630MW机组脱硝改造后空预器差压大问题分析

   由于国家对环保要求的提高，各电厂在近几年均对燃煤机组进行了脱销改造。国信扬州630MW #1机组在2012年4月大修期间增加了脱硝系统，增加脱硝系统无疑改变了空预器的运行工况，易造成空预器的堵灰、腐蚀，甚至影响到整个锅炉的安全经济运行。国信扬州630MW #1机组进行脱硝改造后，机组运行半年来，空预器差压逐渐增大发生了堵灰现象，针对空预热器在运行中存在的问题，本文就其中原因作出简要的分析，提出几点预防建议措施以供参考。

1 锅炉设备概况及空预器改造情况

1.1 锅炉设备概况

江苏国信扬州发电有限责任公司一期2×630MW锅炉为美国BABCOCK&WILCOX公司生产的亚临界，一次再热，自然循环，平衡通风，单汽包，半露天，平衡通风，固态排渣煤粉炉。锅炉采用正压直吹式制粉系统，前后墙对冲燃烧方式，EI-XCL型低NOX煤粉燃烧器，配置六台MPS-89G型磨煤机。空预器采用二台美国ABB三分仓转子回转再生式空预器。

1.2 空预器改造情况

空预器主要改造内容如下：(1)空预器1A、1B传热元件全部更换。冷端传热元件改造更换为搪瓷材料元件，提高抗低温腐蚀性能，同时将原冷端元件抽取方式由侧抽改为垂直抽取，增加转子热端环向隔板。(2)空预器1A、1B吹灰器改造。将原有空预器吹灰器拆除后，在冷端和热端各布置一台吹灰器，其中冷端吹灰器为蒸汽和高压水双管路吹灰器。(3)空预器1A、1B吹灰汽源管路改造。在#1炉炉顶热再母管上开孔，接一路锅炉吹灰汽源母管至空预器吹灰器。(4)在空预器1A二次风进口挡板门东侧安装布置空预器高压冲洗水泵，高压冲洗水泵的进水管道接口从锅炉房东侧工业水母管接入，水泵出口管路通往空预器冷端吹灰器。(5)更换空预器1A、1B所有密封片，其中冷端和热端径向密封片更换为柔性接触式密封，扇形板改造为固定式，原有LCS调节装置退出运行。同时，对空预器壳体磨损漏风的部位补焊修复，降低漏风率。

2 空预器堵灰情况及原因

2.1 空预器堵灰情况

2013年1月1日之前#1炉空预器差压一直相对稳定，满负荷基本稳定在0.8KPa左右。1月1日之后机组负荷和环境温度都较低，空预器差压上升至1.5KPa满量程，通过在保证中层两台磨煤机运行的基础上，优先保留上层磨煤机运行、负荷稳定在500MW相对高负荷运行以提高空预器冷端温度、空预器吹灰投循环方式、燃用低水、低硫、高热值煤、在确保烟囱入口NOx合格的前提下尽可能少喷氨等措施，空预器差压基本稳定在1.5KPa左右趋于稳定，但未见好转迹象。如表1所示。

2.2 空预器堵灰原因分析

2.2.1脱硝使烟气中SO2 向SO3的转化率增加

烟气中SO2 向SO3的转化率增加[1]，烟气酸露点温度随之升高，由此加剧空预器的酸腐蚀和堵灰。V2O5含量越高，脱硝效率越高，但 SO2 向 SO3 的转换率也会越高，空预器的腐蚀和堵灰风险就越大。

2.2.2 氨逃逸率超标

SCR脱硝系统中的逃逸氨与烟气中的SO3及水蒸汽生成硫酸氢氨(ABS)：

NH3 + SO3 + H2O Þ NH4HSO4

在一定温度范围内呈液态的硫酸氢氨(ABS)呈中度酸性且具有很大的粘性，易沉积在空预器的换热元件表面上并吸捕烟气中的飞灰物，加剧换热元件的堵灰，而这一温度段正好在空预器的中低温段。研究发现逃逸氨为1-2uL/L时堵塞程度较轻，逃逸氨为3uL/L时堵塞程度严重。