锅炉空气预热器在线水冲洗技术在本公司的应用

锅炉空预器传热元件高压水清洗四措两案一、设备概况空预器原生产制造商为东方锅炉（集团）股份有限公司，200*年投产，20**年进行了冷端传热元件更换件。

目前空预器存在传热元件堵塞严重差压大，热风温度降低，排烟温度缓慢升高，空预器中心筒漏风等缺陷。

二、范围和目的1、施工范围工程包括（但不限于）：（1）在空预器内对元件进行高压水冲洗。

（2）回装并调整密封间隙。

（3）试运。

2、施工目的通过解包清洗传热元件，并处理传热元件堵塞问题，恢复空预器原设计性能和参数等，保证设备的安全稳定运行。

三、安全风险辨识及控制措施四、技术风险辨识及控制措施五、环境风险辨识及控制措施六、组织措施七、施工方案1、一般技术方案（1）各专用和常用工器具准备齐全，并运至现场。

（2）将相关清洗设备检验合格后运送至现场。

（3）开具工作票，现场确认安措执行到位情况。

（4）清洗设备进行接水、接电工作。

（5）布置灰水输送管道，将管道引至指定地点。

（6）专人搭设脚手架，并将内部积灰清理干净。

（7）空预器采用高压水上下清洗的方式对换热元件进行初步清洗。

（8）拆除施工时临时安装的支撑、工架、脚手架等，清理现场卫生，做到“工完、料尽、场地清”。

2、施工工期及人员要求（1）检修工期安排见附件1。

（2）施工单位须配备至少15人参与施工工作。

（3）保温搭架单位准备足够的人员和脚手架材料,满足现场作业需要。

（4）运行人员必须及时执行相关安措,不应因为安措执行时间过长造成检修工期的延误。

八、应急预案1、如发生火灾事故，现场人员应立即停止作业，向汇报工程项目经理、电厂方设备部项目负责人、安监部专责，拨打火灾报警电话，根据火势情况利用现场消防器材进行现场灭火。

同时施工单位按照事件等级启动《火灾事故应急预案》处置方案，并派人在重要路口，等待指示消防车快速到达现场开展扑救工作。

2、如发生人员高处坠落和机械伤害事件，现场人员应立即停止作业，汇报工程项目经理、电厂方设备部项目负责人、安监部专责，拨打医疗急救电话。

空气预热器高压水冲洗在锅炉运行中的应用张国滨【摘要】空气预热器在线水冲洗技术成本低，操作简单，对设备影响小，能够有效降低空气预热器压差，防止空气预热器堵塞造成机组无法运行。

以华电潍坊发电有限公司＃3机组为例，论述空气预热器高压水冲洗的步骤及应注意的问题，总结了空气预热器在线水冲洗经验。

【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2015(000)010【总页数】4页(P42-44,54)【关键词】空气预热器;压差;冲洗;硫酸氢铵;低温腐蚀;节能【作者】张国滨【作者单位】华电潍坊发电有限公司，山东潍坊 261401【正文语种】中文【中图分类】TM621.21 ＃3机组空气预热器简介华电潍坊发电有限公司（以下简称潍坊发电公司）＃3机组为670MW超临界机组，设有2台三分仓回转式空气预热器（以下简称空预器），空预器先加热一次风，后加热二次风。

空预器型号为2-32.5VI（T）-2185SMRC，主要参数见表1。

表1 空预器主要参数设备总称项目参数主驱动电动机型号 Y225S-4B3功率／kW 37转速／（r·min-1）1480减速机型号 SBWL-RO 02／315-01减速比123.8出轴转速／（r·min-1）11.96辅助电动机型号 EYA180M-4功率／kW 15转速／（r·min-1） 1470.00出轴转速／（r·min-1）2.87空气马达型号INGERSOLL-RAND 551SM51-W／RC转速／（r·min-1）95.00支承轴承型号SKF 294／710EM形式球面滚子推力轴承导向轴承型号 SKF 23192CAK／W33形式双列向心球面滚子轴承传热元件热段层高度／mm 1000中间层高度／mm 880冷段层高度／mm 305转子半径／mm 75002 空预器高压水冲洗前概况2014年7月，潍坊发电公司对＃3机组空预器蓄热元件进行了更换，同步进行了脱硝改造，7月13日机组启动后正常运行。

