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摘要:通过对京海发电有限责任公司2台1177t/h的循环流化床锅炉的运行分析，探讨空气预热器的腐蚀、漏风问题，并对烟气系统的检修、维护和运行监督提出可靠性建议，降低风机电耗和设备损耗，提高机组运行的可靠性和经济效益。
关键词：循环流化床锅炉；空气预热器；低温腐蚀；经济效益。
中图分类号：TK22 文献标识码：A 文章编号：
1引言
在火电机组中，锅炉侧空气预热器的运行状况直接影响整台机组的电耗和经济性。现国内300MW煤粉炉机组中普遍采用三分仓或四分仓式回转空气预热器，其特点是占地空间小，换热面大，换热效率高等。但是大多数中小型锅炉采用管式空气预热器，其耐腐蚀性能较差，易积灰。从而引起传热恶化，空气预热不足，漏风率增大等问题。若腐蚀情况严重，则需要停炉检修，更换空气预热器换热管，不仅增加检修工作量，降低锅炉可利用率，也会增加机组的发电成本。
京海发电有限责任公司#1、#2机组自2010年8月份和10月份投运以来，空气预热器存在严重的积灰和腐蚀问题。本文将从实际运行方面分析造成空气预热器腐蚀的原因。
2机组配套设备
京海发电有限责任公司两台330MW国产循环流化床机组。锅炉是由东方锅炉厂生产，型号为DG1177/17.4-II1型循环流化床锅炉，亚临界参数，单炉膛，一次中间再热自然循环汽包、紧身封闭、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、炉顶设密封罩壳。配备300MW级亚临界中间再热单轴双缸双排汽、直接空冷式汽轮机发电机组。
其中空气预热器采用卧式顺列四回程布置，空气在管内流动，烟气在管外流动，位于尾部竖井下方双烟道内，而且一二次风分开布置。每个回程的管箱上部两排采用规格为Φ57×3mm的加厚管，其余管子的规格为Φ57×2mm，沿烟气流向前三回程管箱采用材质为20/Q215-A的换热管，最后一回程的管箱低温段采用耐腐蚀的考登钢钢管。各级管组管间管箱空气侧之间通过连通箱连接。一二次风由各自独立的风机从管内分别通过各自的通道，被管外流过的烟气加热，总换热面积为60250m2。且一、二次风道沿炉宽方向双进双出。
3锅炉燃煤及脱硫石灰石分析
3.1循环流化床锅炉实际煤种分析
锅炉设计煤种为70%煤矸石+15%洗中煤（1）+15%洗中煤（2）混煤；校核煤种一为长虹沟原煤；校核煤种二为洗中煤。
3.2循环流化床锅炉脱硫用石灰石特性
石灰石入爐粒度要求曲线见附图一
图一 石灰石入炉粒度要求曲线
石灰石品质（煅烧前）分析见附表一
表一 石灰石品质分析
4积灰与腐蚀的原因分析
低温腐蚀和堵灰一般都会发生在受热面壁温最低的空气预热器的低温段，当空气预热器受热面壁温接近或低于烟气露点时，烟气中的硫酸蒸汽将在避免凝结进而对受热面产生腐蚀；同时烟气中的飞灰极易被受热面上的酸液粘附而形成沉积，积灰中的金属氧化物与酸液反应会生成水硬性硫酸盐，引起积灰硬化，形成很难清除的低温粘性积灰。空气预热器的低温粘性积灰使空气预热器管道的通流面积不断的减少，烟气流速加快，从而使未积灰的受热面管磨损速度。被磨损受热面处空气未被加热，直接进入烟气侧，温度降低，进而并且加快受热面管壁腐蚀和积灰速度，产生恶性循环，最终导致空气预热器产生严重金属腐蚀和堵灰，使烟气通流阻力增加，通风不足，加大风机出力，直接影响锅炉运行的可靠性和经济效益。
4.1低温腐蚀机理
