空气预热器堵灰及腐蚀的原因及预防措施

空气预热器堵灰及腐蚀的原因及预防措施

【摘要】回转式空气预热器在运行中常见的问题是堵灰及腐蚀，堵灰及腐蚀严重影响锅炉运行的安全性及经济性。本文针对我厂#4炉空气预热器在运行中存在的问题，并就其中原因作出简要的分析，提出几点预防建议措施，以供同行参考。【关键词】空气预热器、堵灰、腐蚀

一、概述

湛江电力有限公司#4机组装机容量为300MW，汽轮机为东方汽轮机厂制造的亚临界、中间再热、两缸两排汽、凝汽式汽轮机，型号为N300-16.7/537/537/-3（合缸），采用喷嘴调节。锅炉DG1025/18.2-Ⅱ（5）为东方锅炉厂制造的亚临界压力、中间再热、自然循环单炉膛；全悬吊露天布置、平衡通风、燃煤汽包炉。锅炉配备两台型号为LAP10320/3883的回转式三分仓容克式空气预热器。空气预热器还配有固定式碱液冲洗装置和蒸汽、强声波吹灰装置，在送风机的入口装有热风再循环装置。

二、空气预热器运行中存在的主要问题

1 空气预热器堵灰

运行中，首先发现一次、二次风压有摆动现象，随后摆幅逐渐加大，且呈现周期性变化。其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合，这说明空气预热器有堵塞现象。这是因为当堵塞部分转到一次风口时，一次风压开始下降；当堵塞部分转到二次风口时，二次风压又开始下降，在堵塞部分转过之后，风量又开始增大。#4锅炉燃烧较不稳定，空气预热器堵灰时，由于风量的忽大忽小，炉膛负压上下大幅度波动，严重影响锅炉燃烧的稳定性。

2 空气预热器腐蚀

空气预热器堵灰及腐蚀是息息相关的。空气预热器堵灰时，空气预热器受热面由于长期积灰结垢，水蒸汽及SO3容易黏附在灰垢上，加重了空气预热器的腐蚀；而空气预热器腐蚀时，受热面光洁度严重恶化，加重了空气预热器的积灰。空气预热器堵灰及腐蚀时，运行中表现出空气预热器出口一、二次风温降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。

三、空气预热器堵灰及腐蚀的原因分析

1 烟气中含有水蒸汽及SO3

由于烟气中含有水蒸气，而烟气中水蒸汽的露点(即水露点)一般在30～60℃,在燃料中水份不多的情况下,空气预热器的低温受热面上不会结露。但是在燃烧过程中,燃料中的硫份可能有70%～80%会形成SO2及SO3。其中SO3与烟气中的水蒸汽形成硫酸蒸汽，而硫酸蒸汽的露点(也叫酸露点或烟气露点)则较高，烟气中只要有少量的SO3，烟气的露点就会提高很多，从而使大量硫酸蒸汽凝结在低于烟气露点的低温受热面上，引起腐蚀。

2 空气预热器冷端壁面温度偏低

湛江电力有限公司#4炉在机组正常运行的情况下，燃用设计煤种时空气预热器的冷端壁温在各种负荷下都将高于烟气露点10℃以上，如果锅炉燃烧所需的空气经过热风再循环加热到20℃以上再送往空气预热器，受热面便不会发生低温腐蚀。但在寒冷天气，再加上湛江的潮湿天气，由于多方面的原因造成热风再循环投不上，空气预热器冷端综合温度低，冷端壁温不但低于硫酸蒸汽露点，而且低于烟气中水蒸汽露点。而低温受热面发生严重腐蚀通常在受热面壁温低于酸露点30℃左右以及水露点以下2个区域。由于空气预热器壁温严重低于烟气中水蒸汽的露点，导致大量的水蒸汽及稀硫酸液凝结，又由于烟气中有大量灰份，灰份沉积在壁面时，与水及酸液起化学作用后发生硬结。将空气预热器堵死，影响锅炉运行的安全性及经济性。

3 空气预热器传热元件布置紧密

由于空气预热器的传热元件布置较紧密，烟气中的飞灰易沉积在受热面上，使气体流动阻力增加，影响空气预热器的正常工作。此外低温受热面积灰将造成金属壁温更低，硫酸蒸汽能透过灰层扩散到金属壁上，形成硫酸，使积灰变硬，难以清除。

四、空气预热器堵灰及腐蚀的危害

1 排烟温度升高，降低锅炉运行经济性；

2 烟气阻力增大，致使引风机过载；

3 降低空气预热器的寿命

五、防止空气预热器腐蚀和堵灰的措施

1 提高低温受热面壁温

如使低温受热面壁温高于烟气露点，硫酸蒸汽不能在金属表面凝结，也就不会发生腐蚀。要提高壁温，就要提高排烟温度及冷空气温度，但提高排烟温度会降低锅炉的经济性，而提高空气预热器入口冷空气温度以提高冷端受热面壁温则是可行的。在运行过程中，可根据送风机入口温度及时投入热风再循环，并保持空气预热器入口冷风温度在20～50℃的范围。根据排烟温度及时观察热风再循环调节挡板的情况，使其保持合适的开度，以确保空气预热器冷端综合温度在规定范围内。

2 加强对空气预热器出、入口差压的监视

运行中应加强对空气预热器出、入口一次风、二次风及烟气差压的监视，特别是在冬季气温急剧下降时更应注意。此时，如果不投热风再循环或热风再循环运行不正常或调整不当，很容易发生空气预热器冷端低温腐蚀及预热器堵塞。当发现空气预热器出、入口一次风、二次风及烟气差压异常时，应加强调整，采取加强吹灰等措施。如采取措施后仍不见好转，确认为冷端受热面薄板有可能被腐蚀并开始积灰时，应利用停机的机会及时对冷端受热面进行更换，以确保受热面清洁，防止堵灰加剧。

3 重视热风再循环的投入

湛江天气较为炎热，很容易被人忽视热风再循环的重要性，甚至认为热风再循环

只是摆设，这值得引起值班人员注意。在冷天气时特别是又冷又潮的天气时，我们要及时投入热风再循环，而且要把送风机入口温度控制在20至50℃。

4 加强空气预热器的吹灰和水洗工作

应确保空气预热器吹灰器能够正常投入。吹灰前要将吹灰蒸汽疏水彻底排净。吹灰时尽量保持高一点的负荷，以保证受热面一定的壁温。同时吹灰蒸汽应保持足够的过热度，避免湿蒸汽经吹灰器进入空气预热器从而加剧堵灰。吹灰工作每班必须进行一次，并做好记录，发现缺陷及时联系有关部门进行处理。

重新投入强声波吹灰装置，目前#4炉强声波吹灰装置已经故障，如果蒸汽吹灰系统需要检修时，空气预热器吹不了灰，加剧了堵灰。

空气预热器还配有碱液冲洗装置，当空气预热器有堵塞现象时，在运行中或停机时均可对空气预热器进行冲洗。冲洗后，空气预热器应先经脱水，再彻底干燥，以防空气预热器再次投运后发生受热面腐蚀。

