600 MW鍋爐空預(yù)器積灰堵塞原因分析及防范

盧順新，戴榮，楊義軍，鄒自敏

(大唐華銀金竹山火力發(fā)電分公司，湖南冷水江417503)

某廠一期工程2臺(tái)DG2030/17.6-Ⅱ3型鍋爐配2臺(tái)某公司生產(chǎn)的回轉(zhuǎn)再生式三分倉(cāng)空氣預(yù)熱器，分別于2006年4月和8月投產(chǎn)。2007年冬季，空氣預(yù)熱器曾發(fā)生過(guò)輕微堵塞，2008年冬季，又發(fā)生多次積灰堵塞，嚴(yán)重影響鍋爐安全穩(wěn)定運(yùn)行。

1 空預(yù)器設(shè)備規(guī)范〔1〕

空預(yù)器為32VN(T)1600型，設(shè)計(jì)煤含硫量小于1.5%，冷端綜合溫度不低于148℃，設(shè)計(jì)有熱風(fēng)再循環(huán)。投用再循環(huán)后可將風(fēng)溫從0℃升高到20℃，BMCR工況熱風(fēng)再循環(huán)的設(shè)計(jì)參數(shù)如表1〔2〕。

表1 再循環(huán)的設(shè)計(jì)參數(shù)

冷水江地區(qū)冬季最低實(shí)際環(huán)境溫度為-3～-4℃，因此實(shí)際冷風(fēng)溫度比設(shè)計(jì)值要低。

2 空預(yù)器冬季積灰堵塞原因分析

2.1 煤質(zhì)因素

2.1.1 鍋爐燃用煤灰中含易沾污成分偏高:設(shè)計(jì)煤Na2O=1.86%，K2O=1.0%，屬于中等沾污煤，但實(shí)際燃用煤的Na2O+K2O曾達(dá)到4.2%左右，灰分粘附性較強(qiáng)。

2.1.2 煤粉細(xì)度R90=2%～4%，飛灰粒徑小，飛灰粘附性增強(qiáng)。

2.1.3 煤的折算硫分含量高:煤中含硫量高，水分高，煙氣的硫酸露點(diǎn)溫度隨之提高，會(huì)加劇空預(yù)器腐蝕積灰。2008年1-2月份#2爐發(fā)生空預(yù)器堵塞期間入爐煤參數(shù)指標(biāo)如表2所示:

表2 空預(yù)器堵塞期間入爐煤參數(shù)

一般而言，當(dāng)煤的折算硫分Ss＞0.2%，屬于高硫分煤范疇?？疹A(yù)器堵塞期間煤因發(fā)熱量降低，平均折算硫分是設(shè)計(jì)值的2倍。據(jù)有關(guān)資料介紹〔2〕，硫露點(diǎn)溫度與煤折算硫分的立方根成正比，即露點(diǎn)溫度t1d=f(Ss1/3)。發(fā)生空預(yù)器堵塞期間，按煤的最大折算硫分達(dá)到0.37%時(shí)的露點(diǎn)溫度升高到90.1℃，比85℃的設(shè)計(jì)值高5℃。受硫酸濃度增加和露點(diǎn)溫度升高的雙重影響，在空預(yù)器冷端金屬元件發(fā)生腐蝕的同時(shí)加劇空預(yù)器沾灰堵塞。

2.2 空預(yù)器蒸汽吹灰壓力:原控制蒸汽吹灰器提升閥后的壓力為0.6 MPa，但發(fā)現(xiàn)空預(yù)器壓差增加，即使長(zhǎng)期投入蒸汽吹灰也不能降低壓差，說(shuō)明吹灰器在此壓力工作對(duì)空預(yù)器積灰沒(méi)有疏通作用。

2.3 預(yù)熱器金屬壁面溫度:與煙氣接觸的空預(yù)器金屬元件壁溫如高于露點(diǎn)溫度，則低溫腐蝕導(dǎo)致的空預(yù)器積灰堵塞一般不可能發(fā)生，否則反之。

對(duì)于回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，冷端空預(yù)器傳熱元件的壁溫tk可以由下式近似計(jì)算 (見(jiàn)文獻(xiàn)〔2〕):

式中 tpy為排煙溫度 (℃);kkq為空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫 (℃)。

由上式可知，隨機(jī)組負(fù)荷降低，排煙溫度下降，冬季環(huán)境溫度低，排煙溫度和空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫隨之降低，造成空預(yù)器金屬壁溫降低。鍋爐設(shè)計(jì)采用熱風(fēng)再循環(huán)來(lái)提高空氣預(yù)熱器的進(jìn)口風(fēng)溫，使傳熱元件的金屬壁溫高于煙氣露點(diǎn)溫度。空預(yù)器廠家規(guī)定冷端綜合溫度:

冷端綜合溫度=排煙溫度+空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫≥148℃

表3 空預(yù)器堵塞期間鍋爐有關(guān)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)

