锅炉空气预热器积灰漏风原因处理

技师职业资格鉴定论文

论文题目：锅炉空气预热器积灰、漏风的原因及处理

姓名：张召华

所在县市区：兖州区

所在单位：兖州聚源

职业（工种):锅炉运行值班员

锅炉空气预热器积灰、漏风的原因及处理

(张召华)

（兖州聚源热电公司）

摘要：下级空气预热器处的烟气、空气温度均较低，使得冷风入口处管子的壁温低于烟气酸露点，造成低温酸腐蚀。引起空气预热器腐蚀、泄漏、积灰。提出通过合理的设计，正确的运行，辅以有效的堵漏、吹灰手段，能够有效控制空气预热器的泄漏、积灰从而延长空气预热器的使用寿命，保证锅炉的带负荷能力。

空气预热器是利用锅炉的排烟热量来预热燃烧用空气的换热器。其作用是:①吸收烟气余热，降低锅炉排烟温度,提高热效率;②提高燃烧用空气的温度，改善着火条件，使燃料易于着火、燃烧稳定和提高燃烧效率。

空气预热器按结构不同主要有管式、板式和回转式3类。管式空气预热器是间壁式空气预热器中最常用的一种，由许多平行的有缝薄壁钢管组成，钢管的两端分别与管板相焊，形成立方形的管箱。管式空气预热器的结构简单，制造成本低廉，易于维护等特点，在中小型锅炉上得到广泛的应用。在立式的管式空气预热器中,烟气一般自

上而下通过管内，把热量连续地传递给横向流过管外的空气。由于烟气中含有粉尘、氧化硫及水分等，致使空气预热器的积灰堵塞和腐

蚀漏风，严重影响锅炉带负荷能力。下面就这个问题谈自己的看法。

1. 预热器积灰、堵塞的形成原因

锅炉在正常运行时，包括空气预热器的低温受热面上通常同时出现松散性积灰和粘结性积灰的两类性质的积灰。松散性积灰，沉积层强度低。因为它仅是由热泳力、电泳力、范德华力和颗粒涡流扩散等作用所产生的灰沉积，而不包括粘结性强的毛细管力的作用。对于上级空气预热器或下级空气预热器的烟气进口端，由于烟温较高，管子壁温会高于烟气酸露点，因此飞灰对其壁面温度的沉积呈松散性质。

粘结性积灰与松散积灰不同，对于空气预热器的下端，冷风进口处，烟气温度和空气温度都很低，在金属壁面温度低于烟气酸露点温度，飞灰除受到物理作用产生松散结灰的同时，还会有硫酸雾，甚至与水的凝结作用。当硫酸凝结在清洁的受热面上时，一方面要溶解管壁上的氧化膜(Fe304)和金属(Fe)，另一方面捕捉飞灰颗粒并与其中的某些成分发生化学反应，生成酸性粘结灰。当受热面已受到灰污染时(松散性结灰)，硫酸蒸汽则通过分子扩散凝结在受热面上，也会与沉积物中的成分及受热面金属发生化学反应，生成酸性粘结灰。由于硫酸这两方面的作用，使得积灰层的毛细管力增大，积灰层之间及积灰层与受热面表面之间粘附强度明显提高，大量飞灰在毛细管效应、惯性效应和拦截效应等作用下沉结下来，造成粘结性积灰，有无限蔓延趋势，且随着时效烧结和硬化，最后造成搭桥和堵灰。这种由积灰与冷凝在管子壁面上的硫酸共同作用而形成的水泥状物质，把管子或管间距堵死。当煤气中水份、硫份、渣类含量高时时，即使管子内部部分灰没有结成块状，由于灰中含有大量的液态硫酸，此部分灰不是呈粉

末状，而是成为很粘稠的泥浆状物质，具有很强的腐蚀性，两种状态的灰均不易清理，对锅炉的运行影响很大。

2．造成预热器腐蚀、泄漏的原因

造成锅炉尾部受热面低温腐蚀的原因有两点：①烟气中存在着三氧化硫；②受热面的金属壁温低于烟气中的酸露点温度。

锅炉的燃料中含有硫化氢，燃料中硫化氢在燃烧后大部分变为二氧化硫，在一定条件下其中的少部分进一步氧化成三氧化硫。三氧化硫气体与水蒸汽结合成硫酸蒸汽，其凝结露点高达120℃以上，三氧化硫含量越多，露点温度越高，烟气含酸量也越大，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。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。

3、预热器的堵灰、腐蚀同时发生

综上所述，空气预热器的积灰和腐蚀是同步进行的。从整个炉体烟气流程来讲，空气预热器烟气通道较小，阻力较大，因此形成了堵灰结渣的可能性。当松散积灰在关内粘附时间过长时，就可能有松散转为紧密型积灰。这些积灰吸附烟气中的二氧化硫、三氧化硫和水蒸汽，使积灰生成硫酸盐和亚硫酸盐，同时与空气预热器管壁作用生成硫酸铁和亚硫酸铁，在加快空气预热器腐蚀的同时，更增加积灰结渣的牢固性。上述积灰性质的变化，首先发生在空气预热器冷端（进风

口一侧）的管内壁上，原因是此处是低温空气与低温烟气的热交换处，其管壁温度较低，所以腐蚀和堵灰往往从管子冷端逐渐向热端延伸，且多聚集在烟气流速较低的四周死角。当锅炉开停炉频繁而积灰结渣有没得到及时清除时，腐蚀和积灰的速度必然加快。

从以上所述的空气预热器堵灰和腐蚀的形成原因可知，管子壁面上形成液态的硫酸是产生堵灰和腐蚀的关键条件，因此，在清楚三氧化硫、酸露点、管壁温度在空气预热器堵灰和腐蚀中的作用后，就可有针对性地采取防止积灰和腐蚀的措施。

4．预防积灰、腐蚀的对策

（1）严格控制燃煤含硫量，尽可能燃用低硫煤。当质检进行取样分析发现燃煤含硫较高时，应及时进行处理或合理的配混煤，以确保燃煤的硫含量在规定的范围以内，最大程度上减少烟气中SO3的含量。