5 加强燃烧调整，减少烟气中SO3含量

烟气中SO3的多少与燃料硫份、火焰温度、燃烧热强度、燃烧空气量、飞灰的性质与数量以及锅炉受热面的催化作用等因素有关。当燃烧空气量增加时，火焰中的氧原子浓度增加，形成的SO3量也增加，因此在运行中应加强燃烧调整，保持合适的过量空气系数，减少SO3生成，从而最大限度地降低空气预热器的腐蚀。

空气预热器堵灰及腐蚀的原因及预防措施

空气预热器堵灰及腐蚀的原因及预防措施 【摘要】回转式空气预热器在运行中常见的问题是堵灰及腐蚀，堵灰及腐蚀严重影响锅炉运行的安全性及经济性。本文针对我厂#4炉空气预热器在运行中存在的问题，并就其中原因作出简要的分析，提出几点预防建议措施，以供同行参考。【关键词】空气预热器、堵灰、腐蚀 一、概述 湛江电力有限公司#4机组装机容量为300MW，汽轮机为东方汽轮机厂制造的亚临界、中间再热、两缸两排汽、凝汽式汽轮机，型号为N300-16.7/537/537/-3（合缸），采用喷嘴调节。锅炉DG1025/18.2-Ⅱ（5）为东方锅炉厂制造的亚临界压力、中间再热、自然循环单炉膛；全悬吊露天布置、平衡通风、燃煤汽包炉。锅炉配备两台型号为LAP10320/3883的回转式三分仓容克式空气预热器。空气预热器还配有固定式碱液冲洗装置和蒸汽、强声波吹灰装置，在送风机的入口装有热风再循环装置。 二、空气预热器运行中存在的主要问题 1 空气预热器堵灰 运行中，首先发现一次、二次风压有摆动现象，随后摆幅逐渐加大，且呈现周期性变化。其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合，这说明空气预热器有堵塞现象。这是因为当堵塞部分转到一次风口时，一次风压开始下降；当堵塞部分转到二次风口时，二次风压又开始下降，在堵塞部分转过之后，风量又开始增大。#4锅炉燃烧较不稳定，空气预热器堵灰时，由于风量的忽大忽小，炉膛负压上下大幅度波动，严重影响锅炉燃烧的稳定性。 2 空气预热器腐蚀 空气预热器堵灰及腐蚀是息息相关的。空气预热器堵灰时，空气预热器受热面由于长期积灰结垢，水蒸汽及SO3容易黏附在灰垢上，加重了空气预热器的腐蚀；而空气预热器腐蚀时，受热面光洁度严重恶化，加重了空气预热器的积灰。空气预热器堵灰及腐蚀时，运行中表现出空气预热器出口一、二次风温降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。

锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施

锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施 截至２０１２年４月，建成、在建及签订合同的火电机组锅炉烟气脱硝装置约６５０台装机容量共计3.8亿kW，其中投运ＳＣＲ装置的机组容量超过1.0亿kW。这些机组在安装ＳＣＲ装置时，对部分空气预热器（空预器）换热元件进行了改造，并配置了高效吹灰器。在已投运烟气脱硝装置的机组中，改造过的和尚未改造的空预器均出现过因硫酸氢氨堵塞而造成烟侧阻力增加的现象，部分空预器改造后还出现了排烟温度升高，炉效降低的情况。 １空预器硫酸氢氨堵塞 燃煤锅炉炉膛内烟气中的ＳＯ２约有0.5％～1.0％被氧化成ＳＯ３。加装ＳＣＲ系统后，催化剂在把NOx还原成Ｎ２的同时，将约1.0％的ＳＯ２氧化成ＳＯ３。在空预器中／低温段换热元件表面，ＳＣＲ反应器出口烟气中存在的未反应的逃逸氨（ＮＨ３）、ＳＯ３及水蒸气反应生成硫酸氢氨或硫酸氨：ＮＨ３＋ＳＯ３＋Ｈ２Ｏ→ ＮＨ４ＨＳＯ４ ２ＮＨ３＋ＳＯ３＋Ｈ２Ｏ→ （ＮＨ４）２ＳＯ４ 当烟气中的ＮＨ３含量远高于ＳＯ３浓度时，主要生成干燥的粉末状硫酸氨，不会对空预器产生粘附结垢。当烟气中的ＳＯ３浓度高于逃逸氨浓度（通常要求ＳＣＲ出口不大于３μＬ／Ｌ）时，主要生成硫酸氢氨（ＡＢＳ），生成规律见图１。 在１５０～２２０℃温度区间，ＡＢＳ是一种高粘性液态物质，易冷凝沉积在空预器换热元件表面，粘附烟气中的飞灰颗粒，堵塞换热元件通道，增加空预器阻力并影响换热效果。 硫酸氢氨造成的堵灰清除比较困难，严重时需停炉进行离线清洗。为降低硫酸氢氨的影响，目前主要从空预器本体改造或者脱硝系统氨逃逸控制两方面采取措施。

２空预器本体改造 ２．１改造措施 空预器烟侧进出口温度范围约110～400℃，涵盖了高粘性硫酸氢氨的生成温度区间。为了应对硫酸氢氨的影响，空预器采取了以下改造措施。 （１）传统空预器元件分为高、中、低温3段，冷段高度约300mm，主要为了防止硫酸低温腐蚀。当硫酸氢氨温度区间跨越２层换热元件时，接缝处的硫酸氢氨吸附飞灰结垢搭桥现象更加严重。为此，需合并传统的冷段和中温段，将换热元件改为２段，冷段高度加大到约800～1200mm，涵盖机组不同负荷下硫酸氢氨的生成温度范围，保证全部硫酸氢氨在冷段完成凝结和沉积。 （２）空预器冷段元件较高，元件下部烟气温度较低，易受到烟气中的酸结露低温腐蚀，造成元件表面锈蚀龟裂，加剧硫酸氢氨粘附挂灰。为提高冷段元件的表面光洁度和防腐蚀能力，通常采用高强度低合金考登钢材质、表面镀搪瓷或者表面使用硅作涂层。根据国外经验［２］，搪瓷镀层能显著降低硫酸氢氨的结垢速率，但如镀层因加工质量而损裂，将不利于防止硫酸氢氨的吸附。ＳＣＲ空预器冷段采用何种型号的换热元件，主要受到煤中硫含量、入口烟气中ＳＯ３浓度、入口烟气Ｏ２浓度、冷段综合温度水平等因素的综合影响。根据国外某公司的经验（图２），煤中硫含量小于1.75％且冷段综合温度大于138℃时，冷段可采用考登钢材质。 （３）加装ＳＣＲ系统后，空预器冷段换热元件通常采用局部封闭、高吹灰通透性的波形（如ＦＮＣ或ＤＮＦ）替代倾斜的双层皱纹形，使元件表面沉积的飞灰易于被吹灰器清扫。 （４）空预器冷段换热元件即使采用镀搪瓷元件，如果没有有效的吹灰清洗装置相配套，同样会发生严重的堵灰。目前，空预器冷段通常配置回转式双介质高能量射流吹灰器，正常运行过程中，采用高压蒸汽吹扫，当空预器烟侧阻力超过设计值的５０％时，投运高压水冲洗。冲洗主要有离线和在线２种方式，前者是在保持６０％左右机组负荷时，将单侧空预器解列隔离进行高压水冲洗，完成后采用同样方式冲洗另一台空预器；后者是在机组满负荷或部分负荷下，对任一台运行中的空预器进行高压水冲洗。高压水冲洗时，水压达１０MPa以上，水量小于７０kg/min，对烟气成分或烟气温度影响甚微。

