回轉(zhuǎn)式空預(yù)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）

回轉(zhuǎn)式空預(yù)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(yù)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(yù)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(yù)熱器（簡稱“空預(yù)器”）的應(yīng)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(shè)施。公司在進行脫硝技術(shù)改造時對空預(yù)器本體及吹灰系統(tǒng)進行了相應(yīng)改造，但是空預(yù)器堵灰的現(xiàn)象仍然十分明顯，影響到了鍋爐設(shè)備的安全，增加了能耗，降低了效率。

空預(yù)器堵灰導(dǎo)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(dǎo)致機組無法滿負荷運行，甚至迫使機組停運檢修。

當空預(yù)器因堵灰導(dǎo)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(yù)器進行在線沖洗，降低空預(yù)器差壓，成為不停爐在線處理的主要可行手段。

一、設(shè)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(shè)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(yù)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(yīng)器采用高灰型工藝布置（即反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間），通過催化劑進行脫硝反應(yīng)，最終從出口煙道至鍋爐空預(yù)器，達到脫硝目的。

脫硝SCR系統(tǒng)布置在鍋爐省煤器和空預(yù)器之間的位置。根據(jù)鍋爐機組現(xiàn)狀，SCR反應(yīng)器系統(tǒng)按1臺機組配置兩臺脫硝反應(yīng)器，煙道分兩路從省煤器后接出，經(jīng)過垂直上升后變?yōu)樗剑尤隨CR反應(yīng)器，反應(yīng)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(yù)器入口煙道，然后經(jīng)空預(yù)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(yù)器改造概述

脫硝SCR反應(yīng)器投運后，由于氨逃逸的存在，會加劇空預(yù)器中溫段和冷端的腐蝕和堵灰。因此需要對下游的空預(yù)器在防止堵塞和冷段清洗方面作特殊設(shè)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(yù)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(yù)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(yù)器共用，設(shè)計上可以在線隔離、非隔離及離線水沖洗。

4.空預(yù)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(yù)器配有高壓水沖洗裝置，供在線或離線對空預(yù)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(yù)器高壓沖洗水系統(tǒng)布置如圖2所示。

表1　空預(yù)器高壓沖洗水泵組性能參數(shù)

圖2　空預(yù)器高壓水沖洗系統(tǒng)布置簡圖

二、空預(yù)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(yù)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(yù)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(yù)器差壓從1.5kPa快速上漲至2.7kPa；2號空預(yù)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(yù)器的差壓增長速度加快；二是1號空預(yù)器差壓的增長速度和峰值都比2號空預(yù)器高。

2.差壓增長的原因分析

（1）設(shè)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(yù)器差壓才1.1kPa左右，遠遠小于盤山發(fā)電公司，而空預(yù)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(shè)計有關(guān)。3家單位空預(yù)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(yù)器差壓的變化趨勢

表2　空預(yù)器改造及相關(guān)參數(shù)對比

（2）脫硝系統(tǒng)銨鹽腐蝕。脫硝運行導(dǎo)致空預(yù)器差壓增加加快的主要機理是：SCR反應(yīng)器出口煙氣中的剩余NH3、煙氣中SO3和水反應(yīng)生成的硫酸氫銨是強腐蝕物，其凝結(jié)點對應(yīng)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(yù)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(shè)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(yù)器冷端綜合溫度低于酸露點，盤山發(fā)電公司空預(yù)器改造后的冷端綜合溫度控制為77℃。1～6月空預(yù)器冷端綜合溫度和機組負荷對應(yīng)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(guān)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(yù)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(yù)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(yù)器堵灰加重原因為：①暖風器退出后，空預(yù)器蓄熱片低溫腐蝕可能是空預(yù)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(yīng)不完全或使用過量是造成最終空預(yù)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(yù)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(yù)器堵灰加重后采取的措施

發(fā)現(xiàn)空預(yù)器差壓快速增加后，主要采取了如下措施。

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

（2）5月底將兩臺空預(yù)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(yù)器冷端綜合溫度對比

圖6　32空預(yù)器沖洗期間空預(yù)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(yù)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(shù)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(yù)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(yù)器差壓降低到1.8kPa的可控范圍內(nèi)。

1.空預(yù)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(yù)器在線高壓水沖洗時選擇單臺空預(yù)器進行，兩臺空預(yù)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。空預(yù)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(yù)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(yù)器煙氣側(cè)差壓能維持在1.8kPa以下，32空預(yù)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(yù)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(yù)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(yù)器的燃煤鍋爐機組，空預(yù)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(dǎo)致冷端產(chǎn)生低溫酸腐蝕。通過空預(yù)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(yù)熱器吹灰系統(tǒng)及改進經(jīng)驗介紹［J］.鍋爐技術(shù)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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1671-0711（2015）09-0050-04

（2014-04-30）