660 MW机组空预器堵塞的原因分析及处理措施

2020-12-23胡锋超

机电信息 2020年32期

安龙胡锋超

（陕西宝鸡第二发电有限责任公司，陕西宝鸡721405）

0 引言

空气预热器安装在锅炉尾部烟道上，主要作用是吸收锅炉排烟余热，加热一、二次风温度，不仅能使排烟温度降低，一、二次风温的升高还能改善煤粉与空气燃烧的特性，达到节约燃料、提高锅炉效率的目的[1-3]。

我国环保要求日趋严格，小容量、低参数机组已逐渐关停，而部分在役的大容量、高参数机组因大气污染物排放不满足国家关于燃煤电厂大气污染物超低排放标准，已陆续实施超低排放改造[4]。机组超低排放改造中，降低NOx排放浓度主要是以炉外脱硝技术为主，实践证明，此方法常出现喷氨过量、氨逃逸率大的问题，过量的氨与烟气中的三氧化硫反应生成硫酸氢铵，附着于空气预热器换热片表面，因其具有较强的粘附性，与烟气中的粉尘一起吸附在换热器表面，造成空预器堵塞[5-6]。

1 设备概况

某发电厂5号机组为660 MW燃煤机组，锅炉为上海锅炉厂生产的SG-2066/25.4-M977型超临界、变压运行、螺旋管圈直流炉，单炉膛，一次中间再热，四角切圆燃烧方式，平衡通风，全钢架悬吊结构，Π型露天布置，固态排渣。燃用煤种为甘肃华亭煤和陕西彬长煤，收到基硫分分别为0.64%、0.68%。

空气预热器为三分仓回转容克式，热段、中层、冷段受热面高度分别为775 mm、625 mm、1 000 mm，规程规定额定工况下空气预热器差压应控制在1.5 kPa以下，空气预热器介质设计参数如表1所示。

表1 空气预热器介质设计参数单位：℃

2 空预器堵塞机理

煤中的硫主要以无机硫、有机硫的形态存在，燃烧反应后产生SO2，SO2在一定温度条件下与O2反应生成SO3[6]。当SCR系统喷氨过量时，氨逃逸率增大，在锅炉排烟温度＜300 ℃时，SO3与NH3和H2O反应生产硫酸氢铵，反应方程式如下[5]：

氨逃逸率越大，生成硫酸氢铵的量越大，因硫酸氢铵有较强的黏性，与烟气中粉尘粘附一起附着于空气预热片表面，形成空气预热器堵塞现象。

3 空气预热器堵塞现象及分析处理

3.1 堵塞现象

2019年3月，5号机组启动后出现空气预热器差压逐渐增大、排烟温度逐渐升高的现象，如表2所示。从表2可以看出：在660 MW负荷下，A侧空气预热器差压达到了1.26 kPa, 超过了规程规定值；在不同负荷情况下，A侧空气预热器差压及出口温度均高于B侧；随着负荷的上升，空气预热器差压变化明显。

表2 不同负荷下空气预热器差压及排烟温度

3.2 原因分析

空气预热器堵塞的原因主要有煤中硫分过高、SCR喷氨调节不当或故障、空气预热器冷端综合温度控制不合理以及空气预热器吹灰不当等[5，7]。运行人员通过调取历史趋势和查看SIS历史回放发现，本次空气预热器堵塞的主要原因是SCR系统喷氨调整不当。

2019年3月的机组启动过程中，当SCR系统前烟气温度达280 ℃时，投入SCR系统运行。在排烟温度较低时，氨的还原能力相对较弱，根据SCR脱硝反应原理可知，增大喷氨量，促进反应正向进行，为保证烟气中氮氧化物排放浓度＜50 mg/Nm3，值班人员将A、B两侧喷氨调节门逐渐开大，最后全开，以快速降低烟气中氮氧化物的排放浓度，满足环保排放标准。此时，DCS显示A/B两侧氨逃逸率数值不变，经检查发现A侧氨逃逸表发生故障无法正确显示，B侧氨逃逸表已满量程；排烟烟温为116 ℃，催化剂所处环境温度较低，由2所述可判断已有大量硫酸氢铵生成，附着于空气预热器换热片表面，导致机组正常运行后空气预热器差压逐渐增大，排烟温度逐渐升高。

3.3 处理措施

为保证机组能长时间安全、稳定运行，电厂人员制定了一些措施：（1）加强空气预热器吹灰管理，发现差压上升时加强吹灰，确保吹灰蒸汽参数满足要求，吹灰前充分疏水，保证过热度满足要求；（2）任何工况下保证空气预热器冷端综合温度＞180 ℃；（3）更换A侧氨逃逸表，对A、B两侧氨逃逸表进行喷氨优化调整试验，减少喷氨量，控制氨逃逸率；（4）控制入炉煤硫分，尽量燃用低硫煤；（5）尽可能向调度申请，增加机组负荷运行，提高排烟温度，降低硫酸氢铵转化率；（6）控制好氧量，特别是加减负荷过程中，氧量不会大幅变化；（7）必要时进行空气预热器在线水冲洗。