介紹了利用以高壓柱塞泵為核心設備的在線高壓水沖洗技術成果解決600MW機組回轉式空預器脫硝突發堵灰加重的異常案例。針對脫硝空預器堵灰嚴重的情況，大膽嘗試進行了空預器在線高壓水沖洗，通過沖洗效果分析確認本次高壓水在線沖洗使得空預器煙氣側差壓下降0.8-1.0Kpa。較為徹底的解決了空預器堵灰的問題并提出了防范措施，同時提出了柱塞式高壓泵在線水沖洗系統操作的注意事項以及實際應用中存在的問題，為更好的應用該技術總結了經驗。

關鍵詞：空預器改造;：柱塞泵;在線高壓水沖洗;煙氣差壓;注意事項

0.引言

電力行業做為經濟發展的先行行業，安全、高效和環保是對電力生產行業的最基本的要求。回轉式空氣預熱器(簡稱“空預器”)是目前我國大容量發電機組采用的主要型式。回轉式空預器的波紋板式蓄熱元件被緊密地放置在扇形隔倉內，由于流通空間狹小，很容易造成灰塵的沉積。尤其是國民經濟發展“十二五”期間，隨著達標環保排放壓力增大，國家規定單機容量20萬千瓦及以上、投運年限20年內的現役燃煤機組全部配套脫硝設施。雖然在進行脫硝技術改造時對空預器本體及吹灰系統進行了相應改造，但是脫硝系統的投運對加劇空預器堵灰的影響仍然十分明顯。空預器堵灰既影響到了鍋爐設備的安全，也增加了設備的能耗，降低了發電廠的效率。空預器堵灰導致三大風機(送、引風機、一次風機)電流增大、排煙溫度升高，鍋爐效率降低，廠用電率升高。同時又增加了送、引風機喘振甚至鍋爐RB事故發生的可能、當堵灰嚴重時，有可能導致機組無法滿負荷運行，甚至迫使機組停運檢修，對電廠經濟性產生嚴重影響。當運行中空預器因堵灰加重導致差壓達到一定數值后，傳統的蒸汽吹灰或聲波吹灰系統已經無法發揮明顯作用。利用高壓沖洗水對空預器進行在線沖洗降低空預器差壓成為不停爐在線處理的主要可行手段。本文對天津大唐國際盤山發電有些責任公司(以下簡稱盤山發電公司)空預器堵灰原因及在線高壓水沖洗方面的成功經驗做以簡單介紹。

1.設備概述

1.1機組概述

盤山發電公司2×600MW火電機組是我國華北地區建設投產最早的600MW等級火電機組，工程于1998年10月開工，其中3號機組于2001-12-18正式投產，4號機組于2002-06-05日正式投產，是京津唐電網的主力機組。鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責任公司制造HG-2023/17.6-YM4型鍋、亞臨界壓力、一次中間再熱、固態排渣、單爐膛、Π型布置、全鋼構架懸吊結構、半露天布置、控制循環汽包爐。采用三分倉回轉式空氣預熱器，平衡通風，6套制粉系統為正壓直吹式制粉系統，配置ZGM-123型中速磨煤機。

1.2脫硝空預器改造概述

脫硝SCR反應器投運后，由于氨逃逸的存在，會加劇空預器中溫段和冷端的腐蝕和堵灰。因此需要對下游的空預器在防止堵塞和冷段清洗方面作特殊設計和改造。改造范圍主要包括：

1)改造后總的換熱面積由45032平米增加到47189平米，約增加4.8%;蓄熱元件仍維持原來的三段布置，總高度由860mm增加到1910mm，增加約2.7%;

2)改造后空預器的轉動重量計算值(含驅動裝置及頂部軸承箱、驅動軸等)由373.12噸增加為423.23噸，增加約13%;驅動電機功率由9KW增加至11KW;

3)熱段元件采用高吹灰通透性的HS7板型替代原DU板型，高度由原來的780mm減少到300mm;