空预器在线水冲洗方法、危险点及措施作者：詹恒方来源：《中国新技术新产品》2015年第17期摘要：脱硝系统投运后，由于硫酸氢氨堵塞空预器，造成空预器压差偏大，引起风机耗电增加、喘振失速等问题，必须对空预器进行在线水冲洗。

经过多次冲洗，积累了经验。

本文阐述了冲洗过程，分析了危险点及采取的措施。

关键词：空预器；堵塞；在线；水冲洗中图分类号：TK223 文献标识码：A西柏坡发电有限责任公司330MW锅炉为北京巴布科克·威尔科克斯（B&WB）有限公司生产的B&WB-1025/18.3-M型锅炉，预热器为29VI（T）–1676（1778）MOD型（Φ10.33m）容克式三分仓空气预热器，原设计为上海锅炉厂产品，后由豪顿华进行了密封改造。

每台炉配2台空气预热器。

自脱硝投运以来，空预器压差偏大，高负荷时达到2.5kPa以上，吹灰器投运后效果不明显，经过与豪顿华公司协商，同意进行空预器在线冲洗，现已对我公司多台机进行了多次冲洗，积累了一定的经验。

下面对冲洗过程进行阐述，对危险点控制进行分析。

1 冲洗过程（1）空预器在线冲洗由生产部锅炉专工主持，锅炉车间负责，豪顿华工程有限公司提供技术支持；冲洗过程由发电部负责。

（2）保持机组冲洗时负荷在280MW，最低不能低于260MW。

（3）检查高压水管路上的阀门、法兰、接头的严密性。

（4）将高压水泵入口两只过滤器的滤芯拆下进行清洗，并打开水泵入口阀门，对进水管道进行排污冲洗。

（5）将高压管路上过滤器的滤芯拆下进行清洗，并对过滤器前的高压管道进行冲洗。

（6）检查高压水泵电机和就地控制柜绝缘合格并送电。

（7）确保高压水泵水源压力达到3～8bar，气动卸荷阀仪表气源稳定。

（8）吹灰器控制柜上电后，空枪走行一遍，确保走行过程正确无误。

（9）保证吹灰器操作人员和高压水泵操作人员之间联络的畅通。

2 冲洗流程两台空预器的高压水冲洗不能同时进行，应逐台冲洗。

以下流程以A侧冲洗为例，B侧与此相同。

第３７卷 ２０１５年１２月 湖州师范学院学报Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｈｕｚｈｏｕ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ Ｖｏｌ．３７Ｄｅｃ．，２０１５空预器全负荷在线水冲洗的实践与分析孔庆忠，高志强（浙江浙能长兴发电有限公司，浙江长兴３１３１００）摘　要：由氨气逃逸引起的空预器硫酸氢铵型积堵是目前脱硝机组存在的一个共性问题．某公司技术人员结合机组设备特点，经过理论计算后编制出方案，成功实施了数次满负荷工况下的空预器高压水冲洗，经几次试验后的结果分析，空预器在线高压水冲洗可以在不影响机组负荷的情况下较好地控制空预器烟气侧差压，在降低引风机电流的同时提高机组运行的可靠性．关键词：空预器；全负荷；在线；水冲洗；应用中图分类号：ＴＭ６２１．４文献标志码：Ａ文章编号：１００９－１７３４（２０１５）Ｓ０－００１３－０５０　引言某公司３００ＭＷ机组配用锅炉按引进的美国Ｂ＆Ｗ公司ＲＢ锅炉技术标准设计制造，为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣、单炉膛单锅筒锅炉，露天戴帽布置，设计燃料为淮南烟煤，采用正压直吹ＭＰＳ中速磨系统，前后墙对冲燃烧方式，并配置有Ｂ＆Ｗ标准的双调风ＤＲＢ－ＸＣＬ型旋流煤粉燃烧器．