空預器升溫清堵技術在實踐中的運用

張振宇，丁 智

（國能陽宗海發電有限公司，云南昆明 652103）

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

1 鍋爐設備狀況

國能陽宗海發電有限公司4號鍋爐是武漢鍋爐股份有限公司生產的WGZ1025/18.24-4型亞臨界、一次中間再熱、自然循環、單汽包、單爐膛、平衡通風、Π 型露天布置、全鋼架懸吊結構、四角切圓、固態排渣煤粉爐，配中速磨煤機、正壓、冷一次風機直吹式制粉系統。

1.1 鍋爐煤質分析及灰分參數

統計2023年2、3、4、5月4號鍋爐的煤質數據，2、3、4月數據為進行空預器升溫清堵前的數據，5月數據為完成試驗后的數據，主要數據如收到基低位發熱量、收到基硫份等見表1。

表1 4號機組升溫入爐煤質特性

1.2 脫硝設施概況

該公司4號機組為300 MW 亞臨界機組，鍋爐為武漢鍋爐股份有限公司生產的WGZ1025/18.24-4 型鍋爐，兩臺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，脫硝反應產物為對環境無害的水和氮氣，脫硝系統可分為SCR 反應器區域（每臺機組兩套SCR 反應器）和尿素制氨系統（即尿素制氨車間）兩大部分。采用蜂窩式催化劑，在反應器內為2+1層布置，上面兩層裝設催化劑，最下面1層為備用層預留空間，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。

在鍋爐燃用設計煤種、最大工況（BMCR）、處理100%煙氣量條件下，系統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轉化率不大于1.0%。SCR 進口煙氣參數：設計值為1167 318 m3/h，體積流量（標態、干態，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）。

1.3 空氣預熱器主要技術參數

豎井煙道下部布置有兩臺豪頓華工程有限公司生產的29VNT1650型三分倉回轉再生式空預器，空預器運行中對運行參數溫度控制等要求較嚴格，各項參數不得超過正常規定值，相關主要參數見表2。

表2 空預器主要運行參數

2 空預器堵塞的原因

2.1 堵塞機理

空預器是燃煤鍋爐重要的輔機之一，隨著國內環保標準的提高，該公司燃煤機組于2015年配置了相應的煙氣脫硝系統，在煙氣脫硝中采用的是選擇性催化還原法，簡稱為SCR 法，2019年進行了脫銷超低排放改造。

在沒有配置SCR 系統前，正常運行的情況下，煙氣中的飛灰會在空預器的蓄熱元件表面進行沉積，遇到低溫后還會形成板結，繼而造成空預器堵塞。此時，通常采用蒸汽吹灰，以此控制空預器堵塞情況。但煤在燃燒后會形成少量的SO3，SO3在配置的SCR系統中會和沒有反應的氨發生反應生成硫酸氫銨，這種物質的粘性很強，進而會在空預器中沉積，還會讓飛灰附著在空預器上，進而導致空預器性能變差，還會對空預器經濟安全運行造成嚴重的影響。

2.2 運行工況現狀

該公司4號鍋爐于2021年A 級檢修更換空預器換熱元件后，機組160 MW 負荷工況下，兩臺空預器煙氣側差壓在0.6 kPa 左右。機組A 修后至2023年初累計運行7 000多小時，受煤質差鍋爐入爐低位發熱量低連續在53%額定負荷下長期運行，4號鍋爐1號、2號空預器煙氣側差壓高達3.0/2.8 kPa 左右，爐膛負壓波動達800 Pa，在試驗前的1個月內因燃燒不穩頻繁發生磨煤機石子煤堵塞、脫硝參數間斷超排、磨煤機送粉管磨損漏粉嚴重、空預器吹灰槍卡澀嚴重、受熱面容易超溫減溫水量大的異常工況。

為此，該公司針對4號鍋爐空預器堵塞嚴重情況有兩種選擇方案：①比較成熟的機組停運對空預器換熱元件拆裝，采取高壓消防水沖洗；②空預器升溫清堵技術，但該公司使用是創先河，該公司空預器經過反轉、柔性密封改造，空預器轉子/外殼徑向膨脹量差較小，外殼膨脹跟不上極易發生空預器過流跳閘，風險較大。

3 空預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《關于4號爐空預器堵塞情況匯報》向上級公司匯報，堵塞原因判斷為硫酸氫銨堵塞，并有加劇趨勢，提出增補4號爐空預器冷端換熱元件拆包清洗項目建議，根據以往處理預算費用接近百萬元。

對高、低溫傳熱元件基材及搪瓷進行拆裝，總重量在170 t 左右，屬于高風險作業，按集團公司《發電企業高風險作業安全管控指導意見》要求，需組織制訂“三措兩案”進行逐級審批。

