空预器高压水冲洗在德州700MW机组的成功运用
2014年3月31日＃5炉SCR烟气脱硝装置168h试运结束投入商业运行，当天690MW工况A, B空预器烟气侧阻力为1.0/1.16Kpa，炉膛负压正常。随着机组运行时间增加及喷氨时间的推移，空预器烟气压差出现逐渐上升趋势。采取提高空预器冷端综合温度至155 °C、空预器冷、热端连续吹灰、将空预器吹灰压力提升至1.3Mpa等措施后，仍然不能减缓空预器烟气压差上升速度，特别是在5月28日以后，A, B侧空预器差压逐渐增长至1.33/1.59Kpa，此后空预器差压增长迅速，至7月1日，A, B侧空预器差压已达2.6/2.8Kpa，已对机组安全运行构成影响。为此，根据设备实际情况并借鉴国内同类型电厂空预器在线水冲洗经验，在6月底编制完成空预器高压水在线水冲洗措施，并于7月9日＃5炉B空预器投入使用。某厂两台700MW机组,脱硝配套对空预器进行防堵改造.SCR脱硝装置连续投运后100天后,空预器堵塞严重,烟气侧压差最高达到2.6Kpa,引风机出力带满,严重影响机组安全及经济运行.在成功进行空预器高压水在线冲洗后,空预器烟气侧压差降低1.0-1.2Kpa,恢复正常稳定运行.本文重点介绍了空预器高压水在线冲洗的方法和在投运高压在线冲洗装置中遇到的问题及解决方案. 空预器高压水冲洗系统，可有效解决机组运行过程中因空预器堵灰导致的差压增大，引风机出力升高，可以维持机组长周期安全稳定运行。但频繁的高压水冲洗对空预器蓄热元件带来一定损伤，同时冲洗时排烟温度较高，烟尘吸水后密度增加，沉积在烟道底部造成积灰，不利于烟道的安全运行。为此，减少脱硝系统氨逃逸，提高空预器排烟温度是解决空预器堵塞的根本途径。目前部分电厂采取定期对SCR喷氨系统进行AIG调试降低氨逃逸率，同时在送风机出口增加暖风器将二次风温提高至80-900C，在空预器出口增加低低温省煤器将排烟温度由170°C降至120°C，可有效解决空预器的冷端积灰，从而降低空预器高压水冲洗系统的使用频次甚至停用该系统。
燃煤电厂 空预器 高压水在线冲洗法
刘兴力
华能山东发电有限公司德州电厂运行部 德州 253004
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178-183
2015-04-14（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）