空预器差压大的原因及处理

空预器差压大的原因及处理

程春盛

华电江苏能源有限公司句容发电分公司  江苏省镇江市 212411

［摘要］燃煤电厂超低排放后，氨逃逸量增加，造成空预器冷端硫酸氢氨腐蚀结晶，进一步造成积灰，导致空预器差压增大。随着新能源的大力发展，火电轮为调峰电源，长期低负荷和深度调峰操作，进一步导致空预器冷端低温腐蚀结晶的加剧。空预器差压的增大，不仅影响锅炉运行经济性，增加风机电耗，降低锅炉出力，更是给锅炉运行安全带来重大隐患。基于此，文章分析了某电厂630MW燃煤机组空气预热器烟气侧进出口压差大的原因，提出了运行优化调整的措施，对比了在线高压水冲洗、拆包冲洗和升温处理3种方法治理空预器局部堵塞的效果，为解决空预器压差大问题提供参考。

［关键词］空预器；压差大

引起空预器差压增高的原因有很多，从锅炉的设计、省煤器的输灰、空预器的选型方面一开始就要着重考虑。在正常运行时，如何提高空预器冷端综合温度、防止氨逃逸及加强吹灰是重点考虑方向。目前我厂采用每天全炉膛吹灰后增加一次空预器冷端吹灰的方式，效果良好；在机组检修时，应将空预器换热元件进行充分冲洗。

1设备简介

某公司2×630MW机组锅炉为超临界、变压燃煤直流炉、П型布置、低NOx轴向旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式，风烟系统配有2台32-VI（T）-2500-QMR型三分仓回转式空预器。脱硝系统采取选择性催化还原法（SCR）来达到去除烟气中NOx。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间，采用氨作为还原剂，烟气中的NOx与氨在催化剂的表面发生反应，生成氮气和水蒸气随烟气排入大气。

2空预器压差增大机理、原因及危害

2.1机理

2.1.1低温腐蚀

某电厂两台锅炉在脱硝改造之前就曾发生过空预器堵灰的问题，主要原因是低温腐蚀。煤中的硫经过燃烧、氧化等化学反应形成SO3，SO3与烟气中的水蒸汽结合生成硫酸蒸汽，当空预器换热元件壁温低于烟气露点时，硫酸蒸汽就会凝结在空预器换热元件上，一面腐蚀换热元件，一面吸附飞灰，形成硫酸盐并逐渐增厚，这种低温粘结性积灰在锅炉运行时很难清除。

2.1.2脱硝系统氨逃逸率高

在火电厂空预器烟气环境下，SO3和NH3会发生以下2个反应，生成硫酸铵和硫酸氢铵：2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4；NH3+SO3+H2O→NH4HSO4硫酸氢铵在150~230℃温度区间内呈现液态，会捕捉烟气中的飞灰，附着在空预器换热元件上，造成空预器烟气侧进出口压差增大甚至堵塞。在燃用高硫煤锅炉的脱硝系统中，通常进入空预器的烟气中的SO3浓度相对于NH3浓度高很多，这将有利于NH4HSO4的生成。

2.2原因

（1）SCR反应器内烟气分布不均匀，CEMS测点处测量得到的NOx值偏大，则喷氨量相应会增大，逃逸氨含量增多。（2）催化剂活性不足，脱硝反应效率低。（3）入炉煤含硫量较高。（4）机组长周期运行，空预器换热元件积灰无法通过蒸汽吹灰去除。（5）运行人员调整不当。

2.3危害

（1）风烟系统阻力上升，风机电耗上升，锅炉最大出力受限。（2）炉膛压力呈现周期性波动，两侧风机工况存在差异，可能导致风机失速、抢风等故障。（3）空预器换热效率下降，锅炉排烟温度升高。（4）减少空预器使用寿命。（5）空预器漏风量增大。（6）空预器局部堵塞时可能发生碰磨、卡涩，影响机组安全运行。