空预器堵灰原因分析及防范措施

仅供参考[整理] 安全管理文书 空预器堵灰原因分析及防范措施 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共6 页

空预器堵灰原因分析及防范措施 在企业中为提高经济效益，做到节能减排，提高锅炉热效率，以充分利用烟气余热，降低排烟温度，提高锅炉热效率，工业锅炉的尾部都加装了空气预热器。但是作为锅炉尾部的空气预热器，通常是含有水蒸汽和硫酸蒸汽的低温烟气区域，工作条件比较恶劣，容易出现低温腐蚀和堵灰，从而影响锅炉安全运行。我们采用了当今先进的热管技术对空预器进行了改造，彻底解决了这一问题。 腐蚀机理 造成锅炉尾部受热面低温腐蚀的原因有两点：一是烟气中存在着三氧化硫；二是受热面的金属壁温低于烟气中的酸露点温度。 锅炉燃料中或多或少的都含有硫。当燃用含硫量较多的燃料时，燃料中的硫份在燃烧后，大部分变成二氧化硫，在一定条件下其中的少部分进一步氧化成三氧化硫气体。三氧化硫气体与水蒸汽能结合成硫酸蒸汽，其凝结露点温度高达120℃以上，露点温度越高，烟气含酸量愈大，腐蚀堵灰愈严重。当空气预热器管壁温度低于所生成的硫酸露点时，硫酸就在管壁上凝结而产生腐蚀，叫做低温腐蚀(见图1)。金属壁面被腐蚀的程度取决于硫酸凝结量的多少，浓度的大小和金属壁面温度的高低。硫酸象一层胶膜，一面粘在管壁上腐蚀，一面不断粘着烟灰，形成多种硫酸盐，并逐渐增厚，这就是低温式结渣。 煤中含硫量的多少,影响锅炉排烟温度的选取。同时，鉴于对锅炉排烟热损失与防止尾部受热面低温腐蚀等因素的综合考虑，目前，装有空气预热器的锅炉设计排烟温度一般为160～190℃。事实上，由于某些单位使用蒸汽时负荷变化较大，或长期低负荷运行，引起操作不当，增加大量过剩空气；设备失修，不及时清灰等原因而造成排烟温度长期低 第 2 页共 6 页

利用空气预热器风量分切防止堵灰

利用空气预热器风量分切防止堵灰 摘要：针对于空预器现堵灰状况，应采取有效措施提高冷端温度，从机理上降 低低温结露和腐蚀，从而解决空预器堵灰问题，改善空预器运行现状。风量分切 防堵灰技术采用为针对性加热方式，在蓄热元件转至烟气侧之前，提高该点的温 度到B点，使冷端温度最低点高于酸结露点，避开酸结露区，降低低温结露。 关键词：堵灰；风量分切；温度；酸结露区；露点 1 本场概述 1.1 锅炉参数 大唐鲁北发电公司2×330MW机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司根据美 国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的，配330MW汽轮发电机组的亚临界、一 次中间再热、燃煤自然循环汽包锅炉，型号为HG-1020/18.58-YM23。现有2台 330MW燃煤发电机组分别于2009年9月20日、2009年12月20日投产发电。 主蒸汽额定压力18.58Mpa，主汽温543℃。 1.2 2号炉空预器参数 表1-1 2号炉2A空预器 2 堵灰情况及堵灰原因 2.1 2号炉堵灰情况 鲁北公司自超低排放改造及配煤掺烧后，空预器压差高的问题成为威胁机组 安全经济运行的重要问题，随着煤质硫份及喷氨量的增加，空预器堵灰情况更加 严重，压差上升速率急剧加快，严重影响了机组运行。鲁北公司锅炉空预器烟气 侧差压实际运行时在3kPa左右，最高时达到4kPa以上，导致引、送、一次风机 耗电率上升，空预器换热效果下降，排烟温度升高，锅炉经常缺氧燃烧，飞灰含 碳量上升，锅炉效率严重下降，另外还因其原因出现了机组限出力和风机失速等 不安全事件[1]。 自2017年2月14日至3月20日，空预器进行了热解及水冲洗工作，效果如下： 2月23日，使用提高单侧空预器后部排烟温度的方法对硫酸氢铵进行热解， 2B侧空预器排烟温度160℃持续时间70分钟，压差较同负荷状态下降约0.35kpa。 2月27日，2B空预器进行热解硫酸氢铵[2]，2A/2B空预器烟气侧出入口差压 分别下降0.33kpa/1.03kpa（平均主汽流量752t/h，平均负荷248MW时）。 2月28日，2A空预器热解，2A/2B空预器烟气侧出入口差压分别下降 0.15kpa/0.06kpa（平均主汽流量728t/h，平均总风量938t/h，平均负荷240MW 时）。 3月2日，2B空预器热解，2A/2B空预器烟气侧出入口差压分别下降 0.32kpa/0.74kpa（平均主汽流量823t/h，平均总风量991t/h，平均负荷268MW 时）。 2017年4月28日至5月2日，2号炉进行停机检修，对2号炉空预器进行 了离线水冲洗工作，启动后2A/2B空预器烟气侧出入口差压分别为2.25/1.5 （330MW时数据）。 自此，每次停机对2号炉空预器进行离线水冲洗，并在机组运行过程中进行 间断性在线水冲洗，但烟气侧出入口差压均在2以上。 2.2 2号炉空预器堵灰原因分析

空气预热器腐蚀积灰问题探讨

编号：AQ-JS-00092 ( 安全技术) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 空气预热器腐蚀积灰问题探讨Discussion on corrosion and ash deposition of air preheater

空气预热器腐蚀积灰问题探讨 使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科 学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。 摘要：空气预热器作为电站锅炉的重要设备，目前存在的主要问题是空预器易发生腐蚀和堵灰现象，这主要是由于传统的烟气低温腐蚀和氨逃逸带来的硫酸氢铵腐蚀的影响。针对2种不同的影响因素，需要采取不同的解决措施。在分析空预器堵塞原因的基础上，综述了近年来我国为解决空预器堵塞而采取的相关措施，如优化暖风器设计、采用碱性吸收剂控制SO3的技术、空气预热器的改造等。 关键词：暖风器；低温腐蚀；空气预热器；氨逃逸 当前燃煤发电作为我国最主要的发电形式，面临节能减排要求的日渐提升，煤价的不断上涨，锅炉空预器的出口烟温也越来越低，仅略高于酸露点的温度。 在低温烟气环境中，空气预热器容易发生低温腐蚀和堵灰现象，某300MW燃煤机组，采用电袋除尘器除尘，机组运行了半年的时间，空气预热器已经堵塞，在滤袋的表面附着着大量的黏附物，黏