分析表3數(shù)據(jù)，發(fā)生空預(yù)器積灰堵塞期間，鍋爐負(fù)荷、排煙溫度、空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫、環(huán)境溫度等均處于低值狀況下運(yùn)行。全開(kāi)熱風(fēng)再循環(huán)，空預(yù)器的平均冷端綜合溫度為126.7℃，最低115.9℃，與廠家規(guī)定的綜合溫度分別低28.1℃和21.3℃。需要指出的是，空預(yù)器的平均排煙溫度值并不代表空預(yù)器冷端的最低溫度水平，空預(yù)器受熱元件經(jīng)煙氣加熱后，首先被進(jìn)口的一次風(fēng)冷卻，然后再被二次風(fēng)冷卻，受熱元件離開(kāi)二次風(fēng)道進(jìn)入煙道加熱時(shí)的溫度處于最低值，然后受熱元件被煙氣加熱逐漸升高。按空預(yù)器旋轉(zhuǎn)方向，轉(zhuǎn)子從風(fēng)道進(jìn)入煙道后，排煙溫度按先低后高規(guī)律分布，轉(zhuǎn)動(dòng)前后方向的煙氣溫度偏差隨負(fù)荷的升高而增加，低負(fù)荷低側(cè)溫度與平均排煙溫度相差16℃，高負(fù)荷約相差38℃，因此按最低側(cè)的排煙溫度計(jì)算，360 MW低負(fù)荷運(yùn)行期間的平均最低冷端綜合溫度為:

空預(yù)器冷端元件的計(jì)算金屬壁溫為:

因此，發(fā)生空預(yù)器堵塞期間，空預(yù)器的冷端綜合溫度和酸露點(diǎn)均具備低溫腐蝕和積灰堵塞的條件。

2.4 風(fēng)機(jī)設(shè)計(jì)的進(jìn)口風(fēng)溫偏高:根據(jù)熱風(fēng)再循環(huán)的熱力計(jì)算，風(fēng)機(jī)設(shè)計(jì)進(jìn)口月平均最低風(fēng)溫為0℃，熱風(fēng)再循環(huán)混合后的空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫為20℃，2008年初的環(huán)境溫度最低值為-2.87℃，再循環(huán)全開(kāi)后不同負(fù)荷工況下排煙溫度及空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫等參數(shù)見(jiàn)表4。

表4 不同負(fù)荷下排大煙溫度及空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫℃

分析表4數(shù)據(jù)，冬季開(kāi)啟熱風(fēng)再循環(huán)后，負(fù)荷低于533 MW時(shí)，空預(yù)器的冷端綜合溫度已不能滿(mǎn)足≥148℃的要求。隨負(fù)荷降低，差距越大。鍋爐雖設(shè)置了熱風(fēng)再循環(huán)，設(shè)計(jì)熱風(fēng)再循環(huán)門(mén)開(kāi)啟后的溫升△t=20℃-0℃=20℃，但冬季實(shí)際熱風(fēng)再循環(huán)的溫升只有6.91℃-(-1.56℃)=8.47℃，無(wú)法達(dá)到冬季寒冷季節(jié)空預(yù)器冷端綜合溫度的要求。表明熱風(fēng)再循環(huán)風(fēng)量不足，熱風(fēng)再循環(huán)的加熱能力受到質(zhì)疑。需要通過(guò)試驗(yàn)予以查明原因。

3 熱風(fēng)再循環(huán)風(fēng)量試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)情況及數(shù)據(jù)分折

3.1.1 熱風(fēng)再循環(huán)開(kāi)度檢查試驗(yàn)

通過(guò)試驗(yàn)查明再循環(huán)門(mén)可以全開(kāi)，空預(yù)器進(jìn)口一次風(fēng)溫基本達(dá)到設(shè)計(jì)值，但二次風(fēng)再循環(huán)管道有堵塞現(xiàn)象，空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫較設(shè)計(jì)值偏低較多。

停爐后檢查，二次風(fēng)箱與再循環(huán)管的接口在夏季封堵后，沒(méi)有將孔徑恢復(fù)，實(shí)際流通截面僅40%。

3.1.2 二次熱風(fēng)再循環(huán)風(fēng)量測(cè)試

恢復(fù)二次風(fēng)再循環(huán)管進(jìn)口面積后，不同負(fù)荷二次風(fēng)熱風(fēng)再循環(huán)量測(cè)試數(shù)據(jù)與設(shè)計(jì)值的比較見(jiàn)表5。

表5 不同負(fù)荷下循環(huán)量與設(shè)計(jì)值比較

負(fù)荷400 MW，全開(kāi)二次熱風(fēng)再循環(huán)門(mén)，空預(yù)器進(jìn)風(fēng)溫度為15.68℃，冷端綜合溫度為136℃，低于設(shè)計(jì)值12℃。實(shí)際運(yùn)行時(shí)，低負(fù)荷時(shí)二次總風(fēng)箱壓力一般維持0.56～0.8 kPa，再循環(huán)風(fēng)管前后壓差較小，再循環(huán)風(fēng)量降低，則冷端綜合溫度更低。

