張振宇，丁 智

（國能陽宗海發(fā)電有限公司，云南昆明 652103）

以國能陽宗海發(fā)電有限公司為例，通過對(duì)比傳統(tǒng)的空預(yù)器高壓水沖洗法和新的空預(yù)器升溫氣化硫酸氫銨方法的清堵效果，找出解決空預(yù)器堵灰的最佳方法。

1 鍋爐設(shè)備狀況

國能陽宗海發(fā)電有限公司4號(hào)鍋爐是武漢鍋爐股份有限公司生產(chǎn)的WGZ1025/18.24-4型亞臨界、一次中間再熱、自然循環(huán)、單汽包、單爐膛、平衡通風(fēng)、Π 型露天布置、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)、四角切圓、固態(tài)排渣煤粉爐，配中速磨煤機(jī)、正壓、冷一次風(fēng)機(jī)直吹式制粉系統(tǒng)。

1.1 鍋爐煤質(zhì)分析及灰分參數(shù)

統(tǒng)計(jì)2023年2、3、4、5月4號(hào)鍋爐的煤質(zhì)數(shù)據(jù)，2、3、4月數(shù)據(jù)為進(jìn)行空預(yù)器升溫清堵前的數(shù)據(jù)，5月數(shù)據(jù)為完成試驗(yàn)后的數(shù)據(jù)，主要數(shù)據(jù)如收到基低位發(fā)熱量、收到基硫份等見表1。

表1 4號(hào)機(jī)組升溫入爐煤質(zhì)特性

1.2 脫硝設(shè)施概況

該公司4號(hào)機(jī)組為300 MW 亞臨界機(jī)組，鍋爐為武漢鍋爐股份有限公司生產(chǎn)的WGZ1025/18.24-4 型鍋爐，兩臺(tái)鍋爐煙氣脫硝采用的是選擇性催化還原法（SCR），脫硝還原劑NH3采用尿素制取的工藝，脫硝反應(yīng)產(chǎn)物為對(duì)環(huán)境無害的水和氮?dú)?，脫硝系統(tǒng)可分為SCR 反應(yīng)器區(qū)域（每臺(tái)機(jī)組兩套SCR 反應(yīng)器）和尿素制氨系統(tǒng)（即尿素制氨車間）兩大部分。采用蜂窩式催化劑，在反應(yīng)器內(nèi)為2+1層布置，上面兩層裝設(shè)催化劑，最下面1層為備用層預(yù)留空間，2019年9月超低排放改造后在原有催化劑備用層增加催化劑變更為3層。

在鍋爐燃用設(shè)計(jì)煤種、最大工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下，系統(tǒng)性能考核期間脫硝效率不小于91%，NH3逃逸不大于3 mg/L，SO2/SO3轉(zhuǎn)化率不大于1.0%。SCR 進(jìn)口煙氣參數(shù)：設(shè)計(jì)值為1167 318 m3/h，體積流量（標(biāo)態(tài)、干態(tài)，6%氧），入口煙氣溫度為308～420℃，入口NOx濃度為450～500 mg/Nm3（6%O2，干態(tài)）。

1.3 空氣預(yù)熱器主要技術(shù)參數(shù)

豎井煙道下部布置有兩臺(tái)豪頓華工程有限公司生產(chǎn)的29VNT1650型三分倉回轉(zhuǎn)再生式空預(yù)器，空預(yù)器運(yùn)行中對(duì)運(yùn)行參數(shù)溫度控制等要求較嚴(yán)格，各項(xiàng)參數(shù)不得超過正常規(guī)定值，相關(guān)主要參數(shù)見表2。

表2 空預(yù)器主要運(yùn)行參數(shù)

2 空預(yù)器堵塞的原因

2.1 堵塞機(jī)理

空預(yù)器是燃煤鍋爐重要的輔機(jī)之一，隨著國內(nèi)環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)的提高，該公司燃煤機(jī)組于2015年配置了相應(yīng)的煙氣脫硝系統(tǒng)，在煙氣脫硝中采用的是選擇性催化還原法，簡稱為SCR 法，2019年進(jìn)行了脫銷超低排放改造。

