锅炉空气预热器堵塞治理及防治措施

锅炉空气预热器堵塞治理及防治措施

田奕权

（国电长源荆州热电有限公司湖北荆州434000）

摘要：国电长源荆州热电有限公司2×330MW机组锅炉为上海锅炉厂生产的1065t/h亚临界燃煤锅炉，每台锅炉配有两台容克式三分仓空气预热器。公司先后对两台锅炉分别进行了脱硝增容改造，改造后由于空预器堵塞情况较为严重，又陆续对空预器进行了改造。本文介绍了脱硝增容改造后空气预热器堵塞的处理、改进思路。

关键词：脱硝改造；空气预热器改造

1概况

国电长源荆州热电有限公司两台330MW燃煤供热汽轮发电机组，锅炉为上海锅炉厂有限公司制造，型号SG-1060/17.5-M738。型式为亚临界压力参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、摆动式燃烧器调温、四角切圆燃烧，固态排渣、露天布置、全钢架悬吊结构、Π型布置燃煤汽包炉。锅炉采用二台容克式三分仓回转式空气预热器，配HXYR-5型吹灰器。

燃烧器为上下浓淡分离四角切圆摆动式直流燃烧器；分A、B、C、D、E五层布置，四个角燃烧器喷嘴拥有各自的摆动连杆，通过摇臂装置和主连杆由摆动气缸装置驱动上、下摆动各20°。为了有效降低NOx排放，锅炉燃烧采用双尺度燃烧技术，一次风喷口全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器；

脱硝系统是由北京龙源环保设计制造，采取选择性催化还原（SCR）法来达到去除烟气中NOx的目的。SCR反应器采用高灰型工艺布置（即反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间）。

化学反应式如下：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O

6NO2+8NH3→7N2+12H2O

6NO+4NH3→6H2O+5N2

2现状

2016年、2017年公司相继对两台机组进行脱销增容改造后，两台机组空预器经常发生堵塞现象。风烟系统电耗增大，一、二次风压及炉膛压力周期性波动。由于空预器前后压差过大，两台锅炉引风机先后发生5次失速故障。在高峰负荷情况下不能接带负荷，还造成大量的考核电量。下表为其中一次引风机失速时的数据：

从表中可以看出机组负荷由300MW下降至236MW，风机失速现象才得到缓解。当时采取的对策是加大空预器吹灰频次、增大吹灰压力的办法，压力在1.6～1.8MPa执行了三天时间，压差下降后调整为1.2～1.4MPa维持运行。适当限制负荷，供热负荷在两台机之间进行协调保证引风机全压不超过风机性能要求的7.6KPa，避免出现风机失速。但是，在随后的几周内空预器堵塞现象没有得到缓解，前后压差越来越大，空预器烟气侧压差曾达到了3100Pa。甚至到了某日10:46时#1机负荷由235MW带到240MW锅炉总风量由840t/h增至911t/h，送风机A电流39A，动叶开度48%，送风机B电流40A，动叶开度49%，引风机A电流201A，动叶开度75%，引风机B电流200A，动叶开度79%。引风机差压在加负荷过程中分别为A侧6.7kpa、B侧6.6kpa。

10点46分30秒A引风机电流突增至278A（电机额定电流308A），B引风机电流陡降至119A，炉膛负压陡增至+1400Pa。值班人员立即汇报值长联系中调减负荷，迅速将机组切为基本控制方式，降低机出力，手动减小A、B引风机动叶开度，同时将A、B送风量减小，投入等离子稳燃，10点48分51秒#1机负荷减至225MW风机失速得到缓解。

3存在的问题

在机组停备期间对空预器进行检查，发现预热器冷端堵塞严重，从#1炉空预器冷端堵塞情况可以看出，大约每隔200mm出现一段堵塞物，这是吹灰不彻底或未吹到的迹象，说明吹灰枪管步退距离过长，吹灰蒸汽扩散角度未达到全覆盖。通过检查发现换热片边缘有局部吹损现象，说明之前采取提高吹灰压力而疏水温度偏低，吹灰蒸汽存在疏水不彻底，吹灰蒸汽有带水的现象，对换热元件造成了损伤。垢样经化验分析后确定为硫酸氢铵堵塞。由于脱销增容改造SCR脱硝方式运行中氨逃逸量增大，残留氨气会与烟气中SO3和水蒸汽反应，会生成硫酸铵和硫酸氢铵：

