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摘 要：本文以我厂660MW燃煤汽轮发电机组为例，对该机组中空预器堵塞问题的产生原因进行分析，主要受传热元件、运行环境、脱硝系统、机组维修等因素影响，并提出针对性的解决对策，最后通过检测实验检测应用效果。结果表明，送风、引风和一次性风机等设备的电量消耗有所降低，空预器的运行安全与经济性得到显著提升。
关键词：燃煤锅炉 空预器 堵塞原因 解决方法
在燃煤锅炉长期运行下，很容易出现积灰、结垢等情况，使锅炉空预器发生堵塞，对正常生产运行起到负面影响。在机组运行中，空预器很可能受到传热元件、运行环境、脱硝系统等多种因素影响造成堵塞，应通过工艺升级、调整脱硝系统、科学引入送风机再循环等方式进行预防和解决，提高机组工作效率。
1 问题产生
我厂共计安装2台660MW燃煤汽轮发电机组，每台锅炉配备两台空气预热器，型号为31.5VNT2300，传热面积为55698m2。烟气入/出口流量2432.6/2552.9t/h，顶部、底部扇形板，轴向弧形板均固定不可调，材料方面与烟气脱硝工艺要求相符合。在机组额定负荷下，空预器设计差压为1.2kPa。自4台机组投入运行后，陆续出现不同程度的空预器堵塞情况。在机组检修过程中，对蓄热元件进行高压冲洗，空预器差压持续上升，达到2.5kPa，炉膛压力浮动范围达到-550—+350Pa，引风机的电流增加20A左右，送风机电流增加5A左右，对机组运行安全带来极大威胁，不利于经济性的提升。将空预器拆解后发现，冷端与中间层附近的蓄热元件出现严重的结垢现象，冷端结垢高度为300mm左右，大多与飞灰粘连，通过高压冲洗可解决，剩余部位均为积灰，容易清理[1]。
我厂采用改进型低NOX燃烧器，自脱销投运以来，空预器差压增大，高负荷时，部分机组空预器差压达到2.8kPa以上，提高空预器吹灰压力，投入空预器连续吹灰效果仍不明显。
2 原因分析
2.1 传热元件所致
在空预器构造中，由金属薄板担任传热元件，通常在框架中紧密排列，该公司引入设备的框架为三层分布，即冷端层、中间层与热端层，由于工质通道较窄，排列较为紧密，很容易出现积灰情况使通道受阻，使排烟空气流动阻力增加，影响传热件的应用效果，不利于机组的顺利运行。与热端元件相比，冷端积灰现象十分明显，可采取旁移式冷端原件更换工作，将冷端原件取出，对热元件进行彻底清洗;如若冷端原件钢板厚度发生改变，例如变为原本的1/3，此时便应翻转框架，延长原件的使用寿命。
2.2 脱硝系统所致
在脱硝系统投入运行后，如若入口处烟温控制不合理、调整不及时、氨逃逸率控制不当等，很容易在冷端蓄热元件的位置产生NH4HSO4，导致堵塞现象发生。我公司采用三层催化剂，将氮氧化物含量控制在50mg/m3以下。为了控制氮氧化物的排放量，公司将排放标准设置为40mg/m3，这将需要投入更多氨量的支持，同时也使氨逃逸率随之提升，冷端环境变得更加复杂，很可能导致NH4HSO4的增加。当运行温度较低时，锅炉排烟温度较低，冷端蓄热元件很容易出现NH4HSO4，增加设备堵塞概率。
2.3 机组维修不当
在机组维修过程中，通常只是简单地利用高压冲水系统对蓄热元件进行冲洗，未进行拆解后彻底清理。虽然高压冲水时将压力调整到50MPa，但因蓄熱元件与工作面之间的缝隙较小，不易被冲透。此外，由于冲洗压力较高，一旦操作不当，很容易导致蓄热元件被损坏，受损碎片无法及时清理，很容易对空预器造成二次伤害，堵塞问题更加严峻。