在尾部竖井下设置两台三分仓容克式空气预热器，空预器型号为２８．５ＶＮＴ　２１００，空预器转子分为４８隔仓，空预器热端和冷端均配有半伸缩式蒸汽吹灰器．在机组近两年进行的脱硝增容改造中，机组容量增加至３３０ＭＷ并相应对空预器进行改造，空预器增容工程仍由豪顿华公司承接，改造后热端换热元件高度为１　２００ｍｍ，冷端换热元件高度为９５０ｍｍ，冷端元件材料为脱碳钢并双面镀搪瓷，采用干法静电喷镀制作，相比原有空预器换热面整体高度增加了５０ｍｍ．１　空预器全负荷高压水冲洗的必要性１．１　在线水冲洗背景该公司的三分仓容克式空气预热器原径高比相对偏小，空预器进行增容改造时，囿于现场条件其壳体未作改动，但受热面高度略有增加，致使原先就存在的空预器烟气侧差压偏高易积堵的缺陷更加突出，脱硝改造后运行仅仅２个月，３００ＭＷ负荷工况下空预器烟气侧差压已由１．１ＫＰａ升高至２．２５ＫＰａ，运行引风机电流也大幅增加．空预器的硫酸氢铵型积堵与脱硝催化剂品质、氨气流场均匀性、烟气排烟温度、空预器径高比、空预器受热面传热元件板型等均有关系，为了维持机组的长周期运行，必须采取措施降低烟气侧差压．目前该公司较成熟的应对措施是对风烟系统半边隔离后进行空预器冲洗，但该方法也存在着很大的弊端．其中近４天的极低负荷运行时间对机组发电量影响较大，冲洗一次仅电量损失就超过１２０万元，且冲洗时机组处于风烟系统单边运行状态，运行设备如有故障极易造成机组非停，大大降低机组可靠性指标，因此寻求一种更好的解决办法成了当务之急．１．２　空预器积堵的危害理论与实践经验表明，空气预热器堵灰、腐蚀，一般均发生在空气预热器低温端．由于空气预热器腐蚀堵灰，造成锅炉排烟温度升，高热风温度下降，风、烟系统阻力上升，送风正压侧和引风负压侧压差增大，增收稿日期：２０１５－１１－１０作者简介：孔庆忠，助理工程师，研究方向：锅炉检修．加了空气预热器漏风，严重时送引风机无调节容量，致使炉膛负压难以维持，影响到燃烧自动装置的投入．在点火初期，由于腐蚀堵灰，整个炉膛温度较低，大量未燃尽的油雾滞留在空气预热器中，极有可能造成火灾并烧坏空气预热器．１．３　空预器高压水冲洗技术应用的必要性燃煤电厂对ＳＣＲ系统的改造会进一步加重空预器堵灰，因为烟气中ＳＯ２向ＳＯ３的转换增多，在催化剂的作用下与氨气结合形成硫酸氢铵造成空预器堵灰，在这种情况下增加冷端搪瓷换热元件高度和加强蒸汽吹灰来控制空预器的堵灰较为有效．但即使采取了这些措施，从运行经验看，单靠定期蒸汽吹灰还是不足以控制空预器堵灰和烟气侧差压的上升，因此需要使用带高压水洗的双介质吹灰器，为保险起见，电厂一般在锅炉停机时对空预器进行水洗，或者在带部分负荷时对空预器单侧隔离后进行在线水冲洗，但这两种方式都存在着较大的弊端．目前，很少有电厂在机组满负荷运转状态时采取在线高压水洗清洁空气预热器，因此尝试进行空预器全负荷高压水冲洗就显得较为迫切．２　全负荷高压水冲洗技术应用２．１　试验准备２．１．