盧紅書

(華電國際萊城發(fā)電廠,山東 濟南 271100)

1 機組概況

某廠4號鍋爐為上海鍋爐廠有限責任公司生產(chǎn)的1025 t/h亞臨界參數(shù)壓力控制循環(huán)鍋爐，采用美國燃燒工程公司(CE)引進技術(shù)，型號為SG-1025/17.44-M844、中間一次再熱、固態(tài)排渣、正壓直吹四角切圓燃燒控制循環(huán)汽包爐[1-3]。配備2臺空氣預(yù)熱器，型號為Z-29VI(T)-1676M?？諝忸A(yù)熱器系統(tǒng)見圖1。本文分析了空氣預(yù)熱器卡澀跳閘原因，并提出預(yù)防措施。

圖1 空氣預(yù)熱器系統(tǒng)

2 異常經(jīng)過

2021年1月26日01:29，4號機組協(xié)調(diào)控制，“O”模式AGC，負荷為150 MW，鍋爐蒸發(fā)量為525 t/h，A、B磨煤機運行，B空氣預(yù)熱器主電機電流由17 A升至40.7 A跳閘，輔助電機聯(lián)啟后跳閘，B空氣預(yù)熱器停轉(zhuǎn)報警發(fā)出，B空氣預(yù)熱器入口煙氣擋板自動關(guān)閉，立即就地確認B空氣預(yù)熱器停轉(zhuǎn)，手啟輔助電機、主電機均不成功，手動盤車不動，聯(lián)系鍋爐相關(guān)人員檢查處理。A、B空氣預(yù)熱器排煙溫度分別由109 ℃/112 ℃、129 ℃/133 ℃快速升高，01:46，最高升至151 ℃/158 ℃、217 ℃/227 ℃后緩慢下降，03:05，脫硫入口煙氣溫度最高升至154 ℃后緩慢下降，現(xiàn)場對B空氣預(yù)熱器反復(fù)盤車，清除脫落蓄熱元件，22:01，啟動B空氣預(yù)熱器恢復(fù)正常運行方式。

3 現(xiàn)場檢查

3.1 現(xiàn)場情況

1月26日02:00，鍋爐相關(guān)人員現(xiàn)場確認B空氣預(yù)熱器停轉(zhuǎn)，檢查上下軸承，未見異常；手啟主電機未成功，通過輔助電機手動盤車不動；計劃從二次風檢查蓄熱元件，停運B送風機，B側(cè)二次風出口擋板門關(guān)閉不動，重啟B送風機；利用倒鏈拉緊B空氣預(yù)熱器煙氣入口擋板，增加防誤動措施，開啟煙氣側(cè)檢修人孔門，利用倒鏈進行反復(fù)盤車，確定卡澀物位于煙氣側(cè)，打開煙氣側(cè)熱端檢修門，檢查熱端蓄熱元件，未見異常；在空氣預(yù)熱器煙氣側(cè)冷端開檢查孔，發(fā)現(xiàn)卡澀物為塊狀物(見圖2)，位于煙氣側(cè)冷端第1環(huán)，卡嵌在蓄熱元件籃筐內(nèi)，另有1根消防噴水管斷裂。17:30—21:50，清理塊狀物及其他脫落蓄熱元件，22:01啟動B空氣預(yù)熱器主電機(見圖3)，電流為17 A，檢查空氣預(yù)熱器運行正常，主、輔電機聯(lián)鎖試驗正常，打開入口煙氣擋板，恢復(fù)正常運行方式[4]。

圖2 空氣預(yù)熱器堵塞物

圖3 B空氣預(yù)熱器參數(shù)趨勢

3.2 以往改造

經(jīng)查閱資料：4號機組空氣預(yù)熱器于2013年12月完成低氮改造，至今已投運7年，每年進行高壓水沖洗及密封片更換維護。2016年9月檢修時發(fā)現(xiàn)冷端蓄熱元件出現(xiàn)吹損現(xiàn)象。2019年11月，停機消缺發(fā)現(xiàn)空氣預(yù)熱器熱端蓄熱元件最外環(huán)存在缺失、倒伏現(xiàn)象，冷端蓄熱元件存在吹損、腐蝕、缺損現(xiàn)象。2020年4月，機組小修期間檢查空氣預(yù)熱器支撐、消防噴水管未見異常，冷端蓄熱元件缺損嚴重處達30 cm，部分蓄熱元件出現(xiàn)脫落缺失現(xiàn)象，更換缺失的密封片，并完成高壓水沖洗工作。機組啟動后，300 MW負荷時，A/B空氣預(yù)熱器煙氣側(cè)壓差均值為2082 Pa/2097 Pa。

空氣預(yù)熱器吹灰參數(shù)查閱情況：空氣預(yù)熱器改造后，運行分場執(zhí)行每班吹灰2～4次，2019年1月，因空氣預(yù)熱器壓差上漲，增加吹灰頻次至每班吹灰4～8次，調(diào)整吹灰壓力為1.4 MPa(就地壓力為1.0 MPa)，2020年12月24日，將吹灰器壓力提高至1.55 MPa(就地壓力為1.1 MPa)，2021年1月1日，將空氣預(yù)熱器吹灰壓力升至1.65 MPa(就地壓力為1.1～1.2 MPa)。1月26日，恢復(fù)吹灰壓力至1.4 MPa(就地壓力為1.0 MPa)，1月30日抽查蒸汽吹灰溫度，空氣預(yù)熱器吹灰疏水15 min后開始吹灰，就地檢查壓力為1.0 MPa，槍管溫度為220 ℃/200 ℃。

