600MW 火电机组空气预热器积灰与在线处理

解文利

（武乡西山发电有限公司 发电运行部 山西 长治 046300）

近年来，我国的电力工业发展迅速，取得了巨大的成就，正向着大机组、高参数、大电网、高电压、高度自动化方向迅猛发展。我国现装机容量已达到5.82亿kW，并且还在稳步增长，目前我国发电机组已进入了600MW、100MW、120MW 高负荷、大容量时代。而选配装机容量达600MW 或更高容量机组的锅炉时，一般采用构造紧密、体积小、金属耗量较少的回转式又称容克式空气预热器。武乡西山发电有限公司#1、#2号机组（600MW）锅炉是武汉锅炉厂生产的亚临界强制循环锅炉，其配置了三分仓容克式空气预热器。但容克式空气预热器构造比较复杂，由于通流截面积较小，稍有积灰即可使通过截面流体的阻力增加，因此，易发生堵灰和低温腐蚀。本文分析了武乡西山发电有限公司三分仓容克式空气预热器积灰的形成机理及其对运行机组产生的危害，并提出了防止积灰和在线处理的办法。

1 空气预热器积灰的形成原理

对于固态排渣的煤粉炉，烟气中含有大量的飞灰，飞灰的粒径一般小于200μm，大部分为20～30μm.当携带着飞灰的烟气流经预热器的传热元件波纹板时，由于以下原因使飞灰沉积在受热面上，形成积灰。

1）当含灰烟气冲刷波纹板时，在板的背风面会产生涡流区。大颗灰粒由于其惯性大，不易卷入涡流；而小灰粒（小于30μm，尤其是小于10μm的细灰粒）则易进入涡流区。此时，它们中的一部分灰粒碰到金属壁后，由于受到分子吸力及静电引力的作用，使部分灰粒吸附在波纹板上，形成疏松的积灰。

2）由于波纹板金属壁的凹凸不平（尤其在发生低温腐蚀的情况下，壁表面更显得粗糙、不平），在摩擦力的作用下，亦能挂住部分微小的灰粒，此时所形成的积灰也是疏松的。

3）当受热面壁温较低时，使烟气中的水蒸气或硫酸蒸气在受热面上发生凝结时，潮湿的表面会将部分灰粒黏住，此时积灰被“水泥化”，形成低温黏结灰。

其中空气预热器低温黏结灰的形成有两种原因：

a）烟气中含水量大约10%左右，该厂使用煤种又含有较高硫分，燃烧后形成SO2，其中一部分SO2会进一步氧化成SO3.SO3和烟气中的水蒸气在高温下结合成硫酸蒸汽，低温腐蚀的产物低价铁硫酸盐、铁的氧化物和硫酸蒸汽与飞灰反应，生成酸性黏结灰：

xCaO.yAl2O3.SiO2+（x+3y）H2SO4→xCaSO4+yAl2（SO4）3+SiO2+（x+3y）H2O

Fe3O4+4H2SO4→FeSO4+Fe2（SO4）3+4H2O

3Fe+4H2SO4+2O2→FeSO4+Fe2（SO4）3+4H2O

b）因吹灰疏水温度未达到要求从而使吹灰蒸汽带水或吹灰用的蒸气冷凝成水，渗到积灰层形成水泥状物质。

除以上原因外，武乡电厂锅炉为了使烟气中的NOx的排放量达到国家环保部门的要求，在空气预热器前加装了脱硝系统设备。在脱硝系统中加入适量的氨气作为催化剂将NOx还原为氮气，而未完全反应的氨气即伴随烟气与三氧化硫形成硫酸氨盐类沉积在空气预热器换热片上，造成其堵塞、磨损、腐蚀等。

