摘要：本文对燃煤锅炉超低排放改造后回转式空气预热器堵塞的原因进行了全面的分析，并从改善脱硝系统运行、增加热风循环系统、吹灰运行调整等方面提出了相应的控制措施，取得了较好的效果，为防止燃煤锅炉空预器堵塞提供了有意义的参考。
关键词：空预器；堵塞；热风循环；喷氨优化；吹灰优化
1 设备概况
某电厂#6锅炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ4，亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包锅炉。单炉膛л型露天布置，燃用烟煤，一次中间再热，平衡通风、固态排渣，全钢架、全悬吊结构，炉顶带金属防雨罩。空气预热器为LAP10320/3883型三分仓容克式空气预热器，转子直径φ10466mm,蓄热元件高度自上而下分3段，高度分别为: 550mm、1000mm、900mm，热段蓄热元件壁厚0.6mm、材质为普通碳钢；冷段壁厚1.2mm,材质低合金耐腐蚀考登钢。
该锅炉于2007年5月开始投入商业运行，2014年1月进行了脱硝改造，增加了选择性催化还原烟气脱硝系统。
2 设备现状：
自脱硝改造投入运行以来,该电厂空气预热出现了堵灰、烟气侧阻力上升到3000Pa的情况,严重影响了机组的经济性。
3 原因分析:
究其原因是由于机组配置了脱硝系统,同时为了提高脱硝效率,氨的投放量增加,致使氨的逃逸率较高,预热器传热元件发生堵灰。同时,在采取吹灰或者清洗措施时, 參数和方法选用不当, 造成传热元件疲劳损坏, 甚至会影响机组负荷。具体分析如下：
3.1空预器阻力上升是由堵灰引起,在脱硝系统运行过程中,由于NH3逃逸是客观存在的,对于空预器而言,逃逸的NH3与烟气中的 S03和水形成大量硫酸氢铵，不仅会对冷端传热元件造成腐独 , 而且液态的硫酸氢铵捕捉飞灰的能力极强,极易造成冷端层元件堵灰,从而导致空预器运行阻力升高。同时由于喷氨时可能存在不均匀的问题,造成各个位置的氨气逃逸差别较大,此时表计值很难真实反映HN3的逃逸率。根据日本AKK 测试结果表明,若氨逃逸率增加到2PPm 时, 空预器运行半年后其阻力增加约30%;若氨逃逸率增加到3PPm时,空预器的阻力将会较快地增加50%甚至更高。
3.2如果空预器冷端平均壁温较低,造成硫酸氢铵沉积位置上升，会影响吹灰器的吹扫效果,同时冷端平均壁温较低时,会造成空预器冷端结露和低温腐蚀.特别是冬季,空预器入口风温较低,这也是冬季易发生空预器堵灰的主要原因。
3.3 吹灰蒸汽参数或吹灰器实际运行不满足设计要求时,造成吹灰效果不佳, 导致空预器积灰严重, 从而使空预器阻力上升。
3.4 当燃用煤质偏离设计煤较大时,尤其是燃用硫份、水分、灰分较高的煤种,不仅会导致酸露点温度提高,加剧冷端低温腐独,而且较高的灰分也会加速堵灰,最终造成空预器阻力上升。
4 针对脱硝后空预器出现的阻力上升及堵灰的原因,提出了如下预防措施；
4.1 严格控制 SCR系统氨逃逸率。加强 SCR系统运行控制,对喷氨进行优化调整，保证SCR系统喷氨装置实际运行满足设计要求,随时监控氨逃逸率,保证在设计值内,且尽量控制在2PPm以下,避免过多逃逸的NH3与烟气中的 S03和水形成的硫酸氢铵对空预器冷端传热元件造成腐蚀和堵灰。通过加强燃烧调整，控制炉膛出口NOx浓度，避免为了保证较高的脱硝效率而大量喷氨。
4.2 加装热风再循环系统。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆当机组低负荷运行或环境温度较低时,尤其是冬季,应投用热风再循环,提升空预器冷端平均壁温, 降低低温腐性的影响,不仅可以有效提升传热元件的使用寿命, 而且可以保证传热元件表面的光洁度,有利于提升吹灰效果,避免积灰。
4.3 检查调整吹灰蒸汽参数和吹灰器运行方式, 使其满足设计要求。
