火电厂空预器堵塞问题的改善对策研究

2023-05-12吴健

现代制造技术与装备 2023年10期

吴健

（国能（泉州）热电有限公司，泉州 362804）

1 空预器堵塞问题分析

由于大部分火电厂采用选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）脱硫技术，导致空气预热器中蓄热元件多次遭受低温腐蚀和粉尘堵塞，空气预热器的压降变高。特别是空气预热器在高负荷2.6 kPa 以上时，会严重影响机组运行的经济性和安全性。一方面，空气预热器冷端的低温会导致有毒物质在机组正常工作时发生沉淀。另一方面，正常操作条件下，硫化物汽化温度在147 ℃，如果通过空气预热器的烟气温度与硫化物在烟气温度相近，就会形成空预器冷区的蓄热部分，而液态硫化物具有非常高的黏度，会将灰尘黏在烟气中，导致空气预热器堵塞。此外，硫化氢的反应温度在150 ～200 ℃，正是空气预热器的低温范围，导致空气预热器冷端部位的灰尘积聚，增大了空气预热器的压差。

此外，不均匀的氨浓度降低了脱毒系统的脱毒性能。在氨过量的情况下，氨化物的泄漏速度会加快。这些泄漏的氨化物经反应会产生硫酸氢盐等黏性物质，导致空气预热器堵塞和酸腐蚀。国内尚未有统一的空气预热器吹扫系统标准，目前空气预吹系统的空气源主要来自后屏再热器的输出容器，其中蒸汽温度由冷却器控制。如果蒸汽吹扫压力不稳且越接近设定值，吹扫效果越弱。因此，当空气预热器的吹扫压力过低时，不能清除空预器中积聚的灰尘。当吹扫系统发生故障时，吹扫效果不符合要求。另外，当粉尘蒸汽温度不能用降压冷却阀调节而锅炉空预器的过热不能通过手动调节达到所需的范围时会产生液体，削弱了吹扫作用。蒸汽阀门关闭不严格时，水蒸气会流失到空气预热器中，造成空气预热器阻塞。燃煤的质量会直接影响空气预热器的压力差。燃煤灰直接影响锅炉各受热表面的磨损和排除速度。煤中的硫含量过高会增加硫氨化物的浓度，降低烟气的凝点，导致空气预热器腐蚀。当煤的热值过低时，烟气消耗和煤耗增加，空气加热器的阻力也会增加。此外，部分电厂安装SCR 不合理。由于采用高硫布局，反应器入口与原空气预热器烟气侧入口相连，水平进行催化反应，导致大量烟气通过煤节器，并迅速转向空气加热器，在内部出现烟气颗粒沉积，且灰尘周期性地排放到空气预热器的入口处，而不是均匀地通过空气预热器的波浪式热交换器，大大增加了空气预热器堵塞的可能和堵塞程度[1]。

2 空预器堵塞改善分析

烟气中含有SO3，会造成空预器的腐蚀和堵塞，同时排放后会对大气环境会造成严重污染。目前，国内火电厂正在积极寻找控制SO3含量的方法，希望从源头控制SO3含量，从而有效减少空预器的堵塞。湿式静电除尘技术和湿式脱硫塔可以有效去除烟气中的SO3，但由于空预器位于整个装置的下游，无法彻底解决空气预热器的腐蚀和堵塞问题。碱性吸附剂喷雾技术是将碱性吸附剂喷射成固体干粉或在烟道中与烟气中的SO3反应以获得硫酸盐，然后由随后的除尘设备除去。碱性吸附剂喷雾技术还可以从烟气中去除HF、HCl 等酸性气体。当碱性吸附剂以溶液的形式在高温环境下排放到烟道中时，它会蒸发并迅速形成碱性颗粒。无论它们以何种形式进入烟道，它们之间的化学反应都是气态和固态的两相反应，但在溶液状态下碱性吸附剂的去除效率高于固态干粉中的碱性吸附剂。碱性吸附剂的喷射位置通常在SCR 净化装置前端或SCR 净化装置后端，空预器前端。常用的碱性吸附剂有NaOH、Mg(OH)2、Ca(OH)2、Na2CO3等。在经济成本允许的情况下，应优先选择与SO3反应的碱性吸附剂形成气体，所得气体可以支撑碱性颗粒的多孔结构，增加比表面积，提高SO3的去除效率[2]。

