空預器堵灰原因及在線高壓水沖洗效果分析

邢希東

(天津大唐國際盤山發電有限責任公司，天津 301900)

0 引言

電力行業是經濟發展的先行行業，安全、高效和環保是對其的最基本要求。回轉式空氣預熱器(簡稱“空預器”)是目前我國大容量發電機組中被采用的主要空預器型式。該型空預器的波紋板式蓄熱元件被緊密地放置在扇形隔倉內，由于流通空間狹小，很容易積灰。隨著環保達標排放壓力的增大，國家規定單機容量200 MW及以上、投運年限20年內的現役燃煤機組需全部配套脫硝設施。雖然在進行脫硝技術改造時對空預器本體及吹灰系統也進行了相應改造，但是脫硝系統的投運更加劇了空預器的堵灰。空預器堵灰不僅導致三大風機(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(快速減負荷)事故發生的可能。當堵灰嚴重時，有可能導致機組無法滿負荷運行，甚至迫使機組停運檢修，對電廠經濟性產生嚴重影響。當運行中空預器因堵灰加重導致差壓達到一定數值后，傳統的蒸汽吹灰或聲波吹灰系統已經無法發揮明顯作用。利用高壓沖洗水對空預器進行在線沖洗以降低空預器差壓就成為不停爐在線處理的主要可行手段。

1 設備概述

1.1 機組基本情況

某發電公司2×600 MW火電機組是我國華北地區建設投產最早的600 MW等級火電機組，于1998年10月開工。其中3號機組于2001-12-18正式投產，4號機組于2002-06-05正式投產，是京、津、唐電網的主力機組。該機組的鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責任公司制造的HG-2023/17.6-YM4型、亞臨界壓力、一次中間再熱、固態排渣、單爐膛、Π型布置、全鋼構架懸吊結構、半露天布置、控制循環汽包爐。采用三分倉回轉式空氣預熱器，平衡通風，6套制粉系統為正壓直吹式，配置ZGM-123型中速磨煤機。

1.2 脫硝SCR工藝

該公司脫硝系統采用選擇性催化還原(SCR)法去除煙氣中的NOx，還原劑為純氨(純度≥99.6 %)。SCR反應器采用高灰型工藝布置(反應器布置在鍋爐省煤器與空預器之間)，并通過催化劑進行脫硝反應，經過脫硝以后的煙氣最終從出口煙道排至鍋爐空預器。

根據鍋爐機組現狀，SCR反應器系統按1臺機組配置2臺脫硝反應器。煙道分2路從省煤器后接出，經過垂直上升后變為水平，接入SCR反應器，SCR反應器為垂直布置，經過脫硝以后的煙氣經水平煙道進入空預器，然后經空預器、電除塵器、引風機和脫硫裝置后，排入煙囪。SCR工藝系統(單側)布置如圖1所示。

1.3 脫硝空預器改造

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堵塞和冷段清洗方面作特殊設計和改造，改造范圍如下。

圖1 SCR工藝系統(單側)布置

(1)改造后總的換熱面積由45 032 m2增加到47 189 m2，增加約4.8 %；蓄熱元件仍維持原來的3段布置，總高度由1 860 mm增加到1 910 mm，增加約2.7 %。

(2)改造后空預器的轉動重量計算值(含驅動裝置及頂部軸承箱、驅動軸等)由373.12 t增加為423.23 t，增加約13 %；驅動電機功率由9 kW增加至11 kW。

(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780 mm減少到300 mm。

(4)中溫段利用原中溫段元件，保持HS7板型及高度780 mm不變。

(5)冷段采用HS8板型碳鋼表面搪瓷傳熱元件，高度由原300 mm增加到830 mm。冷端采用表面搪瓷傳熱元件，不僅可以隔斷腐蝕物(硫酸氫銨和由SO3吸收水分產生的H2SO4)和金屬的接觸，而且表面光潔，易于清洗干凈，且搪瓷層穩定性好，耐磨損，使用壽命長。

(6)空預器熱端新增加1臺普通蒸汽吹灰器；冷端吹灰器采用蒸汽/高壓水作為吹灰介質，并新增加1套高壓水泵系統供2臺空預器共用，設計上可以采用在線隔離/非隔離以及離線水沖洗。

1.4 空預器高壓水沖洗系統

因高壓水射流集中，剪切強度大，對灰垢的清掃能力比蒸汽大，同時高壓水的流速遠小于蒸汽流速，其動能的破壞作用比蒸汽小，因此大部分空預器配有高壓水沖洗裝置供在線或離線沖洗。豪頓華工程有限公司為空預器選擇天津通潔高壓泵制造有限公司的3D2A型高壓沖洗水泵組，該泵組在現場集成安裝，具有結構緊湊、體積小的特點。其主要參數如表1所示。

