空预器差压大的原因分析及应对措施

空预器差压大的原因分析及应对措施
摘要：随着发电机组的参数和容量不断提高，回转式空预器已经是目前我国
大容量发电机组采用的主要型式，相对管式空预器而言，其特点主要是占地小、
重量轻。

下花园发电厂3号锅炉为哈尔滨锅炉有限公司制造，型号为 HG-
670/140-9型；空预器采用 2 台由哈尔滨空预器公司的两分仓回转式空预器，型
号为27-VI(B)-2300-QMR，上中下三层立式结构，逆流布置，冷端蓄热原件材质
为考登钢+镀搪瓷，主要是防止低温腐蚀。

回转式空预器安装在原烟气高尘区域，其波纹状的蓄热元件被紧凑的放置在
扇形隔仓内，由于流通空间狭小极易形成堵塞和腐蚀。

随着环保达标排放压力增大，烟气脱硝系统投运后，氨逃逸问题进一步加剧了空预器的堵灰。

关键词：空预器；堵塞；硫酸氢铵；
一、
空预器堵塞的危害
1、空预器差压大，烟道阻力增大，导致引风机运行极易进入不稳定工作区，极易发生风机失速。

我厂引风机已因此多次发生失速现象，导致炉膛负压剧烈波动，严重时造成机组非停。

2、空预器差压大，引风机出力不足，机组带负荷能力下降，机组频繁降出
力运行，造成两个细则考核量巨大。

3、空预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，增加了空预器漏风。

4、由于空预器的堵灰和低温腐蚀是互相促进的，空预器堵灰可加速烟气中
硫酸蒸汽的凝结，加快空预器的低温腐蚀，致使空预器换热元件严重损坏，增加
了设备检修维护费用。

二、空预器堵塞的原因分析
1、硫酸氢氨是堵塞空预器最主要的原因，生成硫酸氢氨需要同时具备NH3
和SO3，由于煤中含有有机硫、黄铁矿硫和硫酸盐硫，煤在燃烧过程中，特别是
燃用高硫煤时，除了部分硫酸盐留在灰中外，大部分硫燃烧生成SO2，其中约有0.5%～5.0%的SO2在烟气中的过剩氧量及积灰中的Fe2O3的催化作用下生成SO3。

硫份越高，生产的SO3越多，越容易堵塞空预器。

另一方面，在正常运行中由于脱硝入口 NOx 随着燃烧工况波动，同时当前
的环保要求严格，运行人员为控制脱硝出口 NOx 浓度，氨气过喷较多，同时因
脱硝系统自动调节热性差，大部分时间喷氨调整门处于手动调节状态，造成脱硝
氨逃逸率高。

逃逸的氨气和 SO3 在 146 ～
207℃范围内反应形成硫酸氢氨，在空
预器的中低温段凝聚，生成物呈中度酸
性且具有很大的粘性，粘附在空预器的
换热元件表面上，加剧换热元件的腐蚀
和堵灰。

2、空预器冷段综合温度达不到要求。

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，防止空预器堵灰的最有效办法是提高壁温，即提高空预
器的冷端综合温度。

在空预器的运行中要注意将“冷端综合温度”维持不低于150℃，保证高空预器受热面壁温高于烟气露点。

我厂一般夏季可以达到150℃，
冬季寒冷时期根本无法满足空预器最低冷端综合温度的需要。

3、煤油混烧造成空预器蓄热片积灰
锅炉启停过程中或稳燃时投入油枪后,由于油燃烧后生成的烟灰颗粒较小且
吸附性较强,加之油中的不可燃液体的作用,造成燃油过程中大量的烟灰粘在蓄热
片上,投入煤粉后又会吸附大量煤灰粉尘颗粒,造成传热元件局部堵灰。