固态燃料煤中通常含有硫分，硫分在炉膛中燃烧形成硫的氧化物，与烟气中的水分结合形成硫酸，进而烟气流过低于露点的受热面时，硫酸结露，附着在空气预热器换热管壁表面，进而腐蚀换热管。形成硫酸的两个充分条件是硫的氧化物和水分。
4.1.1烟气中的硫酸蒸汽含量主要与烟气中的三氧化硫含量有关，而三氧化硫的的形成主要有以下两种方式：
(1)在燃烧反应中，燃料中的硫分在炉膛燃烧区先形成二氧化硫，部分二氧化硫与烟气中剩余的氧气继续反应生成三氧化硫。即：2SO2+O2=2SO3。炉膛中燃烧温度越高，剩余过量的空气越多，烟气中SO3也就越多。
（2）催化反应生成SO3。烟气流过对流受热面时，SO2会遇到一些催化剂，如钢管表面的氧化铁（Fe2O3）及受热面管壁上的沉积物或燃料中矾燃烧后生成的V2O5等。催化剂的催化能力与温度有关，大约在500至600℃时催化能力最强，这正是过热器管壁的温度范围，因此SO2在收到催化剂的作用下与烟气中过剩氧气结合，生成较多的SO3，即2SO2+O2=SO3。
4.1.2煤在燃烧时产生烟气水蒸汽含量取决于所有燃料和空气中的水分，蒸汽吹灰也增大了烟气中的水蒸汽。如果水蒸汽不与其他物质结合，其分压较低，水蒸汽的露点也很低，一般在30至60℃时低温受热面上不会结露。
4.2低温腐蚀和空气预热器堵灰的现象及危害
空气预热器受热面发生低温腐蚀时，不仅是空气预热器换热管被腐蚀造成漏风增大，而且还会因为其表面粗糙不平和具有粘性的产物使飞灰发生粘结，由于被腐蚀的表面覆盖着，这些低温粘结灰及松散的腐蚀产物使烟气同流截面积减小，引起烟气及空气之间的传热恶化，导致排烟温度升高，空气预热不足以及一、二次风机及引风机电耗增加。
空气预热器堵灰后，热风温度下降，风烟系统阻力上升，一次风、二次风正压侧与烟气负压侧的压差增大，进而增大了空气预热器的漏风量，堵灰严重时影响锅炉的满负荷运行。
另外，由于空气预热器的堵灰和低温腐蚀时相互促进的，空气预热器堵灰可加速烟气中硫酸蒸汽的凝结，加快空气预热器的低温腐蚀，致使空气预热器换热管严重损坏。所以有效预防空气预热器堵灰和低温腐蚀是电厂安全、经济运行所必须要解决的问题。
4.3现状分析
京海发电有限责任公司#1锅炉在运行期间燃烧煤质含硫量为1.5%左右，普遍超过设计煤质的含硫量。经过2012年供暖期，空气预热器右侧出口氧含量逐步增大，约为12%。引风机、一二风机、二次风机电机电流明显增大（见表二），空气预热器严重漏风。
2012年4月16日B修期间，着重检查并处理空气预热器漏风问题。检查发现空气预热器一层有大面积的粘结灰，通过对空预器换热管壁和管间粘结灰进行取样分析，里面SO42-含量较高（见表四）。一层冷段空预器管两侧根部有多根已严重腐蚀，并折断，见图二。通过利用开启引风机利用烛火负压查漏的方法封堵了1387根空气预热器换热管，其中右一次风侧一层空气预热器管封堵327根，封堵率为11.8%。检修后，空气预热器出口氧含量约为3%，空气预热器漏风问题得到解决。在同等负荷下引风机、一二次风机电机电流明显降低，其中引风机尤为突出，减小电耗，增大风机出力的余量（见表三）。
图二 #1炉空气预热器低温腐蚀
表二检修前风机电流数据
表三 检修后风机电流数据
表四空预器粘结灰分析结果
5预防措施
低温段空气预热器低温腐蚀及堵灰的根本原因是由于烟气中存在SO3以及受热面金属壁温低于烟气露点。因此要防止空气预热器腐蚀的主要应采取的措施有：一是减少烟气中的SO3的含量，以降低烟气中的露点和减少硫酸的凝结量，减轻腐蚀。而是提高空气预热器冷锻的壁温，使之在高于烟气露点下运行。具体方法：
5.1改进空气预热器的管材
