空气加热器

空气加热器（精选十篇）

空气加热器 篇1

1 原油加热炉运行工况分析

1.1 原稳装置基本数据

装置来油量平均270 m3/h;

原油进加热炉平均温度为133℃;

原油出加热炉平均温度为160℃;

加热炉温升为27℃;

加热炉平均含氧量3.5%;

加热炉辐射段平均温度260℃;

加热炉排烟段平均温度190℃;

加热炉燃料气平均气量560 m3/h (深冷气) ;

甲烷密度为0.77 kg/m3 (标况下) ;

空气密度为1.29 kg/m3 (标况下) ;

空气平均分子量29;

空气比热容理想状态下为1.4 J/ (kg·K) [1] (空气比热容随温度变化, 因此取理想状态) ;

甲烷的燃烧值为37.7 MJ/m3[2]。

注:所有数据在生产记录中取平均值, 所有计算不考虑热损失。

1.2 加热炉燃烧加热空气的燃料气消耗

加热炉燃料气为深冷气, 深冷气主要成分为甲烷 (甲烷含量占深冷气量的95%～99%) [2], 以下加热炉内深冷气燃烧按甲烷充分燃烧进行计算。可得出每小时参与燃烧的空气质量为7 435 kg/h、体积为5 763 m3/h, 燃烧生成二氧化碳质量为1 186 kg/h、水蒸气质量为970 kg/h。

因含氧分析数值不为零, 则说明在加热炉内混有未燃烧的氧气。加热炉含氧分析取样点在排烟段, 所以排烟段气体构成为:反应产生的二氧化碳+水蒸气+未燃烧的氮气+进入加热炉内的多余空气。

根据理想气体状态方程PV=n RT[1], 计算各组分气体在排烟段体积 (排烟段温度为190℃) :

二氧化碳体积V=n RT/P=1 024 m3/h

同理:氮气体积为7 742 m3/h;水蒸气体积为2 046 m3/h。根据加热炉内含氧量可计算出未燃烧的190℃空气量为1 934 m3/h (不考虑排烟段负压造成的体积增大) , 根据公式V=n RT/P得出该部分空气质量为151 kg/h, 再通过密度换算得出25℃下其体积为129 m3/h。

合计进入加热炉空气量=充分燃烧空气量+未燃烧空气量=7 586 kg/h, 体积为5 892 m3/h。

加热炉夏季运行、冬季运行工况差别较大, 下面分别进行计算。

夏季空气进入加热炉后由环境温度25℃加热到辐射段平均温度260℃时消耗热量为

同理冬季空气进入加热炉后由环境温度-25℃加热到辐射段平均温度260℃时消耗热量为3.03×106kJ/h。

燃料气采用的是深冷气, 深冷气的燃烧值为37.7 MJ/m3, 燃料气量为560 m3/h, 经计算释放的热量为560×37.7×1 000=21.11×106kJ/h。

1.3 结论

在加热空气过程中燃料气的消耗为12%～14%。按照平均用气13 440 m3/d计算, 用于加热空气的燃料气量为1 613～1 882 m3/d。 (因未考虑热损失, 所以实际消耗会大于计算结果) 。

2 设计改造

2.1 改造原理

由于天然气的碳氢比低, 导致燃烧产生的废气汽化潜热大, 回收这部分热量用来对冷空气进行加热可以有效地节约能源。

2.2 改造方法

我们利用加热炉的结构特点, 改变加热炉结构, 加装空气换热器。加热炉排烟段与对流段采用螺栓连接, 可以在不改变工艺管线流程的情况下, 提升排烟段, 插入空气换热器, 对冷空气进行加热, 在通过引风设备将预热空气送入加热炉内。

通过计算得出烟气的流量比空气流量高许多, 所以合理设计空气和烟气通道是十分重要的。由于烟气是自然通风, 因此烟气通道的阻力必须很小, 否则会影响设备工艺工况。考虑到流体随着温度的变化其体积也急剧变化的特性, 我们对空气采用风机增加动力。综上所述, 我们将空气流程设计为二回程, 以提高设备的传热效率。

2.2.1 设计参数

高温板式换热器技术参数, 设备设计压降, 热侧50 Pa, 冷侧-400 Pa;设计温度, 热侧400℃, 冷侧300℃等。

2.2.2 设计方案

空气换热器设计方案见图1。

2.2.3 辅助设备设计参数

引风机技术参数见表1。

2.3 改造后效益

加热炉加装空气换热器可提高常温下空气至150℃, 年节约燃料气39.7×104m3, 获得经济效益39万余元。考虑到新增电能损耗, 所以杏V-Ⅰ原油加热炉加装空气换热器年创造效益至少为36万元。

3 结论

原油加热炉加装空气换热器, 不仅可以很好地收集自身释放热量来进行空气加热, 节约燃料气, 还能通过换热降低加热炉排烟温度, 减少高温气体对环境的破坏。同时, 燃料气的减少更能减少二氧化碳气体的排放量。本项设计不仅能带来明显的经济效益, 而且还能带来很好的安全效益、社会效益, 最重要的是本项设计施工简单, 推广性强, 适用于各类企业加热炉改造。

摘要：原油加热炉是原油稳定装置中主要的能耗设备, 杏V-I原油加热炉燃料气为深冷气, 供风方式为自然通风, 投产以来, 运行正常, 但加热炉消耗燃料气量较大, 经分析发现加热炉燃烧配比空气加热消耗较多燃料气。由于天然气的碳氢比低, 致使燃烧产生的废气汽化潜热大, 回收这部分热量可以有效地节约能源。现对杏V-Ⅰ原油加热炉设计、加装空气换热器, 收集自身释放热量来进行空气加热, 在通过引风设备将预热空气送入加热炉内, 实现节约燃料气的目的。

关键词：加热炉,燃料气,空气,热量,换热器

参考文献

[1]沈维道, 蒋智敏, 童钧耕.工程热力学[M].3版.北京:高等教育出版社, 2008:394.

空气加热器 篇2

迟红艳 赵莉 前言

空气预热器是加热炉利用烟气余热预热入炉空气，以提高加热炉效率、节能降耗的重要设备，因此在加热炉的设计中，如何合理的选择空气预热器至关重要，目前炼厂加热炉中常用的空气预热器主要有管束式、热管式、板式和铸铁式等，近几年随着科学技术的不断发展及加热炉设计水平的提高，热管式空气预热器，搪瓷管式空气预热器、扰流子空气预热器，在炼厂加热炉上得到了越来越广泛的应用，但仍然会出现管束破裂问题。如何合理的分析和解决这些问题，是空气预热器在炼厂加热炉上得到更广泛利用的关键。2 管束破裂的原因分析

空气预热器在炼厂加热炉上投用初期都具有良好的换热效果，但在经过一段时间的使用以后，有些空气预热器会出现低温腐蚀、积灰甚至爆管等问题，造成管束破裂，严重影响了预热器的换热效率及使用寿命，现对其破裂原因进行分析。2.1 低温腐蚀

低温腐蚀也叫露点腐蚀，它是在烟气温度低于露点温度时，凝结在热管上的硫酸对金属热管的一种腐蚀现象。含有硫的燃料燃烧后生成SO2，其中一部分SO2 又进一步氧化成SO3，SO3与烟气中的H 20结合生成H2SO4。含有硫酸蒸气的烟气露点温度会升高，当烟气温度低于露点温度时，硫酸蒸气就会在热管管壁上凝结，并腐蚀管壁金属。露点温度的高低与燃料中的含硫量有很大关系(见图1)，图1 露点温度与燃料油含硫量的关系

加热炉高压瓦斯硫含量一般较高，含硫量都在2％ ～4％，露点温度在130℃左右，所以目前炼厂加热炉的排烟温度在设计阶段都要求控制在150℃ 以上，但由于加热炉操作时的弹性较大，在低负荷操作时很容易导致排烟温度低于露点温度，所以仍需要在加热炉的设计和操作中采取其他的措施来尽可能的避免露点腐蚀。2.2 积灰

积灰是影响空气预热器操作性能及使用寿命的另一大主要问题，尤其是在烧渣油的炼厂加热炉中，积灰现象尤其明显。积灰是由于目前炼厂所烧的燃料中含有Na、Ca、Mg等的金属氧化物杂质，燃烧后形成微小的金属颗粒，一部分金属颗粒和未燃尽的碳粒与烟气中的水分混合后很容易在热管的表面沉积下来，形成灰垢，这些灰垢如果不能及时清除，将会越积越多。由于灰垢的传热系数仅为碳钢的0．2％，将大大降低热管的传热效率，同时也增加了烟气侧的阻力降。2.3 爆管

爆管是热管式空气预热器在使用过程中经常出现的一种热管破损现象。爆管的原因很多，超温、磨损、腐蚀及操作不当等都可能引起爆管。爆管一般发生在烟气侧的人口，是由于此处的烟气温度过高，导致热管中的工质压力过高，当压力超过管子的承压能力时，就会发生爆管。在烟气低温段工质压力虽不高，但由

于露点腐蚀，管子承压能力降低，也会发生爆管。3 采取的解决措施 3.1 露点腐蚀的解决

避免热管空气预热器露点腐蚀的途径有很多，如利用暖风器或者装置中的高温蒸汽来提前预热进入热管式空气预热器的冷空气、采用热风循环的方式用一部分与烟气换热后的高温空气来预热冷空气，或是增加一冷空气旁路，通过调节冷空气旁路的空气量来控制排烟温度。

在加热炉的操作过程中，合理的控制好“三门一板”，减少过剩空气系数，采用低氧燃烧等途径也可以有效地避免H2SO4的生成，降低露点温度。

根据国外的经验，如果把空气的过剩系数控制在1.05％以下，就能将露点温度降到70℃左右；但这就要求加热炉具有完善的燃烧设备和燃烧检测仪表，并且要求操作人员有较高的技术水平，否则将直接影响燃料的燃烧效果。

