回转式空气预热器堵灰浅析及预防措施.docVIP

精品论文 参考文献 回转式空气预热器堵灰浅析及预防措施 张希峰 常远 苏静绘 薛志刚 　　（国电建投内蒙古能源有限公司 鄂尔多斯 127200） 　　摘要：分析国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂1号机组空预器堵灰现象，浅析回转式空气预热器堵灰原因及相应的预防措施。 　　关键词：空预器 堵灰 腐蚀 原因 措施 　　一、引言 　　国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂1号锅炉主要辅机均采用辅机单列，空预器为豪顿华公司生产的国内最大的三分仓回转式空预器，型号为35.5VNT2260，该空预器同时配有固定式水洗装置和吹灰装置，在送、一次风机的空预器入口装有暖风器，当送、一次风机入口风温较低时开启，以提高入口风温，其旋转方向为烟气—二次风—一次风，最低的冷端综合温度为148℃（含硫量小于1.5%的神华煤）。 　　二、国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂1号锅炉空预器堵灰现象、原因分析及处理 　　（一）空预器堵灰现象 　　2014年05月09日#1机组一次、二次风压、空预器电流及空预器烟气侧差压有摆动现象，随负荷增加摆幅逐渐加大，且呈现周期性（正弦波）变化，其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合（预热器旋转一周时间为84s）； 05月16日08:49机组负荷641MW空预器烟气侧差压最大波动至3.88 KPa（设计最大值为1.54KPa），空预器电流达24.059A，一次风差压波动至5.23KPa。 　　附图表1、图1和图2。 　　 　　（二）原因分析 　　1、#1机组脱硝系统喷氨量过多，造成氨逃逸率过大。 　　#1机组脱硝系统投入运行以来，SCR自动控制未优化，喷氨量一直通过手动调节，这导致喷氨量的控制存在随意性，从历史数据来看，曾出现过在SCR入口NOx变化不大的情况下，喷氨量发生4倍变化，并且类似情况发生较多，这种喷氨量的随意性影响氨逃逸率偏高，可参见图5；此外，运行人员对于NOx排放浓度的控制比较随意，影响空预器冷端的积灰堵塞。 　　依据历史数据，当前#1炉氨逃逸测量装置的测量数据与相关运行数据相比较，测量的准确性欠佳，其原因与烟气流场分布不均相关。而烟气流场分布不均，也将影响局部氨逃逸率偏高，影响空预器积灰堵塞。 　　并对空预器冷端换热元件堵灰灰样取样化验，化验结果（样品固液比例为1:10）见表2。 　　 　　 　　2、空气预热器冷端综合温度偏低 　　依据《DL/T 750-2001 回转式空气预热器运行维护规程》要求，在Sadle;1.5%，其冷端综合温度应不低于135℃，而当前#1炉空预器设备厂家要求其冷端综合温度更高达148℃，依据相关煤质数据，其入炉煤Sad平均值约0.5%；根据查询历史数据，当前空预器冷端综合温度整体偏低，以2014年5月4日的运行工况为例，#1炉656MW负荷下，冷端综合温度仅为123℃，低于规范值，更低于设备厂家要求值；较低的冷端综合温度，将影响空预器积灰和低温腐蚀，同时由于氨逃逸率的存在，使NH4HSO4的产生具备了物理条件，增大了空预器积灰堵塞的可能性。 　　3、空预器吹灰蒸汽参数不合适 　　#1炉空预器吹灰汽源长期采用辅汽，辅汽的压力和过热度均不符合设备厂家的要求，影响空预器吹灰效果，使空预器积灰堵塞状况恶化。 　　三、避免空预器堵灰的防范措施 　　1、合理控制好脱硝系统喷氨量，降低逃逸率 　　保证供氨调节阀自动运行方式及脱硝系统烟气流场均匀，喷氨自动尽量以出口浓度为控制目标。保证净烟出口NOx浓度,氨逃逸率低于3PPm。 　　2、提高低温受热面壁温 　　低温受热面腐蚀和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的缘故。保证低温受热面壁温高于烟气露点，硫酸蒸汽不能在金属表面凝结。要提高壁温，就要提高暖风器出口空气温度，及时投入暖风器。根据排烟温度及时调整暖风器供汽调节阀，以确保空气预热器冷端综合温度在规定范围内。 　　3、加强对空气预热器出、入口差压的监视 　　运行中应加强对空气预热器出、入口一次风、二次风及烟气差压的监视。当发现空气预热器出、入口一次风、二次风及烟气差压异常时，及时采取加强吹灰等措施。如确认冷端受热面有可能被腐蚀并开始积灰时，应及时停机对冷端受热面进行清洗或更换，防止堵灰加剧。 　　4、加强对暖风器系统的维护 　　加强对暖风器系统的维护，避免暖风器漏泄。当暖风器停运时，要对暖风器进行彻底隔绝并进行吹扫，将暖风器内的存水全部清除，避免暖风器腐蚀。 　　5、加强空气预热器的吹灰工作 　　应确保空气预热器吹灰器能够正常投入。吹灰蒸汽应保持足够的过热度，避免湿蒸汽经吹灰器进入空气预热器从而加剧堵灰。吹灰工作每班必须进行二次，如果遇到煤质差时，要加强空预器的吹灰工作，如果发现空预???差压有上升趋势，应缩短吹灰时间间隔，增加吹灰次数，特别是在锅炉灭