2 空气预热器积灰对运行机组产生的危害

1）空气预热器积灰后，由于灰的导热系数小，因此，积灰使热阻增加，热交换恶化，以致排烟温度升高，使排烟热损失增大，锅炉热效率降低，锅炉出力降低，并影响锅炉寿命。

2）空气预热器堵灰，增加了风烟道阻力，也增加了该厂10kW风烟系统辅机的厂用电率。在额定发电功率下，武乡电厂#1锅炉空气预热器堵灰时引风机电流高达270～280A（正常值：190A）、送风机电流194A（正常值：121A），且造成锅炉正压（平均：+50～+200 Pa）运行，而正压燃烧又极易引起受热面结焦，影响传热效果，并可能造成锅炉爆燃，发生恶性事故。

3）空气预热器积灰后会促使受热面金属产生低温腐蚀。受热面上积灰后会吸收水分和SO3以及其它腐蚀性气体，使受热面的腐蚀速度加快。而水蒸气和硫酸蒸气的凝结，不仅造成受热面的腐蚀，同时潮湿的波纹板表面能捕集烟气中的飞灰，形成低温黏结性积灰，使受热面的积灰程度加剧。尤其是受热面的沉积物与硫酸液起化学变化，会在空气预热器上形成复合硫酸铁盐为基质的水泥状物质，使积灰呈硬结状（酸灰垢），造成气流通道堵塞，而且所形成的硬灰垢是不易清除的。

3 影响空气预热器积灰的因素及防范措施

3.1 提高空气预热器冷段壁温

使空气预热器冷段壁面温度始终保持高于烟气露点，是防止空气预热器积灰的最有效方法。因此，该厂一、二次风机加装暖风器来提高空气预热器入口一、二次风温度，从而提高空气预热器冷端换热元件壁温。其目的是为了防止硫酸蒸汽在蓄热片表面凝结并黏结飞灰颗粒。但锅炉排烟温度的升高会使锅炉排烟热损失增加，因此，必须提高空气预热器入口冷风温度。根据武乡电厂目前燃用煤种的硫分计算，冷端综合温度约为160～170℃，根据负荷的变化，排烟温度在125～145℃，需控制暖风器后一、二次风温20～30℃，并根据负荷及烟温的变化进行手动修正。提高空气预热器入口一次风温度与二次风温度，特别是在负荷低谷时，排烟温度较低时作用更大。

3.2 吹灰器位置和吹灰时间及次数

该厂空气预热器转子传热元件结构中，传热元件沿转子由低到高分为热端层、中间层及冷端层3层，以使容易受低温腐蚀的冷端传热元件便于翻转和调换使用外，还采用了厚度为1.2mm的耐酸腐及耐磨的柯坦钢，制作成冷段传热元件，以增加其抗腐蚀抗磨损的性能。根据工作环境和材质的不同，其吹灰器布置有2台，1台位于烟气入口，另1台位于烟气出口。实际运行过程中，控制其吹灰器提升阀后压力0.95～1.10MPa，且空气预热器吹灰蒸汽至少应有130℃的过热度。正常情况下，蒸汽吹灰次数为每班一次，吹灰顺序为先冷端后热端再冷端。吹灰前整个系统必须充分暖管，疏水温度要达到300℃以上，防止湿蒸汽进入空气预热器加剧堵灰。

3.3 烟气脱硝工艺中催化剂NH3的合理喷量

为了降低燃煤电厂烟气中NOx的排出量，采用NH3作为催化剂，进行脱硝处理。化学反应原理：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

如果投入的氨量过于充足，未来得及反应的氨气就随着烟气与二氧化硫、三氧化硫发生反应生成硫酸氨盐类，沉积在空气预热器换热片上，造成其堵塞、磨损、腐蚀等。

3.4 烟气入口侧NOx浓度与出入口压差

通过运行实际情况，空气预热器烟气入口侧NOx浓度的高低直接影响出入口压差，即压差越大，说明空气预热器积灰越严重。武乡电厂#2锅炉空气预热器烟气入口侧NOx浓度与出入口压差运行曲线图见图1.因此，在运行过程中要通过对锅炉的燃烧调整尽量降低空气预热器烟气入口侧NOx浓度，（比如降低氧量、关小底层磨容量风挡板等）以确保空气预热器不堵灰。