露点腐蚀的根本就是硫酸对热管材质的腐蚀，因此，提高热管材质的抗腐蚀性是最直接根本的解决露点腐蚀的方法。搪瓷管不存在露点腐蚀的问题，在一些小的热管式空气预热器中也都有应用，但是搪瓷管的传热系数很低，且由于不能直接焊接，密封不好是其主要问题。ND钢(09CuWSn)是我国自行研制的抗低温腐蚀的一种金属材料，ND钢在含硫酸5％ 的硫酸液中浸泡6h，其腐蚀速率仅为7．3 mg／(C㎡ ·h)，远远低于碳钢的腐蚀速率，用ND钢作为热管的热管式空气预热器目前已经在国内的很多装置中投入使用，取得了一定的效果。3.2 积灰的解决

避免积灰的方法有很多，一般在烧油的加热炉中热管式空气预热器都装配有吹灰器，定期的对积灰进行吹扫。在一些小的预热器中由于投资小，也可以通过改变预热器结构，提高冷烟气流速的方式来减少灰垢的沉积，如图2所示，通过收缩烟气出口端烟气的流通面积，增大了烟气的流速，使灰粒不容易附着在热管上。此外，一些化学方法也可以有效地清除灰垢，比如在操作过程中

在炉膛里加入清灰剂，清灰剂在炉膛内受热分解，分解物与灰垢发生氧化反应，可以使灰垢变得疏松，易于粉化脱落。

图2 小预热除灰方式

目前我厂常减压装置空气预热器积灰严重，现需要在原来基础上，加装两个吹灰点。3.3 爆管的解决

目前炼厂加热炉常用的热管都是钢一水热管，工质是水，由于水的饱和蒸气压较大，当烟气温度高于300℃时，很容易发生爆管，炼厂加热炉的排烟温度大部分都在250～350，高的在400℃以上，因此在设计和操作中如何防止爆管是必须要考虑的。一般当烟气温度高于350℃时，就要在高温段使用中温热管，用其他物质取代水作为工质，日前用萘作为工质的中温热管可以在烟气温度450 ℃以下安全运行；此外，还可以采用管束一热管组合式空气预热器，让高温烟气先经过管束结构的部分换热到300℃ 以下再进入热管部分换热，可以有效地避免由于超温导致的热管爆管。结束语

空气加热器 篇3

关键词：锅炉燃料空气预热器

1腐蚀机理

造成锅炉尾部受热面低温腐蚀的原因有两点：一是烟气中存在着三氧化硫；二是受热面的金属壁温低于烟气中的酸露点温度。

锅炉燃料中或多或少的都含有硫。当燃用含硫量较多的燃料时，燃料中的硫份在燃烧后，大部分变成二氧化硫，在一定条件下其中的少部分进一步氧化成三氧化硫气体。三氧化硫气体与水蒸汽能结合成硫酸蒸汽，其凝结露点温度高达120℃以上，露点温度越高，烟气含酸量愈大，腐蚀堵灰愈严重。当空气预热器管壁温度低于所生成的硫酸露点时，硫酸就在管壁上凝结而产生腐蚀，叫做低温腐蚀。金属壁面被腐蚀的程度取决于硫酸凝结量的多少，浓度的大小和金属壁面温度的高低。硫酸象一层胶膜，一面粘在管壁上腐蚀，一面不断粘着烟灰，形成多种硫酸盐，并逐渐增厚，这就是低温式结渣。

2空气预热器管壁的最低允许温度

煤中含硫量的多少，影响锅炉排烟温度的选取。同时，鉴于对锅炉排烟热损失与防止尾部受热面低温腐蚀等因素的综合考虑，目前，装有空气预热器的锅炉设计排烟温度一般为160-190℃。事实上，由于某些单位使用蒸汽时负荷变化较大，或长期低负荷运行，引起操作不当，增加大量过剩空气；设备失修，不及时清灰等原因而造成排烟温度长期低于140℃，即烟气露点之下。

从整个炉体烟气流程来讲，空气预热器烟气通道截面较小，阻力较大，因此增加了形成堵灰結渣的可能性。当松散性积灰在管内粘附时间过长时，就可能由松散转为紧密性的积灰，因为有的积灰可能吸附烟气中的二氧化硫、三氧化硫和水蒸汽，使积灰生成硫酸盐和亚硫酸盐，由于这些盐类的生成致使松散性积灰转变为紧密性积灰。这些积灰与空气预热器内管壁作用生成硫酸铁和亚硫酸铁，就更增加了积灰结渣的牢固性。上述积灰性质的变化，首先发生在逆流式空气预热器冷端(进风口一侧)的管内壁上，原因是此处低温空气与低温烟气的热交换处，其管壁温度较低，所以腐蚀和堵灰往往从管子冷端逐渐向热端延伸，且多积聚在烟气流速较低的四周死角。当锅炉开炉停炉频繁而积灰结渣又没有得到及时清除时，腐蚀和积灰的速度必然加快。

3预防及处理措施

为防止空气预热器的低温腐蚀堵灰，可从四个方面采取措施：

3.1在燃料及燃烧产物方面：可从燃料及烟气中除硫，防止三氧化硫的产生，以降低烟气的露点温度。①根本措施是从燃料及烟气中除硫从目前来看，技术尚不成熟，实际应用难度很大。工业锅炉燃烧煤含硫量多数在1％～1 5％，有些可达3％～5％，因此锅炉尽量不燃用含硫量大干2％的煤。②在锅炉运行过程中，尽量降低过剩空气量，减少烟气中的过剩氧，能显著降低三氧化硫的生成量，相应的烟气露点温度也降低了，这样也就减少了低温受热面腐蚀的可能性。一般情况下燃烧室过剩空气系数的临界量约为1.05，低于此数对降低低温腐蚀有显著作用。

3.2在锅炉方面：采用提高低温受热面的壁面温度或使壁面温度避开烟气严重腐蚀区域的办法。①适当提高排烟温度，提高锅炉的排烟温度可以相应提高空气预热器的壁温，对大多数燃料要求壁温达到105℃，可避免或减轻腐蚀。如提高空气预热器进风温度或提高省煤器入口水温皆可。②要减少或避免锅炉低负荷或超负荷运行锅炉低负荷运行必然造成排烟温度降低到烟气露点以下，引起空气预热器管壁腐蚀。当锅炉超负荷运行时，给煤量及排烟量均相应加大，预热器难以适应烟尘排量骤增的要求，烟气阻力增大，就会发生管内积灰堵塞现象。由于燃用较高硫份煤，而且长期超负荷运行，容易造成空气预热器低温段的严重腐蚀及穿孔漏风。

3.3改变受热面的布置方式：①采用卧置管式空气预热器。卧置管式空气预热器，烟气在管外冲刷，空气在管内流动。卧式与立式相比较，在同样的烟气和空气进口温度下，一般可提高壁温10～30℃。②改变传热方式。在常见的空气预热器中，为了达到使用较少的受热面积而得到较高的预热空气温度，一般均采用逆流布置方式。为了防止空气预热器的低温腐蚀，可将逆流传热改为顺流传热方式或先顺流后逆流传热方式。两者均可以相应提高空气预热器低温段的金属壁温。

3.4加强空气预热器的清灰工作掌握积灰规律，定期除灰。既可增大烟气流通面积，减少烟气阻力，又相应减少受热面的腐蚀。在清理管子积灰时，可用5％的碱水浸泡，然后用清水冲洗。为减少管子堵塞，可将管径加粗，效果也较为理想。

4结语

使用空气预热器的效果和体会 篇4

我市房地局太平供暖分公司管理的平湖小区锅炉房是供暖锅炉房, 其锅炉型号为QXL2.8-1.0-95/70AⅡ两台, 供暖面积为4.2万平方米。过去由于炉膛温度低, 锅炉出力不足, 燃烧不充分, 导致机械不完全燃烧热损失增大, 使炉灰含碳量高达30%左右, 燃料燃烧超过标准, 严重影响了运行的经济性。为了彻底解决此锅炉房存在的问题, 我分公司使用了增大引风机转数、改造炉膛烟道、更新循环泵等方法都没能起到明显的结果, 但在实验和改造的过程中还发现锅炉效率低, 产热量不足, 居民的室内温度较低, 住户对供暖的意见较大。在几年的实验中发现只有提高炉膛的温度才能解决锅炉出力低的问题, 为了改善燃烧条件, 使锅炉经济地合理地运行, 为了满足千家万户的取暖要求。本着这个目的在1995年利用锅维期间安装了辽宁省盘锦市节能设备厂制造的RH-FQQ-1500-136型热管空气预热器。把冷风先经过热管空气预热器, 然后在进入炉膛。经过一个供暖期的试验, 发现自安装热管空气预热器后, 炉膛燃烧场大为增强, 炉温增高了, 燃料燃烧充分, 产热量快, 上温快, 住户的室内温度也提高了, 住户对1993~1994年度的供暖非常满意。1993~1994年度供暖期先后两次经房地局锅检所测试计算, 锅炉热效率提高3%, 炉灰含碳量为15%。由于锅炉产热快且产热量大, 使居民室内温度达到标准15℃以上, 住户满意。

仅从1994~1995年度供暖期的使用情况和体会中, 热管空气预热器的优点经总结有如下几点:

(1) 能够提高锅炉热效率。

(2) 使炉灰含碳量降低。

(3) 可以改善燃烧条件。

(4) 减轻司炉工的劳动强度。

(5) 减少能源消耗。

(6) 降低供暖成本。

(7) 提高供暖质量。

下面是安装热管空气预热器前后几项参数的对比如下表:

仅就热管空气预热器一项对能量的回收进行定量计算说明:

根据公式:

设:AⅡ类烟煤发热量Qdw=4200kcal/kg

理论节煤量为:

