廢堿焚燒鍋爐第一省煤器堵灰分析及處理措施

何 鏗

（巴陵石化公司煉油部，湖南岳陽 414014）

1 基本情況

某廢堿焚燒裝置2010 年3 月投產，設計最大廢堿處理能力130 kt/a，是當時國際上同類裝置的最大規模，可處理環己酮裝置皂化廢堿、煉油裝置工業廢液、己內酰胺廢堿液、硫酸裝置廢堿液、苯乙烯廢水等，承擔重要的環保功能。

該裝置投用后面臨的主要問題之一是第一省煤器堵灰問題，特別是隨著近年來環保要求提高，原料越來越多樣化，焚燒原料中固形物含量不斷降低后，第一省煤器清灰頻次越來越高，堵灰問題已經成為影響廢堿焚燒裝置長周期運行的瓶頸。

2 問題

第一省煤器共兩組，每組兩排，列管結構，換熱管Φ32 mm，管排間間隙58 mm。省煤器下部是灰斗。煙氣在第一省煤器中沿U 形流動。第一省煤器結構及煙氣流向如圖1 所示。

堵灰主要出現在省煤器C、D 排，特別是省煤器C 排，堵灰后煙氣通道成喇叭口狀，即上部開口大，下部開口小，整體呈V形。堵灰嚴重的部位，下部開口被完全堵死。堵灰后，煙氣流通通道大幅減小，系統阻力上升，引風機負荷大幅提高。堵灰達到一定程度后，鍋爐爐膛負壓無法保證，高溫煙氣向外泄漏，帶來安全隱患。省煤器管排通道堵灰情況見圖2。

改造前，廢堿焚燒鍋爐第一省煤器清灰間隔約一個月，頻繁停車清灰不僅影響經濟效益和生產平衡，而且頻繁冷熱交替對爐襯、溜渣槽等均有不同程度的影響。

3 原因分析

不同于電站鍋爐，廢堿焚燒鍋爐具有煙氣露點溫度高、煙氣中堿灰含量高、堿灰具有一定黏性等特點，使廢堿焚燒鍋爐系統容易積灰。根據鍋爐結構及物料成分，分析省煤器管排通道堵灰原因。

圖1 第一省煤器結構及煙氣流向

3.1 省煤器結構

圖2 省煤器管排通道堵灰情況

從圖1 可以看出，為了達到最佳的堿灰沉降效果，煙氣在第一省煤器位置有個U 形轉向，使得省煤器C、D 排中煙氣流動方向和堿灰沉降方向相反。煙氣中堿灰由不同粒徑組成，分別稱為輕灰和重灰。按照設計，重灰向下在第一省煤器處沉降落入下部灰斗，輕灰向上隨煙氣被帶入電除塵系統，但存在粒徑介于中間部分的，會在第一省煤器C、D 排處呈懸浮狀，這部分堿灰便容易沉積在省煤器管排表面。同時，省煤器C 排吹灰方向和煙氣流動方向相反，也會降低吹灰效果。

3.2 吹灰器

該裝置設計選用長管伸縮式蒸汽吹灰器，是一種傳統的吹灰器，吹灰時外管（吹灰管）螺旋運動，蒸汽流從噴頭高速噴出，產生較大沖擊力吹掉受熱面上的積灰和掛堿。吹灰介質為飽和低壓蒸汽，壓力1.27 MPa，采用PLC 控制，可自動吹灰或手動吹灰。共布置4 臺吹灰器，分別位于第一省煤器上部和中部，因第一省煤器下部為灰斗，為防止蒸汽吹入灰斗導致灰斗堿灰結塊，省煤器下部沒有設置吹灰器。

堵灰最嚴重的省煤器C 排僅上方布置吹灰器，因吹灰蒸汽選用低壓飽和蒸汽，吹灰能量有限，而吹灰器布置在上部的中間位置，使得有效吹灰范圍呈半圓形，下部兩側位置吹灰效果較差，這也是堵灰后省煤器煙氣通道呈喇叭口形狀的原因。見圖3。

同時，因吹灰介質是飽和低壓蒸汽，吹灰時會帶入少量凝結水。同時低壓蒸汽溫度（約193 ℃）低于第一省煤器位置的煙氣溫度（約225 ℃），吹灰時隨著吹灰器噴口處蒸汽壓力迅速降低，體積快速膨脹，蒸汽溫度會進一步降低，加大和煙氣的溫差，導致吹灰時第一省煤器煙氣溫度進一步下降，這些因素都會導致煙氣中堿灰吹灰時沉積在省煤器管排上造成積灰。

從吹灰器結構分析，蒸汽吹灰器因結構原因故障率較高，雖然通過前期的技術改造，如新型組合式密封填料的應用、爐墻密封腔引入吹灰蒸汽等措施，總的故障臺次已大幅度下降，但缺乏監測手段，長期發生吹灰器出現故障無法及時發現、直到出現嚴重故障（如卡死）報警或明顯泄漏才被發現，這種情況對省煤器堵灰有非常不利的影響。如果蒸汽提升閥內漏未及時發現，蒸汽不斷漏入爐膛，導致積灰速度大大加快，而這種內漏現象無法被吹灰器PLC 系統識別報警。

