600MW机组脱硝改造后空预器差压大问题分析

2016-11-30王成忠

山东工业技术 2016年22期

关键词：预器吹灰积灰

王成忠

（神华国能集团陕西德源府谷能源有限公司,陕西榆林 719407）

600MW机组脱硝改造后空预器差压大问题分析

王成忠

（神华国能集团陕西德源府谷能源有限公司,陕西榆林 719407）

本次研究介绍了600MW机组脱硝改造后空预器差压大问题，阐明锅炉设备的概况及空预器改造情况，分析造成空预器堵塞的原因，从三个方面分别进行分析，找准成因。空预器高压水冲洗实现空预器差压下降，提出防止空预器堵塞的措施，为保障600MW机组脱硝改造后空预器安全运行提供参考借鉴。

600MW机组;脱硝改造;空预器差压

0 前言

国家对环保的关注度与要求的逐渐提升，各电厂已经相继对燃煤机组做出脱硝改造工作。府谷电厂600MW #1机组在2012年9月大修期间增加了脱硝系统，这种条件下使得空预器运行工况变得更为复杂，进而产生堵灰、腐蚀现象，严重影响整个锅炉的安全运行。府谷电厂600MW #1机组在该期间完成了脱销改造技术，机组在运行一年时间之后，空预器出现堵灰现象，锅炉运行受到影响[1]。

1 锅炉设备概况及空预器改造情况

陕西府谷电厂一期工程2×600MW锅炉是哈尔滨锅炉厂股份有限公司根据美国ABB—CE燃烧工程公司技术设计、制造的HG-2070/17.5-YM9型锅炉，锅炉为亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的型汽包炉，配置包括六台MPS-225磨煤机，空预器为三分仓容克式回转空预器[2]。

本次空预器在改造情况如下所示：（1）空预器当中的传热元件被替换，改变传统冷端热传感元件的材料，由传统材料改为搪瓷材料元件，材料的替换使得抗腐蚀性能明显提升，增加转子热端环向隔板，更换后热端换热元件的面积66723m2，冷端换热元件的面积35881m2；（2）对空预器当中的吹灰器进行改造，由原来的激波吹灰改成蒸汽吹灰。具体的改造方式为：在冷端与热端分别布置一支蒸汽吹灰器，吹灰气源接自原有蒸汽吹灰气源，后屏再入口联箱接出，吹灰压力为1.5MPa，疏水温度260℃。（3）替换空预器当中密封片，传统的空预器当中的密封片在冷端与热端的表现为柔性接触式密封片，为增强器密封效果，安装固定扇形板，对漏风部位进行补焊处理，降低漏风率，整体改造过程结束[1]。

2 造成空预器堵塞的原因

结合自身工作经验，认为造成空预器堵塞的原因主要表现在以下几个方面，可从三个角度完成原因分析：

空气预热器堵塞的危害性主要表现在增加了风烟道阻力，空气预热器漏风增加，从而导致风机电耗大幅攀升，锅炉无法实现送，影响厂用电；运行中空预器转子所受到的扭矩加大，特别是下轴承的受力状况恶化，影响轴承的使用寿命，对空气预热器的安全运行构成威胁；空预器堵灰不均匀，受热面局部差压大，导致一、二次风压、风量出现波动现象，可能引起风机喘振，甚至导致机组非停事故；机组检修周期缩短，对设备长周期运行及电厂经济性造成影响。

2.1 含硫和氮氧化物的化学成分导致空预器堵灰

我厂回转式空气预热器的受热面是由厚度为 0.5mm 的钢板轧制成波纹板，叠压在一起组装而成，气体的流通渠道狭窄，因此很容易造成积灰。空预器发生堵灰是有硫酸氰胺和灰的混合附着在空预器受热面造成，由于煤燃烧过程产生的烟气中含有硫化物等，同时脱销过程中由于各种原因造成大量氨逃逸，硫化物与逃逸的氨生成硫酸氰胺，硫酸氢氨在150-200℃温度范围当中是以一种液态形态存在，如果低于这一温度将处于固态形态，空预器中部和冷端正好处于温度区间，这样大量的液态硫酸氰胺附着在空预器中部和冷端，导致空预器内部堵塞和腐蚀，一旦出现这种现象将导致整个空预器积灰堵塞现象急剧升高，导致空预器无法正常工作，影响整个机组安全运行[4]。

