电站锅炉空气预热器跳闸分析与处理

卢红书

(华电国际莱城发电厂,山东 济南 271100)

1 机组概况

某厂4号锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的1025 t/h亚临界参数压力控制循环锅炉，采用美国燃烧工程公司(CE)引进技术，型号为SG-1025/17.44-M844、中间一次再热、固态排渣、正压直吹四角切圆燃烧控制循环汽包炉[1-3]。配备2台空气预热器，型号为Z-29VI(T)-1676M。空气预热器系统见图1。本文分析了空气预热器卡涩跳闸原因，并提出预防措施。

图1 空气预热器系统

2 异常经过

2021年1月26日01:29，4号机组协调控制，“O”模式AGC，负荷为150 MW，锅炉蒸发量为525 t/h，A、B磨煤机运行，B空气预热器主电机电流由17 A升至40.7 A跳闸，辅助电机联启后跳闸，B空气预热器停转报警发出，B空气预热器入口烟气挡板自动关闭，立即就地确认B空气预热器停转，手启辅助电机、主电机均不成功，手动盘车不动，联系锅炉相关人员检查处理。A、B空气预热器排烟温度分别由109 ℃/112 ℃、129 ℃/133 ℃快速升高，01:46，最高升至151 ℃/158 ℃、217 ℃/227 ℃后缓慢下降，03:05，脱硫入口烟气温度最高升至154 ℃后缓慢下降，现场对B空气预热器反复盘车，清除脱落蓄热元件，22:01，启动B空气预热器恢复正常运行方式。

3 现场检查

3.1 现场情况

1月26日02:00，锅炉相关人员现场确认B空气预热器停转，检查上下轴承，未见异常；手启主电机未成功，通过辅助电机手动盘车不动；计划从二次风检查蓄热元件，停运B送风机，B侧二次风出口挡板门关闭不动，重启B送风机；利用倒链拉紧B空气预热器烟气入口挡板，增加防误动措施，开启烟气侧检修人孔门，利用倒链进行反复盘车，确定卡涩物位于烟气侧，打开烟气侧热端检修门，检查热端蓄热元件，未见异常；在空气预热器烟气侧冷端开检查孔，发现卡涩物为块状物(见图2)，位于烟气侧冷端第1环，卡嵌在蓄热元件篮筐内，另有1根消防喷水管断裂。17:30—21:50，清理块状物及其他脱落蓄热元件，22:01启动B空气预热器主电机(见图3)，电流为17 A，检查空气预热器运行正常，主、辅电机联锁试验正常，打开入口烟气挡板，恢复正常运行方式[4]。

图2 空气预热器堵塞物

图3 B空气预热器参数趋势

3.2 以往改造

经查阅资料：4号机组空气预热器于2013年12月完成低氮改造，至今已投运7年，每年进行高压水冲洗及密封片更换维护。2016年9月检修时发现冷端蓄热元件出现吹损现象。2019年11月，停机消缺发现空气预热器热端蓄热元件最外环存在缺失、倒伏现象，冷端蓄热元件存在吹损、腐蚀、缺损现象。2020年4月，机组小修期间检查空气预热器支撑、消防喷水管未见异常，冷端蓄热元件缺损严重处达30 cm，部分蓄热元件出现脱落缺失现象，更换缺失的密封片，并完成高压水冲洗工作。机组启动后，300 MW负荷时，A/B空气预热器烟气侧压差均值为2082 Pa/2097 Pa。

空气预热器吹灰参数查阅情况：空气预热器改造后，运行分场执行每班吹灰2～4次，2019年1月，因空气预热器压差上涨，增加吹灰频次至每班吹灰4～8次，调整吹灰压力为1.4 MPa(就地压力为1.0 MPa)，2020年12月24日，将吹灰器压力提高至1.55 MPa(就地压力为1.1 MPa)，2021年1月1日，将空气预热器吹灰压力升至1.65 MPa(就地压力为1.1～1.2 MPa)。1月26日，恢复吹灰压力至1.4 MPa(就地压力为1.0 MPa)，1月30日抽查蒸汽吹灰温度，空气预热器吹灰疏水15 min后开始吹灰，就地检查压力为1.0 MPa，枪管温度为220 ℃/200 ℃。

