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[摘 要]大型火力发电机组的空预器选型一般为三分仓扇形板式空预器，由于在2010年以前空预器的设计未考虑到脱销改造的投运，设计上偏小，再者发电企业在控制煤耗成本时掺配煤，超出设计煤种要求，原设计煤种含硫量为0.4%，而实际为1.0-1.5%左右，造成锅炉受热面结焦和落大焦，在入仓煤种达到1.0-1.5%时造成空预器压差升高，在蓄热元件形成硫酸氢铵，锅炉燃烧工况受到限制，低氧燃烧，炉膛大面积落焦，炉膛鼓正压，给运行人员操作带来一定的风险。
[关键词]空预器形式；堵灰；热解处理堵灰现象
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）22-0275-02
1 文章快照
工作原理： 当空气侧换热元件经过烟气时，烟气携带的一部分热量就传递给换热元件；当换热元件经过空气侧时，又把热量传递给空气。使空预器回收了烟气热量，降低了排烟温度，提高了燃料与空气的初始温度，强化了燃烧，从而提高了锅炉效率。空气预热器主要是利用锅炉尾部烟道中的烟气来加热锅炉燃烧所需要的空气，从而提高整个机组运行的经济性。空预器积灰堵塞严重，会给电厂带来极大的安全问题以及巨大的经济损失。
空预器堵塞现象（图1）。
如：330MW亚临界汽包炉空预器为哈尔滨锅炉厂设计的：两台半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器，其型号为28.0-VI（T）-1983-SMR，逆转布置。
2、空预器堵灰的原因分析
2.1 空预器堵灰后，空预器内的灰对空预器进行腐蚀结垢，因为灰的成分含硫和氮氧化物，长期运行将会使空预器内的管束磨穿，导致烟气和二次风直接接触，使空预器无法正常工作。这样便会无法控制锅炉燃烧，甚至会在尾部烟道产生二次燃烧，损坏锅炉设备。管束长期磨损后，将会降低空预器使用寿命。严重时会将空预器烧坏。空预器一旦出现问题，将会导致被迫停炉，导致汽轮发电机组停运，这样会造成很严重的后果。
2.2 對以上空预器出现的问题经分析，导致空预器堵灰的主要原因是因为烟气在进入空预器的流速太慢，烟气的流速不能达到厂家设计值：2米/秒。这样烟气就会在空预器内停留的时间较长，导致一部分灰停留在空预器内，无法通过引风机送至烟囱。长期运行下来，空预器内的灰就会越积越多，最后导致空预器严重堵塞。
2.3 随着国家环保政策的力度加大，脱硝装置投运率升高，对原有脱销进行催化剂备用层增加催化剂，加上入厂煤的硫份增加对空预器堵塞的影响也越发的严重。一般锅炉增加烟气脱硝系统后烟道的烟气阻力会增加1kPa左右，空气预热器出口段烟气负压增加较多，使得空气预热器漏风差压升高，烟温有所下降。燃料中的硫分在燃烧过程中会产生SO2和SO3，SCR烟气脱硝装置在催化剂（V2O5）的作用下将更多的SO2转化为SO3（2 SO2+O2→2SO3），一般情况下脱硝效率越高，SO2向SO3的转换率也越高，导致烟气中的酸露点温度有所提高，加剧了空气预热器冷端腐蚀和堵塞的可能性，空气预热器的腐蚀和堵灰风险就越高。
催化剂中的氨与烟气中的NOX反应或者被氧化后，多余的氨被排入下游烟道。烟气中的氨与SO3接触在适当的温度条件（约在230℃以下）下生成硫酸氢铵（NH3+SO3+H2O→NH4HSO4）和硫酸铵（2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4}。硫酸氢铵可能沉积在空气预热器中温段及冷段，由于具有很强的粘附性，会吸附烟气中的颗粒物，造成大量灰分粘附在换热器金属表面和层间，引起换热元件堵塞，使得空气预热器的烟气阻力增加、换热效率降低，甚至无法正常运行的现象。
