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锅炉空气预热器积灰堵塞的原因分析及控制措施

文档作者：张磊文档来源：酒泉钢铁【集团】有限责任公司能源中心		点击数：	更新时间： 2025年05月28日
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上一篇：燃气锅炉掺烧甲醇弛放气的生产应用

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第３８ 卷第３ 期
２０１６ 年６ 月
甘　肃　冶　金
ＧＡＮＳＵ　ＭＥＴＡＬＬＵＲＧＹ
Ｖｏｌ．３８ Ｎｏ．３
Ｊｕｎ．，２０１６
文章编号：１６７２-４４６１（２０１６）０３-００４５-０３
锅炉空气预热器积灰堵塞的原因分析及控制措施
张　磊
（酒泉钢铁【集团】有限责任公司能源中心，甘肃　嘉峪关　７３５１００）
摘　要：本文介绍了某电厂２＃机组锅炉空气预热器的运行现状，依据运行现状针对空气预热器积灰堵塞对电厂锅
炉造成的影响以及空气预热器积灰堵塞的原因进行了深入分析，提出了空气预热器积灰堵塞的有效控制措施，对
同类型电厂锅炉空气预热器安全稳定运行有一定的借鉴作用。
关键词：空气预热器；积灰；堵塞；分析；控制措施
中图分类号：ＴＫ２２３． ３４　　　　　　　文献标识码：Ａ　
Cause Analysis an d Control Measures of Ash Clogging
of Boiler Air Preheater
ＺＨＡＮＧ Ｌｅｉ （Ｊｉｕｑｕａｎ Ｉｒｏｎ ａｎｄ Ｓｔｅｅｌ ［Ｇｒｏｕｐ］ Ｌｉｍｉｔｅｄ Ｌｉａｂｉｌｉｔｙ Ｃｏｍｐａｎｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｃｅｎｔｅｒ，Ｊｉａｙｕｇｕａｎ ７３５１００，Ｃｈｉｎａ）
Abstract： Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓ ｔｈｅ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｓｔａｔｕｓ ｏｆ ｔｈｅ ｂｏｉｌｅｒ ａｉｒ ｐｒｅｈｅａｔｅｒ ｏｆ ＃２ ｕｎｉｔ ｉｎ ａ ｐｏｗｅｒ ｐｌａｎｔ， ａｎｄ ａｎａｌｙｚｅｓ ｔｈｅ
ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｂｏｉｌｅｒ ａｉｒ ｐｒｅｈｅａｔｅｒ ａｎｄ ｔｈｅ ｒｅａｓｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ａｉｒ ｐｒｅｈｅａｔｅｒ ａｓｈ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ，Ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ ｃｏｎｔｒｏｌ
ｍｅａｓｕｒｅｓ ｏｆ ａｉｒ ｐｒｅｈｅａｔｅｒ ａｓｈ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ａｒｅ ｐｕｔ ｆｏｒｗａｒｄ ｗｈｉｃｈ ｃａｎ ｂｅ ｕｓｅｄ ｆｏｒ ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ ｔｏ ｔｈｅ ｓａｆｅ ａｎｄ ｓｔａｂｌｅ ｏｐｅｒａ -
ｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｓａｍｅ ｔｙｐｅ ｂｏｉｌｅｒ ａｉｒ ｐｒｅｈｅａｔｅｒ．
Key Words： ａｉｒ ｐｒｅｈｅａｔｅｒ； ａｓｈ ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ； ｐｌｕｇ； ａｎａｌｙｓｉｓ； ｃｏｎｔｒｏｌ ｍｅａｓｕｒｅｓ
