630 MW機組脫硝改造后空預器差壓大問題分析

金其森，殷志龍

（江蘇國信揚州發電有限責任公司，江蘇揚州225131）

630 MW機組脫硝改造后空預器差壓大問題分析

金其森，殷志龍

（江蘇國信揚州發電有限責任公司，江蘇揚州225131）

介紹了國信揚州630 MW機組脫硝改造后鍋爐空氣預熱器（簡稱空預器）差壓大的原因，通過空預器幾次沖洗過程分析，證明熱態高壓水沖洗是清除硫酸氫銨積灰，解決空預器堵灰的有效手段。提出冬季提高空預器冷端溫度，控制氨逃逸率，定期進行空預器高負荷在線高壓水沖洗等建議，為保障空預器安全運行提供參考。

空預器差壓；硫酸氫銨；積灰；措施

隨著國家對環保要求的提高，各電廠在近幾年均對燃煤機組進行了脫銷改造，增加脫硝系統無疑改變了空氣預熱器（簡稱空預器）的運行工況，但易造成空預器的堵灰、腐蝕，甚至會影響整個鍋爐的安全經濟運行。江蘇國信揚州發電有限責任公司630 MW 1號機組于2012年4月大修期間，在鍋爐尾部省煤器至空預器之間的煙道中增加了脫硝系統，機組運行半年來，空預器差壓逐漸增大發生了堵灰現象。針對空預熱器在運行中存在的問題，文中就其中原因作出簡要的分析，并提出了幾點預防措施以供參考。

1　鍋爐設備概況及空預器改造情況

1.1鍋爐設備概況

該公司一期2×630 MW機組鍋爐為美國BABCOCK&WILCOX公司生產，一次再熱，自然循環，平衡通風，單汽包，半露天，固態排渣煤粉爐。鍋爐采用正壓直吹式制粉系統，前后墻對沖燃燒方式，EI-XCL型低NOx煤粉燃燒器，配置6臺MPS-89G型磨煤機?？疹A器采用2臺美國ABB公司三分倉轉子回轉再生式空預器。

1.2空預器改造情況

增加脫硝系統后，煙氣流經脫硝系統產生的硫酸氫銨對空預器傳熱元件造成腐蝕、堵灰等，進而影響空預器的換熱及機組的正常運行。另外脫硝裝置使煙氣系統的阻力增加，空預器入口負壓隨之增加0.5～1.0 kPa，空預器熱端壓差（一次風與煙氣壓差、二次風與煙氣壓差）也相應增加0.5～1.0 kPa，空預器漏風率在原有基礎上增加10%左右。現有的空預器漏風控制系統（LCS）密封系統已普遍老化，間隙監測裝置時有故障發生，造成空預器漏風率偏大，因此在脫硝改造的同時對空預器也作了相應的改造?？疹A器改造內容主要有以下幾個方面。

（1）空預器1A、1B傳熱元件全部更換。冷端傳熱元件改造更換為搪瓷材料元件，提高抗低溫腐蝕性能，同時將原冷端元件抽取方式由側抽改為垂直抽取，增加轉子熱端環向隔板。

（2）空預器1A、1B吹灰器改造。將原有空預器吹灰器拆除后，在冷端和熱端各布置1臺吹灰器，其中冷端吹灰器為蒸汽和高壓水雙管路吹灰器。

（3）空預器1A、1B吹灰汽源管路改造。在1號爐爐頂熱再母管上開孔，接一路鍋爐吹灰汽源母管至空預器吹灰器。

（4）在空預器1A二次風進口擋板門東側安裝布置空預器高壓沖洗水泵，高壓沖洗水泵的進水管道接口從鍋爐房東側工業水母管接入，水泵出口管路通往空預器冷端吹灰器。

（5）更換空預器1A、1B所有密封片，其中冷端和熱端徑向密封片更換為柔性接觸式密封，扇形板改造為固定式，原有LCS調節裝置退出運行。同時，對空預器殼體磨損漏風的部位補焊修復，降低漏風率。

2　空預器堵灰情況及原因

2.1空預器堵灰情況

2013年1月1日前1號爐空預器差壓一直相對穩定，滿負荷基本穩定在0.8 kPa左右。1月1日后機組負荷和環境溫度都較低，空預器差壓上升至1.5 kPa滿量程，在保證中層2臺磨煤機運行的基礎上，優先保留上層磨煤機運行，負荷穩定在500 MW相對高負荷運行，以提高空預器冷端溫度、空預器吹灰投循環方式、燃用低水、低硫、高熱值煤，在確保煙囪入口NOx合格的前提下盡可能少噴氨等措施，空預器差壓基本穩定在1.5 kPa，但未見好轉跡象。如表1所示。