2.4 同锅炉制造厂家设计人员沟通后，厂家设计人员根据我方提供的运行数据。进行认真仔细的核对后，并且对烟气流速进行比对，厂家也判断原设计右侧的空预器烟气侧的流速不能满足设计要求。
2.5 另外导致空预器堵灰的原因是二次风温进入空预器的温度不能达到设计值，也就是说需加热的二次风在进入空预器前温度较低，这样会导致空预器的热交换效率降低。并且二次风温经加热后无法满足锅炉燃烧的要求。二次风温较低时导致进入炉膛得煤粉不能充分的燃烧，有可能导致锅炉喷燃器结焦。严重时会影响锅炉的换热效率。
3、空预器堵塞危害
3.1 堵塞影响其他设备及危及安全运行
当实际使用煤种灰分及含硫较高，煤燃烧后形成的灰渣较多，给风烟系统造成了较大影响。锅炉同时投运脱硝装置，不可避免的氨逃逸造成烟气中的硫酸氢铵（NH3+SO3+H2O→NH4HSO4）较多，从而导致空预器低温腐蚀严重，由此形成的结垢难以去除。
在运行过程中，首先发现一次风压、二次风压开始有摆动现象。之后幅度逐渐增加，且呈现周期性变化。这说明空预器此时已经出现堵塞现象。这是因为当堵塞问题部分转到一次风口时，一次风压（空预器后一次风母管压力）开始下降，为维持设定的一次风压，一次风机的入口挡板便自动开大。当堵塞部分转到二次风口时，二次风压（空预器后二次风母管压力）又开始下降，同理为维持设定的二次风压，送风机的入口挡板必须开大以适应二次风压的下降，在低负荷时，燃烧所需的风量较少，产生的烟气量较少，一般还能维持机组的正常运行，随着负荷的不断增加，所需的一次风量、二次风量开始逐渐增加，一次风机、送风机的出力便不断增大，当接近满负荷时送风机动叶片的开度达到90%以上，因此，当堵塞部分转到二次风口时，便造成二次风压下降，为保证二次风压，送风机便手动开大动叶，而此时该送风机的风量却是最小，送风机电流下至最小值。堵塞部分转过之后，风量又开始增大，由于风量的忽大忽小致使送风机发生喘振，送风机失速保护动作，机组发生MFT或者RB动作（辅机自动甩负荷）事故。
3.2 利用蒸汽吹灰危害大
目前蒸汽吹灰器在空预器部位的冷端、热端，大多数电厂面临通过吹灰解决不了空预器堵灰现象，只是部分电厂采用在线高压水冲洗依赖性：依靠蒸汽动能对积灰进行吹扫，运行可靠性较差，并不能对锅炉空预器受热面积灰进行有效清除，通过提高蒸汽吹灰压力（正常吹灰压力为1.2MPA）吹灰壓力过小会造成受热面严重积灰，换热效果显著下降，锅炉排烟温度上升。同时由于吹灰压力调高，消耗大量蒸汽，使得能源过度浪费，并且蒸汽吹灰器的频繁使用造成回转式空预器换热元件严重的吹损现象，造成换热条件降低。影响机组的安全、经济运行。 4、介绍解决空预器堵灰的方法：
4.1 加装导流板，提高烟气流速
由于燃煤煤种在进入空预器内的烟气侧的烟气流速太慢，烟气在该区域内停留的时间过长，使得烟气内部灰尘不能及时携带走。如何解决该问题呢，只要通过提高空预器烟气侧烟气的流速，达到设计的烟气流速，才能缓解空预器堵灰的现象。经过同制造厂、设计方、生产一起共同商议，要解决烟气的流速问题，制造厂家建议在空预器烟气侧加装导流板。但是加装导流板要考虑到对烟气侧烟气的阻力，加装导流板使该侧烟气的流速达到设计值在2米/秒。这样才能保证烟气的正常流动时间，从而延缓了空预期低温腐蚀和堵灰的问题，通过加装导流板的改造，通过试运结果缓解了空预器都会严重的问题。？
4.2 定期定时投入吹灰器设备
由于烟气的成份比较多，在通过空预器时比重较大的灰就会沉积下来，长时间运行后就会导致空预器堵灰，在锅炉设计时在烟气侧都安装了不同的吹灰器，要合理的使用好吹灰器，定时吹灰，保证吹灰器设备的正常使用。这样也可以缓解空预器堵灰的问题，所以吹灰器的正常使用也是很重要的，根据积灰的情况来调整每班吹灰的次数和频率。这样就可以实时掌握空预器的堵灰情况，根据前面锅炉堵灰严重的情况，我们制定了每两小时吹灰一次。将吹灰的时间尽可能延长，这样可以达到吹灰的效果。另严格控制吹灰系统的参数，加强吹灰设备的定期巡检和定期维护工作。保证锅炉吹灰工作正常运作。？