由于空气预热器本身设计在第一层管箱内空气预热器换热管材质为考登钢，但腐蚀情况仍然很严重，建议使用材质更高级的耐腐蚀的搪瓷刚。空气预热器换热管间距为80mm，间距较短，容易积灰，建议在保证足够换热面积前提下增大管间距。
5.2燃烧脱硫，减少烟气在含硫量
循环流化床锅炉脱硫机理是直接向炉膛内喷入石灰石粉，煤中硫分氧化成为SO2，通过投入的石灰石反应，可以实现在炉膛内直接脱硫。CaCO3=CaO+CO2，CaO+SO2+O2=CaSO4。而该反应的最佳温度为850至920℃。
在由大量灰粒子所组成的温度相对较低接近870℃的床层内，该温度兼顾提高锅炉效率和脱硫效率。这些粒子通过布风板一次风所产生的向上的烟气流将其悬浮在炉膛中，二次风分两层进入炉膛，实现分级燃烧。旋风分离器将绝大多数固体粒子从气固两相流中分离出来，通过回料器重新送回炉膛参加燃烧。强烈的扰动及混合、固体粒子的内、外循环及较长的停留时间都为化学反应提供了良好的外部条件。
为维持锅炉有效、经济运行，采用适当大小的石灰石粒子是关键所在。過粗的石灰石粒子将导致石灰石耗量增加、床温低于正常温度，锅炉效率下降，底灰超过设计值等。石灰石粒子过细，其在炉膛中停留时间达不到要求，将导致脱硫效率下降，增加石灰石耗量，灰量增大，电除尘器超负荷运行。根据石灰石入炉粒度要求曲线，要严格控制在1.5mm以内。
5.3提高空气预热器壁温
在锅炉运行中，如果空气预热器管壁温低于烟气露点，就要提高排烟温度或提高空气预热器入口空气温度，防止低温腐蚀，但排烟温度提高，将会使排烟损失增加，锅炉热效率降低，所有只能提高空气预热器入口空气温度。尤其是在冬季机组运行时，要及时投入暖风器，若暖风器加热空气温度有限，则需要对锅炉设备进行改造。最常见方法就是把已经预热的空气通过再循环管道重新送入一、二次风机入口与冷空气混合，或者在风机入口风道加设暖风器，以提高空气预热器入口冷风温度，从而确保空气预热器冷段壁温在酸露点之上。
5.4减少烟气中氧量，降低烟气的露点
烟气中SO3的多少与燃料中的硫分、炉膛温度、燃烧空气量等因素有关。若烟气中过剩的氧会增加SO3的生成量，同样锅炉各个部位漏风，也会增加SO3的生成量。在运行中加强燃烧调整，保持适当的过量空气系数。及时消除漏风缺陷，减少漏风，从而抑制硫酸的生成，降低空气预热器的腐蚀。
5.6增加吹灰装置
我厂空气预热器现有的吹灰装置为固旋式蒸汽吹灰和激波吹灰器，每层分别布置8台，沿炉宽方向对称布置。在#1炉B级检修中发现，空气预热器一层四周箱体底部（空气预热器底部灰斗上部）粘结灰较大，建议利用下次检修积灰增设激波吹灰装置。机组正常运行时，每班都要对空气预热器进行吹灰一次，减少空气预热器堵灰。同时绘制机组不同负荷对于空气预热器烟气侧压差曲线，加强对烟气侧空气预热器压差检测及稳定监视，当有异常变化时要加强调整，采取强制吹灰等措施。
5.7减少烟气中含水量
空气预热器烟气侧水分过高也是引起空气预热器结灰，蒸汽吹灰和燃烧煤质水分是烟气侧水分的主要来源。蒸汽吹灰是提高尾部竖井换热效率的有效手段，我电厂自动吹灰经常出现故障，会手动进行吹灰，为减少烟气中水分，应在吹灰之前充分对吹灰蒸汽管道进行预暖，及时疏水，减少蒸汽进入烟气。同时要尽量燃烧水分较低燃煤，减少烟气中水分。
6总结
空气预热器运行好坏，直接关系着机组安全、稳定、经济运行。因此在机组运行中要加强对空气预热器烟差，风机电流、排烟稳定、SO2含量、烟气含氧量等参数的监视，如有参数异常，需对各个因素逐一进行认真分析，找出原因，制定相对措施。同时要提高空气预热器管壁温度，才能保证机组长时间稳定运行。
