淺談燃煤電廠空預器堵塞原因及控制措施

曲飛雨,付曉晨

(1 滄州華潤熱電有限公司，河北 滄州 061000；2 滄州建投工程管理有限責任公司，河北 滄州 061000)

空預器是提高鍋爐熱交換性能，減少熱量損耗的一種表面式換熱器。隨著我國煙氣節能減排工作的不斷深入實施，SCR煙氣脫硝在燃煤電廠中得到廣泛應用[1-3]，自SCR煙氣脫硝投運以來，空預器壓差出現增大趨勢，尤其是超低排放以來空預器壓差增大更為明顯，引起燃煤機組風煙系統阻力增大，造成引起風機耗電增加、喘振失速等問題，甚至難以保證機組安全可靠運行。

1 SCR脫硝原理

SCR煙氣脫硝是指煙氣中NOX在催化劑作用被還原為對環境友好的N2和H2O[4-5]。目前我國典型SCR煙氣脫硝還原劑為NH3，下面以NH3做還原劑為例介紹SCR煙氣脫硝反應原理，其主要反應如下：

由于原煤中含有不同程度的硫分，燃煤鍋爐尾部煙氣中含有或多或少的SO2，而SCR脫硝催化劑中活性成分V2O5對SO2的氧化具有一定的催化作用，其反應機理如下：

2 空預器堵塞原因

2.1 入爐煤含硫量高

目前，部分火電廠由于地理位置限制或降低運行經濟成本，機組運行時入爐煤煤種遠遠偏離設計煤種，煙氣中生成的SO3與水蒸汽生成硫酸蒸汽，而硫酸蒸汽導致煙氣酸露點升高，故入爐煤含硫量高必然導致煙氣酸露點升高，當酸露點高于排煙溫度時必然導致空預器冷端換熱元件結露，嚴重時造成空預器換熱元件腐蝕，在空預器出口形成硫酸氫氨，沉積在換熱元件表面，逐步阻塞空預器，增加煙風系統阻力。

2.2 氨逃逸量大

目前，脫硝系統出口煙氣氮氧化物多為單點取樣，鍋爐燃燒具有多樣性脫硝反應器內部流場不均，且機組為適應調度計劃負荷，均投入AGC進行自動調節，對鍋爐燃燒及煙氣流暢分布帶來更大的不確定性，導致脫硝系統運行參數偏離設計值，造成噴氨量增加，氨逃逸量也隨之變大。另外，機組運行中催化劑活性亦會逐步衰減或發生堵灰，同樣會增加氨逃逸量。在空預器冷端換熱元件區域，逃逸的NH3極易與煙氣中SO3反應生成硫酸銨和硫酸氫氨，與此同時，冬季環境溫度較低，機組運行中排煙溫度有所降低，更接近硫酸氫氨露點，極易發生硫酸氫氨凝結現象，導致空預器堵塞。

2.3 吹灰蒸汽過熱度不夠

空預器阻塞現象在燃煤電廠普遍存在，為此空預器冷、熱段均采用蒸汽吹灰方式預防其堵塞。據統計，吹灰蒸汽過熱度保持在111～130 ℃之間，吹灰效果良好[7]。然而，當吹灰器疏水不暢通、提升閥調節不當、槍管漏氣等任何部件故障時，都會導致吹灰蒸汽參數不滿足設計要求，便無法保證吹灰效果，尤其當蒸汽帶水時，不但會導致換熱元件表面積灰，還會造成不同程度的腐蝕，最終導致空預器阻塞。

2.4 換熱元件金屬壁溫低

為提高熱效率降低排煙溫度，導致空預器換熱元件金屬表面溫度降低，致使換熱元件金屬表面冷凝液增加，加速飛灰在表面黏附結垢速率[8]，日積月累將換熱元件通道阻塞，最終空預器阻力增加。

3 空預器堵塞危害

空預器堵塞，直接引起空預器各分倉進出口壓差升高，風煙系統阻力增加，導致風機電流增大，將會導致引風機電耗上升且極易引發引風機失速；換熱元件表面結垢導致空預器換熱效率大幅降低，空預器熱一、二次風溫降低，排煙溫度升高，鍋爐效率呈現下降趨勢，機組運行經濟性下降；由于空預器換熱元件表面垢漬腐蝕，使空預器換熱元件使用壽命縮短；空預器堵塞不均勻時，易引起風煙系統阻力波動，嚴重時可引起一、二次風壓及爐膛負壓大幅度波動，嚴重影響機組運行可靠性。

4 控制措施

4.1 運行調整

加強媒質控制，合理調整入爐煤摻配比，確保鍋爐低氮燃燒穩定運行，嚴格控制脫硝系統入口氮氧化物濃度在合理范圍之內。機組運行中加強空預器吹灰運行調整，通常空預器吹灰蒸汽壓力為1.8～2.0 MPa，根據空預器運行參數合理控制其吹灰壓力及頻次，必要時提高空預器吹灰壓力至2.5 MPa。

