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燃煤锅炉超低排放改造后空预器堵塞的原因分析及对策

摘要：本文对燃煤锅炉超低排放改造后回转式空气预热器堵塞的原因进行了全

面的分析，并从改善脱硝系统运行、增加热风循环系统、吹灰运行调整等方面提

出了相应的控制措施，取得了较好的效果，为防止燃煤锅炉空预器堵塞提供了有

意义的参考。

关键词：空预器；堵塞；热风循环；喷氨优化；吹灰优化

设备概况1

某电厂#6锅炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ4，亚临界参数、四角切圆燃烧、自然

循环汽包锅炉。单炉膛л型露天布置，燃用烟煤，一次中间再热，平衡通风、固

态排渣，全钢架、全悬吊结构，炉顶带金属防雨罩。空气预热器为

LAP10320/3883型三分仓容克式空气预热器，转子直径φ10466mm,蓄热元件高度

自上而下分3段，高度分别为:550mm、1000mm、900mm，热段蓄热元件壁厚

0.6mm、材质为普通碳钢；冷段壁厚1.2mm,材质低合金耐腐蚀考登钢。

该锅炉于2007年5月开始投入商业运行，2014年1月进行了脱硝改造，增

加了选择性催化还原烟气脱硝系统。

设备2现状：

自脱硝改造投入运行以来,该电厂空气预热出现了堵灰、烟气侧阻力上升到

3000Pa的情况,严重影响了机组的经济性。

原因分析3:

究其原因是由于机组配置了脱硝系统,同时为了提高脱硝效率,氨的投放量增加,

致使氨的逃逸率较高,预热器传热元件发生堵灰。同时,在采取吹灰或者清洗措施

时,參数和方法选用不当,造成传热元件疲劳损坏,甚至会影响机组负荷。具体分析

如下：

空预器3.1阻力上升是由堵灰引起,在脱硝系统运行过程中,由于NH3逃逸是客

观存在的,对于空预器而言,逃逸的NH3与烟气中的S03和水形成大量硫酸氢铵，

不仅会对冷端传热元件造成腐独,而且液态的硫酸氢铵捕捉飞灰的能力极强,极易

造成冷端层元件堵灰,从而导致空预器运行阻力升高。同时由于喷氨时可能存在不

均匀的问题,造成各个位置的氨气逃逸差别较大,此时表计值很难真实反映HN3的

逃逸率。根据日本AKK测试结果表明,若氨逃逸率增加到2PPm时,空预器运行半

年后其阻力增加约30%;若氨逃逸率增加到3PPm时,空预器的阻力将会较快地增加

50%甚至更高。

如3.2果空预器冷端平均壁温较低,造成硫酸氢铵沉积位置上升，会影响吹灰

器的吹扫效果,同时冷端平均壁温较低时,会造成空预器冷端结露和低温腐蚀.特别

是冬季,空预器入口风温较低,这也是冬季易发生空预器堵灰的主要原因。

吹灰3.3蒸汽参数或吹灰器实际运行不满足设计要求时,造成吹灰效果不佳,导

致空预器积灰严重,从而使空预器阻力上升。

当3.4燃用煤质偏离设计煤较大时,尤其是燃用硫份、水分、灰分较高的煤种,

不仅会导致酸露点温度提高,加剧冷端低温腐独,而且较高的灰分也会加速堵灰,最

终造成空预器阻力上升。

针对脱硝后空预器出4现的阻力上升及堵灰的原因,提出了如下预防措施；

严格4.1控制SCR系统氨逃逸率。加强SCR系统运行控制,对喷氨进行优化调

整，保证SCR系统喷氨装置实际运行满足设计要求,随时监控氨逃逸率,保证在设

计值内,且尽量控制在2PPm以下,避免过多逃逸的NH3与烟气中的S03和水形成

的硫酸氢铵对空预器冷端传热元件造成腐蚀和堵灰。通过加强燃烧调整，控制炉

膛出口NOx浓度，避免为了保证较高的脱硝效率而大量喷氨。

加装热风再循环系统。当机组低负荷运行或环境温度较低时4.2,尤其是冬季,

应投用热风再循环,提升空预器冷端平均壁温,降低低温腐性的影响,不仅可以有效

提升传热元件的使用寿命,而且可以保证传热元件表面的光洁度,有利于提升吹灰

效果,避免积灰。

检查调整吹灰蒸汽参数和吹灰器运行方式4.3,使其满足设计要求。

4.3.1空预器热端传热元件较薄，注意吹灰蒸汽汽压力为应控制在0.6-0.8MPa

之间,蒸汽温度300-350℃,过热度约153℃。并且吹灰工作前应充分疏水,疏水时间

应控制在lOmin以上,且疏水温度应达到280℃以上。同时在吹灰频率上应适当调

整,热端吹灰器应根据运行时阻力的上升情况按需吹灰,无需定时吹灰。当空预器

阻力上升时，先进行冷端吹灰，当阻力下降