回转式空预器堵灰原因及在线冲洗效果分析

2015-08-22田俊义天津大唐国际盘山发电有限责任公司天津301900

中国设备工程 2015年9期

关键词：盘山冷端预器

田俊义（天津大唐国际盘山发电有限责任公司，天津`301900）

回转式空预器堵灰原因及在线冲洗效果分析

田俊义
（天津大唐国际盘山发电有限责任公司，天津`301900）

针对天津大唐国际盘山发电有些责任公司600MW机组回转式空预器脱硝改造后突发堵灰加重的异常情况加以分析，指出原因，通过在线高压水冲洗解决了问题，并提出了防范措施。

烟气脱硝；空预器改造；在线高压水冲洗；烟气差压；排烟温度；运行电流

目前在我国大容量发电机组中回转式空气预热器（简称“空预器”）的应用最为普遍，其波纹板式蓄热元件被紧密地放置在扇形隔仓内，由于流通空间狭小，很容易造成灰尘沉积。随着环保排放压力增大，国家规定单机容量≥20万kW、投运年限20年内的现役燃煤机组必须全部配套脱硝设施。公司在进行脱硝技术改造时对空预器本体及吹灰系统进行了相应改造，但是空预器堵灰的现象仍然十分明显，影响到了锅炉设备的安全，增加了能耗，降低了效率。

空预器堵灰导致三大风机（送、引风机、一次风机）电流增大，排烟温度升高，锅炉效率降低，厂用电率升高。同时也增加了送、引风机喘振甚至锅炉RB事故发生的可能。堵灰严重时，有可能导致机组无法满负荷运行，甚至迫使机组停运检修。

当空预器因堵灰导致差压达到一定数值后，传统的蒸汽吹灰或声波吹灰系统无法发挥明显作用。利用高压冲洗水对空预器进行在线冲洗，降低空预器差压，成为不停炉在线处理的主要可行手段。

一、设备概述

1.机组概述

盘山发电公司2×600MW火电机组是我国华北地区建设投产最早的600MW火电机组。其中3号机组于2001年12月正式投产，4号机组于2002年6月正式投产，是京津唐电网的主力机组。锅炉为HG-2023/17.6-YM4型锅、亚临界压力、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、Π型布置、全钢构架悬吊结构、半露天布置、控制循环汽包炉，采用三分仓回转式空气预热器，平衡通风，6套制粉系统为正压直吹式制粉系统，配置ZGM-123型中速磨煤机。

2.脱硝SCR工艺概述

盘山发电公司脱硝系统采取选择性催化还原（SCR）法去除烟气中NOx。还原剂采用纯氨（纯度≥99.6%）。SCR反应器采用高灰型工艺布置（即反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间），通过催化剂进行脱硝反应，最终从出口烟道至锅炉空预器，达到脱硝目的。

脱硝SCR系统布置在锅炉省煤器和空预器之间的位置。根据锅炉机组现状，SCR反应器系统按1台机组配置两台脱硝反应器，烟道分两路从省煤器后接出，经过垂直上升后变为水平，接入SCR反应器，反应器为垂直布置，经过脱硝以后的烟气经水平烟道接入空预器入口烟道，然后经空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。系统布置如图1所示。

图1　脱硝SCR工艺系统（单侧）布置图

3.脱硝空预器改造概述

脱硝SCR反应器投运后，由于氨逃逸的存在，会加剧空预器中温段和冷端的腐蚀和堵灰。因此需要对下游的空预器在防止堵塞和冷段清洗方面作特殊设计和改造。改造范围主要包括以下6点。

（1）改造后总的换热面积由45032m2增加到47189m2；蓄热元件仍维持原来的三段布置，总高度由860mm增加到1910mm。

（2）改造后空预器的转动重量计算值由373.12t增为423.23t；驱动电机功率由9kW增至11kW。

（3）热段元件采用高吹灰通透性的HS7板型替代原DU板型，高度由原来的780mm减少到300mm。

（4）中温段采用利旧原中温段，保持HS7板型不变，高度780mm不变。

（5）冷段层采用HS8板型脱碳钢度搪瓷表面传热元件，高度由原300mm增加到830mm。冷端采用搪瓷表面传热元件可以隔断腐蚀物（硫酸氢铵和由SO3吸收水分产生的H2SO4）和金属接触，而且表面光洁，易于清洗干净。搪瓷层稳定性好，耐磨损，使用寿命长。

（6）空预器热端新增1台普通蒸汽吹灰器。冷端吹灰器采用双介质吹灰器，采用蒸汽、高压水做为吹灰介质，新增1套高压水泵系统，两台空预器共用，设计上可以在线隔离、非隔离及离线水冲洗。

4.空预器高压水冲洗系统概述

由于高压水射流集中，剪切强度大，对灰垢的清扫能力比蒸汽大得多，同时高压水的流速远远小于蒸汽，动能的破坏作用比蒸汽小得多，因此大部分脱硝空预器配有高压水冲洗装置，供在线或离线对空预器进行冲洗。3D2A型高压冲洗水泵组因具有结构紧凑、体积小的特点，被采用并进行现场集成安装，主要参数见表1，空预器高压冲洗水系统布置如图2所示。