B=Q×每天开炉时数×全年供暖天数Qdw=55023.38kcal/h

每天开炉时数=10h

全年供暖天数=178天

则:

那么, 节约煤款为:

C=B×煤价×锅炉台数

从上面的数字可以充分看出热管空气预热器预热送风的空气这项每年可节约资金为6529.32元, 在理论上其经济性是可想而知。

在1994~1995年度供暖期结束时对该小区耗煤量进行了认真的统计工作, 并做了分析对比:

1994~1995年度供暖期耗煤量为2052.12吨, 每平方米耗煤为48086kg/h;

1993~1994年度供暖期实际耗煤量为1999.62吨, 每平方米耗煤为47.61kg/h。

通过两组数字可以看出1994~1995年度安装热管空气预热器后实现节煤52.5吨, 按煤140元/吨计算, 节约煤款为52.5×140=7350元。而安装两台空气预热器的总造价为1.87万元, 可见对空气预热器设备的投资的回收年限不足三个供暖期就可以完成, 经济性非常可观。

从以上各数据充分得出, 空气预热器的节约效果很好, 是一种值得广泛推广的产品, 以前空气预热器只有6吨以上的锅炉才安装此设备, 但是通过对平湖锅炉房安装空气预热器取得良好的经济效果和供暖效果这方面可以说明不仅在大中型锅炉上适用, 同样在小型锅炉上也有其应用的价值和广泛的前景。这对于提高锅炉热效率和在节约能源等方面都具有十分的重要的意义。

当前供暖公司正在推广科技供暖, 用科学的理论和数据来指导烧炉, 从而提高热效率和供暖质量。目前, 在供暖公司推广开的共有以下几种情况:

(1) 全天供暖辅以间歇调节;

(2) 实现“小流量, 大温差”供暖, 主要表现为选择小流量的循环泵;

(3) 安装流量计、煤量计、温度表等仪表来指导供暖;

(4) 混合燃烧法:在煤中加一定的炉渣配比, 使炉渣得到充分燃烧。

但是, 几年来通过上面几项科技供暖的推广发现, 有些锅炉并不适应这些方法, 到头来投入的多, 经济效果就微乎其微了。再拿平湖小区来说, 1994年锅炉维修期间, 对锅炉房进行了改造, 地沟的阀门全部改为调节阀, 室内操作台上安装了流量计、煤量计、温度表和打印机 (是从某大学买回的新型产品) , 光投资就接近6万元, 但1992~1993年度供暖期结束后, 通过统计计算发现耗煤量为2052.12吨, 而1991~1992年度耗煤量为2040.90吨, 仅节煤11.32吨, 但电量却大幅度增加, 并没有从根本上解决此锅炉房供暖效率低、出力低、上温慢的问题。后来, 在此锅炉房安装空气预热器后, 当年供暖期就取得了可观的经济效益和良好的供暖质量, 也改善了司炉环境。从上面的论证和计算可以看出, 热管空气预热器也应是科技供暖的一种手段, 也是节约能量的一种有效方法, 在科技供暖的今天全面推广应用将具有重要的意义。

能源是供暖公司服务于千家万户的根本, 节约能源的使用是供暖公司所面临的首要任务, 只有节约能源, 合理使用能源才能创效益, 这是供暖公司振兴起来的一条出路。在多年的理论和实践相结合的工作中, 在一次次的试验中发现:提高锅炉效率就要具有一定的炉膛温度, 炉膛温度低就会影响供暖效率, 造成不充分燃烧。要想充分燃烧就要对冷空气进行预热, 提高空气质量。供暖公司管辖的锅炉有很多与平湖相似, 所以热管空气预热器的安装是很有必要的, 推广对它的使用具有重要意义。

摘要：结合实例, 谈谈使用空气预热器的效果和体会。

空气加热器 篇5

600MW锅炉机组不仅是我国重点发展的火电厂主力机组，同样也是世界多数工业发达国家中火力发电机组系列中的一个重要级别。空气预热器作为锅炉机组的重要辅助设备之一，它具有强化燃烧效率、降低排烟温度、提高锅炉效率等多种功能，是当前电厂600MW锅炉机组不可或缺的受热面。根据设备的传热方式，空气预热器又主要可分为回转式空气预热器和导热式空气预热器两种。其中，由于回转式空气预热器具有结构紧凑、体积小、热交换效率高、易于设计维护等多项优点，因此在当前电厂600MW大容量锅炉机组中应用非常广泛。在本文中，主要探讨和分析的是回转式空气预热器的电流异常故障问题。

一、600MW机组锅炉空气预热器概述

空气预热器是利用锅炉尾部的烟气热量，来加热锅炉燃烧所需空气的一种热交换设备。由于空气预热器的工作状态是处于锅炉烟气温度最低的区域，它既能有效回收烟气热量，降低排烟温度，又能明显提升燃烧温度，有利于燃烧着火和减少燃烧热损失。因此，空气预热器是目前电厂600MW锅炉机组的重要辅助设备。

以回转式空气预热器为例，其结构主要由转子、转子密封系统、中心筒、端轴、转子外壳、上下部连接板、传热元件、上轴承、下轴承以及驱动装置等多个部件所组成。

二、600MW机组锅炉空气预热器电流异常原因分析及解决对策

600MW机组锅炉空气预热器电流异常问题，主要表现为两种现象：一种是空气预热器的驱动电动机的电流为零或者过大，引发设备的跳闸故障；另一种则是驱动电动机的电流摆动幅度过大，导致电流过小或过大，而引发的设备运行故障。

1、电流跳闸故障的起因及解决对策

（1）故障起因分析

跳闸故障主要现象有：驱动电动机的电流为零，相应侧的送风机、引风机出现跳闸；转子停转并报警；事故喇叭响，设备光子牌亮起报警；跳闸侧排烟温度会迅速升高，而一、二次风温会大幅度降低。

其故障原因主要包括了：①设备电源出现故障；②空气预热器的主电动机或辅电动机出现损坏或故障问题；③设备传动装置出现损坏问题，或者出现运行失灵问题；④设备导向轴承或者推力轴承出现损坏；④空气预热器内存在异物；⑤空气预热器内部着火，导致设备严重变形；⑥设备的漏风控制系统过行程运转，导致设备转子卡涩问题等等。

2、故障解决对策

（1）当600MW机组锅炉空气预热器主电动机跳闸时，要求辅助电动机应联动，否则应手动启动。在辅助电动机联动后，应巡检就地检查空气预热器辅助电动机减速箱耦合是否正常，空气预热器主轴转动是否正常。同时检查相应的送风机、引风机是否出现跳闸，要求相应的空气预热器的烟气进、出口挡板，二次风出口挡板，一次风进口挡板应自动关闭，否则应当手动关闭。

（2）空气预热器主电动机跳闸后，如辅助电动机联动正常，锅炉机组应按照单侧送风机、引风机跳闸原则进行RB处理，使锅炉负荷能降至50%以下，并投油进行助燃。如运行空气预热器排烟温度无法控制在155℃以下，则继续降负荷，直至空气预热器排烟温度在155℃以下。

（3）如果空气预热器跳闸前电流正常，辅助电动机联动正常，可将辅助电动机停下，将跳闸的空气预热器主电动机重新启动一次，如成功则继续保持运行。待故障查明消除以后，锅炉机组再开始升负荷。

（4）空气预热器跳闸后如辅助电动机启动不成功，应组织人员进行人工盘车。锅炉继续降负荷，保持AB、BC层油枪正常运行，并停止所有磨煤机的运行，停止两台一次风机的运行。空气预热器继续保持人工盘车，直至空气预热器辅助电动机正常投运。

（5）如空气预热器跳闸后，短时间内无法恢复且卡涩无法盘动，应及时向企业领导汇报，并考虑申请停炉。停炉后尽量继续进行空气预热器人工盘车，直至空气预热器进口温度为204℃以下（或辅助电动机投运）。

（6）如果两台空气预热器同时跳闸，则两台送风机、引风机跳闸连锁保护动作，应采取紧急停炉处理，同时应检查两台空气预热器辅助电动机是否联动，如不联动则应进行人工盘车，直至空气预热器进口烟温为204℃以下。

2、电流摆动幅度过大故障的起因及对策

（1）故障起因分析

电流摆动幅度过大故障的主要现象有：空气预热器电动机出现过流报警信息，其电流明显大于或小于正常值；空气预热器内部或传动装置中出现异常声音响动；电动机的外壳温度升高。

其故障原因主要包括了：因空气预热器密封元件之间的间隙过小，导致动静摩擦过大；设备内部被异物卡住或转子卡涩；设备传动装置出现故障，或者轴承出现损坏，或者电动机绕组出现故障；设备内部出现二次燃烧故障等等。

2、故障解决对策

（1）由于600MW机组锅炉空气预热器空气预热器正常运行时，主电动机电流基本在15A左右运行，如发现空气预热器电流不正常晃动，应立即检查空气预热器的支撑轴承、导向轴承运行是否正常。

（2）当电动机电流指示突然大幅度摆动，且摆动频率约为0.5s每次，并伴随有异常响动时，则很可能设备内部被异物卡住或转子卡涩。对于这类故障问题，维护人员应根据实际情况分析原因并采取相应的对策。如果电流值摆动最大值，没有超过电动机额定电流，且摆动情况逐渐趋于稳定时，维护人员可继续维持空气预热器的运行，或者适当降低设备的运行负荷；如果电流摆动最大值已超过额定电流，且摆动没有缓和的趋势，则维护人员应当立即停炉，同时关闭烟风挡板，尽可能的使空气预热器维持运行，直至直至空气预热器进口烟温为204℃以下为止。

（3）當电动机电流指示出现摆动，且摆动频率约为1s每次时，则故障原因很可能是因空气预热器密封元件之间的间隙过小，而导致密封元件的动静摩擦过大问题。对于这类故障，如果动静摩擦不太严重，且电流摆动逐渐趋于稳定时，可维持空气预热器的正常运行，并检查故障原因；如故障较为严重，且电流长期大幅摆动，则应当停止设备运行并采取降负荷措施，经维护人员检修以后，再恢复正常运行。