图1 空气预热器入口侧NOx浓度与出入口压差运行曲线图

4 空气预热器积灰在线处理

由于空气预热器堵塞严重，先对空气预热器冷端进行在线水冲洗，具体操作步骤如下：

以该厂#11空气预热器为例：

1）开启底部烟道放水门。关闭#11、#12冷端吹灰器蒸汽来汽手动门；开启炉零米高压冲洗泵来水手动门，开启高压冲洗泵出口至#11空气预热器冲洗手动门（检查#12空气预热器冲洗手动门关闭）。

2）检查#11空气预热器吹灰就地控制盘后各切换把手切至“摇控位”、“高压水冲洗”位置；在DCS上将空气预热器吹灰器选择至“PMP2”在线高压水位置（“PMP1”为蒸汽吹灰，“PMP3”为离线高压水冲洗）。

3）就地启动高压冲洗水泵，检查出口压力缓慢升至25MPa，启动AH2空气预热器，检查就地吹灰器进到位（退行程约206min）.检查退出后，再启动AH2空气预热器进行下一次吹扫。

4）冲洗期间，加强引、送、一次风机电流、风压、风温、空气预热器差压监视，每小时对参数进行记录。

5）巡检要求：每小时巡检一次，检查零米高压冲洗水泵电流140～160A（额定电流240A），泵入口滤网前后压力表压差不大于0.2MPa（否则，联系该厂设备部停泵清理），泵出口压力在25MPa左右；13.7 m吹灰器密封风机运行正常，高压水压力24～25 MPa，无跑水现象。

6）高压水冲洗结束后，就地停运高压冲洗水泵，关闭入口手动门，关闭13.7m高压冲洗泵出口至#11空气预热器冲洗手动门；检查#11空气预热器吹灰就地控制盘后将切换把手切至“蒸汽吹灰”位置，开启#11空气预热器冷端吹灰器蒸汽来汽手动门，在DCS上将空气预热器吹灰器选择至“PMP1”蒸汽吹灰位置，恢复空气预热器正常吹灰。

7）如高压冲洗泵跳闸，关闭泵入口手动门，将#11空气预热器吹灰就地控制盘后，切换把手切至“近控位”，就地按“退出”按钮，检查吹灰器退出。联系该厂设备部检修高压冲洗水泵。通过两侧AH均水洗结束后，锅炉风烟系统的运行参数恢复正常。

8）系统恢复后，武乡电厂#1锅炉空气预热器堵灰及水洗后各运行参数见表1.

表1 #1锅炉空气预热器堵灰及水洗后各运行参数表

5 结束语

西山武乡电厂600MW 火电机组若因锅炉的空气预热器积灰堵塞被迫降负荷会给煤矿生产带来较大的影响，造成企业经济损失。所以，在实际运行中通过采取措施避免了事故的发生。

1）做好减轻和防止空气预热器积灰的措施：a）提高空气预热器冷段壁面的温度。b）正确设计布置空气预热器吹灰装置和合理的吹灰时间及次数。

2）若发生空气预热器积灰堵塞而吹灰器无法清除其沉积物，机组可以利用电网负荷低谷时降负荷进行空气预热器在线水洗。

3）优化脱硝装置运行方式：a）控制喷氨量，减少氨逃逸，并利用检修机会对脱硝装置进行检查，减少催化剂格栅间漏点。b）加强脱硝装置前后压差的监视，保证声波吹灰器正常投入，每周进行1～2次蒸汽吹灰。c）脱硝装置吹灰一般在16：00后进行，吹灰前充分疏水，疏水温度不低于350℃.d）根据脱硝装置前后压差变化及时调整吹灰频率。

［1］ 刘建民，薛建明，王小明，等.火电厂氮氧化物控制技术［M］.北京：中国电力出版社，2012：165-168

［2］ 容銮恩，袁镇福，刘志敏，等.电站锅炉原理［M］.北京：中国电力出版社，1997：204-210.

［3］ 白国亮.锅炉设备运行［M］.北京：中国电力出版社，2005：149-156.