在沒有配置SCR 系統(tǒng)前，正常運(yùn)行的情況下，煙氣中的飛灰會(huì)在空預(yù)器的蓄熱元件表面進(jìn)行沉積，遇到低溫后還會(huì)形成板結(jié)，繼而造成空預(yù)器堵塞。此時(shí)，通常采用蒸汽吹灰，以此控制空預(yù)器堵塞情況。但煤在燃燒后會(huì)形成少量的SO3，SO3在配置的SCR系統(tǒng)中會(huì)和沒有反應(yīng)的氨發(fā)生反應(yīng)生成硫酸氫銨，這種物質(zhì)的粘性很強(qiáng)，進(jìn)而會(huì)在空預(yù)器中沉積，還會(huì)讓飛灰附著在空預(yù)器上，進(jìn)而導(dǎo)致空預(yù)器性能變差，還會(huì)對(duì)空預(yù)器經(jīng)濟(jì)安全運(yùn)行造成嚴(yán)重的影響。

2.2 運(yùn)行工況現(xiàn)狀

該公司4號(hào)鍋爐于2021年A 級(jí)檢修更換空預(yù)器換熱元件后，機(jī)組160 MW 負(fù)荷工況下，兩臺(tái)空預(yù)器煙氣側(cè)差壓在0.6 kPa 左右。機(jī)組A 修后至2023年初累計(jì)運(yùn)行7 000多小時(shí)，受煤質(zhì)差鍋爐入爐低位發(fā)熱量低連續(xù)在53%額定負(fù)荷下長期運(yùn)行，4號(hào)鍋爐1號(hào)、2號(hào)空預(yù)器煙氣側(cè)差壓高達(dá)3.0/2.8 kPa 左右，爐膛負(fù)壓波動(dòng)達(dá)800 Pa，在試驗(yàn)前的1個(gè)月內(nèi)因燃燒不穩(wěn)頻繁發(fā)生磨煤機(jī)石子煤堵塞、脫硝參數(shù)間斷超排、磨煤機(jī)送粉管磨損漏粉嚴(yán)重、空預(yù)器吹灰槍卡澀嚴(yán)重、受熱面容易超溫減溫水量大的異常工況。

為此，該公司針對(duì)4號(hào)鍋爐空預(yù)器堵塞嚴(yán)重情況有兩種選擇方案：①比較成熟的機(jī)組停運(yùn)對(duì)空預(yù)器換熱元件拆裝，采取高壓消防水沖洗；②空預(yù)器升溫清堵技術(shù)，但該公司使用是創(chuàng)先河，該公司空預(yù)器經(jīng)過反轉(zhuǎn)、柔性密封改造，空預(yù)器轉(zhuǎn)子/外殼徑向膨脹量差較小，外殼膨脹跟不上極易發(fā)生空預(yù)器過流跳閘，風(fēng)險(xiǎn)較大。

3 空預(yù)器堵塞后的處理方法比選

3.1 高壓水沖洗法

該公司以專題《關(guān)于4號(hào)爐空預(yù)器堵塞情況匯報(bào)》向上級(jí)公司匯報(bào)，堵塞原因判斷為硫酸氫銨堵塞，并有加劇趨勢，提出增補(bǔ)4號(hào)爐空預(yù)器冷端換熱元件拆包清洗項(xiàng)目建議，根據(jù)以往處理預(yù)算費(fèi)用接近百萬元。

對(duì)高、低溫傳熱元件基材及搪瓷進(jìn)行拆裝，總重量在170 t 左右，屬于高風(fēng)險(xiǎn)作業(yè)，按集團(tuán)公司《發(fā)電企業(yè)高風(fēng)險(xiǎn)作業(yè)安全管控指導(dǎo)意見》要求，需組織制訂“三措兩案”進(jìn)行逐級(jí)審批。

