中度酸性且具有很大的粘性，粘附在空气预热器的换热元件表面上，加剧换热元件的腐蚀和堵灰。这会影响空气预热器的阻力，并对空气预热器的清洗能力提出了新的要求。3．2脱硝系统因素
6号炉脱硝SCＲ催化剂布置模式采用2+1
［2］
陈明，等脱硝系统氨逃逸率大对空预器的影响及防治措施1269
加火。由于冲洗结束至点火中间间隔时间过短，
之2台空预器都是冷态，空预器受热面残留水分过多，在点火以后，水分、灰分在空预器处混合，造成积灰。3．4
空预器吹灰器的影响
6号炉冷端吹灰器在空预器改造时未进行更换，且空预器吹灰额定压力在1．5MPa ，吹灰蒸汽温度在300 350ħ ，但实际运行中，空预器吹灰压力最高仅0．9MPa ，吹灰蒸汽温度在200ħ 左右，吹灰效果不佳，导致空预器受热面积灰无法彻底清除，日积月累，空预器压差上升。因上述原因空预器进出口压差不断增加，积灰情况越来越严重（如图1所示）
。
窝状的腐蚀部分（见图2）
。
图2空预器冲洗效果
6
6．1
空预器冲洗后机组运行情况
6号炉空预器运行参数
6号炉A 空预器进出口一次风差压1．2
1．6kPa 之间波动，B 空预器进出口一次风差压1．7 2．5kPa 之间波动。6号炉A 空预器进出口6号炉B 空二次风差压0．6 0．7kPa 之间波动，
预器进出口二次风差压0．6 0．8kPa 之间波动。6号炉A 空预器进出口烟气侧差压1．2 1．4kPa
6号炉B 空预器进出口烟气侧差压1．2之间波动，
1．7kPa 之间波动。
图1A 、B 空预器积灰情况
6．2AB 空预器出口参数
4运行采取的措施
6号炉A 、B 空预器进出口一次风压力有规律
性波动，周期56s 左右，各周期波形一致；6号炉A 、B 空预器进出口二次风压力有规律性波动，周B 空预期56s 左右，各周期波形一致；6号炉A 、器进出口烟气侧压力有规律性波动，周期56s 左右，各周期波形一致；6号炉炉膛压力有规律性波动，周期56s 左右，各周期波形一致。而AB 空预器转动一周所需时间恰为56s 左右。
加重空加强对空预器的吹灰，避免灰层沉积，
预器堵灰；加强B 侧空预器进出口一次风压的监视，因B 空预器出口一次风压波动大，可能造成一次风母管压力波动，加强A 一次风机运行情况的监视及各台磨煤机风量的监视。稳定负荷的情
2台一次风机控制解至手动。手动时，况下，一次风机动叶根据各台磨煤机冷热风门开度进行调整，要求各磨热风调门开度大于50%，保证B 一次风机出口压力小于额定出口压力12．1kPa ；进行燃烧调整，适当降低脱硝催化剂进口NO x 含量，降低喷氨量及氨逃逸率。
7空预器参数波动原因
空预器在冲洗时采用70 80MPa 的高压水，
冲洗后进入空预器内部观察，空预器冷段受热面上积灰基本冲洗干净，验收时，空预器的透光率基本合格，对风烟系统及一次风系统进行检查，也未发现异常，造成上述参数异常的原因可能为：
6号炉脱硝系统在停炉之前氨逃逸率一直偏大，与烟气中三氧化硫反应生成的硫酸氢氨粘性较大，粘附在空预器冷段受热面上，因停炉时空预器未进行化学清洗，仅仅使用了高压水，积灰基本应能冲洗干净，但硫酸氢氨因粘性较大，无法彻底清除，导致在开机以后，空预器差压仍然偏大，且各参数出现56s 1个周期（空预器转动1周）规律性波动。
5停炉后空预器及喷氨格栅的处理
随着时间的推移，空预器积灰情况愈加严重，
炉侧控制只能采取全手动运行引风机频繁抢风，
方式，严重威胁了机组的安全运行2014年1月
21日6号炉被迫停炉处理空预器积灰及喷氨格B 空预器进栅堵塞问题。此次停炉对6号炉A 、
行高压水冲洗，更换磨损的喷氨格栅及清理管道6号炉A 、B 空预器积灰情况堵塞。冲洗后观察，有所改观，但空预器冷段腐蚀较为严重，有许多蜂
第42卷第6期2014年6
月Vol．42No．6Jun．2014
电容器横差保护装置存在问题的分析
周
1珺，方
11
祺，顾国平，高
熙
2
（1．国网上海市电力公司青浦供电公司，上海201799；2．国网上海市电力公司嘉定供电公司，上海201800）摘