1　引言
电厂锅炉空气预热器（简称空预器）积灰堵塞
是影响发电机组安全稳定运行的重要因素。在实际
运行中，回转式空预器的受热面受到污染和积灰，从
而影响受热面传热，造成排烟温度升高，降低了锅炉
的经济性；空预器积灰堵塞严重时必须停炉处理，造
成机组非停次数增加，严重影响电厂的经济效益。
2　空预器及其附属设备概况
2．1　回转式空预器
某电厂２＃机组锅炉空预器是根据美国Ｃ-Ｅ 预
热器公司技术进行设计和制造的。采用型号为
ＬＡＰ１１２８４／２４００ 的三分仓容克式空气预热器，转子
直径Ф１１２８４ ｍｍ，蓄热元件高度热段为４００＋１０００
ｍｍ，冷段１０００ ｍｍ 蓄热元件为搪瓷元件，其余热段
蓄热元件为碳钢，主要技术数据见表１。
表１　空预器主要技术数据
序号项目单位内容
１ 型号 ＬＡＰ１１２８４／２４００ ２ 型式 容克式三分仓空气预热器 ３ 入口烟气温度（Ｂ-ＭＣＲ） ℃ ３７２ ４ 出口烟气温度（Ｂ-ＭＣＲ） ℃ １２４ ５ 入口空气温度（Ｂ-ＭＣＲ）
一次风／二次风℃ ３０／２５ ６ 一次风出口温度（Ｂ-ＭＣＲ） ℃ ３５４ ７ 二次风出口温度（Ｂ-ＭＣＲ） ℃ ３４２ ８ 空预器转子转速 ｒ／ｍｉｎ １．０５ ９ 数量 台 ２ 2．2　双介质吹灰器
２＃机组锅炉每台预热器在烟气侧热端装有一台
半伸缩式蒸汽吹灰器，冷端装有一台蒸汽高压水双
介质吹灰器，双介质吹灰器型号ＰＳ-ＡＬ，电机功率１．
１ ｋＷ，行程１３００ ｍｍ，过热蒸汽压力Ｐ ＝１．５７ ＭＰａ，
ｔ＝３５０ ℃，蒸汽耗量约８０ ｋｇ／ｍｉｎ，主要技术数据见
表２。吹灰器在伸进预热器的行程中吹灰（约需时
１３ ｍｉｎ），退出后进汽阀关闭，每一次吹灰周期蒸汽
耗量约为１ ０００ ｋｇ。吹灰操作过程可以程序控制或
单独操作，空预器吹灰器在锅炉负荷小于３０％时采
用辅汽联箱汽源。
表２　空预器吹灰器主要技术数据
序号项目单位空预器吹灰器
１ 型号 ＰＳ-ＡＴ ２ 行程 ｍ ０．９６ ３ 行进速度 ｍ／ｍｉｎ ０．０８６ ４ 有效吹灰半径 ｍ ２ ５ 蒸汽耗量 ｋｇ／ｍｉｎ ８４ ６ 单台工作时间 ｍｉｎ ２３．３３ ７ 数量 台 ４ 2．3　高压清洗装置
２＃机组锅炉自带的空预器清洗装置高压泵出口
额定压力为１５ ＭＰａ。
3　空预器运行现状
２０１５ 年１ 月１５ 日２＃机组小修后启动，机组负
荷３２０ＭＷ，Ａ 侧空预器压差１．１５ ｋＰａ，Ｂ 侧空预器压
差１．３０ ｋＰａ，均在正常范围内，运行１ 周后，发现Ｂ
侧空预器差压有略微的升高趋势，结合降负荷脱焦
工作，打开Ｂ 侧空预器人孔进行检查，未发现明显
的积灰情况。
２０１５ 年１ 月２８ 日，通过对统计数据的对比分
析，发现２＃锅炉Ｂ 侧引风机电流、入口负压等参数
有所升高，同时发现Ｂ 侧空预器压差也较之前升高
了０．１～０．２ ｋＰａ。１ 月２８ 日至２ 月１３ 日，２＃机组持
续带３２０ＭＷ 负荷，其中引风机电流最大１４２ Ａ，平
均１３３ Ａ，空预器电流最大１４．５ Ａ，Ｂ 引风机入口负
压负向最大-４．８６ ｋＰａ，平均-４．５３ ｋＰａ，Ｂ 空气预热器
差压最大１．６３ ｋＰａ，平均１．４８ ｋＰａ，有上涨趋势。截
取部分记录数据如表３。
　　２０１５ 年２ 月１３ 日，２＃机组降负荷至２７０ ＭＷ 左
右，上述参数均有下降，尤其Ｂ 空预器差压基本稳
定在１．３８ ｋＫＰａ 左右。运行数据如表４。
表３　空预器运行参数（一）
机组负荷
／ＭＷ
Ａ 引电流
／Ａ
Ｂ 引电流
／Ａ
Ａ 空气预热器
电流／Ａ
Ｂ 空气预热器
电流／Ａ
Ａ 引风机入口
负压／ｋＰａ
Ｂ 引风机入口
负压／ｋＰａ
Ａ 空气预热器
差压／ｋＰａ
Ｂ 空气预热器
差压／ｋＰａ
