高温高压水冲洗装置在300MW煤粉炉空预器堵塞治理中的应用

0引言

空预器作为燃煤锅炉的关键换热设备,其运行效率直接影响机组热经济性与环保排放性能[1—2]。近年来,随着超低排放改造的推进,加上掺烧高硫煤、褐煤、焦炉煤气等复杂燃料,烟气中SO2、NH3与水蒸气在空预器冷端易快速反应生成低熔点硫酸氢铵(NH4HSO4),导致蓄热元件表面形成黏性积灰层,引发压差升高、换热效率下降甚至设备失速等问题[3—4]。现有治理手段中,外委高压冷水冲洗存在成本高、耗时久、清除不彻底等缺陷,而在线蒸汽吹灰仅能缓解轻度堵塞,对熔融态NH4HSO4 的剥离效果有限[5]。针对上述难题,本文提出了一种基于原有热力系统的高温高压水冲洗技术:利用邻机蒸汽加热除氧水至120~160℃,通过电动给水泵加压至2.0~4.5 Mpa,对空预器冷/热端实施定向冲洗。该方案创新性复用现有设备,通过高温软化与高压剥离的协同作用,实现硫酸氢铵高效清除,为火电厂空预器堵塞治理提供了新范式。

1 现状分析

2021年3月初,某电厂#1机组在160MW负荷工况下,锅炉A、B侧空预器烟气侧压差出现异常波动,实测值分别为1800、2100 pa。通过对运行参数及历史数据的综合分析,诊断为蓄热元件表面硫酸氢铵沉积导致的堵塞。基于行业内同类故障的处理案例,在机组不停运条件下采取了系列措施:提升单侧排烟温度、投运热风再循环系统、增加空预器冷端吹灰频次,并优化喷氨量控制策略。但由于在线处理手段的局限性,上述措施仅使空预器压差小幅降低,清堵效果未达预期,反而因流通阻力增加导致送风机、引风机及增压风机电耗显著上升。此外,当月29日至30日期间,引风机发生3次抢风现象;31 日空预器烟气侧压差进一步恶化,升至2 370/2 730 pa(A/B侧),引发送风机失速,对机组安全稳定运行构成严重威胁,电厂被迫执行停炉检查。

2023年9月11日,该机组B侧空预器压差再次升高至1600 pa。结合历史治理经验实施精准调控:开启B侧热风再循环系统,同步增开D层燃尽风,并对空预器实施连续吹灰。9月13日B侧监测显示压差降至1420pa,通过持续执行单侧升温与连续吹灰策略,至9月18日压差稳定在1160 pa,堵塞问题得到初步缓解。

2 原因分析

2.1超低排放改造

2019年,为响应国家环保政策要求,对#1炉脱硝系统实施超低排放提效改造工程,主要内容包括更换两层新型催化剂模块、优化脱硝流场分布,并同步改造喷氨格栅以提升还原剂混合均匀性。由于当时NOx排放控制标准由200 mg/Nm³大幅收紧至50 mg/Nm³,为确保排放指标稳定达标,运行过程中需提高液氨喷射量,导致还原剂消耗量显著增加,同时氨逃逸率上升,为硫酸氢铵在空预器冷端的生成与沉积提供了有利条件。

2.2 高硫煤和褐煤掺烧

近年来,在国家煤炭去产能政策持续推进及区域能源供需结构性矛盾加剧的双重背景下,该火电厂面临高热值烟煤供应持续紧张的困境,不得不采用大比例掺烧高硫煤与褐煤的燃料调配策略。一方面,高硫煤的大量掺入导致入炉煤硫分显著上升,烟气中二氧化硫(SO2)浓度同比增加,为硫酸氢铵的生成提供了充足的硫源;另一方面,褐煤高水分特性(全水分通常超过30%)使炉膛出口烟气水蒸气分压上升,与SO2在催化氧化作用下生成硫酸(H2SO4),在空预器冷端低温区域(150~200℃)与逃逸氨(NH3)快速反应,加速了硫酸氢铵的沉积过程。上述燃料掺烧引发的协同效应,最终导致空预器冷端蓄热元件及下游脱硝系统、除尘设备出现严重腐蚀与堵塞问题。

2.3焦炉煤气掺烧

该电厂为优化燃料成本结构并提升锅炉启动阶段的运行稳定性,与直线距离3.1 km的焦化企业建立燃料协同供应体系,将其日均6.72×10⁵Nm³ 的焦炉煤气(H2体积分数50%~60%、CH4含量23%~27%)作为锅炉启动及低负荷稳燃阶段的替代燃料。该技术路径虽使单位发电煤耗降低8.3 g/(kw.h),但引发了多重复杂的燃烧—腐蚀耦合问题:一方面,焦炉煤气燃烧生成的水蒸气使烟气湿度提升至12%~15%,与高硫煤掺烧产生的SO2(入口浓度达3 200~3800mg/Nm³)在V2O5催化剂作用下生成H2SO4 ;另一方面,煤气燃烧器区域火焰中心温度高达1 750~1 900℃,导致热力型NOx排放量激增40%~55%,迫使脱硝系统喷氨量增加18%~22%,氨逃逸率攀升至3.2×10^-6~4.5×10^-6。在空预器冷端140~160℃的温度窗口内,NH3与H2SO4快速反应生成NH4HSO4(熔点147℃/升华点316℃),该物质在150~200℃呈现半熔融态,其表面能达0.06~0.08 J/m²,极易吸附飞灰颗粒形成30~50 μm的黏性积灰层,在空预器冷端蓄热元件表面越积越厚,造成空预器堵塞。

