空预器堵灰、磨损及漏风原因分析及处理方案.doc

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1、空预器堵灰、磨损及漏风原因分析及处理方案江苏大唐国际吕四港发电公司(江苏启东市 226246) 韦慧 摘 要：北方某电厂近两年频繁出现因空预器堵灰造成机组出力受限问题，尤其在冬季该问题更为明显，在停炉检修时发现空预器热端传热元件严重松散损坏，热端烟气侧旁路密封片靠近一次风道处严重磨损，冷端传热元件均匀性结垢附灰，结垢附灰厚度约为3-5mm，结垢附灰层极度坚硬，为此该公司成立空预器堵灰专门研究小组，对其进行了研究分析及试验，并取得较好的效果。主题词：空预器、磨损、堵灰、吹灰器：1、设备介绍与故障简述某电厂锅炉配套的空预器由豪顿华工程有限公司设计制造，空预器设计型号为32 VNT 1830型三分仓

2、空预器。空预器转子直径14800mm，换热元件传热总表面积(双侧，每台空预器)249058m2 ，换热元件总高1830mm。换热元件分三层，热端换热元件波形为2.78 DU、厚0.5mm、高度530 mm、材料采用低碳钢；中温端换热元件波形为2.78 DU、厚0.5mm、高度1000 mm、材料采用低钢碳；冷端换热元件波形为2.78 DU、厚0.8mm、高度300 mm、材料采用等同考登钢。吹灰器采用上海克莱德贝尔格曼机械有限公司的半伸缩式吹灰器，吹灰介质为过热蒸汽（330C）、蒸气阀前压力为1.5 MPa、安装位置位于空预器入口烟道、出口烟道上、吹灰间隔推荐正常每8小时吹灰一次。锅炉配套的空

3、预器自投运以来，经常出现空预器堵灰造成机组出力受限情况，尤其冬季较为严重，检修发现空预器热端传热元件严重松散损坏，热端烟气侧旁路密封片靠近一次风道处严重磨损，冷端传热元件均匀性结垢附灰。经过了解和现场检查分析判断造成这个问题的原因是当空预器堵灰阻力增加后，该电厂片面增大吹灰蒸汽压力造成热端换热元件严重松散损坏。2、空预器堵灰因素分析造成空预器堵灰阻力增加的原因有多种，其中比较典型比较普遍的原因有：空预器的冷端综合温度达不到设计使用要求（或由于煤种变化造成所需最低冷端综合温度发生变化）；煤质含硫量变化造成烟气中二氧化硫量增大，加快冷端结露腐蚀；吹灰蒸汽品质达不到设计要求；空预器入口一二次风暖风器

4、泄漏等。下面从该电厂空预器BMCR工况下设计参数进行分析2.1空预器冷端综合温度对空预器腐蚀及堵灰的影响冷端低温硫酸腐蚀和堵灰是三分仓回转式空预器设计所必须考虑的因素之一，也是影响空预器正常运行的关键所在。低温腐蚀和堵灰一般都发生在空预器的冷端，且腐蚀和堵灰的严重程度取决于燃烧煤质、燃烧条件和空预器冷端综合温度(CCET)，即：冷端综合温度（CCET） = 空预器排烟温度 空预器空气入口温度最低冷端综合温度 (MCCET) 为防止冷端堵灰的最低温度值。最低冷端综合温度 (MCCET) 与燃煤的灰份、硫份、过量空气系数以及有无SCR脱硝装置等有关。图1为典型空预器在设计条件下防堵灰最低冷端综合温

5、度（MCCET）指导曲线。 图1为防止空预器堵灰，空预器不宜在低于最低冷端综合温度以下长期运行。不同的煤种，不同的运行工况，其最低冷端综合温度的要求各不相同。图2为不同含硫量和运行负荷下的典型空预器的冷端综合温度指导曲线。图2 从图-2可知，硫份越高、机组运行负荷越低，空预器冷端最低综合温度就越高。当煤质发生变化或锅炉进行燃烧调整时，电厂应及时将所有燃用的煤质元素分析资料及其相应的燃烧过量空气系数、不同负荷下的氧量等提交给空预器供货商，以获得可靠而准确的空预器防堵灰指导曲线。为防止空预器的冷端腐蚀和堵灰，在任何负荷下空预器的冷端综合温度（CCET）应大于最低冷端综合温度（MCCET）。为了提高