附物为有较强的黏附能力的黑色硬质物质，黏附物很难通过人为手工去除。空气预热器堵塞造成电袋除尘器的运行阻力增大，烟尘排放超标；同时也导致风机的通道阻力增大，增加了风机的电耗。若堵灰严重时则必须采取停炉的措施，将增加机组非正常停机的次数，严重影响了电厂的经济效益。 对于北方的电站锅炉，在冬季的情况下，空气预热器由于入口处空气初始温度偏低，低温腐蚀积灰的问题也更加严重。空气预热器堵灰会影响机组高负荷运行，降低机组的经济性和稳定性，因此，解决空气预热器的腐蚀积灰问题对于保障机组的正常稳定运行有重要的意义。 空预器腐蚀积灰的主要原因有2种：烟气的低温腐蚀和氨逃逸造成的硫酸氢铵腐蚀。针对这2种不同的腐蚀积灰原因，必需要采取相应的不同措施，以增强机组的经济性和稳定性。 1烟气低温腐蚀 烟气低温腐蚀是指当锅炉的排烟温度低于烟气的酸露点时，在锅炉的低温受热面上会凝结烟气中的水蒸气和硫酸蒸气，凝结的水

空预器堵灰原因分析及防范措施正式版

In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.空预器堵灰原因分析及防范措施正式版

空预器堵灰原因分析及防范措施正式 版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 在企业中为提高经济效益，做到节能减排，提高锅炉热效率，以充分利用烟气余热，降低排烟温度，提高锅炉热效率，工业锅炉的尾部都加装了空气预热器。但是作为锅炉尾部的空气预热器，通常是含有水蒸汽和硫酸蒸汽的低温烟气区域，工作条件比较恶劣，容易出现低温腐蚀和堵灰，从而影响锅炉安全运行。我们采用了当今先进的热管技术对空预器进行了改造，彻底解决了这一问题。 腐蚀机理 造成锅炉尾部受热面低温腐蚀的原因

有两点：一是烟气中存在着三氧化硫；二是受热面的金属壁温低于烟气中的酸露点温度。 锅炉燃料中或多或少的都含有硫。当燃用含硫量较多的燃料时，燃料中的硫份在燃烧后，大部分变成二氧化硫，在一定条件下其中的少部分进一步氧化成三氧化硫气体。三氧化硫气体与水蒸汽能结合成硫酸蒸汽，其凝结露点温度高达120℃以上，露点温度越高，烟气含酸量愈大，腐蚀堵灰愈严重。当空气预热器管壁温度低于所生成的硫酸露点时，硫酸就在管壁上凝结而产生腐蚀，叫做低温腐蚀(见图1)。金属壁面被腐蚀的程度取决于硫酸凝结量的多少，浓度的大小和金属壁面温度的高

SCR法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施

收稿日期：２０１４－０５－２８ 作者简介：惠润堂（1963—），男，陕西渭南人，高级工程师，主要从事火电厂环保工程设计、科技研发等工作。 过3×10-6（体积浓度）后，温度为150~200℃范围内，逃逸的氨与烟气中的SO 3将反应生成硫酸铵（（NH 4）2SO 4）和硫酸氢铵（NH 4HSO 4）[3]。这些副反应产物会牢固粘附在空气预热器（空预器）传热元件表面，使传热元件发生强烈腐蚀和积灰。通常，对于加装SCR 脱硝装置且燃煤硫分大于1%的机组，建议对空预器进行配套改造[4]，但由于部分机组空预器运行时间较短或刚大修完毕，同时出于工程投资考虑，部分燃煤电厂增设脱硝设施后暂未改造空预器[1]。下文以某电厂为例，对烟气采用 SCR 法脱硝后空预器堵塞的成因进行分析。 1 某电厂基本情况 1.1 脱硝设施概况 某电厂9、10号机组为660MW 超临界机组， 采用SCR 脱硝技术控制NO x 排放，还原剂制取采用尿素热解工艺。SCR 烟气脱硝装置设计反应器入口NO x 为600mg/m 3（标准状态，下同），目前机日开始，空预器一、二次风侧及烟气侧阻力出现较快速度的增长。由于烟风系统压差大，机组被迫限出力运行。同样的运行情况及煤质参数下9号机组空预器烟气侧阻力运行正常。 根据2012年11月14日10号机组DCS 烟风系统运行监测，运行负荷为450MW ，空预器烟气侧系统阻力约为3000Pa 。由空预器烟气侧阻力趋势图可知，2012年11月初以来，空预器烟气侧由于堵塞，烟气侧阻力最高接近4500Pa ，远远高于空预器技术协议中的保证值1220Pa ，空预器二次风侧阻力最高达到2000Pa 。空预器堵塞后机组只能够被迫限出力运行，降低机组负荷至450MW ，此时空预器烟气侧阻力降至3000 Pa ，二次风侧阻力降至1200Pa 。 2 运行状况 2.1 燃煤煤质变化 2012年11月入冬后电厂入炉燃煤煤质数据 发电

防止空气预热器低温腐蚀措施

防止空气预热器低温腐蚀措施 某发电厂300 MW机组锅炉配备2台回转式空气预热器(以下简称空预器)。该空预器为三分仓容克式，是一种以逆流方式运行的再生热交换器。蓄热元件分热段和冷段，热段的波纹板用0.6 mm厚的钢板压制而成，冷段波纹板由1.2 mm厚的低合金耐腐蚀考登钢压制而成，全部蓄热元件分装在24个扇形仓格内，蓄热元件高度自上而下分别为400，800，300，300 mm，冷热段各两层。因为空预器的运行和维护对机组安全运行至关重要，因而有必要对防止空预器的低温腐蚀进行研究。 1.低温腐蚀的危害 回转式空预器安装在锅炉尾部，进入空预器的烟气与空气进行热交换后，温度降低，从冷段蓄热元件流出的烟温约在155℃左右。因此，在燃用高硫燃料时，可能引起空预器低温腐蚀，造成蓄热元件严重损坏。同时，由于壁温低而凝结出的液态硫酸会粘结烟气中的灰粒子，造成烟道堵灰，严重时将影响锅炉满负荷运行。空预器低温腐蚀增加了设备检修维护费用，严重影响锅炉的安全经济运行。 2.低温腐蚀的原因 当燃用含硫高的燃料时，燃烧后形成的SO2有一部分会进一步被氧化成SO3，且与烟气中的水蒸汽结合成硫酸蒸汽。烟气中硫酸蒸汽的凝结温度称为酸露点，它比水露点要高很多。烟气SO3(或者说硫酸蒸汽)含量愈多，酸露点就愈高，烟气中的酸露点可达140～160℃，甚至更高。 烟气的酸露点与燃料含硫量和单位时间送入炉内的总硫量有关，而后者是随燃料发热量降低而增加的。显然，燃料中的含硫量较高，发热量较低，燃烧生成的SO2就越多，进而SO3也将增加，致使烟气酸露点升高。烟气对受热面的低温腐蚀常用酸露点的高低来表示，露点愈高，腐蚀范围愈广，腐蚀也愈严重。广安发电公司的燃煤含硫量校核值最低为2.86%，实际含硫量最高可达4%左右，属高含硫煤种。因此，必须加强运行及维护管理，制定出相应的防范措施，保证设备的安全运行。

