空预器压差高的原因分析及解决技术探讨

空预器压差高的原因分析及解决技术探讨

王建仁

内蒙古哈伦能源有限责任公司电厂运行部   内蒙古阿拉善

 摘要：当前国内由于环保政策的需要电厂进行了脱硝SCR的设计及改造工作， SCR 脱硝系统布置于空气预热器上游。由于 SCR 脱硝系统中未完全反应后逃逸的 NH3气体 与烟气中的 SO3发生化学反应生成硫酸氢铵（ABS）。过量的ABS 会造成空气预热器蓄热片流道的堵塞，严重影响机组的经济性和安全性。

关键词：回转式空预器；SCR脱硝系统；硫酸氢铵；

0、引言

由国家当前环保政策的要求，国内很多电厂配套设计了 SCR 烟气脱硝设备，按烟气介质流向SCR 脱硝系统通常布置于空气预热器上方。由于SCR 脱硝系统布置于锅炉烟道尾部高尘区域，从SCR脱硝系统中逃逸出的NH3气体与烟气中的SO3发生化学反应生成硫酸氢铵(ABS) ，与大量粉尘混合后板结引起空气预热器流道发生堵塞。

 本文以哈伦电厂 330 MW 机组的三分仓空气预热器为例，分析蓄热元件波纹板型和蓄热元件在高度蓄热片冷热段高度上壁温分布对硫酸氢氨沉积区域的影响。同时分析了各种影响因素作用下，ABS 沉积区域的变化趋势。

1、设计规范

哈伦电厂 330MW 锅炉机组的设计煤种采用烟煤，煤质参数如表 1

        该空气预热器采用三分仓容克式回转空预器，空预器热段层高度1200 mm，元件厚度0.5mm,冷段层高度1000 mm,元件厚度1.2mm（渡搪瓷后），转子直径10826mm,空预器采用外圆围带传送，转速1.13r/min，空预器旋转方向烟气侧\一次风侧\二次风侧，每台空预器的冷、热端各配套一只蒸汽吹灰器，冷、热端吹灰压力1.0MPa,吹灰器采取步退式，每只吹灰器工作时间3024秒，空预器设计选型热端采用NU3型，冷端采用TC-1型。

2、空预器堵塞的危害

①、影响空预器差压，增加风机阻力。

机组运行时空预器进出口压差偏高，最高达到 3.6Kpa 以上，由于空预器运行阻力增加，为维持正常的炉膛负压，需要提高引风机出力维持炉膛负压，即增加了风机电耗，造成厂用电增加。

②、影响换热效率，排烟温度升高

机组空预器蓄热元件表面附灰之后，由于灰分的导热率远小于金属蓄热元件， 直接影响烟风和蓄热元件之间的换热，在某一区域内蓄热元件间隙被完全堵死之后，则该区域内蓄热元件完全不参与换热，这样使整个空预器的换热面积减小， 换热效率降低，造成排烟温度升高，排烟温度极端情况甚至达到 160 ℃左右；在进行锅炉吊包拆包冲洗中，检查发现空预器中低温段部分蓄热元件已经被硫酸氢铵局部堵死，严重影响空预器的通透性和换热效率。

③、锅炉炉膛负压波动大

空预器在不断旋转中，堵灰区域的位置不断移动，造成风道的阻力不断变化， 导致锅炉炉膛负压波动，正常情况下炉膛内处于负压状态，一旦波动到正压运行直接造成炉膛火焰贴壁威胁锅炉安全运行。对锅炉运行参数的分析对比，空预器堵塞前炉膛负压波动频率明显小于空预器堵塞后，堵塞前炉膛负压一般在-50～+50Pa 间，堵塞后负压波动-300～+220Pa，正压压力明显幅度加大，严重危及锅炉燃烧安全。