参考文献
[1] 樊泉桂.锅炉原理[M].北京：中国电力出版社，2008
[2] 锅炉说明书.东方锅炉（集团）股份有限公司，2009
关键词：循环流化床锅炉；空气预热器；低温腐蚀；经济效益。
中图分类号：TK22 文献标识码：A 文章编号：
1引言
在火电机组中，锅炉侧空气预热器的运行状况直接影响整台机组的电耗和经济性。现国内300MW煤粉炉机组中普遍采用三分仓或四分仓式回转空气预热器，其特点是占地空间小，换热面大，换热效率高等。但是大多数中小型锅炉采用管式空气预热器，其耐腐蚀性能较差，易积灰。从而引起传热恶化，空气预热不足，漏风率增大等问题。若腐蚀情况严重，则需要停炉检修，更换空气预热器换热管，不仅增加检修工作量，降低锅炉可利用率，也会增加机组的发电成本。
京海发电有限责任公司#1、#2机组自2010年8月份和10月份投运以来，空气预热器存在严重的积灰和腐蚀问题。本文将从实际运行方面分析造成空气预热器腐蚀的原因。
2机组配套设备
京海发电有限责任公司两台330MW国产循环流化床机组。锅炉是由东方锅炉厂生产，型号为DG1177/17.4-II1型循环流化床锅炉，亚临界参数，单炉膛，一次中间再热自然循环汽包、紧身封闭、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、炉顶设密封罩壳。配备300MW级亚临界中间再热单轴双缸双排汽、直接空冷式汽轮机发电机组。
其中空气预热器采用卧式顺列四回程布置，空气在管内流动，烟气在管外流动，位于尾部竖井下方双烟道内，而且一二次风分开布置。每个回程的管箱上部两排采用规格为Φ57×3mm的加厚管，其余管子的规格为Φ57×2mm，沿烟气流向前三回程管箱采用材质为20/Q215-A的换热管，最后一回程的管箱低温段采用耐腐蚀的考登钢钢管。各级管组管间管箱空气侧之间通过连通箱连接。一二次风由各自独立的风机从管内分别通过各自的通道，被管外流过的烟气加热，总换热面积为60250m2。且一、二次风道沿炉宽方向双进双出。
3锅炉燃煤及脱硫石灰石分析
3.1循环流化床锅炉实际煤种分析
锅炉设计煤种为70%煤矸石+15%洗中煤（1）+15%洗中煤（2）混煤；校核煤种一为长虹沟原煤；校核煤种二为洗中煤。
3.2循环流化床锅炉脱硫用石灰石特性
石灰石入爐粒度要求曲线见附图一
图一 石灰石入炉粒度要求曲线
石灰石品质（煅烧前）分析见附表一
表一 石灰石品质分析
4积灰与腐蚀的原因分析
低温腐蚀和堵灰一般都会发生在受热面壁温最低的空气预热器的低温段，当空气预热器受热面壁温接近或低于烟气露点时，烟气中的硫酸蒸汽将在避免凝结进而对受热面产生腐蚀；同时烟气中的飞灰极易被受热面上的酸液粘附而形成沉积，积灰中的金属氧化物与酸液反应会生成水硬性硫酸盐，引起积灰硬化，形成很难清除的低温粘性积灰。空气预热器的低温粘性积灰使空气预热器管道的通流面积不断的减少，烟气流速加快，从而使未积灰的受热面管磨损速度。被磨损受热面处空气未被加热，直接进入烟气侧，温度降低，进而并且加快受热面管壁腐蚀和积灰速度，产生恶性循环，最终导致空气预热器产生严重金属腐蚀和堵灰，使烟气通流阻力增加，通风不足，加大风机出力，直接影响锅炉运行的可靠性和经济效益。
4.1低温腐蚀机理
固态燃料煤中通常含有硫分，硫分在炉膛中燃烧形成硫的氧化物，与烟气中的水分结合形成硫酸，进而烟气流过低于露点的受热面时，硫酸结露，附着在空气预热器换热管壁表面，进而腐蚀换热管。形成硫酸的两个充分条件是硫的氧化物和水分。
