空预器升温清堵技术在实践中的运用

张振宇，丁 智

（国能阳宗海发电有限公司，云南昆明 652103）

以国能阳宗海发电有限公司为例，通过对比传统的空预器高压水冲洗法和新的空预器升温气化硫酸氢铵方法的清堵效果，找出解决空预器堵灰的最佳方法。

1 锅炉设备状况

国能阳宗海发电有限公司4号锅炉是武汉锅炉股份有限公司生产的WGZ1025/18.24-4型亚临界、一次中间再热、自然循环、单汽包、单炉膛、平衡通风、Π 型露天布置、全钢架悬吊结构、四角切圆、固态排渣煤粉炉，配中速磨煤机、正压、冷一次风机直吹式制粉系统。

1.1 锅炉煤质分析及灰分参数

统计2023年2、3、4、5月4号锅炉的煤质数据，2、3、4月数据为进行空预器升温清堵前的数据，5月数据为完成试验后的数据，主要数据如收到基低位发热量、收到基硫份等见表1。

表1 4号机组升温入炉煤质特性

1.2 脱硝设施概况

该公司4号机组为300 MW 亚临界机组，锅炉为武汉锅炉股份有限公司生产的WGZ1025/18.24-4 型锅炉，两台锅炉烟气脱硝采用的是选择性催化还原法（SCR），脱硝还原剂NH3采用尿素制取的工艺，脱硝反应产物为对环境无害的水和氮气，脱硝系统可分为SCR 反应器区域（每台机组两套SCR 反应器）和尿素制氨系统（即尿素制氨车间）两大部分。采用蜂窝式催化剂，在反应器内为2+1层布置，上面两层装设催化剂，最下面1层为备用层预留空间，2019年9月超低排放改造后在原有催化剂备用层增加催化剂变更为3层。

在锅炉燃用设计煤种、最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下，系统性能考核期间脱硝效率不小于91%，NH3逃逸不大于3 mg/L，SO2/SO3转化率不大于1.0%。SCR 进口烟气参数：设计值为1167 318 m3/h，体积流量（标态、干态，6%氧），入口烟气温度为308～420℃，入口NOx浓度为450～500 mg/Nm3（6%O2，干态）。

1.3 空气预热器主要技术参数

竖井烟道下部布置有两台豪顿华工程有限公司生产的29VNT1650型三分仓回转再生式空预器，空预器运行中对运行参数温度控制等要求较严格，各项参数不得超过正常规定值，相关主要参数见表2。

表2 空预器主要运行参数

2 空预器堵塞的原因

2.1 堵塞机理

空预器是燃煤锅炉重要的辅机之一，随着国内环保标准的提高，该公司燃煤机组于2015年配置了相应的烟气脱硝系统，在烟气脱硝中采用的是选择性催化还原法，简称为SCR 法，2019年进行了脱销超低排放改造。

在没有配置SCR 系统前，正常运行的情况下，烟气中的飞灰会在空预器的蓄热元件表面进行沉积，遇到低温后还会形成板结，继而造成空预器堵塞。此时，通常采用蒸汽吹灰，以此控制空预器堵塞情况。但煤在燃烧后会形成少量的SO3，SO3在配置的SCR系统中会和没有反应的氨发生反应生成硫酸氢铵，这种物质的粘性很强，进而会在空预器中沉积，还会让飞灰附着在空预器上，进而导致空预器性能变差，还会对空预器经济安全运行造成严重的影响。

2.2 运行工况现状

该公司4号锅炉于2021年A 级检修更换空预器换热元件后，机组160 MW 负荷工况下，两台空预器烟气侧差压在0.6 kPa 左右。机组A 修后至2023年初累计运行7 000多小时，受煤质差锅炉入炉低位发热量低连续在53%额定负荷下长期运行，4号锅炉1号、2号空预器烟气侧差压高达3.0/2.8 kPa 左右，炉膛负压波动达800 Pa，在试验前的1个月内因燃烧不稳频繁发生磨煤机石子煤堵塞、脱硝参数间断超排、磨煤机送粉管磨损漏粉严重、空预器吹灰枪卡涩严重、受热面容易超温减温水量大的异常工况。

为此，该公司针对4号锅炉空预器堵塞严重情况有两种选择方案：①比较成熟的机组停运对空预器换热元件拆装，采取高压消防水冲洗；②空预器升温清堵技术，但该公司使用是创先河，该公司空预器经过反转、柔性密封改造，空预器转子/外壳径向膨胀量差较小，外壳膨胀跟不上极易发生空预器过流跳闸，风险较大。

3 空预器堵塞后的处理方法比选

3.1 高压水冲洗法

该公司以专题《关于4号炉空预器堵塞情况汇报》向上级公司汇报，堵塞原因判断为硫酸氢铵堵塞，并有加剧趋势，提出增补4号炉空预器冷端换热元件拆包清洗项目建议，根据以往处理预算费用接近百万元。

对高、低温传热元件基材及搪瓷进行拆装，总重量在170 t 左右，属于高风险作业，按集团公司《发电企业高风险作业安全管控指导意见》要求，需组织制订“三措两案”进行逐级审批。