（4）当电动机电流指示突然增大，很可能是设备传动装置出现故障，或者轴承出现损坏，或者电动机绕组出现故障，对于这类故障问题应当采取紧急停炉措施，并使空气预热器维持运行，直至直至空气预热器进口烟温为204℃以下为止。当当电动机电流指示突然大幅度摆动，也可能是出现了二次燃烧故障，应当立即采取吹灰灭火处理，如灭火无效时，还应当紧急停炉，并维持空气预热器的低速运行，同时开启设备的底部疏水门，投入消防水灭火。

三、故障实例分析及对策

1、故障实例分析

某电厂600MW锅炉机组，配备有两台回转式空气预热器，每台空气预热器均有主、辅两台电机，主、辅电机互为备用。主电机工频运行，辅电机带变频器运行。在2011年1月1日，该锅炉4号机组运行负荷为530MW，B空气预热器主电机出现跳闸，辅电机联启失败。从SIS画面上检查主电机电流突升至39A变坏点，电流突然增大将控制箱内总空开顶跳，而联启辅电机的常闭接点未导通，导致辅电机联启失败。对B空气预热器主电机跳闸原因进行分析，初步判定为电机回路过流所导致的，而使得就地控制箱内总空开Q1（40A）顶跳。在DCS过程趋势中显示，主电机电流由13.2A突升至39.2A后变为坏点。而辅电机联启失败，则是由于该空气预热器主电机控制箱设在A、B空气预热器之间，运行环境恶劣，主电机控制箱内粉尘严重，导致主电机回路接触器失电后行程机构因积粉卡涩未完全返回，联启辅电机的常闭接点未导通，最终使得辅电机联启失败。

2、故障解决及整改对策

（1）要求电厂600MW机组锅炉在运行期问，应加强对空气预热器主、辅电机就地控制箱的日常防尘处理与适当的清洁维护。（2）应当充分利用锅炉机组大、小修或者临时检修的机会，对锅炉机组空气预热器的电机就地控制箱进行全面、彻底的清扫和连锁传动测试。（3）应充分利用锅炉机组大小修机会，将该空气预热器电机就地控制箱取消，并将其控制回路移动到MCC段抽屉开关内，或者另外选取环境较好的区域，以彻底解决此类故障问题。

总结

空气预热器电流异常故障，是当前电厂600MW锅炉机组日常运行中的常见故障问题，必须加以高度重视，应通过系统的分析其故障发生原因，并制定有效的解决对策与防范对策，以切实保证空气预热器运行的安全与可靠。本文主要分析和探索了电厂600MW机组锅炉空氣预热器电流异常原因，及提出了相应的解决对策，以此希望促进能当前电厂600MW锅炉机空气预热器运行维护水平的进一步提升。

（作者单位：国网能源电力检修工程有限公司）

作者简介

空气预热器烟气露点腐蚀及处理 篇6

在甲乙酮生产中, 热媒炉为热媒炉系统的主要设备, 也为各岗位设备提供热量。兰州石化公司助剂厂甲乙酮自2009年投用以来, 使用北京航天十一所提供的1台1400万大卡/小时的热媒炉。在使用过程中于2012年4月出现了空气预热器露点腐蚀问题。为此, 我们采取并处理空气预热器出现露点腐蚀, 取得了较好的效果, 为今后的甲乙酮安全生产打下了坚实基础。

2 工艺流程简介

来自热油储罐的导热油经燃料气加热后在炉内燃烧, 燃烧时所用的空气由风机提供。燃烧生成的烟气从炉子底部出来后先进入一级预热器, 位于烟气低温段, 二级预热器位于烟气高温段。环境温度下, 和风机送来的的冷风先通过一级预热器加热至一定温度, 再进入二级预热器继续升温。烟气最后从空气预热器顶部排出并进入烟囱高空排放。该预热器为管式结构, 其流动布置烟气走管外, 空气走管内, 换热管错排。目的是利用出炉烟气加热空气, 使进炉空气的温度升高, 从而有效的提高热媒炉的热效率。

3 产生的问题

3.1 在使用过程中空气预热器出现的问题:

在冬季温度较低时, 热媒炉烟道膨胀节接缝处出现的露点腐蚀现象。主要是由于设备内壁的温度低于露点温度, 从而造成露点腐蚀现象的生成, 导致不断有液体凝结出来并往下滴。严重影响了传热效率, 从而大大降低了炉子的热效率。这种黏性的结灰生硬, 利用清灰的方法根本无法实现。凝结出来的液体在冬季不但吸附空气中的灰尘, 颜色呈浅绿色, 具有很强的腐蚀性。空气预热器在使用了接近3年, 在2012年4月检修中打开后出现镀有搪瓷碳钢换热管有腐蚀穿孔现象, 导致烟气局部过冷, 会加速尾部换热管壁面的腐蚀, 久而久之就会使换热管壁面全部腐蚀穿孔。换热管壁面穿孔后烟气与风的配比不准确, 而且影响控制系统“手动、自动”的切换, 使得燃烧器无法正常工作, 甚至有时导致停车或点炉失败现象。

3.2 操作波动时操作人员没有及时调整空气预热器风道副线, 造成排烟温度降低, 低于烟气露点温度, 从而引起腐蚀现象的发生。

4 露点腐蚀产生的原因

由于热媒炉使用燃料气中的H2S含量远远超出设计指标, 生成的硫成分较大, 含硫燃料气在燃烧时生成SO2, 而SO2中有少量的金属氧化物等的催化作用再次生成SO3, SO3再和烟气中的水分结合生成H2SO4。2H2S+O2=2H2O+2S, S+O2→SO2, 2SO2+O2→2SO3, SO3+H2O→H2SO4。含有硫酸蒸气的烟气露点大大提高。当换热管壁面的壁温低于露点时, 就会在换热管壁面上凝结成硫酸的液体, 加剧换热管壁面产生腐蚀。因为在温度低的换热管壁面上所产生的腐蚀又称“露点腐蚀”。燃料气中硫含量越大, 生成的SO2越多。

5 处理措施

5.1 对空气预热器结构改造

根据原空气预热器使用过程中存在的弊端, 结合生产工况通过两级预热器改为整体一个预热器, 预热器热管、管板、烟气侧内层板均采用304材质。

不锈钢热管空气预热器主要由不锈钢热管、管板、箱体组成。设备采用立式结构, 不锈钢热管立式布置, 烟气水平流动流经不锈钢热管吸热段, 空气水平流动流经不锈钢热管放热段。为加强气流的扰动, 提高换热系数, 不锈钢热管沿气流方向错列布置, 同时吸热段采用高频焊接翅片来强化烟气侧传热。因此设备传热效率很高, 结构紧凑。

另外, 热管余热回收设备冷热流体之间通过热管传热, 形成两层间壁, 与传统的单层间壁预热器器相比, 这种结构形式可有效提高预热器的抗腐蚀性能以及耐磨性能, 增长使用寿命。热管余热回收设备传热元件采用热管, 热管元件具有快速高效的传热性能和良好均温性, 可有效减缓烟气侧露点腐蚀。连续运行周期长, 同时便于维护和更换。

5.2 对烟道膨胀节等部位安装保温, 提到设备内壁温度, 以避开烟气露点温度, 减少露点腐蚀的发生。

5.3 在操作中操作人员要充分利用好在线氧含量分析仪表, 并对画面数据进行分析, 严格控制炉内的过剩空气, 以减少SO3的生成, 进而控制好腐蚀物硫酸蒸气的发生。

摘要：根据甲乙酮生产中, 热媒炉空气预热器操作运行中存在的问题, 指出了烟气露点腐蚀的危害性, 分析了产生露点腐蚀的原因, 提出了有效的露点腐蚀处理措施, 实践证明该处理措施具有较强的操作性。

关键词：热媒炉,露点腐蚀,空气预热器

参考文献

[1]中国石油和石化工程研究会编著[M].北京:中国石化出版社, 2003ISBN7-80164-214-7.[1]中国石油和石化工程研究会编著[M].北京:中国石化出版社, 2003ISBN7-80164-214-7.

[2]刘运桃.管式加热炉[M].北京:中国石化出版社.1997.[2]刘运桃.管式加热炉[M].北京:中国石化出版社.1997.