由于需機(jī)組停運(yùn)，整個(gè)拆裝沖洗過程將持續(xù)至少1個(gè)月時(shí)間，但該項(xiàng)目未列入年度檢修范圍。在2023年國家整體偏干旱的時(shí)期，需火電機(jī)組充分發(fā)揮能源保供兜底作用，若機(jī)組迫停消缺該公司和上級(jí)部門將投入大量的人力、物力、財(cái)力。

3.2 升溫清堵技術(shù)

硫酸氫銨的氣化溫度為150～230℃，在對(duì)空預(yù)器進(jìn)行升溫后，硫酸氫銨從固態(tài)轉(zhuǎn)化為氣態(tài)，可有效減輕空預(yù)器堵塞問題。空預(yù)器換熱元件總高度為1 850 mm，通過提高空預(yù)器出口煙氣溫度至190℃以上，使熱端換熱元件全部、冷端換熱元件上部500 mm 以上部位升溫至230℃，氣化清除空預(yù)器換熱片上堆積的硫酸氫銨，冷端換熱元件下部不足400 mm 范圍通過空預(yù)器冷端連續(xù)吹灰清除，原理可行。經(jīng)了解，當(dāng)電除塵入口煙氣溫度達(dá)事故溫度300℃不允許運(yùn)行時(shí)間超過2 h，入口煙氣溫度180℃以上對(duì)除塵效率有影響，現(xiàn)有煤種收到基灰分15%以內(nèi)，遠(yuǎn)低于超低排放改造設(shè)計(jì)煤種35.8%，煙塵排放可控；經(jīng)了解，脫硫高溫型玻璃鱗片耐溫200℃以上，脫硫入口煙溫高報(bào)警值165℃、脫硫系統(tǒng)故障出口175℃，混合煙氣溫度應(yīng)低于175℃可以控制。

綜上所述，兩種方案中空預(yù)器升溫清堵方案可行。

4 空預(yù)器升溫清堵試驗(yàn)開展情況

4.1 試驗(yàn)準(zhǔn)備

（1）值長根據(jù)機(jī)組運(yùn)行情況，4 號(hào)機(jī)組接帶200 MW 負(fù)荷，5臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行方式，安排進(jìn)行相關(guān)設(shè)備調(diào)整。

（2）需對(duì)1號(hào)空預(yù)器升溫清堵時(shí)，由值長下令強(qiáng)制脫硫入口煙氣溫度，即帶“脫硫入口煙氣溫度高”保護(hù)的3個(gè)溫度（脫硫入口煙氣溫度高于155℃報(bào)警，165℃高二值報(bào)警，175℃脫硫系統(tǒng)故障，脫硫聯(lián)跳主機(jī)保護(hù)動(dòng)作）。試驗(yàn)前，提前松開兩臺(tái)空預(yù)器熱端人孔門壓緊螺栓。

（3）加強(qiáng)空預(yù)器吹灰器備品備件、消缺管理，空預(yù)器吹灰器故障時(shí)，及時(shí)安排連續(xù)處理。

（4）加強(qiáng)爐膛壓力、磨煤機(jī)壓力、流量警點(diǎn)的備品備件、消缺管理，易發(fā)生堵塞的測點(diǎn)，按最短堵塞周期，定期進(jìn)行吹掃維護(hù)。

4.2 試驗(yàn)方法

（1）試驗(yàn)?zāi)繕?biāo)。調(diào)整需升溫側(cè)空預(yù)器出口溫度至190～195℃運(yùn)行，維持運(yùn)行至空預(yù)器煙氣側(cè)差壓明顯降低至1.0 kPa 以下，且差壓波動(dòng)小于0.2 kPa。

（2）空預(yù)器出口溫度需升溫側(cè)設(shè)備調(diào)整。關(guān)閉送風(fēng)機(jī)聯(lián)絡(luò)門，減小送風(fēng)機(jī)、一次風(fēng)機(jī)出力，適當(dāng)增加引風(fēng)機(jī)出力。

