空預(yù)器堵灰原因及在線高壓水沖洗效果分析

邢希東

(天津大唐國際盤山發(fā)電有限責(zé)任公司，天津 301900)

0 引言

電力行業(yè)是經(jīng)濟(jì)發(fā)展的先行行業(yè)，安全、高效和環(huán)保是對其的最基本要求。回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器(簡稱“空預(yù)器”)是目前我國大容量發(fā)電機(jī)組中被采用的主要空預(yù)器型式。該型空預(yù)器的波紋板式蓄熱元件被緊密地放置在扇形隔倉內(nèi)，由于流通空間狹小，很容易積灰。隨著環(huán)保達(dá)標(biāo)排放壓力的增大，國家規(guī)定單機(jī)容量200 MW及以上、投運(yùn)年限20年內(nèi)的現(xiàn)役燃煤機(jī)組需全部配套脫硝設(shè)施。雖然在進(jìn)行脫硝技術(shù)改造時對空預(yù)器本體及吹灰系統(tǒng)也進(jìn)行了相應(yīng)改造，但是脫硝系統(tǒng)的投運(yùn)更加劇了空預(yù)器的堵灰。空預(yù)器堵灰不僅導(dǎo)致三大風(fēng)機(jī)(送、引風(fēng)機(jī)，一次風(fēng)機(jī))電流增大、排煙溫度升高，鍋爐效率降低，廠用電率升高，同時也增加了送、引風(fēng)機(jī)喘振甚至鍋爐RB(快速減負(fù)荷)事故發(fā)生的可能。當(dāng)堵灰嚴(yán)重時，有可能導(dǎo)致機(jī)組無法滿負(fù)荷運(yùn)行，甚至迫使機(jī)組停運(yùn)檢修，對電廠經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生嚴(yán)重影響。當(dāng)運(yùn)行中空預(yù)器因堵灰加重導(dǎo)致差壓達(dá)到一定數(shù)值后，傳統(tǒng)的蒸汽吹灰或聲波吹灰系統(tǒng)已經(jīng)無法發(fā)揮明顯作用。利用高壓沖洗水對空預(yù)器進(jìn)行在線沖洗以降低空預(yù)器差壓就成為不停爐在線處理的主要可行手段。

1 設(shè)備概述

1.1 機(jī)組基本情況

某發(fā)電公司2×600 MW火電機(jī)組是我國華北地區(qū)建設(shè)投產(chǎn)最早的600 MW等級火電機(jī)組，于1998年10月開工。其中3號機(jī)組于2001-12-18正式投產(chǎn)，4號機(jī)組于2002-06-05正式投產(chǎn)，是京、津、唐電網(wǎng)的主力機(jī)組。該機(jī)組的鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責(zé)任公司制造的HG-2023/17.6-YM4型、亞臨界壓力、一次中間再熱、固態(tài)排渣、單爐膛、Π型布置、全鋼構(gòu)架懸吊結(jié)構(gòu)、半露天布置、控制循環(huán)汽包爐。采用三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，平衡通風(fēng)，6套制粉系統(tǒng)為正壓直吹式，配置ZGM-123型中速磨煤機(jī)。

1.2 脫硝SCR工藝

該公司脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原(SCR)法去除煙氣中的NOx，還原劑為純氨(純度≥99.6 %)。SCR反應(yīng)器采用高灰型工藝布置(反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器與空預(yù)器之間)，并通過催化劑進(jìn)行脫硝反應(yīng)，經(jīng)過脫硝以后的煙氣最終從出口煙道排至鍋爐空預(yù)器。

根據(jù)鍋爐機(jī)組現(xiàn)狀，SCR反應(yīng)器系統(tǒng)按1臺機(jī)組配置2臺脫硝反應(yīng)器。煙道分2路從省煤器后接出，經(jīng)過垂直上升后變?yōu)樗剑尤隨CR反應(yīng)器，SCR反應(yīng)器為垂直布置，經(jīng)過脫硝以后的煙氣經(jīng)水平煙道進(jìn)入空預(yù)器，然后經(jīng)空預(yù)器、電除塵器、引風(fēng)機(jī)和脫硫裝置后，排入煙囪。SCR工藝系統(tǒng)(單側(cè))布置如圖1所示。

1.3 脫硝空預(yù)器改造

SCR反應(yīng)器投運(yùn)后，由于氨逃逸的存在，會加劇空預(yù)器中溫段和冷端的腐蝕和堵灰。因此需要對下游的空預(yù)器在防堵塞和冷段清洗方面作特殊設(shè)計和改造，改造范圍如下。

圖1 SCR工藝系統(tǒng)(單側(cè))布置

(1)改造后總的換熱面積由45 032 m2增加到47 189 m2，增加約4.8 %；蓄熱元件仍維持原來的3段布置，總高度由1 860 mm增加到1 910 mm，增加約2.7 %。

(2)改造后空預(yù)器的轉(zhuǎn)動重量計算值(含驅(qū)動裝置及頂部軸承箱、驅(qū)動軸等)由373.12 t增加為423.23 t，增加約13 %；驅(qū)動電機(jī)功率由9 kW增加至11 kW。