１　冲洗水量与水压的选择由于空预器为烟气和一、二次风进行换热服务，水量过大会使过多的热量被冲洗用水吸收，导致一、二次风风温降低，不能满足制粉系统及燃烧系统的正常运行；其次，过大的水流对冲洗水泵的出力有较高的要求，不利于保证对冲洗用水压力的要求，而且过低的排烟温度易造成进入电除尘的烟气带水，而冲洗水量过小就会降低冲洗效果，延长冲洗操作时间．冲洗时的水压控制也非常关键：水压过低，水流还未接触换热元件，就会被热烟气蒸干，起不到冲洗的作用；水压过高，对冲洗枪管材料规格的要求就比较高，会带来不必要的浪费，还可能造成空预换热元件的损坏．在该公司＃３炉进行的试验冲洗工作时，发现针对空预器换热元件波形，冷态冲洗时压力超过２２ＭＰａ后才能打穿受热面至空预器热端，若冲洗压力低于２２ＭＰａ则冲洗效果有限，通过＃３炉停炉及满负荷工况的多次试验，最终将枪头喷嘴的数量控制为４个，喷嘴孔的直径为１ｍｍ，保证在３０ＭＰａ压力下进入空预器的冲洗水流量不超过３ｔ／ｈ，确定使用离线水冲洗使用的高压冲洗柱塞泵出水作为水源．２．１．２　冲洗水量与冲洗时烟温降计算在进行实际冲洗前必须先进行理论核算，以验证高压水冲洗水量能否被烟气全部带走并汽化，同时应计算水冲洗过程中的排烟温度变动情况，为冲洗方案提供较为充分的理论根据（理论计算时模拟较保守工况，即认为高压冲洗水不接触较高温度的烟气与受热面，按全部喷入受热面后烟气中混合进行核算）．加装的４个１ｍｍ口径喷嘴当压力为３０ＭＰａ时的流量计算：ｐ＋１２ρｖ２＋ρｇＩ＝ｃｏｎｓｔａｎｔ．其中：ｖ为流动速度；ｇ为重力加速度；ｈ为流体处于的高度；ｐ为流体所受压强；ρ为流体的密度；ｃｏｎｓｔａｎｔ为常数．３０ＭＰａ压差转变成流速：水的密度取：ρ＝１×１０３　ｋｇ／ｍ３．喷嘴出口流速：ｖ＝２４５ｍ／ｓ．４个１ｍｍ口径的喷嘴流量为：Ｑｍ＝ρＱ＝２　７７１ｋｇ．水冲洗用水加热至１１３℃所需热量（经前期计算，烟温降为１０～１５℃之间，故用１２５℃烟气降至１１３℃进行校验计算）．水的比热为：水的气化潜热２　２５７ｋｊ／ｋｇ．计算每小时２０℃的冲洗水量加热至１１３℃所需热量（水蒸气比热查表按１．９ｋｊ／（ｋｇ·℃）计算：ｑ１＝４．２×２　７７１×８０＋２　５５７×２　７７１＋１．９×２　７７１×１３＝７．２８×１０６　ｋｊ．４１湖州师范学院学报 第３７卷 烟气比热：Ｃｐ＝ｗＮ２ＣｐＮ２＋ｗＣＯ２ＣｐＣＯ２＋ｗＨＯ２ＣｐＨＯ２＋ｗＯ２ＣｐＯ２．其中：ｗＮ２为烟气中氮气的比例；ｗＣＯ２为烟气中二氧化碳的比例；ｗＨＯ２为烟气中水蒸气的比例；ｗＯ２为烟气中氧气的比例．查阅烟气比热参数表后１２５℃烟气比热按１．１５ｋｊ／（ｋｇ·℃）计算．按巴威增容改造热力计算书，负荷２８０ＭＷ时单侧烟气质量流量５８０ｔ／ｈ　１２５℃烟气降到１１２℃释放的热量（为留一定裕量，烟气质量流量按５００ｔ／ｈ校核，相当于２５０ＭＷ工况）：ｑ２＝１．１５×５００×１０３×１３＝７．４７５×１０６　ｋｊ． 综合上述计算，从热力计算层面来说，只要机组负荷２５０ＭＷ以上，排烟温度达１２５℃时，空预器烟气就能将冲洗水混合加热至１１３℃左右，若提高冲洗侧排烟温度，裕度将更大，实行空预器在线冲洗热力理论计算可行．２．１．