4.3 利用机组大修增设热风再循环系统
因前期空预器堵灰后，空预器的热交换效率降低，导致加热后的二次风温不能满足运行的要求。根据这种情况，我们在进入空预器前对二次风进行预处理。主要目的是保证二次风温，保证二次风温度后，才能保证锅炉的燃烧。主要改造方案是：从二次风热风管道上分一路DN426的管道至送风机入口，这樣就保证在进入空预器前温度就比較高。通过空预器热交换后就能保证热二次风温度。增设此系统结构简单，使用比较方便，便于调节送风机入口风温。经改造原送风机入口温度在20度左右，改造后使得送风机入口风温可以从20-50度之间进行调节。使用非常方便，对整个二次风系统未造成任何负面影响。通过改造后，二次风温提高后，原空预器堵灰现象也有一定程度上缓解。？
5、空预器结垢解决方案（声波吹灰器）
针对空预器结垢问题，南京常荣声学股份有限公司研制出一种专门应用于空预器结垢解决方案。方案基于ENSG-G系列大功率可调频高声强声波吹灰器，实现成功应用。
5.1 利用运行调节手段热解方法只是暂时缓解压差
（热解前提）脱硝系统投运以来，氨逃逸与硫酸蒸汽反应生成高粘度
的硫酸氢铵，硫酸氢铵与烟气飞灰混合粘在空预器换热面造成堵灰，一直影响锅炉的安全、稳定运行。硫酸氢铵熔点为147℃，现采用单侧空预器升温热解硫酸氢铵方法，清理空预器换热面积灰，制定以下技术措施：
1、机组负荷在 230MW-270MW 进行热解硫酸氢铵试验。
2、单侧空预器升温前，通知设备专业管理技术人员到场，准备好空预器就地盘车工具。
3、检查等离子系统备用正常，冬季时投入一、二次风暖风器，投入升温侧空预器冷端连续吹灰。
4、空预器升温前通知辅网部，加强电除尘入口烟温、脱硫吸收塔出口净烟气温度的监视。
5、关闭引风机入口联络挡板，关闭送风机出口联络挡板。一次风机不参与调整，保持两侧一次风机出力平衡，一次风机变频加载偏差≤3%，电流偏差≤10A。
6、维持炉膛氧量正常，交替关小升温侧送风机动叶，开大另一侧送风机动叶，两侧送风机电流偏差≤25A。送风机动叶开度不超过 95%，监视加载侧送风机不超电流，电机、风机轴承振动、温度正常。
7、维持炉膛负压正常，交替开大升温侧引风机动叶，关小另一侧引风机动叶，两侧引风机电流偏差≤150A。升温侧引风机动叶开度不超过 95%。监视加载侧引风机不超电流，电机、风机轴承振动、温度正常。
8、严格控制升温侧空预器出口烟温温升率<5℃/min，达到 150℃时再以 1℃/min 速率升温。防止空预器由于膨胀不均造成卡涩。控制空预器出口温度在 158℃-159℃，不超过 160℃，稳定运行 2 小时。
9、升温过程中加强对温升侧空预器电流监视，若空预器电流波动大，或风烟系统参数异常，应立即停止升温，恢复原工况运行并就地检查空预器运行情况。
10、注意控制炉膛氧量、负压在正常范围内。两侧空预器运行工况差别大时，注意监视锅炉壁温、主再热汽温、脱硝系统参数、烟气中粉尘、二氧化硫环保指标，防止单侧参数严重超标。
11、控制升温侧引风机全压不超过 8.5kPa，避免引风机发生失速。
12、控制升温侧引风机入口负压尽量不要超过 6.0kPa，避免引风机入口风道发生内爆。
13、进行空预器热解硫酸氢氨工作时以保证机组安全运行为原则，不允许采用提升暖风器温度、降低磨煤机出口温度、五台制粉系统运行等影响机组经济运行的极端方式控制升温侧空预器出口温度。
14、每半小时记录一次空预器出口烟温、空预器烟气侧、一次风、二次风侧差压、空预器电流（表1）。
6.结论
空预器堵灰不仅影响锅炉运行的安全性而且使锅炉效率显著下降，风机单耗明显增高，排烟温度升高，严重时脱硫系统由于入口烟气温度过高而无法正常运行，因此有效预防和控制空预器堵灰显得非常重要。
参考文献
[1] 空预器运行及维护手册，豪顿华有限公司.