4.1.1烟气中的硫酸蒸汽含量主要与烟气中的三氧化硫含量有关，而三氧化硫的的形成主要有以下两种方式：
(1)在燃烧反应中，燃料中的硫分在炉膛燃烧区先形成二氧化硫，部分二氧化硫与烟气中剩余的氧气继续反应生成三氧化硫。即：2SO2+O2=2SO3。炉膛中燃烧温度越高，剩余过量的空气越多，烟气中SO3也就越多。
（2）催化反应生成SO3。烟气流过对流受热面时，SO2会遇到一些催化剂，如钢管表面的氧化铁（Fe2O3）及受热面管壁上的沉积物或燃料中矾燃烧后生成的V2O5等。催化剂的催化能力与温度有关，大约在500至600℃时催化能力最强，这正是过热器管壁的温度范围，因此SO2在收到催化剂的作用下与烟气中过剩氧气结合，生成较多的SO3，即2SO2+O2=SO3。
4.1.2煤在燃烧时产生烟气水蒸汽含量取决于所有燃料和空气中的水分，蒸汽吹灰也增大了烟气中的水蒸汽。如果水蒸汽不与其他物质结合，其分压较低，水蒸汽的露点也很低，一般在30至60℃时低温受热面上不会结露。
4.2低温腐蚀和空气预热器堵灰的现象及危害
空气预热器受热面发生低温腐蚀时，不仅是空气预热器换热管被腐蚀造成漏风增大，而且还会因为其表面粗糙不平和具有粘性的产物使飞灰发生粘结，由于被腐蚀的表面覆盖着，这些低温粘结灰及松散的腐蚀产物使烟气同流截面积减小，引起烟气及空气之间的传热恶化，导致排烟温度升高，空气预热不足以及一、二次风机及引风机电耗增加。
空气预热器堵灰后，热风温度下降，风烟系统阻力上升，一次风、二次风正压侧与烟气负压侧的压差增大，进而增大了空气预热器的漏风量，堵灰严重时影响锅炉的满负荷运行。
另外，由于空气预热器的堵灰和低温腐蚀时相互促进的，空气预热器堵灰可加速烟气中硫酸蒸汽的凝结，加快空气预热器的低温腐蚀，致使空气预热器换热管严重损坏。所以有效预防空气预热器堵灰和低温腐蚀是电厂安全、经济运行所必须要解决的问题。
4.3现状分析
京海发电有限责任公司#1锅炉在运行期间燃烧煤质含硫量为1.5%左右，普遍超过设计煤质的含硫量。经过2012年供暖期，空气预热器右侧出口氧含量逐步增大，约为12%。引风机、一二风机、二次风机电机电流明显增大（见表二），空气预热器严重漏风。
2012年4月16日B修期间，着重检查并处理空气预热器漏风问题。检查发现空气预热器一层有大面积的粘结灰，通过对空预器换热管壁和管间粘结灰进行取样分析，里面SO42-含量较高（见表四）。一层冷段空预器管两侧根部有多根已严重腐蚀，并折断，见图二。通过利用开启引风机利用烛火负压查漏的方法封堵了1387根空气预热器换热管，其中右一次风侧一层空气预热器管封堵327根，封堵率为11.8%。检修后，空气预热器出口氧含量约为3%，空气预热器漏风问题得到解决。在同等负荷下引风机、一二次风机电机电流明显降低，其中引风机尤为突出，减小电耗，增大风机出力的余量（见表三）。
图二 #1炉空气预热器低温腐蚀
表二检修前风机电流数据
表三 检修后风机电流数据
表四空预器粘结灰分析结果
5预防措施
低温段空气预热器低温腐蚀及堵灰的根本原因是由于烟气中存在SO3以及受热面金属壁温低于烟气露点。因此要防止空气预热器腐蚀的主要应采取的措施有：一是减少烟气中的SO3的含量，以降低烟气中的露点和减少硫酸的凝结量，减轻腐蚀。而是提高空气预热器冷锻的壁温，使之在高于烟气露点下运行。具体方法：
5.1改进空气预热器的管材
由于空气预热器本身设计在第一层管箱内空气预热器换热管材质为考登钢，但腐蚀情况仍然很严重，建议使用材质更高级的耐腐蚀的搪瓷刚。空气预热器换热管间距为80mm，间距较短，容易积灰，建议在保证足够换热面积前提下增大管间距。