（2）尽量降低过剩空气量。在锅炉运行中，尽量降低过剩空气量，减少空气中的过剩氧，能显著降低三氧化硫的生成量，相应的烟气露点温度也降低了，这样也就减少了低温受热面腐蚀的可能性。

（3）想办法提高低温受热面壁温。适当提高锅炉排烟温度，可以相应提高空气预热器壁温，这样就可避免或减轻酸露点带来的腐蚀。可以通过提高省煤器入口水温或提高空气预热器进风温度实现。比如使用热风再循环。

（4）避免频繁启停炉或长期低负荷运行

设备启动时，烟温低，金属壁温只为环境温度，以细颗粒为主的

飞灰受到各种物理力作用，粘附在含有湿气的管表面，并和同时凝结在壁面上的水分和酸相互粘结，使整个管长形成初使沉积层。初使沉积层积灰量的多少取决于启动过程的长短和低负荷运行的时间。过长时间的启动和低负荷运行，将使沉积量很快增多。因为此时烟速低，原应该起破坏积灰层作用的粗颗粒亦会被捕捉。尤其是水和酸凝结较多的的烟气冷端处，沉积物增加会更快，沉积量会更多。可以这样认为，锅炉的频繁启停和长期低负荷运行而引起积灰，是破坏预热器正常工作的隐患。

锅炉低负荷运行，排烟温度低于正常运行时的数值，加剧管子上的积露。而且此时烟气量也不足，导致烟气流速降低，削弱烟气的冲刷能力。

（5）空气预热器积灰、腐蚀的处理

我公司锅炉在运行二十多年来，改变了以前，半年清理一次预热器的操作方式。在每次停炉后，首先利用空气预热器0.5KPa左右正压，检查出泄漏的管束，然后用契形圆木塞封堵或对其进行穿管处理。然后利用高压水枪，蒸汽及人工疏通的方法处理堵塞的管束，以最大程度的减缓空气预热器的积灰和腐蚀。

参考文献:

（1）范从振《锅炉原理》北京水利电力出版,1992 （2）动力工程师手册编辑委员会《动力工程师手

册》北京机械工业出版社1999

（3）岑可法等《锅炉和换热器的积灰、结

渣、磨损和腐蚀的防止原理》北京科学出版社1994

(陈高飞)浅谈垃圾锅炉积灰及对策

浅谈垃圾焚烧炉受热面积灰及对策 -----高飞 关键词：垃圾炉受热面过热器积灰预防措施 1、引言 绿色动力环保热电垃圾锅炉为绿色动力环境工程自主研发的三驱动机械炉排炉，日处理1050t/d，配套三套余热锅炉WGZ27.8-400℃/4MPa，一期工程于2006年动工建设，于2008年4月份进入商业运行；二期工程于2009年动工建设，2010年投入正常运行。余热锅炉采用四烟道立式布置，对流受热面积灰表现明显，最初受热面积灰被迫停炉次数较多，严重困扰了锅炉的正常运行调整和连续运行时间，大大增加了运行费用和设备因启停造成的损耗。运行时间最初为1个月左右，经过多方面的改造、控制和调整，现在已得到了有效控制，连续运行时间可以保证3个月以上，余热锅炉利用效率大为提高，单炉日垃圾处理350t以上，负荷率为105%，吨位垃圾产汽达到1.8以上。下面，就针对绿色动力积灰浅谈自己的见解。 2、改造前积灰部位分析 图一对流管束运行一个月后积灰图二高温过热器运行50天后积灰

图一：对流管束入口积灰情况： ①对流管束结构：对流管束布置于三烟道，Ⅲ级过热器的前面。蒸发管束的管子成倾斜状，以避免产生汽水分层。蒸发管束与第二隔墙、后墙水冷壁组成水循环回路。共分上下两级，各50组，共100组，每组4根组成。管道规格为：￠42*4.5，每组之间的管壁距离为 70.5mm，节距为114mm，其中布置有24根吊挂管。 ②锅炉连续运行20天左右，锅炉负荷维持在23～32T/H，对流管束入口烟温从450℃升至720℃，且三烟道入出口负压测点压差不断增大，烟气通流面积减少，被迫降低锅炉负荷，以至难以维持正常运行被迫停炉。 ③停炉后检查积灰部位：三烟道对流管束入口处管子与管子之间间隙几乎被全部堵死，锅炉运行后期因积灰换热效果较差，烟温偏高，至积灰成熔融状且较硬的灰块，受烟气冲刷的影响表面管子挂有成（钟乳岩）状的挂焦。 图二：高温过热器出口与中温过热器接口部位积灰： ①由于管组中间部位脉冲吹灰器难以形成有效的冲击，加上管束节

(技术规范标准)煤粉炉技术规范书

江苏德龙镍业印尼自备电厂工程10×240t/h高温高压自然 循环煤粉锅炉 技 术 规 范 书 买方：德龙镍业有限责任公司 卖方：锅炉厂 总承包单位：中机国能电力工程有限公司 日期：2014年12月

1 总则 (2) 2 工程概况 (3) 3 设计、运行条件与环境条件 (3) 4 技术要求 (8) 5 监造(检验)和性能验收试验 (36) 6设计与供货界限及接口规则 (36) 7 清洁、油漆、保温、包装、装卸、运输与储存 (39) 8 设备技术数据 (39) 附件1 供货范围 (50) 附件2 技术资料及交付进度 (59) 附件3 设备监造(检验)和性能验收试验 (63) 附件4 技术服务和设计联络 (67) 附件5 大(部)件情况 (70) 附件6 设备交货进度表 (71)