3 解决措施
3.1 优化工艺设计
加强对空预器冷热段元件的材料选用，优先选择传热性强、不易积灰、阻力性强、易清洗、刚度良好的材料;合理设计冷端换热原件高度，以免空预器内部硫酸氢铵出现堵塞;通常情况下，热端换热原件利用蒸汽吹灰器，冷端采用半伸缩式高压冲洗装置，可采用DCS吹灰装置，其具有半伸缩性能，可就地控制高压水泵;根据锅炉钢架实际情况，合理设计吹灰器的角度，以免出现冲突;大多情况下，将吹灰器设置在炉膛的上部与其他部分，在预热器烟气传输位置带有伸缩吹灰器，由专用程序对吹灰器的运行进行控制。
3.2 控制吸收塔入口烟温
确保堵塞侧空预器对应侧低温省煤器全程投运，确保低省增压泵最大出力运行，适当提高凝结水压力，从而降低吸收塔入口烟温，以免因烟温过高，对脱硫吸收塔、除尘设备安全构成威胁;当烟温过高时，自动开启喷淋器，防止净烟气温度高保护动作锅炉MFT。
3.3 调整脱硝系统
在设备运行过程中，应及时对脱硝出口的氮氧化物含量进行调整，有效减少氨用量。同时，在符合国家对此方面规定的情况下，最大限度提高烟气中氮氧化物排放浓度，减少氨气用量，进而降低氨逃逸率。同时，结合脱硝催化剂的使用时间，及时促进催化剂再生，提高其活性。在锅炉运行中，确保排烟温度超过110℃，同时还要保障冷端综合温度超过对应硫份的规定温度值，可采用热风再循环装置对排烟温度进行控制[3]。
3.4 有效修护机组
在对机组进行维修时，不但可对空预器进行高压冲洗，还应对设备内部碎片进行清理，在必要的情况下，还应对设备内部的蓄热元件进行彻底拆解处理，对于受损或者结垢的蓄热元件进行更换，确保在机组启动之前开展风压实验，使空预器前后压差不超过1.2kPa。
3.5 提高空预器出口烟温降低差压
可通过缓慢降低堵塞侧空预器对应送风机出力，同时开启送风再循环，开启对应脱销旁路烟气挡板，控制脱销入口烟气温度不超过催化剂失效温度400℃，使堵塞侧空预器出口烟温达到180℃使生成的NH4HSO4分解掉，改善空预器堵塞问题。
3.6 空气预热器防堵改造项目
在防堵灰分仓内通入一定量的高温热一次风，通过高温、高流速的热一次风将蓄热元件上沉积下来的灰通过热二次风带入炉膛。当一次风机出力不足或空预器没有堵灰迹象时，防堵灰分仓内可旁路通入冷二次风，恢复原有的系统结构。
4 运行效果
通过实际运行可知，采取上述防护和处理措施后，空预器的运行效果得以提升，在2019年1月至3月期间开展三次检测工作，主要针对A和B两个空预器进行检验，由检验结果可知：送风、引风和一次风机等设备的电量消耗有所降低，空预器差压已由高负荷下2.7kPa降至2.2kPa，效果显著，尤其使用提高堵塞侧空预器出口烟温措施反应迅速。上述措施的应用有效提高空预器的运行安全，为企业带来更加可观的经济效益。
5 结语
综上所述，在当前燃煤锅炉运行中，堵塞与腐蚀问题十分普遍，应及时采取科学有效的预防和处理方法，通过优化工艺设计进行防堵改造、提高堵塞侧空预器出口烟温分解NH4HSO4、调整脱硝系统等方式，使空预器堵塞与腐蚀等问题得到有效解决，提高机组运行效益与安全。
参考文献
[1] 邬东立，王洁，张国鑫.660MWSCR脱硝机组空预器堵塞原因分析及对策[J].浙江电力，2018（3）：50-54.
[2] 马大卫，黄齐顺，查智明，等.燃煤电厂空预器结垢成因分析及处理措施[J].电力科技与环保，2017（2）：60-63.