4)中溫段采用利舊原中溫段，保持HS7板型不變，高度780mm不變;

5)冷段層采用HS8板型脫碳鋼度搪瓷表面傳熱元件，高度由原300mm增加到830mm。冷端采用搪瓷表面傳熱元件可以隔斷腐蝕物(硫酸氫銨和由SO3吸收水分產生的H2SO4)和金屬接觸，而且表面光潔，易于清洗干凈。搪瓷層穩定性好，耐磨損，使用壽命長;

6)空預器熱端新增加一臺普通蒸汽吹灰器。冷端吹灰器采用雙介質吹灰器，采用蒸汽/高壓水做為吹灰介質，新增加一套以高壓柱塞泵為核心設備的高壓水泵系統兩臺空預器共用，設計上可以在線隔離/非隔離以及離線水沖洗。

1.3空預器高壓水沖洗系統概述

由于高壓水射流集中，剪切強度大，對灰垢的清掃能力比蒸汽大的多，同時高壓水的流速遠小于蒸汽，動能的破壞作用比蒸汽小的多，因此大部分脫硝空預器配有高壓水沖洗裝置供在線或離線對空預器進行沖洗。豪頓華公司為空預器選擇通潔公司的3D2A型高壓沖洗水泵組,該泵組在現場集成安裝，具有結構緊湊體積小的特點。主要參數如下表：

2.空預器差壓增長趨勢分析

2.1差壓增長趨勢分析

3號機組1月3日啟動至今維持正常運行。機組啟動后進行脫硝系統調試工作，3月底通過環保驗收開始正常運行。從機組啟動至今，兩臺機組空預器差壓的變化趨勢如下圖：


機組啟動后滿負荷工況空預器差壓1月份到3月低維持在1.2-5kPa左右;4月初隨著脫硝正常投運、高負荷季節的到來，空預器差壓增長速度加快;尤其是5月份，1號空預器差壓從1.5kPa快速上漲至2.7kPa;2號空預器差壓從1.5kPa快速上漲至2.1kPa。可以得出2個規律一是隨著脫硝正常運行，空預器的差壓增長速度加快，二是1號空預器差壓的增長速度和峰值都比2號空預器高。

2.2空預器堵灰加重后采取的措施

發現空預器差壓快速增加后，主要采取了如下的措施：

1)逐步縮短空預器蒸汽吹灰時間間隔，5月中旬兩臺空預器開始連續吹灰;

2)5月底將兩臺空預器吹灰閥后壓力分別由1.0MPa提高至1.3MPa加強吹灰;

3)適當降低脫硝控制效率，減少噴氨量;

4)積極準備空預器在線高壓水沖洗系統的調研和調試工作。

采取上述措施后，效果不明顯，立即開始準備進行高壓水沖洗工作。

3.空預器在線高壓水沖洗分析

盤山發電公司在系統完成分步調試后，制定了嚴格的技術措施和操作注意事項經過精心準備，對3號機組2臺空預器分別進行了兩次在線高壓水沖洗，效果較為明顯，目前滿負荷工況空預器差壓降低到1.8kPa的可控范圍內。

3.1空預器沖洗效果分析

3.1.1高壓水沖洗過程根據系統要求，空預器在線高壓水沖洗時選擇單臺空預器進行，2臺空預器沖洗期間差壓的變化趨勢如下圖：


3.1.2滿負荷工況下沖洗效果

空預器在線高壓水沖洗前后，600MW滿負荷工況下(總風量均在1420km3/h、總煤量均在250t/h左右)的空預器差壓及風機電流對比如下：


從上表數據看出，經過在線高壓水沖洗效果明顯，具體效果如下：

1)目前600MW負荷下(總煤量250t/h、總風量1420km3/h左右)，31空預器煙氣側差壓能維持在1.8kPa以下，32空預器煙氣側差壓能維持在1.6kPa以下，基本屬于可控范圍;

