600_MW燃煤机组空预器堵塞治理对风机运行的影响_宋晓通.pdf

第1期600 MW燃煤机组空预器堵塞治理对风机运行的影响宋晓通（国能常州发电有限公司，江苏 常州213000）摘要：空预器堵塞是燃煤电厂普遍存在的问题，对机组的安全和经济性有较大的影响。本文针对国能常州发电有限公司空预器堵塞问题，提出空预器吹灰措施调整和换热元件更换2 种治堵方案，分析2 种方案实施后空预器差压变化，对比不同堵塞治理方案的效果，研究空预器差压对风机能耗以及风烟系统的影响。方案实施后，三大风机能耗均有不同程度的降低，一次风压的稳定性得到加强，同时提高了风烟系统的安全性，为同类型燃煤电厂空预器堵塞问题处理及分析提供借鉴。关键词：空预器；堵塞；风机失速；风机能耗中图分类号：TM621文献标识码：B文章编号：2096-7691（2023）01-052-04作者简介：宋晓通（1989），男，硕士，工程师，现任职于国能常州发电有限公司，主要从事节能、锅炉技术工作。Tel：18248832570，E-mail：引用格式：宋晓通.600 MW燃煤机组空预器堵塞治理对风机运行的影响 J.能源科技，2023，21（1）：52-55.0引言空预器作为大型火电机组重要的换热设备，其运行的稳定性直接关系到燃煤机组的安全性和经济性。目前600 MW燃煤机组大多采用三分仓回转型空预器，其结构和原理简单。通过空预器转子转动，使换热元件经过烟气加热后再旋转至空气侧，从而将换热元件的蓄热传递给空气，实现烟气和一次风、二次风的热交换过程。由于结构影响，回转型空预器的换热元件通常采用由众多波纹板堆叠而成的换热模块，其板间的间隙较小，容易造成积灰。因此，空预器积灰堵塞是燃煤机组运行中遇到的普遍问题。空预器堵塞后，会影响风烟系统的稳定，对风烟系统的出力造成影响，尤其是高负荷时，因空预器堵塞可能导致风烟系统出力不足，影响机组带负荷。针对空预器堵塞，目前有多种解决方案，如空预器在线升温治堵、空预器吹灰、空预器在线水冲洗、空预器换热元件清理及更换等。不同治堵方案的效果各有差异，又都有各自的优缺点。通过讨论空预器治堵方案，对比治堵前后风烟系统工况的差异，研究空预器治堵对风机电耗以及风烟系统安全性的影响。1空预器概况及堵塞现状1.1空预器概况国能常州发电有限公司锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国三井巴布科克能源公司（Mitsui Babcock Energy Limited）技术生产的超临界、变压运行燃煤直流锅炉，采用型布置，螺旋水冷壁、单炉膛、HG-UCCS型低NOx烟煤旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。锅炉风烟系统配有2 台三分仓回转式空气预热器、2 台动叶可调式轴流送风机、2 台双级动叶可调式轴流引风机。经过长周期运行，1 号机组空预器差压逐渐升高，尤其是空预器1 B堵塞程度较为严重，且空预器不同位置的堵塞程度有所不同，空预器差压呈现周期性波动。1.2空预器堵塞原因1.2.1硫酸蒸汽凝结积灰目前电厂燃煤特性与设计值偏差较大，部分煤种灰分和硫分含量较高，导致烟气中飞灰含量和SO2含量较高。当锅炉的氧量较大时，烟气中大量SO3和水第21卷 第1期Vol.21No.12023年2月Feb.2023第1期蒸气结合，形成硫酸蒸汽，导致烟气露点升高。空预器处由于烟气温度低，容易发生硫酸蒸汽凝结在换热元件受热面上，而飞灰含量高时，更容易导致二者相结合引起空预器的堵塞。1.2.2脱硝氨逃逸率过高硫酸氢铵是引起堵塞的主要原因之一。沉积烟气温区230 150，硫酸氢铵由气态液态固态转化。硫酸氢铵通常沉积在预热器中间部位传热元件上1-3，在液态向固态转换时吸附灰分，直接沉积在金属表面。由于燃煤电厂具备的SCR系统脱硝反应未完全耗尽的氨气（NH3），和烟气中的SO3、水蒸气很容易产生下列反应：NH3+SO3+H2ONH4HSO4（NH3 SO32 1）因此，氨逃逸率高的情况下会加剧空预器积灰，造成堵塞。