表1　空预器高压冲洗水泵组性能参数

图2　空预器高压水冲洗系统布置简图

二、空预器差压增长趋势及原因分析

1.差压增长趋势分析

3号机组1月3日启动至今维持正常运行。机组启动后进行脱硝系统调试工作，3月底通过环保验收开始正常运行。从机组启动至今，两台机组空预器差压的变化趋势如图3所示。

机组启动后满负荷工况空预器差压1～3月维持在1.2～1.5kPa左右；4月初随着脱硝正常投运、高负荷季节的到来，差压增长速度加快；5月份，1号空预器差压从1.5kPa快速上涨至2.7kPa；2号空预器差压从1.5kPa快速上涨至2.1kPa。可以得出两个规律：一是随着脱硝正常运行，空预器的差压增长速度加快；二是1号空预器差压的增长速度和峰值都比2号空预器高。

2.差压增长的原因分析

（1）设计或改造原因。经过和兄弟电厂调研了解，某A、某B两家机组类型相似的电厂脱硝运行半年后满负荷空预器差压才1.1kPa左右，远远小于盘山发电公司，而空预器吹灰参数及周期区别不大。故差压情况区别较大的主要原因可能和技改或设计有关。3家单位空预器的主要改造内容和吹灰参数见表2。

图3　机组启动后空预器差压的变化趋势

表2　空预器改造及相关参数对比

（2）脱硝系统铵盐腐蚀。脱硝运行导致空预器差压增加加快的主要机理是：SCR反应器出口烟气中的剩余NH3、烟气中SO3和水反应生成的硫酸氢铵是强腐蚀物，其凝结点对应烟气温度230℃左右。液态硫酸氢铵具有很强的粘结性，通常迅速粘在传热元件表面并进而吸附大量灰分，另外SCR催化物也会将部分SO2转化为易溶于水形成硫酸滴的SO3，加剧冷端腐蚀和堵塞的可能，从而急速加剧空预器堵灰。

就盘山发电公司目前脱硝运行的氨逃逸率（0.5ppm左右）来看，脱硝系统大量氨逃逸的可能性不大，产生铵盐腐蚀的可能性也不大，前提是氨逃逸率测量数据准确，脱硝系统SO2及SO3设计转化率＜1%，计划8月进行脱硝系统性能验收试验（规定投运后半年内完成），同时对实际的SO2及SO3转化率进行测试时。

（3）冷端低温酸腐蚀。酸腐蚀的前提是空预器冷端综合温度低于酸露点，盘山发电公司空预器改造后的冷端综合温度控制为77℃。1～6月空预器冷端综合温度和机组负荷对应曲线如图4所示。

从图4可知：①5月初停运暖风器之前，基本能保证在77℃以上，停运暖风器后冷端综合温度（CCET，为烟气出口温度+空气入口温度）有明显下降，基本在75℃左右，夜间低负荷时偏低；②进入5月后，如不投运暖风器，除夜间低负荷有2～3h外，大部分时间冷端综合温度可以保证；③由于盘山发电公司暖风器系统在供汽调整门开度较小时，容易发生水击，因此白天高负荷不需要投入暖风器、调整门关闭至10%以下时，暖风器系统振动、漏水严重，只能维持较大的供汽，空预器冷端综合温度高达100℃，造成排烟温度上升5～10℃，估算影响锅炉效率约0.5%；④综上所述，今年4号机组在4月停运暖风器，考虑到空预器堵灰的影响，3号机组推迟到5月初退出暖风器系统。

（4）初步结论。本次空预器堵灰加重原因为：①暖风器退出后，空预器蓄热片低温腐蚀可能是空预器堵灰加重的主要原因；②机组启动后进行了长达3个月的脱硝系统调试，调试期间氨气反应不完全或使用过量是造成最终空预器堵灰加重的可能原因之一；③脱硝投运后，由于脱硝系统具有一定的把SO2转换为SO3的能力，空预器出口烟气中SO3含量增多，也是容易产生酸腐蚀的诱因。

3.空预器堵灰加重后采取的措施

发现空预器差压快速增加后，主要采取了如下措施。

（1）逐步缩短空预器蒸汽吹灰时间间隔，5月中旬两台空预器开始连续吹灰。

（2）5月底将两台空预器吹灰阀后压力分别由1.0MPa提高至1.3MPa加强吹灰。

图4　机组负荷和空预器冷端综合温度对比

图6　32空预器冲洗期间空预器差压变化趋势

表3　在线高压水冲洗前后差压及风机电流对比

（3）适当降低脱硝控制效率，减少喷氨量。

（4）积极准备空预器在线高压水冲洗系统的调研和调试工作。

三、在线高压水冲洗分析

盘山发电公司在系统完成分步调试后，制定了严格的技术措施和操作注意事项，经过精心准备，对3号机组两台空预器分别进行了两次在线高压水冲洗，效果较为明显，目前满负荷工况空预器差压降低到1.8kPa的可控范围内。

1.空预器冲洗效果分析

（1）高压水冲洗过程。根据系统要求，空预器在线高压水冲洗时选择单台空预器进行，两台空预器冲洗期间差压的变化趋势如图5、6所示。

（2）满负荷工况下冲洗效果。空预器在线高压水冲洗前后，600MW满负荷工况下（总风量1420km3/h、总煤量250t/h左右）的空预器差压及风机电流对比见表3。

（3）从表3看出，在线高压水冲洗效果明显：

①600MW负荷下，31空预器烟气侧差压能维持在1.8kPa以下，32空预器烟气侧差压能维持在1.6kPa以下，基本属于可控范围；②空预器烟气侧、空气侧差压下降后，满负荷工况下三大风机总电流下降约110A，每小时节电约1000kW·h，节电效果明显；③空预器差压降至可控范围，基本消除了引风机喘振、送风机抢风、机组限出力等异常隐患，保证机组运行安全。