３　冲洗中落下的灰污排放问题冲洗前预想除灰效果明显的情况下，大量的堵灰落下，会导致空预器烟气侧灰斗排灰不畅，需要在冲洗时及时清理空预器下灰斗，经分析后决定在冲洗过程中微开空预器冷灰斗放灰阀，利用空预器内负压保证灰斗放灰管路畅通，＃１炉数次冲洗后停炉检查发现，空预器冷灰斗内存灰并不多，空预器至电除尘的水平烟道上积灰也较少，应该是冲洗时大部分堵灰随烟气进入电除尘器被除掉了．２．１．４　冲洗枪管安装及冲洗孔布置原空预器配用的戴蒙德半伸缩式吹灰器伸缩长度为３　８５２ｍｍ，为节省投资空预器高压水冲洗水源暂用原离线冲洗柱塞泵出水，在枪管喷嘴数量及直径确定以后，决定枪管材料用４ｍｍ厚度的普通不锈钢，枪管与原蒸汽吹灰器同架安装，为保护高压水喷嘴平时不被蒸汽吹灰喷口吹损，高压水喷嘴与蒸汽吹灰喷口错列安装，高压水喷嘴间距８００ｍｍ，冲洗时基本能覆盖整个空预器受热面２．２　冲洗方案的制定与前期试验２．２．１　冲洗操作方案简介高压水冲洗时机组负荷应保持在２８０ＭＷ以上稳定运行，冲洗前对空预器全面吹灰一次（为提升冲洗侧排烟温度，可就地缓慢关闭送风机出口联络挡板，经调整冲洗侧送引风机及一次风机出力后，将待冲洗侧侧空预器排烟温度抬升１０℃左右），在确认工作票已许可开工后可微开冲洗侧空预器底部灰斗放灰阀进行准备．在冲洗管路连通后启动高压冲洗水泵，在较短的时间内调整冲洗压力至３０ＭＰａ后进行冲洗操作，冲洗枪管进退采用就地手摇原吹灰器操作手柄进行（冷端吹灰器已断电），步进速度及停留时间可根据冲洗效果调整．冲洗时运行在ＣＲＴ上密切监视空预器电流、排烟温度及其他相关参数，检修派专人监视冲洗水泵出口压力，若有异常及时汇报，以决定是否停止冲洗．２．２．２　在未积堵空预器上进行的冲洗试验由于在全国范围内还没有配用豪顿华２８．５ＶＮＴ２１００型空预器在线水冲洗的公开记录，因此在冲洗硫酸氢铵型积堵较严重的空预器之前，该公司技术人员先期在Ｃ修结束刚带至额定负荷的＃３炉上进行了在线冲洗试验，试验历时近１ｈ，试验水压最高至３２兆帕，试验期间空预器电流非常平稳，就地检查运转正常，冲洗侧空预器排烟温度平均降幅１３℃，各项参数均在预期目标内．２．３　冲洗过程记录６月中旬，脱硝改造后投运仅两个多月，＃１炉在３００ＭＷ负荷工况下空预器烟气侧差压已由１．１ＫＰａ升高至２．２５ＫＰａ，在做好充分的技术准备后，于６月１６日先期对积堵较严重的Ｂ侧空预器进行了冲洗．由于这是在积堵空预器上首次实现高压水冲洗，因此在过程中也进行了冲洗方法的优化工作，本次冲洗历时１０ｈ（首次冲洗吹灰枪采用程控进退方式，未采用手摇步进方法，因此冲洗覆盖面不全，且在冲洗的后期空预器烟气侧差压下降已较为缓慢）．以下为冲洗过程中的一些相关参数区县记录（见图１～图３）．５１２０１５年 孔庆忠，等：空预器全负荷在线水冲洗的实践与分析３　高压水冲洗结果分析３．１　空预器冲洗前后差压分析空预器在带３００ＭＷ负荷的冲洗过程中（期间负荷、差压、引风机电流等发生较大波动为磨煤机故障６１湖州师范学院学报 第３７卷及空预器进行一次蒸汽吹灰引起），冲洗侧空预器烟气侧差压从２．２５ＫＰａ降至１．７２ＫＰａ，效果较明显，与此同时未冲洗侧空预器烟气差压也从２．２ＫＰａ降至１．９５ＫＰａ，这主要是由于冲洗侧空预器大量积堵产物去除后通流能力增加，致使未冲洗侧空预器烟气流量减少的缘故．３．