④、空预器漏风率增加

当机组空预器发生堵灰之后，由于阻力的增大，为保证锅炉炉膛负压，必须增加引风机出力，直接导致空预器热端径向密封漏风率大幅度增加。

综上所述，为保证机组运行安全性及经济性，对空预器进行堵灰治理是必要的。

4、运行中采取措施

①空气预热器的冷端与热端分界面在元件高度1000mm左右的位置，根据哈伦电厂空预器设计参数分析，ABS 的潜在沉积区都落在冷端蓄热元件800mm左右的位置中，正好处于空预器冷端喷涂搪瓷的部位。因此对空预器吹灰器吹灰方式上需严格要求，吹灰器提升阀处压力为1.2MPa（最大吹灰压力不得超过1.3MPa,防止受热元件吹损）必要时可就地装设压力表便于定期校验,吹灰疏水温度必须保证大于350℃，吹灰次序是空预器冷端→空预器热端→空预器冷端（冷端一个步序采取两次吹灰清扫可提高空预器冷端的清洁程度），每班8小时进行一次，每天空预器的吹灰频次保证在3次以上。由于正确执行吹灰制度，空预器蓄热片内的板结积灰在蒸汽的吹扫、洗涤、溶解作用下，发生显著松软、物理剥离后随烟气带走，硫酸氢氨沉积物由于350℃高温蒸汽的加热分解会发生软化、气化、剥离随烟气带走，进而减弱空预器的堵塞风险。

②由于该机组入炉煤硫份从1.0%升至2.0%后，升成的SO3的几率大大增加，而SO3与逃逸的NH3气体生成硫酸氢氨的几率也会大幅度增加，当采用翅片暖风器作为冷端提效保护措施时，（暖风器的综合提温能力设计是从-25℃至20℃之间），随着暖风器加热功率的增大，空气预热器入口风温随之升高，排烟温度、热风温度都会升高。相应的冷端平均壁温均线性升高，对于该空气预热器在入口风温每变化 10℃，冷端平均壁温会变化 4.2℃/3.9℃。暖风器加热器的这一特性，使得空气预热器蓄热元件酸腐蚀区间和硫酸氢铵沉积区间同时下移。

因为哈伦电厂地处西北地区，每年暖风器的投运时间规定为当年的9月15日左右，次年的5月15日之间暖风器必须全程投运，暖风器出口的运行温度尽量保持在50℃以上，低负荷辅汽联箱压力低时及时通过冷再抽汽提高辅汽压力，保持排烟温度+空预器入口风温大于185℃。

③由于哈伦电厂磨煤机属于提效改进型GS-HP863型，该型磨煤机在调试期间发生磨煤机振动现象，为了减少磨煤机振动现象，将磨煤机的弹簧加载力由20.2MPa减少至17MPa,造成磨煤机运行中煤粉内循环增加，磨煤机内阻增加后为提高磨煤机出力，只能增加磨煤机出口一次风压，一次风率的大幅度增加，造成锅炉出口氮氧化物升高，后期要求检修恢复磨煤机弹簧加载力至设计值20.2MPa后，磨煤机内循环减少，运行中煤量45吨/小时磨煤机出口一次风压保持在3.0～3.2KPa左右，较之前的一次风压降低1KPa左右,一次风率的大幅度降低，在总风量不变的情况下，二次风率显著升高，炉内燃烧器的自脱氮效果显著增加，脱硝入口氮氧化物得到有效控制，脱硝氨耗量显著降低。

④哈伦电厂2021年脱硝投入后进行了有效的脱硝喷氨优化试验，由于脱硝设计流场存在不均匀现象，喷氨试验未达到预期的脱硝出口氮氧化物相对标准偏差小于15%的目标，但对脱硝系统的喷氨优化，总体上解决了部分脱硝过喷氨现象，烟囱拖尾冒蓝烟现象彻底消失。

⑤检修利用大修时机对空预器的扇形板局部减薄和穿孔的部位进行了大幅度治理，今年运行中极少发生空预器顶板漏风现象，空预器局部漏入冷风生成硫酸氢氨的几率大幅度降低。

⑥由于入炉煤热值不均，控制入炉煤上限小于200吨/小时，控制空预器入口差压小于1800Pa,必要时控制锅炉热负荷，有效控制脱硝及空预器的过负荷现象。

由于加强了针对空预器上游设备及空预器本体相关联设备的一系列治理工作，今年脱硝自运行后两台炉未发生空预器严重堵塞影响机组带负荷的现象发生。

4、结束语

  综上所述，本文以空预器防堵灰为研究对象，探讨了如何通过运行及控制措施的优化调整抑制空预器的防堵灰，以此达到生产安全稳定的目的。

参考文献

        [1]何维 ，朱骅，易广宙等.脱硝空气预热器的硫酸氢铵沉积区域影响因素分析[J].热电技术,2019,141