4.2 流場優化

隨著燃煤電廠深度減排實施，因脫硝系統流場分布不均、煙氣氮氧化物測點布置不合理，引起的噴氨量增加，最終導致氨逃逸量升高空預器阻塞情況日益凸顯。通過對脫硝系統流場優化，即分區動態巡測控制調整改造，實現脫硝煙氣全斷面在線監測，實時監測各分區出口煙氣氮氧化物濃度，預設合理的濃度偏差，當分區濃度偏差增大時，根據偏差情況自動調整該分區噴氨系統調節門，實時控制噴氨量，調節分區出口氮氧化物濃度，實現脫硝系統全端面精準噴氨，有效控制氨逃逸量，降低空預器阻塞率。

4.3 空預器單側升溫

硫酸氫銨氣化溫度約為150～230 ℃，空預器內部構件通常為碳鋼，其受熱變形溫度約為420 ℃，而陶瓷換熱元件爆磁溫度大于300 ℃，將排煙溫度升至200～230 ℃不會對空預器內部構件造成任何影響，故可利用其承受溫差大特點進行空預器單側升溫，將硫酸氫氨氣化以此緩解空預器堵塞。

1.2.2 問卷調查 采用護士工作滿意度量表(中文版)［2］，包含15個項目的Likert量表，答案分為5個級別，即“非常不滿意、不滿意、一般、滿意和非常滿意”，分別按1～5分計分，得分越高表示滿意度越高。該量表的信度(Cronbach’α系數)為0.88。每次應急人力調配后1周，由護理部科研成員對相關科室護士講解測試目的后填寫問卷，并當場收回。共發出問卷171份，回收問卷171份，回收率100%。

4.4 在線高壓水沖洗

高壓水射流具有射流集中、剪切力大的特點，對換熱元件金屬表面結垢具有良好的清潔效果，且高壓水射流速度較蒸汽流速偏小，其對換熱元件的損壞小于蒸汽損壞程度，因此可在空預器冷端安裝在線沖洗小車軌道或安裝在線高壓水系統，在空預器堵塞時機組運行中進行高壓水沖洗。

5 案例分析

5.1 空預器堵塞現象

某2×330 MW燃煤電廠#1爐1A、1B空預器堵塞，運行中空預器煙氣側進出口壓差明顯升高且波動幅度變大，一次風側進出口壓差升高，引風機電流增大，空預器換熱效果下降、排煙溫度上升，期間發生一次引風機失速。

5.2 空預器堵塞處理

結合機組運行參數進行研討分析，確認原因為硫酸氫氨結露引起空預器堵塞，決定實施在線高壓水沖洗。

5.2.1 在線沖洗方案

(1)制作一個方形軌道、架設高壓水槍的四輪式沖洗車和一根拉動沖洗車的拉桿，設備組合體大小需與空預器冷端人孔門配套。

(2)把軌道和沖洗車放到支架上，打開空預器本體冷端人孔門，用細竹竿測量沖洗水槍安裝高度，隨后安裝支架及沖洗軌道，軌道安裝后要把高壓水槍及拉桿放置在軌道中的沖洗車上，再把軌道尾部固定在空預器外部鋼梁上。

(3)軌道架設完畢后開始沖洗時要從空預器換熱元件外端逐步向內進行沖洗，沖洗時要根據空預器轉速和高壓水槍的穿透力來控制沖洗時間和沖洗車拉動距離，每沖完約0.5 m，調整一次沖洗時間。

(4)沖洗水泵出口壓力設置為50 MPa，沖洗流量約為40 L/min，水源選用自來水，防止換熱元件腐蝕。

5.2.2 注意事項

(1)為確保空預器在線高壓水沖洗不對機組產生影響，適當進行短時間試驗，試驗完成后開始進入正式沖洗。

(2)沖洗前確認排煙溫度≥130 ℃，鍋爐負荷大于20 MW，空預器運行電流≤10 A，電除塵及脫硫系統參數運行正常。

(3)在沖洗過程中，要全程觀察空預器運行電流、阻力變化、排煙溫度、爐膛壓力、引風機電流是否正常，脫硫系統及除塵器運行是否正常。

(4)空預器電流>10 A、排煙溫度<120 ℃、一二次風出口溫度<280 ℃、沖洗側電除塵入口煙溫<110 ℃、空預器壓差上漲、除塵器電場運行異常甚至退出或導致粉塵排放指標明顯異常上升，立即中止高壓水沖洗。

(5)當沖洗空預器換熱元件最外側時，必須全程關注空預器電流變化趨勢，防止因空預器轉子與殼體膨脹不均勻而造成空預器電流大幅波動，處理不當導致機組非停。

(6)若在冬季，沖洗結束后要將泵及管道內水排放干凈。

(7)一般情況下應進行多次沖洗，即使在觀察到空預器阻力不再持續下降時，仍需再沖洗一到兩次。

5.2.3 效果確認

通過高壓水在線沖洗，機組負荷300 MW時各參數如表2所示，可見空預器煙氣側、風側壓差均下降至可控范圍之內，引風機電流下降明顯，節能效果顯著，基本消除了引風機喘振、送風機搶風等隱患及機組限負荷情況，保證了機組運行可靠性。

表1 空預器沖洗前后參數對比

6 結 論

機組運行中，任何一個環節出現問題都可能造成空預器堵塞，壓差升高甚至引起風機失速，嚴重可導致機組非停，因此日常需采取多種控制措施來避免空預器堵堵塞問題的發生，有效降低空預器堵塞發生的幾率，確保機組安全穩定運行。