２　空预器出口烟温１波动大分析空预器在冲洗过程中，出口烟温会出现较大的波动，这是冲洗水蒸发吸热后形成的低温烟气带不时流经空预器转子下方烟温测点时造成的虚假波动，烟温数据并不能真实反应空预器内温度场情况，此时应重点关注空预器一、二次风出口风温及电除尘入口烟温，只要这几个参数波动在允许范围内即可．从曲线中可以看出，冲洗侧空预器出口一二次风温及电除尘进口烟温在冲洗期间相当稳定，空预器出口一二次风温甚至略有上升，这应该是空预器差压减小后换热增强的结果．３．３　冲洗前后引风机节电分析在线冲洗可以使引风机在相同负荷下的耗电量明显降低，尤其是在机组负荷较高的情况下，与在线冲洗空预器前比较，单台引风机最大的电流降幅约为２０Ａ（冲洗侧空预器进口氧量相同负荷下稳定甚至略有增加），降耗效果十分明显．４　高压水冲洗经验总结４．１　高压在线水冲洗除垢机理高压的水线对空预器换热元件间的积灰有很强的冲击作用，与蒸汽吹灰器不同，高压水进入空预器是一个吸热沸腾并剧烈膨胀的过程，能在换热元件间隙产生很大的压力，能有效地疏松堵灰，而吹灰蒸汽进入空预器后是一个放热收缩的过程，只能吹走较为疏松的浮灰．４．２　在线高压水洗对空预器转子的影响低流量的水冲洗不会影响空预器的换热效果以及机组的出力，由于冲洗水的流量很低，仅＜３ｔ／ｈ，与锅炉满负荷时１　４４０ｔ／ｈ的烟气流量相比较少，冲入换热元件的水分会很快地沸腾蒸发．另外，在线高压水洗一直在ＧＧＨ上应用，而典型的ＧＧＨ热端金属温度在１００～１１５℃之间，而高压水洗流程是在ＧＧＨ的热端和冷端同时进行的，由于空预器转子冷端的温度类似于上述情况，仅仅在冷端进行的高压水洗不会出现转子明显的热变形和焊缝开裂的情况，冲洗过程中稳定的空预器电流也从另一面印证了这一点．但是对于电厂来说，如果空预器采用了在线高压水洗，就应当在计划停机期间对转子结构和焊缝进行常规检查．４．３　高压水冲洗对空预器换热元件的影响空预器换热元件冷端温度较低，仅为１１０℃左右，加之冲洗水的流量很小，转子发生“淬火”结果可能性非常小，且现在的冷端镀搪元件出厂前都经过耐温急变性试验（加热到４００℃时即刻放入室温冷水中）及热急变试验（加热到４５０℃时即刻放入室温空气中），相应的应变也会很小而且只会集中在有限的区域内并很快恢复．空预器在线高压水冲洗采用的冲洗水压力约为３０ＭＰａ，而离线时采用的冲洗水压力一般为４５ＭＰａ以上，此时空预器换热元件接近室温，脆性较运行中的空预器换热元件高很多，所以在线冲洗时高压水对换热元件的冲击损坏是非常有限的，高质量的镀搪瓷换热元件具有非常好的边缘覆盖率和粘附力，对于重复的高压水洗具有很好的抵抗力．４．４　冲洗时水汽对电除尘的影响由于在线高压水洗仅仅在转子冷端进行，大部分的水流直接向上穿过转子在换热元件上形成很好的发散．这样，当它们反向穿过转子时，水流被进一步分散开并形成雾状．第二次穿过转子时提供了足够多的机会使水滴穿过烟气流，并且在到达电除尘之前充分地蒸发掉．另外，烟道的弯头也可以帮助分散任何携带的水滴，因此在任何情况下，水滴进入除尘器都不会成为一个问题．参考文献：［１］周谟仁．流体力学泵与风机［Ｍ］．北京：中国建筑工业出版社，２０１３．［２］应静良．电站锅炉空气预热器［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２００２．７１２０１５年 孔庆忠，等：空预器全负荷在线水冲洗的实践与分析。