空气预热器水冲洗情况：根据空气预热器运行压差情况，每次机组大小修进行一次离线高压水冲洗工作。1月15日—20日，因空气预热器堵塞严重，空气预热器实施在线水冲洗，烟气侧压差增加300 Pa。

脱硫事故喷水投运情况：查阅脱硫吸收塔事故喷水投入条件为烟温达170 ℃，4B空气预热器跳闸期间，脱硫事故喷水试投运正常。

4 原因分析

4.1 B空气预热器跳闸原因

第1环脱落的空气预热器蓄热元件和灰、硫酸氢铵及水板结垢形成的块状物脱落，卡嵌在蓄热元件篮框内，转至扇形板时，造成空气预热器卡涩，导致主电机、辅助电机过载跳闸。

4.2 块状物形成及脱落原因

一方面，空气预热器运行周期长，蓄热元件产生塑性变形，预紧力下降，篮筐内蓄热元件松弛；另一方面，因吹灰蒸汽过饱和度不足、进汽阀内漏、疏水管道设计不合理、吹灰压力偏高及频次偏多等问题，造成冷端蓄热元件吹损缺失，另外高压水枪冲洗及硫酸液体腐蚀也会造成冷端缺损，部分破损的蓄热元件脱落，进一步造成篮筐内蓄热元件松弛。松弛的蓄热元件在篮筐内倾斜，因第1环蓄热元件尺寸小，更易从篮筐中脱落。

因空气预热器堵塞严重，1月15日—20日，空气预热器进行在线水冲洗，在线水冲洗加重了蓄热元件的受损程度，且水冲洗水温较低，在靠近中心筒的蓄热元件位置更易形成液态水，与松弛的蓄热元件、积灰板结垢形成块状物，在水冲洗后，块状物逐渐硬化且不断吸附灰尘及硫酸氢铵，最终脱落。

4.3 空气预热器堵塞原因

a.脱硝系统过量喷氨，氨逃逸增加，造成大量硫酸氢氨沉积，堵塞空气预热器[5]。

b.空气预热器冷端综合温度偏低，在入炉煤硫分偏高的情况下存在冷端腐蚀的情况。

c.入炉煤硫分偏高，烟气中SO3质量浓度增加，促使硫酸氢铵生成量增加。

4.4 脱硝系统过量喷氨原因

a.喷氨流场不均，造成部分烟气通道过量喷氨。

b.受入炉煤质及给煤机断煤的影响，4号炉脱硝入口氮氧化物偏高，造成喷氨量偏大。

c.运行人员调整不细致、不及时，造成喷氨量大幅波动，存在过喷现象。

d.因脱硝出口NOx监测与净烟气NOx监测值偏差较大，脱硝喷氨调整为手动操作模式，在手动操作模式下，因净烟气NOx监测反馈滞后较大，造成运行人员操作滞后，喷氨过量。

5 防范措施

a.加强设备维护消缺。锅炉运行人员利用停机机会全面排查1-4号炉空气预热器蓄热元件损坏情况，对破损严重的蓄热元件采取防脱落措施，并对空气预热器支撑、消防喷水管等设备排查，发现异常后及时处理；对1-4号炉脱硝喷氨进行定期调平，确保喷氨均匀性；排查吹灰供汽管路保温完整情况及进汽阀、疏水阀开关情况，及时处理保温缺失及阀门内外漏等问题，确保吹灰蒸汽参数满足要求。

b.加强设备检修管理。锅炉队做好烟气挡板及一、二次风挡板的检修维护；按照规程要求，做好空气预热器密封间隙调整，并做好验收工作。

c.加强运行调整。通过调整减少脱硝入口氮氧化物含量，减少烟气脱硝氨耗量；降低吹灰压力至合理范围，适当降低吹灰频次，防止因吹灰压力过高造成蓄热元件损坏。

d.加强运行管理。运行分场修订喷氨、吹灰管理措施，对喷氨量突增、突减、大幅波动及吹灰蒸汽参数异常运行的情况进行有效管理，减少过量喷氨、吹灰等异常操作。

e.做好隐患排查处理。将脱硫事故喷淋水投运温度降至150 ℃，确保脱硫设施安全运行。