电站锅炉空预器铵盐积堵多种吹扫方法比较

电站锅炉空预器铵盐积堵多种吹扫方法比较

赵华

（浙江浙能长兴发电有限公司，湖州 313100）

摘  要  电站锅炉SCR超低排放改造后衍生的空预器硫酸氢铵积堵问题，严重影响了空预器换热效果，提高了锅炉排烟损失降低锅炉效率，也影响了机组带负荷能力。电厂为此采取了多种手段进行吹堵工作，包括进行吹灰设施改造但效果不长久，吹堵后也造成后续影响。而采取升温提压吹灰方法效果良好，对机组带负荷能力影响小，对设备也无损坏，值得推广。

关键词  锅炉空预器积堵  吹扫

0 引言

锅炉SCR超低排放改造后，脱销还原剂未反应完全逃逸到烟气中的NH3与SO3会发生反应生成NH4HSO4，它是一种粘性很强的物质，极易粘附在空预器换热元件上堵塞部分空预器换热元件间隙，造成空预器压差偏大，引起一次风、二次风风压增大并出现摆动现象，摆动周期与空气预热器旋转时间相吻合，严重时会导致送、引风机发生喘振、一次风压大幅周期波动，磨煤机一次风管有堵粉风险，严重影响锅炉燃烧安全。空气预热器堵灰还会造成锅炉排烟温度升高, 风烟系统阻力增加，一次风、二次风正压侧和烟气负压侧的压差增大，增加了空气预热器漏风，堵灰严重还会影响锅炉的带负荷能力。公司几年来采取过多种吹堵方法，但效果均不理想，后来采取空预器排烟温度升温提压吹灰方法后，空预器堵塞情况得到明显改善。本文对这几种吹堵方法进行介绍分析讨论，为后续相关类似操作积累经验并拓展处置思路。

1 锅炉概况

浙能长兴电厂330MW机组锅炉是由北京巴布科克-威尔科克斯有限公司（B&WB）设计制造的亚临界压力、单炉膛、一次再热、自然循环、单汽包煤粉炉，型号为B&WB-1025/17.5-M，采用前后墙对冲燃烧方式，配用带中速磨的直吹式制粉系统，平衡通风，固态排渣。锅炉尾部烟道竖井前后分隔墙布置，前烟道竖井布置低温再热器，后烟道竖井布置低温过热器和省煤器。省煤器后烟道开始分左右侧布置2套SCR脱硝系统、2台三分仓容克式空气预热器和电除尘器及2台引风机后再次合并进入脱硫系统烟道。我厂空预器为豪顿华生产的28.5 VNT 2100型三分仓回转式空预器，目前1-4号锅炉空预器换热元件分别为上锅、浙江开尔、哈锅生产。空预器热端换热元件为0.5mm厚度的脱碳钢板，冷端换热元件为1mm厚度的搪瓷钢板。

2 几种吹堵方法介绍

（1）空预器微量喷水在线吹堵法。我厂机组脱硝改造时就考虑到铵盐积堵问题，为此在各台空预器冷端吹灰枪上并列安装1支微量喷水吹堵枪，在吹堵枪管上分别装设4只流量为90kg/h的喷嘴。当需要进行吹堵工作时，在吹堵枪上外接40MPa的高压冲洗水，投入空预器冷端吹灰枪同步运行进行吹堵，对带机组负荷能力无影响。

（2）空预器离线高压水冲洗法。空预器离线高压水冲洗分为空预器半边隔离水冲洗和机组停运期间的空预器水冲洗，两种空预器高压水冲洗的方式均为空预器冷端用高压水枪冲洗，热端用水湿润辅助冲洗。该方法需机组降50%负荷或机组停运情况下进行，影响了机组负荷，而且操作工作量大，冲洗时间长，给机组安全运行带来隐患。

（3）空预器升温提压吹堵法。该方法针对硫酸氢氨露点为147℃这一特点，通过操作空预器进/出口挡板将排烟温度提升到170℃以上，因铵盐被气化而使积堵的灰块有所软化松动，再提升空预器吹灰压力增加蒸汽射流抵达换热元件时的动能，升温和提压的共同作用能够实现空预器硫酸氢铵的有效清除。