要：电容器横差保护能在两组电容器组中性点出现不平衡电流时有效切除故障点。针对运行中出现的电容器
横差保护装置异常指示，简述了微机装置的现状，分析出现该情况的原因，提出了解决的建议，并进行比较分析。关键词：电容器；横差保护；微机装置；线圈作者简介：周
珺（1982），从事继电保护及电网投资管理工作。女，工程师，
文献标志码：B
9529（2014）06-1270-03文章编号：1001-中图分类号：TM53
Existing Problem Analysis in Capacitor Transverse Different Protection Device
ZHOU Jun 1，FANG Qi 1，GU Guo-ping 1，GAO Xi 2
（1．Qingpu Power Supply Company ，SMEPC ，Shanghai 201799，China ；2．Jiading Power Supply Company ，SMEPC ，Shanghai 201800，China ）
Abstract ：Capacitor transverse different protection can cut off fault point in two capacitor banks when unbalance cur-rent occurs．In view of the abnormal indication in capacitor transverse differential device ，this paper outlines the sta-tus quo of micro processor device ，analyzes the causes ，then proposes and compares the feasibles solutions．
Key words ：capacitor ；transverse differential protection ；micro processor device ；coil
电容器是变电站内的重要设备，设有专门的电容器保护装置，电容器横差保护采用双星形接线，将两个星形中性点接入形成不平衡电流，当采样到不平衡电流大于整定值且断路器在合位即保护动作跳闸切除故障。现有110kV 及以下变电站内的电容器横差保护整定及使用技术成熟，但在实际运行过程中仍存在问题。本文结合投运时间较早的电容器横差保护微机装置展开分析，并提出几点可行的改进意见。
1ＲEJ525横差保护装置的现状
电容器横差保护已经广泛使用，不同微目前，
ABB 公机保护厂商都配有专门的横差保护装置，司的ＲEJ525装置在我公司使用较早，装置稳定
性好，其具有的面板指示灯在发生保护起动与动作时给予相关指示也方便运行及保护人员及时发现，但由于回路设计原理的问题，在用户用电负荷急剧上升的今天就显现出了异常，给正常的运行和检修维护工作带来了不便。
（3）在空预器进行高压水冲洗后，烘干残留水分方可启动。
（4）针对空预器冷段粘附的硫酸氢氨特性，制定切实可行的化学清洗方案，彻底解决空预器堵塞问题。通过对其他电厂的调查，空预器清洗基本都是采取高压水冲洗，都未曾化学清洗，脱硝投运以后，空预器化学清洗一直都是空白，研究出一种化学清洗方案显得尤为重要。
02-06收稿日期：2014-本文编辑：郑文彬
櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚櫚
8结语
（1）脱硝投运以后，对机组的运行提出了更
高的要求，在保证脱硝效率的基础上要严格控制氨逃逸率不能长时间超标。锅炉燃煤尽量使用与设计煤种接近的煤种，煤种最好能保持稳定，便于运行人员调节。
（2）经常检查喷氨格栅管道的温度情况，发现异常应利用脱硝停运机会对其进行疏通处理，保证氨气与NO x 的良好混合。
第42卷第6期2014年6
月Vol．42No．6Jun．2014
脱硝系统氨逃逸率大对空预器的影响及防治措施
陈
张济显明，王登香，
（大唐安徽淮南洛河发电厂，安徽淮南232008）
摘