2)空預器煙氣側、空氣側差壓下降后，滿負荷工況下三大風機總電流下降約110A,每小時節電約1000kWh，節電效果明顯;

3)空預器差壓降至可控范圍，基本消除了引風機喘振、送風機搶風、機組限出力等異常隱患，保證機組運行安全。

4.利用高壓柱塞泵進行在線水沖洗的注意事項

1)高壓沖洗系統高、低壓管道已經沖洗合格;高壓泵組出入口軟連接管道牢固通暢;

2)檢查確認高壓泵組入口Y型濾網，底部吹灰器高壓水入口前管道上過濾器已經清理，差壓合格未報警;


3)就地確認手動壓力調整閥在全開位、溢流閥(或安全閥)在整定位、氣動卸荷閥氣源正常、開關試驗正常后在全開位;

4)確認高壓泵組入水口壓力大于1.5bar時(“入口壓力低”報警消失)，手動啟動高壓水泵，確定就地PLC控制40S后電機啟動成功，再過40S后自動關閉氣動卸荷閥;

5)手動關閉調壓截止閥手柄，系統逐漸加壓，直至泵出口壓力大于80bar(“出口壓力低”報警消失);

6)繼續關小手動調壓閥使泵出口壓力約21MPa(額定值);

7)高壓泵組停止：確認底部吹灰器已經退出到位并停止運行，手動停泵指令發出后，就地PLC自動將氣動卸荷閥打開(泵體泄壓)后延時40S，高壓水泵電機自動停止;

8)高壓沖洗水系統起壓和泄壓主要是靠出口的手動壓力調整閥和啟動卸荷閥，因此操作時重點關注這兩個閥門的動作情況，尤其是啟泵前必須確認手動壓力調整閥在全開位，防止帶壓啟動;


5.高壓水沖洗系統存在的問題及解決

5.1沖洗流量不足

按照高壓泵組說明書，22MPa對應的流量應該為12m3/h，現場測量實際流量在4-5m3/h，說明沖洗水流量遠沒有達到設計值。主要原因和分析認為是吹灰器6個噴嘴有部分堵塞的可能性大。因為空預器的蒸汽吹灰器和高壓水吹灰器都采用的是半伸縮式吹灰器，吹灰器的前半部分即帶有噴嘴的部分一直處于空預器冷端煙氣通道中，并且噴嘴介質方向與煙氣逆向，易造成堵塞。

通過向廠家咨詢，目前空預器高壓水吹灰器的噴嘴屬于舊式噴嘴，霧化效果和防堵灰技術相對落后，如有停爐處理機會，將進行噴嘴的檢查和處理，更換為新型噴嘴和加裝防堵灰裝置。

需要注意的是，經過處理進入空預器的高壓沖洗水流量如果達到設計流量或大幅增加，在沖洗時應重點監視空預器電流、空預器出口排煙溫度等關鍵參數的變化速度和幅度，應嚴格按照技術措施的規定決定是否停止沖洗。

5.2沖洗水壓力低

雖然豪頓華在歐美地區試驗表明，高壓水壓力17.5MPa即可滿足在線沖洗需要，但是國內其他成功進行高壓水沖洗的發電公司實際經驗表明20MPa壓力(電機功率90KW)沖洗是效果不明顯，泵出口壓力提高至28MPa(電機功率130KW)時沖洗效果較為明顯。

5.3沖洗水水源需更改

目前我公司使用爐側工業水做為高壓沖洗水水源，水中泥沙較多高壓水泵入口濾網容易堵塞(邏輯要求泵入口壓力不得低于0.15MPa)，同時水質呈弱堿性，不符合廠家建議。目前已經制定更改水源方案。

6.結論

采用回轉式空預器的燃煤鍋爐機組，空預器堵灰是比較常見且運行中不容易解決的問題，本通過采取空預器在線水沖洗，基本解決了差壓高的問題，沖洗效果明顯，帶來一定的安全效益和經濟效益。