空预器堵灰原因分析及治理措施

宋立涛

摘要：空预器堵灰会导致烟气侧差压增大、风机耗电率增加、炉膛负压波动、排烟温度偏差增大以及机组左右侧主、再热汽温偏差大等诸多问题，直接影响了机组的安全经济运行。文章针对空预器差压趋势分析、空预器堵灰的原因、预防措施及治理建议进行了分析。

关键词：空预器；堵灰；治理方向；治理措施；燃煤发电厂 文献标识码：A

中图分类号：TK223 文章编号：1009-2374（2017）03-0035-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2017.03.015

为适应环保对燃煤发电厂的新要求，华能左权电厂#2机组进行了超净排放改造，将脱硝供氨方式由液氨改为尿素水解供氨，脱硫吸收塔增加持液层，2台引风机一并进行增容（功率由5500kW增容至6000kW）。机组启动后，由于尿素水解供氨存在不稳定性，机组运行时脱硝喷氨量相对增大，氨逃逸率增大，导致硫酸氢铵在空预器蓄热元件中大量沉积，致使空预器堵塞严重。加之脱硫持液层增加了风烟系统阻力，增大引风机负载，严重时造成引风机失速，影响机组接带负荷，威胁机组安全。针对上述情况，该厂采取一系列措施，对空预器堵灰进行治理。

1 空预器差压变化趋势分析

（1）#2机组2015年12月启动至当月停机前，空预器差压无明显升高；（2）#2机组2015年12月第二次启动至01月环保测评前，#21空预器差压平均升高0.32kPa，#22空预器差压平均升高0.4kPa；（3）#2机组2016年01月环保测评结束后，#21空预器差压平均升高0.76kPa，#22空预器差压无明显升高，#21空预器差压大于#22空预器差压约0.39kPa；（4）2016年01月，通过加强吹灰、调平空预器出口排烟温度，#21空预器差平均降低0.18kPa，#22空预器平均降低0.1kPa。

超净排放改造后，#2炉空预器运行差压变化情况（2016年03月采集数据）如表1所示。

2 空预器堵灰的原因分析

第一，脱硝系统的运行特性是造成空预器堵灰的主要因素，堵灰的严重程度随运行时间逐渐加剧，且与现场运行操作、氨逃逸率、燃煤硫分密切相关。脱硝系统运行正常时，堵灰周期为2.5～3个月。

（1）脱硝系统逃逸的氨气与烟气中的SO3、水蒸气生成硫酸氢铵；硫酸氢铵在150℃～200℃范围内会液化，这一温度正好是空预器的中、低温段。液态硫酸氢铵具有很强的黏性，附着在空预器蓄热片上捕捉烟气中的飞灰，严重影响空预器阻力和流通换热能力，并形成恶性循环再次加深腐蚀和堵灰程度；#2机组超净改造后同等负荷下喷氨量较#1机组约增加300kg/h；（2）SO2在脱硝催化剂的作用下生成SO3，SO3*NH3的值越大，硫酸氢铵露点温度越高，加速硫酸氢铵生成，同时也造成酸露点温度升高，因此容易加剧空预器酸腐蚀和堵灰；（3）#2炉超净改造后，燃煤硫分基本维持在1.7%～2%，SO2由于催化作用生成的SO3也随之增加（脱硝催化剂SO3转化率应<1%），加之受环境温度影响，夜间空预器冷端综合温度仅125℃，导致空预器差压快速上涨；（4）供氨流量控制系统异常或运行操作不当，氨逃逸率大于3ppm，会加剧空预器铵盐积灰；（5）在氧量大于2%的情况下，对脱硝入口NOx分布情况进行测定，基本均衡，但出现脱硝出口两侧部分区域NOx浓度基本为0的现象；由于氨注射门阀瓣过厚（表盘开度2/3时，实际开度不足1/3），为防止结晶，阀门开度应保持60°以上，致使#2炉喷氨流量分布不均匀、NH3/NOx摩尔比失调不能彻底解决；（6）净烟气NOx测点进行整定梳理，由之前的NO排放质量流量修改为NO2质量流量，修改后，净烟气NOx浓度测量值较之前升高1.53倍，造成同等运行方式下脱硝系统喷氨量约增加200kg/h。

第二，#2炉B+级检修时发现空预器中温端堵灰严重，空预器吹灰无法吹净中温端积灰是空预器差压不能良好控制的主要原因。

第三，脱硫系统、低低温省煤器、脱硝系统的阻力增大，造成空预器烟气侧与送风侧差压增大，漏风增加进一步降低了空预器排烟温度，造成低温腐蚀。

第四，省煤器灰斗输灰不通畅。省煤器下方设计6个冷灰斗，省煤器后脱硝灰斗并没有输灰仓泵；机组长时间运行后灰粒堆积被移到下游空预器处，极大地增加了空预器堵灰发生的几率。