要：火力发电厂安装脱硝系统以后，系统运行方式改变，分析了脱硝系统喷氨格栅磨损、氨逃逸率大以及
空预器冷端硫酸氢氨腐蚀及积灰原因，以期能在运行方式上作出有效调整，控制氨逃逸率及空预器冷端硫酸氢氨腐蚀及积灰，减少因此造成机组非计划停运。
关键词：氨逃逸率；硫酸氢氨腐蚀；空预器改造；积灰；化学清洗作者简介：陈
明（1981），主要从事600MW 锅炉及脱硝工作。男，工程师，
文献标志码：B
9529（2014）06-1267-04文章编号：1001-中图分类号：TM621. 8
Influence of Denitrification System High Ammonia Escape Ｒateon
Air Preheater and Prevention Measures
CHEN Ming ，WANG Deng-xiang ，ZHANG Ji-xian
（Datang Anhui Huainan Luohe Power Plant ，Huainan 232008，China ）
Abstract ：Power system changes in operation mode after the denitration system installation in thermal power plants．This paper analyzes the causes of the ammonia injection grid wearing ，high ammonia escape rate ，the cold end ammo-nium hydrogen sulfate corrosion and ash deposit in the air preheaters．Then it presents prevention measures to adjust the operation modes ，control ammonia escape rate and the cold end ammonium hydrogen sulfate corrosion and ash de-posit in the air preheaters ，with a view to reducing the unplanned outages of generating units．
Key words ：ammonia escape rate ；ammonium hydrogen sulfate corrosion ；air preheater transformation ；ash deposit ；chemical cleaning
现火电机组为达到国家NO x 基于环保要求，
排放标准，未安装脱硝系统的机组相继通过改造，在锅炉尾部受热面后增加脱硝系统，实现了NO x 的标准排放。但因脱硝系统的投运，锅炉主要设备特别是空气预热器面临新的问题，这些问题不解决，将严重影响到机组的安全稳定运行。
空预器。由于6号炉进行锅炉烟气脱硝改造，为防止脱硝系统投运后空气预热器发生堵灰和腐蚀。在6号炉大修期间对空气预热器进行改造。
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2．1
空预器改造及运行情况
空预器改造
出于经济性和使用性能的综合考虑，基于原
1设备概况
淮南洛河发电厂6号炉为上海锅炉厂制造，
换热元件性能完好基础上，热端换热元件选用原热端换热元件；中温段换热元件采用原冷端元件；冷端换热元件选用豪顿干法静电喷镀工艺制成的镀搪瓷元件，波型选用豪顿HS8e 波型。由于脱空预器硝反应物氨气和SO 3反应形成NH 4HSO 4，冷段涵盖整个NH 4HSO 4产生的温度区间范围，空预器的低温段高度可覆盖ABS （NH 4HSO 4）区域，确保锅炉在SCＲ脱硝装置运行的各种工况下，铵盐只在低温段凝聚
［1］