空预器堵灰原因分析及防范措施详细版

文件编号：GD/FS-6660 （解决方案范本系列） 空预器堵灰原因分析及防 范措施详细版 A Specific Measure To Solve A Certain Problem, The Process Includes Determining The Problem Object And Influence Scope, Analyzing The Problem, Cost Planning, And Finally Implementing. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________

空预器堵灰原因分析及防范措施详 细版 提示语：本解决方案文件适合使用于对某一问题，或行业提出的一个解决问题的具体措施，过程包含确定问题对象和影响范围，分析问题，提出解决问题的办法和建议，成本规划和可行性分析，最后执行。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。 在企业中为提高经济效益，做到节能减排，提高锅炉热效率，以充分利用烟气余热，降低排烟温度，提高锅炉热效率，工业锅炉的尾部都加装了空气预热器。但是作为锅炉尾部的空气预热器，通常是含有水蒸汽和硫酸蒸汽的低温烟气区域，工作条件比较恶劣，容易出现低温腐蚀和堵灰，从而影响锅炉安全运行。我们采用了当今先进的热管技术对空预器进行了改造，彻底解决了这一问题。 腐蚀机理 造成锅炉尾部受热面低温腐蚀的原因有两点：一是烟气中存在着三氧化硫；二是受热面的金属壁温低

于烟气中的酸露点温度。 锅炉燃料中或多或少的都含有硫。当燃用含硫量较多的燃料时，燃料中的硫份在燃烧后，大部分变成二氧化硫，在一定条件下其中的少部分进一步氧化成三氧化硫气体。三氧化硫气体与水蒸汽能结合成硫酸蒸汽，其凝结露点温度高达120℃以上，露点温度越高，烟气含酸量愈大，腐蚀堵灰愈严重。当空气预热器管壁温度低于所生成的硫酸露点时，硫酸就在管壁上凝结而产生腐蚀，叫做低温腐蚀(见图1)。金属壁面被腐蚀的程度取决于硫酸凝结量的多少，浓度的大小和金属壁面温度的高低。硫酸象一层胶膜，一面粘在管壁上腐蚀，一面不断粘着烟灰，形成多种硫酸盐，并逐渐增厚，这就是低温式结渣。 煤中含硫量的多少,影响锅炉排烟温度的选取。同时，鉴于对锅炉排烟热损失与防止尾部受热面低温

锅炉空气预热器堵灰原因分析及预防措施

锅炉空气预热器堵灰原因分析及预防措施 【摘要】本文介绍了托电公司空冷机组锅炉空预器的堵灰状况，并对空预器的堵灰状况进行了分析，通过分析得出了空预热器堵灰的主要原因。对此提出了预防空预器堵灰的防止措施，措施实施后空预器堵灰明显减轻，运行周期增长，保证了机组安全经济运行。 【关键词】空预器；堵灰；控制措施 1.空预器及其吹灰器运行情况 内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司（以下简称托电公司）的#5、#6、#7、#8机组为600MW亚临界空冷机组，每台锅炉的风烟系统配备2台豪顿华公司设计生产的32VNT1830型垂直轴三分仓旋转、减速箱顶置式空预器。换热原件热端厚度为880mm,中温端厚度为1000mm，冷端厚度为300mm。空气预热器设计最高烟气入口温度为383℃，烟气出口温度为124.4℃，最低冷端综合温度为138℃。为了防止冬季进风温度低造成空预器冷端结露形成低温腐蚀，在空预器一次风和二次风入口布置有暖风器。每台空预器配置2台吹灰器，分别安装在空预器入口烟道处和出口烟道处，吹灰器工作时所需的介质取自锅炉屏式过热器出口集箱和机组高温辅汽联箱。空预器吹灰采用PLC程序控制，频率为每8小时投运2次，每次吹灰时间50分钟。 2.空预器堵灰机理及现象 2.1 堵灰的机理 燃煤中的硫在燃烧过程中生成二氧化硫，空气中的氧气在高温下被分解的自由氧原子与二氧化硫作用生成三氧化硫，烟气中的三氧化硫与水蒸气作用生成硫酸蒸汽，当空预器冷端温度低于或接近硫酸的露点温度时（110℃－160℃）,硫酸蒸汽就会在波形板受热面上凝结下来，并可能大量粘住烟气中所携带的灰份，此种情况一般发生在冷端烟气侧，当大量灰分粘在空预器的波形板受热面时就造成了空预器的堵灰。此外烟气中水的含量约为10％－15％，露点温度为45℃－54℃，因此当空预器冷端温度低于水的露点时也会凝结粘灰，此种情况一般发生在冷端一、二次风侧。 2.2 堵灰的机理 当空预器堵灰时，机组在额定负荷运行工况下空预器出入口差压增大至2.0以上KPa(正常时为1.0KPa以下)。引风机静叶开度增大，电机电流明显增大，空预器出口一、二次风温下降，锅炉排烟温度上升。一次风机送风机出口压力升高，引风机出入口风压差增大，当空预器堵灰不均匀时炉膛负压及锅炉总风量随空预器转动做周期性波动，空预器堵灰严重时还会引起风机喘振，甚至造成锅炉灭火。 托电公司的4台空冷机组每次检修时都要对锅炉空预器冷端进行检查，每次检查都发现存在不同程度的堵灰现象，从空预器蓄热片上采集灰样时发现灰垢层非常坚硬，厚度约为3-5mm,灰垢非常均匀的粘附在冷端受热面波形板上。由于空预器冷端灰垢层非常坚硬，用常规冲洗方法已经无法将其冲掉，每次停炉检修都采用了压力为100MPa，流量为50升/分钟的高压水连续冲洗了60小时/每台，才能将冷端积灰冲洗干净。 3.空预器堵灰主要原因分析 3.1 吹灰蒸汽带水