3 火电厂空预器堵塞改善措施

3.1 加强空气预热器蒸汽吹灰

由于空气预热器存在堵塞问题，火电厂需要从各机组实际情况出发，因地制宜地应用防堵方法，如加强空气预热器吹灰，利用热空气循环、高压水冲洗、热解空气预热器等方式降低烟气中的烟灰体积。针对空气预热器堵塞的各种原因，从优化调节和维护2 个方面提出相关对策，希望可以提高机组运行效率，增加机组经济效益。

当发现锅炉空预器内的压差增大时，操作人员应将左右两侧的排气温度轮流升高到150 ～160 ℃，以减少硫化氢铵的阻塞[3]。清理空气预热器是日常管理中的重要工作，可以有效防止发生堵塞。定期或密集吹扫可以有效减缓空气预热器堵塞的可能性。当空气预热器负荷下的工作压力差接近设计上限时，空预器已存在轻微堵塞问题。这种情况下通过增加空预器的吹气压和频率，可以在一定程度上缓解堵塞情况。但是，随着使用时间的增加，灰尘在热交换面中间移动，空预器的阻力不断增加，不仅会损伤热交换元件，加剧灰尘的污染，还会损坏热交换元件的冷端，导致空预器泄漏。因此，必须在说明书的指导下使用空预器，避免长时间连续吹出灰尘。如果没有明显的蒸汽喷雾效应，应及时确定原因，注意现场检查空预器，防止不良排水。如果换热元件发生爆炸，应从爆炸次数、过压蒸汽、排水不良、阀门内部泄漏等方面寻找原因，并有针对性地进行处理，解决提升阀效率低下、排水管道结构不合理等问题[4]。为了达到空气预热器的预期吹扫效果，必须充分保证吹扫压力、吹扫频率、吹扫时间、吹扫温度和吹扫蒸汽质量。太高或太低的压力都不能保证空气预热器的吹扫效果。操作人员应根据空气预热器的堵塞程度和吹扫所需的压力范围，确定合适的吹扫压力。吹扫的频率和时间取决于空气预热器的压力差。粉尘处理应严格按照要求进行，必要时空气预热器可连续吹扫。如果空气预热器堵塞严重，可用高压冲洗清除空气预热器换热元件冷端的灰尘，且在冲洗后应立即回收蒸汽粉尘[2]。

3.2 热风循环加热

设置热风循环加热主要是为了防止冬季环境温度下降时，空气预热器压强因温度失衡而无法正常工作。空气预热器堵塞问题日益突出，增加热风循环装置可显著提高运行中冷端空气入口的综合温度，从而有效控制空气预热器的堵塞情况。使用以风扇叶片为主的空气调节装置，在风扇入口处设置热风循环，长时间使用会加重叶片的磨损。因此，有些火电厂采用加热器加热或热风再循环结构，在出口处利用离风机解决风机叶片磨损问题。但是，由于进气口空气预热器温度会随之升高，会导致锅炉效率下降。以1 台660 MW机组的实际工作为例，当进气温度提高到60 ℃、排气温度提高10 ℃时，供电用煤量将约增加1.6 g·h-1。这种方式不仅限制了空预器冷段部位金属温度的升高，还不能达到硫化氢的热解和汽化温度。因此，在实际运行中，这种方式虽然对改善冷端腐蚀和减缓压差增大有一定作用，但是仍不能完全解决空预器堵塞问题[4]。对于空预器堵塞的机组，应尽可能暂停硫化氢铵的弹性排放，遵循每次停机时需要清洗的原则，严格遵守两次清洗通风和干燥规定，至少预留24 h 可控制。此外，增加空预器的吹扫时间和频率，以保证吹扫效果，及时更换催化剂，保证催化剂的正常活性。定期检查氨管温度，如发现异常，应利用停机单元进行拆卸，以保证氨和硫化物的良好混合。同时，需要科学控制空预器的空气泄漏速度，利用机组维修和停机有效控制空气泄漏[3]。

