空預器差壓升高在線處理方法

林文輝，崔慶偉

(浙江浙能蘭溪發電有限責任公司，浙江 蘭溪 321100)

1 設備情況概述

浙能蘭溪電廠4×660 MW機組的鍋爐型號為B&WB-1903/25.4-M型超臨界參數變壓運行直流鍋爐，為單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架加輕型金屬屋蓋和全懸吊結構Π型鍋爐。鍋爐配備2臺三分倉回轉式空預器，型號為31.5VNT1850。從中心筒向外延伸的主徑向隔板將轉子分為24倉，這些分倉又被二次徑向隔板分隔成48倉。三分倉空預器通過三種氣流，即煙氣、二次風和一次風。轉子直徑為14 080 mm，換熱元件高度為1 850 mm，轉子倉格裝有2層換熱元件，熱端換熱元件高度為850 mm，板材厚度為0.5 mm，換熱元件波形為HS7型，材質為低碳鋼。冷端換熱元件高度為1 000 mm，板材厚度為0.75 mm，雙面鍍搪瓷，搪瓷的單面厚度為0.15 mm，換熱元件波形為KE-1，波形板基材采用低碳鋼。

脫硝系統用選擇性催化還原法(SCR)脫硝工藝，采用液氨作為還原劑，SCR布置在省煤器與空預器之間，每臺鍋爐布置2只SCR反應器。催化劑采用蜂窩式催化劑，3層布置。常見三分倉回轉式空預器如圖1所示。

2 空預器差壓升高原因和現狀

2.1 空預器差壓升高原因分析

含硫燃煤燃燒后會生成SO2和SO3，另外脫硝催化劑(SCR)中的V2O5很容易將煙氣中的SO2氧化成SO3，增加了煙氣中的SO3濃度。煙氣中的SO3與水蒸氣在空預器冷端凝結就會形成H2SO4。一方面H2SO4與煙氣中的金屬元素(Ca、Mg、Cu)以及Fe反應生成腐蝕垢化物導致積灰，另一方面凝結的H2SO4還會吸附煙氣中的灰塵形成積灰，它是空預器積灰的一個重要原因。SCR 脫硝技術是通過 NH3在催化劑作用下還原煙氣中的 NOx，根據化學反應原理，脫硝系統必然存在一定的不完全反應的NH3，稱為氨逃逸。逃逸的氨與SO3、H2O會反應生成硫酸氨或硫酸氫氨，在通常運行溫度下，(NH4)2SO4為干燥固體粉末，對催化劑與空氣預熱器影響很小；而 NH4HSO4的露點為 147 ℃，液態的NH4HSO4是一種粘性很強的物質，其會在物體表面聚集或以液滴形式分散于煙氣中并粘附飛灰。導致空預器的差壓不斷升高。硫酸氫氨沉積物見圖 2。

圖1 常見三分倉回轉式空預器

2.2 空預器差壓現狀

2019年12月至2020年3月，由于環境溫度比較低，1#爐空預器差壓有所上升。當將空預器冷端吹灰壓力從1.0 MPa調整至1.3 MPa時，空預器差壓上升趨勢有所緩解，但仍然緩慢上升。在夏季氣溫回升后，空預器差壓上升情況趨緩，但到10月份中旬氣溫下降后，空預器差壓升高變快，到10月底時，因空預器差壓高，送風機出口壓力高，容易進入失速區，機組負荷被限制在620 MW以下運行。另外因空預器差壓高，導致風機運行電流大幅上升，機組運行經濟性變差。1#鍋爐運行參數統計見表1。

圖2 硫酸氫氨沉積物

2.3 空預器積灰危害

1)空氣預熱器積灰后，導致傳熱惡化，排煙溫度升高，排煙熱損失增大，鍋爐熱效率降低，灰垢焦渣的熱阻是金屬熱阻的 400倍，一般受熱面積灰結焦每增加1 mm 就多耗 2%～3%的燃料，降低鍋爐壽命。

2)空氣預熱器堵灰，會增加風煙道流動阻力，從而增加風煙系統輔機的電耗，由于空氣預熱器堵灰，為了保持爐膛微負壓，則空氣預熱器與送風機之間風道負壓就要增大，可能造成該部位煙道內凹和膨脹節損壞，輕則會降低鍋爐出力，嚴重則會被迫停爐。

3)空氣預熱器積灰后會促使受熱面金屬產生低溫腐蝕。

4)空預器堵灰后，嚴重時吸風機無調節余量，致使爐膛負壓難以維持，影響機組正常接帶負荷，同時將影響到整個機組的安全運行。

3 空預器升溫吹灰處理方案

3.1 解決思路

通常情況下NH4HSO4露點為147 ℃，當溫度繼續升高至250 ℃以上，NH4HSO4由液態變為氣態。通過對運行方式進行調整，提升空預器冷端的排煙溫度至180～200 ℃，提高空預器換熱元件的整體溫度，將NH4HSO4由固態轉變為液態或氣態。另外利用積灰和換熱元件熱膨脹系數的差異，空預器冷端的排煙溫度升高后，會使得空預器的積灰變松脫，再通過提高吹灰壓力進行吹灰，清除空預器冷端區域的積灰，解決空預器差壓上升問題。空預器換熱元件為普通碳鋼其變形溫度為420 ℃，表面噴涂陶瓷的冷端換熱元件爆瓷溫度在350 ℃以上，因此升溫處理對換熱元件無影響。