600MW机组锅炉空气预热器堵塞原因分析及治理

600MW机组锅炉空气预热器堵塞原因分析及治理 详细地分析了空气预热器堵塞理论和实际两个方面的原因，从而从控制氨逃逸率、控制空预器壁温、对沉积的NH4HSO4进行及时清理、对空预器进行在线清洗四个方面提出了预防600MW机组锅炉空气预热器堵塞的措施，从而保证空气预热器的安全正常运行。 标签：空气预热器；堵塞；原因；治理 doi：10.19311/https://www.wendangku.net/doc/0a5799547.html,ki.1672-3198.2017.18.101 在烟气脱硝的同时，催化剂也可使部分烟气中SO2氧化产生SO3，SO3与SCR过程中未反应的氨（逸出氨）反应生成硫酸氢铵，硫酸氢铵具有的腐蚀性特征会对催化床层和空预器造成危害。空气预热器堵塞会直接造成锅炉废气温升，增加排气热损失，增加阻力，影响风机输出，从而影响整个锅炉输出，堵塞灰尘甚至造成严重的风扇振动，脱硫系统由于烟气温度太高，不能投入运行，这将会对锅炉的安全经济运行造成严重的影响。 1 600MW机组锅炉空气预热器 600MW机组锅炉空气预热器储热部件波纹板是根据烟气流动方向分为热端层、中间层和冷端层，储热部件自上而下分别为0.5mmHE4型碳钢、0.5mmHE4型碳钢和1.2mmHE2型搪瓷钢板，冷段HE2型搪瓷钢板储热部件为耐腐蚀的传热部件，剩余热段储热部件为碳钢。 2 空气预热器堵塞原因分析 对于具有SCR脱硝装置的单元，SCR系统脱硝反应锅炉在燃烧中产生SO3和水，当脱硝逸出的NH3与SO3、水在低温情况下将会生成硫酸氢氨NH4HSO4（公式如下），而在150 ～220℃温度范围，NH4HSO4是一种高粘性液态材料，易粘附装置内的灰尘，从而堵塞热交换器元件的通道；易冷凝在空气预热器金属表面，从而腐蚀金属表面，导致空气预排气横截面积降低，电阻增加，最终使其传热效率降低。 2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4（NH3∶SO3 2∶1时） 另外，当NOx还原成N2时，SCR催化剂也产生以下反应： SO2 + O2 → SO3 反应产物中的NH 4HSO4在通常位于常规设计预热器的中间温度部分的下部和冷端的上部的150～230℃的温度（高灰尘布置SCR）下开始冷凝，以在传热元件的表面上形成附加的吸附层。通常2～3月，大量的灰分被吸附，导致传

脱硝空预器堵灰原因及措施

1.硫酸氢氨的产生机理在SCR系统脱硝过程中，烟气在通过SCR催化剂时，将进一步强化SO2→SO3的转化，形成更多的SO3。在此过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它可能在空气预热器处与SO3形成硫酸氢氨，其反应式如下： NH3+ SO3+ H2O→NH4HSO4硫酸氢氨在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢氨在295F°~405F°温度范围内为液态；对于燃油、燃气机组，烟气中飞灰含量较低，硫酸氢氨在 295F°~450F°温度范围内为液态。这个区域被称为ABS区域。 2.对预热器的影响2.1堵灰和腐蚀产生的原因气态或颗粒状液体状硫酸氢氨会随着烟气流经预热器，不会对预热器产生影响。相反，液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。硫酸氢氨的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、SO3及H2O浓度有关。为此，在系统的规划设计中，应严格控制SO2→SO3的转化率及SCR出口的NH3的逃逸率。同时，应考虑重新调整空气预热器的设计结构或吹灰方式配置，消除硫酸氢氨对空气预热器运行性能的影响。在形成液体状硫酸氢氨的同时，也会产生部分硫酸氨。与硫酸氢氨不同，颗粒状硫酸氨不会与烟气中的飞灰粒子相结合而造成预热器的腐蚀、堵灰等，不会影响预热器的换热及机组的正常运行。2.2防止堵灰和腐蚀产生的改进措施考虑到ABS区域的特定位置及相应特性，在空气预热器的结构设计如：传热元件的高度选择、材质、板型上以及清灰设施配置上应采取相应的措施。（1）、为减少积灰和有较好的清洗效果，采用封闭流通道（Closed Channel）的板型传热元件代替现有的冷端传热元件，此种板型非常有利于飞灰和粘结物的清 除。 （2）、冷端用搪瓷传热元件，以防止硫酸氨（ABS）的沉积，同时有好的抗ABS腐蚀能力。（3）、热端及冷端的吹灰器设计成双介质清洗，吹灰器上设置高压水清洗装

空气预热器积灰原因分析及其对策

热管式空气预热器积灰原因分析及对策 摘要：简单介绍了加热炉空气预热器的积灰情况，分析了积灰产生的一些原因，主要包括：燃烧不完全、燃料品质差、吹灰器损坏频率高，热管中间管板漏风等。并针对性的提出了通过改进操作，提高排烟温度，降低SO3生成量，减少中间管板串风；提高吹灰器实际有效使用率等措施，有效的控制了积灰生成，保证了装置平稳生产。 关键词：空气预热器、积灰、预防措施、改造 1、概述 某厂公用工程岗位加热炉系统配有热管式空气预热器，于2000年投入使用。其规格型号详见表1。 为了防止积灰，空气预热器设有十六个声波吹灰器头，均匀分布在热管之间。空气预热器在投用初期均效果良好。然而随着燃料品质的下降，空气预热器积灰问题越来越严重。曾经发生过由于大量积灰从而造成空气预热器刚投用一个星期就不得不停下检修的情况。（图1）严重影响到了整个加热炉系统的安全运行，也为装置的平稳操作带来了隐患。 图一空气预热器冷烟气端积灰 2、空气预热器积灰现象 当空气预热器出现积灰后，烟气出入口压差逐渐增大，冷烟气温度逐步上升。为了保证各加热炉的负压操作，引风机入口挡板开大，电流上升。由于截面积减小，烟气流速随之增大。一方面灰垢在热管上沉积，另一方面高速烟气将热管上的部分疏松灰垢带走。因此积灰、脱落达到了一个动态平衡。此时，空气预热器冷热烟气、冷热空气温度差基本一定，冷热烟气出入口压差一定，引风机入口挡板开度一定，整个系统处于平稳状态。 如果由于某种原因，灰垢脱落速度低于灰垢的沉积速度时。热管积灰大量增加从而导致流通面积减小，烟气流量降低，引风机无法将炉膛中的所有烟气带出，导致炉膛压力为正压。

由于灰垢积聚导致风机抽不动风，从而引发喘振。最终烟气段热管堵塞严重，烟气出口温度急速下降，。下表为F-501系统空气预热器2004年一次由于积灰严重导致炉膛正压而造成紧 3、空气预热器积灰原因 3.1、燃烧不完全。 我们一般认为烧油加热炉积灰主要分为高温积灰、黏性积灰以及疏松积灰。当操作不当，导致燃料燃烧不完全时，就会产生大量细小的碳颗粒。碳粒子在热管表面被FeSO4大量吸附，这种灰垢黏性较大，不易被吹灰器吹掉，因此我们称之为黏性积灰。在2006年大修期间，我们对炉灰进行分析，发现其中约有15%的碳颗粒。 3.2、燃料品质差 随着国内大量炼制高硫原油，装置燃料油及燃料气中含硫量大幅度提高。表三为燃料油

