電站鍋爐管式空預器積灰堵塞的原因分析及解決措施

劉 偉，束繼偉，金宏達

(黑龍江省電力科學研究院，哈爾濱150030)

鍋爐管式空預器是利用煤粉燃燒后產生的煙氣余熱來加熱爐膛燃燒所需冷風的換熱設備，但在運行中經常發生堵灰現象，使換熱效果明顯降低，直接影響熱一、二次風的溫度和排煙溫度，進而影響爐膛燃燒及鍋爐的經濟性［1－3］。因此，本文分析了某電廠管式空預器堵灰的原因，提出了解決該廠管式空預器堵灰的具體方案，使管式空氣預熱器改造后的嚴重堵灰問題得到了解決。

1 設計及運行概況

某電廠1—4號鍋爐為一次再熱、超高壓自然循環汽包爐，管式空預器中一、二次風側換熱區成兩列獨立換熱，每列分三級換熱。投運后該廠1—4號鍋爐二次風側下級空氣預熱器堵灰嚴重，現場堵灰照片如圖1所示。

鍋爐管式空預器進出口介質參數的DCS實際運行值及設計值如表1所示。在表1中，THA為汽輪機熱耗驗收工況。

表1 管式空預器出入口介質參數Tab．1 Medium parameters in tube type air pre-heater entrance

表2 混煤前后的元素及灰分分析Tab．2 Elements and ash analysis about mixing coal%

2 爐膛出口煙溫及混煤沾污特性對積灰的影響分析

從表1可知，不同負荷下的空預器入口煙氣溫度和后屏入口煙氣溫度均低于設計值，這與鍋爐剛投產有一定的關系，機組剛投產時的水冷壁是否沾污，直接影響爐膛水冷壁灰污層熱阻，進而影響爐膛輻射換熱特性，最終使爐膛輻射換熱量與對流換熱量的比例在一定程度上偏離設計值，造成后屏入口煙氣溫度低于設計值。

該廠鍋爐實際燃燒的煤質為典型準東煤和設計煙煤，按照6∶4比例摻混而成。典型準東煤、設計煙煤及摻混后的煤質及灰分分析如表2所示，其中低位發熱量Qnet，ar分別為18.35 MJ/kg(準東煤)、21.27 MJ/kg(設計煙煤)、19.52 MJ/kg(摻混煤)。

根據表2可知，準東煤(與設計煤質比較)有高水、高硫、高Na2O、低熱值的特點，高Na2O勢必使沾污容易發生。為了便于找出積灰原因和指導后期運行，混煤摻混前后灰的沾污指數［4］分析如下:煤灰對高溫受熱面的沾污可以用沾污指數R表示。沾污指數R計算公式和判別數據可以參考文獻［4］、［6］。根據文獻［4］、［6］中沾污指數R的計算原理及表2數據，不同煤質下的沾污指數及判別結果如表3所示。

表3 數據表明，設計煙煤沾污傾向為中等，摻燒后的混煤沾污傾向為嚴重，這就說明了燃燒摻混煤質后水平或豎井煙道易沾污積灰。

表3 不同煤質下的沾污指數及判別結果Tab．3 Contamination index and identification results under different coal

3 煙氣結露造成積灰的原因分析

在表1的數據中，由于空預器入口煙氣未達到設計值，一次風側煙氣擋板關閉至40%時，二次風側排煙溫度未明顯增加，這說明二次風側煙氣量未能相應的增加，在冷二次風量一定的情況下，會造成二次風側排煙溫度遠低于設計值，進而造成空預器二次風側空預器冷端結露積灰，特別是負荷低于70%時更明顯，為說明這一問題分析如下。

煙氣露點計算方法［5－7］:

式中:tp為煙氣酸露點，℃;tKDH為煙氣中水蒸氣pH2O下水蒸氣冷凝溫度，即水露點ted，℃;Sn為燃料折算硫分，%;An為燃料折算灰，%;αfh為飛灰占燃料灰分份額，%;γH2O為煙氣中水蒸氣份額;VH2O為煙氣中水蒸氣容積，m3/m3;Vgy為單位燃料燃燒所產生的干煙氣體積，m3/kg。

對于管式空氣預熱器，最低冷端金屬壁溫為［6］

式中:tw，min為最低金屬壁溫，℃;θeg為排煙溫度，℃;ta為空預器進口冷風溫度，℃;αa、αg為煙氣側和空氣側的放熱系數，W/m2℃;0.8和0.95為考慮煙氣側管壁污染和沿煙氣流通截面煙氣溫度場分布不均的影響系數。

根據上述原理分析，最低冷端金屬溫度煙氣露點數據如表4所示。

表4 煙氣露點溫度及空預器冷端金屬最低壁溫數據表 ℃Tab．4 Data of flue gas dew point temperature and air pre-heater cold end metal minimum wall temperature

根據表4數據可知，二次風側排煙溫度及金屬溫度低于煙氣露點溫度，受熱面上將有液態水和H2SO4產生，這樣不僅能讓空預器冷端金屬腐蝕，而且會粘結在煙氣中的飛灰上，然后沉積在潮濕的金屬受熱面上，從而造成堵灰。由于積灰現象的出現，會造成空預器煙氣側壓降的升高，因此，致使引風機過載而限制鍋爐出力。這一結論可以從表1中的空預器運行壓降與設計壓降比較得到。