3 吹堵效果比较

由于高压水冲洗枪管与冷端吹灰枪管一同布置，运行中进行空预器在线高压冲洗水不仅要有冲洗换热元件底部硫酸氢铵的效果，还需将冲洗水的瞬间蒸干汽化带走以避免再次粘结在换热元件上。根据我厂冷端吹灰器安装位置，其正上方的换热元件底部金属温度仅为90℃左右，对应烟气温度也处于整个烟气温度场的最低位置。公司最初采用的在线微量高压水冲洗法，实施期间虽然有冲洗换热元件底部硫酸氢铵的效果，但不能完全实现冲洗水的瞬间蒸干汽化，因而造成空预器换热元件金属上的水、灰和硫酸氢铵混合后再次被烘干，整体板结于换热元件冷端较高的部位，造成空预器冷端通道堵塞情况不能有效缓解。另外在后期空预器内部检修时还发现冲洗枪管有变形和喷嘴松脱等情况，造成了冲洗水流偏斜现象，影响吹堵效果。根据我厂对1号炉空预器冷端元件拆包清理情况看，由于高压水冲洗枪管喷嘴口径非常小，高压水冲洗仅仅能够将积堵物冲出一个约5mm的小孔通道，高压水冲洗对于长时间积堵的空预器的实际清洗效果并不良好

空预器半边隔离后高压水冲洗的特点是冲洗较为彻底，且可以利用机组的热二次风倒风来快速烘干冲洗后的换热元件，减小了腐蚀风险。但在实施过程中需要将机组负荷降到40%左右，同时停运该空预器侧的引风机、送风机和一次风机，两侧空预器换热元件冷却、冲洗和烘干总计时长总共需要5天时间，期间机组单风烟系统运行时间长安全风险大，而且由于热二次风中含有飞灰，在换热元件烘干过程中也存在飞灰板结问题。而在机组停运期间进行空预器水冲洗条件和效果较理想，但由于干燥存在问题，热端换热元件的腐蚀不可避免。

针对硫酸氢氨露点为147℃这一特点，公司运行部提出了空预器升温提压吹堵操作方案。具体操作步骤就是在不限制调整机组带负荷能力的情况下，维持锅炉两侧送风机和一次风机出力平衡，通过在就地关小待吹堵侧空预器出口一、二次热风挡板门开度，来减少流经该空预器的风量，通过减少吸热的方法将该空预器换热元件出口排烟温度逐渐升高到175℃，促使空预器下部元件上积附的铵盐有所气化松动；同时将空预器蒸汽吹灰压力从原来1.05MPa提高到1.50MPa，适当提高吹灰汽流速度对空预器冷端积堵部位连续吹灰多次，以疏通空预器受热面上松动的铵盐灰板，吹堵操作结束后再将锅炉空预器吹灰蒸汽压力调回到原来压力值。运行部执行该吹堵方法在#4A空预器和#4B空预器分别进行了2次和1次，均取得明显效果，空预器差压每次下降0.4kPa以上。而且在12月份机组调停期间对#4锅炉空预器换热元件检查时，也未发现#4锅炉两台空预器换热元件有吹损现象。

4 总结语

浙能长电公司通过这多种空预器吹堵方法的使用分析评估，认为对机组运行期间对空预器进行在线高压微量水冲洗和半边隔离水冲洗均存在飞灰重新板结的风险，不建议采用；而在机组停运后进行水冲洗则建议冲洗后安排用压缩空气进行热端吹干处理。此外，由于空预器冷端换热元件盒子与热端换热元件盒子中间存在空间夹层，导致了冷端元件通道与热端元件通道的不对应，在高压水冲洗的过程中，对热端换热元件底部钢板的损伤问题也需慎重评估。

而空预器换升温提压吹堵法则具有较高经济性和安全性。在进行空预器吹堵过程中，吹堵侧送风机和一次风机不需控制出力，能保证机组高负荷时锅炉所需风量，从而不影响机组带负荷能力。吹堵侧的送风机和一次风机均维持正常运行工况，锅炉两侧风机保持正常联通状况，也不会影响机组风机RB保护。该操作方法相比公司原来实行的在线隔离高压水冲洗方法减少电量损失2400万Kmh和15万元冲洗工时费。当前公司四台锅炉空预器吹堵方法已全部使用此种方式，各台空预器烟气差压都得到了有效控制。该吹堵方式基本零成本，也避免了锅炉单风机运行风险，推广应用前景比较广阔。

作者简介：

赵  华（1969-），男，浙江江山，工程师/技师，从事锅炉运行管理工作三十余年。

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