第五，吹灰蒸汽阀门内漏也是引起空预器堵灰发生的原因之一。

3 空预器堵灰治理方向

（1）空预器堵塞为直觀结果，氨逃逸超标为直接原因，目前需重点解决氨逃逸超标问题；（2）#2炉空预器进行在线水冲洗，空预器差压好转并逐步下降，根据在线水冲洗效果，应尽快恢复、试运空预器在线水冲洗装置；（3）停机后应对空预器冷、热端受热面认真检查，对发生腐蚀或严重变形的受热面元件进行更换，以确保受热面清洁，防止堵灰加剧；（4）与东锅厂家进行论证，是否能取消空预器热段蓄热包或将空预器热段、中温段、冷段三层改造为热段、搪瓷冷段两层；（5）增加广义回热系统，进一步提高入炉风温；（6）#1炉SCR催化剂仍为东方凯特瑞，#2炉SCR催化剂已全部更换为涿州西热产品，停炉后对炉内催化剂进行检测，是否存在活性下降较快或存在附着物影响活性的问题。#2炉催化剂活性、SO3转换率需在喷氨优化结束后进一步验证；（7）停炉后对催化剂四周密封进行全面检查，是否存在烟气走廊问题。停炉后检查喷氨支管有无颗粒物堵塞，并确保吹扫、清理彻底；（8）脱硝入口氨注射手动门由于阀瓣过厚易发生尿素结晶积灰，造成脱硝入口烟道喷氨不均，与西安热工院论证，是否更换此类型阀门或彻底解决阀体结晶积灰隐患；（9）目前产品气温度偏低，需增加一路伴热管道或提高伴热温度，确保产品气到达炉前时温度不低于水解器出口温度；（10）排查水解器出口除雾器有无腐蚀、是否工作正常，产品气是否有携带液滴现象；（11）脱硝入口8个灰斗应增加输灰装置；（12）#2机组入炉煤空干基硫分应严格控制小于2%。

4 针对空预器堵灰严重采取的治理措施

（1）送风机、一次风机出口暖风器与机组保持同步运行，送风机出口温度不低于40℃，严格控制空预器冷端综合温度，防止空预器低温腐蚀、铵盐黏结积灰；（2）空预器吹灰器热端提升阀后压力维持在1.2MPa，冷端提升阀后压力维持在1.5MPa，吹灰疏水温度尽可能接近300℃或疏水时间大于1小时进行吹灰；（3）定期对喷氨格栅注射门进行测温，及时发现格栅是否堵塞，并联系检修处理；（4）严密监视空预器差压每天变化速率，空预器差压增加速率较大时，适当增加吹灰频次；（5）冬季时特别注意暖风器的运行情况，暖风器由于消缺投退时，应在负荷较高时且环境温度较高时进行；（6）锅炉冷态启动时，空预器出口送风温度达到200℃时，可启动A磨煤机，A磨微油方式时，A磨出力不大于40t/h。机组启动前A、C仓原煤斗配发热量大于5000kcal/kg以上，挥发分较高的煤种，减少制粉系统启动初期大量飞灰可燃物产生，抑止空预器堵灰的发生；（7）锅炉日常运行中加强省煤器灰斗检查，及时发现异常；（8）加强吹灰阀门的检查，保证运行中不发生湿蒸汽泄漏到空预器换热元件上；（9）高压水冲洗要彻底。正常两台空预器冲洗合格需要进行72*2小时左右。冲洗结束后要进行充分干燥，防止启动时大量灰粒粘贴到换热元件；（10）加强入炉煤配煤掺烧管理，控制#1炉入炉煤硫分不大于1.2%、#2炉入炉煤硫分不大于2.4%，灰分不大于35%；（11）严格控制氨逃逸率小于3ppm，保证自动装置能稳定可靠运行，降低机组运行时供氨单耗，从源头上控制硫酸氢铵生成；（12）冬季环境温度下降，空预器堵灰呈现加剧趋势，必须严格控制空预器冷端综合温度；（13）净烟气NOx含量控制当班平均值不低于30mg/Nm3，E磨组未运行时，SCR出口折氧后NOx尽量低于500mg/Nm3，E磨组运行时，SCR出口折氧后NOx尽量低于550mg/Nm3；（14）停机后应对空预器冷、热端受热面认真检查，对发生腐蚀或严重变形的受热面元件进行更换，以确保受热面清洁，防止堵灰加剧；（15）空预器改造，将空预器热端、中温端、冷端三层改造为热端、搪瓷冷端两层。

5 结语

#2炉空预器拆除一层蓄热元件，同时采取其他措施进行综合治理后，空预器运行差压变化情况（2016年11月采集数据）如表2所示。

通过对#2炉空预器治理前后的數据对比可见，经采取了一系列治堵措施后，空预器的积灰堵塞情况得到了很大改观，提高了机组的负荷能力，降低了机组的运行风险，取得了较好的效果。

参考文献

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[3] 李勇.600MW4B空预器堵灰异常分析与总结[J].能源

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（责任编辑：蒋建华）