空氣預(yù)熱器水沖洗情況：根據(jù)空氣預(yù)熱器運行壓差情況，每次機組大小修進行一次離線高壓水沖洗工作。1月15日—20日，因空氣預(yù)熱器堵塞嚴重，空氣預(yù)熱器實施在線水沖洗，煙氣側(cè)壓差增加300 Pa。

脫硫事故噴水投運情況：查閱脫硫吸收塔事故噴水投入條件為煙溫達170 ℃，4B空氣預(yù)熱器跳閘期間，脫硫事故噴水試投運正常。

4 原因分析

4.1 B空氣預(yù)熱器跳閘原因

第1環(huán)脫落的空氣預(yù)熱器蓄熱元件和灰、硫酸氫銨及水板結(jié)垢形成的塊狀物脫落，卡嵌在蓄熱元件籃框內(nèi)，轉(zhuǎn)至扇形板時，造成空氣預(yù)熱器卡澀，導致主電機、輔助電機過載跳閘。

4.2 塊狀物形成及脫落原因

一方面，空氣預(yù)熱器運行周期長，蓄熱元件產(chǎn)生塑性變形，預(yù)緊力下降，籃筐內(nèi)蓄熱元件松弛；另一方面，因吹灰蒸汽過飽和度不足、進汽閥內(nèi)漏、疏水管道設(shè)計不合理、吹灰壓力偏高及頻次偏多等問題，造成冷端蓄熱元件吹損缺失，另外高壓水槍沖洗及硫酸液體腐蝕也會造成冷端缺損，部分破損的蓄熱元件脫落，進一步造成籃筐內(nèi)蓄熱元件松弛。松弛的蓄熱元件在籃筐內(nèi)傾斜，因第1環(huán)蓄熱元件尺寸小，更易從籃筐中脫落。

因空氣預(yù)熱器堵塞嚴重，1月15日—20日，空氣預(yù)熱器進行在線水沖洗，在線水沖洗加重了蓄熱元件的受損程度，且水沖洗水溫較低，在靠近中心筒的蓄熱元件位置更易形成液態(tài)水，與松弛的蓄熱元件、積灰板結(jié)垢形成塊狀物，在水沖洗后，塊狀物逐漸硬化且不斷吸附灰塵及硫酸氫銨，最終脫落。

4.3 空氣預(yù)熱器堵塞原因

a.脫硝系統(tǒng)過量噴氨，氨逃逸增加，造成大量硫酸氫氨沉積，堵塞空氣預(yù)熱器[5]。

b.空氣預(yù)熱器冷端綜合溫度偏低，在入爐煤硫分偏高的情況下存在冷端腐蝕的情況。

c.入爐煤硫分偏高，煙氣中SO3質(zhì)量濃度增加，促使硫酸氫銨生成量增加。

4.4 脫硝系統(tǒng)過量噴氨原因

a.噴氨流場不均，造成部分煙氣通道過量噴氨。

b.受入爐煤質(zhì)及給煤機斷煤的影響，4號爐脫硝入口氮氧化物偏高，造成噴氨量偏大。

c.運行人員調(diào)整不細致、不及時，造成噴氨量大幅波動，存在過噴現(xiàn)象。

d.因脫硝出口NOx監(jiān)測與凈煙氣NOx監(jiān)測值偏差較大，脫硝噴氨調(diào)整為手動操作模式，在手動操作模式下，因凈煙氣NOx監(jiān)測反饋滯后較大，造成運行人員操作滯后，噴氨過量。

5 防范措施

a.加強設(shè)備維護消缺。鍋爐運行人員利用停機機會全面排查1-4號爐空氣預(yù)熱器蓄熱元件損壞情況，對破損嚴重的蓄熱元件采取防脫落措施，并對空氣預(yù)熱器支撐、消防噴水管等設(shè)備排查，發(fā)現(xiàn)異常后及時處理；對1-4號爐脫硝噴氨進行定期調(diào)平，確保噴氨均勻性；排查吹灰供汽管路保溫完整情況及進汽閥、疏水閥開關(guān)情況，及時處理保溫缺失及閥門內(nèi)外漏等問題，確保吹灰蒸汽參數(shù)滿足要求。

b.加強設(shè)備檢修管理。鍋爐隊做好煙氣擋板及一、二次風擋板的檢修維護；按照規(guī)程要求，做好空氣預(yù)熱器密封間隙調(diào)整，并做好驗收工作。

c.加強運行調(diào)整。通過調(diào)整減少脫硝入口氮氧化物含量，減少煙氣脫硝氨耗量；降低吹灰壓力至合理范圍，適當降低吹灰頻次，防止因吹灰壓力過高造成蓄熱元件損壞。

d.加強運行管理。運行分場修訂噴氨、吹灰管理措施，對噴氨量突增、突減、大幅波動及吹灰蒸汽參數(shù)異常運行的情況進行有效管理，減少過量噴氨、吹灰等異常操作。

e.做好隱患排查處理。將脫硫事故噴淋水投運溫度降至150 ℃，確保脫硫設(shè)施安全運行。