废碱焚烧锅炉第一省煤器堵灰分析及处理措施

何 铿

（巴陵石化公司炼油部，湖南岳阳 414014）

1 基本情况

某废碱焚烧装置2010 年3 月投产，设计最大废碱处理能力130 kt/a，是当时国际上同类装置的最大规模，可处理环己酮装置皂化废碱、炼油装置工业废液、己内酰胺废碱液、硫酸装置废碱液、苯乙烯废水等，承担重要的环保功能。

该装置投用后面临的主要问题之一是第一省煤器堵灰问题，特别是随着近年来环保要求提高，原料越来越多样化，焚烧原料中固形物含量不断降低后，第一省煤器清灰频次越来越高，堵灰问题已经成为影响废碱焚烧装置长周期运行的瓶颈。

2 问题

第一省煤器共两组，每组两排，列管结构，换热管Φ32 mm，管排间间隙58 mm。省煤器下部是灰斗。烟气在第一省煤器中沿U 形流动。第一省煤器结构及烟气流向如图1 所示。

堵灰主要出现在省煤器C、D 排，特别是省煤器C 排，堵灰后烟气通道成喇叭口状，即上部开口大，下部开口小，整体呈V形。堵灰严重的部位，下部开口被完全堵死。堵灰后，烟气流通通道大幅减小，系统阻力上升，引风机负荷大幅提高。堵灰达到一定程度后，锅炉炉膛负压无法保证，高温烟气向外泄漏，带来安全隐患。省煤器管排通道堵灰情况见图2。

改造前，废碱焚烧锅炉第一省煤器清灰间隔约一个月，频繁停车清灰不仅影响经济效益和生产平衡，而且频繁冷热交替对炉衬、溜渣槽等均有不同程度的影响。

3 原因分析

不同于电站锅炉，废碱焚烧锅炉具有烟气露点温度高、烟气中碱灰含量高、碱灰具有一定黏性等特点，使废碱焚烧锅炉系统容易积灰。根据锅炉结构及物料成分，分析省煤器管排通道堵灰原因。

图1 第一省煤器结构及烟气流向

3.1 省煤器结构

图2 省煤器管排通道堵灰情况

从图1 可以看出，为了达到最佳的碱灰沉降效果，烟气在第一省煤器位置有个U 形转向，使得省煤器C、D 排中烟气流动方向和碱灰沉降方向相反。烟气中碱灰由不同粒径组成，分别称为轻灰和重灰。按照设计，重灰向下在第一省煤器处沉降落入下部灰斗，轻灰向上随烟气被带入电除尘系统，但存在粒径介于中间部分的，会在第一省煤器C、D 排处呈悬浮状，这部分碱灰便容易沉积在省煤器管排表面。同时，省煤器C 排吹灰方向和烟气流动方向相反，也会降低吹灰效果。

3.2 吹灰器

该装置设计选用长管伸缩式蒸汽吹灰器，是一种传统的吹灰器，吹灰时外管（吹灰管）螺旋运动，蒸汽流从喷头高速喷出，产生较大冲击力吹掉受热面上的积灰和挂碱。吹灰介质为饱和低压蒸汽，压力1.27 MPa，采用PLC 控制，可自动吹灰或手动吹灰。共布置4 台吹灰器，分别位于第一省煤器上部和中部，因第一省煤器下部为灰斗，为防止蒸汽吹入灰斗导致灰斗碱灰结块，省煤器下部没有设置吹灰器。

堵灰最严重的省煤器C 排仅上方布置吹灰器，因吹灰蒸汽选用低压饱和蒸汽，吹灰能量有限，而吹灰器布置在上部的中间位置，使得有效吹灰范围呈半圆形，下部两侧位置吹灰效果较差，这也是堵灰后省煤器烟气通道呈喇叭口形状的原因。见图3。

同时，因吹灰介质是饱和低压蒸汽，吹灰时会带入少量凝结水。同时低压蒸汽温度（约193 ℃）低于第一省煤器位置的烟气温度（约225 ℃），吹灰时随着吹灰器喷口处蒸汽压力迅速降低，体积快速膨胀，蒸汽温度会进一步降低，加大和烟气的温差，导致吹灰时第一省煤器烟气温度进一步下降，这些因素都会导致烟气中碱灰吹灰时沉积在省煤器管排上造成积灰。

从吹灰器结构分析，蒸汽吹灰器因结构原因故障率较高，虽然通过前期的技术改造，如新型组合式密封填料的应用、炉墙密封腔引入吹灰蒸汽等措施，总的故障台次已大幅度下降，但缺乏监测手段，长期发生吹灰器出现故障无法及时发现、直到出现严重故障（如卡死）报警或明显泄漏才被发现，这种情况对省煤器堵灰有非常不利的影响。如果蒸汽提升阀内漏未及时发现，蒸汽不断漏入炉膛，导致积灰速度大大加快，而这种内漏现象无法被吹灰器PLC 系统识别报警。