SG1918/25．4-M968型，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、露天布置、Π型燃煤锅炉。锅炉燃用淮南当地煤，设计煤种为淮南矿业集团潘一矿煤，校核煤种为淮南矿业集团新集矿煤，少量部分利用区外来煤（主要为河南平顶山商品煤及山西煤）。配套的空气预热器为上海锅炉厂制造的型32VI （T ）-2185SMＲC的容克式三分仓回转号为2-
。但由于ABS 凝结物呈中
度酸性且具有很大的粘性，易粘附在空气预热器的换热元件表面上，再次加剧换热元件的腐蚀和
12682014，42(6)
堵灰。
2．2空预器改造后积灰情况
6号炉6B 空预器烟从2013年9月份开始，
气侧压差逐渐增加。空预器进出口压力呈规律性波动（1个周期56s ）。通过分析，因空预器转一圈所需要的时间为56s 左右，故判断空预器存在局部严重积灰现象。虽采取了加强吹灰，但空预器压差仍呈上涨趋势，在满负荷的情况下，其最大压差达3kPa ，同时因6B 空预器局部积灰的缘
B 侧二次风流量波动约80t /h，B 侧空预器一故，
次风出口压力波动达5．5kPa ，已严重威胁了机组的安全运行。2．3
空预器严重积灰的危害空预器差压大，改变了风烟道的阻力特性，导
方式，先装2层催化剂，设计使用寿命不小于
24000h /最大3年。2011年12月份脱硝系统完成168h 试运行正式投入。经过一段时间的运行，现6号炉脱硝系统氨逃逸率明显偏大，长期超标。
脱硝系统氨逃逸率大原因分析：
（1）6号炉B 侧喷氨格栅管道堵塞，且由于烟道内的喷氨格栅管道未加防磨，管道磨损严重，上述原因导致氨气与NO x 混合效果不好，氨逃逸率增大。
（2）自2011年12月份6号炉脱硝反应器投运以来，已经运行近20000h ，催化剂设计可用小时为25000h ，接近其使用寿命。催化剂在接近其使用寿命时，应及时进行更换，否则会引起一系列恶性连锁反应。
（3）脱硝反应器吹灰装置采用声波吹灰器，吹灰效果不理想。催化剂容易产生积灰，影响其反应效果。通过停炉以后进入催化剂内部检查，发现催化剂表面有积灰，说明声波吹灰器吹灰效果不好，改用一定压力及足够过热度的蒸汽吹灰。（4）煤质差时，反应器入口浓度NO x 升高，为了保证反应器NO x 出口浓度达到环保的要求，喷氨量增大，高的喷氨量必然会造成高的逃逸率。当煤水比小于7．4时，喷氨量达到480，出口浓度勉强合格，但逃逸率达8．0ppm 以上。
（5）喷氨隔栅入口调节阀调试不理想，造成喷氨隔栅各个喷嘴的流量不均匀，氨气与烟气的混合不充分，使部分未反应的氨气进入预热器入口，氨逃逸率增大。
（6）因热解炉电加热器的容量有限，当尿素流量过大时，热解炉出口温度下降，当热解炉出口温度低于340ħ 时热解效果进一步下降，未热解的尿素进入尾部烟道继续热解，这部分热解的氨气显然不能在催化剂中与NO x 很好反应，此时为保证脱硝效率又会再增大喷氨量，形成恶性循环，造成氨逃逸率增大。适当降低尿素流量，提高热解炉出口温度，保证进入热解炉的尿素能完全热解。同时利用检修机会，适当增大电加热器的容量，满足尿素流量大的温度要求。3．3空预器冲洗后残留水分的影响
2013年9月4日锅炉对6号炉A 、B 空气预热器传热元件进行高压水冲洗。9月5日19：00左右，高压冲洗结束。9月6日03：356号炉点
致风机运行极易进入不稳定工作区，抗干扰能力
极差。6号炉引风机、一次风机已因此多次发生抢风现象，导致炉膛负压剧烈波动，严重威胁6号机组安全运行。现6B 引风机因抢风过程中过电流，已导致其变频器B2功率单元故障，造成其最大出力受限制，若再有其他功率单元故障，就会造成变频器跳闸，一旦如此，以6号炉当时的状态，很难避免非停的发生。为防止6号机组因预热器堵造成的一些列问题扩大，当时6号机组不得不采取限负荷运行。
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3．1
空预器积灰原因分析
硫酸氢氨对空预器的影响
因煤质及启停磨的原因，脱硝在正常运行中，
进口NO x 有时会远远大于设计值，运行人员为控