5.2燃烧脱硫，减少烟气在含硫量
循环流化床锅炉脱硫机理是直接向炉膛内喷入石灰石粉，煤中硫分氧化成为SO2，通过投入的石灰石反应，可以实现在炉膛内直接脱硫。CaCO3=CaO+CO2，CaO+SO2+O2=CaSO4。而该反应的最佳温度为850至920℃。
在由大量灰粒子所组成的温度相对较低接近870℃的床层内，该温度兼顾提高锅炉效率和脱硫效率。这些粒子通过布风板一次风所产生的向上的烟气流将其悬浮在炉膛中，二次风分两层进入炉膛，实现分级燃烧。旋风分离器将绝大多数固体粒子从气固两相流中分离出来，通过回料器重新送回炉膛参加燃烧。强烈的扰动及混合、固体粒子的内、外循环及较长的停留时间都为化学反应提供了良好的外部条件。
为维持锅炉有效、经济运行，采用适当大小的石灰石粒子是关键所在。過粗的石灰石粒子将导致石灰石耗量增加、床温低于正常温度，锅炉效率下降，底灰超过设计值等。石灰石粒子过细，其在炉膛中停留时间达不到要求，将导致脱硫效率下降，增加石灰石耗量，灰量增大，电除尘器超负荷运行。根据石灰石入炉粒度要求曲线，要严格控制在1.5mm以内。
5.3提高空气预热器壁温
在锅炉运行中，如果空气预热器管壁温低于烟气露点，就要提高排烟温度或提高空气预热器入口空气温度，防止低温腐蚀，但排烟温度提高，将会使排烟损失增加，锅炉热效率降低，所有只能提高空气预热器入口空气温度。尤其是在冬季机组运行时，要及时投入暖风器，若暖风器加热空气温度有限，则需要对锅炉设备进行改造。最常见方法就是把已经预热的空气通过再循环管道重新送入一、二次风机入口与冷空气混合，或者在风机入口风道加设暖风器，以提高空气预热器入口冷风温度，从而确保空气预热器冷段壁温在酸露点之上。
5.4减少烟气中氧量，降低烟气的露点
烟气中SO3的多少与燃料中的硫分、炉膛温度、燃烧空气量等因素有关。若烟气中过剩的氧会增加SO3的生成量，同样锅炉各个部位漏风，也会增加SO3的生成量。在运行中加强燃烧调整，保持适当的过量空气系数。及时消除漏风缺陷，减少漏风，从而抑制硫酸的生成，降低空气预热器的腐蚀。
5.6增加吹灰装置
我厂空气预热器现有的吹灰装置为固旋式蒸汽吹灰和激波吹灰器，每层分别布置8台，沿炉宽方向对称布置。在#1炉B级检修中发现，空气预热器一层四周箱体底部（空气预热器底部灰斗上部）粘结灰较大，建议利用下次检修积灰增设激波吹灰装置。机组正常运行时，每班都要对空气预热器进行吹灰一次，减少空气预热器堵灰。同时绘制机组不同负荷对于空气预热器烟气侧压差曲线，加强对烟气侧空气预热器压差检测及稳定监视，当有异常变化时要加强调整，采取强制吹灰等措施。
5.7减少烟气中含水量
空气预热器烟气侧水分过高也是引起空气预热器结灰，蒸汽吹灰和燃烧煤质水分是烟气侧水分的主要来源。蒸汽吹灰是提高尾部竖井换热效率的有效手段，我电厂自动吹灰经常出现故障，会手动进行吹灰，为减少烟气中水分，应在吹灰之前充分对吹灰蒸汽管道进行预暖，及时疏水，减少蒸汽进入烟气。同时要尽量燃烧水分较低燃煤，减少烟气中水分。
6总结
空气预热器运行好坏，直接关系着机组安全、稳定、经济运行。因此在机组运行中要加强对空气预热器烟差，风机电流、排烟稳定、SO2含量、烟气含氧量等参数的监视，如有参数异常，需对各个因素逐一进行认真分析，找出原因，制定相对措施。同时要提高空气预热器管壁温度，才能保证机组长时间稳定运行。
参考文献
[1] 樊泉桂.锅炉原理[M].北京：中国电力出版社，2008
[2] 锅炉说明书.东方锅炉（集团）股份有限公司，2009