宋立濤

摘要：空預(yù)器堵灰會(huì)導(dǎo)致煙氣側(cè)差壓增大、風(fēng)機(jī)耗電率增加、爐膛負(fù)壓波動(dòng)、排煙溫度偏差增大以及機(jī)組左右側(cè)主、再熱汽溫偏差大等諸多問題，直接影響了機(jī)組的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。文章針對空預(yù)器差壓趨勢分析、空預(yù)器堵灰的原因、預(yù)防措施及治理建議進(jìn)行了分析。

關(guān)鍵詞：空預(yù)器；堵灰；治理方向；治理措施；燃煤發(fā)電廠 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

中圖分類號：TK223 文章編號：1009-2374（2017）03-0035-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2017.03.015

為適應(yīng)環(huán)保對燃煤發(fā)電廠的新要求，華能左權(quán)電廠#2機(jī)組進(jìn)行了超凈排放改造，將脫硝供氨方式由液氨改為尿素水解供氨，脫硫吸收塔增加持液層，2臺引風(fēng)機(jī)一并進(jìn)行增容（功率由5500kW增容至6000kW）。機(jī)組啟動(dòng)后，由于尿素水解供氨存在不穩(wěn)定性，機(jī)組運(yùn)行時(shí)脫硝噴氨量相對增大，氨逃逸率增大，導(dǎo)致硫酸氫銨在空預(yù)器蓄熱元件中大量沉積，致使空預(yù)器堵塞嚴(yán)重。加之脫硫持液層增加了風(fēng)煙系統(tǒng)阻力，增大引風(fēng)機(jī)負(fù)載，嚴(yán)重時(shí)造成引風(fēng)機(jī)失速，影響機(jī)組接帶負(fù)荷，威脅機(jī)組安全。針對上述情況，該廠采取一系列措施，對空預(yù)器堵灰進(jìn)行治理。

1 空預(yù)器差壓變化趨勢分析

（1）#2機(jī)組2015年12月啟動(dòng)至當(dāng)月停機(jī)前，空預(yù)器差壓無明顯升高；（2）#2機(jī)組2015年12月第二次啟動(dòng)至01月環(huán)保測評前，#21空預(yù)器差壓平均升高0.32kPa，#22空預(yù)器差壓平均升高0.4kPa；（3）#2機(jī)組2016年01月環(huán)保測評結(jié)束后，#21空預(yù)器差壓平均升高0.76kPa，#22空預(yù)器差壓無明顯升高，#21空預(yù)器差壓大于#22空預(yù)器差壓約0.39kPa；（4）2016年01月，通過加強(qiáng)吹灰、調(diào)平空預(yù)器出口排煙溫度，#21空預(yù)器差平均降低0.18kPa，#22空預(yù)器平均降低0.1kPa。

超凈排放改造后，#2爐空預(yù)器運(yùn)行差壓變化情況（2016年03月采集數(shù)據(jù)）如表1所示。

2 空預(yù)器堵灰的原因分析

第一，脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行特性是造成空預(yù)器堵灰的主要因素，堵灰的嚴(yán)重程度隨運(yùn)行時(shí)間逐漸加劇，且與現(xiàn)場運(yùn)行操作、氨逃逸率、燃煤硫分密切相關(guān)。脫硝系統(tǒng)運(yùn)行正常時(shí)，堵灰周期為2.5～3個(gè)月。

（1）脫硝系統(tǒng)逃逸的氨氣與煙氣中的SO3、水蒸氣生成硫酸氫銨；硫酸氫銨在150℃～200℃范圍內(nèi)會(huì)液化，這一溫度正好是空預(yù)器的中、低溫段。液態(tài)硫酸氫銨具有很強(qiáng)的黏性，附著在空預(yù)器蓄熱片上捕捉煙氣中的飛灰，嚴(yán)重影響空預(yù)器阻力和流通換熱能力，并形成惡性循環(huán)再次加深腐蝕和堵灰程度；#2機(jī)組超凈改造后同等負(fù)荷下噴氨量較#1機(jī)組約增加300kg/h；（2）SO2在脫硝催化劑的作用下生成SO3，SO3*NH3的值越大，硫酸氫銨露點(diǎn)溫度越高，加速硫酸氫銨生成，同時(shí)也造成酸露點(diǎn)溫度升高，因此容易加劇空預(yù)器酸腐蝕和堵灰；（3）#2爐超凈改造后，燃煤硫分基本維持在1.7%～2%，SO2由于催化作用生成的SO3也隨之增加（脫硝催化劑SO3轉(zhuǎn)化率應(yīng)<1%），加之受環(huán)境溫度影響，夜間空預(yù)器冷端綜合溫度僅125℃，導(dǎo)致空預(yù)器差壓快速上漲；（4）供氨流量控制系統(tǒng)異常或運(yùn)行操作不當(dāng)，氨逃逸率大于3ppm，會(huì)加劇空預(yù)器銨鹽積灰；（5）在氧量大于2%的情況下，對脫硝入口NOx分布情況進(jìn)行測定，基本均衡，但出現(xiàn)脫硝出口兩側(cè)部分區(qū)域NOx濃度基本為0的現(xiàn)象；由于氨注射門閥瓣過厚（表盤開度2/3時(shí)，實(shí)際開度不足1/3），為防止結(jié)晶，閥門開度應(yīng)保持60°以上，致使#2爐噴氨流量分布不均勻、NH3/NOx摩爾比失調(diào)不能徹底解決；（6）凈煙氣NOx測點(diǎn)進(jìn)行整定梳理，由之前的NO排放質(zhì)量流量修改為NO2質(zhì)量流量，修改后，凈煙氣NOx濃度測量值較之前升高1.53倍，造成同等運(yùn)行方式下脫硝系統(tǒng)噴氨量約增加200kg/h。

