脱硝改造后的空预器在线冲洗方案及效果分析

王登香

(大唐淮南洛河发电厂，安徽 淮南 232008)

脱硝改造后的空预器在线冲洗方案及效果分析

王登香

(大唐淮南洛河发电厂，安徽 淮南 232008)

介绍了某发电厂3期锅炉脱硝改造后烟风系统参数产生周期性晃动故障，指出故障是由空预器通流面堵塞引起的，提出了一种不停机的空预器在线冲洗方案。冲洗结果表明该在线冲洗方案效果良好。

空预器；堵塞；在线冲洗

1 概述

某发电厂6号炉采用的上海锅炉厂有限公司生产的600 MW超临界压力直流锅炉，是在消化吸收Alstom-Power Inc．USA公司超临界锅炉设计制造技术的基础上研制的。该锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式，是一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、露天布置、Π型燃煤锅炉，型号为SG-1918/25.4-M969。原空气预热器采用上海锅炉厂空气预热器公司生产的容克式三分仓空气预热器，型号为2-32VI(T)-2185 SMRC。

2011年9-11月，6号机组进行商运后的首次大修，完成了脱硝技术改造工程，同时也完成了空气预热器传热元件的改造工作，全部更换了冷、热端传热元件，将冷段换成镀搪瓷换热元件，中温端部分保持不变。

2 空预器堵塞及原因分析

2014年，6号炉风烟系统在机组正常运行过程中出现异常，烟气侧压差、炉膛负压及一次风压发生周期性晃动。机组负荷在570 MW时，6 A空预器烟气侧压差达3.0 kPa，6 B空预器烟气侧压差达4.1 kPa(额定负荷烟气侧压差应为1.2 kPa)，热一次风压晃动为3.0 kPa(正常晃动为0.2 kPa)，炉膛负压晃动幅度为600 Pa。由于空预器通流部分差压增大，造成引风机出力严重不足，多次发生引风机抢风现象，严重影响机组安全运行及带负荷能力(机组额定负荷630 MW，目前最高值530 MW)。根据上述现象进行分析，判断6号炉A、B空预器发生不均匀性堵塞。

造成空预器通流部分堵塞的原因如下。

(1) 6号炉内脱硝喷氨格栅管道发生泄漏。3期脱硝工程技术改造时，炉内喷氨格栅管道未做防磨处理，由于磨损造成管道泄漏，导致烟气与空气混合不良，SCR出口氨逃逸增大并在空预器冷端生成硫酸氢铵，烟气中的灰粘附在硫酸氢铵上，堵塞了空预器通流部分，致使空预器阻力增加。

(2) 脱硝系统催化剂活性下降。自2011年12月投运以来，6号炉脱硝系统已运行21 000 h，其催化剂设计使用寿命为25 000 h(或3年)。随着脱硝系统催化剂使用年限的增加，催化剂活性下降，造成氨逃逸增加，在空预器冷端生成硫酸氢氨。由于硫酸氢氨粘性较大，烟气中的灰尘粘附在其上面，导致空预器堵塞。

(3) 吹灰效果不良。5、6号炉脱硝系统催化剂吹灰装置采用声波吹灰器，声波吹灰器以压缩空气为介质，使烟气中的灰尘激振，避免烟气中的灰尘附着在催化剂上。倘若灰尘沉积在催化剂上，将大大降低声波吹灰器作用，导致催化剂活性作用降低，使氨气与烟气中的氮氧化合物反应减弱，造成氨逃逸增大，在空预器冷端产生硫酸氢铵，堵塞空预器。

鉴于此情况，必须停炉对空预器换热元件进行冲洗，清除污垢。但停机处理耗时较长(至少10天)，对电厂的经济性影响较大。通过查找资料、分析和研究，现提出不停机的空预器在线冲洗方案。

3 冲洗目标

采用进口的超高压清洗设备，清洗喷头为直喷、前冲式，使用压力为200～800 kg/cm2，流量为50～90 L/min。冲洗车垂直往上仰洗，将冷端、中温端的污垢清除、疏通，少量堵塞的灰垢经高压水冲洗后随排水管流出，大量冲洗水汽化后随烟气排出，从而疏通冷端、中温端段，清除预热器内板间夹杂的污垢，达到清洗目标。通过在线冲洗，确保冲洗最低目标为：在机组额定负荷下，6号炉空预器烟气侧压差不大于2.0 kPa，热一次风压晃动不大于1.0 kPa。

