楊海安

（陜西有色榆林新材料集團有限責(zé)任公司發(fā)電分公司，陜西 榆林 719000）

0 引 言

陜西有色榆林新材料集團發(fā)電分公司總共安裝5臺330 MW亞臨界空冷凝汽式燃煤汽輪發(fā)電機組。每臺鍋爐配套2臺三分倉回轉(zhuǎn)容克式空氣預(yù)熱器，型號為LAPl1284/2500，一二次風(fēng)分隔布置。高溫段采用厚度0.5 mm的優(yōu)質(zhì)碳鋼制作，低溫段采用厚度1.2 mm的搪瓷元件，使用壽命不低于50 000 h，所用材料滿足煙氣脫硝工藝的技術(shù)要求。在機組額定負(fù)荷下，空預(yù)器的設(shè)計差壓為1.0 kPa。

5臺機組自投入運行以來，先后不同程度出現(xiàn)空預(yù)器堵塞現(xiàn)象。每次在機組檢修時，對空預(yù)器蓄熱元件進行高壓水沖洗后不到半年時間內(nèi)，空預(yù)器差壓大幅度上升，最高時能夠達到2.5 kPa左右，造成爐膛壓力最大在-550～+350 Pa波動，引風(fēng)機電流增加約20 A，送風(fēng)機電流增加約5 A，給機組的安全、現(xiàn)場文明衛(wèi)生以及人員安全帶來極大的負(fù)面影響，嚴(yán)重影響機組的安全和經(jīng)濟運行[1]。通過對空預(yù)器解體檢查發(fā)現(xiàn)，空預(yù)器靠近冷端和中間層的蓄熱元件結(jié)垢嚴(yán)重。中間層蓄熱元件片下部靠近冷端約300 mm高度范圍結(jié)垢，大部分是飛灰粘連引起，通過高壓水沖洗能清洗干凈；其余部位為積灰，容易清理。由此可以判斷，空預(yù)器蓄熱元件的結(jié)垢層為冷端300 mm（冷端蓄熱元件總高度為1 000 mm）和中間層底部靠近冷端300 mm高度，其余為積灰，如圖1、圖2和圖3所示。因為冷端底部結(jié)垢嚴(yán)重，所以造成了空預(yù)器的通流受阻而引起堵塞。

圖1 空預(yù)器蓄熱元件解包后的結(jié)垢情況

圖2 空預(yù)器蓄熱元件沒解包前的結(jié)垢情況

圖3 空預(yù)器堵塞后爐膛負(fù)壓波動曲線

空預(yù)器堵塞后空預(yù)器前后壓差和爐膛負(fù)壓波動情況統(tǒng)計，如表1所示。

1 原因分析

第一，機組啟動時，為了盡快投入脫硝系統(tǒng)，在脫硝入口煙溫280 ℃時就強行投入脫硝系統(tǒng)運行，低于廠家要求的最低運行溫度不低于300 ℃的規(guī)定。當(dāng)溫度低于300 ℃時，脫硝系統(tǒng)的催化劑會發(fā)生副反應(yīng)生成NH4HSO4，而NH4HSO4黏性很大，極易黏貼在空預(yù)器蓄熱元件上，且易于煙氣中的灰塵凝聚，造成空預(yù)器堵塞。

第二，陜北地區(qū)冬季時間長，環(huán)境溫度過低，排煙溫度無法達到酸露點以上要求時，極易發(fā)生低溫腐蝕和堵灰現(xiàn)象。陜北11月至來年的4月中旬，氣溫一般在-17 ℃左右。雖然通過投入鍋爐暖風(fēng)器可以提高鍋爐排煙溫度，但由于暖風(fēng)器疏水系統(tǒng)布置不合理，管道振動較大，經(jīng)常出現(xiàn)管道泄漏。為了消除缺陷，暖風(fēng)器頻繁投退。此外，暖風(fēng)器內(nèi)部管道泄漏，運行中無法處理，只能對暖風(fēng)器管組進行封堵，造成暖風(fēng)器換熱面積減少，空預(yù)器冷端綜合溫度低于115 ℃，低于煙氣中二氧化硫的酸露點溫度，引起低溫腐蝕和堵灰。

表1 空預(yù)器堵塞后空預(yù)器前后壓差和爐膛負(fù)壓波動情況統(tǒng)計

第三，空預(yù)器冷端積灰受脫硝系統(tǒng)投運的影響。脫硝系統(tǒng)投運后，由于氨的逃逸率和脫硝入口煙溫控制不當(dāng)、調(diào)整不及時等原因，極易在空預(yù)器冷端蓄熱元件處生成NH4HSO4而引起空預(yù)器堵塞。公司設(shè)計了兩層催化劑，按控制氮氧化物不超過100 mg/m3設(shè)計。此外，公司催化劑運行年限均大于20 000 h，催化劑活性降低。為了減少氮氧化物的排污量，公司將排放標(biāo)準(zhǔn)按80 mg/m3要求控制，這勢必需要加大各爐噴氨量來維持，但同時造成了氨逃逸率的增加，使空預(yù)器冷端工作環(huán)境變得更為惡劣，增大了NH4HSO4生成的可能性。同時，在環(huán)境溫度較低時，鍋爐排煙溫度相對較低，在空預(yù)器冷端蓄熱元件處更容易生成NH4HSO4，加大了空預(yù)器堵塞的可能。

第四，省煤器輸灰系統(tǒng)輸灰不暢或者省煤器除灰系統(tǒng)出力下降，造成煙氣中大顆粒飛灰含量增大，而煙氣經(jīng)過空預(yù)器時造成空預(yù)器堵塞。