[2] 岑可法，周昊，池作和。大型电站锅炉安全运行及优化运行技术.
作者简介
任素强（1975），男，大专、助理工程师、技师，从事发电厂运行及机组检修管理工作。
[关键词]空预器形式；堵灰；热解处理堵灰现象
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）22-0275-02
1 文章快照
工作原理： 当空气侧换热元件经过烟气时，烟气携带的一部分热量就传递给换热元件；当换热元件经过空气侧时，又把热量传递给空气。使空预器回收了烟气热量，降低了排烟温度，提高了燃料与空气的初始温度，强化了燃烧，从而提高了锅炉效率。空气预热器主要是利用锅炉尾部烟道中的烟气来加热锅炉燃烧所需要的空气，从而提高整个机组运行的经济性。空预器积灰堵塞严重，会给电厂带来极大的安全问题以及巨大的经济损失。
空预器堵塞现象（图1）。
如：330MW亚临界汽包炉空预器为哈尔滨锅炉厂设计的：两台半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器，其型号为28.0-VI（T）-1983-SMR，逆转布置。
2、空预器堵灰的原因分析
2.1 空预器堵灰后，空预器内的灰对空预器进行腐蚀结垢，因为灰的成分含硫和氮氧化物，长期运行将会使空预器内的管束磨穿，导致烟气和二次风直接接触，使空预器无法正常工作。这样便会无法控制锅炉燃烧，甚至会在尾部烟道产生二次燃烧，损坏锅炉设备。管束长期磨损后，将会降低空预器使用寿命。严重时会将空预器烧坏。空预器一旦出现问题，将会导致被迫停炉，导致汽轮发电机组停运，这样会造成很严重的后果。
2.2 對以上空预器出现的问题经分析，导致空预器堵灰的主要原因是因为烟气在进入空预器的流速太慢，烟气的流速不能达到厂家设计值：2米/秒。这样烟气就会在空预器内停留的时间较长，导致一部分灰停留在空预器内，无法通过引风机送至烟囱。长期运行下来，空预器内的灰就会越积越多，最后导致空预器严重堵塞。
2.3 随着国家环保政策的力度加大，脱硝装置投运率升高，对原有脱销进行催化剂备用层增加催化剂，加上入厂煤的硫份增加对空预器堵塞的影响也越发的严重。一般锅炉增加烟气脱硝系统后烟道的烟气阻力会增加1kPa左右，空气预热器出口段烟气负压增加较多，使得空气预热器漏风差压升高，烟温有所下降。燃料中的硫分在燃烧过程中会产生SO2和SO3，SCR烟气脱硝装置在催化剂（V2O5）的作用下将更多的SO2转化为SO3（2 SO2+O2→2SO3），一般情况下脱硝效率越高，SO2向SO3的转换率也越高，导致烟气中的酸露点温度有所提高，加剧了空气预热器冷端腐蚀和堵塞的可能性，空气预热器的腐蚀和堵灰风险就越高。
催化剂中的氨与烟气中的NOX反应或者被氧化后，多余的氨被排入下游烟道。烟气中的氨与SO3接触在适当的温度条件（约在230℃以下）下生成硫酸氢铵（NH3+SO3+H2O→NH4HSO4）和硫酸铵（2NH3+SO3+H2O→（NH4）2SO4}。硫酸氢铵可能沉积在空气预热器中温段及冷段，由于具有很强的粘附性，会吸附烟气中的颗粒物，造成大量灰分粘附在换热器金属表面和层间，引起换热元件堵塞，使得空气预热器的烟气阻力增加、换热效率降低，甚至无法正常运行的现象。
2.4 同锅炉制造厂家设计人员沟通后，厂家设计人员根据我方提供的运行数据。进行认真仔细的核对后，并且对烟气流速进行比对，厂家也判断原设计右侧的空预器烟气侧的流速不能满足设计要求。
2.5 另外导致空预器堵灰的原因是二次风温进入空预器的温度不能达到设计值，也就是说需加热的二次风在进入空预器前温度较低，这样会导致空预器的热交换效率降低。并且二次风温经加热后无法满足锅炉燃烧的要求。二次风温较低时导致进入炉膛得煤粉不能充分的燃烧，有可能导致锅炉喷燃器结焦。严重时会影响锅炉的换热效率。
