空预器蓄热元件在线水冲洗及腐蚀堵灰问题分析

江苏国华陈家港发电有限公司 刘海峰 谢兴运 黄敏智

江苏某发电厂的2×660MW 锅炉是上海锅炉厂有限公司设计的660MW 超超临界压力直流锅炉。锅炉单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π 型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构。炉后尾部布置两台转子直径为16370mm 的三分仓容克式空气预热器。空气预热器采用垂直轴三分仓（一次风、二次风和烟气侧）布置，是一种以逆流方式运行的再生式热交换器，烟气自上而下流动，空气自下而上，通过传热片吸收热量而得到预热，实现烟气与空气的热交换。

1号机组在执行电网调度经过深度调峰后，出现了炉膛负压、一次风压和1B 空预器差压波动异常：炉膛负压在±500Pa、一次风压在5.6～7.8kPa、1B空预器差压在0.6～1.1kPa 范围内波动，对锅炉的安全运行和运行控制安全带来了隐患。火力发电中加装脱硫脱硝装置成为趋势，但火电厂加装SCR 脱硝装置后易出现空气预热器腐蚀和堵灰问题，导致炉膛负压、一次风压和空预器差压波动异常，锅炉不安全稳定系数增大。因此空预器在线高压水冲洗在保障机组安全稳定运行是很有必要的。

1 空预器蓄热元件在线水冲洗方案及冲洗效果

基于其他电厂的脱硝氨逃逸控制、空预器硫酸氢铵运行热解和在线冲洗施工等方案，在技术专业人员多方思考，确定采用空预器热态蓄热元件在线水冲洗方案。

在空预器吹灰平台外一侧搭设操作平台脚手架，做一个12×0.25m 长方形轨道用于架设高压水枪的四轮式冲洗车及拉杆，拉杆长度为8米。把轨道和冲洗车放到操作平台上，在空预器烟气侧冷端壳体传热元件下方位置割孔，孔洞在冷端吹灰器左下方1m位置，孔洞尺寸为300×400mm。轨道安装后，操作人员要把高压水枪及拉杆固定在轨道中的冲洗车上，再把轨道后方用手导链固定到外边钢梁上，利用开孔的底部为支点，然后将轨道慢慢推入空预器本体距离中心筒约0.3米。推轨道的同时，要用导链把轨道拉紧，防止轨道前倾，导致轨道不平衡，轨道到位后，外部用槽钢将轨道焊接固定在钢梁上。

轨道架设完毕后，作业人员开始清洗时要从预热器换热元件靠中心处逐步往外进行冲洗，高压水枪喷嘴为垂直往上90度；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跑车拉动距离，冲洗时由里往外步退每次5cm，最内侧点停留时间初始为5分钟，每往外步退15次，增加5分钟冲洗时间，并观察冲洗后压差变化，适当调整各部的冲洗时间。冲洗车垂直往上仰洗，把冷端、热端附着垢质进行清除、疏通；堵塞的灰垢经高压水穿透水随烟气蒸发，从而使冷端、热端完全疏通，清除空预器内板间夹杂的垢物，达到清洗目的，如经过一次冲洗未能将空预器差压降低至1400Pa 以下，应进行多次冲洗，待空预器阻力不再持续下降时，停止冲洗。

水源采用#2炉磨煤机零米杂用水，冲洗时水流量为40～60L/min（通过高压柱塞泵挤压后所产生的热度为60～70℃，无需再进行冲洗水加热），现场照明电源设施应充足。在线清洗时，空预器排烟温度不低于110℃，低于105℃停止冲洗，冲洗水由高温烟气蒸发，不另外设置排污系统。冲洗过程安排专人与运行联系，一旦接到运行停止冲洗指令，立即停止冲洗；并在接到运行可以恢复冲洗指令后，方可再进行冲洗。

对1号机组空预器进行在线水冲洗。冲洗过程中，开始阶段炉膛负压波动幅度较未冲洗时明显减小，在线冲洗对降低锅炉炉膛压力明显。随着1号空预器在线冲洗时间的延长，炉膛负压波动基本无较大变化，此时波动基本均恢复至正常范围。这主要由于空预器蓄热元件上堵塞物在初始冲洗阶段较容易冲刷掉，烟气与一二次风流通通畅，炉膛负压波动幅度明显减小。随着在线冲洗的深入，剩余的蓄热元件堵塞物量已不多，炉膛压力波动恢复正常，无明显变化。在3月10日前后空预器压差波动剧烈，随着空预器蓄热元件在线冲洗，空预器差压波动范围0.6～0.8kPa，较冲洗前波动幅度明显减小。一次风母管压力变化趋势如图1所示，通过一次风母管压力曲线可以看出冲洗效果较为明显，一次风母管压力波动范围6.6～7.6kPa，比冲洗前波动幅度减小。

