关键词：空预器；堵塞；原因分析；预防措施
引言
某公司一期工程建设2×300MW燃煤汽轮发电机组，机组采用B&WB-1065/17.5-M型锅炉，由北京巴布科克•威尔科克斯有限公司生产在尾部竖井设置两台SCR脱硝装置及两台三分仓回转式空气预热器，设计机组满负荷时空预器烟气侧差压1.2KPa。
1.空预器堵塞情况概述
某公司为了适应环保新要求，实行超低排放后，两台机组空预器蓄热元件经过几个月正常运行，空预器就会大幅上升，最高时可达3.2KPa，排烟温度增加约15℃--18℃，一、二次风温降低10℃，引风机电流增加25A，送风机、一次风机电流增加10A，严重影响机组安全稳定运行。
根据空预器蓄热元件吊出照片来看，中层蓄热元件靠近下层约200mm—300mm左右，下层低低温段均有不同程度结垢，如水泥沙浆凝固后状态且坚硬，这部分堵塞主要是硫酸氢铵与灰尘泥化后板结所致，其他部分为积灰堵塞。
2.空预器堵塞的原因
2.1锅炉燃煤煤种不符合设计值
煤种含硫量过高，会引起烟气露点的降低，导致空预器冷端结露而造成腐蚀。燃煤低位发热量过低，会造成燃煤量、烟气量增大，增加了空预器阻力。灰分过高，造成锅炉各受热面积灰及磨损严重。挥发分过高，引起灰熔点下降，更容易结焦。
2.2锅炉启动时制粉系统投入不当
锅炉启动过程中提前投粉，炉膛温度低，煤粉燃烧相对较差，势必会造成飞灰可燃物大量增加。大量或者长时间投运油枪时，未燃尽的油污及未燃烧的煤粉进入空预器增加了堵灰的风险。
2.3空预器吹灰介质未达到设计值
空预器采用蒸汽吹灰时，疏水不畅或时间过短，造成空预器吹灰蒸汽过热度不足，吹灰效果差。空预器吹灰蒸汽过热度应≥111-130℃。空预器吹灰器故障、减压阀调节性能不好，蒸汽带水，不但减弱吹灰效果，严重时还会在高温下与积灰泥化板结。
2.4吹灰蒸汽鹅颈阀不严泄漏
锅炉空预器吹灰进汽阀门不严密，会导致水蒸汽漏入空预器内部，导致空预器堵塞。因此我公司要求，每次停机后，对空预器吹灰进汽阀进行检查，发现问题及时处理，避免空预器堵塞。
2.5空预器高压水冲洗不彻底
每年利用停机机会对空预器进行高压水冲洗，冲洗要彻底，利用透光性进行检查确认，防止冲洗不彻底启动后堵塞加剧。
2.6脱硝装置氨逃逸硫酸氢氨生成
我公司脱硝装置采用选择性催化还原法(SCR)，通过加入NH3而脱除NO和NO2方式，主要的化学反应如下：
由于进行燃煤掺烧，入炉煤硫份逐渐升高，燃料中的硫在燃烧过程中会生成SO2和SO3(SOx)。烟气中的SO3会导致硫酸氨和硫酸氢氨的生成，如反应(3)(4)所示。一旦形成，这些物质会沉积在催化剂和相关设备的表面，降低系统性能。如果少量的沉积物生成，这种反应可能是可逆的，并且可以通过提高运行温度来恢复系统性能。
烟气通过脱硝装置过程中，当氨喷射系统设计不当、烟气流场分布不均匀或者喷氨格栅局部喷嘴被堵塞时，都会造成反应器出口局部区域的氨逃逸过量，逃逸NH3烟气中SO3、H2O反应形成(NH4)HSO4时，造成空预器堵塞。
在特定的运行条件下，某些相关的反应可能会发生，尤其是：
当烟气中的NH3含量远高于SO3浓度时，主要生成干燥的粉末状硫酸氨，不会对空预器产生粘附结垢。当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成粘稠状硫酸氢氨（NH4）HSO4，粘附在空预器换热元件上，与烟气中灰尘泥化板结。
3.空预器堵塞的预防
为防止空预器堵塞，应针对空预器堵塞原因针对性治理，一般采取如下方式：
3.1控制入炉煤硫份：
在机组启动和点火期间，人炉煤硫份控制在1.0％ 以下；在机组正常运行时，入炉煤硫份控制在1.8％以 下，以减少烟气中二氧化硫和三氧化硫的生成量，降低硫酸氢铵生成的几率
3.2加强暖风器综合治理
现阶段我公司暖风器为风道内置式，阻力大且疏水不畅，利用停机大修机会对暖风器进行改造，提告进汽端高度，使疏水更顺畅，减少暖风器泄漏几率。
3.3制粉系统投运时尽量满足着火能量
机组启动前，最好采用烟煤启动，目前我公司正常运行都是无烟煤，为节省燃油需提前投粉的话，尽量选择一台中间磨A或D原煤仓全上烟煤，投粉磨对应油枪燃油压力调至1.3MPa以上，以减少制粉系统启动初期大量不完全燃烧产物的生成，从而抑止空预器堵灰的发生。
3.4加强省煤器输灰系统综合治理