３２２ １３１ １３３ １３．７ １４．５ -４．２ -４．４４ １．１５ １．３８ ３２４ １３３ １３５ １４ １４．２ -４．２９ -４．５１ １．１ １．５ ３２４ １３７ １３８ １３．９ １４．１ -１．５８ -１．４１ １．１９ １．５１ ３２４ １４０ １４３ １３．９ １３．９ -４．５９ -４．８６ １．２ １．６３ ３２３ １３１ １２６ １４．１ １４．４ -４．２２ -４．３７ １．１３ １．４２ 表４　空预器运行参数（二）
机组负荷
／ＭＷ
Ａ 引电流
／Ａ
Ｂ 引电流
／Ａ
Ａ 空气预热器
电流／Ａ
Ｂ 空气预热器
电流／Ａ
Ａ 引风机入口
负压／ｋＰａ
Ｂ 引风机入口
负压／ｋＰａ
Ａ 空气预热器
差压／ｋＰａ
Ｂ 空气预热器
差压／ｋＰａ
２６４ １１７ １１７ １４．２ １３．８ -３．７２ -３．９２ ０．９７ １．３２ ２５５ １１０ １１０ １４．１ １３．８ -３．４２ -３．６４ ０．９２ １．２ ２８４ １１７ １２１ １４．１ １４．２ -３．７２ -４．０１ ０．９８ １．４４ ２７０ １１５ １１８ １４．１ １４ -３．６９ -３．８６ ０．９４ １．３６ ２７２ １２６ １２０ １４．１ １４．２ -３．７３ -３．９６ ０．９８ １．４３ 　　２０１５ 年２ 月１７ 日，２＃ 机组负荷再次加至
３２０ＭＷ，负荷升高后，空预器的压差变化出现比较
明显升高情况，其中Ｂ 侧空预器压差达到了１．７ ｋＰａ
以上，最大波动至２．０ ｋＰａ，达到了压差表的上限。
２０１５ 年３ 月１７ 日-２５ 日机组负荷将至２８０ＭＷ，
从烟气系统负压参数上分析，２＃锅炉Ｂ 侧空预器烟
气压差基本稳定，Ｂ 空预器电流基本稳定。
２０１５ 年３ 月２６ 日起，机组负荷恢复至３２０ＭＷ，
引风机电流、空预器电流、引风机入口负压、空预器
差压均有所上涨，引风机电流最大１５１ Ａ，空预器电
流最大１４．９ Ａ，且０．５ Ａ 左右波动，引风机入口负压
负向最大-５．９ ｋＰａ，空预器压差最大已超量程（２
ｋＰａ），在１．８～３．６ ｋＰａ 之间波动，同时引起炉膛负
压、一次风压、二次风压等烟气系统主要参数呈周期
性的较大幅度波动。
２０１５ 年３ 月３０ 日，２＃机组负荷由３２０ＭＷ 降低
至２８０ＭＷ 运行，机组负荷降低后，２＃炉Ｂ 侧空预器
压差下降至最大２．８ ｋＰａ，同时炉膛负压的波动范围
也降至-２６０～＋３０ Ｐａ 左右，一次风压差、二次风压差
也有明显下降，引风机、送风机、一次风机电流的波
动范围也趋于稳定。
4　原因分析
通过多次对空预器积灰情况的检查，结合其他
同类型电厂空预器存在的相同问题以及脱硝系统的
运行情况，分析造成空预器积灰堵塞即压差偏高的
主要原因有以下几个方面。4．1　脱硝系统氨逃逸率的影响
脱硝系统氨气反应不完全，过量未完全反应的
氨气与烟气中水蒸汽、ＳＯ３ 反应生成硫酸氢铵，硫酸
氢铵是一种具有腐蚀性，像焦油一样的固体，将污染
蓄热元件表面，堵塞空气预热器。在１４７～２２０ ℃温
４６ 　　　　　　　　　甘　肃　冶　金　　　　　　　　　　　　　　　　第３８ 卷
度区间内呈液态的硫酸氢氨（ＡＢＳ）具有很大的黏
性，易沉积在空预器的换热元件表面上并吸捕烟气
中的飞灰物，加剧换热元件的堵灰，而这一温度段正
好在空预器的中低温段。２＃机组启动后，Ｂ 侧脱硝
系统氨逃逸偏高，当脱硝入口ＮＯｘ含量超过２３０ ｍｇ／
Ｎｍ３ 时，Ｂ 侧氨逃逸就会达到３ ｐｐｍ，脱硝入口ＮＯｘ含
量越高，氨逃逸则越高。相对而言， ２＃炉Ｂ 侧氨逃逸
也要比Ａ 侧以及其它锅炉偏高，基本在１．０ ｐｐｍ，这是
造成空预器压差升高的一个主要诱发原因。4．2　入炉煤含硫量偏高的影响
　　煤中的硫份含量越高，燃烧后烟气中生成的
ＳＯ３含量就越高，烟气酸露点温度也随之升高，会加
剧空预器的酸腐蚀和堵灰。其次，烟气中的ＳＯ２在脱
硝催化剂Ｖ２Ｏ５的作用下会转化成ＳＯ３，原煤中的Ｓ 含
量越高，转化生成的ＳＯ３ 也就越多，硫酸氢氨的生成
量也就越大，进一步加剧了空预器的堵灰。统计２＃
炉启动初期，掺烧约２０％～２５％左右的策克煤。广汇