1.1本锅炉技术规范书适用印尼肯达里10×240t/h 煤粉锅炉设备及其配套系统，它包括锅炉及配套系统的功能设计、结构、性能、制造、安装和试验等方面的技术要求。 1.2本技术协议提出的是最低限度的技术要求，未对一切技术要求作出详细规定,也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方提供一套满足技术协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。并满足国家有关安全、环保等强制性标准和要求。 1.3卖方对燃煤锅炉的整套系统和设备(包括附属系统与设备、附件等)负有全责，即包括分包(或采购)的产品。分包(或采购)的产品制造商详见供货及分包附件。如有改变，必须事先征得买方的认可和同意，否则买方有权拒绝收货。卖方提供的设备是成熟可靠、技术先进的全新产品。 1.4卖方的工作范围包括招标范围内设备的设计、制造、检验、试验、包装、运输，以及安装、调试和开车指导、并配合开工方案优化工作等。 1.5本技术协议所使用的标准若与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高的标准执行。 1.6合同签订后1个月内，按本规范要求，卖方提出合同设备的设计、制造、检验、试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方，由买方和设计方确认。 1.7卖方的所有设计文件满足本工程统一规定的要求。 1.8合同签订后，分包（或对外采购）的主要产品制造商需征得买方的认可。对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方将考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。 1.9买方有权参加分包、外购设备的招标和技术谈判，卖方和买方协商选择分包厂家，但技术上由卖方负责归口协调。卖方变更或增加外购件供应商，或者在本技术协议中未明确的外购件供应商，需在采购前一个月报买方确认同意。 1.10在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程等发生变化而产生的一些补充要求，在设备投料生产前，卖方将在设计上给予修改。具体项目由买方与卖方共同商定。 1.11所有本技术协议未能涉及的技术内容和在执行技术协议过程中有问题需要变动时，必须由三方共同协商解决，并以书面形式记录，作为本技术协议的补充部分。 1.12本工程暂不考虑采用KKS编码，但买方保留卖方提供KKS编码的权利。

吹灰器招标技术规范书

锅炉吹灰器设备采购招标技术规书 2010年5月

1总则 1.1本技术规书仅适用于 240t/h锅炉所配套的锅炉吹灰器采购项目。它包括炉膛、过热器区域蒸汽吹灰器、尾部烟道声波吹灰器及其管路系统、控制系统等辅助设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2本技术规书中提及的要求和供货围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规的条文，但卖方保证提供符合本规书和现行工业标准的、功能齐全的、全新的优质产品及相应服务。 1.3卖方对所供货围的吹灰器及其附属、辅助设备、其它附件负有全责，即包括其分包和外购的产品。 1.4如因卖方所负责的吹灰器及其附属、辅助设备和附件的选型、设计、制造质量问题而导致设备无法长期连续、安全、稳定、可靠地运行并满足性能要求，卖方必须为此负全部（直接，间接）责任。 1.5卖方须执行与吹灰器有关的各项现行（国、国外）标准。本规书中未提及的容均应满足或优于本规书所列的现行国家标准、行业标准和有关的国际标准。有矛盾时，按较高标准执行。在此期间若颁布有更新、更高要求的标准、规时，则应按更新、更高要求的标准、规执行。 1.6在签定合同后，需方有权提出因规标准和规定或工程条件发生变化而产生的一些补充要求，所提出问题由需、供二方共同商定，但卖方必须解决。 2设计条件 2.1设备运行条件 2.1.1安装地点： 2.1.2吹灰器布置(根据用户提供的锅炉图纸设计，用户可根据运行经验作适当的增减)： 炉膛左右侧墙：标高18500 炉膛吹灰器 4台（左右对称布置） 标高22600 炉膛吹灰器 4台（左右对称布置） 标高25800 炉膛吹灰器 2台（左右对称布置） 炉膛前后侧墙：标高28900 炉膛吹灰器 2台（仅前墙布置） 标高25800 炉膛吹灰器 2台（仅前墙布置）

省煤器磨损的原因分析及改造

省煤器磨损的原因分析及改造 发表时间：2009-02-11T09:46:09.280Z 来源：《黑龙江科技信息》2008年9月下供稿作者：吕向东 [导读] 阐述了省煤器的磨损原因，对410t/h锅炉省煤器改造前后进行了数据分析。 摘要：阐述了省煤器的磨损原因，对410t/h锅炉省煤器改造前后进行了数据分析。 关键词：螺旋肋管；磨损；积灰 锅炉省煤器的磨损和积灰问题，一直是困扰着锅炉工程技术人员的难题。为了降低锅炉省煤器的磨损和积灰，延长省煤器的使用寿命，采取了许多措施。通过光管与肋片管的比较，螺旋肋片管能大幅度地扩展传热面积，减少管排数，尽可能的增大管排间距，降低烟速，减少磨损。因此螺旋肋片管具有良好的传热性能。 1 影响磨损的因素 对于煤粉锅炉烟气中飞灰粒在高速飞灰冲刷，对流受热面管束将使管子表面受到激烈撞击。造成管子表面磨损和积灰等问题，它将影响锅炉的可用性和热效率。这主要与烟速、受热面的结构和燃料中矿物质的原始成分有关。 1.1由于高速的灰粒具有一定的动能灰粒冲击壁面消耗动能的冲击和切削的作用，使金属颗粒与母体分开产生磨损。流动着飞灰的动能与烟速成正比烟气速度增加磨损增加，而且磨损与烟速的立方成正比。 1.2单位时间冲刷到金属表面灰量燃料的Ap增大，磨损加大因此对多灰燃料烟速要低一些。 1.3同种燃料的灰在温度不同时，磨损不同，温度低硬度高，所以省煤器的磨损比过热器高，省煤器烟速低。 1.4管束的布置和结构对磨损有影响。横向与纵向冲刷，其磨损程度和位置不同。 2 减少省煤器的磨损所采取的措施 2.1降低烟气流速受热面的飞灰磨损速度与烟气流速的 3.3~3.4次方成正比，降低烟气流速可大大延长管子的使用寿命，但烟气流速低于7m/s可能造成严重的积灰。为了减少磨损的同时防止积灰，烟速选择7.3m/s。 2.2采取保护措施在省煤器已磨损的部位加防磨瓦在已形成烟气走廊的部位加防磨盖板，但往往堵住了一个部位而另一个部位又形成了烟气走廊。因此不一定达到预期的效果。目前的防磨涂料提高一定耐磨性，超首速喷技术能大大提高管子的耐磨性能，但成本较高。 2.3采用合理的结构采用带肋管扩展受热面时减少省煤器磨损的一种有效方法，它既能减少设备空间降低烟速，又能保证传热量不变。 3 螺旋肋片管省煤器与其他型省煤器的区别 目前锅炉省煤器采用光管式，由于烟气侧对流放热系数远远大于水侧的对流放热系数，要强化省煤器传热就得首先考虑从降低烟侧热阻着手，为减低飞灰磨损，强化验测热交换何时省煤器结构更加紧凑，可采用鳍片管、肋片管和模式省煤器，综合比较，在同样的金属耗量和通风耗电的情况下焊接鳍片管省煤器所占空间比光管式大约减少20%~25%，，采用扎制鳍片管可是省煤器外形尺寸大约减少40%~45%，模式省煤器不仅减少金属耗量，而且结构紧凑，有利于使不受热面的布置便于安装。新型螺旋肋片管式省煤器鳍片管和模式省煤器的共同特点是可在烟道截面不变的情况下增大管间横向节距，使烟气流通面积增大，烟气流速降低，从而减轻飞灰磨损和通风电耗。新型螺旋肋片管式省煤器的主要特点是在于光管式省煤器相同的体积下，其热交换面积可增大5倍以上，这对缩小省煤器的体积减少材料消耗量有重要意义。 肋片管有环形肋片和螺旋肋片两种形式。环形肋片管的肋片平面与管轴线垂直，一般是将加工好的肋片套装在基管上，但在肋片与基管间存在接触热阻。与环形肋片管不同，螺旋肋片官的肋片面与与管轴的平面之间呈一定的接触角β，当β=90时螺旋肋篇管束得换热特性和流动特性与环形肋片管束相同。新型螺旋肋片管采用高频电阻焊将肋片材料绕在管子上，然后是肋片管与基管压溶为一体。其热阻近似为0，它能承受高热应力，焊接无咬肉现象，焊接不变形。 4 使用螺旋肋片管省煤器前后的数据对比 某电厂410t/h锅炉低温段省煤器用于磨损爆管多次，造成多次停炉。而且锅炉布置紧凑在抢修时造成人力物力的极大浪费。通过论证改为螺旋肋片管式省煤器，明显的降低了排烟温度，极大地改善了传热效果。 该技术改造是根据《锅炉管子制造技术条件》执行的。省煤器管屏数124屏，纵向12排，技术参数见表1。