锅炉日常运行中加强省煤器灰斗料位的监视和控制，一旦发现高料位，立即联系检修进行处理。同时利用停炉机会，检查省煤器灰斗真实料位，彻底疏通输灰管线。
3.5对空预器要进行定期吹灰且吹灰蒸汽要保证足够的过热度
定期工作每8小时进行一次空预器吹灰，如果发现空预器差压有上升趋势，吹灰时间间隔应改为4小时一次。吹灰程序控制必须采取疏水温度+时间控制，不能通过时间简单判断疏水是否干净，必要时进行疏水管路改造以确保空预器吹灰效果。
3.6加强吹灰阀门的综合治理
每次停炉后对空预器吹灰进汽阀和吹灰枪进行检查处理，保证运行中不发生湿蒸汽泄漏到空预器换热元件上。
3.7合理控制喷氨量
合理控制SCR出口参数，避免过调。最大喷氨量单侧不超过200kg/h，当自调或人工调整时，应当注意不要高于此限值，若是单靠喷氨难以控制NOx时，配合开大燃尽、降低氧量等手段进行控制，不应仅靠过喷氨量来实现。
3.8加强对喷氨格栅均匀性的调整
制定喷氨格栅定期调整试验机制，每次检修或每半年均应对喷氨格栅进行一次优化，防止喷氨不均匀造成反应效率下降，浪费氨气的同时造成空预器硫酸氢氨堵塞。
3.9控制氨逃逸浓度
运行中加强对氨逃逸浓度的监视，发现氨逃逸浓度异常升高，应立即降低喷氨量，查找原因，若因喷口堵塞或脱落，应及时修复，避免长时间不均匀运行。
3.10定期更换催化剂层
建立各炉催化剂台账，对催化剂进行全寿命管理，每次停机对取样单元进行取样外送化验，及时更换失效的催化剂，保证脱硝反应效率。
3.11每年利用检修机会，利用高压水冲洗装置，对空预器蓄热元件进行高压水冲洗，确保空预器蓄热元件的冲洗效果，保证空预器冲洗后的满负荷差压小于1.0ｋＰａ。
3.12定期执行预防空预器压差增大运行措施
因脱硝超低排放及当前脱硝调节系统特性问题，对于因氨量瞬间过大造成硫酸氢氨堵塞空预器情况时有发生，为了预防空预器及风烟系统的安全、经济运行，已制定预防空预器堵塞相关措施，当烟气侧差压大于1.5KPa时开始执行，各机组均应按规定认真执行。
3.12.1机组负荷≥150MW，空预器烟气侧差压≥1.5kPa时，执行空预器提温降差压措施，空预器出口烟温保持在160-190℃，但≯200℃。
3.12.2主蒸汽流量950t/h、空预器烟气侧差压＜2.5kPa时，每周二、周四白班定期执行空预器提温降差压措施，空预器出口烟温保持在160-190℃，但≯200℃。
3.12.3机组负荷≥180MW，执行空预器提温降差压时，投入空预器连续吹灰；机组负荷＜180MW，执行空预器提温降差压时，空预器每2小时吹灰一次，防止长时间连续吹灰造成空预器换热元件物理损伤。
3.12.4减小送风量(或增大引风机开度)以提高该侧烟温至180℃以上，通知脱硫监视脱硫入口温度不超过180℃，防止脱硫喷淋启动后延时2分钟机组跳闸。
3.12.5每年10月底至4月初暖风器投入运行后，升温期间利用该侧暖风器，该侧暖风器全开，另一侧关闭至10%，但保证降温侧烟温不低于110℃.
4.升温消除空预器压差增大措施及注意事项
某公司锅炉运行中，预热器阻力超过1.7KPa，应开始执行以下措施:
4.1机组负荷≥150MW，燃烧稳定。
4.2机组负荷及各参数稳定后，关闭二次风联络挡板，通过设置两侧送风机出力偏差逐渐降低待提温侧送风机出力，逐渐增大另一侧送风机出力。
4.3当提温侧排烟温度升至160℃时，投入空预器吹灰。
4.4继续降低提温侧送风机出力，另一侧送风机出力逐渐增大，最大烟温≯195℃，两侧电流偏差≯30A，总风量不变，氧量不变，锅炉燃烧稳定。
暖风器投入运行期间，借助暖风器作用进行提高烟温，也可以利用引风机偏差辅助。
4.7加强对空预器电流监测，预热器电流不发生波动，否则稳定烟温或降低烟温，待空预器受热均匀，电流回落方可继续升温。
4.8升温期间制粉系统尽量保持稳定。
5.结语
实践经验表明，为了避免空预器堵塞，频繁停机冲洗这一难题，进行空预器升温技术是可行的。上述措施都有一定的通用性，但必须尽心策划，认真组织，加强对过程中的参数的监控，就能保证机组的运行安全。
论文作者:刘永君
论文发表刊物:《电力设备》2019年第3期
论文发表时间:2019/6/11
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