3解决对策

3.1加强运行调整

（1）发现空预器压差有增大趋势后，应增加吹灰器投运频次。吹灰时尽量保持较高负荷，以保证换热元件的壁温。吹灰前应充分疏水，注意控制脱硝喷氨量和氨逃逸率。（2）加强燃烧调整，减少烟气中SO3含量，合理控制炉膛总风量和氧量；（3）控制加仓煤种的硫分。（4）采用合理的配风方式，适当减少下层燃烧器的二次风量，增大燃烬风量，降低NOx生产量。（5）调整喷氨量，控制烟囱出口处NOx的含量在45mg/m3左右，控制氨逃逸率不大于2×10﹣6。（6）冬季应采取措施适当提高排烟温度。

3.2在线高压水冲洗

某公司与2017年2月29日至3月10日对#1炉空预器1B进行了在线冲洗，预期是能将空预器1B进出口压差降到1.4kPa。步骤如下：（1）打开空预器1B出口烟道下方的放水门。（2）于空预器冷端烟气侧架设冲洗设备，空预器内部已安装冲洗车轨道，冲洗车从空预器后侧专用冲洗门进入。（3）试冲洗：冲洗水压力设定为20MPa，沿空预器冷端外侧进行冲洗，连续运行60min后冲洗车向前移动25mm，再连续运行60min后停止。（4）在空预器冷端烟气侧人孔门处检查确认换热元件未发生冲裂、偏斜和破损的现象后，逐步提高冲洗压力5MPa/次，直至冲洗泵出口压力达40MPa。（5）正常冲洗：冲洗水压力设定为45MPa，由里往外步退25mm/次，最内侧点停留时间初始为10min，每往外步退10次，增加2min冲洗时间，并观察冲洗后的空预器压差变化趋势，适当调整各步的冲洗时间，直至步退至空预器最外侧，完成一次冲洗流程。空预器1B烟气侧压差下降1.8kPa，引风机电流明显下降，虽预期有差距，仍可认为效果较好。冲洗期间机组正常运行未受影响。

3.3拆包清洗

要在机组运行中对空预器拆包清洗，要将一台空预器停运，机组负荷减至50%，且空预器进出口挡板可严密隔离的情况下才能进行，否则只能等待停炉。2017年9月开始Ｃ修，期间对空预器冷端换热元件进行了解体冲洗，效果优于在线冲洗，风机电耗大幅降低。

3.4在线升温处理

2018年入冬以来，#2炉空预器压差逐渐升高，500MW负荷时空预器2A烟气侧压差3.0kPa，空预器2B烟气侧压差2.6kPa，较2018年7月启动时上升约700Pa。经分析讨论认为：（1）对空预器升温后硫酸氢氨从固态变成气态，堵塞程度会减轻。（2）空预器蓄热片普通碳钢变形温度为420℃，表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300℃以上，升温对蓄热片无影响。（3）该方案的风险在于空预器升温后整体膨胀变形，控制好升温速率将不会发生卡涩，因此认为升温治堵方案是可行的。2014年1月18日、19日分别对空预器2A、2B进行升温处理。操作步骤如下：（1）做好空预器卡涩的事故预想与人员安排；机组负荷500MW，稳定2h。（2）将2A侧空预器热二次风出口挡板就地手动关闭至50%，随后根据排烟温度变化情况缓慢关小挡板，控制2A侧排烟温度逐渐升高至150℃，随后每升高5℃稳定30min，力求使排烟温度达到180℃。（3）操作过程中空预器冷端保持连续吹灰，热端每4h吹一次，吹灰压力设定值为2.0MPa。（4）2A侧空预器升温操作完毕后，缓慢开大2A侧空预器二次风出口挡板，排烟温度每降低10℃稳定10min，直至挡板全开。（5）参数稳定后，采用同样的办法对空预器2B进行处理。

4结束语

3方法处理空预器压差大的效果对比如下，希望对解决该问题有一定帮助。（1）拆包清洗。优点：清洗彻底、效果好；缺点：需要减负荷或停炉、成本高、时间长。（2）在线冲洗。优点：机组运行不受影响；缺点：效果不如拆包清洗、成本较高、时间长。（3）升温处理。优点：机组运行不受影响，成本低；缺点：效果一般。

参考文献

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