[3] 吴畏.600MW锅炉空预器积灰堵塞原因探讨[J].设备管理与维修，2018（15）：54-56.
关键词：燃煤锅炉 空预器 堵塞原因 解决方法
在燃煤锅炉长期运行下，很容易出现积灰、结垢等情况，使锅炉空预器发生堵塞，对正常生产运行起到负面影响。在机组运行中，空预器很可能受到传热元件、运行环境、脱硝系统等多种因素影响造成堵塞，应通过工艺升级、调整脱硝系统、科学引入送风机再循环等方式进行预防和解决，提高机组工作效率。
1 问题产生
我厂共计安装2台660MW燃煤汽轮发电机组，每台锅炉配备两台空气预热器，型号为31.5VNT2300，传热面积为55698m2。烟气入/出口流量2432.6/2552.9t/h，顶部、底部扇形板，轴向弧形板均固定不可调，材料方面与烟气脱硝工艺要求相符合。在机组额定负荷下，空预器设计差压为1.2kPa。自4台机组投入运行后，陆续出现不同程度的空预器堵塞情况。在机组检修过程中，对蓄热元件进行高压冲洗，空预器差压持续上升，达到2.5kPa，炉膛压力浮动范围达到-550—+350Pa，引风机的电流增加20A左右，送风机电流增加5A左右，对机组运行安全带来极大威胁，不利于经济性的提升。将空预器拆解后发现，冷端与中间层附近的蓄热元件出现严重的结垢现象，冷端结垢高度为300mm左右，大多与飞灰粘连，通过高压冲洗可解决，剩余部位均为积灰，容易清理[1]。
我厂采用改进型低NOX燃烧器，自脱销投运以来，空预器差压增大，高负荷时，部分机组空预器差压达到2.8kPa以上，提高空预器吹灰压力，投入空预器连续吹灰效果仍不明显。
2 原因分析
2.1 传热元件所致
在空预器构造中，由金属薄板担任传热元件，通常在框架中紧密排列，该公司引入设备的框架为三层分布，即冷端层、中间层与热端层，由于工质通道较窄，排列较为紧密，很容易出现积灰情况使通道受阻，使排烟空气流动阻力增加，影响传热件的应用效果，不利于机组的顺利运行。与热端元件相比，冷端积灰现象十分明显，可采取旁移式冷端原件更换工作，将冷端原件取出，对热元件进行彻底清洗;如若冷端原件钢板厚度发生改变，例如变为原本的1/3，此时便应翻转框架，延长原件的使用寿命。
2.2 脱硝系统所致
在脱硝系统投入运行后，如若入口处烟温控制不合理、调整不及时、氨逃逸率控制不当等，很容易在冷端蓄热元件的位置产生NH4HSO4，导致堵塞现象发生。我公司采用三层催化剂，将氮氧化物含量控制在50mg/m3以下。为了控制氮氧化物的排放量，公司将排放标准设置为40mg/m3，这将需要投入更多氨量的支持，同时也使氨逃逸率随之提升，冷端环境变得更加复杂，很可能导致NH4HSO4的增加。当运行温度较低时，锅炉排烟温度较低，冷端蓄热元件很容易出现NH4HSO4，增加设备堵塞概率。
2.3 机组维修不当
在机组维修过程中，通常只是简单地利用高压冲水系统对蓄热元件进行冲洗，未进行拆解后彻底清理。虽然高压冲水时将压力调整到50MPa，但因蓄熱元件与工作面之间的缝隙较小，不易被冲透。此外，由于冲洗压力较高，一旦操作不当，很容易导致蓄热元件被损坏，受损碎片无法及时清理，很容易对空预器造成二次伤害，堵塞问题更加严峻。
3 解决措施
3.1 优化工艺设计