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。

炉膛IR—3D型吹灰器系统调试方案

蒙南发电厂2×60MW机组 锅炉吹灰系统调试方案×××电力科学研究院

签字页 会签： 批准： 审核： 编制：

1.编制依据 1.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》 1.2 《火电工程启动调试工作规定》 1.3 《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》 1.4 《电厂建设施工及验收技术规范锅炉篇（1996年版）》 1.5 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》 1.6 《火电施工质量检验及评定标准锅炉篇（1996年版）》 1.7 制造厂、设计院提供的系统设备图纸、设备说明书、计算数据汇总表； 1.8 锅炉系统其它制造商有关系统及设备资料 2. 调试目的 在锅炉吹灰设备单体调试结束后,为了确认吹灰系统设备安装正确、设备运行性能良好，控制系统工作正常，系统能满足锅炉受热面吹灰的需要。 3.调试对象和范围 吹灰蒸汽安全阀，炉膛IR—3D型吹灰器，过热器长伸缩式IK—525型吹灰器，省煤器G9B型固定旋转式吹灰器，以及他们的控制系统。 4. 技术规范 4.1IR—3D型炉膛吹灰器 型号：IR—3D 吹灰介质：蒸汽 压力：~1.5MPa KPa 吹灰蒸汽耗量：~30kg/2.76min(吹扫1圈) 有效吹灰半径： 1.5~2m 电动机：YSR—6324 B5型0.18KW 1370r.p.m 电源：380V IR—3D型炉膛吹灰器主要由吹灰器阀门—鹅颈阀、内管、吹灰枪管与喷头、减速传动机构、支撑板和导向杆系统、电气控制机构、防护罩等组成 4.2 G9B固定旋转式吹灰器：

吹灰枪转速： 2.5r.p.m 吹灰介质：蒸汽 吹灰压力：调试定 吹灰蒸汽耗量：30-100㎏/min 有效吹灰半径： 1.5~2m 电动机：YSR—6324 B5型0.18KW 1400r.p.m 电源：380V G9B固定旋转式吹灰器主要由阀门、空心轴、吹灰枪、减速传动机构、电气控制箱、接墙装置、炉内托板等组成。 4.3IK-525型过热器长伸缩式吹灰器 主要技术参数 吹灰器行程：最大7.62m 吹灰枪转速：9~35r.p.m 吹灰介质：蒸汽 吹灰压力：调试定 进退速度：0.9~3.5m/min 有效吹灰半径：~2m 3．IK-525型长伸缩式吹灰器由梁、阀门，跑车与电动机，内管，吹灰枪与喷头，内、外管辅助托架，前托架，墙箱，动力电缆，电气箱与行程控制机构，螺旋线相位变化机构等组成。 5. 调试前应具备的条件和准备工作 4.1 锅炉已将所有吹灰器已按制造厂家的工艺要求安装完毕，支架牢固； 4.2 吹灰蒸器系统管道已安装连接完成并且已经吹扫； 4.3 吹灰器单台本体调整完毕，且动作正确、可靠； 4.4 吹灰系统单体调试结束； 4.5 吹灰程控系统静态调试完毕 4.6全面检查吹灰器有无阻碍受热面膨胀之处；； 4.7 投用前吹灰系统所有设备检查完毕，无异常方可启动。

锅炉吹灰器定期吹灰工作制度(2009.05.02)

