脱硝空预器堵灰原因及措施
空预器堵灰原因及预防措施
空预器堵灰原因及预防措施空预器堵灰现象：空气预热器发生堵灰,表现为一次风、二次风风压增大、炉膛负压难以维持,并出现摆动现象,摆幅逐渐加大,且呈现周期性变化,其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合,严重时导致送、引风机发生喘振、引风机无调节余量,影响到燃烧自动装置的投入;空气预热器堵灰后会造成锅炉排烟温度升高, 热风温度下降,风、烟系统阻力上升,一次风、二次风正压侧和烟气负压侧的压差增大,增加了空气预热器漏风；堵灰严重时,影响锅炉的满负荷运行;1、概述新疆神火电厂一号锅炉共配有2台由上海锅炉厂生产制造的三分仓回转式空气预热器,两台型号为空预器,转子转速转/分;旋转方向为烟气/二次风/一次风,气流布置一二次风自下而上逆向流动,烟气自上而下顺向流动;每台空预器配置两支吹灰器,分别安装在空预器入口烟道和出口烟道处,吹灰介质取自屏式过热蒸汽;一号锅炉曾经因空预器堵灰严重,进行空预器高压水冲洗,空预器堵灰已经严重影响锅炉的安全运行;2、空预器堵灰原因分析空预器堵灰现象锅炉运行中,空预器进出口烟气差压增大,引风机电流增加,锅炉总风量大幅波动,炉膛负压摆动,排烟温度偏差增大,堵灰严重时有时引起风机喘振;表1 1号锅炉空预器堵灰前、后参数对比机组负荷MW A/B空预器进出口烟A/B空预器进出口二A/B引风机静叶开A/B引风机电流AA/B排烟温度℃气差压Kpa 次风差压Kpa度％540堵灰前540堵灰后74/7686/84229/232314/314142/145120/178空预器堵灰原因,锅炉炉膛结焦等各种因素的影响,锅炉燃煤实际不能按照设计煤种运行,经常出现较大偏差,致使相同负荷下锅炉燃煤量大幅增加,灰分也大量增加;实际煤种1为准东煤,实际煤种2为托浪岗表2 锅炉设计燃煤与实际燃煤特性对比煤种特性全水分％灰分％挥发分％硫分％低位发热量千卡/千克设计煤种实际煤种1 实际煤种2 4600 4690 3641煤质含硫量大,实际燃烧的煤种的含硫量远远超过设计煤种的含硫量,煤中的硫燃烧生成二氧化硫,二氧化硫在催化剂积灰中的Fe2O3的作用下进一步氧化生成三氧化硫与烟气中的水蒸汽生成硫酸蒸汽,硫酸蒸汽的存在使烟气的露点显着升高,当燃料中含硫量越高、过剩空气系数越大,烟气中SO3含量越高,露点也越升高;由于空预器中空气的温度较低,烟气温度不高,壁温常低于烟气露点,这样硫酸蒸汽就会凝结在空预器受热面上,烟气中的灰、沙粒便容易粘在空气预热器的受热面上形成积灰,在燃烧托浪岗煤时更为突出,表现为空预器前后差压增大,进一步发展就会造成空预器堵灰;再者氨逃逸率一直大于10ppb,容易形成鼻涕形状的硫酸氢铵, 硫酸氢铵的熔点 147℃,主要沉积在烟气温区:230-150℃,有气态→液态→固态转化,所以按温度梯度的分布,硫酸氢铵通常沉积在预热器中间部位传热原件上,在液态向固态转换时吸附灰分,直接沉积在空预器的传热元件上,长期运行会造成空预器堵塞;省煤器灰斗输灰不通畅;一号炉省煤器输灰管路均由于煤质差磨损非常严重,灰分大使得输灰更加困难,输灰管线有时堵塞,形成恶性循环,加剧了空预器堵灰;吹灰蒸汽过热渡不够;1号炉空预器蒸汽吹灰参数表空预器说明书中要求吹灰蒸汽参数要超过上面的参数表蒸汽暖风器泄漏A送暖风器泄漏严重,A送风机底部排污门排水三个小时;一号锅炉在空预器入口一二次风道上分别安装有蒸汽加热空气的暖风器;冬季由于气温变化剧烈,暖风器经常泄漏