4 冲洗前的准备工作

(1) 由专业冲洗施工队伍技术负责人及锅炉分场、运行二分场、设备负责人共同确认空预器冷端冲洗设备的开孔位置及冲洗水排水位置。

(2) 在现场按冲洗设备所需，搭设符合要求的钢制脚手架操作平台。

(3) 锅炉分场根据冲洗车架设的位置，对空预器烟气侧出口底部烟道下方的清洗放水手动阀及管道进行疏通，便于排放少量的冲洗水。

(4) 冲洗单位将轨道、冲洗车放到冲洗操作平台上，打开空预器烟气侧切口，将轨道推入空预器本体5.4 m处。轨道到位后，外部用槽钢将轨道焊接固定在钢梁上。轨道安装后，将高压水枪及拉杆固定在轨道中的冲洗车上。

(5) 冲洗前停止空预器本体和烟道吹灰12 h，保证其较高的排烟温度，保持冲洗侧空预器排烟温度超过100 ℃，稳定机组负荷在400 MW以上。

5 冲洗过程

制定详细的空预器在线冲洗运行措施，待条件具备后通知冲洗单位对其进行不停机在线冲洗。

5.1 6 B空预器冲洗过程

2014-04-19T21:00，对6 B空预器进行试冲洗，首次试冲洗压力20 MPa，冲洗2 h后，所有参数正常；将冲洗压力调至25 MPa，进行连续冲洗。至2014-04-20T20:00，第1遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数如下：机组负荷540 MW时，6 B空预器进、出口最大压差2.3 kPa，最小压差1.8 kPa；6 B热一次风压最大晃动1.1 kPa，最小晃动0.8 kPa。

2014-04-20T20:00，对6 B空预器进行第2遍冲洗，冲洗压力为30 MPa，进行连续冲洗。至2014-04-23T03:00，第2遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：机组负荷540 MW时，6 B空预器进、出口最大压差1.8 kPa，最小压差1.5 kPa；6 B热一次风压最大晃动0.7 kPa，最小晃动0.5 kPa。

2014-04-23T03:00开始对6 B空预器进行第3遍冲洗，冲洗压力为30 MPa。至2014-04-24T05:00，第3遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：机组负荷560 MW时，6 B空预器进、出口最大压差1.7 kPa，最小压差1.5 kPa；6 B热一次风压最大晃动0.7 kPa，最小晃动0.5 kPa。

5.2 6 A空预器冲洗过程

2014-04-24T11:30，开始对6 A空预器进行试冲洗，首次试冲洗压力为20 MPa，冲洗2 h后，所有参数正常；将冲洗压力调至25MPa，进行连续冲洗。至2014-04-26T07:00，第1遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：机组负荷570 MW时，6 A空预器进、出口最大压差1.4 kPa，最小压差1.3 kPa；6 A热一次风压最大晃动0.6 kPa，最小晃动0.4 kPa。

2014-04-26T07:00，开始对6 A空预器进行第2遍冲洗，冲洗压力为27 MPa，进行连续冲洗。至2014-04-27T19:00，第2遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：机组负荷540 MW时，6 A空预器进、出口最大压差1.3 kPa，最小压差1.2 kPa；6 A热一次风压最大晃动0.6 kPa，最小晃动0.5 kPa。

2014-04-27T19:00，开始对6 A空预器进行第3遍冲洗，冲洗压力为30 MPa，进行连续冲洗。至2014-04-29T07:00，第3遍冲洗结束。冲洗后风烟系统参数为：机组负荷540 MW时，6 A空预器进、出口最大压差1.3 kPa，最小压差1.2 kPa；6 A热一次风压最大晃动0.6 kPa，最小晃动0.5 kPa。

6 结束语

通过对6号炉A、B空预器进行不停机在线冲洗，机组带负荷能力得到明显提升。2014-04-28，机组负荷升至600 MW，烟气侧压差1.4 kPa，热一次风压波动0.6 kPa，炉膛负压晃动约100 Pa；同时6号炉引风机、送风机及一次风机电耗也明显降低，避免了一次机组非计划停运消缺，为电厂赢得了巨大的经济效益，也为机组的安全经济运行奠定了坚实的基础。

2014-11-17。

王登香(1974-)，男，工程师，主要从事火电厂运行管理工作，email:wangdengxiang3685@163.com。