第二，#2爐B+級檢修時(shí)發(fā)現(xiàn)空預(yù)器中溫端堵灰嚴(yán)重，空預(yù)器吹灰無法吹凈中溫端積灰是空預(yù)器差壓不能良好控制的主要原因。

第三，脫硫系統(tǒng)、低低溫省煤器、脫硝系統(tǒng)的阻力增大，造成空預(yù)器煙氣側(cè)與送風(fēng)側(cè)差壓增大，漏風(fēng)增加進(jìn)一步降低了空預(yù)器排煙溫度，造成低溫腐蝕。

第四，省煤器灰斗輸灰不通暢。省煤器下方設(shè)計(jì)6個(gè)冷灰斗，省煤器后脫硝灰斗并沒有輸灰倉泵；機(jī)組長時(shí)間運(yùn)行后灰粒堆積被移到下游空預(yù)器處，極大地增加了空預(yù)器堵灰發(fā)生的幾率。

第五，吹灰蒸汽閥門內(nèi)漏也是引起空預(yù)器堵灰發(fā)生的原因之一。

3 空預(yù)器堵灰治理方向

（1）空預(yù)器堵塞為直觀結(jié)果，氨逃逸超標(biāo)為直接原因，目前需重點(diǎn)解決氨逃逸超標(biāo)問題；（2）#2爐空預(yù)器進(jìn)行在線水沖洗，空預(yù)器差壓好轉(zhuǎn)并逐步下降，根據(jù)在線水沖洗效果，應(yīng)盡快恢復(fù)、試運(yùn)空預(yù)器在線水沖洗裝置；（3）停機(jī)后應(yīng)對空預(yù)器冷、熱端受熱面認(rèn)真檢查，對發(fā)生腐蝕或嚴(yán)重變形的受熱面元件進(jìn)行更換，以確保受熱面清潔，防止堵灰加?。唬?）與東鍋廠家進(jìn)行論證，是否能取消空預(yù)器熱段蓄熱包或?qū)⒖疹A(yù)器熱段、中溫段、冷段三層改造為熱段、搪瓷冷段兩層；（5）增加廣義回?zé)嵯到y(tǒng)，進(jìn)一步提高入爐風(fēng)溫；（6）#1爐SCR催化劑仍為東方凱特瑞，#2爐SCR催化劑已全部更換為涿州西熱產(chǎn)品，停爐后對爐內(nèi)催化劑進(jìn)行檢測，是否存在活性下降較快或存在附著物影響活性的問題。#2爐催化劑活性、SO3轉(zhuǎn)換率需在噴氨優(yōu)化結(jié)束后進(jìn)一步驗(yàn)證；（7）停爐后對催化劑四周密封進(jìn)行全面檢查，是否存在煙氣走廊問題。停爐后檢查噴氨支管有無顆粒物堵塞，并確保吹掃、清理徹底；（8）脫硝入口氨注射手動(dòng)門由于閥瓣過厚易發(fā)生尿素結(jié)晶積灰，造成脫硝入口煙道噴氨不均，與西安熱工院論證，是否更換此類型閥門或徹底解決閥體結(jié)晶積灰隱患；（9）目前產(chǎn)品氣溫度偏低，需增加一路伴熱管道或提高伴熱溫度，確保產(chǎn)品氣到達(dá)爐前時(shí)溫度不低于水解器出口溫度；（10）排查水解器出口除霧器有無腐蝕、是否工作正常，產(chǎn)品氣是否有攜帶液滴現(xiàn)象；（11）脫硝入口8個(gè)灰斗應(yīng)增加輸灰裝置；（12）#2機(jī)組入爐煤空干基硫分應(yīng)嚴(yán)格控制小于2%。

