630MW機組脫硝改造后空預(yù)器差壓大問題分析

   由于國家對環(huán)保要求的提高，各電廠在近幾年均對燃煤機組進行了脫銷改造。國信揚州630MW #1機組在2012年4月大修期間增加了脫硝系統(tǒng)，增加脫硝系統(tǒng)無疑改變了空預(yù)器的運行工況，易造成空預(yù)器的堵灰、腐蝕，甚至影響到整個鍋爐的安全經(jīng)濟運行。國信揚州630MW #1機組進行脫硝改造后，機組運行半年來，空預(yù)器差壓逐漸增大發(fā)生了堵灰現(xiàn)象，針對空預(yù)熱器在運行中存在的問題，本文就其中原因作出簡要的分析，提出幾點預(yù)防建議措施以供參考。

1 鍋爐設(shè)備概況及空預(yù)器改造情況

1.1 鍋爐設(shè)備概況

江蘇國信揚州發(fā)電有限責(zé)任公司一期2×630MW鍋爐為美國BABCOCK&WILCOX公司生產(chǎn)的亞臨界，一次再熱，自然循環(huán)，平衡通風(fēng)，單汽包，半露天，平衡通風(fēng)，固態(tài)排渣煤粉爐。鍋爐采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，前后墻對沖燃燒方式，EI-XCL型低NOX煤粉燃燒器，配置六臺MPS-89G型磨煤機?？疹A(yù)器采用二臺美國ABB三分倉轉(zhuǎn)子回轉(zhuǎn)再生式空預(yù)器。

1.2 空預(yù)器改造情況

空預(yù)器主要改造內(nèi)容如下：(1)空預(yù)器1A、1B傳熱元件全部更換。冷端傳熱元件改造更換為搪瓷材料元件，提高抗低溫腐蝕性能，同時將原冷端元件抽取方式由側(cè)抽改為垂直抽取，增加轉(zhuǎn)子熱端環(huán)向隔板。(2)空預(yù)器1A、1B吹灰器改造。將原有空預(yù)器吹灰器拆除后，在冷端和熱端各布置一臺吹灰器，其中冷端吹灰器為蒸汽和高壓水雙管路吹灰器。(3)空預(yù)器1A、1B吹灰汽源管路改造。在#1爐爐頂熱再母管上開孔，接一路鍋爐吹灰汽源母管至空預(yù)器吹灰器。(4)在空預(yù)器1A二次風(fēng)進口擋板門東側(cè)安裝布置空預(yù)器高壓沖洗水泵，高壓沖洗水泵的進水管道接口從鍋爐房東側(cè)工業(yè)水母管接入，水泵出口管路通往空預(yù)器冷端吹灰器。(5)更換空預(yù)器1A、1B所有密封片，其中冷端和熱端徑向密封片更換為柔性接觸式密封，扇形板改造為固定式，原有LCS調(diào)節(jié)裝置退出運行。同時，對空預(yù)器殼體磨損漏風(fēng)的部位補焊修復(fù)，降低漏風(fēng)率。

2 空預(yù)器堵灰情況及原因

2.1 空預(yù)器堵灰情況

2013年1月1日之前#1爐空預(yù)器差壓一直相對穩(wěn)定，滿負荷基本穩(wěn)定在0.8KPa左右。1月1日之后機組負荷和環(huán)境溫度都較低，空預(yù)器差壓上升至1.5KPa滿量程，通過在保證中層兩臺磨煤機運行的基礎(chǔ)上，優(yōu)先保留上層磨煤機運行、負荷穩(wěn)定在500MW相對高負荷運行以提高空預(yù)器冷端溫度、空預(yù)器吹灰投循環(huán)方式、燃用低水、低硫、高熱值煤、在確保煙囪入口NOx合格的前提下盡可能少噴氨等措施，空預(yù)器差壓基本穩(wěn)定在1.5KPa左右趨于穩(wěn)定，但未見好轉(zhuǎn)跡象。如表1所示。

2.2 空預(yù)器堵灰原因分析

2.2.1脫硝使煙氣中SO2 向SO3的轉(zhuǎn)化率增加

煙氣中SO2 向SO3的轉(zhuǎn)化率增加[1]，煙氣酸露點溫度隨之升高，由此加劇空預(yù)器的酸腐蝕和堵灰。V2O5含量越高，脫硝效率越高，但 SO2 向 SO3 的轉(zhuǎn)換率也會越高，空預(yù)器的腐蝕和堵灰風(fēng)險就越大。

2.2.2 氨逃逸率超標(biāo)

SCR脫硝系統(tǒng)中的逃逸氨與煙氣中的SO3及水蒸汽生成硫酸氫氨(ABS)：

NH3 + SO3 + H2O Þ NH4HSO4

在一定溫度范圍內(nèi)呈液態(tài)的硫酸氫氨(ABS)呈中度酸性且具有很大的粘性，易沉積在空預(yù)器的換熱元件表面上并吸捕煙氣中的飛灰物，加劇換熱元件的堵灰，而這一溫度段正好在空預(yù)器的中低溫段。研究發(fā)現(xiàn)逃逸氨為1-2uL/L時堵塞程度較輕，逃逸氨為3uL/L時堵塞程度嚴重。