2.2空預器堵灰原因分析

2.2.1脫硝使煙氣中SO2的轉化率增加

脫硝催化劑中的活性成分V2O5在催化降解NOx過程中，也會對SO2的氧化起一定催化作用，V2O5含量越高，脫硝效率越高，SO2轉化率也越高，煙氣酸露點溫度隨之升高，空預器的酸腐蝕和堵灰風險就越大。

表1　空預器差壓比較

2.2.2氨逃逸率超標

選擇性催化劑還原（SCR）脫硝系統中的逃逸氨（NH3）與煙氣中的SO3及水蒸汽生成硫酸氫銨，在一定溫度范圍內呈液態的硫酸氫銨中度酸性且具有很大的黏性，易沉積在空預器的換熱元件表面上并吸捕煙氣中的飛灰物，加劇換熱元件的堵灰，而這一溫度段正好在空預器的中低溫段。研究發現逃逸NH3為1～2 μL/L時堵塞程度較輕，逃逸NH3為3 μL/L時堵塞程度嚴重。

2.2.3空預器煙氣入口流場分布變化

SCR煙氣脫硝系統通常會導致空預器煙氣入口流場分布發生不同程度的變化，由此影響空預器的傳熱、阻力等導致磨損、腐蝕和堵灰特性。

2.2.4空預器冷端綜合溫度低

空預器最低冷端綜合溫度控制有時達不到設計值。冬季氣溫低，低負荷時爐排煙溫度低，空預器冷端綜合溫度低于設計值。如表2所示。

表2　鍋爐排煙溫度

硫酸氫銨在150～200℃溫度范圍內為液態，與煙氣中的飛灰粒子相結合，煙氣流在空預器波紋蓄熱元件上逐漸沉積，形成了粘結性極強的融鹽狀積灰。

2.2.5煤質含氮及硫量過高

燃料型NOx高，噴氨量增加，逃逸NH3增加，逃逸NH3與硫酸反應生成更多的硫酸氫銨或硫酸銨。影響硫酸氫銨形成的另一個重要因素是NH3和SO3濃度乘積，以往認為如果氨逃逸量在2 μL/L以下將不會形成硫酸氫銨，然而事實上在足夠高的SO3煙氣濃度下即使1 μL/L的氨逃逸量仍可形成硫酸氫銨。硫酸氫銨的生成是NH3和SO3濃度乘積的函數［1］，它們之間的關系如圖1所示。隨著NH3和SO3濃度乘積的升高，硫酸氫銨的露點溫度升高，導致生成更多的液態硫酸氫銨。

圖1　NH3和SO3濃度乘積對硫酸氨銨露點的影響

2.2.6低環境溫度下機組長時間低負荷運行

2013年1月2日至4日環境溫度-5℃，1號機組長時間低負荷至360 MW，排煙溫度低，導致空預器冷端溫度遠低于設計值，同時噴氨量過大，氨逃逸量大，NH3和SO3濃度高，生成了比正常多得多的硫酸氫銨或硫酸銨.又因為空預器冷端溫度低，硫酸氫銨在空預器中溫段呈液態，液態硫酸氫銨與煙氣中的飛灰粒子相結合形成了粘結性極強的融鹽狀積灰，導致空預器大量堵灰，差壓3 d上升至1.5 kPa。

3　空預器堵灰的危害

（1）空預器堵灰及腐蝕時，其出口一、二次風溫降低，排煙溫度升高，鍋爐效率降低。

（2）沉積在空預器蓄熱元件上的硫酸氫銨、水蒸汽及SO3腐蝕蓄熱元件，影響預熱器的換熱；而空氣預熱器腐蝕時，受熱面光潔度嚴重惡化，加重了空氣預熱器的積灰。

（3）由于空預器差壓升高，煙氣阻力增大，將會引起引風機電耗上升且容易引發引風機失速。

（4）空預器受熱面腐蝕將縮短空預器使用壽命。

（5）空預器堵灰使空預器差壓增大，漏風量增大，同時空預器電流變大。

（6）空預器積灰不均勻時發生局部碰磨，嚴重時甚至引起一、二次風壓、爐膛負壓晃動而影響爐膛燃燒，嚴重影響鍋爐安全穩定運行。

4　空預器高壓水沖洗情況

4.1空預器1A冷態高壓水沖洗

2013年2月2日和2月13日2次隔離空預器1A，交流馬達運行。微開煙氣側出口門，待空預器1A進口煙氣溫度冷卻至150℃后，關閉空預器冷、熱端吹灰器蒸汽汽源手動隔離門，開啟冷端吹灰器高壓沖洗水手動隔離門，啟動高壓沖洗水泵，控制高壓沖洗水母管壓力20～25 MPa，投用冷端吹灰器高壓水沖洗程序，離線高壓水沖洗6 h，后微開二次風側出口門，烘干1 h后投運，但效果不明顯。沖洗前后差壓如表3所示。