6、空预器冷端综合温度水平以防发生低温腐蚀和堵灰，进入空预器的冷风采用通过暖风器（图3），确保空预器在任何运行工况下，冷端综合温度（CCET）始终在最低值（MCCET）以上。图3 值得注意的是，暖风器有时会发生泄漏和堵塞，暖风器蒸汽的泄漏往往会使进入空预器的空气湿度增加，加剧空预器的腐蚀和堵灰。而热风再循环只宜用于入口风温不需提高很多的情况，此外，热风再循环要影响到风机的功耗，所以不能盲目将入口暖风器改造成热风再循环。如果实际运行参数（空预器烟气入口温度等）偏离设计值较大时，在可能的条件下，可以考虑对空预器换热元件重新进行设计和优化，以确保空预器冷端综合温度始终高于所要求的最低值，防止空预器换热元

7、件发生低温腐蚀和堵灰。2.2吹灰与清洗对空预器腐蚀及堵灰的影响空预器的吹灰和清洗直接影响到空预器的传热效率、阻力变化、漏风率、转子隔仓和换热元件的磨损和使用寿命乃至机组的安全运行等。定期而有效地吹扫和清洗换热元件，不但可以保持换热面的洁净和通道的畅通，减少烟风的流动阻力，还能有效地提高换热元件的利用率，并提高换热元件的使用寿命。（1）、对疏松积灰吹扫的效果取决于到达被吹扫换热元件的气流的动能，即与吹灰蒸汽汽流的速度平方和重度的乘积有关。到达被吹扫换热元件的汽流的速度，除了与喷嘴出口的速度有关之外，还与射流的动量有关。（2）、吹灰介质的含水率（干度）对吹灰有很大影响，其关键在于外来水分即使很少，

8、也会加速积灰。而且对于外来水分造成的积灰，即使采用改变冷端换热元件壁温的办法也不能使它消除。采用蒸汽吹灰时，外来水分最主要的是吹灰蒸汽本身。（3）、为了确保有效的吹灰，一方面要严防可能的外来水分带入空预器，另一方面要选用具有一定压力和过热度的过热蒸汽，以保证提供干的吹扫介质。（4）、除了保证为空预器提供足够的干燥吹灰介质外，还要有有效而可靠的疏水和监控系统。（5）、空预器采用蒸汽吹灰，蒸汽品质应满足：u 入口法兰处压力：1.5MPau 吹灰喷嘴处压力：0.93MPa 1.07MPau 吹灰喷嘴处温度：300 350u 吹灰蒸汽过热度：130（6）、当空预器阻力增加速率较大时，应适当增加吹灰频次

9、，即调整为每4小时吹灰一次。（7）当定期吹灰无法去除换热元件的积灰而保持换热元件的洁净，则应分析原因。当空预器的阻力超过设计值的 50%时（BMCR工况下设计阻力为1.2KPa），建议采用高压水冲洗。通常高压水洗在机组停用或检修时进行。高压水冲洗后必须检查换热元件表面看是否需要进一步水洗。必须注意的是，一旦使用水洗，就要一次将换热元件彻底清洗干净，否则留在元件表面的沉积物在空预器带负荷热运行时将变成硬块，一般来说再次水洗将难清除这些硬块。因此，在机组带负荷之前一定要确保换热元件表面干净。水洗通常是在低转速条件下进行，因而在烟气侧和空气侧都应装设疏排水斗。建议在空预器停运前应作好水洗准备，以便在

