空預(yù)器堵塞原因及處理技術(shù)研究

郭 建

（寧電投西夏熱電有限公司，銀川 750021）

1 空預(yù)器堵塞現(xiàn)象分析

202 0 年7月初以來，西夏熱電有限公司#4機(jī)運(yùn)行工況出現(xiàn)異常，具體表現(xiàn)為引風(fēng)機(jī)電流大幅波動(dòng)，爐膛負(fù)壓波動(dòng)增大，空預(yù)器的煙氣側(cè)進(jìn)出口壓差均增大。這些數(shù)據(jù)表明，空預(yù)器出現(xiàn)了堵塞。在這種情況下運(yùn)行時(shí)，引風(fēng)機(jī)電耗電量增加，煙氣通流量減少，有可能導(dǎo)致引風(fēng)機(jī)失速，從而導(dǎo)致負(fù)壓波動(dòng)鍋爐滅火，嚴(yán)重影響機(jī)組安全運(yùn)行。

202 0 年5—7月#4爐部分運(yùn)行參數(shù)如表1所示。從表1數(shù)據(jù)可以看出：在相同負(fù)荷下，從6月25日至6月30日，空預(yù)器煙氣側(cè)差壓基本沒有變化；從7月5日至7月9日，空預(yù)器差壓上升幅度較大，說明空預(yù)器開始堵塞。由于空預(yù)器堵塞是一個(gè)逐步的過程，需要分析各種原因。

表1 2020年5—7月#4爐部分運(yùn)行參數(shù)

2 空預(yù)器堵塞原因分析

202 0 年6—7月#4爐煤粉細(xì)度如表2所示，并重點(diǎn)分析了空預(yù)器堵塞的原因。

2.1 煤粉細(xì)度粗，超過設(shè)計(jì)值

西夏熱電二期鍋爐設(shè)計(jì)煤種煤粉細(xì)度R90為22%。從表2的數(shù)據(jù)可以看出，近期#4鍋爐入爐煤的煤粉細(xì)度R90普遍在40%左右，嚴(yán)重偏離了設(shè)計(jì)值。煤粉細(xì)度的不合格，不僅會(huì)使煤粉燃燒不完全，也會(huì)導(dǎo)致煙氣中粗灰含量增多。隨著煙氣的流動(dòng)，顆粒較大的灰分會(huì)逐漸在尾部煙道聚集，導(dǎo)致空預(yù)器發(fā)生不同程度的阻塞[1]。

表2 2020年6—7月#4爐煤粉細(xì)度表[單位：R90（%）]

2.2 脫硝反應(yīng)系統(tǒng)運(yùn)行工況不佳

從表1可以看出，在低負(fù)荷工況下，SCR入口煙氣溫度偏低，脫硝入口SO2超標(biāo)。從7月5日開始，氨逃逸量嚴(yán)重超標(biāo)。SCR脫銷反應(yīng)區(qū)催化劑合適溫度要求控制在310～430 ℃。當(dāng)溫度過低時(shí)，脫銷催化效率必然會(huì)有所下降。為了保證煙氣排放達(dá)到環(huán)保要求，只能加大噴氨流量，導(dǎo)致氨逃逸率增大[2]。

由于脫銷系統(tǒng)采用的是選擇性催化還原系統(tǒng)，還原劑會(huì)有選擇地與煙氣中的NOX反應(yīng)生成N2和水。然而，在煙氣脫銷的同時(shí)，還原劑也會(huì)與煙氣中的SO2反應(yīng)生成副產(chǎn)物NH4HSO4[3]。生成NH4HSO4的量與煙氣中NH3、SO2的濃度以及煙氣溫度都有關(guān)系。煙氣中NOX和SO2濃度越高，煙氣溫度越低，生成NH4HSO4的量就越多。#4機(jī)長(zhǎng)期在低負(fù)荷段運(yùn)行，SCR入口溫度基本都在300 ℃以下，嚴(yán)重偏離設(shè)計(jì)最低溫度310 ℃。為了保證達(dá)到環(huán)保要求，只能使噴氨量增大。7月5日以后的氨逃逸普遍都在8 mg·Nm-3以上，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過空預(yù)器氨逃逸的設(shè)計(jì)指標(biāo)3 mg·Nm-3。SCR入口SO2含量普遍在2 000 mg·Nm-3以上，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過設(shè)計(jì)值1 587 mg·Nm-3。在氨逃逸量增大、脫硝入口SO2含量偏高和較低的反應(yīng)溫度下，不可避免地生成更多的NH4HSO4[4]。

NH4HSO4是一種粘度極高的物質(zhì)，熔點(diǎn)為147 ℃，沸點(diǎn)為350 ℃。在此溫度區(qū)間內(nèi)，NH4HSO4為熔融狀態(tài)，而處于液態(tài)的NH4HSO4具有極強(qiáng)的粘性。這種狀態(tài)下的NH4HSO4極易捕捉煙氣中的飛灰，一旦積累在空預(yù)器蓄熱片上，會(huì)進(jìn)一步吸附流通煙氣中的飛灰，最終導(dǎo)致空預(yù)器阻塞[5]。