电站空气预热器仿真实验与分析 篇7

随着计算机技术的发展和仿真技术不断扩大的功能需求, 仿真一体化支撑平台应运而生。仿真一体化支撑平台包括仿真建模功能、在线调试功能、平台管理功能、仿真运行管理功能及I/O和网络控制功能等。

目前国内已有不少单位具有仿真支撑平台的技术, 包括清华大学能源仿真公司开发的电站图形化仿真建模系统GNET和仿真支撑环境ISSE、清华大学热能系的可视化计算与仿真支撑平台VCS3与电站仿真图形化自动建模系统THAMS等;华北电力大学在引进美国原CE公司550MW原理型仿真机的同时, 在CETRAN的基础上进一步开发出了STAR-90模块化建模环境。[1]

本文采用的支撑平台是武汉大学仿真实验室STAR-90仿真系统。STAR-90仿真技术是在吸收国外先进技术的基础上, 推出的国内第一套仿真和工程模块化建模集成环境, 它已成功地应用于多台电厂仿真机的研究和开发。STAR-90实时仿真系统采用了工程模块化建模方式, 其基本设计思想是将待开发的系统分解成若干个功能独立、可分别设计、编码和调试的模块, 每个模块有其独立性, 并可完成一种特定的功能。STAR-90仿真支撑系统为用户提供了在线修改、调试模型的手段, 模型工程师可以根据需要在线地修改模型, 并可立即得到修改后的结果, 直到模型能够正确反映被仿真对象的物理过程, 从而完成调试模型的过程。

利用STAR-90仿真系统建立仿真数学模型, 一般要经历如下过程:

(1) 需求分析:熟悉实际系统及用户的需求;确定模型的仿真范围、仿真程度及边界条件。

(2) 设计:划分系统, 确定分系统间的接口变量;模块组态;计算模块系数。

(3) 模型调试:一般由分系统调试、分系统测试和模型整体连接与调试等过程组成。

(4) 仿真系统整体调试:连接盘台、监视控制台及其他的有关设备调试。

(5) 模型的整体检测:检测仿真范围、模型有效性、实时性、动态特性、动静态精度等。[2]

2 仿真系统的校核与验证

2.1 仿真对象

本文的仿真对象空气预热器是建立在某电厂600MW机组锅炉风烟系统之中的。该系统主要由2台送风机、2台引风机、2台三分仓回转式空气预热器、暖风器、一次风机等组成。

按照模块化建模方法, 应用武汉大学仿真电站实验室STAR-90仿真系统作为仿真支撑平台, 将本文所建立的三分仓回转式空气预热器的模型并入锅炉风烟系统, 进行组态, 建立风烟系统模型, 且应用此模型分别验证空气预热器算法的静态精度和动态特性。

2.2 仿真机的精度

仿真机的精度指仿真机仿真实际电站设备行为在静态与动态响应方面的精度。仿真机的精度又可分为稳态精度和暂态精度。仿真机的稳态精度是相对满负荷和几个中间负荷值而定的, 这些工况的数据可以在参考电站中获得。[3,4]

在测稳态精度过程中, 一般电站仿真机应遵循以下原则: (1) 仿真机计算值的精度应该在全负荷范围内至少取3个负荷点来进行检验。 (2) 应满足质量和能量平衡原理。 (3) 负荷大于25%B-MCR, 仿真机关键参数与参考电站测量值或设计值之间的误差应不大于±2%, 非关键参数的仿真值与参考机组的设计值的偏差应该在±10%范围内。根据以上要求, 本文取B-MCR、30%、50%、75%、100%T-MCR五个负荷点作为仿真稳态精度的考核点。

3 静态特性仿真

3.1 仿真实验及初始条件

针对已建立的LAP13494/3883空气预热器设计数据, 按数学模型, 本文基于仿真平台建立了锅炉的三分仓回转式空预器的一段集总参数数学模型, 将其并入锅炉风烟系统, 并将部分关键参数在特定工况仿真结果的比较情况列于表1中。根据表中仿真数据与设计值比较结果, 验证本文所建立的三分仓回转式空预器的数学模型与该电站的空气预热设计数据的偏差是否满足要求。

600MW机组三分仓回转式空气预热器数学模型的仿真验证一般从模型的仿真精度与其动态特性来考虑, 其中仿真精度常从以下几方面考虑和规定:

(1) 仿真精度的标准值应该参考电厂各负荷下的设计参数值, 而不是参考电厂的运行值, 运行值往往偏离机组参数设计值;

(2) 仿真测试过程所选定的负荷值应该与参考机组设计负荷值一致, 并尽量选择典型工况;

(3) 衡量仿真精度的参数是明确指定的那些与电厂质量和能量平衡有关的关键参数, 而不是随意指定的其他参数。

根据上述规定, 对所建的600MW机组三分仓回转式空气预热器的数学仿真模型进行论证, 最直接和最可靠的方法是将稳态仿真结果与回转式空气预热器的设计参数值相比较。

3.2 一段集总参数法模型仿真

参照国内某电厂600MW火电机组锅炉三分仓回转式空气预热器的相关资料, 用新编的回转式空预器算法进行模拟, 通过图形模块化仿真建模、仿真调试, 验证了系统在B-MCR、100%、75%、50%、30%T-MCR五个运行工况下部分关键试验参数和设计参数对比结果。并将试验结果与设计参数对照比较, 计算其误差, 见表1。

表1数据表明, 在30%~100%额定负荷工况变化过程中, 回转式空气预热器一段模型的仿真静态试验数据与额定工况设计数据相对误差在2%以上, 不能满足静态仿真精度的要求, 因此, 通过以上定量比较表明, 本文所建立的回转式空气预热器的仿真数学模型虽然正确, 但是达不到仿真精度要求;这是因为空气预热器的换热面积很大, 其传热高度达1900mm。另外, 回转式空气预热器的工质状态参数随时间和空间而变化, 具有典型的分布参数特征。所以要采用分段模型来解决以上问题。

3.3 多段数学模型的仿真

以上一段集总参数法模型仿真虽然能够满足仿真, 但其误差较大。为能够很好地满足仿真培训以及研究分析问题的要求, 分别采用二、三、四、五段模块建模法进行B-MCR工况仿真, 并将其数据与一段集总参数法模型仿真实验数据进行比较, 见表2。

表2所示的计算结果表明, 分段模型的计算结果与一段的模型精度有了较大的提高, 并随着分段数的增加, 仿真参数与设计值的误差值在减小。

经比较可知, 四段集总参数法模型仿真数据误差有明显的减小, 精度最高, 能够很好地满足仿真要求。经初步试验搭建五段集总参数法模型, 仿真后发现误差减小不明显, 但模型组态较复杂。所以此600MW锅炉三分仓回转式空预器的四段集总参数法模型仿真已能够满足仿真精度的要求。

根据本文研究结果, 对于某电厂600MW三分仓回转式空预器模型, 在保证计算精度, 又不增加模型计算量的前提下, 通过数据比较, 四段与五段模型仿真数值与精度基本一致, 由此可确定分为四段为宜。

确定采用四段模型后, 在仿真机上重新进行了四段模型的仿真调试, 共测试了四段模型在B-MCR、100%、75%、50%、30%T-MCR五个运行工况下相差仿真数据, 列于表3中。从表3可知, 四段模型在各个工况下静态仿真数据误差最大值为1.53, 均在允许的范围内, 达到仿真精度要求。

上述数据表明, 在30%~100%额定负荷工况变化过程中, 回转式空气预热器四段模型的仿真静态试验数据与额定工况设计数据相对误差在2%以内, 能满足静态仿真精度的要求, 因此通过以上定量比较表明本文所建立的回转式空气预热器的仿真数学模型是正确的。确定采用四段模型后, 各种静态工况以及所有的动态特性即故障仿真都是在组态好的四段模型下进行的。

4 冷态滑参数启动的动态仿真

图1是一次冷态滑参数启动全过程中空气预热器的几个主要参数的趋势图, 分别为空气预热器的烟气进、出口温度、一次风出口温度、二次风出口温度。如图所示, -30min至0min的时间取的是一段点火前的准备工作时的参数, 此时各个参数的值都在20℃至30℃的范围内;0min锅炉点火, 烟气、二次风温度都开始上升;由于锅炉制粉系统未投运, 因此一次风的温度始终是常温;230min左右, 负荷100MW, 第一台磨煤机开始投运, 一次风温度才从初始温度20℃上升至210℃, 此次启动时制粉系统投运时间较晚, 一般是在60MW甚至更早投运, 以节约燃油;随着机组冲转、升速、并网带负荷, 各个参数都在上升;大约360min左右, 机组带上满负荷, 四个主要参数也达到额定值并保持平稳状态, 烟气进口温度为375℃, 出口温度为130℃, 二次出口温度为341℃, 一次风出口温度为332℃。由图1可以看出, 其仿真趋势与电站锅炉实际启动的参数记录趋势基本一致。由此可得出结论, 本文采用的四段的仿真模型能够较好地反映真实空气预热器的运行状况, 达到了仿真的目的[5]。

5 结束语

本文采用图形化自动建模系统STAR-90作为仿真支撑平台, 建立了空气预热器静态数学模型, 并对某600MW锅炉三分仓回转式空气预热器进行了各段模型、各个工况的仿真, 通过对仿真结果的分析, 最终确定采用四段模型进行最终的动态仿真与以后的故障模拟。

参考文献

[1]韩璞, 刘长良, 李长青, 等.火电站仿真机原理及应用[M].天津:天津科学技术出版社, 1998.

[2]吕崇德, 任挺进, 姜学智, 等.大型火电机组系统仿真与建模[M].北京:清华大学出版社, 2000.

[3]张江红, 胡念苏.基于Simulink的电站凝结水系统仿真建模[J].电力科学工程, 2004 (2) .

[4]李长青, 刘长良.电站锅炉回转式空预器的动态数学模型[J].华北电力学院学报, 1993 (3) .

