田俊義（天津大唐國際盤山發(fā)電有限責任公司，天津`301900）

回轉(zhuǎn)式空預器堵灰原因及在線沖洗效果分析

田俊義
（天津大唐國際盤山發(fā)電有限責任公司，天津`301900）

針對天津大唐國際盤山發(fā)電有些責任公司600MW機組回轉(zhuǎn)式空預器脫硝改造后突發(fā)堵灰加重的異常情況加以分析，指出原因，通過在線高壓水沖洗解決了問題，并提出了防范措施。

煙氣脫硝；空預器改造；在線高壓水沖洗；煙氣差壓；排煙溫度；運行電流

目前在我國大容量發(fā)電機組中回轉(zhuǎn)式空氣預熱器（簡稱“空預器”）的應用最為普遍，其波紋板式蓄熱元件被緊密地放置在扇形隔倉內(nèi)，由于流通空間狹小，很容易造成灰塵沉積。隨著環(huán)保排放壓力增大，國家規(guī)定單機容量≥20萬kW、投運年限20年內(nèi)的現(xiàn)役燃煤機組必須全部配套脫硝設施。公司在進行脫硝技術改造時對空預器本體及吹灰系統(tǒng)進行了相應改造，但是空預器堵灰的現(xiàn)象仍然十分明顯，影響到了鍋爐設備的安全，增加了能耗，降低了效率。

空預器堵灰導致三大風機（送、引風機、一次風機）電流增大，排煙溫度升高，鍋爐效率降低，廠用電率升高。同時也增加了送、引風機喘振甚至鍋爐RB事故發(fā)生的可能。堵灰嚴重時，有可能導致機組無法滿負荷運行，甚至迫使機組停運檢修。

當空預器因堵灰導致差壓達到一定數(shù)值后，傳統(tǒng)的蒸汽吹灰或聲波吹灰系統(tǒng)無法發(fā)揮明顯作用。利用高壓沖洗水對空預器進行在線沖洗，降低空預器差壓，成為不停爐在線處理的主要可行手段。

一、設備概述

1.機組概述

盤山發(fā)電公司2×600MW火電機組是我國華北地區(qū)建設投產(chǎn)最早的600MW火電機組。其中3號機組于2001年12月正式投產(chǎn)，4號機組于2002年6月正式投產(chǎn)，是京津唐電網(wǎng)的主力機組。鍋爐為HG-2023/17.6-YM4型鍋、亞臨界壓力、一次中間再熱、固態(tài)排渣、單爐膛、Π型布置、全鋼構(gòu)架懸吊結(jié)構(gòu)、半露天布置、控制循環(huán)汽包爐，采用三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預熱器，平衡通風，6套制粉系統(tǒng)為正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配置ZGM-123型中速磨煤機。

2.脫硝SCR工藝概述

盤山發(fā)電公司脫硝系統(tǒng)采取選擇性催化還原（SCR）法去除煙氣中NOx。還原劑采用純氨（純度≥99.6%）。SCR反應器采用高灰型工藝布置（即反應器布置在鍋爐省煤器與空氣預熱器之間），通過催化劑進行脫硝反應，最終從出口煙道至鍋爐空預器，達到脫硝目的。

脫硝SCR系統(tǒng)布置在鍋爐省煤器和空預器之間的位置。根據(jù)鍋爐機組現(xiàn)狀，SCR反應器系統(tǒng)按1臺機組配置兩臺脫硝反應器，煙道分兩路從省煤器后接出，經(jīng)過垂直上升后變?yōu)樗?，接入SCR反應器，反應器為垂直布置，經(jīng)過脫硝以后的煙氣經(jīng)水平煙道接入空預器入口煙道，然后經(jīng)空預器、電除塵器、引風機和脫硫裝置后，排入煙囪。系統(tǒng)布置如圖1所示。

圖1　脫硝SCR工藝系統(tǒng)（單側(cè)）布置圖

3.脫硝空預器改造概述

脫硝SCR反應器投運后，由于氨逃逸的存在，會加劇空預器中溫段和冷端的腐蝕和堵灰。因此需要對下游的空預器在防止堵塞和冷段清洗方面作特殊設計和改造。改造范圍主要包括以下6點。