2.3 空預(yù)器冷端綜合溫度偏低

冷一、二次風(fēng)溫度越低，旋轉(zhuǎn)至煙氣側(cè)的換熱元件溫度越低，進(jìn)入空預(yù)器經(jīng)過換熱后的煙氣溫度對(duì)應(yīng)降低。當(dāng)煙氣溫度降至NH4HSO4熔點(diǎn)以下時(shí)，煙氣中的液滴狀NH4HSO4會(huì)在空預(yù)器冷端的傳熱元件上凝固，造成空預(yù)器冷端積鹽與結(jié)垢，進(jìn)而影響空預(yù)器的正常運(yùn)行?？疹A(yù)器出口排煙溫度越低，NH4HSO4在空預(yù)器上沉積的區(qū)間越長(zhǎng)。同時(shí)，煙氣中存在的SO2會(huì)與氧氣和水發(fā)生反應(yīng)生成硫酸蒸汽，煙氣中的硫酸蒸汽露點(diǎn)一般在120 ℃左右，當(dāng)煙溫降到硫酸蒸汽的露點(diǎn)時(shí)，硫酸蒸汽會(huì)在空預(yù)器管壁上凝結(jié)。硫酸蒸汽不僅會(huì)腐蝕管壁，也會(huì)吸附煙氣中的飛灰，從而加劇空預(yù)器積灰。

為了防止空預(yù)器NH4HSO4凝固和發(fā)生低溫腐蝕，空預(yù)器對(duì)排煙溫度有一定的要求?？疹A(yù)器的冷端綜合溫度（空預(yù)器出口煙氣溫度與冷端空氣溫度之和）設(shè)計(jì)值為140 ℃。若空預(yù)器冷端綜合溫度高于設(shè)計(jì)值，NH4HSO4也不會(huì)在空預(yù)器冷端大量堆積。從表1的數(shù)據(jù)可以看出，從6月份以來，在175 MW負(fù)荷下，空預(yù)器出口排煙溫度長(zhǎng)期在90 ℃左右，空預(yù)器冷端綜合溫度為130 ℃左右，排煙溫度低于設(shè)計(jì)值。空預(yù)器冷端的NH4HSO4的沉積區(qū)域較大，冷端吹灰器可能無法滿足需求。

2.4 煤質(zhì)突然變化導(dǎo)致煙氣中飛灰含量突然增大

自2020年7月初，西夏熱電供煤逐步緊張，銀南煤已無存煤，#4機(jī)原煤倉(cāng)主要使用的是銀北煤。銀北煤存在煤粒較硬難磨制、飛灰含量偏大的問題。由于煤質(zhì)較差，#4機(jī)發(fā)生了多次輸灰困難和電場(chǎng)停運(yùn)等事故。煙氣中飛灰含量突然增大，導(dǎo)致空預(yù)器堵塞程度突然加劇，也是導(dǎo)致空預(yù)器發(fā)生堵塞的原因之一。

3 改進(jìn)措施

3.1 檢查磨煤機(jī)分離器

針對(duì)煤粉細(xì)度過粗、偏離設(shè)計(jì)值的問題，西夏熱電積極聯(lián)系西安電力調(diào)試所檢查磨煤機(jī)分離器。調(diào)整后，磨煤機(jī)出口煤粉細(xì)度得到了改善。

3.2 控制鍋爐氧量和噴氨量

在環(huán)保條件滿足的情況下，嚴(yán)格控制鍋爐氧量和噴氨量，減少氨逃逸，提高脫硝入口排煙溫度。為了盡可能減少NH4HSO4的生成，要求控制氧量，合理噴氨，維持SCR出口NOX高限運(yùn)行。在低負(fù)荷工況下，通過改變磨組運(yùn)行和二次風(fēng)調(diào)門開度等方式，提高火焰中心溫度，從而提高SCR入口煙氣溫度，保證SCR脫硝反應(yīng)區(qū)催化劑活性。

3.3 提高空預(yù)器冷端綜合溫度

一般暖風(fēng)器在冬季投入運(yùn)行，夏季退出運(yùn)行。針對(duì)這次事故，在7月15日將暖風(fēng)器投入運(yùn)行。暖風(fēng)器投入運(yùn)行后，進(jìn)口空氣溫度升高，空氣吸熱量減少，排煙溫度也隨之升高，冷端綜合溫度提升到了140 ℃以上，滿足空預(yù)器冷端綜合溫度的設(shè)計(jì)要求。

3.4 合理配煤，減少煙氣中的飛灰含量

針對(duì)這次事故，在發(fā)現(xiàn)空預(yù)器有堵塞現(xiàn)象后，西夏熱電積極采購(gòu)原煤，根據(jù)飛灰情況迅速改變銀南、銀北煤配比。經(jīng)過處理，煙氣中飛灰含量過量問題得到了緩解。經(jīng)過上述措施的處理，從表1可以看出，從7月20日開始，空預(yù)器煙氣側(cè)差壓逐步緩慢下降，空預(yù)器堵塞的異常工況得到了改善。

4 結(jié)語(yǔ)

目前，在我國(guó)的火電廠中普遍存在著空預(yù)器堵塞的問題。雖然在設(shè)計(jì)過程中充分考慮了如何預(yù)防空預(yù)器堵塞，但實(shí)際運(yùn)行中依然會(huì)因?yàn)楦鞣N原因?qū)е驴疹A(yù)器發(fā)生積灰堵塞。因此，應(yīng)采取適當(dāng)措施保證堵塞不再惡化，如調(diào)整煤粉細(xì)度、提高排煙溫度、減少氨逃逸以及減少飛灰含量等，并在各種事故中總結(jié)經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，不斷完善和改善空預(yù)器工作條件。