4、空预器吹灰参数不合格，吹灰效果差。

我厂空预器吹灰蒸汽额定压力1.3 MPa，温度300 ～350℃ ，在实际运行中，低负荷运行时空预器吹灰压力最高仅 0.9 MPa，吹灰蒸汽温度在280℃ 左右，吹灰效果不佳，导致空预器受热面积灰无法彻底清除，空预器压差逐渐上升。

5、停炉后水冲洗效果差。

机组停运后进行空预器水冲洗，水冲洗从上下两
侧进行冲洗，但是中间部位有时候冲不透，如果蓄热片箱有一层未清洗干净，运
行后势必造成更严重的堵塞、磨损及腐蚀。

6、省煤器灰斗输灰不畅。

脱硝系统改造时在高温省煤器下方安装四个灰斗，与电除尘器一电场四个灰斗共用输灰管线，采用正压式浓相气力输送系统，输送
至灰库，由于管线输送较长，在运行中经常出现走灰不畅的情况，增加了空预器
的灰量，也是造成空预器堵灰的因素。

三、空预器堵塞的应对措施
1、加强配煤掺烧和煤质化验，严格控制入炉煤质，锅炉启动时应燃用优质煤，煤质硫分不宜大于1%，挥发分不宜低于20%。

当煤种变化时，尤其是入炉煤
挥发分降低和含硫量升高时，应严密监视锅炉NOx浓度的变化、氨逃逸率变化、
空预器差压变化，必要时进行燃烧调整、SCR格栅优化调平等相关试验。

2、正常运行时，净烟气NOx浓度小时均值应按排放标准值的70～80%控制，
防止喷氨过量。

启停磨操作前，宜适当降低炉膛出口氧量来降低SCR入口NOx浓度，不宜加大喷氨量。

机组升降负荷过程中应控制氧量在合理范围内；AGC投入BLR时，及时对氧量进行手动干预，使煤量、氧量波动平缓，防止喷氨过量。

3、单侧空预器差压超过设计值时，在总排口NOx不超标前提下，可适当降
低堵塞侧脱硝效率，同时采用提高单侧空预器出口烟温等方式分解硫酸氢铵，滤
袋除尘器、脱硫系统入口烟温不应高于170℃。

4、在锅炉启动过程中，启动风机前4h～8h启动稀释风机；机组运行期间，
不允许停运稀释风机；机组停运过程中，引风机停运后4h～8h后再停运稀释风机，防止飞灰堵塞喷嘴。

5、低负荷或环境温度较低工况运行时，应及时投运热风再循环、暖风器，
锅炉尾部烟气旁路，开启省煤器水旁路等，提高SCR入口烟温，SCR投运温度不
宜低于300℃。

6、空预器吹灰器应正常投运，空预器吹灰疏水时间设定700秒，温度达到230℃，方可吹灰，锅炉在启动期间，空预器应投入连续吹灰。

7、每次检修期间，应重点对SCR设备系统进行检查，如喷氨格栅、导流板、整流装置、催化剂等，发现磨损立即修复、更换；每次检修应检查稀释风机入口
滤网，如有堵塞进行清理。

8、加强空预器冲洗，做到“逢停必冲，冲必彻底”，发现有积灰硬结现象
要利用专用高压水枪进行水冲洗，停炉前压差大于设计值的1.5倍、压差快速升
高时，根据检修时间，安排抽包冲洗或吊出上层分段冲洗，彻底清除蓄热元件内
部堵灰，每次水冲洗后应进行干燥，当空预器出口风温达到50℃以上时，认为空
预器干燥合格。

冲洗后空预器彻底干燥前禁止启动风机。

四、结束语
空预器的堵灰与烟气中酸露点温度、空预器换热元件壁温、排烟温度、暖风
器出口空气温度、空预器的冷端综合温度以及空预器的吹灰等因数习习相关。

运
行中专业技术人员一定要正确分析引起空预器堵灰的主要原因，通过实践总结出
最有效的预防措施，才能保证机组长周期经济、安全运行，降低设备的维护成本，对电厂经济效益带来积极的意义。

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