,严重时从风机底部排污口处有大量水排出,只能将暖风器被迫停运,使得排烟温度相应降低,不能保证冷端综合温度高于设计值运行,从而导致空预器低温段的腐蚀,更加重了空预器堵灰;吹灰蒸汽阀门不严泄漏;因吹灰蒸汽进汽阀不严,水蒸汽漏入空预器内部,导致空预器堵灰;为此,我们对所有吹灰蒸汽进汽阀进行了彻底的研磨或更换等检修工作,基本解决了因吹灰蒸汽进汽阀门不严而引起空预器堵灰发生;吹灰疏水管路直径设计太小,疏水不够彻底;空预器吹灰疏水管直径太小,当开始吹灰时,吹灰器进汽阀处明显看到有凝结水外漏现象,说明吹灰疏水没有完全疏干,有湿蒸汽进入空预器;空预器水冲洗不彻底;停炉在三天以上基本上都要进行空预器水冲洗,由于停炉时间短,不能保证足够的冲洗时间,堵灰严重时需要2－3天才能将空预器完全冲洗干净;锅炉停运到空预器可以停止运行大约至少需要1天时间,这样空预器有效冲洗时间相对减少,造成冲洗不彻底,换热元件上残留部分垢物,在锅炉下次启动后很容易粘贴大量灰粒,并在下次冲洗时不易冲刷下去锅炉启动时制粉系统投入过早;在锅炉启动过程中为了节油基本上都提早投入制粉系统,致使煤粉燃烧相对较差,势必造成飞灰可燃物大量增加;在点火初期着火特别不好,大量未燃烧煤粉进入空预器增加了堵灰的发生;最低冷端综合温度空预器的冷端综合温度即烟气出口温度与空气入口温度之和控制有时达不到设计值要求;冷端低温硫酸腐蚀是空预器堵灰的重要影响因素之一,同时也是影响空预器正常运行的关键所在;我厂空预器堵灰基本都发生在传热元件冷端,且灰成分都比较坚硬,堵灰后通过吹灰根本无法将其吹掉;3、空预器堵灰预防措施冬季加强暖风器综合治理;利用停炉机会对暖风器进行改造,以彻底解决因暖风器疏水不畅通引起振动而引起内漏;锅炉暖风器处可以增加玻璃观察窗,以方便运行过程中检查暖风器是否内漏;根据入炉煤硫份值确定合理的暖风冷端平均温度控制值,防止空预器冷端腐蚀加剧造成空预器积灰严重,差压升高;减少SO3的生成;烟气中SO2氧化成SO3是在一定的条件下发生的,炉膛火焰中心温度越高,过量空气越多,生成的SO3就会越多;因此在运行中采用低氧燃烧技术,通过要求运行人员精心操作合理配风,降低锅炉过剩空气系数,禁止大风量运行,保证燃烧最佳状态,减少SO3的生成;对脱硝系统表计进行定期进行校核检查,重点对脱硝烟气压力、喷氨流量、氨逃逸率进行检查.运行中加强风烟系统画面参数监视,重点监视空预器出口一二次风温偏差、空预器烟气侧差压变化情况,出现空预器风温、烟气差压增大等空预器堵塞迹象及时进行空预器连续吹灰,根据空预器堵塞情况,调整堵塞侧空预器喷氨量;制粉系统投运时尽量满足着火能量磨煤机启动前应保证二次风温大于150℃,以减少制粉系统启动初期大量不完全燃烧产物的生成,从而抑止空预器堵灰的发生;加强省煤器输灰系统综合治理;锅炉日常运行中加强省煤器灰斗料位的监视和控制,一旦发现高料位,立即联系检修进行处理;同时利用停炉机会,检查省煤器灰斗真实料位,彻底疏通输灰管线;对空预器要进行定期吹灰且吹灰蒸汽要保证足够的过热度;吹灰至少每8小时进行一次,如果发现空预器差压有上升趋势,应缩短吹灰时间间隔;吹灰程序控制必须采取疏水温度控制,不能通过时间简单判断疏水是否干净,必要时进行疏水管路改造以确保空预器吹灰效果;加强吹灰阀门的综合治理;每次停炉后对空预器吹灰进汽阀和吹灰枪进行检查处理,保证运行中不发生湿蒸汽泄漏到空预器换热元件上;高压水冲洗要彻底;空预器冲洗热段一般采用消防水喷淋,冷端采用高压水枪冲洗,通过抽检中温端换热元件干净程度以确定冲洗质量是否合格,正常两台空预器冲洗合格需要进行60小时左右;冲洗结束后一定要进行充分干燥,防止启动时大量灰粒粘贴到换热元件;4、结论空预器堵灰不仅影响锅炉运行的安全性而且使锅炉效率显着降低,风机单耗明显增加,排烟温度升高,严重时脱硫系统由于入口烟气温度过高而无法投入运行,因此有效预防和制止空预器堵灰显得非常重要;;。
