褐煤电站锅炉空预器污堵治理方式研究

褐煤电站锅炉空预器污堵治理方式研究

牛海鑫

（内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限责任公司 026000）

摘 要：由于电力用户用电负荷的波动以及新能源出力的不稳定性，全电网负荷峰谷差逐步拉大，大容量火电机组深调成为必然，深调时发生空预器污堵现象时有发生，本文从硫酸氢铵的成因出发，考虑在提升空预器出口烟温的情况下使得硫酸氢铵气化，减轻硫酸氢铵对空预器堵塞的影响，并给出通过高温吹扫的思路，并通过深度吹扫后的效果对比分析，得出空预器高温吹扫的重要意义。

关键词：空预器 污堵 吹扫 高温 硫酸氢铵

引言：锡盟特高压线路由于新能源负荷输出问题，火电机组功率极限持续降低，某厂两台机组受此影响长时间处于低负荷运行，导致锅炉运行中双侧空预器烟气侧、一二次风侧差压持续上升，并存在差压及炉膛负压摆动和空预器局部污堵的现象，为降低空预器差压高、及时解决蓄热元件硫酸氢铵局部堵塞和积灰问题，生产技术人员对现场问题进行了分析并调研发生同类问题企业，经过验证形成成熟的空预器制堵新思路。

一、锅炉运行现状

1.1、污堵空预器烟气侧差压自9月28日以来持续上涨，264MW（40%THA）负荷烟气侧差压自0.62kPa上涨至1.05kPa，高负荷600MW时烟气侧差压超过3kPa；二次风差压存在摆动现象，摆动幅度0.8-1.9kPa，导致炉膛燃烧工况恶化，炉膛负压摆动为-300-+300Pa，影响锅炉安全稳定运行。

1.2、污堵空预器热一次风与空预器入口烟温端差自9月28日以来持续上涨，在不同负荷段均在50℃左右，较对侧空预器一次风端差偏大35℃以上，污堵空预器热二次风端差在40℃左右，较对侧空预器二次风端差偏大30℃以上。

1.3、由于空预器局部堵塞造成的一次风压摆动明显，高负荷时摆动幅度为2kPa左右，A一次风机电流和动叶开度随着一次风压力有规律摆动，A一次风机存在动叶及导流装置频繁振动故障或者导致一次风机失速的风险。

1.4、污堵空预器出口排烟温度维持稳定困难，空预器入口暖风器温度控制值从25℃持续提升50℃，污堵空预器出口排烟温度维持在110℃左右，对侧空预器出口排烟温度自9月26日以来持续上升，最高升至195℃，高温烟气会导致空预器出口及低省设备运行异常，严重时存在空预器内部可燃物自燃的风险，影响锅炉的安全运行。

1.5、脱硝喷氨量左侧较右侧明显降低，但脱硝装置出口氮氧化物含量左侧明显低于右侧，通过现场烟气流速、氮氧化物含量测试及烟风换热量计算，左侧烟气流量较右侧减少1/3-1/2，左侧脱硝稀释风换热器温升降低、右侧空预器出口排烟温度持续上涨等问题，可判断左侧烟道烟气携带热量明显不足，烟气量降低。

1.6、左侧低温省煤器烟气侧差压数值较右侧明显偏小，分析可能存在低省模块堵灰或积存硫酸氢铵的可能，通过现场确认左侧低温省煤器出口烟道处大量积灰，烟气流速较高，低温省煤器鳍片内部可能积存粉尘或其他物质。

1.7、锅炉燃烧调整试验时，在空预器出口烟道进行排烟度测量时，低温省煤器入口水平烟道内部存在积灰，影响烟气流场分布。

1.8、通过除尘器一电场现场检查发现极板极线搭挂物较之前减少，分析和脱硝喷氨调整及运行优化关系明显，氨逃逸的降低可有效降低其后续设备的积灰、结垢风险。

二、空预器在线高温烟气深度吹扫技术思路

2.1、对于SCR法烟气脱硝，氨气与氮氧化物不可能全部混合，氨逃逸不可避免，运行中形成的硫酸氢铵易堵塞在空预器蓄热元件。根据硫酸氢铵在大于207℃可以气化的可逆特性，并结合现场实际验证情况，当空预器出口烟温提升至230℃时可有效去除硫酸氢铵造成的空预器堵塞。

2.2、空预器高温烟气深度吹扫技术方式：机组负荷维持450-580MW之间，持续时间不低于10小时。吹扫时关闭未污堵侧空预器入口烟气挡板，降低污堵侧空预器入口一、二次风量的方式进行。