第五，機組在小修或者臨修時，只是簡單采用高壓沖水洗系統(tǒng)對空預(yù)器蓄熱元件進行高壓水沖洗，沒有進行抽倉和解體處理。雖然高壓沖洗水壓力達50 MPa，但由于空預(yù)器蓄熱元件結(jié)合面間的空隙較小，不容易沖透。此外，沖洗水壓力較高，如果操作不當(dāng)極易造成空預(yù)器蓄熱元件損壞。損壞的碎片如果不及時清理干凈，勢必會造成空預(yù)器堵塞。

第六，單側(cè)一次風(fēng)機故障解列檢修，一次風(fēng)機單側(cè)運行，機組負(fù)荷低至130 MW，導(dǎo)致排煙溫度過低，最低達70 ℃，致使空預(yù)器冷端低溫腐蝕加劇，NH4HSO4結(jié)晶加劇，造成空預(yù)器堵塞加劇[2]。

2 預(yù)防措施

第一，優(yōu)化運行方式，加強燃燒調(diào)整，在鍋爐受熱面干凈的情況下，減少對爐膛的吹灰次數(shù)和頻率，提高鍋爐的排煙溫度，保證鍋爐排煙溫度最低點不低于115 ℃。

第二，當(dāng)機組負(fù)荷低于180 MW、脫硝入口煙氣溫度低于300 ℃時，及時退出脫硝系統(tǒng)運行，防止因脫硝入口煙氣溫度太低造成催化劑活性降低，為了達到氮氧化物的排放要求，不得不采取增大供氨量的手段來維持，從而造成氨逃逸增大，導(dǎo)致空預(yù)器堵塞。

第三，根據(jù)環(huán)境溫度及時投入暖風(fēng)器，根據(jù)排煙溫度及時調(diào)整暖風(fēng)器進汽量，提高一、二次風(fēng)入口溫度，保持空預(yù)器綜合溫度在145 ℃左右。

第四，調(diào)整燃燒，盡量降低脫硝入口氮氧化物含量，減少氨用量，在機組啟動時嚴(yán)格按照規(guī)定，在脫硝入口煙溫大于300 ℃時再投入脫硝系統(tǒng)運行。

第五，在空預(yù)器差壓超過2.0 kPa時，投入空預(yù)器冷端連續(xù)吹灰。如果是蒸汽吹灰，要延長疏水時間，保證吹灰蒸汽的過熱度在80 ℃左右，防止蒸汽帶水。

第六，運行中及時調(diào)整脫銷出口氮氧化物含量，減少氨用量，同時在滿足國家對氮氧化物排放標(biāo)準(zhǔn)要求的前提下，盡可能提高排放煙氣中氮氧化物排放濃度，降低供氨量，減少氨氣的逃逸率。同時，根據(jù)脫硝催化劑投運時間（如催化劑運行年限均大于20 000 h），及時對脫硝催化劑再生，提高催化劑活性。

第七，定期檢查省煤器落灰管以及省煤器除塵設(shè)備內(nèi)的澆注料，防止因省煤器除塵設(shè)備內(nèi)的澆注料掉落堵塞輸灰管道而造成下灰、輸灰不暢。

第八，加強對暖風(fēng)器的檢修和維護，尤其是在冬季環(huán)境溫度較低的情況下，應(yīng)作為重點監(jiān)視和維護的對象，減少暖風(fēng)器退出時間，保證暖風(fēng)器系統(tǒng)能夠正常連續(xù)投入運行。此外，要根據(jù)排煙溫度和環(huán)境溫度，合理選擇暖風(fēng)器的供汽汽源，保證暖風(fēng)器供汽量[3]。

第九，在機組大、小修時，除了對空預(yù)器進行高壓水沖洗外，還應(yīng)對空預(yù)器內(nèi)的碎片進行清理。必要時，對空預(yù)器蓄熱元件進行抽倉解體清理，對損壞或結(jié)垢嚴(yán)重的蓄熱元件進行更換，保證啟動前進行風(fēng)壓試驗時空預(yù)器的前后壓差小于1.2 kPa。

3 效果評價

在對空預(yù)器采取以上措施后，空預(yù)器運行效果較好，如圖4所示，爐膛負(fù)壓波動在-100～+50 Pa，對機組的安全和經(jīng)濟性未有明顯影響。

圖4 處理后爐膛負(fù)壓的波動情況

空預(yù)器處理后，空預(yù)器前后壓差和爐膛負(fù)壓波動情況統(tǒng)計如表2所示。

表2 空預(yù)器處理后空預(yù)器前后壓差和爐膛負(fù)壓波動情況統(tǒng)計

4 結(jié) 論

采取以上預(yù)防空預(yù)器堵塞的各項措施，通過一年的運行情況來看，在機組滿負(fù)荷時，空預(yù)器兩側(cè)煙氣差壓僅為1.3 kPa，未發(fā)生明顯的堵塞情況，解決了機組運行過程中的問題。

[1] 沈建軍，禾志強.燃煤電廠超低排放形勢下空預(yù)器堵塞預(yù)防措施[J].環(huán)境保護科學(xué)，2017，43（1）：88-91.

[2] 陶 澤.SCR法煙氣脫硝改造后基硫酸氫銨造成的空預(yù)器堵塞治理實踐[J].山東工業(yè)技術(shù)，2016，（23）：14-16.

[3] 鄔東立，王 潔，張國鑫，等.660MW SCR脫硝機組空預(yù)器堵塞原因分析及對策[J].浙江電力，2014，33（3）：46-50.