由于需机组停运，整个拆装冲洗过程将持续至少1个月时间，但该项目未列入年度检修范围。在2023年国家整体偏干旱的时期，需火电机组充分发挥能源保供兜底作用，若机组迫停消缺该公司和上级部门将投入大量的人力、物力、财力。

3.2 升温清堵技术

硫酸氢铵的气化温度为150～230℃，在对空预器进行升温后，硫酸氢铵从固态转化为气态，可有效减轻空预器堵塞问题。空预器换热元件总高度为1 850 mm，通过提高空预器出口烟气温度至190℃以上，使热端换热元件全部、冷端换热元件上部500 mm 以上部位升温至230℃，气化清除空预器换热片上堆积的硫酸氢铵，冷端换热元件下部不足400 mm 范围通过空预器冷端连续吹灰清除，原理可行。经了解，当电除尘入口烟气温度达事故温度300℃不允许运行时间超过2 h，入口烟气温度180℃以上对除尘效率有影响，现有煤种收到基灰分15%以内，远低于超低排放改造设计煤种35.8%，烟尘排放可控；经了解，脱硫高温型玻璃鳞片耐温200℃以上，脱硫入口烟温高报警值165℃、脱硫系统故障出口175℃，混合烟气温度应低于175℃可以控制。

综上所述，两种方案中空预器升温清堵方案可行。

4 空预器升温清堵试验开展情况

4.1 试验准备

（1）值长根据机组运行情况，4 号机组接带200 MW 负荷，5台磨煤机运行方式，安排进行相关设备调整。

（2）需对1号空预器升温清堵时，由值长下令强制脱硫入口烟气温度，即带“脱硫入口烟气温度高”保护的3个温度（脱硫入口烟气温度高于155℃报警，165℃高二值报警，175℃脱硫系统故障，脱硫联跳主机保护动作）。试验前，提前松开两台空预器热端人孔门压紧螺栓。

（3）加强空预器吹灰器备品备件、消缺管理，空预器吹灰器故障时，及时安排连续处理。

（4）加强炉膛压力、磨煤机压力、流量警点的备品备件、消缺管理，易发生堵塞的测点，按最短堵塞周期，定期进行吹扫维护。

4.2 试验方法

（1）试验目标。调整需升温侧空预器出口温度至190～195℃运行，维持运行至空预器烟气侧差压明显降低至1.0 kPa 以下，且差压波动小于0.2 kPa。

（2）空预器出口温度需升温侧设备调整。关闭送风机联络门，减小送风机、一次风机出力，适当增加引风机出力。

（3）空预器按冷端两次、热端一次进行连续吹灰。

4.3 运行调整注意事项

（1）试验过程中，4号脱硫吸收塔入口烟温（原GGH 出口原烟气温度），按不超过175℃控制。如4号脱硫吸收塔入口烟温高于170℃，升温空预器出口温度不超过195℃、降温空预器出口温度高于120℃，可以通过增加降温侧一二次风、减小磨煤机冷风进行调节。

（2）试验过程中，尽可能维持炉膛压力不超过300 Pa，不低于–950 Pa。

（3）试验过程中，注意监视空预器电流波动，特别是升温侧空预器电流，防范出现膨胀不均导致的空预器电流波动大问题。

（4）试验过程中，注意监视引风机电流开度对应情况，防止引风机失速即“抢风”，引起引风机过负荷跳闸甚至炉膛负压绝对值大触发MFT 动作。

（5）空预器出口温度超过175℃后，除尘值班员注意监视对应电除尘器电场有无“闪络”增加现象，如“闪络”次数大于规程控制值10次，该电场可暂降参数运行，此时应加强监视脱硫出口烟尘浓度，保证达标排放。

（6）试验过程中，控制降温侧空预器排烟温度大于110℃，防止空预器发生低温腐蚀。

（7）试验过程中，空预器电流高于上升速度大于0.5 A 或任一幅值超14 A 时，投入电流侧空预器热端吹灰，如超过15 A，须减少燃料（减煤量或撤油枪）。

（8）试验过程中，注意监视磨煤机入口风量，正常情况下单台磨煤机入口风量控制100 km/h 以上。

（9）细化喷氨控制，缩短增加喷氨调节门开度时间，烟囱出口NOx浓度不得连续0.5 h 以上低于10 mg/Nm3。

5 试验结果分析

通过2023年4月19日—5月2日的空预器在线升温清堵，4号锅炉1号、2号空预器烟气侧差压由变化前两侧合计5.8 kPa 下降至1.0 kPa 以下，炉膛负压由600 Pa 下降至±50 Pa，引风机电流下降约70 A，风烟电耗下降约0.35%，4号炉空预器升温清堵达到预期，相关参数见表3。

表3 4号锅炉空预器升温清堵技术参数变化趋势

6 结束语

综上所述，相较于机组停运高压水冲洗的传统技术方法，空预器升温方法费用较低、风险较小、效果较为显著，因此采用空预器升温的方法可有效治理空预器蓄热元件堵塞。