10、换热元件温热状态时（比环境温度高出约 30 40）进行水洗，此时水洗效果较好，待停运后温度降至环境温度，再进行高压水冲洗，高压水冲洗因自下而上进行冲洗。（8）严格按照 “空预器运行维护手册”和有关程控要求（包括逻辑框图）进行吹灰和水冲洗。2.3其它原因对空预器腐蚀及堵灰的影响2.3.1吹灰器喷嘴结构尺寸与布置不合理；2.3.2蒸汽疏水不彻底，疏水控制程序和疏水管道走向布置不合理；2.3.3吹灰能量不够，必要时冷端可考虑采用全伸缩吹灰高压水清洗装置；2.3.4由于蒸汽吹灰压力控制不当，而使换热元件发生疲劳破损，碎片堵塞换热元件；2.3.5频繁水洗，且水洗后未能彻底干燥空预器换热元件；2.3.6暖

11、风器和水冲洗隔离阀等设备的泄露。3、空预器堵灰具体问题分析及处理方案以上通过对空预器腐蚀及堵灰的原因进行剖析，结合该电厂空预器实际运行情况，对可能影响因素逐项进行分析并采取解决方案：3.1空预器堵灰3.1.1经查该电厂机组运行参数，发现正常白天机组高负荷运行时空预器的冷端综合温度能满足空预器厂家推荐的最低冷端综合温度要求，但是当夜间机组负荷低谷及环境温度降低时，往往空预器的冷端综合温度不能满足空预器厂家推荐的最低冷端综合温度要求，存在由于空预器冷端综合温度低而造成的低温腐蚀和堵灰问题，从实际检修看，空预器冷端换热元件亦存在严重腐蚀剥落情况。3.1.2空预器的实际吹灰蒸汽温度很低，达不到设计要求

12、，平时实际吹灰的蒸汽温度在250280之间且刚开始吹灰时温度更低，该温度远远低于空预器厂家对吹灰蒸汽温度的要求。带来的后果就是吹灰蒸汽过热度不够，蒸汽带水，尤其当片面提高吹灰蒸汽压力时蒸汽带水的现象更加严重，该厂采取提供蒸汽压力连续吹扫方式进行空预器吹灰。3.1.3分析发现空预器吹灰疏水管道为DN20，管道较小，疏水不畅，疏水时间较长且不易疏尽，为此对疏水管路进行加粗改造，由DN20改成DN50。3.1.4空预器入口一、二次风暖风器内漏严重。检修时对暖风器进行打压发现有多组暖风器内漏，进行隔绝处理，同时对暖风器疏水管道、各组暖风器供汽方式及运行方式进行改进，防止暖风器运行水击泄漏，提高暖风器运

13、行的可靠性。以上因素说明了吹灰蒸汽及入口二次风带水，当有水加入其中后，水与烟气中的大量的 CaO 生成硬而粘的“水泥状”物粘附在换热元件表面上，并随着运行时间和温度的增加而变得愈来愈硬，随之各种沉积物又极易在上面集聚变得愈来愈厚且不易清除，由此发生严重的堵灰和较高的阻力，同时又导致传热效率降低。此外经查，该电厂吹灰蒸汽取自屏式过热器出口联箱，该处蒸汽设计温度约460，经吹灰调门后，由于压降较大，蒸汽温度降低亦较大，加上本体吹灰与空预器吹灰共用一汽源，所以考虑对吹灰蒸汽汽源进行改造调整。3.1.5空预器吹灰程序上存在的差错。经查图纸及咨询空预器厂家，发现该电厂空预器吹灰器吹灰程序与设计不相符合。

14、目前吹灰是先吹上层吹灰器后吹下层吹灰器，而设计应是先吹下层吹灰器后吹上层吹灰器，为此对程序进行了改进。3.1.6空预器吹灰疏水温度及时间的确定。因疏水管道小疏水不畅，吹灰蒸汽疏水不易疏尽，使得吹灰蒸汽带水严重，为此提出严格控制吹灰疏水温度，用疏水温度及延长疏水时间来保证吹灰蒸汽的过热度。3.1.7检查吹灰器枪管，检查喷嘴尺寸，未发现变形及较大磨损。吹灰器设计相关参数表：蒸汽：P=1.5MPa，t=330；清洗水：P=0.5MPa，t=常温蒸汽管喷嘴口径（mm）喷嘴数量首步移动距离（mm）步进距离（mm）总步数汽流量（Km3/min）165904227110水管喷嘴口径（mm）喷嘴数量首步移动距