关于锅炉空预器堵灰的原因分析及解决办法
关于锅炉空预器堵灰的原因分析及解决办法【摘要】为了缓解和避免电厂锅炉空预器堵灰、结垢和低温腐蚀的影响，文章结合本单位电厂锅炉实际运行中出现的问题，对锅炉空预器、暖风器进行改造，希望通过本文的阐述能为相关研究和实践工作提供借鉴和参考。
【关键词】空预器；低温腐蚀；堵灰；结垢；改造引言我电厂选用的锅炉型式：超高压、自然循环、单炉膛四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置汽包锅炉，炉顶设轻型防雨屋盖；同步设置烟气脱硫、预留脱硝装置。
1、空气预热器的作用1.1电站锅炉用汽轮机抽汽预热锅炉给水，省煤器入口水温很高，锅炉排烟温度降低受限制，须利用空气预热器降低排烟温度，降低热损失，提高锅炉的经济效益。
1.2磨制、烘干煤粉，改善燃料着火与燃烧，强化炉内辐射换热，要求将空气加热到较高的温度，必须要设计空预器。
1.3空气预热器的结构2、空预器堵灰、结垢现象2.1在锅炉试运行期间，锅炉空预器出现严重的堵灰现象，导致锅炉出力不够，堵灰严重时会导致锅炉无法正常运行，严重影响电厂安全运行。
在锅炉选型时，空预器选用的是管式空预器，在停炉期间对空预器进行了全面的检查，发现空预器换热管及连箱内严重堵塞结垢，严重影响空预器的正常运行。
2.2空预器的作用主要是用锅炉烟气加热二次风，空预器出现堵灰后，就会严重影响换热面积和换热效率。
导致锅炉的出口烟温严重超标，设计的烟温是130度以下，当空预器出现堵灰后导致烟温升至180度以上。
另二次风要求加热至300度左右，现只能加热至200度。
这样就会出现空预器堵灰情况，由于二次风温无法达到设计值，这样就会导致锅炉无法达到设计出力，严重影响锅炉的出力，从而会影响到电厂机组的发电能力。
对电厂造成很大的经济损失。
3、空预器堵灰的原因分析3.1空预器堵灰后，空预器内的灰对空预器进行腐蚀结垢，因为灰的成分含硫和氮氧化物，长期运行将会使空预器内的管束磨穿，导致烟气和二次风直接接触，使空预器无法正常工作。
脱硝系统运行与防止空预器堵塞
脱硝系统运行与防止空预器堵塞摘要：由于煤质、非低氮燃烧器等因素导致炉膛出口NOx较高。
在脱硝系统投运后，即出现了空预器明显差压升高、液氨单耗高于设计值等异常现象，影响到机组接带负荷能力、经济性和锅炉燃烧的稳定性。
由于设备的固定性，决定了现有条件下降低液氨单耗、防空预器堵塞只能通过日常燃烧调整、高低负荷时设备运行方式的选择等方法来降低脱销入口NOx含量，并加强脱硝系统维护等方面来实现。
关键词：脱硝系统运行；空预器；防止堵塞1、前言近年来，随着我国NOx排放标准的提高，促使电厂安装烟气脱硝系统。
我厂2×600MW机组也于2014年完成了脱硝系统改造并投入运行。
由于煤质、非低氮燃烧器等原因导致炉膛出口NOx最高达1500mg/m3左右，给后续处理烟气的SCR脱硝系统带来较大压力。
基于当前系统结构、煤种的前提下如何确确保排放达标、防空预器堵塞、降低液氨单耗成了新的研究课题。
2、空预器堵塞及液氨单耗偏高的原因分析2.1喷氨量过大脱硝系统投运后，喷氨系统自动调整品质差、氨逃逸量表显示不准，造成过量液氨喷入烟道。
