350 MW燃煤机组空气预热器压差大原因分析及对策

2022-01-20穆福艺

发电设备 2022年1期

穆福艺，赵凯

(河北涿州京源热电有限责任公司，河北涿州 072750)

冬季工况下，为了防止锅炉空气预热器(简称空预器)冷端低温腐蚀和堵灰现象，北方普遍采用暖风器系统提高空预器进口风温，使排烟温度保持在酸露点以上。暖风器系统通常采用辅汽联箱供汽，疏水回收至炉侧疏水箱或直接经疏水泵回收至凝汽器或除氧器。但在实际运行中，经常出现暖风器疏水不畅、极端天气下暖风器出力不足等问题[1]。袁建飞[1]针对暖风器运行存在的堵灰、腐蚀问题，提出了暖风器完善优化应用的重点和技术措施。周超等[2]通过对暖风器、疏水器进行改造，并重新布置疏水系统、优化运行逻辑，提高了暖风器及疏水系统的可靠性和经济性。王荣等[3]分析了设置循环风对回转式空预器性能和堵灰的影响，以及冷端堵灰的原因，并提出了优化方案。蔡明坤[4]分析了设置循环风对回转式空预器性能和堵灰的影响，并针对冷端堵灰提出了改进方案。

笔者对冬季供热期某350 MW燃煤机组空预器烟气侧压差大进行了分析，确认二次风暖风器出力不足导致空预器最低冷端综合温度低于设计值，存在低温腐蚀和堵灰的风险。通过对暖风器系统的改造，进一步提高了空预器冷端温度，减少了低温腐蚀风险，并对暖风器改造后对机组经济性的影响进行了分析。

1 设备概况

机组采用2台容克式、立式、三分仓回转式空预器，型号为29.5-VI(T)-2600-QMR，空预器相关参数见表1。空预器是利用锅炉尾部烟气热量加热空气的热交换设备，当转子转动时，烟气和空气交替流过换热元件，换热元件从热烟气中吸收热量，提高空气温度。

表1 空预器相关参数

一、二次风均采用卧式 SD-XNFT-Ⅰ型暖风器系统，暖风器为手动可旋转式暖风器。暖风器运行时将暖风器与风向垂直，加热风温；暖风器停用时将换热面旋转阀按其本体所示的箭头方向旋转 90°并锁紧，使其与风向平行，以降低风阻。

2 存在的问题

目前，2号锅炉空预器烟气侧压差偏高，压差在1.8～3.0 kPa，远高于设计值(1.25 kPa)，也高于去年同期值(1.2～1.8 kPa)；1号锅炉空预器烟气侧压差在1.3～2.3 kPa，压差比2号锅炉空预器低。

图1为2019年12月1日—2020年1月31日2号锅炉空预器烟气侧压差变化情况。

图1 2019年12月1日-2020年1月31日2号锅炉空预器烟气测压差变化情况

由图1可以看出：2019年12月1日—2020年1月31日在同样负荷下2号锅炉空预器烟气侧压差总体呈上涨趋势。2020年1月2号锅炉空预器烟气侧压差最大值由2.7 kPa上升至3.0 kPa，1个月增长了0.3 kPa，到2020年3月空预器烟气侧压差可能会进一步上升，最高可能会达到3.3 kPa，影响机组运行的安全性及经济性。

3 原因分析

表2为2号锅炉氨逃逸检测数据，表3为氨灰检测数据。由表2及表3可以看出：2号锅炉氨逃逸体积分数基本维持在1.0×10-6以下，低于设计值(3.0×10-6)；氨灰的质量比基本维持在65 mg/kg以下，低于设计值(100 mg/kg)，在线表监测数据显示正常。但不能完全排除氨气喷入过量问题，因为左右侧烟道各有一个氨逃逸测点，所测得的氨逃逸体积分数不能代表整个烟道的情况，由表3可以看出2号锅炉空预器氨灰质量比有突增现象。

表2 2020-12-16 2号锅炉氨逃逸检测数据

表3 氨灰检测数据 mg/kg

运行期间2台锅炉所烧煤种基本一致，不存在煤质原因导致1、2号锅炉空预器烟气侧压差偏差大的问题。

2号锅炉空预器冷端吹灰压力为1.20～1.26 MPa，热端吹灰压力为0.83～0.93 MPa，热端吹灰压力略高于设计吹灰压力，符合设计要求。吹灰周期为8 h，不存在吹灰压力不足或吹灰频次过低导致空预器堵塞的问题。空预器吹灰前后压差变化不明显，没有出现明显降低。

根据煤的含硫量，得到空预器冷端平均壁温运行曲线(见图2)。大部分燃煤的含硫质量分数低于1.5%，根据冷端温度导则可知，冷端平均壁温大于68.3 ℃即可满足运行要求。冬季空预器冷端平均壁温最低为64.7 ℃，低于最低运行温度(68.3 ℃)，存在低温腐蚀的风险，这是造成空预器烟气侧压差大的主要原因。

图2 冷端平均壁温运行曲线

2020年3月下旬对换热元件进行整框架常规高压水冲洗，表4为2台锅炉冲洗前后空预器烟气侧压差变化情况。由表4可以看出：由于积灰严重，冲洗效果不明显，冲洗后空预器烟气侧压差并未下降。

