空预器堵塞的原因分析及调整对策

空预器堵塞的原因分析及调整对策TOC\o"1-5"\h\z目录

弓I言 2\o"CurrentDocument".概述 2\o"CurrentDocument".空预器冷端堵灰形成机理及危害 3\o"CurrentDocument"2.1.概述 3\o"CurrentDocument"2.2.酸腐蚀与硫酸氢核积聚机理 4\o"CurrentDocument"3.空预器漏风系数的影响 5\o"CurrentDocument"4.空预器清灰的影响和堵灰带来的危害 5\o"CurrentDocument"3.空预器热解技术的理论依据和实施设想 61.概述 6\o"CurrentDocument"2. 解决思路 6\o"CurrentDocument"3.提高烟温治理硫酸氢钱堵塞可行性分析 7\o"CurrentDocument"4.控制总排口NO*小时均值不超标 8\o"CurrentDocument"4.1.燃烧调整方面 8\o"CurrentDocument"4.3.特殊工况下的调整 9\o"CurrentDocument".空预器热解主要操作步骤 11\o"CurrentDocument".空预器热解注意事项 11\o"CurrentDocument".现场治理方案实施及效果 11\o"CurrentDocument".热解技术实际应用及总结 12\o"CurrentDocument"1.空预器热解应用实例 12\o"CurrentDocument"2.空预器热解技术总结 13\o"CurrentDocument"结语 14摘要：空预器是火力发电厂锅炉中重要的辅机设备之一，主要作用是利用高温烟气来加热锅炉燃烧所需要的空气，其原理是通过连续转动的散热片，在烟气低温区域缓慢地载着传热元件旋转，使流入预热器的热烟气和冷空气完成热交换。空预器回收了烟气热量，降低了排烟温度，因而提高了锅炉效率；同时由于燃烧所需空气温度提高，有利于燃料的着火和燃烧，减少了燃料不完全燃烧的热损失。现对某厂空预器堵塞的原因及预防措施进行分析。关键词：空预器；SO3；脱硝；堵塞；NOx引言空气预热器分为两大类：传热式和蓄热式。某厂采用三分仓容克式空气预热器，其布置在脱硝装置后段。烟气脱硝装置采用SCR脱硝技术，由于市场原因入炉煤种与设计煤种偏差较大，且因入炉煤质不稳定、SCR系统不能实现自动控制等原因，导致该厂NO*排放瞬时超标较多、氨逃逸较高、空预差压过高，严重影响机组的安全性、经济性及环保排放指标的控制。下面对该厂空预器堵塞的原因及预防措施进行分析。本方法从热二次风再循环、脱硝烟气旁路、送引风机协同调整，提高排烟温度，整体提高空预器运行温度，同时通过低省控制空预器出口温度，减少对电除尘及后续设备影响，通过具体实践克服了空预期电流波动，炉膛气温偏差，电除尘入口烟温过高等难题。有效了遏制并控制了硫酸氢铁堵塞的发展趋势，保证了机组长时间运行后带负荷能力。1.概述对于SCR法烟气脱硝，氨气和NO*不能能全部混合，逃逸是不可避免的，当逃逸率超标时氨气与三氧化硫反应生成硫酸氢核堵塞空预器。硫酸氢镂因其特殊物理性质，极易吸附并粘结在空预器换热元件上，常规的蒸汽吹灰和激波吹灰难以去除。目前解决办法有在线高压水冲洗，由于在机组运行期间进行冲洗，对空预器及其后电除尘安全有较大影响，极易发生空预器电流波动大而跳闸，有较大安全风险，对设备和机组工况要求较为苛刻，在公司#4炉运行期间曾进行过实验，空预器曾发生电流波动超过额定值，压差减小效果不明显而未继续实施。大唐三门峡发电有限责任公司的2台630MW——HG-1900/25.4-YM4型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司利用英国三井巴布科克能源公司(MB)的技术支持，进行设计、制造的。锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生(Benson)直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、n型布置。锅炉岛为露天布置。锅炉燃用义马和三门峡当地混煤、常村煤及铜川煤。30只低NO*轴向旋流燃烧器(LNASB)采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM113N中速磨煤机配正压直吹制粉系统。大唐三门峡发电有限责任公司2台630MW锅炉于2014年完成脱硝改造，最初设计排放值为小于200mg/Nm3。采用的选择性催化还原法SCR脱硝工艺，SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，设计有三层催化剂层，要求运行温度在300℃-400℃范围，针对锅炉低负荷及深度调峰情况SCR入口烟温不到300c问题，脱硝入口设计烟气旁路，锅炉水平烟道后部引出高温烟气进入SCR入口与原烟气混合后，保证SCR脱硝反应温度在设计范围内。SCR烟气脱硝系统的还原剂采用液氨，H期2台锅炉的脱硝系统共用一个还原剂储存与供应系统，在脱硝反应器进、出口安装实时监测装置，具有就地和远方监测显示功能，监测的项目包括：进出口NOx、烟气流量、烟气温度、。2、NH3逃逸、差压等。