3 高温高压水冲洗装置设计

为解决空预器硫酸氢铵堵塞问题,设计了高温高压水冲洗装置,其水冲洗流程如图1所示。

该系统从锅炉过热器反冲洗母管引接规格为φ76×4 mm的20#无缝碳钢管,分别延伸至A/B空预器热端及冷端人孔门处,沿途设置2只规格为DN50/pN32的J41H—320截止阀作为系统隔离单元(设计温度425℃)。在空预器烟气侧热端横向布置长度5 m的冲洗主管,沿轴向每100 mm开设φ5 mm的扇形喷射孔,管道中心与蓄热元件上表面垂直距离控制在30~50 cm(通过三维建模验证空预器转动时的动态间隙),热端人孔门外加装规格为DN40/pN6.4的手动调节阀门组;冷端冲洗管采用相同管径规格,开孔方向朝上布置,距冷端蓄热元件高度30cm,排水系统通过φ108×6mm的碳钢管引至锅炉渣沟。冲洗水源取自本机除氧器,采用邻机辅助蒸汽加热至120~ 160℃(水位维持1 800~2 200 mm),经电动给水泵加压至2.0~4.5 Mpa后进入冲洗管路。冲洗操作采用热端/冷端交替进行模式(空预器保持1.5 r/min转动),持续冲洗至排水浊度降至5 NTU以下时停止,同步通过内窥镜检查蓄热元件透光率。该装置利用现有除氧器及加压系统,新增管路总长约45 m,阀门9台套,改造投资约4万元,可在机组小修期间完成安装。工业应用表明,160 ℃高压水流对熔融态NH4HSO4(熔点147℃)的剥离效率达92%以上,单次冲洗时间缩短至传统方法的1/3,空预器阻力恢复率提升至95%,有效解决了硫酸氢铵黏性积灰导致的堵塞难题。

4应用效果

为验证高温高压水冲洗技术的工程适用性,2024年4月对#1机组空预器实施系统性改造,完成空预器冲洗系统安装后连续开展48 h冲洗作业,其间通过内窥镜观察确认蓄热元件透光率恢复至95%以上,如图2所示。同年6月机组启动后,通过3组独立压差变送器连续监测720 h,结果表明A/B空预器烟气侧全压差分别稳定在817、1 025 pa,较改造前(2 369、2 731 pa)实现65.5%、62.5%的降幅,硫酸氢铵积灰清除效率达92.3%。

该技术路线具有显著的创新性:首先,通过现役除氧器及蒸汽加热系统可提供120~160℃高温水源,无须额外增设加热设备。该温度区间的高温水能有效溶解并软化硫酸氢铵,显著降低其在受热面的粘附能力,显著缓解设备堵塞问题。其次,经济性分析表明,单次自主冲洗综合成本(含用电量5.5万kW.h、除盐水3 000 t)约4万元,较外委专业公司的高压冷水冲洗方案(30万元/次)可节省费用26万元/次。截至2024年12月,该技术已在#2~#4锅炉累计应用11次,通过标准化作业流程将单次冲洗时间控制在16 h内,累计节约直接成本286万元,其“以热融盐—高压剥离”的协同作用机制为解决火电厂硫酸氢铵堵塞难题提供了可推广的工程范例。

5 结束语

本文针对300 MW煤粉炉空预器硫酸氢铵堵塞问题,提出了基于原有热力系统的高温高压水冲洗技术方案。该技术通过采用高压冲洗管系实现永久复用,其“以热融盐—高压剥离”的协同机制不仅解决了硫酸氢铵堵塞难题,更为热力设备积灰治理提供了兼具创新性与经济性的工程范例,具有重要的推广应用价值。

[参考文献]

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[2]潘承基,丁皓轩,罗文旭,等.火电机组空预器堵塞问题分析与防堵技术研究[J].节能,2022,41(8):66—68.

[3]崔恒涛,吴广伏.高硫煤掺烧对锅炉及空预器的影响及解决措施 [J].现代工业经济和信息化,2021,11 (10):224—226.

[4]钟艳斌.叠加配煤法在火电厂燃煤掺烧中的应用分析[J].中国设备工程,2023(14):21—24.

[5]金闪.空预器硫酸氢铵沉积机理和运行防治[J].电力与能源,2023,44(1):60—64.

《机电信息》2025年第21期第19篇