浅谈燃煤电厂空预器堵塞原因及控制措施

曲飞雨,付晓晨

(1 沧州华润热电有限公司，河北 沧州 061000；2 沧州建投工程管理有限责任公司，河北 沧州 061000)

空预器是提高锅炉热交换性能，减少热量损耗的一种表面式换热器。随着我国烟气节能减排工作的不断深入实施，SCR烟气脱硝在燃煤电厂中得到广泛应用[1-3]，自SCR烟气脱硝投运以来，空预器压差出现增大趋势，尤其是超低排放以来空预器压差增大更为明显，引起燃煤机组风烟系统阻力增大，造成引起风机耗电增加、喘振失速等问题，甚至难以保证机组安全可靠运行。

1 SCR脱硝原理

SCR烟气脱硝是指烟气中NOX在催化剂作用被还原为对环境友好的N2和H2O[4-5]。目前我国典型SCR烟气脱硝还原剂为NH3，下面以NH3做还原剂为例介绍SCR烟气脱硝反应原理，其主要反应如下：

由于原煤中含有不同程度的硫分，燃煤锅炉尾部烟气中含有或多或少的SO2，而SCR脱硝催化剂中活性成分V2O5对SO2的氧化具有一定的催化作用，其反应机理如下：

2 空预器堵塞原因

2.1 入炉煤含硫量高

目前，部分火电厂由于地理位置限制或降低运行经济成本，机组运行时入炉煤煤种远远偏离设计煤种，烟气中生成的SO3与水蒸汽生成硫酸蒸汽，而硫酸蒸汽导致烟气酸露点升高，故入炉煤含硫量高必然导致烟气酸露点升高，当酸露点高于排烟温度时必然导致空预器冷端换热元件结露，严重时造成空预器换热元件腐蚀，在空预器出口形成硫酸氢氨，沉积在换热元件表面，逐步阻塞空预器，增加烟风系统阻力。

2.2 氨逃逸量大

目前，脱硝系统出口烟气氮氧化物多为单点取样，锅炉燃烧具有多样性脱硝反应器内部流场不均，且机组为适应调度计划负荷，均投入AGC进行自动调节，对锅炉燃烧及烟气流畅分布带来更大的不确定性，导致脱硝系统运行参数偏离设计值，造成喷氨量增加，氨逃逸量也随之变大。另外，机组运行中催化剂活性亦会逐步衰减或发生堵灰，同样会增加氨逃逸量。在空预器冷端换热元件区域，逃逸的NH3极易与烟气中SO3反应生成硫酸铵和硫酸氢氨，与此同时，冬季环境温度较低，机组运行中排烟温度有所降低，更接近硫酸氢氨露点，极易发生硫酸氢氨凝结现象，导致空预器堵塞。

2.3 吹灰蒸汽过热度不够

空预器阻塞现象在燃煤电厂普遍存在，为此空预器冷、热段均采用蒸汽吹灰方式预防其堵塞。据统计，吹灰蒸汽过热度保持在111～130 ℃之间，吹灰效果良好[7]。然而，当吹灰器疏水不畅通、提升阀调节不当、枪管漏气等任何部件故障时，都会导致吹灰蒸汽参数不满足设计要求，便无法保证吹灰效果，尤其当蒸汽带水时，不但会导致换热元件表面积灰，还会造成不同程度的腐蚀，最终导致空预器阻塞。

2.4 换热元件金属壁温低

为提高热效率降低排烟温度，导致空预器换热元件金属表面温度降低，致使换热元件金属表面冷凝液增加，加速飞灰在表面黏附结垢速率[8]，日积月累将换热元件通道阻塞，最终空预器阻力增加。

3 空预器堵塞危害

空预器堵塞，直接引起空预器各分仓进出口压差升高，风烟系统阻力增加，导致风机电流增大，将会导致引风机电耗上升且极易引发引风机失速；换热元件表面结垢导致空预器换热效率大幅降低，空预器热一、二次风温降低，排烟温度升高，锅炉效率呈现下降趋势，机组运行经济性下降；由于空预器换热元件表面垢渍腐蚀，使空预器换热元件使用寿命缩短；空预器堵塞不均匀时，易引起风烟系统阻力波动，严重时可引起一、二次风压及炉膛负压大幅度波动，严重影响机组运行可靠性。

4 控制措施

4.1 运行调整

加强媒质控制，合理调整入炉煤掺配比，确保锅炉低氮燃烧稳定运行，严格控制脱硝系统入口氮氧化物浓度在合理范围之内。机组运行中加强空预器吹灰运行调整，通常空预器吹灰蒸汽压力为1.8～2.0 MPa，根据空预器运行参数合理控制其吹灰压力及频次，必要时提高空预器吹灰压力至2.5 MPa。