（3）空預(yù)器按冷端兩次、熱端一次進(jìn)行連續(xù)吹灰。

4.3 運(yùn)行調(diào)整注意事項(xiàng)

（1）試驗(yàn)過程中，4號(hào)脫硫吸收塔入口煙溫（原GGH 出口原煙氣溫度），按不超過175℃控制。如4號(hào)脫硫吸收塔入口煙溫高于170℃，升溫空預(yù)器出口溫度不超過195℃、降溫空預(yù)器出口溫度高于120℃，可以通過增加降溫側(cè)一二次風(fēng)、減小磨煤機(jī)冷風(fēng)進(jìn)行調(diào)節(jié)。

（2）試驗(yàn)過程中，盡可能維持爐膛壓力不超過300 Pa，不低于–950 Pa。

（3）試驗(yàn)過程中，注意監(jiān)視空預(yù)器電流波動(dòng)，特別是升溫側(cè)空預(yù)器電流，防范出現(xiàn)膨脹不均導(dǎo)致的空預(yù)器電流波動(dòng)大問題。

（4）試驗(yàn)過程中，注意監(jiān)視引風(fēng)機(jī)電流開度對(duì)應(yīng)情況，防止引風(fēng)機(jī)失速即“搶風(fēng)”，引起引風(fēng)機(jī)過負(fù)荷跳閘甚至爐膛負(fù)壓絕對(duì)值大觸發(fā)MFT 動(dòng)作。

（5）空預(yù)器出口溫度超過175℃后，除塵值班員注意監(jiān)視對(duì)應(yīng)電除塵器電場有無“閃絡(luò)”增加現(xiàn)象，如“閃絡(luò)”次數(shù)大于規(guī)程控制值10次，該電場可暫降參數(shù)運(yùn)行，此時(shí)應(yīng)加強(qiáng)監(jiān)視脫硫出口煙塵濃度，保證達(dá)標(biāo)排放。

（6）試驗(yàn)過程中，控制降溫側(cè)空預(yù)器排煙溫度大于110℃，防止空預(yù)器發(fā)生低溫腐蝕。

（7）試驗(yàn)過程中，空預(yù)器電流高于上升速度大于0.5 A 或任一幅值超14 A 時(shí)，投入電流側(cè)空預(yù)器熱端吹灰，如超過15 A，須減少燃料（減煤量或撤油槍）。

（8）試驗(yàn)過程中，注意監(jiān)視磨煤機(jī)入口風(fēng)量，正常情況下單臺(tái)磨煤機(jī)入口風(fēng)量控制100 km/h 以上。

（9）細(xì)化噴氨控制，縮短增加噴氨調(diào)節(jié)門開度時(shí)間，煙囪出口NOx濃度不得連續(xù)0.5 h 以上低于10 mg/Nm3。

5 試驗(yàn)結(jié)果分析

通過2023年4月19日—5月2日的空預(yù)器在線升溫清堵，4號(hào)鍋爐1號(hào)、2號(hào)空預(yù)器煙氣側(cè)差壓由變化前兩側(cè)合計(jì)5.8 kPa 下降至1.0 kPa 以下，爐膛負(fù)壓由600 Pa 下降至±50 Pa，引風(fēng)機(jī)電流下降約70 A，風(fēng)煙電耗下降約0.35%，4號(hào)爐空預(yù)器升溫清堵達(dá)到預(yù)期，相關(guān)參數(shù)見表3。

表3 4號(hào)鍋爐空預(yù)器升溫清堵技術(shù)參數(shù)變化趨勢

6 結(jié)束語

綜上所述，相較于機(jī)組停運(yùn)高壓水沖洗的傳統(tǒng)技術(shù)方法，空預(yù)器升溫方法費(fèi)用較低、風(fēng)險(xiǎn)較小、效果較為顯著，因此采用空預(yù)器升溫的方法可有效治理空預(yù)器蓄熱元件堵塞。