Q/SH.SJ06-2009 国电**发电厂 锅炉吹灰器定期吹灰工作制度 2009年05月 02 日

Q/SH.SJ06-2009 锅炉吹灰器定期吹灰工作制度为加强锅炉吹灰器的运行管理，保证锅炉的安全经济运行，降低锅炉排烟温度，降低锅炉汽温汽压的波动，确保不因吹灰器原因造成“四管”泄漏，特制定本制度。 1 锅炉吹灰器定期吹灰时间 1.1 #1-#4炉定期吹灰时间 1.1.1正常锅炉吹灰执行每周一、三、五短吹吹灰一次，具体时间为上午8：20开始吹灰；如入炉煤煤质较差（入炉煤热值低于19MJ/KG、空干基挥发份低于20%）时，运行人员可以适当增加一次吹灰，时间自行掌握。 1.1.2 长吹灰器每周一、三、五白班全面运行一次。#1炉在尾部烟道新加装声波吹灰器，原尾部烟道伸缩式吹灰器停运，只保留2R、2L、4R、4L、5R、5L、6R、6L、8R、8L、9R、9L共12只炉膛上方伸缩式吹灰器继续投入运行。 1.1.3 #1炉尾部烟道声波吹灰器共36只，平时投入自动运行，按照1-36编号逐只投入运行，每只吹灰时间5分钟，两只吹灰器吹灰间隔半分钟。规定每天全面吹灰6次，整点投入运行，具体投入时间为：2：00，6；00，10：00，14：00，18：00，22：00。 1.1.4 空预器脉冲除灰装置每天白班上午全面运行一次。其它时间投入空预器程序蒸汽吹灰（按每2小时全面运行一次）。若空预器烟气差压有明显升高时（目标值不大于900Pa）应及时增加空预器蒸汽吹灰和脉动吹灰，具体次数由运行人员自行掌握。 1.1.5 锅炉尾部联络烟道每月20日白班全面吹灰一次。 1.2 #5—#6炉定期吹灰时间 1.2.1正常#5-6炉吹灰均执行每周一短吹吹灰A、C层，周三短

省煤器泄漏的原因分析及处理措施

锅炉省煤器泄漏原因分析 我厂锅炉为济南锅炉厂生产的75t/h循环流化床锅炉，其中燃料有混煤、煤泥、煤气。从04年11月份投产运行至今。自2010年12月至2011年2月因省煤器泄漏停炉共计4次，其中2#炉两次，3#炉两次，目前1#炉已堵管8根，2#炉堵管9根，3#炉堵管10根。锅炉省煤器的频繁泄漏，致使电厂生产组织比较被动，针对省煤器的磨损、腐蚀、设备结构、生产操作等方面4月8日厂部组织召开分析讨论会，参会人员有技术装备部、总工办、生产运行部以及电厂司炉以上专业人员。通过大家讨论分析对电厂省煤器泄露得到以下结论： 一、省煤器泄漏机理分析 锅炉省煤器泄漏的原因非常复杂，主要由磨损、腐蚀引起。以下主要就这两方面探讨省煤器泄漏的机理。 1.磨损 由磨损导致的泄漏中，飞灰磨损是主要原因，影响的因素包括飞灰浓度、烟气流速、飞灰的磨损性能等方面；另外，省煤器的结构也会磨损。 1.1 飞灰浓度 飞灰浓度大，表明烟气中含灰量多，灰粒撞击受热面的次数增多，引起磨损加剧。煤质变差，灰分增加，发热量低，燃煤量也增加，造成烟气中飞灰浓度剧增，增加了省煤器的磨损。从去年8月份到今年二月份所消耗燃料统计如下：

从上表可以看出，最近4个月所消耗混煤明显增多，且灰分相对较高。这样所消耗燃料相等于去年单月的2—3倍，锅炉飞灰浓度也就增加了2—3倍，对受热面的磨损程度也就可想而知。 1.2烟气流速 烟气流速是影响受热面磨损的最主要因素。研究表明，磨损量与烟气流速的2.3次方成正比。烟气流速越高，则省煤器的磨损越严重。磨损量甚至能与烟气速度成n（n＞3）次方关系。原因可以解释为：冲蚀磨损源于灰粒具有动能，颗粒动能与其速度的平方成正比。磨损还与灰浓度（灰浓度又与速度的一次方成正比）、灰粒撞击频率因子和灰粒对被磨损物体的相对速度有关。若近似地认为vp≈vg时，磨损量就将和烟气的三次方成正比。烟气速度的提高，会促使上述原因的作用加强，从而导致冲蚀磨损的迅猛发展，所以烟气流速越大时，n值也就越大。造成烟气流速高的原因： 受煤质影响，运行中一次风较大、总风量过大，使引风机电流偏高处于44-47A之间（正常应为38-41A），尾部烟道负压大（过热器前烟气温度经常处于980度以上），造成烟气流速高，加剧了对省煤器的磨损。 1.3煤颗度大，按要求应为0-8mm，但实际上有三分之一煤颗粒度最大能粒达到45mm，这样导致飞灰颗粒变大，对省煤器的冲刷加重。 1.4设备结构的影响 所选省煤器的型式和结构不同，其磨损程度不同。 （1）在相同条件下，光管、鳍片管、膜式管束其抗磨性能依次减弱，本厂属于鳍片管式省煤器。 （2）省煤器管束顺列布置比错列布置磨损要轻，本厂属于顺列布置。（3）错列布置磨损最严重的为第二排管子，顺列布置磨损最严重的则在第五排之后； （4）鳍片管省煤器的鳍片越高，磨损越严重。当鳍片高度较小（h=3㎜）时与光管的磨损程度较为接近。故加装小高度鳍片对防磨有利； （5）膜式省煤器错列布置时，大管径比小管径的管子磨损要轻。 2、腐蚀