制脱硝出口NO x 含量及脱硝效率，人为增加尿素流量，因此时尿素流量过大，热解炉无法将尿素完全热解成氨气，致使喷氨格栅管道（热解炉后）很容易被未热解的尿素结晶堵塞，同时因脱硝系统喷氨格栅管道运行周期长，导致管道磨损，直接影响氨气与烟气的混合效果，造成脱硝氨逃逸率高。逃逸的氨气和SO 3在150 200ʎ 范围内反应形成硫酸氢氨
，在空气预热器的中低温段凝聚，且
生成物呈中度酸性且具有很大的粘性，粘附在空气预热器的换热元件表面上，加剧换热元件的腐蚀和堵灰。这会影响空气预热器的阻力，并对空气预热器的清洗能力提出了新的要求。3．2脱硝系统因素
6号炉脱硝SCＲ催化剂布置模式采用2+1
［2］
陈明，等脱硝系统氨逃逸率大对空预器的影响及防治措施1269
加火。由于冲洗结束至点火中间间隔时间过短，
之2台空预器都是冷态，空预器受热面残留水分过多，在点火以后，水分、灰分在空预器处混合，造成积灰。3．4
空预器吹灰器的影响
6号炉冷端吹灰器在空预器改造时未进行更换，且空预器吹灰额定压力在1．5MPa ，吹灰蒸汽温度在300 350ħ ，但实际运行中，空预器吹灰压力最高仅0．9MPa ，吹灰蒸汽温度在200ħ 左右，吹灰效果不佳，导致空预器受热面积灰无法彻底清除，日积月累，空预器压差上升。因上述原因空预器进出口压差不断增加，积灰情况越来越严重（如图1所示）
。
窝状的腐蚀部分（见图2）
。
图2空预器冲洗效果
6
6．1
空预器冲洗后机组运行情况
6号炉空预器运行参数
6号炉A 空预器进出口一次风差压1．2
1．6kPa 之间波动，B 空预器进出口一次风差压1．7 2．5kPa 之间波动。6号炉A 空预器进出口6号炉B 空二次风差压0．6 0．7kPa 之间波动，
预器进出口二次风差压0．6 0．8kPa 之间波动。6号炉A 空预器进出口烟气侧差压1．2 1．4kPa
6号炉B 空预器进出口烟气侧差压1．2之间波动，
1．7kPa 之间波动。
图1A 、B 空预器积灰情况
6．2AB 空预器出口参数
4运行采取的措施
6号炉A 、B 空预器进出口一次风压力有规律
性波动，周期56s 左右，各周期波形一致；6号炉A 、B 空预器进出口二次风压力有规律性波动，周B 空预期56s 左右，各周期波形一致；6号炉A 、器进出口烟气侧压力有规律性波动，周期56s 左右，各周期波形一致；6号炉炉膛压力有规律性波动，周期56s 左右，各周期波形一致。而AB 空预器转动一周所需时间恰为56s 左右。
加重空加强对空预器的吹灰，避免灰层沉积，
预器堵灰；加强B 侧空预器进出口一次风压的监视，因B 空预器出口一次风压波动大，可能造成一次风母管压力波动，加强A 一次风机运行情况的监视及各台磨煤机风量的监视。稳定负荷的情
2台一次风机控制解至手动。手动时，况下，一次风机动叶根据各台磨煤机冷热风门开度进行调整，要求各磨热风调门开度大于50%，保证B 一次风机出口压力小于额定出口压力12．1kPa ；进行燃烧调整，适当降低脱硝催化剂进口NO x 含量，降低喷氨量及氨逃逸率。
7空预器参数波动原因
空预器在冲洗时采用70 80MPa 的高压水，
冲洗后进入空预器内部观察，空预器冷段受热面上积灰基本冲洗干净，验收时，空预器的透光率基本合格，对风烟系统及一次风系统进行检查，也未发现异常，造成上述参数异常的原因可能为：
6号炉脱硝系统在停炉之前氨逃逸率一直偏大，与烟气中三氧化硫反应生成的硫酸氢氨粘性较大，粘附在空预器冷段受热面上，因停炉时空预器未进行化学清洗，仅仅使用了高压水，积灰基本应能冲洗干净，但硫酸氢氨因粘性较大，无法彻底清除，导致在开机以后，空预器差压仍然偏大，且各参数出现56s 1个周期（空预器转动1周）规律性波动。
5停炉后空预器及喷氨格栅的处理
随着时间的推移，空预器积灰情况愈加严重，
炉侧控制只能采取全手动运行引风机频繁抢风，
方式，严重威胁了机组的安全运行2014年1月
21日6号炉被迫停炉处理空预器积灰及喷氨格B 空预器进栅堵塞问题。此次停炉对6号炉A 、
行高压水冲洗，更换磨损的喷氨格栅及清理管道6号炉A 、B 空预器积灰情况堵塞。冲洗后观察，有所改观，但空预器冷段腐蚀较为严重，有许多蜂
第42卷第6期2014年6
月Vol．42No．6Jun．2014