氨逃逸量严重超标，在空预器换热面上大量产生硫酸氢氨，导致空预器堵灰严重。
2.2吹灰器运行不满足要求虽然空预器冷端吹灰器已更换为双介质吹灰器，但运行不满足吹灰要求。
一是炉子启动初期油粉混燃时，燃烧不完全的煤粉及油烟沾浮在空预器换热面上，初期吹灰汽源取至辅汽联箱，而此时辅汽联箱用户多辅汽压力达不到吹灰要求，未能按设计的吹灰方式进行吹灰，而且吹灰压力比额定压力低0.2MPa，吹灰效果达不到要求。
二是没有根据空预器的压差进行及时调整，当发现空预器明显堵塞后，再改为连续吹灰，此时已很难完全疏通空预器。
2.3空预器冷端综合温度低入炉煤含硫长期平均值4%左右，对应的空预器冷端综合温度理论值应该控制在190℃以上，在降低排烟温度提高锅炉效率的改造后，空预器的出口烟温平均只有120℃左右，即使开启热风再循，空预器入口二次风温也只能提高至40℃，冷端综合温度也只有160℃左右，仍然达不到设计冷端综合温度要求。
燃煤锅炉烟气脱硝空预器阻塞原因分析及其解决方案
燃煤锅炉烟气脱硝空预器阻塞原因分析及其解决方案为满足超低排放改造要求，国内燃煤电厂在脱硝反应器内更换或加装了新催化剂。
在脱硝装置投运初期，部分出现了空预器堵塞的情况，并且有愈发严重的趋势，通过某电厂实际案例，分析得出：过量喷氨和喷氨不均匀会生成过量的硫酸氢锭(ABS),从而导致硫酸氢锭和飞灰混合，粘附在空预器元件表面，堵塞空预器。
对此，结合实际情况，采取一些措施如：减少喷氨，流场优化试验，加强空预器清灰，有效解决了空预器的阻塞问题。
选择性催化复原(SCR,Se1ectiveCata1yticReduction)技术在20世纪70年代后期先由日本应用在工业锅炉和电厂锅炉上，欧洲从1985年开始引进SCR技术。
美国从1959年就开始研究SCR技术，直到80年代后期才发展到工业应用上来。
SCR技术的原理是通过复原剂(例如NH3),在适当的温度，并有催化剂存在的条件下把NOX转化为空气中天然含有的氮气(N2)和水(H20)由于技术的成熟和较高的脱硝率，SCR技术已经成为国际上电厂烟气脱硝的主流技术。
随着国家对环保要求的日益提高，SCR技术在我国已逐步开始大规模推广应用。
20**年12月，国务院下达了一项治理雾霾的“硬任务”：在20**年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的，要坚决淘汰关停。
超低排放是通过多污染物高效协同控制技术，使燃煤机组的大气主要污染物排放标准低于我国现行的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-20**)这一法定标准，而接近或到达天然气燃气机组的排放标准。
表1超低排放改造要求1硫酸氢铁的生成机理在SCR系统脱硝过程中，烟气再通过SCR催化剂时，将进一步强化S02-S03的转化，形成更多的So3。
在脱硝过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它在空气预热器中下层处形成硫酸氢铁。
运行经验和热力学分析都说明，硫酸氢铁(Ammoniumbisu1fate)的形成取决于反应物的浓度和它们的比例。
600MW机组脱硝改造后空预器堵塞原因及解决措施
图1
- 118 -
生态与环境工程
表1