加强对空预器冷热段元件的材料选用，优先选择传热性强、不易积灰、阻力性强、易清洗、刚度良好的材料;合理设计冷端换热原件高度，以免空预器内部硫酸氢铵出现堵塞;通常情况下，热端换热原件利用蒸汽吹灰器，冷端采用半伸缩式高压冲洗装置，可采用DCS吹灰装置，其具有半伸缩性能，可就地控制高压水泵;根据锅炉钢架实际情况，合理设计吹灰器的角度，以免出现冲突;大多情况下，将吹灰器设置在炉膛的上部与其他部分，在预热器烟气传输位置带有伸缩吹灰器，由专用程序对吹灰器的运行进行控制。
3.2 控制吸收塔入口烟温
确保堵塞侧空预器对应侧低温省煤器全程投运，确保低省增压泵最大出力运行，适当提高凝结水压力，从而降低吸收塔入口烟温，以免因烟温过高，对脱硫吸收塔、除尘设备安全构成威胁;当烟温过高时，自动开启喷淋器，防止净烟气温度高保护动作锅炉MFT。
3.3 调整脱硝系统
在设备运行过程中，应及时对脱硝出口的氮氧化物含量进行调整，有效减少氨用量。同时，在符合国家对此方面规定的情况下，最大限度提高烟气中氮氧化物排放浓度，减少氨气用量，进而降低氨逃逸率。同时，结合脱硝催化剂的使用时间，及时促进催化剂再生，提高其活性。在锅炉运行中，确保排烟温度超过110℃，同时还要保障冷端综合温度超过对应硫份的规定温度值，可采用热风再循环装置对排烟温度进行控制[3]。
3.4 有效修护机组
在对机组进行维修时，不但可对空预器进行高压冲洗，还应对设备内部碎片进行清理，在必要的情况下，还应对设备内部的蓄热元件进行彻底拆解处理，对于受损或者结垢的蓄热元件进行更换，确保在机组启动之前开展风压实验，使空预器前后压差不超过1.2kPa。
3.5 提高空预器出口烟温降低差压
可通过缓慢降低堵塞侧空预器对应送风机出力，同时开启送风再循环，开启对应脱销旁路烟气挡板，控制脱销入口烟气温度不超过催化剂失效温度400℃，使堵塞侧空预器出口烟温达到180℃使生成的NH4HSO4分解掉，改善空预器堵塞问题。
3.6 空气预热器防堵改造项目
在防堵灰分仓内通入一定量的高温热一次风，通过高温、高流速的热一次风将蓄热元件上沉积下来的灰通过热二次风带入炉膛。当一次风机出力不足或空预器没有堵灰迹象时，防堵灰分仓内可旁路通入冷二次风，恢复原有的系统结构。
4 运行效果
通过实际运行可知，采取上述防护和处理措施后，空预器的运行效果得以提升，在2019年1月至3月期间开展三次检测工作，主要针对A和B两个空预器进行检验，由检验结果可知：送风、引风和一次风机等设备的电量消耗有所降低，空预器差压已由高负荷下2.7kPa降至2.2kPa，效果显著，尤其使用提高堵塞侧空预器出口烟温措施反应迅速。上述措施的应用有效提高空预器的运行安全，为企业带来更加可观的经济效益。
5 结语
综上所述，在当前燃煤锅炉运行中，堵塞与腐蚀问题十分普遍，应及时采取科学有效的预防和处理方法，通过优化工艺设计进行防堵改造、提高堵塞侧空预器出口烟温分解NH4HSO4、调整脱硝系统等方式，使空预器堵塞与腐蚀等问题得到有效解决，提高机组运行效益与安全。
参考文献
[1] 邬东立，王洁，张国鑫.660MWSCR脱硝机组空预器堵塞原因分析及对策[J].浙江电力，2018（3）：50-54.
[2] 马大卫，黄齐顺，查智明，等.燃煤电厂空预器结垢成因分析及处理措施[J].电力科技与环保，2017（2）：60-63.
[3] 吴畏.600MW锅炉空预器积灰堵塞原因探讨[J].设备管理与维修，2018（15）：54-56.