锅炉空预器清理通讯稿范文
近日，我公司针对锅炉空预器进行了清理作业，为确保设备的正常运行，提高锅炉的效率，保障工厂的生产安全起到了积极的作用。

经过清理，锅炉空预器内部的灰尘和杂物得到了有效清除，使得空气流通畅通，减少了设备的堵塞现象，使设备更加稳定可靠，并提高了设备的运行效率，节省了大量能源和物料消耗。

经对锅炉空预器清理作业的总结，我们发现锅炉空预器清理作业应当定期进行，以保持设备的稳定运行；同时，清理作业必须由专业人员进行，并采用合适的清理工具和清洗剂，以保障设备的安全和完整。

我公司将一如既往地关注并加强设备的保养和维护，确保每一台设备能够稳定高效地运行，为客户提供更好的服务和优质的产品。

在线清洗预膜在高炉TRT循环冷却水系统的应用白煜磊;刘云【摘要】清洗预膜是水处理技术中最为关键的环节之一,它的成功与否直接影响后续循环水处理效果.当某些关键生产设备由于某些原因而导致换热系数降低且无法停车时,清洗预膜工作的难度将会大幅度增加.本文讲述了不停车清洗预膜在国内某钢厂高炉TRT循环冷却水系统的成功应用.【期刊名称】《天津化工》【年(卷),期】2016(030)005【总页数】3页(P14-16)【关键词】在线清洗预膜;煤气余压发电装置;高炉;循环冷却水系统【作者】白煜磊;刘云【作者单位】1天津正达科技有限责任公司,天津300131;2天士力制药集团股份有限公司,天津300402【正文语种】中文【中图分类】TQ028.81.1 工艺简介煤气余压发电装置（TRT）是高炉的重要附属设施，尽管在投产后系统运行过程中采用了循环冷却水处理技术，基本解决了结垢、腐蚀和菌藻滋生问题，但是冷却水系统在长期循环使用后（使用五年以上时间），其冷却设备的金属表面上仍然会有沉积物的集积，这些沉积物主要是腐蚀产物、水垢、粘泥等，由于生产任务繁重，无法停车清理，决定对其进行在线清洗预膜。

其配套循环冷却水系统为开路循环系统，补充水加到冷水池内，通过循环泵提供给工艺设备使用，热水回到玻璃钢凉水塔塔顶，通过换热后靠重力回流到凉水池内，供水温度≤33℃，回水温度≤41℃。

系统材质碳钢、铜、不锈钢。

1.2 水质分析我们以当地工业补充水水源为例，判断其腐蚀结垢倾向。

根据水质ryznar［1］指数的判断：SI=2pHspH（式中pHs为冷却水饱和pH，pH为冷却水运行时的pH），其SI＜6，属于结垢型水质，长期使用必然会导致系统的结垢问题。

补充水质见表1。

1.3 垢样分析（表2）为了更加清楚的了解系统内部情况，我们打开了一段管道，从中取出了少量垢样进行分析，判断其组分，为后续清洗工作提供依据。

由表2可见，其垢体较为松散；系统的腐蚀产物，结垢松散的水垢，以及菌藻腐败后的生物粘泥为垢样的主要成分，而其中水垢的成分略高。

空预器热风吹扫防堵技术在黔东电厂的应用发布时间：2023-04-21T01:34:48.086Z 来源：《当代电力文化》2023年第1期作者：李红民[导读] 近年来，各大发电集团公司正在进行大型火电燃煤锅炉超低排放改造工程，李红民（贵州黔东电力有限公司，贵州镇远557702）摘要：近年来，各大发电集团公司正在进行大型火电燃煤锅炉超低排放改造工程，其中以烟气NOx 排放浓度降低至50mg/Nm3以下为目标，空气预热器的低温腐蚀和堵灰问题已突出，严重影响机组运行的安全性和经济性。