3.2 溫升吹灰處理方法

根據風煙系統構成，將送風機出口聯絡電動擋板關閉，通過減少一側空預器二次風量的方法來提高該側空預器排煙溫度至180～200 ℃，再通過調節兩側管式GGH煙氣冷卻器冷卻水流量，調節電除塵進口煙溫在80～160 ℃之間，然后提高空預器吹灰壓力至2.0 MPa對冷端連續吹灰，降低空預器壓差。蘭溪電廠風煙系統結構如圖3所示。

3.3 操作步驟

1)負荷穩定在500 MW。空預器吹灰壓力提高至2.0 MPa，投入冷端連續吹灰。

2)關閉送風機出口聯絡電動擋板。

3)將1#B送風機動葉調節切“手動”并緩慢關小，查1#A 送風機動葉自動開大，以≯0.5 ℃/min 升溫速率提升B側排煙溫度。

表1 1#鍋爐運行參數統計

圖3 蘭溪電廠風煙系統結構

表2 空預器升溫吹灰前后參數對比

4)調節管式GGH煙氣冷卻器熱媒水量，控制電除塵進口溫度。

5)當1#B空預器排煙溫度升至190 ℃，停止升溫(就地有摩擦聲)，維持1#B空預器排煙溫度穩定在190 ℃運行4 h。

6)1#B空預器升溫吹灰操作完畢，再以同樣的方法進行1#A空預器升溫吹灰操作。

3.4 試驗運行工況

在本次1#B空預器升溫操作排煙溫度升至190 ℃時，現場有明顯的摩擦聲，空預器電流也有小幅晃動，維持此工況進行4 h空預器連續吹灰；當時1#A空預器排煙溫度降至95 ℃。通過調節管式GGH煙氣冷卻器熱媒水流量，電除塵B進口煙溫降至108 ℃，兩側電除塵進口煙溫均在正常范圍內。1#A空預器出口一次風溫為266 ℃、二次風溫為288 ℃，1#B空預器出口一次風溫為329 ℃、二次風溫為319 ℃。1#A送風機動葉開大至60%， 1#B送風機動葉關至4%。鍋爐制粉和風煙系統運行正常。

1#A空預器升溫操作當排煙溫度升至200 ℃時，空預器無摩擦現象，維持此工況進行4 h空預器連續吹灰；當時1#B空預器排煙溫度降至99 ℃。通過調節管式GGH 煙氣冷卻器熱媒水流量，電除塵B進口煙溫降至117 ℃，兩側電除塵進口煙溫均在正常范圍內。1#A空預器出口一次風溫為339 ℃、二次風溫為324 ℃， 1#B空預器出口一次風溫為252 ℃、二次風溫為276 ℃。1#A送風機動葉開大至60%， 1#B送風機動葉關至6%。鍋爐制粉和風煙系統運行正常。

3.5 安全注意事項

1)機組負荷控制在500～550 MW之間，負荷低會導致排煙溫度低，通過二次風偏差調整，空預器排煙溫度升不到180 ℃以上，另一側煙溫也會過低，不利于電除塵正常運行；負荷過高，則風量高一側的送風機會出力不足。

2)升溫試驗過程中，嚴格控制升溫速率，有效避免膨脹不均問題，保證空預器運行順暢。操作員應加強對空預器電流的監視。若在試驗過程中發生空預器碰磨明顯加劇，空預器電流擺動劇烈，應立即停止進行試驗；若空預器出現卡澀現象導致空預器跳閘，按空預器跳閘異常進行處理。

3)升溫過程中需要嚴密監視電除塵進口煙溫，調節煙氣冷卻器的熱媒水量，協調控制電除塵進口煙溫控制在 80～160 ℃之間。注意對脫硫和除塵系統的監控調整，避免污染物排放超標。

4)加強空預器、送風機、引風機和一次風機的檢查，發現振動大和軸承溫度高等不正常現象則暫停升溫。如引風機軸承溫度升高，應啟動備用冷卻風機同時進行冷卻。

5)空預器吹灰前疏水務必充分，疏水時間不小于30 min。

4 效果評價

在2020年11月2日和3日，分別對兩臺空預器進行升溫吹灰處理，空預器差壓顯著降低。對比機組負荷610 MW工況， 1#A空預器煙氣側差壓降低600 Pa， 1#B空預器煙氣側差壓降低1 130 Pa，引風機運行電流下降43 A，6臺風機總計電流下降124 A，每小時節約廠用電量約為1 100 kW·h，節能效果十分明顯。空預器升溫吹灰前后參數對比如表2所示。

11月6日，機組升至額定負荷660 MW時，A/B側空預器差壓分別為1.44 kPa和1.25 kPa，各風機運行正常，能滿足機組帶滿負荷工況運行，解決了機組限負荷運行問題。

5 結語

蘭溪電廠空預器差壓升高的問題，嚴重影響機組的安全經濟運行和運行效率，此次試驗通過采取溫升法氣化分解空預器冷端的NH4HSO4堵塞，并輔以高壓連續吹灰的方法，成功降低空預器差壓，不僅解決了機組運行過程中風機失速等重大安全隱患，而且取得了可觀的經濟效益。此方法耗時較短、成本較低、節能效果極為顯著，通過此次試驗總結制定了安全有效的溫升法處理措施，為脫硝系統和空預器的運行維護積累了寶貴的技術經驗。