泰安凯顺机电工程有限公司

引风机、空预器结垢原因分析与对策

1  现场情况及垢成分分析

1.1  现场情况

某电厂1号机组在停机检修期间发现引风机、空预器出现结垢现象。现场可见其结垢呈大量块状附着于引风机叶片、轴承等部位，厚度约1~8公分。

1.2  垢成分分析

其引风机垢样主要呈不规则堆积，厚度在1~8 cm，主体为灰色坚硬块状，其间有黄色成分掺杂，取下后断面呈层状分布，外层为灰色，内层为黄色。空预器垢样为灰色坚硬块状，同样夹杂有黄色疏松物质，但未见明显分层情况。

 对引风机垢样外层、内层，空预器垢样及燃煤飞灰进行成分分析。主要采用了XRF分析及化学分析，结果如表1所示。

引风机垢样分析结果如表1，可见三氧化二铁含量及硫酸酐含量分别达到35.88%及38.33 %，其铁化合物存在形式主要以Fe₂(SO4)₃为主，另外有少量酸不溶物存在，Al、Si含量较少。通过与粉煤灰对比可见，其成分中含有少量粉煤灰，但主要成分并不是来自飞灰，而应来自烟道、叶片、外壳等腐蚀产物。

空预器主要成分为硫酸盐化合物并伴有飞灰存在，综合其位置分析，硫酸盐主要成分应为硫酸铁、硫酸氢铵及少量硫酸铵。硫酸盐类化合物生成过程为三氧化硫与氨气及水反应生成硫酸氢铵，在氨气过量的情况下生成硫酸铵，随着烟气温度的降低，硫酸氢铵会结露并粘附于空预器表面，过量的三氧化硫本身也会随着温度的降低产生酸结露变为硫酸，当温度超过100℃时，为浓硫酸。当空预器冷端及烟道表面的防腐材料存在瑕疵或发生破损时，硫酸氢铵及硫酸会腐蚀空预器本体材料和锅炉尾部烟道。此外由于硫酸氢铵及硫酸结露后均为粘稠状，因此会粘附部分飞灰，造成结垢。

2  结垢原因分析

通过调取机组运行工况历史数据、现场勘查情况及垢样分析结果，对引风机及空预器结垢原因分析如下：

(1)其机组入炉煤质化验报告中，S含量达6 %左右，属典型的高硫分煤种，结合垢成分分析可见烟气中三氧化硫含量过高是造成腐蚀与结垢的根源；

(2)综合机组运行情况可知，运行中烟温较低，烟气结露，使浓硫酸粘附于空预器冷端、烟道及引风机部件表面引起腐蚀和结垢；

(3) 垢 样 分 析 结 果 可 见 ， 其 中 的 无 机 铵 (NH₄⁺) 含 量 达0.52 %~1.38 %，无机铵主要以硫酸氢铵、硫酸铵等铵盐的形式存在，其形成原因主要是由于脱硝系统的氨逃逸造成的，脱硝系统氨逃逸越高，飞灰及结垢中的无机铵含量也越高，另外，脱硝喷氨系统喷氨不均匀会造成局部喷氨过量，造成局部氨逃逸偏高，导致部分飞灰及垢样中无机铵含量偏高。通常情况下，燃煤机组脱硝系统氨逃逸不超过3μL/L时，锅炉飞灰中无机铵含量一般不大于0.05 mg/g。

3  处理建议

针对引风机、空预器结垢原因分析提出以下处理建议：

(1)优化配煤，降低入炉煤硫含量：

(2)通过在锅炉尾部喷入碱性物质或在煤中加入脱硫剂等方式，结合燃烧调整控制烟气中三氧化硫含量，降低烟气酸露点；

(3)优化运行，提高空预器冷端烟温，减少硫酸及硫酸氢铵结露。加强空预器冲洗，减少空预器堵塞。

(4)脱硝装置在后续运行过程中注意控制喷氨总量，避免氨逃逸偏高并做好氨逃逸监测设备的维护。定期开展对AIG喷氨的优化调整(DL/T335-2010《火电厂烟气脱硝(SCR)系统运行技术规范》，每年一次)，根据反应器内烟气NOx浓度分布特点优化喷氨量，使烟道断面喷氨量分布更加合理，保证SCR出口NOx浓度和氨逃逸能够均匀分布；同时，定期开展氨逃逸化学法采样与分析测试试验(DL/T 335-2010《火电厂烟气脱硝(SCR)系统运行技术规范》，每季度一次)，确保氨逃逸在合理范围内，减少因此带来的空预器堵塞、除尘器运行异常、引风机结垢等问题。

4 处理效果

电厂根据建议措施开展整改，优化配煤使入炉煤质硫成分降至3.2 %左右，同时优化运行，提高空预器冷端烟温，并开展喷氨优化试验，优化喷氨量。通过以上措施，基本解决引风机、空预器结垢问题，达到处理目的。

5  结语

通过对运行工况、垢成分等的分析找到了空预器、引风机大量结垢的原因，并采取优化配煤及运行等措施，使问题得以解决。近年来，烟气脱硝(SCR)系统已广泛应用于火电厂烟气处理中，并已实现较好的经济及环境效益，但运行人员应在保障满足排放要求的基础上，进一步优化运行，注意防范此类问题发生。