4.2 流场优化

随着燃煤电厂深度减排实施，因脱硝系统流场分布不均、烟气氮氧化物测点布置不合理，引起的喷氨量增加，最终导致氨逃逸量升高空预器阻塞情况日益凸显。通过对脱硝系统流场优化，即分区动态巡测控制调整改造，实现脱硝烟气全断面在线监测，实时监测各分区出口烟气氮氧化物浓度，预设合理的浓度偏差，当分区浓度偏差增大时，根据偏差情况自动调整该分区喷氨系统调节门，实时控制喷氨量，调节分区出口氮氧化物浓度，实现脱硝系统全端面精准喷氨，有效控制氨逃逸量，降低空预器阻塞率。

4.3 空预器单侧升温

硫酸氢铵气化温度约为150～230 ℃，空预器内部构件通常为碳钢，其受热变形温度约为420 ℃，而陶瓷换热元件爆磁温度大于300 ℃，将排烟温度升至200～230 ℃不会对空预器内部构件造成任何影响，故可利用其承受温差大特点进行空预器单侧升温，将硫酸氢氨气化以此缓解空预器堵塞。

1.2.2 问卷调查 采用护士工作满意度量表(中文版)［2］，包含15个项目的Likert量表，答案分为5个级别，即“非常不满意、不满意、一般、满意和非常满意”，分别按1～5分计分，得分越高表示满意度越高。该量表的信度(Cronbach’α系数)为0.88。每次应急人力调配后1周，由护理部科研成员对相关科室护士讲解测试目的后填写问卷，并当场收回。共发出问卷171份，回收问卷171份，回收率100%。

4.4 在线高压水冲洗

高压水射流具有射流集中、剪切力大的特点，对换热元件金属表面结垢具有良好的清洁效果，且高压水射流速度较蒸汽流速偏小，其对换热元件的损坏小于蒸汽损坏程度，因此可在空预器冷端安装在线冲洗小车轨道或安装在线高压水系统，在空预器堵塞时机组运行中进行高压水冲洗。

5 案例分析

5.1 空预器堵塞现象

某2×330 MW燃煤电厂#1炉1A、1B空预器堵塞，运行中空预器烟气侧进出口压差明显升高且波动幅度变大，一次风侧进出口压差升高，引风机电流增大，空预器换热效果下降、排烟温度上升，期间发生一次引风机失速。

5.2 空预器堵塞处理

结合机组运行参数进行研讨分析，确认原因为硫酸氢氨结露引起空预器堵塞，决定实施在线高压水冲洗。

5.2.1 在线冲洗方案

(1)制作一个方形轨道、架设高压水枪的四轮式冲洗车和一根拉动冲洗车的拉杆，设备组合体大小需与空预器冷端人孔门配套。

(2)把轨道和冲洗车放到支架上，打开空预器本体冷端人孔门，用细竹竿测量冲洗水枪安装高度，随后安装支架及冲洗轨道，轨道安装后要把高压水枪及拉杆放置在轨道中的冲洗车上，再把轨道尾部固定在空预器外部钢梁上。

(3)轨道架设完毕后开始冲洗时要从空预器换热元件外端逐步向内进行冲洗，冲洗时要根据空预器转速和高压水枪的穿透力来控制冲洗时间和冲洗车拉动距离，每冲完约0.5 m，调整一次冲洗时间。

(4)冲洗水泵出口压力设置为50 MPa，冲洗流量约为40 L/min，水源选用自来水，防止换热元件腐蚀。

5.2.2 注意事项

(1)为确保空预器在线高压水冲洗不对机组产生影响，适当进行短时间试验，试验完成后开始进入正式冲洗。

(2)冲洗前确认排烟温度≥130 ℃，锅炉负荷大于20 MW，空预器运行电流≤10 A，电除尘及脱硫系统参数运行正常。

(3)在冲洗过程中，要全程观察空预器运行电流、阻力变化、排烟温度、炉膛压力、引风机电流是否正常，脱硫系统及除尘器运行是否正常。

(4)空预器电流>10 A、排烟温度<120 ℃、一二次风出口温度<280 ℃、冲洗侧电除尘入口烟温<110 ℃、空预器压差上涨、除尘器电场运行异常甚至退出或导致粉尘排放指标明显异常上升，立即中止高压水冲洗。

(5)当冲洗空预器换热元件最外侧时，必须全程关注空预器电流变化趋势，防止因空预器转子与壳体膨胀不均匀而造成空预器电流大幅波动，处理不当导致机组非停。

(6)若在冬季，冲洗结束后要将泵及管道内水排放干净。

(7)一般情况下应进行多次冲洗，即使在观察到空预器阻力不再持续下降时，仍需再冲洗一到两次。

5.2.3 效果确认

通过高压水在线冲洗，机组负荷300 MW时各参数如表2所示，可见空预器烟气侧、风侧压差均下降至可控范围之内，引风机电流下降明显，节能效果显著，基本消除了引风机喘振、送风机抢风等隐患及机组限负荷情况，保证了机组运行可靠性。

表1 空预器冲洗前后参数对比

6 结 论

机组运行中，任何一个环节出现问题都可能造成空预器堵塞，压差升高甚至引起风机失速，严重可导致机组非停，因此日常需采取多种控制措施来避免空预器堵堵塞问题的发生，有效降低空预器堵塞发生的几率，确保机组安全稳定运行。