4.3.1 空预器热端传热元件较薄，注意吹灰蒸汽汽压力为应控制在0.6-0.8MPa 之间,蒸汽温度300-350℃,过热度约153℃。并且吹灰工作前应充分疏水,疏水时间应控制在lOmin以上,且疏水温度应达到280℃以上。同时在吹灰频率上应适当调整,热端吹灰器应根据运行时阻力的上升情况按需吹灰,无需定时吹灰。 当空预器阻力上升时，先进行冷端吹灰，当阻力下降到正常范围内，即可判断为热端无积灰或积灰情况较轻,此时热端可不进行吹灰；如阻力持续升高,可根据实际需要投入热端吹灰每8小时吹扫一次,待阻力下降至正常范围时即可停止吹灰。
4.3.2 相对热端传热元件而言,空预器冷端传热元件较厚,因此冷端吹灰蒸汽压力应控制在1.2-1.4MPa之间, 蒸汽温度300-350℃,过热度约153℃。并且吹灰工作前应充分疏水,疏水时间应控制在10min以上,且疏水温度应达到280℃以上。冷端吹灰频率建议正常运行时每8小时吹灰一次,机组启炉期间每四小时吹灰一次。
4.3.3 如果冷、热端吹灰器引自同一根蒸汽母管,热端吹灰器入口法兰前应考虑必要的减压措施, 因为冷、热端传热元件厚度的差异所要求的吹灰工作压力的不同,且吹灰器自身携带的调压阀调节能力有限，如热端蒸汽直接引自冷端汽源,将会造成热端吹灰超压,从而对传热元件造成损坏。可考慮在汽源和热端吹灰器之间增设减压阀, 使蒸汽压力稳定在0.6-0.8Mpa的合理范围内 。
4.3.4 在各吹灰器入口法兰前的蒸汽管道上增设压力表等压力监测装置,便于及时掌握各吹灰器入口蒸汽压力,以便对此进行调整。运行时应密切监视吹灰汽源压力,保持稳定, 避免瞬间超压现象的发生。
4.3.5 稳定煤质。稳定锅炉燃用煤质,尽量选用接近设计煤种的煤质,提高设备的适应性。
4.4 如果预热器已经出现阻力升高的情况,不可盲目的提高吹灰频率或吹灰压力,这可能会缩短传热元件的使用寿命甚至疲劳损坏,特别是冷端糖瓷传热元件, 如出现损坏则损失巨大。与此同时, 空预器阻力上升经常与传热元件损坏同时出现,给机组安全运行和经济性带来严重影响 。
4.5 不建议采用在线高压水清洗方式对传热元件进行清洗,这种方式会给传热元件的使用安全带来潜在的隐患。如电厂考虑对单台空预器进行隔离清洗,需注意将锅炉负荷降至60%以下,以满足单台空预器的运行要求,清洗时应控制高压水压力为18～20MPa,避免超压。同时清洗后应及时运行风机,将传热元件完全干燥后方可投入空预器运行,否则湿润的传热元件捕捉烟气中的飞灰极易造成再次堵灰；如考虑采用离线对传热元件进行清洗时,建议先用低压水清洗装置将传热元件浸泡一段时间并进行低压清洗,如效果不佳而考虑采用高压水清洗时, 建议采用专用的高压水清洗设施,如考虑聘请清洗队伍对传热元件进行清洗,强烈建议选择有资质的公司进行操作,且在清洗过程中要进行严格监管,不要盲目的为了提高清洗效果和速度而提高高压水压力,应控制高压水压力为18-20MPa,并且清洗水喷射方向要垂直于传热元件端面,不要倾斜喷射, 以进免高压水对传热元件造成损坏。
5 结束语
本文从现场实际出发，对空气预热器阻力高的原因进行了较为全面的分析，并针对这些原因提出了切实可行的措施。
采用本文各项措施后，空气预热器阻力降低到了设计值，可以有效减少硫酸氢铵的生成，防止空预器换热元件堵塞，降低空预器堵塞所造成的经济损失。
本文所做的工作，可为同类型锅炉空气预热器高的原因及采取的措施提供理论帮助及实际经验借鉴。
第一作者简介：
周秋乐：1976年9月5日出生，本科学历，热能动力高级工程师，任茂名臻能热电有限公司生产经营部锅炉专责兼锅炉主任工程师。
论文作者:周秋乐,张燕强,柯伟良
论文发表刊物:《电力设备》2018年第22期
论文发表时间:2018/12/12
标签：元件论文; 阻力论文; 疏水论文; 预热器论文; 蒸汽论文; 锅炉论文; 烟气论文; 《电力设备》2018年第22期论文;