空预器堵灰原因及预防措施

空预器堵灰原因及预防措施 空预器堵灰现象：空气预热器发生堵灰，表现为一次风、二次风风压增大、炉膛负压难以维持，并出现摆动现象，摆幅逐渐加大，且呈现周期性变化，其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合，严重时导致送、引风机发生喘振、引风机无调节余量，影响到燃烧自动装置的投入。空气预热器堵灰后会造成锅炉排烟温度升高, 热风温度下降，风、烟系统阻力上升，一次风、二次风正压侧和烟气负压侧的压差增大，增加了空气预热器漏风；堵灰严重时，影响锅炉的满负荷运行。

1、概述 新疆神火电厂一号锅炉共配有2台由上海锅炉厂生产制造的三分仓回转式空气预热器，两台型号为29.5VI2200空预器，转子转速1.13转/分。旋转方向为烟气/二次风/一次风，气流布置一二次风自下而上逆向流动，烟气自上而下顺向流动。每台空预器配置两支吹灰器，分别安装在空预器入口烟道和出口烟道处，吹灰介质取自屏式过热蒸汽。一号锅炉曾经因空预器堵灰严重，进行空预器高压水冲洗，空预器堵灰已经严重影响锅炉的安全运行。 2、空预器堵灰原因分析 2.1空预器堵灰现象 锅炉运行中，空预器进出口烟气差压增大，引风机电流增加，锅炉总风量大幅波动，炉膛负压摆动，排烟温度偏差增大，堵灰严重时有时引起风机喘振。 表1 1号锅炉空预器堵灰前、后参数对比 机组负荷（MW） A/B空预 器进出口烟 气差压（Kpa） A/B空预 器进出口二 次风差压 （Kpa） A/B引风 机静叶开度 （％） A/B引风 机电流（A） A/B排烟 温度（℃） 540(堵灰前) 540(堵灰后) 1.93/1. 33 5.43/3. 60 1.07/0. 76 2.90/1. 41 74/76 86/84 229/232 314/314 142/145 120/178 2.2空预器堵灰原因 2.2.1锅炉燃煤特性偏离设计值太大。但由于目前燃煤供应相对紧张且受价格，锅炉炉膛结焦等各种因素的影响，锅炉燃煤实际不能按照设计煤种运行，经常出现较大偏差，致使相同负荷下锅炉燃煤量大幅增加，灰分也大量增加。实际煤种1为准东煤，实际煤种2为托浪岗 表2 锅炉设计燃煤与实际燃煤特性对比 煤种特性 全水分 （％） 灰分 （％） 挥发分 （％） 硫分 （％） 低位发 热量（千卡/ 千克） 设计煤种 实际煤种1 实际煤种226.00 22.76 8.37 5.66 7.24 42.05 33.36 26.24 22.80 0.46 0.46 0.85 4600 4690 3641 2.2.2煤质含硫量大，实际燃烧的煤种的含硫量远远超过设计煤种的含硫量,煤中的硫燃烧生成二氧化硫，二氧化硫在催化剂（积灰中的Fe2O3）的作用下进一步氧化生成三氧化硫与烟气中的水蒸汽生成硫酸蒸汽，硫酸蒸汽的存在使烟气的露点显著升高，当燃料中含硫量越高、过剩空气系数越大，烟气中SO3含量越高，露点也越升高。由于空预器中空气的温度较低，烟气温度不高，壁温常低于烟气露点，这样硫酸蒸汽就会凝结在空预器受热面上，烟气中的灰、沙粒便容易粘在空气预热器的受热面上形成积灰，在燃烧托浪岗煤时更为突出，表现为空预器前后差压增大，进一步发展就会造成空预器堵灰。再者氨逃逸率一直大于

管式空气预热器堵塞原因及预防措施

管式空气预热器堵塞原因及预防措施 摘要：针对大庆油田电力集团宏伟热电厂1号炉、2号炉、3号炉空气预热器严重堵灰，其中3号炉曾2次被迫停炉清除堵灰的问题进行了分析。针对空气预热器堵灰的情况，分析了空气预热器堵灰的原因，对锅炉正常运行造成的影响，提出了预防空气预热器堵灰的措施。 关键词：空气预热器堵灰原因影响措施 1前言 1.1 空气预热器的作用 空气预热器是利用尾部烟气的热量加热燃料燃烧所需的空气的设备。空气预热器对锅炉的作用： (1)进一步降低排烟温度，提高锅炉效率； (2)改善燃料的着火与燃烧条件，降低不完全燃烧热损失，进一步提高了锅炉效率； (3)还能提高炉膛内烟气温度，强化了炉内辐射换热； (4)节省金属，降低造价。由于炉膛温度提高，因而强化了炉内的辐射换热，在一定的蒸发量下，炉内水冷壁受热面可以布置得少一些，节省金属材料，降低锅炉造价； (5)改善引风机的工作条件。由于排烟温度的降低，改善了引风机的工作条件，同时也降低了引风机电耗[1]。 1.2 空气预热器堵灰情况简介 该厂空气预热器采用立管结构，单级错列逆流布置，共三个行程。为避免低温腐蚀引起局部腐蚀，最下面的一个行程为单独管箱。各行程之间有连通箱连接，风道间均装有胀缩接头。由于结构和系统的要求，在水平截面上烟道分成两部分，空气自下级预热器前后墙引入，从上端两侧墙引出，与烟气逆流换热。1号和2号炉上中下三个管箱的高度分别为 3.5、3.5、2.3米，全部行程管箱均由40×1.5mm的碳钢管制成。3号炉上中下三个管箱的高度均为3.3米，最下面一个行程管箱由51×1.5mm的考特钢管制成，以上两个行程管箱由40×1.5mm 的碳钢管制成。 经大修进入烟道内检查发现，1号炉、2号炉、3号炉中间行程和最下面的行程箱体均存在严重的堵灰问题。而且3号炉在运行期间因空气预热器堵灰严重

空预器堵灰原因及预防措施

空预器堵灰原因及预防 措施 文档编制序号：[KKIDT-LLE0828-LLETD298-POI08]

空预器堵灰原因及预防措施 空预器堵灰现象：空气预热器发生堵灰，表现为一次风、二次风风压增大、炉膛负压难以维持，并出现摆动现象，摆幅逐渐加大，且呈现周期性变化，其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合，严重时导致送、引风机发生喘振、引风机无调节余量，影响到燃烧自动装置的投入。空气预热器堵灰后会造成锅炉排烟温度升高, 热风温度下降，风、烟系统阻力上升，一次风、二次风正压侧和烟气负压侧的压差增大，增加了空气预热器漏风；堵灰严重时，影响锅炉的满负荷运行。 1、概述 新疆神火电厂一号锅炉共配有2台由上海锅炉厂生产制造的三分仓回转式空气预热器，两台型号为空预器，转子转速转/分。旋转方向为烟气/二次风/一次风，气流布置一二次风自下而上逆向流动，烟气自上而下顺向流动。每台空预器配置两支吹灰器，分别安装在空预器入口烟道和出口烟道处，吹灰介质取自屏式过热蒸汽。一号锅炉曾经因空预器堵灰严重，进行空预器高压水冲洗，空预器堵灰已经严重影响锅炉的安全运行。2、空预器堵灰原因分析 空预器堵灰现象 锅炉运行中，空预器进出口烟气差压增大，引风机电流增加，锅炉总风量大幅波动，炉膛负压摆动，排烟温度偏差增大，堵灰严重时有时引起风机喘振。 表1 1号锅炉空预器堵灰前、后参数对比 机组负荷（MW）A/B空预器 进出口烟气 差压 （Kpa） A/B空预器 进出口二次 风差压 （Kpa） A/B引风机 静叶开度 （％） A/B引风机 电流（A） A/B排烟温 度（℃） 540(堵灰前) 540(堵灰74/76 86/84 229/232 314/314 142/145 120/178