圖3 省煤器C 排吹灰示意

3.3 工藝

第一省煤器列管內介質為高溫水，溫度105 ℃，正常工況下煙氣露點溫度75～90 ℃，尚有一定裕度。但因無在線露點分析儀，無法測得特殊工況時（如吹灰、原料加入大量廢水廢液、原料中總硫含量高時）的露點溫度，無法判斷特殊工況時煙氣溫度是否低于露點溫度，但不排除有這種可能。煙氣露點溫度低于第一省煤器內高溫水溫度時，會在省煤器表面結露，不但造成省煤器堵灰，還會出現露點腐蝕，影響省煤器運行本質安全。

除了原料組分發生變化，若燃料發生變化時，也會加快省煤器堵灰。燃料變化，包括成分熱值的變化和量的變化，引起爐膛溫度出現變化，若溫度過低，廢堿未燒透被帶入省煤器，極易在省煤器位置沉積。

3.4 負荷

該鍋爐雖然設計負荷為130 kt/a 廢堿焚燒能力，折合16 t/h，但實際運行中發現，投堿量超過11.5 m3/h（13.8 t/h）時，第一省煤器堵灰速度大大加快。查閱設計及運行資料，該鍋爐從未達到過設計生產能力，分析原因，一方面是鍋爐設計可能存在偏差，另一方面是目前生產原料（包括成分和固形物含量）均與設計有較大的偏差。

4 解決措施

（1）在第一省煤器C 排下部增加一套吹灰系統。考慮到下方灰斗，吹灰介質選用高壓氮氣，壓力2 MPa，同時吹灰管運動由螺旋360°運動改為直線90°運動。為了彌補因旋轉角度變小造成的吹灰范圍減少，吹灰器布置由原來的單側1 臺改為單側3 臺，兩側共6 臺。投用初期為降低投資，吹灰器人工操作，為方便操作，吹灰管從單側3.8 m 改為兩側布置，長度2 m。考慮到氮氣溫度較低，為了避免煙氣在省煤器表面出現結露，吹灰時進行工藝調整，短時間內停止投堿，以降低此時煙氣露點溫度。

（2）吹灰器升級。采用中壓過熱蒸汽作為吹灰介質，一方面提高吹灰能量，擴大吹灰有效范圍，另一方面蒸汽過熱后，不會向系統內帶凝結水，避免積灰。

（3）通過工藝措施，保持工況穩定。例如，工藝廢水進廢堿罐由間斷進改為連續進，以控制每個堿罐一定時間內注入廢水的總量，定期對堿罐進行倒料避免個別堿罐固形物含量過低，定期分析進爐廢堿中的固形物含量，每批燃料進廠時分析熱值和含水量。采取上述措施保證爐膛溫度，避免廢堿未燒透等。

（4）總結出一套定期測量吹灰外管溫度判斷吹灰器提升閥輕微內漏、通過吹灰前后DCS 中吹灰蒸汽壓力和溫度變化間接判斷提升閥是否內漏及開度、及時記錄并處理吹灰器PLC 報警等吹灰器檢查方法，并整理出了一套檢查表單下發班組，定期檢查、及時處理。

（5）對省煤器鍋爐水系統進行改造。在第一省煤器和第二省煤器間增加一個換熱器，使第二省煤器出口的鍋爐水（約170 ℃）和第一省煤器入口的鍋爐水（約105 ℃）進行換熱，提高進第一省煤器鍋爐水溫度（可提高到135 ℃），使第一省煤器溫度和煙氣露點溫度的差值裕度增大，降低出現結露的可能。

（6）通過生產合理安排，摸索最佳投堿負荷，控制最高負荷≤11.5 m3/h。

5 效果驗證

解決措施中，除吹灰器升級和省煤器鍋爐水系統改造因投資原因尚未實施，其余措施已經實施。通過控制每天進入堿罐廢水量、定期倒料控制固形物含量、精心維護及時處理吹灰器故障、三次啟用氮氣吹灰器吹除積灰等措施，取得了顯著效果。措施實施后最長連續開車周期達到7 個月，停車檢查第一省煤器無大面積積灰（圖4），取得了較好的效果。

圖4 改造后第一省煤器積灰情況

6 建議

雖然第一省煤器的積灰問題得到了部分改善，但設備技術需要持續改進。建議：①盡快實施吹灰器升級和對省煤器鍋爐水系統進行改造，以提升吹灰效果，降低吹灰蒸汽對積灰的影響，同時提高進第一省煤器的鍋爐水溫度，降低特殊工況下出現結露的可能，避免積灰，保護第一省煤器運行安全；②在人工吹灰器的基礎上總結經驗，與專業廠家合作，研制非螺旋線90°定向吹灰的吹灰器，吹灰介質可采用過熱蒸汽或加熱后的中壓氮氣，采用全自動控制的吹灰器，減少人工操作的勞動強度和職業危害。