(3)熱段元件采用高吹灰通透性的HS7板型替代原DU板型，高度由原來的780 mm減少到300 mm。

(4)中溫段利用原中溫段元件，保持HS7板型及高度780 mm不變。

(5)冷段采用HS8板型碳鋼表面搪瓷傳熱元件，高度由原300 mm增加到830 mm。冷端采用表面搪瓷傳熱元件，不僅可以隔斷腐蝕物(硫酸氫銨和由SO3吸收水分產(chǎn)生的H2SO4)和金屬的接觸，而且表面光潔，易于清洗干凈，且搪瓷層穩(wěn)定性好，耐磨損，使用壽命長。

(6)空預(yù)器熱端新增加1臺普通蒸汽吹灰器；冷端吹灰器采用蒸汽/高壓水作為吹灰介質(zhì)，并新增加1套高壓水泵系統(tǒng)供2臺空預(yù)器共用，設(shè)計上可以采用在線隔離/非隔離以及離線水沖洗。

1.4 空預(yù)器高壓水沖洗系統(tǒng)

因高壓水射流集中，剪切強(qiáng)度大，對灰垢的清掃能力比蒸汽大，同時高壓水的流速遠(yuǎn)小于蒸汽流速，其動能的破壞作用比蒸汽小，因此大部分空預(yù)器配有高壓水沖洗裝置供在線或離線沖洗。豪頓華工程有限公司為空預(yù)器選擇天津通潔高壓泵制造有限公司的3D2A型高壓沖洗水泵組，該泵組在現(xiàn)場集成安裝，具有結(jié)構(gòu)緊湊、體積小的特點(diǎn)。其主要參數(shù)如表1所示。

空預(yù)器高壓沖洗水系統(tǒng)就地布置如圖2所示。

表1 空預(yù)器高壓沖洗水泵組性能參數(shù)

圖2 空預(yù)器高壓水沖洗系統(tǒng)布置

2 空預(yù)器差壓增長趨勢及原因分析

2.1 差壓增長趨勢分析

3號機(jī)組自2013-01-03啟動后進(jìn)行了脫硝系統(tǒng)調(diào)試工作，3月底通過環(huán)保驗收開始正常運(yùn)行。由2臺空預(yù)器差壓的變化趨勢可知，機(jī)組啟動后滿負(fù)荷工況下空預(yù)器差壓在1-3月底維持1.2～1.5 kPa；4月初隨著脫硝系統(tǒng)正常投運(yùn)、高負(fù)荷季節(jié)的到來，空預(yù)器差壓增長速度加快；5月份，1號空預(yù)器差壓從1.5 kPa快速上漲至2.7 kPa；2號空預(yù)器差壓從1.5 kPa快速上漲至2.1 kPa。這說明隨著脫硝系統(tǒng)運(yùn)行時間的增加，空預(yù)器的差壓增長速度加快；1號空預(yù)器差壓的增長速度和峰值都比2號空預(yù)器高。

2.2 差壓增長的原因分析

2.2.1 空預(yù)器原設(shè)計或改造原因

經(jīng)調(diào)研，有2家機(jī)組類型相似的電廠脫硝運(yùn)行半年后滿負(fù)荷下空預(yù)器差壓約1.1 kPa，遠(yuǎn)小于該公司的空預(yù)器差壓值；而空預(yù)器吹灰參數(shù)及周期卻區(qū)別不大。因此，空預(yù)器差壓情況區(qū)別較大的主要原因可能和技改或設(shè)計有關(guān)。

2.2.2 脫硝系統(tǒng)銨鹽腐蝕

脫硝運(yùn)行導(dǎo)致空預(yù)器差壓快速增加的主要機(jī)理是：SCR反應(yīng)器出口煙氣中的剩余NH3、煙氣中SO3以及水反應(yīng)產(chǎn)生的NH3HSO4是強(qiáng)腐蝕物，其凝結(jié)點(diǎn)對應(yīng)的煙氣溫度約230 ℃；液態(tài)NH3HSO4具有很強(qiáng)的粘結(jié)性，通常會迅速粘在傳熱元件表面進(jìn)而吸附大量灰分；此外，SCR催化物也會將部分SO2轉(zhuǎn)化為SO3，形成易溶于水的硫酸滴，加劇冷端腐蝕和堵塞的可能，從而急速加劇空預(yù)器堵灰。

由于該發(fā)電公司脫硝運(yùn)行的氨逃逸率約0.5 ppm，脫硝系統(tǒng)大量氨逃逸的可能性不大，產(chǎn)生銨鹽腐蝕的可能性也不大，但該結(jié)論的前提是氨逃逸率測量數(shù)據(jù)準(zhǔn)確。脫硝系統(tǒng)SO2/SO3轉(zhuǎn)化率設(shè)計上小于1 %，計劃于8月份進(jìn)行脫硝系統(tǒng)性能驗收試驗(規(guī)定投運(yùn)后半年內(nèi)完成)時對實(shí)際的SO2/SO3轉(zhuǎn)化率進(jìn)行測試。