NH3＋SO3＋H2O→NH4HSO4

硫酸氢铵从气态向液态转变温区正好处在流经空气预热器的部分烟气温度区间。由于液态硫酸氢氨是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，吸附烟气中粉尘，造成了空气预热器堵塞、换热元件腐蚀，严重影响机组的安全稳定运行。

4解决方案

根据实际情况公司决定从以下几个方面着手：

(1)进行喷氨调整优化，控制氨逃逸率低于3ppm。原效率模式不能很好反映环保出口参数情况，且极不稳定。负荷变化、煤质变化、燃烧调整氧量变化时入口NOX变化较大，实际脱硝效率与自动设定效率偏差较大时效率模式自动就跳。原出口浓度模式存在当出口自动设定值与实际出口参数存在较大偏差时就跳变为手动。因燃烧状况变化较大时而出口变化也较大，两者偏差较大，自动还来不及调整就跳了。流量自动是当燃烧开始调整风量有变化时，“计算喷氨模型”进行计算得出结果，喷氨自动调整就进行喷氨量调整，无延时，跟踪及时、稳定。

(2)对预热器进行改造，主要是更换了空预器冷、热端换热元件，加厚热端换热元件厚度，热端换热元件厚度由0.5mm改为0.6mm；增高了元件高度，由原来的2100mm增加到了2380mm；冷端改为防腐的搪瓷元件。在空预器冷、热端吹灰器上加装压力表，保证空预器吹灰时可以看到就地吹灰压力，便于运行人员进行监控。

(3)将吹灰疏水温度由220℃提高至260℃，保证吹灰蒸汽的充分疏水及足够的过热度，防止蒸汽带水损伤换热元件，从而保证蒸汽吹灰达到最佳效果。

(4)对空预器吹灰器进行优化。HXYR-5型吹灰器是以蒸汽或空气作为吹灰介质，专门用于吹扫回转式空气预热器受热面积灰的吹灰器。HXYR-5型吹灰器的吹灰枪管、枪管上的喷嘴口径及布置间距根据不同的空预器和安装要求专门设计。运行时，吹灰枪管只作伸缩运动，而回转式空预器作旋转运动，因此，每个喷嘴的吹灰轨迹是数圈阿基米德螺旋线，几个喷嘴一起，完成对整个空气预热器的吹扫。喷嘴喷出的气流有一定扩散角，喷射覆盖面宽度随喷嘴到空预器扇形板的距离不同而变化。通常，喷嘴距扇形板的距离为200毫米时，覆盖面宽约64毫米，而当距离为300毫米时，覆盖面可达95毫米。

对于#1炉空预器冷端大约每隔200mm出现一段堵塞物这一吹灰不彻底或未吹到的情况，将步退时间由原来的10S改为5S，以保证吹灰蒸汽全覆盖。（喷嘴到扇形板距离变化没有）

(5)运行中加强空预器吹灰管理，确保每个班交班前对空预器进行吹灰。同时，每逢停机期间利用炉底高压水泵冲洗系统对空预器进行高压水冲洗，进一步降低空预器堵塞，保持空预器热态运行压差低于1.2KPa。

(6)适当降低燃煤的硫份。含硫量越高，生成的硫酸氢氨就越多，氨逃逸总量越多，从而加重空预器堵塞。以前高硫煤价格具有一定成本优势，而当前大多数燃煤电厂均已进行脱硫二级塔改造，脱硫能力大幅增强，高硫煤价格已无多少竞争优势。所以当前燃用煤种含硫量普遍不高于0.6%，烟气中SO3含量高的因素较以前有很大改善。

总结

通过采取喷氨流量计算模型、减少高硫煤的采购，喷氨量环比每年降低约50吨，氨逃逸率稳定在3ppm以下，从源头上减少了硫酸氢铵的产生；对空气预热器的换热元件及吹灰器的技术改造则有效地克服了腐蚀、积灰等带来的堵塞情况。目前，机组连续运行空预器进出口压差最大1000Pa左右，效果良好。