项 目 收到基低位发热值Ｑｎｅｔ．ａｒ 工 业 分 析 收到基全水份Ｍｔ 收到基灰份Ａａｒ 干燥无灰基挥发份Ｖｄａｆ 空气干燥基水份Ｍａｄ 收到基碳Ｃａｒ 元 素 分 析 收到基氢Ｈａｒ 收到基氧Ｏａｒ 收到基氮Ｎａｒ 收到基全硫Ｓｔ．ａｒ 单 位 ｋＪ／ｋｇ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％ ％
2017 NO.12 （ 下）
中国新技术新产品
设计煤种 ２０２３０ ８．８ ２４．９８ ３５．２７ ５．２７ ５２．９６ ３．０３ ８．９９ ０．５８ ０．６６
实际煤种 １８４３０ １４．３ ２８ ３２．５ ８．９３ ４８．７４ ３．２６ １１．８０ ０．４５ １．２
果能提高脱硝效率，降低氨逃逸率，就能有效减少 NH4HSO4 生成，因此可采用以下措施 ： 2.1.1 进行低氮燃烧器改造 如果能在烟气进入 SCR 反应区之前就降低烟气中的 NOX，这样既能减少脱硝的喷氨量，具有可观的经济性，又 能有效的降低氨逃逸率，减少 NH4HSO4 的生成。该机组在 2013 年就进行了低氮燃烧器的改造， 成功的将 SCR 反应区 3 前烟气中 NOX 的含量由将近 600mg/m 降到 300mg/m3 以下， 大大降低了喷氨量，有效降低了喷氨量及氨逃逸率。 2.1.2 根据煤种选择合适的催化剂提高脱硝效率 脱硝效率的高低与催化剂的选择有着直接关系，而各 地区煤质差距较大，因此根据煤质选择合适的催化剂对提 高脱硝效率有着至关重要的作用。该机组所在地区的煤质 见表 1。 按结构催化剂分为板式、波纹式和蜂窝式，我厂两台 600MW 机组脱硝改造较早，因此在选型时在两台锅炉上 分别选择了蜂窝式和板式催化剂两种进行对比观察， 后经 半年运行时间观察， 发现相对于我厂煤种蜂窝式效率明显 比板式的要的多， 且系统阻力增大程度完全在可接受范围 内。 2.1.3 提高催化剂的活性 一般脱硝催化剂主要以 TiO2 为载体，以 V2O5 作为主要 的活性成分，催化剂一般在烟温 309℃ ~420℃运行效率最 高， 低于低限温度或高于高限温度运行， 催化剂就都会失活。 一般机组负荷低于 60% 额定负荷后烟温普遍低于 309℃， 因 此在机组负荷低于 60% 额定负荷催化剂活性降低后为了控 制出口 NOx 合格往往通过增加喷氨量来实现，这样一来大 大的增加了氨逃逸率， 加剧了空预器堵塞情况。该锅炉从高 温再热器后引入一路高温烟气旁路到脱硝入口， 保持入口烟 温在 309℃ ~420℃，催化剂高效率运行，达到减少氨逃逸率 的目的。 2.2 控制入炉硫份 从上述反应机理上来看， 煤中硫份的存在也是 NH4HSO4 生成的主要原因，尽量使用低硫煤，根据负荷不同，科学调 配入炉煤种，这样既能减少 NH4HSO4 的生成，避免空预器 堵塞，又能有效的减轻脱硫环保排放的压力。
浅析空预器堵塞原因及治理
1 空气预热器堵塞原因分析(1)省煤器输灰器设计不合理,锅炉投运后,省煤器输灰器长期不能正常运行,大量粗灰随烟气流进空气预热器,在空气预热器一些死角积存,导致空预器阻力增加,堵塞的可能性增加。
(2)锅炉在设计时,在空气预热器与风机之间设有暖风器,锅炉调试时将暖风器投运,效果极差,试验证明无实际意义,但暖风器阻力较大,影响风、烟道阻力,虽然进行了部分割除,但不彻底,增大烟道阻力,加大空气预热器堵塞的可能性。
(3)空气预热器设有吹灰器,但吹灰效果极差,基本上起不到吹灰的效果,空气预热器的堵塞加大。
(4)煤粉细度不合格,锅炉燃烧不完全,烟尘中粗灰比例较大,大量粗灰被烟气带入锅炉尾部烟道,在空气预热器处聚集,堵塞空预器。