空气预热器消防装置的研制与应用 篇8

回转再生式热交换器(通常称为空气预热器或气体再热器)由瑞典工程师 Frederick Ljungstrom 于 1922 年发明。其后,豪顿与 Ljungstrom 合作将这种技术商业化用于电力行业。在回转式热交换器中,通过金属板(即换热元件)的旋转将热量从热气体转移到冷气体上。换热元件排列在容器中,并缓慢旋转通过一种气流,然后进入另一种气流。 热气体在金属元件表面流动,从而提高温度。当转子以 1 rpm的转速旋转时,受热的元件移进冷气流,从而提高冷气流的温度,原理如图1所示。

国外相关统计资料表明,美国的预热器总运行小时每1.0×107 h发生一次火灾;日本电厂锅炉预热器总运行小时每6.0×106 h发生一次火灾,而工业锅炉预热器总运行小时每1.0×106 h发生一次火灾。国内北仑港电厂、吴泾热电厂都曾发生过预热器火灾事故。而珠江电厂、哈三电厂则多次发生预热器火灾事故。要有效防止预热器火灾,并在火灾发生时有效扑灭,预热器应设置合适的消防水系统。

回转式空气预热器具有传热效果好、占地小、布置方便等优点。但由于其蓄热元件填充密集,很容易造成集油、集灰,从而引起火灾。在基建调试过程中,因调试工艺的要求,锅炉会有较长时间的燃油及低负荷运行,这就增加了可燃物在蓄热元件上集存的可能。因此,在基建调试过程中回转式空气预热器火灾事故时有发生。

研究表明:火灾通常发生在冷态启动或热备用之后重新启动时,这时未燃烧或部分燃烧的燃料沉积在空气预热器的传热元件上,该沉积物被烘干成坚硬油漆状物质,烘干温度为204～206 ℃。当温度达到316～371 ℃时,沉积物就会起火燃烧。空气预热器运行时,热端烟气温度一般不会超过400 ℃,但却正好处于点燃沉积物的温度范围,这时的火灾往往发生在沉积的小面积处。沉积可燃物起火早期的外观效应并不明显,这是因为沉积物堵塞在传热元件上,使得此处空气、烟气流动不畅,沉积物燃烧产生的热量很少被带走,只能被附近的传热元件所吸收。此阶段的温升往往是比较慢的,如果此时发现这一情况,及时灭火,效果显著。

若沉积物起火燃烧不能被及时发现,燃烧的沉积物将继续产生热量,可使局部传热元件的温度达到700～760 ℃,引起传热元件氧化,生成FeO,再生成Fe3O4,最后氧化成Fe2O3,氧化过程一直放热,金属温度在几分钟内会上升至1 650 ℃或更高,使金属传热元件燃烧,且传热元件自身可将燃烧维持下去。此时需要大量的水才有将火扑灭的可能,而其他一些灭火剂(如CO2等)都不起作用,因为它们没有冷却效果。由此可见,预热器主要存在两种类型的火灾,一种是由残油和燃烧不完全的炭黑组成的早期火灾,另一种则是火灾后期发生的金属火。

但不论是那种类型的火灾,使用布水强度较高的水喷雾装置作为消防系统是最佳选择。对此,国内相关规范并没有作太详细的要求,最多只是要求为预热器提供喷雾供水管道。而NFPA 850-2000第5-6.2.5条款要求空气预热器水喷雾灭火系统的最小布水强度应达到24.4 L/(min·m2)。如果在换热元件上层空间均匀布置高速水雾喷头,通过选择合适的流量系数和喷头间距,显然可以达到标准要求。但设置这种消防装置会增加预热器的维护、保养复杂程度,实际情况下很少使用。而国外通常通过在烟道侧壁安装一段90°～180°弯管,并在弯管上设置多个洒水喷头的方式给换热元件喷水实现灭火,这样安装和维护都很简单易行,但喷头水平布水的不均匀性会极大增加此类产品的开发难度。笔者主要介绍根据客户要求开发的后一种消防装置。

3 消防装置研制

图2(a)是常规高速水雾喷头水平喷射时,地面的布水强度分布;图2(b)是使用FDS模拟的单喷头水平布水强度。对于高速水雾喷头而言,水流通过旋转实现雾化,正由于这个原因,水平喷射一定会得到布水强度的分布与实验、模拟结果一样。很显然,要使用单个喷头保护换热元件上方的不规则空间,并使空间内布水强度比较均匀,同时还要达到NFPA 850的要求,这几乎不可能。

为了能够达到标准要求,笔者利用不同型号喷头的远近射程组合以及水量分布互补实现要求的系统布水性能。成功设计合适的喷头,并将不同喷头组合,设置合适的俯仰角、水平角是系统成功的关键。通过大量数值模拟和实验研究,项目最终开发的水喷雾灭火系统主要由高速水雾喷头、弯管及喷头接头组成,根据系统要求将不同喷雾特性喷头组合,通过喷头接头安装到弯管上。最终满足系统合格评价标准且可用于空气预热器的部分喷头及弯管,如图3所示,部分喷头特性参数如表1所示。

4 消防装置有效性验证

NFPA 850-2000中只规定了预热器水喷雾灭火系统的最小布水强度,但由于水喷雾系统中高速水雾喷头水平喷射固有的特性,使得无论弯管和喷头如何设计,都会让保护区内的布水强度无法实现严格均匀。因此,系统设计时,在NFPA 850要求的基础上对布水性能作了进一步的规定:水雾保护区内,不少于80%的接水盒内的布水强度不小于24.4 L/(min·m2)。根据这个标准,搭建了如图4所示的布水验证试验台。

试验台由消防水池、消防泵、涡轮流量计(积算仪)、消防水带、法兰-管牙接口连接管、弯管、压力表、球阀、分流管、喷头、烟风道框架、集水盒(接水盘)组成。消防泵从水池中抽水加压通过消防水带输送到弯管,水从喷头喷出产生高速水雾。流量计和压力表用来测量用水量和系统工作压力,球阀与分流管用来调节系统工作压力。试验用集水盒内部尺寸500 mm×380 mm×250 mm,外形尺寸535 mm×415 mm×250 mm。集水盒上边沿与喷头的垂直距离为915 mm。

达到合格标准的水喷雾系统布水数据,如图5～7所示。试验时系统工作压力为0.35 MPa,持续喷雾时间2 min,从接水盒面积和布水强度要求可知盒中水的重量大于9.272 kg即为合格。图5所示的烟气风道有效接水盒276个,合格数为257,布水合格率为93%,若考虑换热器内部周围隔板的遮挡,使接水盒外侧的水溅回到布水区域,合格率更高。图6所示的二次风道有效集水盒为211个,合格数192,合格率为91%。图7所示的一次风道有效集水盒为39个,合格数39,合格率为100%。

5 工程设计

笔者将此种消防装置安装在某型号的空气预热器上,这种预热器共有3个风道。其中,风道1使用了2个ZSTWB-460-90喷头、1个ZSTWB-160-90喷头和1个ZSTWB-86-90喷头,总流量为2 181.0 L/min;风道2使用了2个ZSTWB-160-90喷头和1个ZSTWB-86-90喷头,总流量为778.0 L/min;风道3使用了5个ZSTWB-160-90喷头,总流量为1 496.7 L/min。

6 结 论

由于能够提高能源利用率,空气预热器在发电、炼钢等行业广泛应用。从前人统计和研究结果可知预热器需设置合适的消防装置,但NFPA 850中只规定了这种消防装置的基本要求。笔者在NFPA 850要求的基础上,设计了一种基于弯管和喷头组合的水平喷射消防装置,通过试验验证了这种装置的可靠性,消防装置的性能已通过客户的认可,实现了批量工程应用。

参考文献

[1]罗洪新,高振英,徐海康.回转式空气预热器安全问题的探讨[J].黑龙江电力,2001,23(3):156-159.

[2]李良成,张玉珠,王广志.回转式空气预热器的着火原因分析及预防措施[J].黑龙江电力,1998,20(2):106-110.

[3]张玉珠,董泳.浅谈容克式空气预热器的着火原因及预防措施[J].节能技术,2002,20(6):41-46.

[4]张清峰.调试过程中回转式空气预热器着火的预防及处理[J].中国电力,1997,42(5):41-43.

[5]张清峰,牛涛.关于回转式空气预热器的水冲洗[J].华北电力技术,1997,27(4):31-32.

[6]刘俊.运行中回转式空气预热器的火灾预防与控制[J].电力学报,2003,18(4):279-280.

空气加热器 篇9

回转式空气预热器因其体积小、加热效率高和造价低廉等优点,被广泛应用于大型锅炉。然而,其漏风率偏大会影响锅炉的安全、经济运行及带负荷。目前成熟的密封技术主要有两种:一种是以“跟踪转子热变形,减小动静密封间隙”为主要手段的密封技术;另一种是以“增加转子密封片,增大漏风阻力,减少漏风量”为主要手段的密封技术。这两种技术均以“堵”为理念来设法降低漏风率。但密封结构的特点决定了空气预热器的漏风率降到一定程度后,就很难降得更低[1]。

本文介绍的对某300 MW机组回转式空气预热器密封加装回收系统的改造,是借鉴汽轮机轴封系统设计理念,由单纯的堵漏气变为“堵、疏”并重,即先用机械密封堵泄漏空气,再开辟渠道将堵不住的空气进行疏导,疏导出的热空气送入二次热风箱中加以利用,从而使漏风率大幅降低,保证了锅炉的安全、经济运行。

1 某300 MW机组回转式空气预热器密封现状

某公司1号炉为DG1025/18.2-Ⅱ4型亚临界压力、一次中间再热、自然循环汽包锅炉,配钢球磨煤机中间储仓式制粉系统,配2台LP10320/3883回转式空气预热器。

LP10320/3883回转式空气预热器采用美国CE公司设计规范制造和安装。其热端径向间隙采用“自动跟踪转子蘑菇状变形,自动调整密封间隙”技术,轴向、周向和冷端径向间隙为冷态预留间隙。设计漏风率为10%,运行1年后不大于12%。

由于该公司1号炉空气预热器跟踪系统及密封系统可靠性差、投入率低,漏风率长期超标,平均漏风率为14%～18%。特别是夏季锅炉额定负荷时引风机超出力而风量不足,锅炉微正压运行,炉膛出口氧量约为2.5%,严重影响了机组的安全、经济运行。2002年对1号炉空气预热器进行了双密封技术改造。改造后漏风率为8%,平均漏风率为8%～1 0%。

为了进一步改善电厂能耗指标水平,2006年底该厂对1号炉空气预热器密封进行了又一次改造。

2 空气预热器密封加装回收系统

根据1号炉空气预热器漏风情况,在总结现有空气预热器密封结构特点的基础上,研究确定了加装回收系统的改造方案[2,3,4,5,6,7,8]。

改造工作包括:1)更换原设备冷、热端扇形板及轴向密封装置,安装具有密封回收功能的冷、热端扇形板及圆弧密封装置;2)安装重新设计的径向、轴向密封片;3)更换转子T形钢,安装新加工的旁路密封片;4)安装设备漏风回收装置;5)安装回收风机、进出口风道及调节门;6)安装自动控制系统及吹扫系统。