4 針對空預(yù)器堵灰嚴(yán)重采取的治理措施

（1）送風(fēng)機(jī)、一次風(fēng)機(jī)出口暖風(fēng)器與機(jī)組保持同步運(yùn)行，送風(fēng)機(jī)出口溫度不低于40℃，嚴(yán)格控制空預(yù)器冷端綜合溫度，防止空預(yù)器低溫腐蝕、銨鹽黏結(jié)積灰；（2）空預(yù)器吹灰器熱端提升閥后壓力維持在1.2MPa，冷端提升閥后壓力維持在1.5MPa，吹灰疏水溫度盡可能接近300℃或疏水時(shí)間大于1小時(shí)進(jìn)行吹灰；（3）定期對噴氨格柵注射門進(jìn)行測溫，及時(shí)發(fā)現(xiàn)格柵是否堵塞，并聯(lián)系檢修處理；（4）嚴(yán)密監(jiān)視空預(yù)器差壓每天變化速率，空預(yù)器差壓增加速率較大時(shí)，適當(dāng)增加吹灰頻次；（5）冬季時(shí)特別注意暖風(fēng)器的運(yùn)行情況，暖風(fēng)器由于消缺投退時(shí)，應(yīng)在負(fù)荷較高時(shí)且環(huán)境溫度較高時(shí)進(jìn)行；（6）鍋爐冷態(tài)啟動(dòng)時(shí)，空預(yù)器出口送風(fēng)溫度達(dá)到200℃時(shí)，可啟動(dòng)A磨煤機(jī)，A磨微油方式時(shí)，A磨出力不大于40t/h。機(jī)組啟動(dòng)前A、C倉原煤斗配發(fā)熱量大于5000kcal/kg以上，揮發(fā)分較高的煤種，減少制粉系統(tǒng)啟動(dòng)初期大量飛灰可燃物產(chǎn)生，抑止空預(yù)器堵灰的發(fā)生；（7）鍋爐日常運(yùn)行中加強(qiáng)省煤器灰斗檢查，及時(shí)發(fā)現(xiàn)異常；（8）加強(qiáng)吹灰閥門的檢查，保證運(yùn)行中不發(fā)生濕蒸汽泄漏到空預(yù)器換熱元件上；（9）高壓水沖洗要徹底。正常兩臺空預(yù)器沖洗合格需要進(jìn)行72*2小時(shí)左右。沖洗結(jié)束后要進(jìn)行充分干燥，防止啟動(dòng)時(shí)大量灰粒粘貼到換熱元件；（10）加強(qiáng)入爐煤配煤摻燒管理，控制#1爐入爐煤硫分不大于1.2%、#2爐入爐煤硫分不大于2.4%，灰分不大于35%；（11）嚴(yán)格控制氨逃逸率小于3ppm，保證自動(dòng)裝置能穩(wěn)定可靠運(yùn)行，降低機(jī)組運(yùn)行時(shí)供氨單耗，從源頭上控制硫酸氫銨生成；（12）冬季環(huán)境溫度下降，空預(yù)器堵灰呈現(xiàn)加劇趨勢，必須嚴(yán)格控制空預(yù)器冷端綜合溫度；（13）凈煙氣NOx含量控制當(dāng)班平均值不低于30mg/Nm3，E磨組未運(yùn)行時(shí)，SCR出口折氧后NOx盡量低于500mg/Nm3，E磨組運(yùn)行時(shí)，SCR出口折氧后NOx盡量低于550mg/Nm3；（14）停機(jī)后應(yīng)對空預(yù)器冷、熱端受熱面認(rèn)真檢查，對發(fā)生腐蝕或嚴(yán)重變形的受熱面元件進(jìn)行更換，以確保受熱面清潔，防止堵灰加劇；（15）空預(yù)器改造，將空預(yù)器熱端、中溫端、冷端三層改造為熱端、搪瓷冷端兩層。

5 結(jié)語

#2爐空預(yù)器拆除一層蓄熱元件，同時(shí)采取其他措施進(jìn)行綜合治理后，空預(yù)器運(yùn)行差壓變化情況（2016年11月采集數(shù)據(jù)）如表2所示。

通過對#2爐空預(yù)器治理前后的數(shù)據(jù)對比可見，經(jīng)采取了一系列治堵措施后，空預(yù)器的積灰堵塞情況得到了很大改觀，提高了機(jī)組的負(fù)荷能力，降低了機(jī)組的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，取得了較好的效果。

參考文獻(xiàn)

[1] 劉偉，束繼偉，金宏達(dá).電站鍋爐管式空預(yù)器積灰堵

塞的原因分析及解決措施[J].黑龍江電力，2014，

（1）.

[2] 黃杰克頌.關(guān)于鍋爐空預(yù)器堵灰的原因分析及解決辦

法[J].科技與企業(yè)，2013，（14）.

[3] 李勇.600MW4B空預(yù)器堵灰異常分析與總結(jié)[J].能源

與環(huán)境，2012，（4）.

（責(zé)任編輯：蔣建華）