2.2.3 冷端低溫酸腐蝕

酸腐蝕的前提是空預(yù)器冷端綜合溫度低于酸的露點(diǎn)，該發(fā)電公司空預(yù)器改造后的冷端綜合溫度控制為77 ℃。由1-6月份空預(yù)器冷端綜合溫度和機(jī)組負(fù)荷對應(yīng)曲線可知：

(1)5月初停運(yùn)暖風(fēng)器之前，基本上能保證空預(yù)器冷端綜合溫度在77 ℃以上，停運(yùn)暖風(fēng)器后該溫度明顯下降，約為75 ℃，夜間低負(fù)荷時偏低；

(2)進(jìn)入5月份后，不投運(yùn)暖風(fēng)器即可保證全天大部分時間冷端綜合溫度合格，只有夜間低負(fù)荷時有2～3 h保證不了；

(3)由于該發(fā)電公司暖風(fēng)器系統(tǒng)在供汽調(diào)整門開度較小時容易發(fā)生水擊，因此當(dāng)白天高負(fù)荷不需要投入暖風(fēng)器，調(diào)整門關(guān)閉至10 %以下時，暖風(fēng)器系統(tǒng)振動、漏水嚴(yán)重，只能維持較大的供汽。此時，空預(yù)器冷端綜合溫度高達(dá)100 ℃，造成排煙溫度上升5～10 ℃，估算影響鍋爐效率約0.5 %。

綜上，4號機(jī)組在4月份停運(yùn)暖風(fēng)器；考慮到空預(yù)器堵灰的影響，3號機(jī)組推遲到5月初退出了暖風(fēng)器系統(tǒng)。

2.2.4 初步結(jié)論

(1)暖風(fēng)器退出后，空預(yù)器蓄熱片低溫腐蝕可能是空預(yù)器堵灰加重的主要原因。

(2)機(jī)組啟動后進(jìn)行了長達(dá)3個月的脫硝系統(tǒng)調(diào)試，調(diào)試期間氨氣反應(yīng)不完全或使用過量是造成空預(yù)器堵灰加重的可能原因之一。

(3)脫硝投運(yùn)后，由于脫硝系統(tǒng)具有一定的將SO2轉(zhuǎn)換為SO3的能力，空預(yù)器出口煙氣中SO3含量增多，也是容易產(chǎn)生酸腐蝕的原因。

2.3 空預(yù)器堵灰加重后采取的措施

(1)逐步縮短空預(yù)器蒸汽吹灰時間間隔，5月中旬2臺空預(yù)器開始連續(xù)吹灰。

(2)5月底將2臺空預(yù)器吹灰閥后蒸汽壓力分別由1.0 MPa提高至1.3 MPa，加強(qiáng)吹灰。

(3)適當(dāng)降低脫硝控制效率，減少噴氨量。

(4)積極準(zhǔn)備空預(yù)器在線高壓水沖洗系統(tǒng)的調(diào)研和調(diào)試工作。

3 空預(yù)器在線高壓水沖洗分析

該發(fā)電公司在對在線高壓水沖洗系統(tǒng)完成分步調(diào)試后，制定了嚴(yán)格的技術(shù)措施和操作注意事項，經(jīng)過精心準(zhǔn)備，對3號機(jī)組2臺空預(yù)器分別進(jìn)行了2次在線高壓水沖洗?？疹A(yù)器在線高壓水沖洗前后，600 MW滿負(fù)荷工況下(總煤量250 t/h、總風(fēng)量約1 420 km3/h)的空預(yù)器差壓及風(fēng)機(jī)電流對比如表2和表3所示。

從表2，表3的數(shù)據(jù)可以看出，在線高壓水沖洗效果明顯，具體效果如下：

(1)目前600 MW滿負(fù)荷工況下，3號機(jī)1號空預(yù)器煙氣側(cè)差壓能維持在1.8 kPa以下，3號機(jī)2號空預(yù)器煙氣側(cè)差壓能維持在1.6 kPa以下，基本屬于可控范圍；

(2)空預(yù)器煙氣側(cè)、空氣側(cè)差壓下降后，滿負(fù)荷工況下三大風(fēng)機(jī)總電流下降約110 A,節(jié)電約1 000 kWh/h，效果明顯；

(3)空預(yù)器差壓降至可控范圍，基本上消除了引風(fēng)機(jī)喘振、送風(fēng)機(jī)搶風(fēng)、機(jī)組限出力等異常隱患，保證了機(jī)組的運(yùn)行安全。

表2 空預(yù)器在線高壓水沖洗前后差壓對比kPa

表3 風(fēng)機(jī)沖洗前后電流效果對比 A

1 陳方前．漏風(fēng)控制系統(tǒng)故障導(dǎo)致空預(yù)器跳閘的分析與防范[J].電力安全技術(shù)，2012(6).

2 邢希東．600 MW火電機(jī)組降低廠用電率措施[J]．中國電力，2007(9).