3.1.3 一次風(fēng)熱風(fēng)再循環(huán)風(fēng)量測(cè)試

經(jīng)測(cè)試，360 MW低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，只要維持二次風(fēng)箱壓力不低于0.80 kPa，一次風(fēng)熱風(fēng)再循環(huán)風(fēng)量基本可以達(dá)到設(shè)計(jì)值。

3.1.4 核算不同環(huán)境溫度對(duì)空預(yù)器進(jìn)口一次風(fēng)溫的影響

假設(shè)不同負(fù)荷工況一次風(fēng)熱風(fēng)再循環(huán)風(fēng)量與試驗(yàn)數(shù)據(jù)相同，且認(rèn)為熱一次風(fēng)溫度環(huán)境溫度同步降低，依據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)通過(guò)熱平衡核算環(huán)境溫度分別降低至5℃，1.5℃時(shí)空預(yù)器進(jìn)口一次風(fēng)溫變化如表6所示。

核算數(shù)據(jù)表明:如冬季環(huán)境溫度低至1.5℃，再循環(huán)全開(kāi)，空預(yù)器進(jìn)口一次風(fēng)溫會(huì)低于20℃。但因偏離程度不大，如果提高二次風(fēng)箱壓力，則空預(yù)器進(jìn)口一次風(fēng)溫勉強(qiáng)可以達(dá)到設(shè)計(jì)值。

4 防治措施及效果

4.1 二次熱風(fēng)再循環(huán)管移位改造

基于二次熱風(fēng)再循環(huán)風(fēng)量明顯不足，而再循環(huán)風(fēng)量決定風(fēng)管前后壓差，因此將二次風(fēng)熱風(fēng)再循環(huán)管進(jìn)行移位改造，以提高再循環(huán)風(fēng)量，如圖1。

表6 5℃，1.5℃時(shí)空預(yù)器進(jìn)口一次風(fēng)溫變化

圖1 二次風(fēng)熱風(fēng)再循環(huán)管移位示意圖

4.1.1 通過(guò)移位改造后試驗(yàn)，當(dāng)負(fù)荷400 MW，環(huán)境溫度5℃，全開(kāi)二次風(fēng)再循環(huán)門(mén)，空預(yù)器進(jìn)口二次風(fēng)溫可以達(dá)到20℃的設(shè)計(jì)值。當(dāng)冬季環(huán)境溫度低于0℃且負(fù)荷低于360 MW時(shí)，則關(guān)小二次總風(fēng)門(mén)擋板，提高再循環(huán)風(fēng)管前后風(fēng)壓差，進(jìn)一步提高熱風(fēng)再循環(huán)風(fēng)量。進(jìn)行關(guān)小二次風(fēng)門(mén)擋板試驗(yàn)表明，在環(huán)境溫度3.8℃，關(guān)小二次總風(fēng)門(mén)至38%擋板，可提高再循環(huán)前后風(fēng)壓差0.3 kPa，提高空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫7.2℃。

4.1.2 控制冷端綜合溫度是防止空預(yù)器機(jī)會(huì)堵塞的重要舉措，通過(guò)運(yùn)行觀察和摸索性試驗(yàn)，根據(jù)不同的機(jī)組負(fù)荷和入爐煤含硫量，制定不同的空預(yù)器冷端綜合溫度控制值，有關(guān)控制數(shù)據(jù)規(guī)定表7。

4.1.3 通過(guò)摸索性試驗(yàn)，制定正常的空預(yù)器前后壓差控制值，當(dāng)壓差值高于控制值時(shí)意味已經(jīng)出現(xiàn)積灰，此時(shí)將冷端空預(yù)器吹灰器壓力提高到適當(dāng)壓力，對(duì)空預(yù)器冷端連續(xù)吹灰，直至空預(yù)器前后壓差達(dá)到正常，然后再恢復(fù)常規(guī)的吹灰蒸汽壓力運(yùn)行。

表7 不同負(fù)荷、含硫量的冷端綜合溫度控制值℃

4.1.4 入爐煤配煤慘燒，嚴(yán)格控制入爐煤平均含硫量Sar≤1%，并建立含硫量的預(yù)警機(jī)制，當(dāng)含硫量升高時(shí)及時(shí)采取應(yīng)對(duì)措施。

4.2 采取上述防止空預(yù)器積灰堵塞措施，解決了冬季低負(fù)荷運(yùn)行期間空氣預(yù)器積灰堵塞的難題，其后3年再?zèng)]有發(fā)生空預(yù)器積灰堵塞導(dǎo)致的停爐。

〔1〕豪頓華回轉(zhuǎn)再生式三分倉(cāng)空氣預(yù)熱器出廠說(shuō)明書(shū)〔S〕.

〔2〕華東六省一市電機(jī)工程學(xué)會(huì).鍋爐設(shè)備及其系統(tǒng)第2版〔M〕.北京:中國(guó)電力出版社.