2.1 空气预热器内、外部回收系统

在空气预热器内、外部建立空气回收系统。其设计思路是:空气预热器正常运行时,具有正压的空气通过其内形成的密封转动副中的密封区、回收区,在形成与烟道负压相匹配的回收风机的作用下,通过漏风回收系统被吸入回收室内,再经联通管道、汇集联箱、回收风机、出口管道被送入热二次风箱内,随二次风进入炉膛助燃。由于泄漏空气在回收区内被回收,所以空气预热器漏风率能够控制在0.5%～3.5%。

2.1.1 空气预热器内密封机构

空气预热器内密封机构由热端扇形板、冷端扇形板、轴向密封装置、固定密封装置、转子密封片及支撑件等组成。

在满足冷、热端径向密封和轴向密封间隙要求的前提下,冷、热端扇形板和圆弧密封装置采用焊接的方法形成刚性密封结构,两侧及中部用固定密封装置焊接在设备内。带有弯折角度的密封片(其弯折方向与旋转相反)与刚性密封结构组成具有密封区和回收区的密封转动副。回收区域内的特定界面上布置有回收渠道,与回收室相通。冷、热端径向回收室和轴向回收室在刚性密封结构内相互隔离,各自通过连通管道与设备外漏风回收装置中的汇集联箱连接。设备外连通管道上装有电动调节风门及压力测点。

(1)冷、热端扇形板均为扇形结构,其内设有一定容积的回收室及分仓室,除进、出口外均焊接封闭。转子运行时,密封片与扇形密封面组成密封转动副。在密封转动副中,靠近空气侧的密封片与密封面构成密封区。而转子密封片与密封面又构成回收区,在回收区内形成的特定界面上布置有与回收室连通的回收渠道。热端扇形板中的分仓室通过特定的渠道与设备外汇集联箱连通。

冷、热端扇形板结构如图1、图2所示。

(2)圆弧密封装置。轴向密封片的密封面设计为凹圆弧状。装置内部设计有封闭的回收室和分仓室。圆弧密封面与轴向密封片也须组成具有密封区和回收区的密封转动副。在回收区的圆弧密封面上开设有回收渠道,与圆弧密封装置中的回收室连通。分仓室直接与相对应的腔室相连,通过连接管与设备外的汇集联箱连通。圆弧密封装置的结构如图3所示。

(3)固定密封装置。该装置是冷、热端扇形板和轴向密封装置等固定于设备内的重要连接件,在设备内隔绝空气侧与烟气侧,确保刚性密封机构的热稳定性和密封性能。

(4)冷、热端径向密封及支撑。在设备内构成具有密封区和回收区的密封转动副,设计形成48组密封片。如果转子仓格为24组,则在每个仓格中需增加一组径向隔板以支撑密封片,相应地,冷、热端蓄热元件也需变更;若转子仓格已有48组密封片的支撑条件,该隔板不需再加。

密封片采用厚度为1.8 mm的耐腐蚀钢材料制作,加工成的密封片弯折角度应既能使动、静间隙“跑合”时具有柔韧性,又能使自身的刚度得到加强。密封片为易损件,因而仍用螺栓固定在转子支撑件上。

(5)旁路密封及支撑。旁路密封及支撑结构如图4所示。

2.1.2 空气预热器外漏风回收装置

漏风回收装置由控制柜、风机基础、回收风机、汇集联箱,各回收室连接管道,风机出口管道及管道电动风门,控制用一次信号测量管路及就地仪表柜等组成。

回收风机的技术参数根据设备和系统情况配置,一般采用变频控制。

各连通管道及出口管道上均布置有电动风门,接口采用焊接形式。

各连通管道及出口管道上压力、流量信号均由传压管引出。

漏风回收装置布置在空预器下梁区域,风机基础布置在0m,变送器柜亦布置在检修平台上。风机入口与汇集联箱连通,风机出口通过管道与热二次风箱连通。

2.2 自动控制系统

因锅炉负荷随调度指令变化,烟气压力,一、二次风压及动、静密封间隙亦随之变化,因此设备内不同部位的空气泄漏量也随之增减。密封回收自动控制系统通过对进、出口烟气压力的检测,自动调整各部位的漏风回收量。密封系统改造后,随锅炉负荷变化,空气预热器漏风率可始终控制在设定范围内。

自动控制系统按逻辑要求在DCS系统上组态,系统不设独立的控制柜。控制系统是密封回收体系中的控制中枢,可以随锅炉出力的变化自动调整漏风回收量,使设备漏风率始终保持在设计范围内。

该系统具有以下功能:1)通过空气预热器进、出口烟气中氧量的检测,实时显示漏风率;2)实现各回收室风门开度的自动调节;3) DCS系统按自动和人工控制两种方式组态,当系统不能进行自动控制时,运行人员可将控制方式转为人工控制方式;4)实现系统的启动及停运;5)实现画面控制;6)实现风门调节,其中风机出口管道等风门采用电动门,其余回收室风门采用电动调节门。

3 效益分析

1号炉空气预热器密封按照上述方案改造后,经有关单位测试验收,300 MW负荷下回收系统不投运时,空气预热器漏风率A侧为8.35%,B侧为8.50%;回收系统投运时,空气预热器漏风率A侧为2.14%,B侧为2.47%。240 MW负荷下回收系统投运时,空气预热器漏风率A侧为2.58%,B侧为2.67%。改造后,空气预热器漏风率显著降低,改善了锅炉燃烧缺氧的状况,提高了锅炉运行的安全性和经济性。

3.1 直接效益

(1)依据试验数据,采用反平衡法计算锅炉热效率[9,10]。改造前锅炉热效率为90.47%,改造后锅炉热效率为90.81%,锅炉热效率提高了0.34%。通常300 MW机组锅炉热效率每提高1个百分点,可降低煤耗3.2 g/(kW·h),则改造后降低煤耗1.09 g/(kW·h)。该厂1台机组年发电量按1.75×109(kW·h)计算,年节约煤耗1 904 t,标煤按500元/t计算,年节约费用952 000元。

(2)按照1号炉满负荷年运行5 833 h计算,根据试验数据,改造前风机每小时总电耗为4 458 kW·h,改造后风机每小时总电耗为4 163 kW·h,扣除密封回收系统每小时输出电耗129 kW·h,厂用电每小时节约166 kW·h。1号炉年节约厂用电968 278 kW·h,按厂用电价0.29元/(kW·h)计算,年节约费用280 800元。

根据上述计算,空气预热器密封系统改造后,年净收益约1 232 800元。3年内即可收回改造成本。

3.2 间接效益

空气预热器漏风率降低后,锅炉供风条件得到改善,水冷壁近壁处氧气气氛趋好,可减缓水冷壁高温腐蚀;缺氧状况时的炉内火焰滞后得到缓解,炉膛出口的受热面环境得到改善,缓解了高温受热面的高温腐蚀状况,节省了检修费用。

4 结论

(1)在空气预热器内部建立立体的封闭结构和回收系统,将泄漏的空气及时回收到二次风道,使空气预热器A侧漏风率降为2.14%,B侧漏风率降为2.47%,这是传统思路空气预热器密封控制技术难以达到的。

(2) 1号炉空气预热器漏风率降低后,锅炉供风条件得到改善,使水冷壁和炉膛出口高温受热面的高温腐蚀得到缓解,提高了锅炉运行的安全性和经济性。

(3)经初步计算,3年即可回收改造成本。

本文写作的过程中,得到了同事们的帮助,在此表示感谢!

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空气加热器 篇10

随着锅炉机组容量的逐步增大, 回转式空气预热器设备的直径也越做越大。设备增大就给安装检修和运行操作提出了更高的要求, 现在大中型锅炉机组的尾部换热设备一般均采用容克式三分仓回转空气预热器[1], 其主要作用是:

1) 降低锅炉排烟温度, 提高锅炉效率, 从而达到节约燃料的目的;

2) 提高送入锅炉用于燃烧的空气温度, 有利于火焰的稳定性, 并提高燃料的燃尽程度, 即提高燃烧效率。

此种空气预热器运行中最大的问题是漏风率高。要降低漏风率就必须在运行和检修过程中认真细致地检查、比对运行参数, 有的放矢地消除空气预热器缺陷, 最大限度地使空气预热器经济运行。

现以某厂600MW机组中心传动的回转式空气预热器LAP13494-3883为例简要说明。

1 漏风原因分析

目前空气预热器的设计一般是采用双密封技术, 漏风主要为密封漏风和携带漏风。携带漏风不可避免;密封漏风主要由空气预热器的各密封间隙决定, 可以在检修和运转中进行调整。空气预热器的密封包括有径向密封、轴向密封、环向密封和中心筒密封。在运行及检修过程中, 最常见的空预器缺陷是空气预热器密封间隙不合理, 实际间隙与设计值存在较大的差别[2,3,4,5,6]。

过小的密封间隙会造成动静摩擦, 过大的密封间隙会造成漏风量增加。

空气预热器运行时, 扇形板升降自动控制系统一般是投运的, 如果此时空预器内部发出刺耳的摩擦声或间断的碰擦声时, 说明动静部件间存在碰磨。碰磨严重时, 将使空预器电机电流长期处于过电流, 电流过大就会引起空气预热器电机保护性跳闸, 严重影响机组的安全运行。

但当空预器密封间隙过大时, 一次风、二次风漏入烟气侧风量将会直接增加。即使初始密封间隙正常, 随着空预器的长期运行, 动静结合面的摩擦以及烟气、空气的冲刷, 也会使空预器各密封间隙逐步变大导致漏风率不断升高。此时, 必须通过检修或改造降低空预器漏风水平。

当空预器漏风增大时, 会明显不利于锅炉的安全经济运行。一般来讲, 对锅炉运行的影响主要包括:

1) 炉膛风量不足。空气预热器漏风率增大后, 首先是一次风机和送风机电流增大和炉内风量减少。漏风严重时, 一次风母管风压降低, 可能会造成直吹式制粉系统的磨煤机跳闸。一次风量不足时, 由于负荷低、燃烧不稳不得不投油助燃, 影响锅炉机组的经济性。

2) 排烟温度高低波动、蓄热元件堵灰、受损。空气预热器漏风必然造成排烟温度忽高忽低, 整体过低的排烟温度又导致空气预热器积灰严重, 以致通流面积减少, 造成烟、风阻力增大, 这样一方面不得不增加吹灰次数, 对蓄热板冲刷严重;另一方面流道堵塞后增大了流通阻力, 造成空气侧与烟气侧压差增大, 漏风量的大小与压差的平方根成正比, 因此堵灰又加剧漏风。积灰严重时, 未堵灰部分形成“烟气走廊”而受到冲刷, 降低空预器换热元件使用寿命。

3) 排烟温度低对锅炉尾部的石灰石-石膏湿法脱硫装置、空气预热器冷端蓄热板造成低温腐蚀。

对于电站锅炉, 经验表明, 漏风系数每增加0.1～0.2, 锅炉效率将降低0.2%～0.5%, 影响供电煤耗0.5～2g/kWh。

通过检修和改造将空气预热器的漏风率降低在合理的数值, 对提高电厂机组运行的经济性是必然的途径之一。检修或改造时的重点就是对空气预热器密封间隙调整[3,4,5]、主轴垂直度测量和转子法兰的平面度检查调整上。

2 调整密封间隙的技术要求及方法[4]

2.1 垂直度检测

空预器转子垂直度检测极为重要。如果安装时转子垂直度不符合要求, 所做的优化毫无意义。只有保证了转子的垂直度并可靠固定, 方可保证密封间隙的调整达设计值。转子垂直度是调整密封间隙的前提, 是降低漏风率的基本条件之一。如果转子垂直度超差, 就不能保证扇形板、弧形板在同一密封面上, 三向 (径向、轴向、旁路) 密封间隙的调整更无从谈起。测量转子垂直度有两种方法:一是通过径向隔板测量;二是通过导向轴端测量。如果转子垂直度达不到要求, 应通过导向轴承箱上部的四个调节螺栓调整。

测量位置:预热器下轴。

测量方法:用框式水平仪检测出转子轴的垂直度, 并作出图, 标示出具体的方位和偏向, 要一目了然, 便于分析。一般可绘图如图1所示。

把测出来的数据 (单位为mm) 分别标识在4个方向上, 并附以箭头标明转子轴倾斜的方向。空气预热器设备转子轴垂直度的设计要求一般小于0.5mm。如不符合要求, 则需要调整。

转子垂直度的检测点除下轴外, 还可以将热端中心密封筒割开, 测量中心筒顶板;或者在转子上放置较小的水平仪, 将水平仪调零后将转子旋转一周读取不同点的数值。

2.2 转子法兰平面度检查

测量位置:热端转子法兰。测量图示如图2所示。

把测量出来的数值按测量位置 (仓格) 记录后, 进行相关分析。一般是把测量出来的数值绘成水平度曲线图 (见图3) 。一般来讲, 转子法兰的平面度设计值为小于0.5mm。

2.3 热端扇形板检查

检测位置:热端。标定一道密封片, 转子旋转一周, 在扇形板的两侧取值。根据图4～图6所示部位进行测量。

记录测量数值, 可参考表1形式记录。

根据表格所列数据, 分析出哪些间隙需要调整, 然后根据分析确定工作任务和方法。

3 具体检修工艺

3.1 转子垂直度的调整

当确定转子垂直度超差严重时, 可以通过上梁的4个调整螺栓进行微调, 如果调整幅度较大则需要先拆除驱动的鼓形齿联轴器, 再做调整。调节螺栓位置如图7所示。

调整顺序:先割除挡块, 松开固定螺栓, 然后一点一点地进行一个方向的微调, 然后再换另一个方向, 当确定4个方向的位置都已经调整到位, 重新固定好固定螺栓, 复测垂直度, 合格后重新焊接挡块。

3.2 导向轴承、减速机润滑油量要求

支撑轴承、导向轴承如果油位偏高, 油便会沿着轴流进预热器内部, 严重时引起火灾, 这时需要标定正确的油位, 取出部分多余的油, 油位偏低时, 及时补充。油位一般高出油位计的2/3处。

3.3 热端扇形板内侧间隙的调整

割除内侧的固定密封片, 取出填料密封, 用千斤顶顶住扇形板底面, 将扇形板端头上部的密封片取出部分, 然后再将扇形板缓慢放下, 调整其底面到中心密封筒表面距离 (设计A值) 为1mm。调节垫片位置图示如图8～图9所示。

3.4 扇形板外侧间隙的调整

通过调整扇形板两端吊杆上的双向大螺母来调整扇形板的水平度。

当调整完毕后, 再通过间隙控制系统, 点动控制扇形板整体下降, 调整其外端头距离转子法兰的距离 (设计B值) 要求达到4mm。

3.5 热端径向密封间隙的调整

1) 当完成第四、五点扇形板的调整后, 重新利用原标定的一道密封片旋转一周, 检测3块扇形板是否在同一平面内, 以及各个点的间隙值, 确保均达到设计要求。

2) 当满足上述1) 中条件后, 利用槽钢在预热器热端架设自制标尺。具体做法:按照1) 的检测数据在原标定的密封片上, 利用塞尺确定调节块的点焊位置 (见图10) 。

3) 当各个测量点 (C、J、K、L) 的调节块均调整并点焊完毕后, 松开每道密封片的所有螺栓, 旋转转子, 当每一道密封片转到标尺的位置时, 利用工具 (钳子) 将每块密封片提到与调节块相接处的位置, 然后再将螺栓固定。

4) 完成2、3道密封片的调整后检测一下这几道密封片距离扇形板的间隙值是否合格, 如有差距则重新调整调节块。

5) 依次完成所有密封片的调整, 同时注意保证固定好所有螺栓。

3.6 轴向密封间隙的检测和调整

1) 轴向密封间隙的检测, 原理同热端的径向密封, 即标定一块轴向密封片, 旋转转子, 当标定的密封片转到主壳体板的轴向密封弧板位置时, 测量上下端的密封间隙值。如图11中的G、H两端点。

2) 轴向密封间隙的调整, 是通过调节主壳体板上的4个调节螺杆完成的。轴向密封片的调节原理同热端径向密封片的调节。

3.7 其他调整

1) 旁路密封的调整。旁路密封冷、热端间隙偏离设计值时, 可拆下来在制作的专用模板上, 利用敲击的办法进行调整间隙值。

2) 预热器内部积灰清理。热端扇形板上部如有积灰, 易形成硬块, 需要及时清理, 否则将影响扇形板的提升。冷端中心位置下部运行后也可能有大量的积灰, 也需要清理。

3) 下部小梁位置及导向轴承座等处应做好保温, 防止热风反串发生轴承温度高或火灾等意外。

4) 冷端扇形板密封间隙的调整。冷端扇形板的密封间隙调整时, 根据测量的间隙值, 利用下部的调整螺栓进行调整至设计值即可。

4 经济分析

通过以上的优化调整, 密封间隙将大有改观, 空气预热器的漏风率会降低很多, 经过初步测取运行参数对比, 进行经济分析。

1) 一般而言, 空预器漏风每降低1%, 可降低供电煤耗0.18g/kWh[9]。某厂通过密封间隙检修调整后, 空预器漏风率由14.7%降至7.53%。相对应约降低机组供电煤耗1.29g/kWh。按机组年利用4000h计算, 每年可发电24亿kWh, 即每年可节约标煤3096t, 按标煤单价为800元/t计算, 则每年可节约燃料成本247.68万元。

2) 空气预热器漏风治理后, 送风机、一次风机出口风压可明显降低, 即风机电流明显下降。根据检修前后运行数据对比, 电流分别可下降10A以上, 按年运行小时数4000h计算, 送风机、引风机、一次风机合计每年可节省约120万kWh左右电量, 按单位上网电价0.42元/kWh计算, 每年也可节约成本50万元左右。

同时, 空预器漏风率降低, 也提高了机组的带负荷能力, 可获得显著的社会效益和经济效益。由于减少了检修维护工作量, 也会给电厂带来巨大的经济效益。

5 结论

锅炉空气预热器的节能问题也就是处理漏风的问题, 应从设计、制造、安装、调整、优化运行工况等各个环节高度重视, 才能避免空气预热器投运后漏风超标问题。有些电厂为了有效节能, 对空气预热器设备的密封进行了优化, 有些是采用柔性密封的形式, 其优点是密封效果好, 漏风系数降低, 但使用时间不长, 弹簧易失效, 不能在线调整, 更换周期短;有些是采用刚性密封的形式, 经安装检修调试后, 使用寿命较长, 可实行在线调整, 经济性可观。

不论采用哪种方式, 最终目的都是为了解决回转式空气预热器的漏风、串风, 所以可结合各厂设备自身的特点, 按正确的操作工艺, 精心调整空气预热器的径向密封、轴向密封、环向密封和中心筒密封, 以及扇形板的平行度, 这样才能防止和降低密封片造成漏风的问题, 从而保证锅炉烟风系统高效、经济的运行。

摘要：回转式空气预热器的漏风情况对火力发电机组节能降耗有直接的影响, 为有效降低空预器漏风率, 分析了回转式空气预热器由于密封间隙不合理造成的漏风率异常升高机理。以某电厂600MW机组锅炉LAP13494-3883型回转式空预器的检修为例, 详细阐述了检修中调整密封间隙的技术要求及方法, 并且有针对性地介绍了空预器密封间隙的检修调整工艺, 使600MW容量锅炉空预器的漏风率由检修前14%降至检修后7%, 节能效果显著。

关键词：空气预热器,回转式,漏风,密封间隙,检修方法

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