图3 省煤器C 排吹灰示意

3.3 工艺

第一省煤器列管内介质为高温水，温度105 ℃，正常工况下烟气露点温度75～90 ℃，尚有一定裕度。但因无在线露点分析仪，无法测得特殊工况时（如吹灰、原料加入大量废水废液、原料中总硫含量高时）的露点温度，无法判断特殊工况时烟气温度是否低于露点温度，但不排除有这种可能。烟气露点温度低于第一省煤器内高温水温度时，会在省煤器表面结露，不但造成省煤器堵灰，还会出现露点腐蚀，影响省煤器运行本质安全。

除了原料组分发生变化，若燃料发生变化时，也会加快省煤器堵灰。燃料变化，包括成分热值的变化和量的变化，引起炉膛温度出现变化，若温度过低，废碱未烧透被带入省煤器，极易在省煤器位置沉积。

3.4 负荷

该锅炉虽然设计负荷为130 kt/a 废碱焚烧能力，折合16 t/h，但实际运行中发现，投碱量超过11.5 m3/h（13.8 t/h）时，第一省煤器堵灰速度大大加快。查阅设计及运行资料，该锅炉从未达到过设计生产能力，分析原因，一方面是锅炉设计可能存在偏差，另一方面是目前生产原料（包括成分和固形物含量）均与设计有较大的偏差。

4 解决措施

（1）在第一省煤器C 排下部增加一套吹灰系统。考虑到下方灰斗，吹灰介质选用高压氮气，压力2 MPa，同时吹灰管运动由螺旋360°运动改为直线90°运动。为了弥补因旋转角度变小造成的吹灰范围减少，吹灰器布置由原来的单侧1 台改为单侧3 台，两侧共6 台。投用初期为降低投资，吹灰器人工操作，为方便操作，吹灰管从单侧3.8 m 改为两侧布置，长度2 m。考虑到氮气温度较低，为了避免烟气在省煤器表面出现结露，吹灰时进行工艺调整，短时间内停止投碱，以降低此时烟气露点温度。

（2）吹灰器升级。采用中压过热蒸汽作为吹灰介质，一方面提高吹灰能量，扩大吹灰有效范围，另一方面蒸汽过热后，不会向系统内带凝结水，避免积灰。

（3）通过工艺措施，保持工况稳定。例如，工艺废水进废碱罐由间断进改为连续进，以控制每个碱罐一定时间内注入废水的总量，定期对碱罐进行倒料避免个别碱罐固形物含量过低，定期分析进炉废碱中的固形物含量，每批燃料进厂时分析热值和含水量。采取上述措施保证炉膛温度，避免废碱未烧透等。

（4）总结出一套定期测量吹灰外管温度判断吹灰器提升阀轻微内漏、通过吹灰前后DCS 中吹灰蒸汽压力和温度变化间接判断提升阀是否内漏及开度、及时记录并处理吹灰器PLC 报警等吹灰器检查方法，并整理出了一套检查表单下发班组，定期检查、及时处理。

（5）对省煤器锅炉水系统进行改造。在第一省煤器和第二省煤器间增加一个换热器，使第二省煤器出口的锅炉水（约170 ℃）和第一省煤器入口的锅炉水（约105 ℃）进行换热，提高进第一省煤器锅炉水温度（可提高到135 ℃），使第一省煤器温度和烟气露点温度的差值裕度增大，降低出现结露的可能。

（6）通过生产合理安排，摸索最佳投碱负荷，控制最高负荷≤11.5 m3/h。

5 效果验证

解决措施中，除吹灰器升级和省煤器锅炉水系统改造因投资原因尚未实施，其余措施已经实施。通过控制每天进入碱罐废水量、定期倒料控制固形物含量、精心维护及时处理吹灰器故障、三次启用氮气吹灰器吹除积灰等措施，取得了显著效果。措施实施后最长连续开车周期达到7 个月，停车检查第一省煤器无大面积积灰（图4），取得了较好的效果。

图4 改造后第一省煤器积灰情况

6 建议

虽然第一省煤器的积灰问题得到了部分改善，但设备技术需要持续改进。建议：①尽快实施吹灰器升级和对省煤器锅炉水系统进行改造，以提升吹灰效果，降低吹灰蒸汽对积灰的影响，同时提高进第一省煤器的锅炉水温度，降低特殊工况下出现结露的可能，避免积灰，保护第一省煤器运行安全；②在人工吹灰器的基础上总结经验，与专业厂家合作，研制非螺旋线90°定向吹灰的吹灰器，吹灰介质可采用过热蒸汽或加热后的中压氮气，采用全自动控制的吹灰器，减少人工操作的劳动强度和职业危害。