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

机组A修技术规范书_吹灰包

机组A修技术规范 书_吹灰包 1

国信扬州发电有限责任公司 ＃3机组第一次A级检修技术规范 编制 会签 初审 审核 审定 批准 9月10日 2

＃3机组A修(吹灰包)技术规范 甲方:国信扬州发电有限责任公司 乙方: 1、总的约定 1.1、国信扬州发电有限责任公司关于#3机组A修的招标书是合 同的有效组成部分,招标书中分包项目表将是本合同对项目执行的唯一依据。 1.2、关于在谈判中有书面确定的确认书、澄清书等也是合同的 有效部分。 2、投标商承包的检修项目及工作范围 2.1 、检修项目及相关工作内容 主要项目详见招标书中吹灰包项目表。 2.2、对相关工作内容的说明 2.2.1 、吹灰包项目内检修工作所需脚手及保温拆除、恢复由甲方负责提供,光谱分析确定材质、焊接热处理、探伤等金属监督工作和修复性金加工、起重作业、焊接、厂内运输由承包商负责。2.2.2、检修现场所需临时照明及工作电源由承包商自行接线解决,业主仅提供各处检修总电源(指现场检修电源箱)。 2.2.3、包内牵涉到不同专业之间的配合工作,若属同一承包单位承 3

包,则由该单位内部协调;若属不同承包商之间配合,则由两单位协调解决,不能达成一致的,由业主合理裁定,承包商不得有异议或借此要求额外费用。 2.2.4、检修过程中甲方有权根据现场检修情况临时增减项目,并依据相关合同条款进行费用结算。 2.2.5 、设备解体组装过程中除有约定的项目外,所有的拆装、维修工作均由承包单位完成,如承包单位因人力、物力等因素需业主方提供支援的,发生的费用由承包单位承担。 3、备品备件、材料、加工件的管理 3.1、本次A修中更换性金加工(部件解体后经维修无法再装复使用需重新加工的)及所有附着在设备上的材料、备品由甲方负责提供,但乙方需在开工前1个月配合甲方共同对加工件、材料、备品的准备情况进行检查,并提出增减意见否则视为默认。 3.2、根据设备解体检查情况乙方有责任在第一时间(限当天),将所需补充加工件、材料、备品情况通知甲方项目负责人,否则造成的工期延误责任由乙方承担。 3.3、乙方有义务对合同范围内所有的备品备件及材料质量把关。如果在验货中发现有备品备件及材料不符合合同规定的品质、规格和数量,乙方应提出更换此类备品或材料,若乙方未提出更换此类材料而引起的额外损失应负一定的责任。若检验双方有争议,则检验结果以当地质检部门检验结果为准。 4

声波吹灰器技术规格书(1)

兖矿鲁南化工有限公司 声波吹灰器 技术规格书 编制： 校核： 审核： 批准： 兖矿鲁南化工有限公司 2014年1月

一、总则 1.1 本技术规格书适用于兖矿鲁南化工有限公司两台130t/h锅炉声波吹灰装置系统功能设计、系统布置设计、制造、供货、指导安装、调试、培训、服务、结构、性能和试验等方面的技术规范。 1.2 本技术规格书是最低限度的要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范，投标方应保证提供符合国家标准、相关国际标准和本规格书要求的优质产品及相应的服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，均要满足其要求。至投标截止时间，均应以最新标准的版本为准。标准之间有矛盾时，按较高标准执行。 1.3 如果投标方没有以书面形式对本技术规格书的条文提出异议，则意味着投标方保证提供的产品完全符合本技术规格书的要求。 1.4 如未对本技术规格书提出偏差，将认为投标方提供的设备符合技术规格书和标准的要求。偏差(无论多少)都必须在招标文件提供的技术规格偏离表中体现。 1.5 只有招标方有权修改招标书。合同谈判将以本招标书为蓝本，经修改后最终确定的文本将作为合同的一个附件，并与合同具有相同的法律效力。双方共同签署的所有会议纪要、补充文件等也与合同具有相同的法律效力。 1.6 双方签订合同之后，招标方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由双方共同商定。 1.7本规格书中空白处由投标方填写。 二、工程条件 1. 锅炉主要特性 锅炉型式循环流化床锅炉（2台） 额定蒸发量 130 t/h 排烟温度 < 170 ℃ 锅炉年运行小时数 8000h 锅炉正常排烟温度 150 ℃ 2．锅炉燃料（设计煤质） 碳含量： 28.52％

省煤器中的问题汇总

省煤器设计中的问题 一、省煤器的作用及种类 1.1省煤器的作用 省煤器是汽水系统中的承压部件，其任务是利用锅炉尾部烟气的热量加热锅炉给水。锅炉采用省煤器后，会带来以下好处： a.节省材料。 在现代锅炉中，燃料燃烧生成的高温烟气，虽经水冷壁，过热器和再热器的吸热，但其温度还很高，如直接排入大气，将造成很大的热损失。在锅炉尾部装设省煤器后，利用给水吸收烟气热量，可降低排烟温度，减少排烟热损失，提高锅炉效率，因而节省燃料。省煤器的名称也就由此而来。 b.改善了汽包的工作条件。 由于采用省煤器，提高了进入汽包的给水温度，减少了汽包壁与进水之间的温度差，也就减少了因温度差而引起的热应力。从而改善了汽包的工作条件，延长了使用寿命。c.降低了锅炉造价。 由于给水进入蒸发受热面之前，先在省煤器中加热，这样减少了水灾蒸发受热面中的吸热量。这就由管径较小、管壁较薄、价格较低的省煤器受热面代替了一部分管径较大、管壁较厚、价格较高的蒸发受热面，从而降低了锅炉造价。 因此，省煤器已是现代锅炉中不可缺少的部件。 1.2省煤器的种类 省煤器按使用材料可分为铸铁省煤器和钢管省煤器。铸铁省煤器强度低，不能承受高压，但耐磨耐腐蚀性较好，通常用在小容量锅炉上。目前，大容量锅炉广泛采用钢管省煤器，其优点是强度高，能承受冲击，工作可靠；同时传热性能好，重量轻，体积小，价格低廉。缺点是耐磨耐腐蚀性较差。 二、钢管式省煤器 1，钢管式省煤器的结构 钢管式省煤器结构是由许多并列的管径为42~51mm蛇形管与进、出口联箱组成。为使省煤器受热面结构紧凑，应力求减少管间距。省煤器管束的纵向节距s2受管子的最小弯曲半径的限制。当管子弯曲时，弯头的外侧管壁将变薄。弯曲半径愈小，外壁就愈薄，管壁强度降低的就愈多。通常，采用错列布置时，采用s1/d=2~2.5,s2/d=1~1.5;采用顺列布置时，s1/d=2~2.5,s2/d=2。 为便于检修，省煤器组的高度是有限制的。当管子为紧密布置（s2/d≤1.5）时，管组的高度不得大于1m；布置教稀时，则不得大于1.5m。如果省煤器受热面较多，沿烟气行程的高度较大时，就应将它分成几个管组。管组之间留有高度不小于600~800mm的空间。省煤器和其相邻的空气预热器间的空间高度应不小于800~1000mm,以便进行检修和清除受热面上