3、空预器堵塞危害
3.1 堵塞影响其他设备及危及安全运行
当实际使用煤种灰分及含硫较高，煤燃烧后形成的灰渣较多，给风烟系统造成了较大影响。锅炉同时投运脱硝装置，不可避免的氨逃逸造成烟气中的硫酸氢铵（NH3+SO3+H2O→NH4HSO4）较多，从而导致空预器低温腐蚀严重，由此形成的结垢难以去除。
在运行过程中，首先发现一次风压、二次风压开始有摆动现象。之后幅度逐渐增加，且呈现周期性变化。这说明空预器此时已经出现堵塞现象。这是因为当堵塞问题部分转到一次风口时，一次风压（空预器后一次风母管压力）开始下降，为维持设定的一次风压，一次风机的入口挡板便自动开大。当堵塞部分转到二次风口时，二次风压（空预器后二次风母管压力）又开始下降，同理为维持设定的二次风压，送风机的入口挡板必须开大以适应二次风压的下降，在低负荷时，燃烧所需的风量较少，产生的烟气量较少，一般还能维持机组的正常运行，随着负荷的不断增加，所需的一次风量、二次风量开始逐渐增加，一次风机、送风机的出力便不断增大，当接近满负荷时送风机动叶片的开度达到90%以上，因此，当堵塞部分转到二次风口时，便造成二次风压下降，为保证二次风压，送风机便手动开大动叶，而此时该送风机的风量却是最小，送风机电流下至最小值。堵塞部分转过之后，风量又开始增大，由于风量的忽大忽小致使送风机发生喘振，送风机失速保护动作，机组发生MFT或者RB动作（辅机自动甩负荷）事故。
3.2 利用蒸汽吹灰危害大
目前蒸汽吹灰器在空预器部位的冷端、热端，大多数电厂面临通过吹灰解决不了空预器堵灰现象，只是部分电厂采用在线高压水冲洗依赖性：依靠蒸汽动能对积灰进行吹扫，运行可靠性较差，并不能对锅炉空预器受热面积灰进行有效清除，通过提高蒸汽吹灰压力（正常吹灰压力为1.2MPA）吹灰壓力过小会造成受热面严重积灰，换热效果显著下降，锅炉排烟温度上升。同时由于吹灰压力调高，消耗大量蒸汽，使得能源过度浪费，并且蒸汽吹灰器的频繁使用造成回转式空预器换热元件严重的吹损现象，造成换热条件降低。影响机组的安全、经济运行。 4、介绍解决空预器堵灰的方法：
4.1 加装导流板，提高烟气流速
由于燃煤煤种在进入空预器内的烟气侧的烟气流速太慢，烟气在该区域内停留的时间过长，使得烟气内部灰尘不能及时携带走。如何解决该问题呢，只要通过提高空预器烟气侧烟气的流速，达到设计的烟气流速，才能缓解空预器堵灰的现象。经过同制造厂、设计方、生产一起共同商议，要解决烟气的流速问题，制造厂家建议在空预器烟气侧加装导流板。但是加装导流板要考虑到对烟气侧烟气的阻力，加装导流板使该侧烟气的流速达到设计值在2米/秒。这样才能保证烟气的正常流动时间，从而延缓了空预期低温腐蚀和堵灰的问题，通过加装导流板的改造，通过试运结果缓解了空预器都会严重的问题。？
4.2 定期定时投入吹灰器设备
由于烟气的成份比较多，在通过空预器时比重较大的灰就会沉积下来，长时间运行后就会导致空预器堵灰，在锅炉设计时在烟气侧都安装了不同的吹灰器，要合理的使用好吹灰器，定时吹灰，保证吹灰器设备的正常使用。这样也可以缓解空预器堵灰的问题，所以吹灰器的正常使用也是很重要的，根据积灰的情况来调整每班吹灰的次数和频率。这样就可以实时掌握空预器的堵灰情况，根据前面锅炉堵灰严重的情况，我们制定了每两小时吹灰一次。将吹灰的时间尽可能延长，这样可以达到吹灰的效果。另严格控制吹灰系统的参数，加强吹灰设备的定期巡检和定期维护工作。保证锅炉吹灰工作正常运作。？
4.3 利用机组大修增设热风再循环系统