3.3 空气预热器升温汽化

少量的固态硫化物可以用加热方式去除，但在低温、中温范围难以去除硫化物。部分火电厂试图提高烟气温度来改变空预器的工作温度范围。由于硫酸氢铵的产生区域可以向下移动，原硫酸氢铵区域顶部的硫酸氢铵蒸发，从而减缓空预器的阻塞。实际运行中，当机组负荷超过70%时，应通过降低风机的单向力，使排气单向温度升高到200 ℃以上，控制空预器单向排气的升温速度，防止空预器损坏。硫酸氢铵的热解至少需要10 h，而大多数峰值组件不能长时间维持稳定的负荷。根据硫酸氢铵热分解特性分析，其热分解温度在345 ℃以上，真正蒸发的硫酸氢铵只占很小一部分，而中间温度和冷端上部依旧会引起堵塞[4]。

3.4 高压水冲洗

受节能政策影响，现阶段热电机组需要长时间低负荷运行。即使进行了改进且吹扫速率良好，空预器的压强也可能上升到短时间内无法工作的程度。因此，一些火电厂进行了在线清洗，根据摩擦力变化提供在线清洗，以减少吹扫阻力。实际运行中应在75%～90%的负荷段进行高压水洗，以提高废气温度，减少喷雾次数，降低泄漏速率，改善冲洗效果。冲洗除堵的效果显著，但实际操作过程复杂而危险，无法保证冲洗后的效果，易造成元件开裂，不能经常使用。如果冲洗几天没有明显效果，说明堵塞情况严重，应尽快停机修理。停机进行自动水洗时，应结合各场地的实际灰尘水平确定清洗工艺。如果在平均温度范围内有灰尘，则需要抽包清洗，以便完全去除热交换元件中的灰尘。如果只有冷端存在，则考虑整体清洗。在停机时间方面，抽包清理时间更长，通常停机时间超过20 d。加热部件充电后，应着重恢复和调节径向间隙，以防由于间隙过大而在运行过程中增加压差[4]。

3.5 控制氨逃逸量

在燃煤电厂的实际运行中，由于NOx不均匀，普遍存在氨含量过高和脱硝效率低的问题。将多余的氨排放到烟道的某些区域会导致氨泄漏增加，增加腐蚀和堵塞空预器的风险。因此，火电厂为消除烟道中氨化物浓度分布不均问题，通常对其进行喷涂操作。通过调节入口处氨分支上的阀门开口，氨浓度可根据烟道不同区域的需求量而变化。该方法可以有效减少氨的用量，提高脱氮效率。为确保装置的脱硝效率并降低空气预热器堵塞的风险，火电厂必须定期对SCR装置进行控氨测试。维护过程中必须加强对喷雾剂的检测，以免由于喷雾剂的损坏而在其他区域过度喷洒氨。控制氨泄漏的另一个措施是确保脱硝催化剂的活性。活性较低的催化剂不能保证NH3和氮氧化物的充分反应，因此必须加强对催化剂粉尘的吹扫，以保证催化剂表面的清洁，定期检查催化剂的活性，及时更换因烟灰、重金属等因素而失活的催化剂，以免过量的氨因催化剂的作用而失活。此外，低氮燃烧技术可以减少SCR 入口的NOx数量和氨含量，从而减少氨含量，缓解空预器堵塞的问题[5]。