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燃奥里油锅炉空预器的堵灰的原因分析及对策


工 业 技 术 20 0 7 1 . 1 8 《】 6 亡〔陇 二 & T〔 〔 口于长几OOY I叫 O日M喊刊O N F 燃奥里油锅炉空预器的堵灰的原因分析及对策 李伟民 (湛江电力有限公司 广东湛江 524043 ) 摘 要: 湛江奥里油电厂 # 1、# 2 机自 投产以来, 运行情况良 但空预器较容易积灰堵灰, 好, 每20 天左右需进行一次水冲洗, 严重

影响 ‘ 了机组的安全、经济运行, 本文从运行及设备方面加以分析探讨, 以减少空预器积灰, 降低空预器的冲洗频率, 提高机组的安全、 经济性。 关键词: 奥 里油 空预器 堵灰 分析 对策 中图分类号: TM62 文献标识码: A 文章编号: 1672一 3791(2007)06(c卜0031一 01 1 概述 湛江 奥里油电 厂1期工程Z x 6 oMw 机 0 组, 0 0 年底实现了# 1、# 2 机双投,两 于2 6 台锅护均为东方锅护厂生产的20 0 / h 自 3 t 然 吹灰前未进行彻底有效的疏水.确保吹灰 管路的凝结水不进入吹灰器。严格按照规程 规定进行吹灰, 运行时有下列情况, 应加强吹 循环单炉膛、无水平烟道的背靠背布置的燃 设计要求 空预器 “ 冷端综合温度”即烟气出口温 灰: ①空预器的阻力超过设计值: ②空预器排 油汽包护。空预器为英国豪顿公司生产的两 ③ 温度, 厂家推荐的最小 “ 冷 烟温度不正常升高时。 机组启动时: ④负荷变 分仓回转式空预器。燃料为委内瑞拉产的 度+ 空气入进口 ⑤燃烧条件差, 嫩油和飞灰可懈无含t 端综合温度”不低于 22 ℃, 1 在实际运行中, 化时, # 400 奥里乳化油(以下简称奥里油). 0 排烟温度只 大时. ⑥停炉前。 两台锅炉自投产以来, 空预器均出现不同 额定负荷时冷二次风温只有6 ℃, 加强对消防装置、空预器水洗阀门、省 程度的积灰, 具体表现在空预器的风、烟侧 有 14 0 ℃, 两者之和远低于厂家推荐的最小 确保以上等处没有水或 冷端综合温度” 。由于奥里油是高硫分燃 煤器和暖风器的维护, 阻力损失增大, 二次风侧的阻力损失由 正常的 “ 约 水燕汽侵人空预器内。 8 P 6 0 a 升至10 犯 烟气侧阻力损失由正常的 料且徽烧产物中水燕汽的含量是相当高的, ( Pa, 当空预器的阻力超过设计值 , 通过加强吹 这使奥里油烟气的温 9 0 a 升至2 00Pa , P 5 冷二次风压升高, 风机 占整个烟气量的 15.5%, 引 酸露点”温度高得 灰无效时, 应申请减负荷进行在役水冲洗; 每 进口负压增大。由于风、烟道阻力增大, 相 度比其它燃油的烟气 “ 锅护 运行一段时间后的停炉, 在停炉后也应对空预 同负荷下送、引风机电流增大 , 为避免送、 多。上海石化热电厂的试烧结果显示 , 器进行水冲洗。水洗时要尽量一次将换热元 引风机失速(喘振)跳闸, 被迫限制机组出力。 燃用奥里乳化油与渣油的烟气露点温度在相 T 氧量为2%)比较, 前 件表面清洗干净, 否则水洗后部分遗留下来的 为使机组能长时间连续运行, 必须降低锅炉负 同工况下(出力为130 / h , 下次水 荷至4既 额定值以下(视堵灰的严重程度)停运 者约高20 ℃(分别为 145 ℃和 126 ℃) 。这样 沉积物在空预器重新投运后结成硬块, 洗时将无法彻底清除干净。 硫 一侧空预器, 进行水冲洗。据笔者统计, 2007 空预器换热元件壁温就可能低于露点温度, 奥里油发电技术在中国还处于起步阶段 , 并不 年1月一 月 2 份期间,

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