4.2空預器1A/1B熱態高壓水沖洗

2013年2月17日和2月23日分別隔離空預器1A、1B，微開煙氣側出口門，空預器不冷卻，關閉空預器冷、熱端吹灰器蒸汽汽源手動隔離門，開啟冷端吹灰器高壓沖洗水手動隔離門，啟動高壓沖洗水泵，控制高壓沖洗水母管壓力20～25 MPa，投用冷端吹灰器高壓水沖洗程序，直接熱態進行離線高壓水沖洗，并且延長沖洗時間，空預器1A、1B分別沖洗了24 h，微開二次風側出口門，烘干1 h后投運。沖洗前后參數如表4所示，空預器差壓明顯下降，與空預器堵灰前差壓相當，同時送風機和引風機電流亦明顯下降，空預器一、二次風熱風溫度均有所升高，排煙溫度下降，沖洗效果明顯，解決了空預器堵灰的問題，降低了風煙系統的阻力，保障了鍋爐的安全經濟運行。

表3　空預器冷態高壓沖洗前后差壓比較

表4　空預器沖洗前后參數比較

硫酸氫銨在150～200℃處于液態，低于這個溫度處于固態，這是空預器1A冷態高壓水沖洗效果不佳的原因。而熱態高壓水沖洗時由于硫酸氫銨處于液態更易清除，所以沖洗效果明顯，空預器差壓明顯下降。

5　防止空預器堵灰的措施

（1）增加暖風器，冬季時提高空預器冷端溫度，防止或減緩空預器低溫腐蝕，減少空預器的硫酸氫銨型積灰。由于暖風器全年閑置時間較長，為避免暖風器堵灰造成送風機電耗上升甚至引起風機失速的問題，建議2號機組采用旋轉式暖風器，冬季結束停用暖風器后，無需停運風機即可通過手輪將暖風器組旋轉90°豎立固定，降低送風機出口阻力，消除原有暖風器的差壓，減少送風機電耗。

（2）在滿足NOx排放要求的前提下減少噴氨量，控制氨逃逸率，以減少空預器的硫酸氫銨型積灰。

（3）加強入爐煤的摻燒，降低煤的氮、硫含量。

（4）控制鍋爐氧量，保持合適過量空氣系數，優先運行中、下層磨組，降低NOx生成量，減少SO3生成。

（5）避免長期低負荷運行。

（6）必要時增加空預器吹灰次數，空預器差壓1.0 kPa以上時采用連續吹灰。

（7）定期進行空預器高負荷時在線高壓水沖洗，以提高沖洗效果。沖洗時應投入空預器上部吹灰槍，使空預器得到及時干燥，防止受熱面沖洗時粘灰。

（8）利用停爐對空預器進行徹底水沖洗，并抽取受熱面以檢查沖洗效果。

（9）加強SCR噴氨量、氨逃逸、煙囪入口NOx、風機電流、空預器電流和空預器差壓等參數的運行監視工作。

6　結束語

空預器堵灰不僅影響鍋爐運行的安全性而且使鍋爐效率顯著降低，因此在運行中應加強監視、調整，制定出相應的技術措施，保證設備具備良好的狀態，空氣預熱器發生堵灰現象。當空預器發生堵灰可通過空預器熱態高壓水沖洗清除硫酸氫銨積灰，從而確保機組的安全經濟運行。

［1］馬雙忱，金鑫，孫云雪，等.SCR煙氣脫硝過程硫酸氫銨的生成機理與控制［J］.熱力發電，2010，39（8）：12-17.

Large Pressure Difference of Air Preheater Observed after Denigration Transforming in 630 MW Power Unit

JIN Qisen，YIN Zhilong
（Jiangsu Guoxin Yangzhou Power Generation Co.Ltd.，Yangzhou 225131，China）

The large pressure difference of the air preheater observed after performing denigration transformation in the Guoxin Yangzhou 630 MW power unit is introduced in this paper.Through analyzing the flushing results，it is found that flushing processes employing high-temperature high-pressure water can effectively remove the ammonium bisulfate ash and thus solve the clogging problems frequently encountered in air preheaters.Besides，measures including increasing the cold-end temperature of the preheater in winter，controlling the ammonia escape rate，and regularly performing high-pressure flushing when the preheater is undergoing high load，are also proposed.

pressure difference of air preheater；ammonium bisulfate；ash deposition；measure

TM621.8

B

1009-0665（2014）03-0078-03

2014-07-17；

2014-09-04

金其森（1970），男，江蘇高郵人，工程師，從事集控運行工作；

殷志龍（1974），男，江蘇泰興人，高級工程師，從事發電運行技術管理工作。