(5)空气预热器的密封性较差,空气预热器前后阻力加大,增加了空气预热器堵塞可能性。
(6)空气预热器安装不符合有关要求,在一些地方存在死角,当灰流经该处时在该处堆积。
(7)锅炉检修期间,空气预热器受潮,锅炉检修时,用高压水对空气预热器进行冲洗,在空气预热器未彻底干燥的情况下启动引、送、一次风机运行,导致灰尘粘接在空气预热器上,导致通道变小,进一步加大了空气预热器的堵塞。
(8)随着脱硝系统的投运,在空预器前设有催化剂,喷人大量氨水,在烟道内形成硫酸氢铵,加剧空预器的堵塞。
2 防止空预器堵塞的治理措施2.1 控制硫酸氢铵的产生相对于脱销机组当中入炉煤中硫含量需要严格控制,强化入炉煤掺配掺烧的有效管理,防止硫酸氢铵大量产生,从而降低空预器的堵塞。
并且还需要做好喷氨格栅的调整以及维护工作,实现对于喷氨格栅调门的开度进行有效调整和优化,保证各个区域的喷氨流量和N O x 流场能够达到匹配度,从而减少由于局部地区的氨气过喷造成氨逃逸超标。
同时定期实现对于喷氨格栅进行吹扫,防止由于个别管道产生堵塞情况。
机组在实际的停运当中需要加强对于喷氨栅堵塞状况实施检查,还需要做好相应的清理疏通作业,在完成机组的检修之后重启起动还需要实现对于喷氨格栅的调平。
SCR法烟气脱硝造成的空预器堵塞的解决措施
SCR法烟气脱硝造成的空预器堵塞的解决措施摘要：某公司锅炉经过SCR法烟气脱硝改造后，锅炉管式空预器堵塞严重，导致锅炉被迫停运，停运后对管式空预器管束进行疏通，通过运行数据分析，本文对SCR法烟气脱硝改造后的副产物形成的机理进行分析，并找出造成空预器堵塞的原因，以及解决空预器堵塞的措施。
关键词：SCR、空预器、氨逃逸、烟气温度前言：某公司№1锅炉空预器前后差压缓慢增大，通过分析为空预器管束堵塞导致，最终停炉进行疏通。
疏通过程中空预器入口处、水平烟道及零米地面有刺鼻味道，怀疑为氨气味道，用手持气体检测仪检测氨气报警。
经过仔细检查未发现氨气管道泄露，初步判断为清理下来的湿灰有氨气味道，通过清理完空预器地面湿飞灰后，经检测无氨气味道。
一、SCR法烟气脱硝运行机理选择性催化还原法（SCR），对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨等多种还原剂（CH4、H2、CO和NH3），可以将NOx还原成N2，尤其是NH3可以按下式选择性地和NOx反应：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200～450℃的范围内有效进行。
在NH3/NOx为1（摩尔比）的条件下，可以得到80%～90%的脱硝率。
在反应过程中，NH3有选择性地和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化。
4NH3+5O2→4NO+6H2O选择性反应意味着不应发生氨和二氧化硫的氧化反应过程。
然而在催化剂的作用下，烟气中的一小部分SO2会被氧化为SO3，其氧化程度通常用SO2/SO3转化率表示。
在有水的条件下，SCR中未参与反应的氨气会与烟气中的SO3反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4）与硫酸铵（NH4）2SO4等一些有害的副产品。
