空预器差压上升分析与治理.docxVIP

一、空预器的堵灰和腐蚀

空预器综合冷端温度（空预器进口空气温度与烟气出口平均温度之和）对冷端结露和腐蚀、堵灰影响较大。空预器出口综合冷端温度如低于酸露点温度，空预器冷端很快就会积灰，一周内就形成极难去除的板结垢。冷端温度目标值应根据“综合冷端温度与燃料含硫量变化曲线”确定，并根据燃用煤种性质进行修正，除收到基全硫（St,ar）＜0.5%的入炉煤，燃用其他煤种原则上不要低于130℃。

烟气酸露点主要受燃煤中的硫分、灰分、灰成分（特别是灰中Ca含量）、水分和发热量的影响，灰分和灰中Ca含量越高，酸露点越低；硫分和水分越高，酸露点越高。由于不同酸露点计算经验公式计算出的数值偏差较大，对燃用煤种相对稳定的锅炉，应通过调整冷端温度观察空预器差压变化趋势等方法，确定该煤种对应的目标综合温度控制值，并根据空预器烟气侧差压变化情况及时提高空预器冷端温度控制值。为提高控制精度和减轻运行人员调整工作量，空预器综合冷端温度控制目标值建议通过原烟气SO2浓度、燃煤量、烟气量等参数实时计算并参与自动调节。

机组启/停阶段要注重冷端温度控制，投入暖风器或热风再循环努力控制空预器综合冷端温度不低于目标温度。

空预器出口综合冷端温度低于目标值时，优先采用降低磨煤机出口温度，适当增加一次风比例（注意锅炉燃烧和飞灰含碳量的变化情况），以提高空预器出口排烟温度。

空预器蒸汽吹灰疏水温度控制在比吹灰母管压力对应的饱和温度高5-20℃范围内，空预器实际排烟温度高于目标综合冷端温度时，取下限，否则取上限。

安装并运行脱硝装置的锅炉，要防止局部或部分时段喷氨过量引起的氨逃逸量超标(≯3ppm)。

优化锅炉配风，利用烟气再循环，防止过氧（必要时根据CO生成量适度控制低氧）燃烧和炉膛局部温度过高，减少炉内SO3的生成。

空预器烟气侧差压超过设计值或空预器冷端温度低于目标温度时，应增加吹灰频次，烟气侧差压超过1.5倍设计值时，提高空预器冷端吹灰器弹簧阀后压力（最高至1.5MPa）加强吹灰，当差压恢复正常值范围内，逐渐恢复正常吹灰压力，防止吹损蓄热元件。

加强锅炉暖风器、热风再循环、空预器扇形板自动调整装置设备的运行维护，保证设备运行良好。暖风器、锅炉受热面（特别是省煤器）泄漏后要及时隔离或停炉处理。空预器停炉进行水冲洗后，启动点火前要充分烘干。

要加强空预器进出口差压、温度，空预器吹灰压力、疏水温度，脱硝催化剂出口氨逃逸等表计的检测维护，保证指示准确。

空预器检修中要通过校直大轴、修复密封片、利用新型密封技术等降低空预器漏风率，提高空预器出口排烟温度。

C级及以上计划检修时，根据空预器腐蚀、积灰情况把蓄热元件拆包彻底清洗，冷、热端蓄热元件复装时调换位置使用。部分电厂聘请专业清洗公司用高压射流清洗车对空预器蓄热元件在不吊出的情况下进行冲洗，效果十分显著，一般机组停运10天左右即可完成冲洗，且费用不高，未实施高压冲洗的电厂应积极应用这一技术。

空预器冷端蓄热元件选型或换型可采用考顿钢、ND钢，或搪瓷波形板、陶瓷等耐腐蚀材料。空预器堵塞严重的，要分析蓄热元件高度和直径设计是否合理，必要时进行大通道蓄热元件换型改造（改成L型直通道），或进行空预器增加直径改造。

投用暖风器或热风再循环系统，将对机组经济性产生不利影响，机组煤耗将上升1-3g/kWh，因此，在冷端综合温度（或冷端平均温度）满足要求的情况下，应及时停用暖风器或热风再循环系统，防止过量投入造成能耗增加。

空预器在线高压水冲洗案例：2012年11月，珞璜电厂在#5炉（600MW）运行中成功进行了空预器冷端传元热件在线高压水冲洗，取得显著成效。该厂空预器配备有冷端高压水冲洗系统，系统由柱塞泵（出口压力25MPa）、伸缩式喷枪及相应的供水、排水及管路系统组成。因该厂燃用高硫煤，在锅炉进行SCR脱硝改造后，空预器极易产生硫酸氢铵堵灰，机组经脱硝改造自11月19日投运后，一周内空预器烟气阻力由1.5KPa上升至2.6KPa。11月26日，经对冷端高压水系统进行完善和调试，电厂在机组运行中分别投入B侧和A侧水冲洗系统，高压水压力25MPa，两侧共冲洗29小时，空预器阻力降至1.4KPa。实践证明，在线高压水冲洗能有效解决硫酸氢铵堵灰问题，也能部分解决陈旧性灰垢堵塞，配合运行中空预器蒸汽吹灰和暖风器的合理投用，根据差压上升趋势适时投用高压水冲洗，能较好控制空预器的阻力的上升。

二、空预器漏风率高

空预器漏风率高是困扰电厂经济运行的又一难题，部分电厂空预器间隙自调装置由于测量误差或运行中卡涩等原因，难以投运，造成间隙偏大，漏风率大；部分机组空预器冷、热端间隙在冷态调整后，热态无法进行再调整，或调整方法不当，也造成漏风率上升；部分采用弹性可调密封或柔性密封的机组，随着运行时间的增加，因密封元件磨损、弹片失效等原因，密封效果明显下降。各电厂针对