空气预热器腐蚀积灰问题探讨(新版)

空气预热器腐蚀积灰问题探讨 (新版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0908

空气预热器腐蚀积灰问题探讨(新版) 摘要：空气预热器作为电站锅炉的重要设备，目前存在的主要问题是空预器易发生腐蚀和堵灰现象，这主要是由于传统的烟气低温腐蚀和氨逃逸带来的硫酸氢铵腐蚀的影响。针对2种不同的影响因素，需要采取不同的解决措施。在分析空预器堵塞原因的基础上，综述了近年来我国为解决空预器堵塞而采取的相关措施，如优化暖风器设计、采用碱性吸收剂控制SO3的技术、空气预热器的改造等。 关键词：暖风器；低温腐蚀；空气预热器；氨逃逸 当前燃煤发电作为我国最主要的发电形式，面临节能减排要求的日渐提升，煤价的不断上涨，锅炉空预器的出口烟温也越来越低，仅略高于酸露点的温度。 在低温烟气环境中，空气预热器容易发生低温腐蚀和堵灰现象，某300MW燃煤机组，采用电袋除尘器除尘，机组运行了半年的时间，

空气预热器已经堵塞，在滤袋的表面附着着大量的黏附物，黏附物为有较强的黏附能力的黑色硬质物质，黏附物很难通过人为手工去除。空气预热器堵塞造成电袋除尘器的运行阻力增大，烟尘排放超标；同时也导致风机的通道阻力增大，增加了风机的电耗。若堵灰严重时则必须采取停炉的措施，将增加机组非正常停机的次数，严重影响了电厂的经济效益。 对于北方的电站锅炉，在冬季的情况下，空气预热器由于入口处空气初始温度偏低，低温腐蚀积灰的问题也更加严重。空气预热器堵灰会影响机组高负荷运行，降低机组的经济性和稳定性，因此，解决空气预热器的腐蚀积灰问题对于保障机组的正常稳定运行有重要的意义。 空预器腐蚀积灰的主要原因有2种：烟气的低温腐蚀和氨逃逸造成的硫酸氢铵腐蚀。针对这2种不同的腐蚀积灰原因，必需要采取相应的不同措施，以增强机组的经济性和稳定性。 1烟气低温腐蚀 烟气低温腐蚀是指当锅炉的排烟温度低于烟气的酸露点时，在

空气预热器防堵塞控制及清洗技术研究与应用

甘肃冶金GANSU METALLURGY 第41卷第2期2019年4月Vol.41 No.2 Apr., 2019文章编号：1672-4461（2019） 02-0113-04 空气预热器防堵塞控制及清洗技术研究与应用 王海，张玉龙，聂名清 （酒钢集团能源中心，甘肃嘉略关735100） 摘要：随着国家节能减排工作的不断深入，新版《火电厂大气污染物排放标准》要求，燃煤电厂NOx 排放限值不 断降低，新建电厂燃煤锅炉均已设计安装了烟气脱硝系统，其中大部分电厂均采用SCR 喷氨的方式进行脱硝，脱硝 后的残存氨气（氨逃逸）与烟气中的SO,、水蒸气反应生成黏稠状硫酸氢氨，在空气预热器蓄热元件表面沉积，并吸 附烟气中的粉尘，造成空气预热器蓄热体间隙堵塞，通风阻力增加，影响机组的带负荷能力。主要介绍某电厂 350 MW 超临界机组锅炉空气预热器堵塞的控制及超高压在线清洗技术的研究与应用，空气预热器堵塞问题基本 得到解决，保证了机组正常带负荷能力。所提及的调整措施及冲洗技术对其它同类型机组空气预热器堵塞处理有 一定的借鉴作用。 关键词：脱硝;堵塞;控制；清洗 中图分类号:TM621 文献标识码：B Research and Application of Anti-dogging Control and Cleaning Technology of Air Preheater WANG Hai, ZHANG Yu-long, NEI Ming-qing (Jiuquan Iron and Steel Group Co. Ltd., the Energy Center of Three Power Plants , Jiayuguan 735100, China) Abstract : With the continuous deepening of the national energy saving and emission reduction work , the new edition of the standard for emission of air pollutants in thermal power plants requires that the NOx emission limit of coal-fired power plants is not more than 100mg/Nni 3. In order to achieve this emission limit , the Due gas denitrification system has been in s talled in the newly built power plant coal-fired boilers , and most of the power plants use SCR The residual ammonia gas ( ammonia escape ) after denitrification (ammonia escape ) reacts with the S03 and steam in the flue gas to produce hydrogen sulphate. When the air preheater is passed through the air preheater , the hydrogen sulfate forms a viscous liquid , which is deposited on the surface of the heat storage element of the air preheater and adsorbs the dust in the flue gas. The blockage of heat stor -age space of air preheater and the increase of ventilation resistance affect the load capacity of the unit. This paper mainly in -troduces the control of 350 MW supercritical boiler air preheater and the research and application of ultra high pressure on -line cleaning technology- in a power plant. The problem of air preheater plugging is basically solved , and the nonnal load ca -pacity of the unit is guaranteed. The adjustment measures and flushing technology mentioned in this paper can be used for reference in the blockage treatment of other types of air preheater. Key Words : denitrification ； clogging ； control ； cleaning 1引言 某电厂350 MW 发电机组，其锅炉为东锅DG- 1208/25.4-II4型超临界直流锅炉，配置2台型号为 LAP 11284/2400三分仓回转式空气预热器，脱硝系 统的处理方式为SCR 氨法脱硝方式。投产初期，由 于运行调整以及系统设计等方面的原因，几台 350 MW 机组脱硝系统均岀现了氨逃逸率偏高，在空 气预热器受热元件表面生成硫酸氢氨造成空气预热 器堵灰，压差升高等现象。见图1,尤其是2#机组，在 2015年4月份，由于空气预热器的堵塞,B 侧空气预 热器烟气侧压差最高达到了 3.5 kPa,超出设计值约 1.5倍以上，且呈周期性的大幅波动，见图2,进而引起 锅炉炉膛负压、送风机风压及电流、引风机风压及电 流、一次风机风压及电流的周期性波动，其中B 侧二 次风风压最低已降至0 kPa,严重影响了机组进一步 接待负荷和长周期安全稳定运行。4月15日，由于烟 气侧大部分参数已偏离正常值,2#机组被迫降负荷至