（1）改造后總的換熱面積由45032m2增加到47189m2；蓄熱元件仍維持原來的三段布置，總高度由860mm增加到1910mm。

（2）改造后空預器的轉(zhuǎn)動重量計算值由373.12t增為423.23t；驅(qū)動電機功率由9kW增至11kW。

（3）熱段元件采用高吹灰通透性的HS7板型替代原DU板型，高度由原來的780mm減少到300mm。

（4）中溫段采用利舊原中溫段，保持HS7板型不變，高度780mm不變。

（5）冷段層采用HS8板型脫碳鋼度搪瓷表面?zhèn)鳠嵩叨扔稍?00mm增加到830mm。冷端采用搪瓷表面?zhèn)鳠嵩梢愿魯喔g物（硫酸氫銨和由SO3吸收水分產(chǎn)生的H2SO4）和金屬接觸，而且表面光潔，易于清洗干凈。搪瓷層穩(wěn)定性好，耐磨損，使用壽命長。

（6）空預器熱端新增1臺普通蒸汽吹灰器。冷端吹灰器采用雙介質(zhì)吹灰器，采用蒸汽、高壓水做為吹灰介質(zhì)，新增1套高壓水泵系統(tǒng)，兩臺空預器共用，設計上可以在線隔離、非隔離及離線水沖洗。

4.空預器高壓水沖洗系統(tǒng)概述

由于高壓水射流集中，剪切強度大，對灰垢的清掃能力比蒸汽大得多，同時高壓水的流速遠遠小于蒸汽，動能的破壞作用比蒸汽小得多，因此大部分脫硝空預器配有高壓水沖洗裝置，供在線或離線對空預器進行沖洗。3D2A型高壓沖洗水泵組因具有結(jié)構(gòu)緊湊、體積小的特點，被采用并進行現(xiàn)場集成安裝，主要參數(shù)見表1，空預器高壓沖洗水系統(tǒng)布置如圖2所示。

表1　空預器高壓沖洗水泵組性能參數(shù)

圖2　空預器高壓水沖洗系統(tǒng)布置簡圖

二、空預器差壓增長趨勢及原因分析

1.差壓增長趨勢分析

3號機組1月3日啟動至今維持正常運行。機組啟動后進行脫硝系統(tǒng)調(diào)試工作，3月底通過環(huán)保驗收開始正常運行。從機組啟動至今，兩臺機組空預器差壓的變化趨勢如圖3所示。

機組啟動后滿負荷工況空預器差壓1～3月維持在1.2～1.5kPa左右；4月初隨著脫硝正常投運、高負荷季節(jié)的到來，差壓增長速度加快；5月份，1號空預器差壓從1.5kPa快速上漲至2.7kPa；2號空預器差壓從1.5kPa快速上漲至2.1kPa。可以得出兩個規(guī)律：一是隨著脫硝正常運行，空預器的差壓增長速度加快；二是1號空預器差壓的增長速度和峰值都比2號空預器高。

2.差壓增長的原因分析

（1）設計或改造原因。經(jīng)過和兄弟電廠調(diào)研了解，某A、某B兩家機組類型相似的電廠脫硝運行半年后滿負荷空預器差壓才1.1kPa左右，遠遠小于盤山發(fā)電公司，而空預器吹灰參數(shù)及周期區(qū)別不大。故差壓情況區(qū)別較大的主要原因可能和技改或設計有關。3家單位空預器的主要改造內(nèi)容和吹灰參數(shù)見表2。

圖3　機組啟動后空預器差壓的變化趨勢

表2　空預器改造及相關參數(shù)對比

（2）脫硝系統(tǒng)銨鹽腐蝕。脫硝運行導致空預器差壓增加加快的主要機理是：SCR反應器出口煙氣中的剩余NH3、煙氣中SO3和水反應生成的硫酸氫銨是強腐蝕物，其凝結(jié)點對應煙氣溫度230℃左右。液態(tài)硫酸氫銨具有很強的粘結(jié)性，通常迅速粘在傳熱元件表面并進而吸附大量灰分，另外SCR催化物也會將部分SO2轉(zhuǎn)化為易溶于水形成硫酸滴的SO3，加劇冷端腐蝕和堵塞的可能，從而急速加劇空預器堵灰。

就盤山發(fā)電公司目前脫硝運行的氨逃逸率（0.5ppm左右）來看，脫硝系統(tǒng)大量氨逃逸的可能性不大，產(chǎn)生銨鹽腐蝕的可能性也不大，前提是氨逃逸率測量數(shù)據(jù)準確，脫硝系統(tǒng)SO2及SO3設計轉(zhuǎn)化率＜1%，計劃8月進行脫硝系統(tǒng)性能驗收試驗（規(guī)定投運后半年內(nèi)完成），同時對實際的SO2及SO3轉(zhuǎn)化率進行測試時。

（3）冷端低溫酸腐蝕。酸腐蝕的前提是空預器冷端綜合溫度低于酸露點，盤山發(fā)電公司空預器改造后的冷端綜合溫度控制為77℃。1～6月空預器冷端綜合溫度和機組負荷對應曲線如圖4所示。