其副反应过程为：2SO2+1/2O2→2SO32NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4NH3+SO3+H2O→NH4HSO4二、硫酸氢氨的危害SCR脱硝运行过程中会有一定量的氨逃逸，在一定工况下反应生成硫酸氢铵，通常情况硫酸氢氨露点为147℃，当环境温度达到此温度时，硫酸氢氨以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散在烟气中，硫酸氢氨是一种粘性很强的物质，极易粘附在物体上难以去除，而且有较强的吸潮性。
探讨空预器堵灰的原因及处理措施
探讨空预器堵灰的原因及处理措施空预器作为锅炉等设备中的核心构件，其质量直接关乎相应设备的整体运行性能。
但是其在实际运行过程中不可避免地出现堵灰问题，以至于影响了其正常使用。
在空预器运行的过程中，其经常会出现一、二次风压和炉膛压力存在周期性摆动问题，这就是其出现堵灰问题的主要征兆，所以有必要对其出现堵灰问题的成因和处理对策进行深入分析。
1 空预器堵灰的成因分析1.1 运行操作问题在电厂脱硝系统的改造升级之后，系统逐步投入正常运行。
但是由于氨逃逸与烟气中的SO3发生反应，生成硫酸铵盐使位于脱硝下游的空预器蓄热元件受到影响。
由于硫酸铵盐自身的腐蚀性和黏结性，导致元件的腐蚀和堵塞问题，因此氨逃逸成为当前电厂空预器异常堵塞的主要原因。
不仅如此，由于空预器堵灰不可避免，所以空预器吹灰不得不加大频次，再加上可能存在安装调试缺陷极易造成空预器的吹损，从而形成恶性循环继续加大空预器的堵塞。
1.2 吹灰蒸汽带水在空预器运行的过程中，其主要根据疏水阀部位处的温度来进行自动控制，具体就是在其执行吹灰操作的过程中，需要先打开疏水阀来进行疏水，待该部位的温度达到规定值之后，相应的空预器即可正式执行自动吹灰操作。
理论上来讲，按照预设操作程序来进行操作，吹灰蒸汽中不应该带有水分，这就要求在打开疏水阀的几秒钟时间内完成吹灰蒸汽操作，但是实际实施的过程中却无法在短时间内完成，具体表现在吹灰枪部位处冒出大量水汽，这就是吹灰前疏水不彻底的具体表现，并且带水问题非常严重，从而致使空预器出现了比较严重的结灰问题。
1.3 暖风器使用不合理在机组处于正常运行状态下，通过燃用设计所需煤种的时候，空预器冷端壁的温度都会高于烟气露点值10℃及以上温度值。
在锅炉实际燃烧的过程中，如果先借助暖风器将相燃烧所需的空气加热到20℃，然后再送入到空预器中，此时就可以避免受热面出现低温腐蚀问题。
在冬季环境条件下，相应的运行机组长期处于低负荷状态运行，加之暖风器没有及时得到全面落实，以至于空预器综合冷端的平均温度控制在52℃左右，这远低于其说明书中的规定标准值（68℃）。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
1.硫酸氢氨的产生机理在SCR系统脱硝过程中，烟气在通过SCR催化剂时，将进一步强化SO2→SO3的转化，形成更多的SO3。
在此过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它可能在空气预热器处与SO3形成硫酸氢氨，其反应式如下：
NH3+ SO3+ H2O→NH4HSO4硫酸氢氨在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。
对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢氨在295F°~405F°温度范围内为液态；对于燃油、燃气机组，烟气中飞灰含量较低，硫酸氢氨在