煤和潞安煤的硫含量也相对较高，由于策克煤属于高
硫煤种，燃用后产生的ＳＯ２ 也相应较多，增加了硫酸
氢铵的生成量，在一定程度上加剧了空预器的堵灰。4．3　机组检修期间空预器清灰的影响
机组检修过程中对空预器的清灰不彻底，部分
大颗粒灰尘沉积在空预器蓄热元件内部，机组启动
后空预器堵灰情况越发严重。
5　对锅炉的影响
　　⑴空预器局部堵灰，在回转运行过程中，堵塞部
分交替经过烟气仓、一次风仓、二次风仓，会造成一
次风压、二次风压、炉膛负压的周期性波动，严重影
响锅炉安全稳定运行。
⑵由于一次风压的波动，造成了制粉系统风量
的波动，影响制粉系统的安全稳定运行。
⑶由于空预器差压升高，烟气阻力增大，将会引
起引风机电耗上升且容易引发引风机失速，严重时
引风机、送风机、一次风机发生抢风现象或风机跳
闸，机组ＲＢ 动作，影响机组负荷。
⑷引风机、送风机、一次风机发生抢风、喘振现
象导致风机振动超标，严重时可能造成设备损坏。
⑸空预器堵灰严重，可能会造成空预器卡涩、跳
闸，单侧风机停运，机组ＲＢ 动作，影响机组负荷。
⑹空预器堵灰使空预器差压增大，漏风量增大，
同时空预器电流变大。
⑺空预器堵灰或腐蚀，造成空预器出口一、二次
风温降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。
⑻沉积在空预器蓄热元件上的硫酸氢氨以及灰
垢，影响预热器受热元件的换热效率，降低机组的经
济性。
⑼当空气预热器蓄热元件发生腐蚀时，受热面
光洁度严重恶化，反过来加重了空预器的积灰。
6　控制措施
　　⑴提高空预器吹灰频次和吹灰压力，在进行空
预器吹灰时，将吹灰蒸汽压力调整至２．２ ＭＰａ，吹灰
蒸汽温度控制在３００ ℃以上。为降低空预器区域的
水蒸汽含量，同时防止空预器热端受热面的吹损频
次，要求将空预器热端吹灰器的投运频次降为每天
１ 次。为防止硫酸氢氨在空预器冷端蓄热元件内粘
接，将冷端吹灰器的投运频次增加为每班３～５ 次。
⑵吹灰器投运前应充分疏水，保证吹灰蒸汽温
度大于３００ ℃。
⑶适当降低锅炉总风量、增加燃尽风的配比，控
制脱硝入口ＮＯｘ 生成量在２５０ ｍｇ／Ｎｍ３ 以下，在控
制脱硝出口ＮＯｘ 排放在８０～１００ ｍｇ／Ｎｍ３ 前提下，降
低喷氨量，严格控制氨逃逸量小于２ ｐｐｍ，锅炉值班
员时时监视脱硝出口ＮＯｘ 排放值曲线，避免ＮＯｘ 排
放超标。
⑷脱硝系统投运时，入口烟气温度控制在３１５ ℃
以上，如遇机组滑停或降负荷运行工况，当脱硝入口
温度＜３１０ ℃时，应退出脱硝系统，关闭进氨阀门。
⑸应做好脱硝效率、脱硝差压的监视。控制脱
硝效率在７０％以上，脱硝差压控制在０．５ ｋＰａ 以下，
若脱硝差压大于０．５ ｋＰａ 时，应及时投入脱硝吹灰。
⑹送风机、一次风机暖风器投运期间，严格控制
暖风器后风温高于２５ ℃，保证预热器冷端综合温度
（排烟温度＋二次风入口温度）大于１４５ ℃，避免空
气预热器发生低温腐蚀，同时提高空预器蓄热元件
的温度。
⑺时时监视引风机、送风机、一次风机电流以及
风压曲线，发现异常剧烈波动，查明原因立即处理。
⑻加强煤质延伸管理，监视高硫煤种的掺烧，增
加入炉煤硫含量的化验分析频次。
⑼利用空预器在线高压清洗技术，组织定期进
行空预器的高压在线清洗。
参考文献：
［１］　李永华，庞立平，陶　喆．电站锅炉空气预热器［Ｍ］．中
国电力出版社，２００２．
［２］　范从振．锅炉原理［Ｍ］．北京：水利电力出版社，１９９２．
［３］　岑可法，等．锅炉和换热器的积灰、结渣、磨损和腐蚀的
防止原理与计算［Ｍ］．北京：科学出版社，１９９４．
收稿日期：２０１６-０２-２９
作者简介：张　磊，男，２００１ 年７ 月毕业于内蒙古工业大学电力学
院，工程师。现从事发电技术管理工作。
第３ 期　　　　　　　　　　张　磊：锅炉空气预热器积灰堵塞的原因分析及控制措施　　　 ４７

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