從圖4可知：①5月初停運暖風器之前，基本能保證在77℃以上，停運暖風器后冷端綜合溫度（CCET，為煙氣出口溫度+空氣入口溫度）有明顯下降，基本在75℃左右，夜間低負荷時偏低；②進入5月后，如不投運暖風器，除夜間低負荷有2～3h外，大部分時間冷端綜合溫度可以保證；③由于盤山發(fā)電公司暖風器系統(tǒng)在供汽調(diào)整門開度較小時，容易發(fā)生水擊，因此白天高負荷不需要投入暖風器、調(diào)整門關閉至10%以下時，暖風器系統(tǒng)振動、漏水嚴重，只能維持較大的供汽，空預器冷端綜合溫度高達100℃，造成排煙溫度上升5～10℃，估算影響鍋爐效率約0.5%；④綜上所述，今年4號機組在4月停運暖風器，考慮到空預器堵灰的影響，3號機組推遲到5月初退出暖風器系統(tǒng)。

（4）初步結(jié)論。本次空預器堵灰加重原因為：①暖風器退出后，空預器蓄熱片低溫腐蝕可能是空預器堵灰加重的主要原因；②機組啟動后進行了長達3個月的脫硝系統(tǒng)調(diào)試，調(diào)試期間氨氣反應不完全或使用過量是造成最終空預器堵灰加重的可能原因之一；③脫硝投運后，由于脫硝系統(tǒng)具有一定的把SO2轉(zhuǎn)換為SO3的能力，空預器出口煙氣中SO3含量增多，也是容易產(chǎn)生酸腐蝕的誘因。

3.空預器堵灰加重后采取的措施

發(fā)現(xiàn)空預器差壓快速增加后，主要采取了如下措施。

（1）逐步縮短空預器蒸汽吹灰時間間隔，5月中旬兩臺空預器開始連續(xù)吹灰。

（2）5月底將兩臺空預器吹灰閥后壓力分別由1.0MPa提高至1.3MPa加強吹灰。

圖4　機組負荷和空預器冷端綜合溫度對比

圖6　32空預器沖洗期間空預器差壓變化趨勢

表3　在線高壓水沖洗前后差壓及風機電流對比

（3）適當降低脫硝控制效率，減少噴氨量。

（4）積極準備空預器在線高壓水沖洗系統(tǒng)的調(diào)研和調(diào)試工作。

三、在線高壓水沖洗分析

盤山發(fā)電公司在系統(tǒng)完成分步調(diào)試后，制定了嚴格的技術措施和操作注意事項，經(jīng)過精心準備，對3號機組兩臺空預器分別進行了兩次在線高壓水沖洗，效果較為明顯，目前滿負荷工況空預器差壓降低到1.8kPa的可控范圍內(nèi)。

1.空預器沖洗效果分析

（1）高壓水沖洗過程。根據(jù)系統(tǒng)要求，空預器在線高壓水沖洗時選擇單臺空預器進行，兩臺空預器沖洗期間差壓的變化趨勢如圖5、6所示。

（2）滿負荷工況下沖洗效果?？疹A器在線高壓水沖洗前后，600MW滿負荷工況下（總風量1420km3/h、總煤量250t/h左右）的空預器差壓及風機電流對比見表3。

（3）從表3看出，在線高壓水沖洗效果明顯：

①600MW負荷下，31空預器煙氣側(cè)差壓能維持在1.8kPa以下，32空預器煙氣側(cè)差壓能維持在1.6kPa以下，基本屬于可控范圍；②空預器煙氣側(cè)、空氣側(cè)差壓下降后，滿負荷工況下三大風機總電流下降約110A，每小時節(jié)電約1000kW·h，節(jié)電效果明顯；③空預器差壓降至可控范圍，基本消除了引風機喘振、送風機搶風、機組限出力等異常隱患，保證機組運行安全。

四、結(jié)語

采用回轉(zhuǎn)式空預器的燃煤鍋爐機組，空預器堵灰是較常見且不易解決的問題，本次堵灰的主要原因是脫硝投入后煙氣中SO3含量增加及過早退出暖風器，導致冷端產(chǎn)生低溫酸腐蝕。通過空預器在線水沖洗，基本解決了差壓高的問題，效果明顯，帶來一定的安全和經(jīng)濟效益。

［1］邢希東.回轉(zhuǎn)式空氣預熱器吹灰系統(tǒng)及改進經(jīng)驗介紹［J］.鍋爐技術2008（02），68-74.

［2］邢希東.600MW火電機組降低廠用電率措施［J］.中國電力2007（09），60-64.

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