为解决空预器的低温腐蚀和堵塞问题，对空预器热风吹扫防堵技术进行了研究与应用。

本次研究以黔东电厂为例，对空预器防堵进行综合治理改造，彻底解决了空预器的堵塞问题，确保了机组的安全可靠运行。

关键词：空预器；堵塞；吹扫；研究；应用1 空预器堵塞原因分析目前燃煤电厂增设的烟气脱硝设施主要以选择性催化还原（SCR）技术为主。

该技术通过在SCR反应器中喷入NH3，使烟气中绝大部分还原为对环境无污染的N2和H2O。

但在此过程中，会发生两个副反应：SO2 +O2 →SO3 和NH 3+SO3+H2O→NH4HSO4（图1），对脱硝装置下游的空气预热器运行产生不利影响[6]。

烟气中SO3与水蒸气会结合生成硫酸蒸汽，且浓度愈高，烟气的酸露点愈高，可达 140~160℃甚至更高，大量的H2SO4液滴不仅使空气预热器低温腐蚀问题加剧，而且更容易吸附飞灰；此外，生成的NH4HSO4在146~207℃温度范围内为液态，且具有非常强的粘性，极易捕捉飞灰，若不及时清理，粘附在换热元件表面的飞灰还会结成硬块，造成常规的蒸汽吹灰难以有效清除，最终形成堵灰。

由于空气预热器工作温度区间一般为100~400℃，涵盖了H2SO4 液滴和液态NH4HSO4的生成温度区间，因此绝大多数电厂投运脱硝系统后，上述空气预热器低温腐蚀加剧和硫酸氢铵造成的堵灰问题都不同程度显现，问题的严重程度主要取决于 SCR出口烟中SO3浓度以及逃逸的NH3浓度，两者的浓度越高，问题越突出[1]。

空预器在线水冲洗方案随着环境温度的降低，空预器换热元件堵塞加剧，压差呈现逐渐升高的趋势。

为保证机组安全稳定运行，计划空预器压差升至3.8KPa 时，采取空预器在线水冲洗方式，降低空预器压差，特制定本方案。

一、组织机构组长：副组长：成员：二、冲洗前准备工作1、空预器冲洗时机组负荷：负荷控制在210-350MW 之间，并保持保持稳定。

2、检查空预器运行正常，电流稳定，就地无异音，蒸汽吹灰系统已经全部停止并在手动位。

3、将空预器电流、炉膛压力、空预器烟气侧差压、一二次风压在监视画面上做专门曲线，重点监视。

4、确认操作工作、通讯工具已经准备好。

5、检查高压水管路上的阀门、法兰、接头的严密性。

将高压水泵入口两只过滤器的滤芯拆下进行清洗,将高压管路上过滤器的滤芯拆下进行清洗。

更换高压水泵润滑油，清理冲洗水泵调压阀，更换冷端高压水枪接口处软管，连接调压阀排水管道至排污沟。

6、检查高压水泵电机和就地控制柜绝缘合格并送电。

7、确保清洗操作人员和高压水泵操作人员之间联络的畅通。

8、检查高压水泵组及管道、压力表等无泄漏，各压力表、压力开关信号正常。

9、A、B空预器冷端壳体开孔（30*45cm），搭设操作平台，冲洗设备固定在平台上。

三、冲洗操作步骤1、冲洗原则：每次冲洗时第一个冲洗周期，启动高压水枪后应观察空预器电流、出口烟温变化情况，分段逐步加压（15、20、25MPa各维持约10分钟，待电流和烟温平稳后再次加压），防止大流量冲洗水进入导致空预器运行异常。

两台空预器冲洗不能同时进行，应逐台冲洗。

2、开始冲洗时从换热元件靠中心处逐步往外进行冲洗，根据空预器转速和高压水枪的穿透力来控制冲洗时间和冲洗车拉动距离，冲洗时由里往外推进每次 2.0cm 左右，每次停留时间至少50s（转子转动一圈），适当调整各部位的冲洗时间，执行完一个清洗流程后循环往复。

3、冲洗时冲洗车垂直往上仰洗，把冷端、中温端附着垢质进行清除、疏通；堵塞的灰垢经高压水穿透后随烟气蒸发，从而使冷端、中温端段疏通，达到清洗目的。