综上，通过空预器蓄热元件在线水冲洗，炉膛负压、一次风压和空预器差压波动异常等问题得到了有效控制，使机组恢复正常运行，保障了各个设备的安全稳定工作。

2 故障原因分析

2020年年初至今，机组经过多次深度调峰，对机组安全稳定运行造成了深远影响。在深度调峰期间，机组负荷保持在40%左右，其中烟速比平常运行时偏低，比较容易让烟气灰尘在空预器蓄热元件上沉积，蓄热元件积灰板结，使之空预器的通流面积减小及换热效果减弱，造成空预器进出口的压差波动增大，空气预热器漏风率增大的风险急剧增加。

漏风率[1]的大小对锅炉运行的经济性有很大影响。空预器的漏风使得空气直接进入烟道有引增风机抽走，使得送、引、一次风机耗电量增大。同时，漏风使得烟气排烟过剩，空气系数增大，进一步增加排烟热损失，使得锅炉热效率降低。若漏风严重，会使送入炉膛的风量不足，导致锅炉的机械未完全燃烧热损失和化学未完全燃烧热损失增加，另外，由于供氧不足还会形成还原性气氛，使灰渣熔点下降，引起炉膛结渣及高温腐蚀，甚至限制锅炉出力。

高硫煤是指含硫量大于3%的煤。含硫量小于1%的是低硫煤，含硫量1～3%的为中硫煤。掺烧的煤含硫率较高加上频繁的深度调峰，烟气中的硫分含量增多，导致SCR 里的催化剂再生后的性能异常下降。锅炉炉膛烟气的氮氧化合物参与的化学反应，主要化学反应式为：6NO+4NH3=5N2+6H2O、8NH3+6NO2=7N2+12H2O。

深度调峰负荷低，烟气温度偏低，氨与氮氧化合物的反应不完全，烟气中单位氮氧化合物含量易超出环保标准。为了使氮氧化合物反应完全，电厂一般设置使喷氨量超出反应的量，且由于烟温低，造成一定量的氨逃逸。这样硫化物和氨随烟气进入空预器，在蓄热元件上进行反应，化学反应式为：2NH3+SO2+H2O=(NH4)2SO3+NH3·2H2O、(NH4)2SO3+NH3·2H2O=(NH4)HSO4+H2O、SO3+2NH3·H2O=(NH4)2SO4+H2O。

硫酸氢铵和亚硫酸铵等易溶于水，对钢铁等物质有强烈的腐蚀性，这对空预器设备的安全及寿命有着很大的影响。二次热风再循环提供的冷风温度低，空预器冷端综合温度低，这也为氨与硫化物反应生成硫酸氢铵和亚硫酸铵创造了条件。空预器进口温度在320℃左右，出口温度在120℃。杨建国研究发现[2]，硫酸氢铵的开始生成温度为230～270℃，峰值温度为180～240℃，硫酸铵开始生成温度及峰值温度总体上比硫酸氢铵低40℃左右。

硫酸氢铵的生成率明显高于硫酸铵，根据NH3和SO3浓度与物质的量比不同，烟温到120℃时，硫酸氢铵的生成率为64%～90%，硫酸铵的生成率为6%～15%，硫酸氢铵的生成率为硫酸铵的6～10倍。反应物浓度的增加会促进硫酸氢铵和硫酸铵的生成，且SO3较NH3更有利于硫酸氢铵的生成。硫酸氢铵和硫酸铵生成份额随温度的变化呈单峰状，且随着反应物浓度的增加，其峰值所在的温度区间逐渐升高，这造成空预器蓄热元件易硫酸氢铵沉积。由于空预器较长时间的运行造成蓄热元件局部受损粗糙度增加，这些影响也使得蓄热元件积灰板结，使之空预器的通流面积减小及换热效果减弱，造成空预器进出口的压差波动增大。

由于烟气灰尘沉积、硫酸氢铵和亚硫酸铵的生成及分布不均匀、空预器较长时间的运行造成蓄热元件局部受损粗糙度增加，导致蓄热元件积灰板结，板面增厚，空预器的通流面积减小及换热效果减弱，造成空预器进出口的压差波动增大。空预器进出口压差波动增大，增大了空预器的漏风率，空气侧的一部分一二次风进入烟气侧。单位时间内进入炉膛的二次风和流经一次风母管的空气量减少，造成炉膛和一次风母管压力剧烈波动。

综上，空预器蓄热元件在线水冲洗效果明显，炉膛负压、一次风压和空预器差压波动异常等问题得到了有效控制，使机组恢复正常运行，保障了各个设备的安全稳定工作。通过研究分析得到，深度调峰负荷低、喷氨不均、催化剂再生后的性能异常下降、燃煤硫分增加、蓄热元件局部受损粗糙度增加、二次热风再循环提供的冷风温度低是造成此次故障的主要原因。