U2空气预热器差压高原因分析及应对

U2空气预热器差压高原因分析及应对
2016年下半年某电厂二号机空气预热器差压持续上升，虽然利用国庆调停时
间对两侧波纹板进行了高压水冲洗，运行4个月后320MW负荷下两侧空气预热器
差压仍然上升至180/260 mmH2O，以下对空气预热器堵塞的原因进行分析。

一、2016年初开始二号机空气预热器差压变化情况
1、2016年2月二号机C修吊出空气预热器换热元件，检查中温端比较干净，用手电对A/B两侧换热元件进行了照射，透光率较好，未见堵塞现象，C修后机
组满负荷下两侧空气预热器差压143.4/161.8mmH2O，比C修前满负荷下降了3 mmH2O左右，冲洗效果不明显。

2、至2016年9月份空气预热器差压持续上升，已开始影响机组满负荷运行。

利用国庆期间对二号炉空气预热器进行离线高压水冲洗，冲洗前320MW下两侧预
热器烟气阻力分别为180/210 mmH2O，冲洗后320MW约为140/150 mmH2O。

3、 2017年3月份二号机进行了C级检修，C修前320MW二号机空气预热器
A/B侧差压为182/263 mmH2O，C修对空气预热器两侧热端，中段受热面吊出冲洗，目前320MW两侧差压为120/110 mmH2O，较之前下降了60/150mmH2O。

取2016年1月后二号机320MW以上负荷空气预热器两侧差压数据求取平均
值趋势图（如图1）。

二、空气预热器差压上升较快的原因分析及应对
1、波纹板碎片堵塞流通面积
二号机B侧空气预热器波纹板2014年底B修发现第三圈损坏严重，当时分析认为原因有两点：其一为空气预热器吹灰压力过高（15Kg/cm2左右），其二为第三圈换热元件对应的吹灰器喷嘴＃2喷嘴直径比设计值增加约20％，喷口通过面积增加约40％。

将吹灰压力调整至12Kg/cm2（推荐值为12-14Kg/cm2）。

2017年二号机C修检查， B侧空气预热器部分热端也存在波纹板散脱破碎的情况。

可以认为波纹板碎片堵塞流通面积是空气预热器差压升高的主要原因。

2、硫酸氢铵
脱硝氨逃逸过高将会产生硫酸氢铵，粘附在空预器的换热面并且粘住大量烟气中的飞灰造成空预器堵塞。

2017年C修检查发现中温端下部及冷端飞灰粘附明显，部分板结成块状，分析应为硫酸氢铵堵塞。

硫酸氢铵堵塞应是2016年以来两次预热器差压大幅上升的重要促进因素。

控制硫酸氢氨的生成即控制烟气中SO2和NH3的量。

SO2主要通过控制入炉煤硫分占比；NH3主要控制SCR出口氨逃逸，着重从以下几个方面着手：
1）流场均匀性
这里的流场均匀性指SCR出口NOx浓度的均匀性。

电厂氨逃逸单点测量且测量数据偏差较大，SCR出口NOx采用三点测量，由于流场不均匀性客观存在，所以测量数据代表性不强，二号机SCR出口NOx浓度与净烟气处烟气分析仪测得的数据偏差大其实就可以反映出二号机SCR流场均匀性是较差的，2016年10月测量最大偏差超过45%。

2）喷氨自动控制
C修前，电厂两台机组的喷氨控制无法投入自动，喷氨过程控制一直是由运行人员手动调节的，由于机组负荷需求经常波动，为了满足环保要求，运行人员不得不经常性的大幅调整喷氨量，极易造成氨逃逸短时超标。

3）煤质情况
电厂来煤灰熔点较低或者Fe2O3含量较高均易结渣被烟气带入尾部，在SCR 未改造前，这些被烟气带入尾部的渣会落入空气预热器热端，形成灰渣堵塞。

SCR改造后，烟气经尾部烟道后进入脱硝装置，即使形成灰渣也难以落入空气预热器造成堵塞，虽然不作为影响空气预热器差压的直接原因，但是小部分较轻的灰渣仍有可能磨损或者堵塞SCR催化剂，进而增加氨逃逸量。

来煤中如果硫分含量较高，不仅存在使脱硝催化剂失活的风险，同样也增加了空气预热器冷端腐蚀的风险。

3、空气预热器换热元件的影响
电厂2012年和2014年分别对二号机和一号机进行了空气预热器改造，换热元件参数如表1。

表1两台机GAH换热元件
GAH各层受热面之间存在一定的空隙，容易导致积灰，二号机GAH改造相对较早，受热元件选择了三层布置，与一号机GAH两层布置相比更易积灰；二号机组GAH厂家运行维修手册建议冷端综合温度为148℃，但实际运行中两台机组冷端金属温度均控制138℃，两台机组炉内省煤器改造后，空气预热器入口烟温降低近20℃，空气预热器冷端更易结露，更易发生堵灰；第三，硫酸氢铵会在147℃～207℃温度范围内时呈现为液态，中温端烟气温度与其有交集，有资料推荐中温端换热元件镀搪瓷处理，但U2 GAH中温端换热元件选择的是碳钢而不是镀搪瓷材料。

基于以上原因，二号机空气预热器中温端发生硫酸氢铵粘灰堵塞的几率大大提高。

2017年C修对二号机中温端波纹板检查发现空气预热器中温端靠近冷端的部分发了严重的堵塞。

三、结论与建议
2016年以来GAH堵塞的主要原因应是波纹板碎片堵塞流通面积，喷氨不均造成硫酸氢铵堵塞是2016年以来两次GAH差压快速升高的重要促进因素；空气预热器热端吹灰存在吹损波纹板堵塞流通面积的风险，应减少热端吹灰频率至每月一次。

空气预热器冷端、SCR催化剂蒸汽吹灰，保证吹灰压力在推荐范围内并有足够的过热度。

二号机组GAH厂家运行维修手册建议冷端综合温度为148℃，但实际运行中两台机组冷端金属温度均控制138℃，建议U2 GAH冷端综合温度控制按厂家建议
调整至148℃；通过改变测量方式，优化电厂脱硝控制回路，实现喷氨控制自动化，提高喷氨控制品质；定期对电厂脱硝反应区烟道流场进行测试与调整，必要
时委托专业机构进行；利用停机检修对催化剂积灰及磨损原始状况检查，定期抽
取催化剂送外进行活性测试，确保催化剂有足够的活性，不用通过增加液氨过喷
来满足环保排放要求。

虽然空气预热器前增加了脱硝SCR装置，煤质差（灰熔点低，Fe2O3含量较高）不再作为影响空气预热器差压的直接原因，但是煤质差可以影响催化剂活性，间
接影响空气预热器差压，建议低灰熔点，高Fe2O3含量的煤种仍需要合理掺烧；
煤质中硫分过高可导致空气预热器低温腐蚀，控制入炉煤硫分不大于0.8%。

论证
将换热元件中温端更换为搪瓷材料或者将换热元件三层布置改为两层布置。