2空预器治堵方案及效果2.1调整空预器吹灰的效果每台空预器配有4 根伸缩式蒸汽吹灰器，冷热端各2 根。正常运行时每8 h对空预器吹灰2 次，吹灰压力设定2.0 MPa，2台空预器热端或冷端同时吹灰。在运行中为降低空预器差压，通过调整吹灰方式，尝试实现在线降低空预器差压的目的。具体措施是将空预器吹灰压力提高至2.2 MPa，每根吹灰器单独吹灰，每班在炉膛吹灰前后各吹一次空预器，炉膛吹灰结束后对空预器连续吹灰。此外，间隔几天调整一次吹灰器步进距离。吹灰方式调整前后不同负荷下空预器差压见表1。在各个负荷段空预器差压平均下降0.2 kPa，调整后空预器差压有一定的下降，然而效果不够理想。表1吹灰方式调整前后不同负荷下空预器差压负荷差压/kPa空预器1A调整前空预器1A调整后空预器1B调整前空预器1B调整后400 MW1.51.32.22.0450 MW1.71.52.52.4500 MW2.01.73.02.8550 MW2.22.03.23.0600 MW2.32.23.53.32.2空预器换热元件更换及清理空预器已运行多年，机组检修时对空预器进行过清灰，发现存在设备老化问题，由于上层为非搪瓷换热元件，因此更容易受到腐蚀。通过调整空预器吹灰，只能在一定程度上缓解空预器堵塞。为彻底解决空预器差压高的问题，利用2021年4月1号机组C修的机会，制定出空预器堵塞治理方案，对1号炉空预器换热元件拆除，每台空预器更换上层换热元件288 个，对中下层换热元件进行彻底清洗。更换下来的旧换热元件经检查发现，其内部腐蚀较严重，且部分波纹板发生形变，通流区域面积减小。2.3空预器治堵前后差压对比空预器换热元件更换和清洗后，对空预器进出口差压与空预器吹灰调整后相同负荷进行对比。在450 MW、500 MW、550 MW、600 MW 时，空预器 1 A差压分别由1.5 kPa、1.7 kPa、2.0 kPa、2.2 kPa下降为1.1 kPa、1.2 kPa、1.5 kPa、1.5 kPa；空预器1 B差压分别由2.4 kPa、2.8 kPa、3.0 kPa、3.3 kPa下降为1.0 kPa、1.0 kPa、1.5 kPa、1.6 kPa。空预器1A（治堵前）空预器1B（治堵前）空预器1A（治堵后）空预器1B（治堵后）3.53.02.52.01.51.0负荷/MW440460480500520540560580600620空预器差压/kPa图1空预器治堵前后差压随负荷变化图1为空预器治堵前后差压随负荷变化。由图1可知，换热元件更换及冲洗方案实施后，空预器差压均显著下降，相较于空预器吹灰调整效果明显，尤其是空预器1 B，600 MW工况差压下降了51%，极大地减小了空预器运行时对风烟系统的阻力，从根本上解决了空预器堵塞的问题。2.4空预器治堵对风机电耗的影响C修前由于空预器堵塞程度较大，高负荷入炉煤量较大时，引风机进口风压或电流接近安全规定值，使风烟系统出力受限，影响机组高负荷运行。通过对治堵前后一次风机、送风机、引风机电流数据的分析，治堵后在相同负荷下，三大风机电流较之前均有不同程度下降。600 MW负荷时，一次风机1 A、1 B电流由107 A、105 A降低至99 A、101 A。送风机1 A、1 B电流由87A、86A降低至77 A、76 A。引风机1 A、1 B电流由494 A、490 A降低至447 A、450 A。600 MW 时三大风机电流分别降低至原来的 94%、88%、91%。空预器治堵后，风烟系统需要克服的阻力减小，相同流量下风机运行时比压能降低，风机动叶宋晓通：600 MW燃煤机组空预器堵塞治理对风机运行的影响53第1期开度也明显下降，因此空预器治堵对三大风机降耗均有不同程度的作用，对送风机和引风机尤其明显，如图2图4所示。