空預器高壓沖洗水系統就地布置如圖2所示。

表1 空預器高壓沖洗水泵組性能參數

圖2 空預器高壓水沖洗系統布置

2 空預器差壓增長趨勢及原因分析

2.1 差壓增長趨勢分析

3號機組自2013-01-03啟動后進行了脫硝系統調試工作，3月底通過環保驗收開始正常運行。由2臺空預器差壓的變化趨勢可知，機組啟動后滿負荷工況下空預器差壓在1-3月底維持1.2～1.5 kPa；4月初隨著脫硝系統正常投運、高負荷季節的到來，空預器差壓增長速度加快；5月份，1號空預器差壓從1.5 kPa快速上漲至2.7 kPa；2號空預器差壓從1.5 kPa快速上漲至2.1 kPa。這說明隨著脫硝系統運行時間的增加，空預器的差壓增長速度加快；1號空預器差壓的增長速度和峰值都比2號空預器高。

2.2 差壓增長的原因分析

2.2.1 空預器原設計或改造原因

經調研，有2家機組類型相似的電廠脫硝運行半年后滿負荷下空預器差壓約1.1 kPa，遠小于該公司的空預器差壓值；而空預器吹灰參數及周期卻區別不大。因此，空預器差壓情況區別較大的主要原因可能和技改或設計有關。

2.2.2 脫硝系統銨鹽腐蝕

脫硝運行導致空預器差壓快速增加的主要機理是：SCR反應器出口煙氣中的剩余NH3、煙氣中SO3以及水反應產生的NH3HSO4是強腐蝕物，其凝結點對應的煙氣溫度約230 ℃；液態NH3HSO4具有很強的粘結性，通常會迅速粘在傳熱元件表面進而吸附大量灰分；此外，SCR催化物也會將部分SO2轉化為SO3，形成易溶于水的硫酸滴，加劇冷端腐蝕和堵塞的可能，從而急速加劇空預器堵灰。

由于該發電公司脫硝運行的氨逃逸率約0.5 ppm，脫硝系統大量氨逃逸的可能性不大，產生銨鹽腐蝕的可能性也不大，但該結論的前提是氨逃逸率測量數據準確。脫硝系統SO2/SO3轉化率設計上小于1 %，計劃于8月份進行脫硝系統性能驗收試驗(規定投運后半年內完成)時對實際的SO2/SO3轉化率進行測試。

2.2.3 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的露點，該發電公司空預器改造后的冷端綜合溫度控制為77 ℃。由1-6月份空預器冷端綜合溫度和機組負荷對應曲線可知：

(1)5月初停運暖風器之前，基本上能保證空預器冷端綜合溫度在77 ℃以上，停運暖風器后該溫度明顯下降，約為75 ℃，夜間低負荷時偏低；

(2)進入5月份后，不投運暖風器即可保證全天大部分時間冷端綜合溫度合格，只有夜間低負荷時有2～3 h保證不了；

(3)由于該發電公司暖風器系統在供汽調整門開度較小時容易發生水擊，因此當白天高負荷不需要投入暖風器，調整門關閉至10 %以下時，暖風器系統振動、漏水嚴重，只能維持較大的供汽。此時，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 %。

綜上，4號機組在4月份停運暖風器；考慮到空預器堵灰的影響，3號機組推遲到5月初退出了暖風器系統。

2.2.4 初步結論

(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個月的脫硝系統調試，調試期間氨氣反應不完全或使用過量是造成空預器堵灰加重的可能原因之一。

(3)脫硝投運后，由于脫硝系統具有一定的將SO2轉換為SO3的能力，空預器出口煙氣中SO3含量增多，也是容易產生酸腐蝕的原因。

2.3 空預器堵灰加重后采取的措施

(1)逐步縮短空預器蒸汽吹灰時間間隔，5月中旬2臺空預器開始連續吹灰。

(2)5月底將2臺空預器吹灰閥后蒸汽壓力分別由1.0 MPa提高至1.3 MPa，加強吹灰。

(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的調研和調試工作。

3 空預器在線高壓水沖洗分析

該發電公司在對在線高壓水沖洗系統完成分步調試后，制定了嚴格的技術措施和操作注意事項，經過精心準備，對3號機組2臺空預器分別進行了2次在線高壓水沖洗。空預器在線高壓水沖洗前后，600 MW滿負荷工況下(總煤量250 t/h、總風量約1 420 km3/h)的空預器差壓及風機電流對比如表2和表3所示。

從表2，表3的數據可以看出，在線高壓水沖洗效果明顯，具體效果如下：

(1)目前600 MW滿負荷工況下，3號機1號空預器煙氣側差壓能維持在1.8 kPa以下，3號機2號空預器煙氣側差壓能維持在1.6 kPa以下，基本屬于可控范圍；

(2)空預器煙氣側、空氣側差壓下降后，滿負荷工況下三大風機總電流下降約110 A,節電約1 000 kWh/h，效果明顯；

(3)空預器差壓降至可控范圍，基本上消除了引風機喘振、送風機搶風、機組限出力等異常隱患，保證了機組的運行安全。

表2 空預器在線高壓水沖洗前后差壓對比kPa

表3 風機沖洗前后電流效果對比 A

1 陳方前．漏風控制系統故障導致空預器跳閘的分析與防范[J].電力安全技術，2012(6).

2 邢希東．600 MW火電機組降低廠用電率措施[J]．中國電力，2007(9).