空预器堵塞治理探讨林飞

空预器堵塞治理探讨林飞

林飞

（贵州兴义电力发展有限公司贵州兴义562400）

摘要：通过对贵州兴义电力发展有限公司600MW超临界W火焰锅炉的空气预热器堵塞治理，探讨防止600MW超临界W火焰锅炉的运行中空气预热器储热元件堵塞预防措施。

关键词：空气预热器；堵塞；治理

空气预热器是燃煤电厂锅炉利用尾部烟气的热量加热燃料燃烧所需空气以提高锅炉效率的热交换设备。贵州兴义电力发展有限公司2×600MW机组#1、2炉使用的空预器为上海锅炉厂空预器公司生产的2-32.5VI(T)-2200(2300)SMRC回转再生式三分仓空气预热器，转子直径为14236mm，三层结构，上、中、下三层热元件高度分别为：1000mm、600mm、600mm，冷端为镀搪瓷元件。机组投运初期，空预器运行状态较好，烟气压差、一、二次风温、排烟温度和漏风率等均能达到设计值。由于跨灰和传热元件吹损、安装SCR脱硝系统等原因，空预器的运行差压随着运行时间的增加逐步增大，不仅降低锅炉热效率，甚至严重影响锅炉出力和增加了风机失速概率，危急到锅炉的安全稳定运行。本文结合公司设备遇到的故障，简要阐述通过技术改造、运行管理及检修消缺方面治理空气预热器堵塞的一些具体措施。

一、技改改造

通过外出考察收资、咨询空气预热器厂家技术人员，公司从投产2年后开始陆续按照防止空气预热器储热元件堵塞、漏风、增强可靠性方面进行了以下改造：

1、随着机组运行时间的增加，进出口压差逐步增大，通过增加蒸汽吹灰次数可以缓解堵塞问题，但又会加剧储热元件吹损，吹损的储热元件碎片卡塞在传热片之间、加上积灰堵塞，压差始终在2000Pa以上。采取停炉在线清洗积灰后因碎片掉落夹层，运行不到半个月的时间，堵塞问题就再次显现出来。为此，公司通过外出调研收资、咨询空气预热器生产厂家，最终确定改造方案是选择将上、中、下三层结构改造为上下两层结构，改造后换热元件总高度依然为2200mm，热端换热元件高度1200mm（采用换热效率高的D波型）、冷端换热元件（镀搪瓷元件）高度1000mm（设计为大通道、防堵灰、易清洁的L波型，并双面镀搪瓷）。

改造以后，在600MW工况下空气预热器性能试验工况如下：

从上表可以看出，由于空气预热器改造的同时增设脱硝装置，导致空气预热器入口烟温，排烟温度、一次风温、二次风温都相应下降，但是烟气侧阻力（进出口压差）稍高于设计值。通过3年时间运行实践表明，只要定期停炉清洗空气预热器积灰和保持正常吹灰，能够保持烟气侧阻力小于2000Pa半年时间长周期运行。

2、为了保持空气预热器漏风率在6%以下，我们在等级检修中一方面更换变形、破损的周向环形密封、径向密封片，调整密封间隙、校正提升装置标尺、消除提升装置卡涩缺陷，另一方面加装空气预热器扇形板提升装置实现自动控制系统。根据机组工况自动调整空气预热器扇形板与转子径向间隙，基本保持漏风率达到6%左右的标准。