因前期空预器堵灰后，空预器的热交换效率降低，导致加热后的二次风温不能满足运行的要求。根据这种情况，我们在进入空预器前对二次风进行预处理。主要目的是保证二次风温，保证二次风温度后，才能保证锅炉的燃烧。主要改造方案是：从二次风热风管道上分一路DN426的管道至送风机入口，这樣就保证在进入空预器前温度就比較高。通过空预器热交换后就能保证热二次风温度。增设此系统结构简单，使用比较方便，便于调节送风机入口风温。经改造原送风机入口温度在20度左右，改造后使得送风机入口风温可以从20-50度之间进行调节。使用非常方便，对整个二次风系统未造成任何负面影响。通过改造后，二次风温提高后，原空预器堵灰现象也有一定程度上缓解。？
5、空预器结垢解决方案（声波吹灰器）
针对空预器结垢问题，南京常荣声学股份有限公司研制出一种专门应用于空预器结垢解决方案。方案基于ENSG-G系列大功率可调频高声强声波吹灰器，实现成功应用。
5.1 利用运行调节手段热解方法只是暂时缓解压差
（热解前提）脱硝系统投运以来，氨逃逸与硫酸蒸汽反应生成高粘度
的硫酸氢铵，硫酸氢铵与烟气飞灰混合粘在空预器换热面造成堵灰，一直影响锅炉的安全、稳定运行。硫酸氢铵熔点为147℃，现采用单侧空预器升温热解硫酸氢铵方法，清理空预器换热面积灰，制定以下技术措施：
1、机组负荷在 230MW-270MW 进行热解硫酸氢铵试验。
2、单侧空预器升温前，通知设备专业管理技术人员到场，准备好空预器就地盘车工具。
3、检查等离子系统备用正常，冬季时投入一、二次风暖风器，投入升温侧空预器冷端连续吹灰。
4、空预器升温前通知辅网部，加强电除尘入口烟温、脱硫吸收塔出口净烟气温度的监视。
5、关闭引风机入口联络挡板，关闭送风机出口联络挡板。一次风机不参与调整，保持两侧一次风机出力平衡，一次风机变频加载偏差≤3%，电流偏差≤10A。
6、维持炉膛氧量正常，交替关小升温侧送风机动叶，开大另一侧送风机动叶，两侧送风机电流偏差≤25A。送风机动叶开度不超过 95%，监视加载侧送风机不超电流，电机、风机轴承振动、温度正常。
7、维持炉膛负压正常，交替开大升温侧引风机动叶，关小另一侧引风机动叶，两侧引风机电流偏差≤150A。升温侧引风机动叶开度不超过 95%。监视加载侧引风机不超电流，电机、风机轴承振动、温度正常。
8、严格控制升温侧空预器出口烟温温升率<5℃/min，达到 150℃时再以 1℃/min 速率升温。防止空预器由于膨胀不均造成卡涩。控制空预器出口温度在 158℃-159℃，不超过 160℃，稳定运行 2 小时。
9、升温过程中加强对温升侧空预器电流监视，若空预器电流波动大，或风烟系统参数异常，应立即停止升温，恢复原工况运行并就地检查空预器运行情况。
10、注意控制炉膛氧量、负压在正常范围内。两侧空预器运行工况差别大时，注意监视锅炉壁温、主再热汽温、脱硝系统参数、烟气中粉尘、二氧化硫环保指标，防止单侧参数严重超标。
11、控制升温侧引风机全压不超过 8.5kPa，避免引风机发生失速。
12、控制升温侧引风机入口负压尽量不要超过 6.0kPa，避免引风机入口风道发生内爆。
13、进行空预器热解硫酸氢氨工作时以保证机组安全运行为原则，不允许采用提升暖风器温度、降低磨煤机出口温度、五台制粉系统运行等影响机组经济运行的极端方式控制升温侧空预器出口温度。
14、每半小时记录一次空预器出口烟温、空预器烟气侧、一次风、二次风侧差压、空预器电流（表1）。
6.结论
空预器堵灰不仅影响锅炉运行的安全性而且使锅炉效率显著下降，风机单耗明显增高，排烟温度升高，严重时脱硫系统由于入口烟气温度过高而无法正常运行，因此有效预防和控制空预器堵灰显得非常重要。
参考文献
[1] 空预器运行及维护手册，豪顿华有限公司.
[2] 岑可法，周昊，池作和。大型电站锅炉安全运行及优化运行技术.
作者简介
任素强（1975），男，大专、助理工程师、技师，从事发电厂运行及机组检修管理工作。