15、离（mm）步进距离（mm）总步数水流量（Km3/min）11.5590422711003.2空预器冷端换热元件腐蚀空预器冷端传热元件存在腐蚀掉落现象。根据上面的分析空预器不存在由于冷端综合温度过低而产生的冷端低温腐蚀的问题，目前的腐蚀问题主要是由于蒸汽带进去的水分跟烟气中的SO3反应生成硫酸（SO3 + H2O H2SO4），造成冷端换热元件腐蚀。3.3空预器热端换热元件吹损检查发现空预器的热端换热元件吹损的相当严重，主要是内数第2环和第3环元件损坏倒伏，已失去传热和流通的作用。产生这个现象的原因主要是由于吹灰蒸汽压力过高而导致，之前在空预器严重堵灰的时候曾经将阀前的吹灰蒸汽压力提高到2.5M

16、Pa，并且蒸汽温度很低，蒸汽严重带水，相应的增加了吹灰蒸汽的重度，破坏力更大，此时吹灰蒸汽的动能足以对换热元件产生严重的损坏。损坏的换热元件需要及时更换，否则由于内数第2环和第3环元件损坏倒伏失去流通作用，其他换热元件的烟气流动速度有所增加磨损将加剧。并且倒伏的换热元件已失去换热作用会影响空预器整体的换热效果进而影响锅炉的热效率。3.4空预器磨损问题 热端换热元件磨损检查发现空预器热端换热元件存在磨损现象，必要时可以将换热元件翻面或跟中温端元件互换。 顶部外环密封板磨损检查发现空预器顶部外环密封板存在局部磨损问题，且修复后无法保持长时间运行，磨损原因是由于空预器堵灰严重，造成空预器漏风率严重超

17、标，经过换热元件后含尘的一二次气流冲刷该密封板所致。空预器厂家豪顿华有限工程公司最新的设计规范要求在空预器部分磨损严重的部位使用耐磨钢材（Hardox），其中包括部分顶部外环密封板，这种钢材比普通碳钢耐磨5倍左右。建议今后订购少量耐磨的顶部外环密封板。 径向密封片磨损空预器径向密封片存在磨损问题，1.6mm的密封片已磨成刀刃状磨损比较均匀，需要及时更换否则会影响到空预器的漏风、风机的出力及锅炉的效率，并且失去密封片的阻隔后扇型板处会出现高速的烟气走廊，会对扇型板、弧形板造成严重磨损，损失将更加惨重。3.5中心筒密封漏灰检查发现空预器顶部中心筒密封漏灰相当严重，对现场环境造成极大的污染，需要及时

18、处理。厂家原先设计的空预器中心筒密封有三个措施防止漏灰：第一个措施是由两层1.6mm厚的密封片组成的迷宫密封，安装时要求迷宫密封片紧贴传动轴；第二个措施是通到烟气侧的负压管，利用烟气侧的负压将漏至迷宫密封的含尘空气抽到烟气侧；第三个措施是盘根密封，对部分含尘空气进行阻隔。在防止漏灰方面第一个措施尤其重要，否则漏出的空气量过大，负压管无法将其全部抽回到烟气侧，而含尘的空气会很快将盘根磨损掉，进而往外泄漏。中心筒密封的具体结构见下图。结论上述对该电厂锅炉配备的32VNT1830空预器存在的堵灰、磨损、漏风等问题进行了原因分析及采取的对策方面做了一些简单的陈述，造成该电厂锅炉空预器堵灰腐蚀的根本原因是空预器的吹灰蒸汽品质没有达到设计要求，需要按说明书对吹灰蒸汽品质及时进行调整，同时暖风器泄漏亦是造成暖风器泄漏的一大因素，冬季加强对暖风器的运行及检修管理亦尤为重要。参考文献：空预器设计原理 清化大学出版社火电厂锅炉设备及运行 中国电力出版社