3、为了保证空气预热器可靠性和经济性，还更换辅电机并增加变频装置，保证空气预热器电机做到一运一备，并实现可调整转速从而保证经济运行。

二、运行、检修维护管理

1、保持吹灰器运行正常有效

随着煤炭市场的变化，电煤品质变化极大，给电厂锅炉安全运行带来巨大考验，2018年年初，本公司入厂煤含硫量一度高达9%，灰分46%，发热量曾低到3500千卡，锅炉在脱硫系统满负荷下只能带70%负荷才能保持烟气排放达标，3月中旬刚进行C修的#2炉在启动3天后B侧空气预热器就开始从1500Pa开始上升，最高达到近3000Pa，委托试验院测量空气预热器入口风量B侧偏小、初步判断是硫酸氢氨凝结造成空气预热器堵塞，再次委托脱硝喷氨优化调整将氨逃逸率控制在3%以下仍没有明显改善，最后被迫采取停运A侧送风机提高B侧空气预热器储热元件温度的措施消除硫酸氢氨，在B侧烟气差压没有明显下降的情况导致A侧烟气差压也迅速上升到3000Pa，停炉检查发现A、B侧空气预热器冷端蒸汽吹灰器进气管断裂，造成冷端吹灰器吹灰失效引起堵塞。

不论汽源来自汽机辅汽联箱还是炉顶吹灰汽源调节站，空气预热器吹灰器因进汽管路都较长，凝结疏水较多。暖管时间不足疏水容易进入空气预热器，与飞灰板结堵塞储热元件。开始采用提升阀前明管疏水核实疏水是否充分，后来通过控制蒸汽温度核实疏水是否充分，确保疏水不通过吹灰器喷到储热元件上引起积灰堵塞空气预热器。

堵塞的储热元件冷端吹灰器进汽管断裂

2、定期更换破损严重储热元件

2018年6月，本公司#1炉A侧空气预热器主电机卡涩跳闸，启动辅电机失败，停炉检查A侧空气预热器冷端B储热元件减薄严重破损掉落在一、二次风间隔卡停空气预热器。因此在空气预热器冷端储热元件减薄到更换标准后要及时更换，既能防止热端储热元件碎片掉落引起差压增大，又能防止冷端储热元件碎片掉落到扇形板卡停空气预热器。

3、加强维护，保证暖风器全年正常投入运行

由于燃煤含硫量长期高达6.5%以上，喷氨随机组负荷调节过程中氨逃逸大，首先必须定期进行喷氨优化调整，严格控制氨逃逸在3%的标准以下，减少硫酸氢氨生成条件。其次，强制将暖风器开到100%的工作状态，保证换热效率，提高空气预热器入口一、二风温。最后，加强暖风器的检修维护治理，改造进汽疏水管道系统，并通过水压试验验收，将以前只在冬季投运暖风器改为随机组启动全年投运，保证暖风器正常投入率，确保空气预热器冷端储热元件温度在130℃以上，防止烟气中硫酸氢氨凝结在储热元件引起堵塞。2018年1月汽温较低，#1炉暖风器调整装置卡涩导致暖风器百叶窗换热面不能全部关闭，部分暖风器百叶窗换热面焊口裂纹泄漏，换热效果较差，本公司#1炉空气预热器排烟温度最低降到120℃，造成硫酸氢氨凝结堵塞空气预热器储热元件，烟气阻力迅速上升到2700Pa，在3月的C修及临修及时进行消缺处理后才保持烟气阻力平稳。

4、定期冲洗，恢复空气预热器清洁状态

由于燃煤灰分较高，机组运行中调峰变负荷时喷氨调节不能实现随时同步，以及吹灰器启动时多少会向储热元件喷入疏水造成积灰板结堵塞储热元件。因此，必须在每半年定期安排一次清洗，方能彻底清除储热元件内积灰，确保空气预热器压差始终在可控方位内，避免压差增大导致送风机失速、锅炉熄火风险。

综上所述，贵州兴义电力发展有限公司在入厂煤含硫量高达9%、灰分长期40%以上的情况，通过摸索执行了以上整改措施，基本维持空气预热器压差在可控方位内（1500～2200Pa）,同周边兄弟单位改造工程相比，改造费用并不高，在节省费用的条件下保证机组的安全运行。虽然排烟温度目前在140～160℃运行不够经济，但是在进行低温省煤器改造后必然得到改善。

参考文献

[1]2-32.5VI(T)-2200(2300)SMRC《预热器运行维修说明书》《预热器安装说明书》

[2]DL612-1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》

作者简介

林飞（1972），男，专科，助理工程师，长期从事锅炉生产管理工作。