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

锅炉结渣与积灰的原因

锅炉受热面结渣的影响因素 锅炉的结渣问题是燃煤电厂普遍存在的问题。所谓“结渣”，是指熔灰在锅炉受热壁面上的积聚，其本质为锅炉中高温烟气携带处于熔融或部分熔融状态下的未燃尽煤粉颗粒，遇到低温的壁面冷却、凝固而形成沉积物的过程。锅炉结渣是一个非常复杂的过程，涉及因素很多，它不仅与燃用煤种的成分和物理、化学特性有关，而且还与锅炉的设计参数有关(如燃烧器的布置方式、炉膛热负荷、炉内空气动力结构、炉膛出口烟温、过热器的布置位置、各部分的烟气流速和烟温、炉膛负压等)，同时还受锅炉运行工况的影响(如负荷的变化、过量空气系数、煤粉细度、炉膛燃烧温度的控制、配风方式以及炉内燃烧空气动力场的控制等)。这些因素总的来说可以分为两大类，一为先天因素，如燃用煤种的特性和锅炉的设计参数；二为后天因素，如锅炉的运行工况。因此，在分析解决锅炉的结渣问题时就需要从这两个方面来考虑，以此判断导致锅炉结渣的主要因素。 1煤质特性对锅炉结渣的影响 实际煤质与设计煤质偏差很大是造成炉膛结渣的主要原因之一, 灰的熔融特性是判断燃烧过程中是否发生结渣的一个重要依据, 不同煤质的灰具有不同的成分和熔融特性。另外, 灰分中碱性和酸性两类氧化物含量之比即碱酸比偏高, 那么这种煤质容易发生结渣。 1.1 煤灰熔融温度 在煤灰熔融性的四个特征温度中，一般以软化温度ST 作为集中代表。通常认为ST 为1 350℃，是一个分界点，高于1 350℃，锅炉不易结渣，软化温度ST 越高，结渣可能性越小。反之，ST 低于1 350℃，锅炉易于结渣，软化温度ST 越低，结渣可能性就越大，也就越严重。 煤灰熔融温度的高低，一般将煤灰分为易熔、中等熔融、难熔、不熔四种，其熔融温度范围大致为：易熔灰，ST 值低于1 160℃：中等熔融灰，ST 值在1 160℃～1 350℃范围内；难熔灰，ST 值在1 350℃~1 500℃范围内；不熔灰，ST 值高于15℃。 在考察煤灰熔融性时，还要尤其注意煤灰熔融性是在什么样气氛条件下的测值。由于煤灰中的铁在不同气氛下处于不同的价态，在氧化气氛中，铁呈三价，32O Fe 熔点为1 565℃。在还原性气氛中，铁呈金属状态，FeO 的熔点为1 535℃。而在弱还原性气氛中，铁呈二价，FeO 的熔点为1 420℃。 1.2 煤中含硫量和灰分含量 灰的结渣指数取决于从中碱性氧化物与酸性氧化物的比值及煤中含硫量。煤灰中碱性氧化物与酸性氧化物比值越小，煤中含硫量越低，则锅炉结渣指数值越小。煤灰碱性氧化物与酸性氧化物的比值稳定，结渣指数则由煤中含硫量决定。因此，煤中含硫量低，对避免锅炉结渣非常有利。煤中灰分含量太高，炉膛中从量很大，一旦结渣，自然渣量也就很大，结渣的危害也就越大。同时，煤中灰分含量较高，意味着煤的热值较低，煤粉可能燃烧不完全，导致不完全燃烧，增加热损失，而在炉膛内容易产生还原性气体，促使灰熔融温度降低，有助于产生结渣或加剧结渣的严重程度，电厂煤粉锅炉也不宜燃用灰分含量过低，热值过高的

锅炉吹灰器运行管理制度

锅炉吹灰器运行管理制度 为加强锅炉吹灰器的运行管理，保证锅炉的安全经济运行，降低锅炉排烟温度，降低锅炉汽温汽压的波动，确保不因吹灰器原因造成“四管”泄漏，特制定本制度。 1、一般规定 1.1 吹灰时由主控值班员到现场（必须带吹灰器摇把和对讲机）监视每根吹灰器的运行情况。 1.2 现场监视吹灰过程中，如发现吹灰器支架异常摆动、或托架损坏、或卡死推进不了要马上现场按“后退”按钮，让吹灰器退回至起始位置。 1.3 对于有缺陷DCS上不能操作，但能现场操作吹灰的吹灰器，由主控人员在现场操作进行吹灰，发现推进困难造成吹灰器支架晃动厉害、部件损坏或推进不了的要马上退出。 1.4 有故障不能用的吹灰器，现场确认退到位后拉掉该吹灰器电源，防止误动，故障消除后再投入使用。 1.5 锅炉每次吹灰进行疏水时要求巡视员对所有吹灰器进行检查测温，当吹灰疏水温度到达180度时对所有吹灰器进行测温，发现有明显内漏需马上关闭吹灰汽源，发现有缺陷吹灰器及时填单，而且必须报早会处理。 1.5.1 测温要求：测温时，先测有部分吹灰管在炉内的尾部烟道及省煤气吹灰器，测温时调整炉膛为负压，防止正压烟气倒灌到吹灰枪管影响判断，吹灰器是否内漏判断方法按生技部下发的会议纪要求执行（见附件）。 1.7 吹灰前应先暖管，充分疏水(疏水温度大于200度)后再投入吹灰器运行，疏水 时吹灰压力保持在1.3MPa～1.5MPa之间，以尽快达到吹灰条件。