295F°~450F°温度范围内为液态。
这个区域被称为ABS区域。
2.对预热器的影响2.1堵灰和腐蚀产生的原因气态或颗粒状液体状硫酸氢氨会随着烟气流经预热器，不会对预热器产生影响。
相反，液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。
硫酸氢氨的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、SO3及H2O浓度有关。
为此，在系统的规划设计中，应严格控制SO2→SO3的转化率及SCR出口的NH3的逃逸率。
同时，应考虑重新调整空气预热器的设计结构或吹灰方式配置，消除硫酸氢氨对空气预热器运行性能的影响。
在形成液体状硫酸氢氨的同时，也会产生部分硫酸氨。
与硫酸氢氨不同，颗粒状硫酸氨不会与烟气中的飞灰粒子相结合而造成预热器的腐蚀、堵灰等，不会影响预热器的换热及机组的正常运行。
2.2防止堵灰和腐蚀产生的改进措施考虑到ABS区域的特定位置及相应特性，在空气预热器的结构设计如：传热元件的高度选择、材质、板型上以及清灰设施配置上应采取相应的措施。
（1）、为减少积灰和有较好的清洗效果，采用封闭流通道（Closed Channel）的板型传热元件代替现有的冷端传热元件，此种板型非常有利于飞灰和粘结物的清
除。
（2）、冷端用搪瓷传热元件，以防止硫酸氨（ABS）的沉积，同时有好的抗ABS腐蚀能力。
（3）、热端及冷端的吹灰器设计成双介质清洗，吹灰器上设置高压水清洗装
置。
2.3对锅炉系统和预热器性能的影响（1）、由于烟气中氨气含量很低，烟气成分变化不大，在省煤器出口烟气温度变化不大时，预热器通过追加热端换热面，排烟温度一般不受影响。
但如果冷段堵塞未及时清理，会使排烟温度有所上升，但不足以会危及锅炉安全运行。
（2）、由于传热元件总高增加，预热器烟/空气阻力通常增加150-200Pa，但如果冷段堵灰，阻力上升较明显。
通常在氨的逃逸率控制在3μL/L以下时，对风机的影响不大。
（3）、SCR加装后，预热器段烟气负压增加较多，预热器
漏风压差增加，通常预热器漏风率增加0.8~1.5%左右。
（4）、预热器的使用寿命不受SCR影响。
预热器除转子结构外其它结构和传统设计基本相同，冷段元件采用搪瓷表面后，使用寿命也不低于一个大修期。
（5）、预热器的使用安全性不受SCR影响。
预热器各部件工作温区和传统预热器相同，传动系统相同，轴承承载倍率仍在安全范围内。
2.4对运行维护的要求（1）、严格控制SCR出口NH3逃逸率，尽量控制在3μL/L以下，这是保证预热器不堵灰的重要前提。
（2）、在烟气阻力上升50%左右时，需对预热器进行不停机清洗，打开冷端吹灰器高压水系统，同时投运蒸汽吹灰（保证及时吹干元件表面）。
（3）、在用高压水不能有效缓解预热器堵灰时，可以在停炉阶段用大流量水冲洗设备彻底清洗转子。
（4）、不主张用过高压头蒸汽对预热器吹灰，长期吹灰压头超高，会损坏预热器冷端传热元件，通道因元件变形后会更易堵塞，而且很难清理。
（5）、预热器其它运行要求和常规预热器相同。
综上所述，采用SCR后，预热器通过合理修改设计，不会危及锅炉安全运行，控制NH3的逃逸量，是保证预热器性能的关键。
3.对静电除尘器的影响静电除尘器的效率受灰尘的比电阻影响很大，烟气经过脱氮系统后，烟气中SO3浓度提高1倍左右，对于低硫煤，SO3对灰尘的比电阻没有负面影响，对于高硫煤具有一定的影响。
由于此段烟气温度高于酸露点温度，所以不需要考虑腐蚀性的影响。