由于需機組停運，整個拆裝沖洗過程將持續至少1個月時間，但該項目未列入年度檢修范圍。在2023年國家整體偏干旱的時期，需火電機組充分發揮能源保供兜底作用，若機組迫停消缺該公司和上級部門將投入大量的人力、物力、財力。

3.2 升溫清堵技術

硫酸氫銨的氣化溫度為150～230℃，在對空預器進行升溫后，硫酸氫銨從固態轉化為氣態，可有效減輕空預器堵塞問題?？疹A器換熱元件總高度為1 850 mm，通過提高空預器出口煙氣溫度至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 范圍通過空預器冷端連續吹灰清除，原理可行。經了解，當電除塵入口煙氣溫度達事故溫度300℃不允許運行時間超過2 h，入口煙氣溫度180℃以上對除塵效率有影響，現有煤種收到基灰分15%以內，遠低于超低排放改造設計煤種35.8%，煙塵排放可控；經了解，脫硫高溫型玻璃鱗片耐溫200℃以上，脫硫入口煙溫高報警值165℃、脫硫系統故障出口175℃，混合煙氣溫度應低于175℃可以控制。

綜上所述，兩種方案中空預器升溫清堵方案可行。

4 空預器升溫清堵試驗開展情況

4.1 試驗準備

（1）值長根據機組運行情況，4 號機組接帶200 MW 負荷，5臺磨煤機運行方式，安排進行相關設備調整。

（2）需對1號空預器升溫清堵時，由值長下令強制脫硫入口煙氣溫度，即帶“脫硫入口煙氣溫度高”保護的3個溫度（脫硫入口煙氣溫度高于155℃報警，165℃高二值報警，175℃脫硫系統故障，脫硫聯跳主機保護動作）。試驗前，提前松開兩臺空預器熱端人孔門壓緊螺栓。

（3）加強空預器吹灰器備品備件、消缺管理，空預器吹灰器故障時，及時安排連續處理。

（4）加強爐膛壓力、磨煤機壓力、流量警點的備品備件、消缺管理，易發生堵塞的測點，按最短堵塞周期，定期進行吹掃維護。

4.2 試驗方法

（1）試驗目標。調整需升溫側空預器出口溫度至190～195℃運行，維持運行至空預器煙氣側差壓明顯降低至1.0 kPa 以下，且差壓波動小于0.2 kPa。

（2）空預器出口溫度需升溫側設備調整。關閉送風機聯絡門，減小送風機、一次風機出力，適當增加引風機出力。

（3）空預器按冷端兩次、熱端一次進行連續吹灰。

4.3 運行調整注意事項

（1）試驗過程中，4號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號脫硫吸收塔入口煙溫高于170℃，升溫空預器出口溫度不超過195℃、降溫空預器出口溫度高于120℃，可以通過增加降溫側一二次風、減小磨煤機冷風進行調節。

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

（3）試驗過程中，注意監視空預器電流波動，特別是升溫側空預器電流，防范出現膨脹不均導致的空預器電流波動大問題。

（4）試驗過程中，注意監視引風機電流開度對應情況，防止引風機失速即“搶風”，引起引風機過負荷跳閘甚至爐膛負壓絕對值大觸發MFT 動作。

（5）空預器出口溫度超過175℃后，除塵值班員注意監視對應電除塵器電場有無“閃絡”增加現象，如“閃絡”次數大于規程控制值10次，該電場可暫降參數運行，此時應加強監視脫硫出口煙塵濃度，保證達標排放。

（6）試驗過程中，控制降溫側空預器排煙溫度大于110℃，防止空預器發生低溫腐蝕。

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

（8）試驗過程中，注意監視磨煤機入口風量，正常情況下單臺磨煤機入口風量控制100 km/h 以上。

（9）細化噴氨控制，縮短增加噴氨調節門開度時間，煙囪出口NOx濃度不得連續0.5 h 以上低于10 mg/Nm3。

5 試驗結果分析

通過2023年4月19日—5月2日的空預器在線升溫清堵，4號鍋爐1號、2號空預器煙氣側差壓由變化前兩側合計5.8 kPa 下降至1.0 kPa 以下，爐膛負壓由600 Pa 下降至±50 Pa，引風機電流下降約70 A，風煙電耗下降約0.35%，4號爐空預器升溫清堵達到預期，相關參數見表3。

表3 4號鍋爐空預器升溫清堵技術參數變化趨勢

6 結束語

綜上所述，相較于機組停運高壓水沖洗的傳統技術方法，空預器升溫方法費用較低、風險較小、效果較為顯著，因此采用空預器升溫的方法可有效治理空預器蓄熱元件堵塞。