2.2 烟气在空预器内的停留使灰积渐多

空预器堵灰现象产生的最根本的原因可以归结到烟气在空预器当中流速缓慢，低于厂家对于烟气流速的设计值。烟气流经空预器时会造成积灰：一是由于气流扰动使烟气中携带的灰粒沉积到受热面上，形成松散积灰层；二是由于烟气中酸蒸汽和水蒸气在低温金属壁面上凝结，将灰粒粘聚而成的积灰，长期以往，空预器当中的灰积累量将逐渐增加，空预器出现严重堵塞现象。

2.3 设计不合理

设计不合理主要是锅炉制造设计人员实际设计存在问题，在脱硝改造之前需要对锅炉机组进行考核并结合各项数据完成设计要求，但由于设计不合理现象的存在，导致空预器出现堵塞现象，严重影响空预器工作效率的提升。

3 空预器高压水冲洗，使空预器差压下降

3.1 空预器在线高压水冲洗系统

长时间的连续运行使得空预器积灰越来越严重，单靠定期吹灰是不足以控制住空预器堵灰和压降的上升；因此，一般在锅炉停运时对空预器进行水冲洗，或者在带部分负荷时对单个空预器进行隔离在线冲洗。

3.2 空预器1A/1B热态高压水冲洗

我厂主要采用机组停运冲洗的方式，2013年2月17日和2月23日对空预器1A、1B进行隔离冲洗，首先对空预器进行浇包，然后进行高压冲洗，冲洗水压力为45MPa，流量为4t/h。冲洗完毕后，启动空预器运行，投入一二次风暖风器，开启人孔门，彻底烘干后开启挡板投入运行。经过具体的验证与测试，高压水冲洗之后的空预器差压明显下降，与空预器堵灰前差压相当，送风机与引风机电流明显下降，冲洗效果明显，为锅炉的安全经济运行提供保障[5]。空预器冲洗前机组负荷600MW时空预器的压差达2.0KPa左右，引风机电流300A左右，送风机电流58A左右，冲洗后同样负荷下，空预器压差降至1.1～1.2 KPa，引风机电流降至288 A左右，电流降低约12 A，送风机电流降至53 A，电流降低约5 A，这样的效果基本达到了空预器水冲洗的效果。

3.3 空预器在线高压水冲洗的可靠性分析

由于空预器在线高压水冲洗是一项新的技术，部分电厂也有试验，初步显示效果良好，但是其可靠性方面仍存在一些疑问。目前国内多数的电厂均保守地认为换热元件的高压水洗应在离线状态下或者单独隔离空预器下进行，这就导致不必要的停机和发电量的减少，很少有电厂会考虑在线状态下高压水洗，存在的疑虑主要有以下几种：

（1)正常的在线高压水洗是否会对转子的热疲劳造成潜在的影响。由于高压水射流面对的是温度在 300-350℃的高温转子，冲洗水压力高达 30MPa，流量小于 4t/h。在线高压水冲洗采取高压低流量的方式，对转子发生“淬火”结果可能性非常小，这样即能冲刷受热面上的积灰又不使排烟温度下降太多。（2）在线高压水冲洗是否会破坏换热元件或可能缩短换热元件寿命。由于换热元件的寿命取决于高压水冲洗的频次，因此，换热元件寿命可能会由于频繁投用在线高压水冲洗而降低。（3）如何及时彻底清除换热元件上清洗下的污垢。当采用在线高压水洗时，应在空预器下方设计有效的排污，同时满足离线水洗要求。（4）是否存在水滴进入电除尘器、或板结布袋的可能性。由于在线高压水洗仅仅在转子冷端进行，大部分的冲洗水向上穿过转子在换热元件上形成很好的发散。当冲洗水反向穿转子时，水流被进一步分散且在到达电除尘或布袋之前充分地蒸发掉，防止水滴随烟气进入电除尘或布袋。