2.2.1维持机组负荷稳定。

2.2.2投入两侧空预器入口一、二次风暖风器运行，控制空预器入口一、二次风温50±5℃，提升空预器冷端温度水平，维持冷端综合温度不低于148℃。

2.2.3投入空预器吹灰器连续运行，控制疏水温度不低于300℃、吹灰压力不低于1.9MPa，确保空预器吹灰效果，吹扫工作结束3小时后恢复原吹灰器运行方式。

2.2.4就地手动缓慢关闭未污堵侧空预器入口烟气挡板开度，降低未污堵侧烟气流通量，提升污堵侧烟道烟气流通量，提升污堵侧空预器出口排烟温度，调整过程中空预器入口烟气挡板开度调整幅度不大于10%，污堵侧空预器出口烟温升温速率不大于2℃/min，未污堵侧空预器出口烟温降温速率不大于2℃/min，未污堵侧空预器入口烟气挡板调整直至全关。

2.2.5单侧空预器出口排烟温度每变化20℃暂停调整，稳定运行10分钟后方可继续进行调整，污堵侧空预器排烟温度不低于230℃，未污堵侧空预器出口排烟度不得低于100℃。如若无法满足排烟温度要求值，调整污堵侧送风机出力直至全关，同时密切关注未污堵侧风机运行情况，一是防止未污堵侧风机过流，二是防止未污堵侧风机本体参数超限。污堵侧送风机出力到0后仍不满足排烟温度计划值，继续调整污堵侧一次风机出力，但两侧一次风机电流偏差不得超过15A，并维持该工况直至吹扫结束。

2.2.6未污堵侧空预器入口烟气挡板关闭过程中，由于阻力增加，引风机电流会逐渐上升，注意引风机本体相关参数正常。

2.2.7投入污堵侧空预器出口低温省煤器运行，调整低省运行方式，保证污堵侧低省出口烟温不超过150℃，未污堵侧低省退出运行。

2.2.8监视电除尘出口烟尘浓度，否则及早提高除尘器出力，当电除尘出力达到极限时，可适当降低机组负荷直到满足环保参数要求。关注电除尘灰斗料位变化情况，及时调整输灰系统出力，避免灰斗高料位发生。

2.2.9监视污堵空预器烟气侧出入口差压缓慢降至对应负荷下差压的1.5倍以下。

2.2.10关闭未污堵侧空预器入口烟气挡板过程中注意脱硝稀释风温度变化，如无法满足脱硝系统稀释风温度运行应暂停操作。

2.3、运行风险点

2.3.1空预器堵塞严重，炉膛负压、一二次风压大幅摆动，燃烧不稳，从而导致锅炉灭火事件，需做好炉膛负压大幅摆动的事故预想。

2.3.2一次风机、引风机失速或设备损坏，机组RB不成功，则易发生锅炉灭火事件，需做好风机失速、风机RB动作或单侧风机跳闸RB未动作的事故处理思路。

2.3.3烟道堵灰严重导致的烟道坍塌，引发较大事故，因此需定期检查烟道位移情况。

2.3.4锅炉经济运行无法有效开展，影响锅炉效率的提升。

2.3.5环保参数超标，粉尘含量高无法控制，需提前控制相关环保参数，并做好长时间超标无法控制的停机措施。

三、空预器污堵治理效果

生产现场于11月1至7日组织进行污堵侧空预器高温吹扫工作，其中污堵侧空预器出口排烟温度大于200℃的有25小时，大于230℃的有12小时，有效吹扫时间（大于207℃）为18小时。

3.1、空预器烟气侧差压明显降低，摆动幅度减缓。

3.2、热一次风温度端差降低，热一次风温明显提升。

3.3、热二次风压摆动幅度明显降低

3.4、脱硝稀释风温度调整之前在不通过工况下维持在191℃左右，调整后达到234℃左右，污堵侧热稀释风加热器温升由之前的30℃提升至130℃。

3.5、炉膛负压由于空预器堵塞导致的问题基本得到解决

结论

由于电力用户用电负荷的波动以及新能源出力的不稳定性，全电网负荷峰谷差逐步拉大，大容量火电机组深调成为必然，发生空预器污堵现象时有发生，如何避免或减轻空预器污堵对锅炉安全运行带来的风险尤为重要，本文从空预器治堵的新思路出发，对有同类问题的企业起到借鉴意义。

作者简介：牛海鑫，工程师，长期从事褐煤电站锅炉燃烧运行优化与调整工作。