1.8 吹灰蒸汽压力1.5MPa，检查吹灰压力正常，过热度必须有130度过热度。 1.9 正常按照烟气流向进行吹灰，实际吹灰时可根据汽温状况，适当调整吹灰顺序。 1.20 运行中进行锅炉吹灰操作时，注意监视吹灰运行程序的执行情况，发现异常及时处理。 1.21 就地发现有吹灰器故障无法退出时，立即通过对讲机通知主控，要求立即关闭吹灰进汽调节门及电动门，并通知检修人员及时处理，主控人员马上检查该吹灰器电源情况，并拉送电源一次，看是否能退出，只有断开吹灰器电源情况下，才允许用摇把手动摇吹灰器，配合维修人员设法将吹灰器退出炉外。1.22 经有关人员处理后仍然无法强制退出时，应停止吹灰，同时填写缺陷单要求维修人员将故障吹灰器进行隔离处理。 1.23 故障吹灰器没有退到位和进行隔离处理前，禁止再进行吹灰器运行操作，只有在故障吹灰器进行隔离处理后才能进行下一次的吹灰操作。 2 吹灰方式 #3、#4炉吹灰如下，吹灰具体部位及时间如下表：

锅炉结渣原因分析及解决措施

衡丰发电有限责任公司＃1炉结渣 原因分析及解决措施 Cause Analysis and Solution to Slagging in Boiler No.1 of Hengfeng Power Generation Co. Ltd. 张万德1，刘永刚1，刘文献1，胡兰海2 (1.河北省电力研究院，河北石家庄050021； 2.衡丰发电有限责任公司，河北衡水053000) 摘要：介绍了衡丰发电有限责任公司#1炉炉膛结渣、掉大块渣造成锅炉灭火的情况，阐述了该炉防止结渣已采取的措施及达到的效果，分析了炉膛结渣的原因，探讨了解决炉膛结渣的措施。 关键词：结渣；卫燃带；空气动力场；火焰温度水平 Abstract:This paper introduces the slagging situation of combustor of Boiler No.1 of Hengfeng Power Generation Co. Ltd.,and the dropped large slag causes boiler fire extinguished,relates measures adopted and its effects to protectthe boiler from slagging. Keywords:slagging；refractory zone；air dynamic field；flame temperature level 衡丰发电有限责任公司#1炉是由北京巴布科克·威尔科克斯有限公司（Babcock & Wilcox） 设计制造的亚临界参数、单汽包、自然循环、固态排渣煤粉锅炉。采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统，前后墙各3层共24个EI-DRB型旋流燃烧器对冲燃烧方式。锅炉设计煤种和校核煤种均为山西阳泉无烟煤+晋中贫瘦煤。自1995-12投产以来，该炉膛始终存在较严重的结渣问题，特别是在锅炉降负荷时，由于炉膛温度变化较大，大块渣容易脱落，低负荷时锅炉燃烧稳定性较差，大块渣掉落引起炉膛负压较大波动，造成锅炉灭火事故。 1 结渣情况 2001年掉大块渣灭火4次，2002年3次。2003年以前，针对该问题采取了一些防止措施，主要有：控制来煤质量，进行燃烧调整，治理锅炉底部漏风，合理控制炉内过剩空气系数，做好锅炉定期吹灰，停运部分燃烧器等。通过采取以上措施，炉膛结渣现象有所减轻。2003-02-03#1炉大修期间，针对结渣问题对燃烧设备进行了检修，并进行了炉内空气动力场试验，机组投运8个月以来未发生锅炉炉膛掉大块渣灭火事故，仅发生掉小块渣现象2次。这说明通过检修，#1 炉炉膛结渣状况明显减轻。

吹灰器维护技术规范书(修改)

#1、#2机组吹灰器设备维护技术规范书 一、项目维护范围和职责 工作范围和职责 1.1、承包方在本合同项下的工作范围包括： 承包应本着确保甲方机组安全、稳定、经济运行和文明生产的原则主动维护、完成招标范围内设备的维护工作（不包括大、中、小计划性检修）。无论何时，当机组出现事故、障碍、异常时，维护人员应及时赶到现场，消除设备缺陷，保证机组的安全运行。设备检修维护是指对设备和系统进行必要的监视、维修和养护，通过日常的维护使设备保持良好的状态，确保机组安全、稳定、经济运行。它包含了对设备定期进行巡视检查、保持设备及场所的清洁、定期养（维）护设备、及时消除设备的各种缺陷。 吹灰系统设备维护具体承包范围： 1.2、#1机组各式吹灰器（含吹灰器与汽源接口法兰），吹灰程控装置的动力柜及其支架等。 其中V04炉膛吹灰器82台，RLSL特长伸缩式吹灰器40台，RKSB半伸缩式吹灰器12台，TS-0非冷式烟温探针2台，PSAT空预器吹灰器2台，PSAL双介质吹灰器2台,脱硝SCR反应器耙式吹灰器16台、低温省煤器半伸缩式吹灰器9台。 1.3、#2机组各式吹灰器（含吹灰器与汽源接口法兰），吹灰程控装置的动力柜及其支架等。 其中V04炉膛吹灰器82台，RLSL特长伸缩式吹灰器40台，RKSB半伸缩式吹灰器12台，TS-0非冷式烟温探针2台，PSAT空预器吹灰器2台，PSAL双介质吹灰器2台，脱硝SCR反应器耙式吹灰器24台。(低温省煤器半伸缩式吹灰器因改造而拆除) 1.4、其它与锅炉吹灰系统分工范围内相关的配合工作。 1.5、其它由招标方提出的合理的可能需要承包单位配合的工作。 1.6、承包范围内的维护工作主要是：设备、管道、阀门、测量控制设备（不包含DCS、PLC部分）、现场控制柜及附件等的日常巡检、消缺、设备保洁，设备润滑油（脂）等的接卸、保管、转运、运输、更换、补充，承包范围内所有设备、材料

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