表4 冲洗前后空预器烟气侧压差变化情况

再次检修时，将空预器换热元件框架拆解后，发现冲洗前换热元件堵灰严重(见图3)。事实说明空预器烟气侧压差大与低温腐蚀和积灰相关，对换热片逐片进行冲洗，彻底清除积灰，冲洗后压差恢复正常。

图3 空预器换热元件逐片冲洗前后对比

由于空预器烟气侧压差增大，导致整个风烟系统的管道阻力特性曲线发生变化，存在风机喘振风险。通过计算，引风机全压在4 700～6 400 Pa，风体积流量在180～250 m3/s，根据引风机特性曲线可知，引风机处于安全运行范围。送风机全压在1 500～2 200 Pa，风体积流量在88～120 m3/s，根据送风机特性曲线可知，送风机处于安全运行范围。

4 改造方案

在2台送风机出口风道各加装1台暖风器，汽源引自辅汽联箱至原暖风器加热蒸汽母管，对送风机出口冷二次风预加热后送至原暖风器进口，进一步提高暖风器出口风温。加装的二次风暖风器系统图见图4。

图4 新加二次风暖风器系统图

5 实施效果

5.1 对空预器低温腐蚀的影响

表5为改造前后运行参数对比。由表5可以看出：在相同负荷下，改造后空预器进口温度提升明显。

表5 改造前后运行参数对比

新加二次风暖风器投运后，空预器烟气侧压差较上一年同期有较大改善(见图5)。2020年12月1日—2021年1月4日，1号锅炉空预器烟气侧平均压差为1.539 kPa, 2号锅炉空预器烟气侧平均压差为1.552 kPa，较上一年同期有了显著降低，未出现空预器烟气侧压差大幅升高的现象。

图5 改造后空预器烟气侧压差变化情况

冷端平均壁温=(空预器进口平均风温+未修正的空预器出口排烟温度)/2，可算出2020年12月1日—2021年1月4日冷端平均壁温，即1号锅炉空预器78.591 ℃，2号锅炉空预器74.516 ℃，相比于2019年12月1日—2020年1月4日冷端平均壁温(1号锅炉空预器76.903 ℃，2号锅炉空预器71.23 ℃)有较大提升，低温腐蚀的风险降低。

5.2 对机组经济性的影响

5.2.1 对风机出力的影响

新加二次风暖风器投运后，空预器烟气侧压差降低，烟气沿程阻力降低，理论可降低单台风机功率N[5]为：

式中：qV为体积流量, m3/h，ρ为介质密度, kg/m3，qm为质量流量, kg/h；p为风机全压, Pa；η0为风机内效率，一般取 0.75～0.85，此处取 0.8；η1为机械效率，一般取 0.95～0.98，此处取 0.96。

投入新暖风器后2台空预器烟气侧的平均压差减少0.301 kPa，理论上可降低单台引风机功率87.87 kW。

冬季新加暖风器运行4 个月(共计约2 900 h)，2 台引风机预计节电约50.96万kW·h，节约成本约15.288万元。

5.2.2 对锅炉效率的影响

新加二次风暖风器对锅炉热效率产生了两方面的影响：一方面，二次风温度升高，引起锅炉热效率提高；另一方面，锅炉排烟温度升高，引起锅炉热效率降低[6-8]。

锅炉排烟温度升高而引起锅炉效率的变化量Δη1为：

式中：ty为空预器进口烟气温度，℃；tk为不投暖风器时空预器进口风温，℃；tpy为暖风器投入前的锅炉排烟温度，℃；Δtk为暖风器投入前后空预器进风的温升，K[9-11]；k为排烟温度每变化1 K的热损失修正系数，取经验值0.54×10-3。

新加二次风暖风器投运后，锅炉热效率变化量Δηg[12]为：

Δηg=Δη1+Δη2

(3)

式中：Δη2为锅炉输入热量增加而引起锅炉效率的变化量，%。

实际运行参数见表6。

表6 实际运行参数

将表6中参数代入式(2)可得Δη1=0.112%。

锅炉输入热量增加而引起锅炉效率的变化量Δη2为：

式中：ηg为暖风器未运行时锅炉的效率，%，热耗率验收(THA)工况下ηg=94.09%；qt为暖风器吸热量与单位燃料热量的比值，%，α为空预器进口处过剩空气系数，空预器进口氧气体积分数为3.1%，经计算空预器进口处过剩空气系数为1.17，War为燃料收到基水分质量分数，%，Qnet,ar为收到基低位发热量，MJ/kg。设计煤种参数见表7。

表7 设计煤种参数

通过以上分析得出锅炉暖风器的运行使锅炉效率下降，导致发电煤耗增加0.337 5 g/(kW·h)，年增加燃料费用约13.66万元(冬季供电量为57 794万kW·h，标煤价为700元/t)。另外，应考虑烟气沿程阻力的减小对风机出力的影响，2台引风机节约成本约15.288万元；由于空预器换热元件阻力的减小使送风机及一次风机的经济性提高，进一步弥补了新加暖风器降低锅炉效率带来的成本消耗。