浙江浙能兰溪发电有限责任公司 张同喜

兰溪电厂4×660MW机组的锅炉是巴威锅炉厂B&W B-1903/25.4-M型超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、固态排渣、全悬吊结构Π型锅炉。锅炉配备2台三分仓回转式空预器，型号为31.5VNT1850。三分仓空预器通过有三种气流，即烟气、二次风和一次风。转子直径14080mm，换热元件高度为1850mm，转子仓格装有2层换热元件，热端换热元件由豪顿华提供，高度850mm、板材厚度0.5mm、换热元件波形为HS7型，材质为低碳钢。冷端换热元件由浙江开尔提供，高度1000mm、板材厚度为0.75mm，双面镀搪瓷，搪瓷的单面厚度0.15mm，换热元件波形为KE-1，波形板基材采用低碳钢。脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)脱硝工艺，采用液氨作为还原剂，SCR布置在省煤器与空预器之间，每台炉布置2只SCR反应器。

1 空预器差压升高原因分析

1.1 空预器差压升高原因

含硫燃煤燃烧后会生成SO2和SO3，另外脱硝催化剂（SCR）中的V2O5很容易将烟气中的SO2氧化成SO3，增加了烟气中的SO3浓度。烟气中的SO3与水蒸气在空预器冷端凝结就会形成H2SO4。一方面H2SO4与烟气中的金属元素Ca、Mg、Cu以及Fe反应生成腐蚀垢化物导致积灰，另一方面凝结的H2SO4还会吸附烟气中的灰尘形成积灰，是空预器积灰的一个重要原因。脱销还原剂未反应完全逃逸到烟气中NH3与SO3会发生反应生成NH4HSO4。通常情况硫酸氢氨露点为147℃，当达到此温度时，硫酸氢氨以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散在烟气中，硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，极易粘附在空预器换热元件上，导致空预器的差压不断升高。

表1 空预器差压变化情况

1.2 空预器差压现状

2019年12月至2020年3月环境温度较低，#1炉空预器差压有所上升。当时将空预器冷端吹灰压力从1.0MPa调整至1.3MPa，空预器差压上升趋势有所缓解，但仍缓慢上升。夏季气温回升后空预器差压上升情况趋缓，但到10月气温下降后预器差压升高变快，到10月底因空预器差压高问题送风机出口压力高，容易进入失速区，机组负荷限制620MW以下运行。另外因空预器差压高，导致送、引、一次风机运行电流大幅上升，影响机组运行经济性。

图1 #1炉A、B侧空预器差压变化趋势图

图2 空预器升温吹灰后差压效果图

2 处理方案

2.1 解决思路

硫酸氢氨是一种黏性很强的物质，但是当温度升高至250℃以上时，硫酸氢氨会由液态转变为气态。通过对送风机动叶进行调整，提升空预器冷端排烟温度到200℃，将硫酸氢氨由固态转变为液态或气态。另外利用积灰和换热元件热膨胀系数的差异，空预器冷端的排烟温度升高后会造成空预器积灰的松脱，再通过提高吹灰压力吹灰，清除空预器冷端积灰，解决空预器差压上升问题。

2.2 空预器温升处理方法

针对#1机组空预器堵塞严重的问题，决定在2020年11月2日、3日采取升温吹灰法处理空预器堵塞缺陷。根据《#1炉空预器受热面升温吹灰技术方案》，将送风机出口联络电动挡板关闭，通过减少一侧空预器二次风量的方法提高该侧空预器排烟温度至180～200℃。并提高空预器吹灰压力至2.0MPa对冷端连续吹灰，降低空预器压差。

2.2.1 操作步骤

负荷稳定在500MW，空预器吹灰压力提高至2.0MPa，投入冷端连续吹灰；将送风机出口联络电动挡板切“就地”并缓慢关闭；缓慢全开两台送风机热风再循环风门；将#1B送风机动叶调节切“手动”并缓慢关小，查#1A送风机动叶自动开大，以≯0.5℃/min升温速率提升B侧排烟温度；调节管式GGH烟气冷却器控制电除尘进口温度；当#1B空预器排烟温度升至190℃，停止升温（就地有摩擦声），维持#1B空预器排烟温度稳定在190℃运行4小时，保持冷端连续吹灰；查#1B空预器电流正常，锅炉二次风总风量基本不变，送风机、一次风机、引风机运行正常,燃烧工况稳定。（若#1B空预器电流晃动超过18A则停止升温操作）；#1B空预器升温吹灰操作完毕，再以同样的方法进行#1A空预器升温吹灰操作。

2.2.2 安全注意事项

升温试验过程中严格控制升温速率，有效避免膨胀不均问题，保证空预器运行顺畅。操作员加强对空预器电流的监视。若在试验过程中发生空预器电流大幅上升或晃动幅度增大，应立即停止试验并降低排烟温度，若空预器出现卡涩引发空预器跳闸，按空预器跳闸异常进行处理。

升温过程中严密监视电除尘进口烟温，调节烟气冷却器的循环水量，协调控制电除尘进口烟温控制在80～160℃之间。注意对脱硫、除尘系统的监控调整，避免污染物排放超标；升温过程中严密监视烟尘排放浓度的变化，调整电除尘电场运行方式，由间隙供电改为火花整定模式；加强空预器、送风机、引风机、一次风机的检查，发现振动大、轴承温度高等不正常现象则暂停升温。如引风机轴承温度升高，应启动备用冷却风机同时进行冷却。

2.3 效果评价

安全效益：在2020年11月2日、3日分别对两台空预器进行升温吹灰处理。空预器排烟温度均升高至190℃，并将空预器吹灰压力提高至2.0MPa进行冷端连续吹灰，经历约4小时的高排烟温度温升处理，空预器差压显著降低（表2）。11月6日机组升至额定负荷660MW，A/B侧空预器差压分别为1.44kPa和1.25kPa，各风机运行正常，能满足机组带满负荷工况运行，解决了机组限负荷运行问题。

表2 #1炉空预器差压变化表

经济效益：对比相同工况下#1A空预器烟气侧差压降低0.6kPa，#1B空预器烟气侧差压降低1.13kPa，引风机运行电流下降43A，六台风机（两台送风机+两台一次风机+两台引风机）总计电流下降124A，节能效果十分明显。

巩固措施：形成了技术方案《#1炉空预器受热面升温吹灰方案》，具有良好的推广价值，后续编写空预器受热面升温吹灰操作票，将本试验成果将推广至兰溪电厂4台机组，指导机组经济运行，为在线解决机组空预器差压高提供技术支持。