负荷/MW4404604805005205405605806006201081061041021009896949290888684一次风机电流/A一次风机1A（治堵前）一次风机1B（治堵前）一次风机1A（治堵后）一次风机1B（治堵后）图2空预器治堵前后一次风机电流对比负荷/MW4404604805005205405605806006208886848280787674727068666462送风机电流/A送风机1A（治堵前）送风机1B（治堵前）送风机1A（治堵后）送风机1B（治堵后）图3空预器治堵前后送风机电流对比负荷/MW440460480500520540560580600620500480460440420400380360340320引风机电流/A引风机1A（治堵前）引风机1B（治堵前）引风机1A（治堵后）引风机1B（治堵后）图4空预器治堵前后引风机电流对比风机运行中实际功率：P=3 IUcos（1）式中：I为风机线电流，U为风机线电压，cos为风机功率因数。空预器治堵前后相同负荷下一次风机、送风机、引风机电耗变化分别用PPAF、PFDF和PIDF表示，则三大风机治堵前后总功耗变化：P=PPAF+PFDF+PIDF（2）由电能量采集系统统计可得1号机组全年平均负荷率，并计算出空预器治堵前后，三大风机全年平均功耗变化P，则1号机组全年可节约电量：Q=Pt（3）经计算为679万kWh，通过空预器治堵每年节约成本约260万元。2.5空预器治堵对一次风机、送风机安全性的影响一次风机为上海鼓风机厂生产的动叶可调轴流风机，叶片调节为-30+25，额定风压 10.219kPa。由于空预器内部不同位置的堵塞程度不同，在空预器转动过程中，风烟系统的阻力周期变化，导致风压发生周期性波动，一次风压受到的影响较为明显。空预器治堵前，一次风压0.4 kPa的波动，导致磨煤机磨碗差压也随之波动，制粉系统出力不稳，容易引起燃烧工况不稳定。空预器治堵后，一次风压力波动明显变小，风压波动0.2 kPa左右，风压的稳定性增强如图5所示。时间/s0501001502002508.07.87.67.47.27.0一次风母管压力/kPa一次风母管压力（治堵前）一次风母管压力（治堵前）图5空预器治堵前后一次风压对比轴流风机通常具有驼峰形Q-H性能曲线，其流量Q小于临界流量Qk时，风机产生的压头随之下降，由于风道系统容量较大，此时风道中风压大于风机出口风压，使气体发生反流，如图6所示。系统压力开始降低，当压力降至与出口风压相同时，风量为零。当压力降低至风机出口风压以下时，风机恢复出力，若系统所需流量持续小于临界流量Qk，则风机重复上述过程，发生喘振。空预器治堵后由于风道阻力减小，管路特性曲线斜率变小，一次风机在与空预器治堵前相同流量下运行时叶片冲角减小，使得一次风机临界流量Qk降低，当发生系统流量突然减小时（如磨煤机跳闸），由于临界流量Qk降低，从而提高了一次风机喘振的裕量，使风机远离左侧不稳定工况区域，提高了风机运行的安全性，降低了一次风机喘振的风险。HCDKEABOqVKqVAqVBqV图6轴流风机性能曲线与管路特性曲线送风机与一次风机情况相似，当系统阻力突增，如送风机出口挡板或者燃烧器二次风挡板突然误关的情况下，动叶角度与风压不匹配导致送风机喘振，区别在于一次风机在机组发生RB工况磨煤机跳闸时，风量变化更加剧烈，更容易导致一次风机喘振，而54第1期通常情况下送风机喘振风险相对较小。2.6空预器治堵对引风机安全性的影响当轴流风机气流与叶片进口形成正冲角，且此正冲角达到某一临界值时，叶片背面流动工况开始恶化，当超过临界值时，边界层受到破坏，叶片背面尾端出现涡流区，使叶道内产生阻塞现象，流体的能头大幅下降，出现失速现象。对于引风机而言，当风量一定时，其比压能越高，则运行时越靠近失速线。空预器治堵前，以600 MW为例，引风机进口风压为-6.0 kPa，出口风压为2.7 kPa，风机比压能过大，而且引风机叶片冲角过大，运行工况靠近轴流风机失速曲线，运行中发生旋转脱流的风险较大。治堵后相同负荷下引风机入口风压下降至-4.5 kPa，出口风压基本相同，相同流量下的比压能降低。同时叶片冲角减小，引风机运行工况点下移，远离了风机