4 煙氣調節擋板特性與積灰之間關系分析

根據實際運行情況(如表1數據)可知:一次風側煙氣擋板關閉至40%時，一次風側排煙溫度為167℃，仍遠高于設計排煙溫度131℃(修正前)。說明在一次風量一定的情況下，一次風側煙氣量隨著該側煙氣擋板的關閉并未明顯減少。因此有必要對一次風側煙氣擋板阻力特性進行詳細分析。其中，一次風煙道煙氣調節擋板的結構為擋板葉片寬度505 mm，擋板葉片軸距513 mm，采用對開旋轉葉片調節煙氣，間隙為8 mm。

經過計算［8］，原有一次風側煙氣調節擋板阻力特性如圖2a、圖2b實線所示。局部阻力為0.5ζρv2，其中ρ為煙氣密度，kg/m3;v為煙氣來流平均流速，m/s。為了使煙氣量份額到達設計值，必須調整煙氣擋板角度，使煙氣擋板上下的阻力差為780 Pa。在此區段，阻力對擋板的角度較為敏感，可以定義一個函數ζ'，用以描述局部阻力系數變化率?？梢杂嬎阍?80 Pa的阻力下，開度約為5°，局部阻力系數的變化率ζ'為169/(°);可以計算在此角度、設計流量下，每變化1°擋板的阻力變化值為0.5×169×0.5743×4.3862=933 Pa，這說明很難將阻力調整至要求數值。

經過計算，新設計的一次風煙道全行程調節擋板的阻力特性如圖2a、圖2b虛線所示。在設計流速下能夠提供的最大阻力為3150 Pa。在具體設計時，可以依據一二次風煙氣側的壓差情況選擇恰當的最大阻力，較小的最大阻力不利于煙氣份額的調控幅度，但有利于煙氣的精確調節。

經過計算［8］，局部阻力系數與擋板開度的關系如圖2所示。局部阻力為0.5ζρv2，其中ρ為煙氣密度，kg/m3，v為煙氣流速，m/s。為了使煙氣量份額達到設計值，就必須調整煙氣擋板的角度使煙氣擋板上下的阻力差為780 Pa?？梢杂嬎阍?80 Pa的阻力下新型全程調節擋板開度為28.5°，在此角度下局部阻力系數的變化率ζ'非常小，為11.3/(°)，可以計算在此開度、設計流量下新型擋板每變化1°擋板的阻力變化值為0.5×62.5×0.5743×4.3862=62.4 Pa，這說明可以較為精確調整擋板阻力，達到精確調節流量的目的。

根據上述分析，為了解決一次風側煙氣調節擋板調整煙氣流量(或者說調整阻力)困難的問題，可以選用新型全行程調節擋板。

5 改造方案和運行建議

根據機組實際運行數據和前述分析，對二次風側末級空預器管箱堵灰現象提出如下處理方案。

1)由于鍋爐剛投產時水冷壁輕微沾污，爐膛水冷壁灰污層熱阻不足，影響了爐膛輻射換熱特性及對流換熱量特性，造成后屏入口煙氣溫度低于設計值。同時，空預器出口排煙溫度低于結露溫度，導致管式空預器金屬管粘灰，這是堵灰的主要原因。因此，在低負荷區域運行或環境溫度較低時，盡量提高管式空預器進口冷風溫度，同時，在鍋爐機組啟動初期應注意燃燒調整，控制好爐膛出口溫度和排煙溫度。在啟動初期和正常運行階段，合理應用豎井煙道及空氣預熱器區域吹灰系統。

2)煙氣調節擋板難以精確調節一、二次風煙氣量;在設計流量下，一次風側煙氣阻力為780 Pa，比二次風側煙氣阻力低，需要調節煙氣擋板的開度，使煙氣達到設計值。但一次風側擋板調節精度不足，難以調節流量，使一次風側煙氣流量較設計值偏大，出現一次風側煙氣出口溫度超溫(167～193℃)，而二次風側煙氣量較設計值低，二次風側煙氣被過度冷卻，該側煙氣出口溫度為64～88℃(不同負荷下運行值)，左右煙氣擋板調節精度的不足使左右側空預器煙氣和空氣出口溫度波動較大。因此，建議更換新型全行程調節擋板，精確調節管式空預器進口一、二風側煙氣流量;若在更換新型全行程調節擋板之前機組仍需運行，應盡量減小一次風側空預器煙氣進口擋板開度，一般調整5°～20°來增加一次風側阻力和二次風側煙氣流量份額。

3)摻燒準東煤造成灰分的沾污指數由中等變為嚴重。建議在保證機組安全經濟運行的前提下，合理摻燒準東煤;請相關科研單位針對該廠的情況做準東煤摻燒校核計算和燃燒調整方面的進一步研究。

4)省煤器出口至空預器入口煙道的結構設計上出現急促轉向和突然擴口使煙氣流動和灰的流動出現不均勻，增加了堵灰的可能程度?？梢哉埾嚓P單位進行管式空氣預熱器的流場模擬分析研究。

根據整改方案和運行建議，該廠對管式空氣預熱器進口煙氣擋板、省煤器出口至空預器進口急轉向煙道、風機進口暖風器、空預器區域吹灰器等設備進行了改造。改造后，該電廠4臺鍋爐機組的管式空預器長期運行后未出現嚴重積灰的現象。

6 結論

1)調節管式空氣預熱器進口煙氣擋板在控制一、二風側煙氣流量方面至關重要，可以避免二次風側因煙氣量不足而使煙氣結露的問題。

2)準東煤有其資源豐富的優勢，應在保證機組安全經濟運行的前提下合理摻燒。

3)暖風器和吹灰系統的投用可以一定程度上減緩空預器冷端結露和積灰。

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