电容器横差保护装置存在问题的分析
周
1珺，方
11
祺，顾国平，高
熙
2
（1．国网上海市电力公司青浦供电公司，上海201799；2．国网上海市电力公司嘉定供电公司，上海201800）摘
要：电容器横差保护能在两组电容器组中性点出现不平衡电流时有效切除故障点。针对运行中出现的电容器
横差保护装置异常指示，简述了微机装置的现状，分析出现该情况的原因，提出了解决的建议，并进行比较分析。关键词：电容器；横差保护；微机装置；线圈作者简介：周
珺（1982），从事继电保护及电网投资管理工作。女，工程师，
文献标志码：B
9529（2014）06-1270-03文章编号：1001-中图分类号：TM53
Existing Problem Analysis in Capacitor Transverse Different Protection Device
ZHOU Jun 1，FANG Qi 1，GU Guo-ping 1，GAO Xi 2
（1．Qingpu Power Supply Company ，SMEPC ，Shanghai 201799，China ；2．Jiading Power Supply Company ，SMEPC ，Shanghai 201800，China ）
Abstract ：Capacitor transverse different protection can cut off fault point in two capacitor banks when unbalance cur-rent occurs．In view of the abnormal indication in capacitor transverse differential device ，this paper outlines the sta-tus quo of micro processor device ，analyzes the causes ，then proposes and compares the feasibles solutions．
Key words ：capacitor ；transverse differential protection ；micro processor device ；coil
电容器是变电站内的重要设备，设有专门的电容器保护装置，电容器横差保护采用双星形接线，将两个星形中性点接入形成不平衡电流，当采样到不平衡电流大于整定值且断路器在合位即保护动作跳闸切除故障。现有110kV 及以下变电站内的电容器横差保护整定及使用技术成熟，但在实际运行过程中仍存在问题。本文结合投运时间较早的电容器横差保护微机装置展开分析，并提出几点可行的改进意见。
1ＲEJ525横差保护装置的现状
电容器横差保护已经广泛使用，不同微目前，
ABB 公机保护厂商都配有专门的横差保护装置，司的ＲEJ525装置在我公司使用较早，装置稳定
性好，其具有的面板指示灯在发生保护起动与动作时给予相关指示也方便运行及保护人员及时发现，但由于回路设计原理的问题，在用户用电负荷急剧上升的今天就显现出了异常，给正常的运行和检修维护工作带来了不便。
（3）在空预器进行高压水冲洗后，烘干残留水分方可启动。
（4）针对空预器冷段粘附的硫酸氢氨特性，制定切实可行的化学清洗方案，彻底解决空预器堵塞问题。通过对其他电厂的调查，空预器清洗基本都是采取高压水冲洗，都未曾化学清洗，脱硝投运以后，空预器化学清洗一直都是空白，研究出一种化学清洗方案显得尤为重要。
02-06收稿日期：2014-本文编辑：郑文彬
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8结语
（1）脱硝投运以后，对机组的运行提出了更
高的要求，在保证脱硝效率的基础上要严格控制氨逃逸率不能长时间超标。锅炉燃煤尽量使用与设计煤种接近的煤种，煤种最好能保持稳定，便于运行人员调节。
（2）经常检查喷氨格栅管道的温度情况，发现异常应利用脱硝停运机会对其进行疏通处理，保证氨气与NO x 的良好混合。