针对硫酸氢镂堵塞问题，空预器更换两段式换热元件，中温段和低温段一体化，但#4机组改造后运行一段时期后，空预期堵塞现象严重，引风机入口负压已到极限值，炉膛负压大幅波动。2015年根据河南省政府蓝天行动文件要求，河南省内所有火电机组必须逐步达到超低排放标准。#4机组在2015年12月份完成超净排放改造后，为了控制出口不超过50mg,必然会加大喷氨量来控制排放。硫酸氢钱堵塞的问题进一步严重。在机组启动运行仅36天后，就出现了空预器压差急速增大，炉膛负压波动，日常性的蒸汽和激波吹灰不能遏制空预期压差发展。2012.#4机组启动后第36天，#4B空预器压差情况，最大值4.6Kpa。2.空预器冷端堵灰形成机理及危害概述该厂原空预堵塞并不严重，但由于市场、环保等原因增加脱硝系统后空预堵塞较为严重，空预器前后烟气差压最大达到3.0kPa,严重影响机组的安全性。分析空预器堵塞主要原因如下：1)硫酸氢钱的生成作为选择性催化还原法SCR脱硝的副反应，与煤种硫份和SCR未反应完全逃逸到烟气中NH3有直接关系。2）通常情况硫酸氢钱露点为147团，当环境温度达到此温度时，硫酸氢锈以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散在烟气中，硫酸氢核是一种粘性很强的物质，极易粘附在物体上难以去除，而且有较强的吸潮性，当温度继续升高至250团以上，硫酸硫酸氢镂由液态升华为气态。3）锅炉空预器运行温度梯度一般在120团-300团，硫酸氢铁的物理性质和决定随着烟气温度在空预器中大幅降低在空预器中低温区域沉积，未沉积的硫酸氢核吸附在烟气中烟尘转换为固态，在电除尘中进行除去。4）防止硫酸氢镂的生成主要有控制氨逃逸率和降低入炉煤硫份。锅炉运行中氨逃逸超标的主要原因有以下几种：一是脱硝烟气流场不均匀，造成局部喷氨量过大引起逃逸；二是脱硝喷嘴未针对烟气流场进行调整，造成N出浓度场分布不均；三是对氨逃逸率监视手段有限；四是空预器堵塞后，烟气量减少、排烟温度降低扩大了硫酸氢钱的沉积区域；五是机组一直低负荷运行排烟温度偏低，也扩大了硫酸氢钱的沉积区域；六是机组负荷波动频繁，NOx生成随负荷变化而变化，喷氨调节存在一定的滞后性，造成过喷现象。2.酸腐蚀与硫酸氢铁积聚机理煤中的硫在炉膛燃烧生成SO2,SO2在催化剂的作用下进一步氧化生成SO3.SO3与烟气中的水蒸气生成硫酸蒸汽。硫酸蒸汽的存在使烟气的露点显著升高。由于空预器冷端壁温常低于烟气露点，这样硫酸蒸汽就会凝结在空预器受热面上，造成硫酸腐蚀。脱硝系统催化还原反应后不可避免的会存在氨逃逸，逃逸的NH3与烟气中SO3反应生成硫酸镂（少量）和硫酸氢镂，即：NH3+SO3+H2OTNH4HSO4硫酸氢铉的特性是一种粘性很强的物质，在147〜207c温度范围内以液体形式聚集在物体表面。烟气中的飞灰流经空预器时，被硫酸氢核粘在传热板上，传热板进而变得不光滑，随着粘附飞灰量的增加和逐渐长大搭桥，烟气通道面积减小，最终形成堵灰。空预器漏风系数的影响由于SCR脱硝系统运行过程中会产生黏性大、腐蚀性强、液态的NH4HS04,而在检修时发现空预器堵塞物中大多是以NH4HSO4为主的混合物。所以，脱硝系统对空预器影响很大。空预器漏风时，由于锅炉送风进入空预器烟气侧使烟气侧部分地方温度低于烟气露点，同时由于烟气中含。2量增加，所以SO3增加，从而进一步加剧低温腐蚀。另外，当空预器漏风量增大时，烟气中。2的增加会使脱硝喷氨量增加，同时烟气温度降低，从而加剧了空预器堵塞。空预器清灰的影响和堵灰带来的危害在锅炉运行中，为保证空预器加热效果不变，应定期对空预器进行吹灰，但吹灰次数、吹灰蒸汽压力和温度不合格会使吹灰效率降低。如：压力过高造成空预器蓄热元件损毁，使烟气中飞灰等颗粒物附着在空预器蓄热元件上，或蓄热元件波纹板断裂、位移形成空预器堵塞。空预器冷端发生堵灰后，机组运行的安全性和经济性受到一定程度的影响，硫酸氢锭沉积在空预器中，造成空预器堵塞，对锅炉安全运行有极大的危1）由于两台空预器阻力不同，造成低负荷、低烟气量时引风机发生抢风现象，造成炉膛负压大幅波动，危及机组安全运行；2）由于空预器的堵塞不均匀，引起一、二次风压和炉膛负压周期性波动；3）空预器阻力增大后风烟系统电耗增大；4）空预器、脱硝吹灰频次增加，蓄热元件和脱硝催化剂模块损坏，蒸汽工质损失。5）空预器堵塞后阻力增大，局部烟气流速变快，空预器蓄热元件磨损加剧，严重时会造成蓄热元件损坏；6）空预器堵塞造成烟气系统阻力增大，引风机出力无法满足机组满负荷运行，造成机组限出力；7）最终很可能由于空预器堵塞机组被迫停运检修。8）风机电耗明显升高。据测算，空预器发生堵灰后送、引、一次风机的电耗升高约0.08〜0.1%,影响综合厂用电率升高。9）引风机发生失速现象，机组出力受限。满负荷引风机动叶开度超过95%后出力突降，炉膛负压大幅波动，最终限制机组出力维持运行。10）排烟温度较设计值升高约8团，一、二次风温降低，锅炉燃烧效率降低，发电煤耗升高。3.空预器热解技术的理论依据和实施设想1.概述硫酸氢铉，是一种无机化合物，化学式为NH4HSO4,为白色结晶性粉末，易溶于水，几乎不溶于乙醇、丙酮和毗咤，主要用作分析试剂、有机反应催化剂。根据对硫酸氢核特性的研究，热解技术的理论依据为：硫酸氢钱（NH4HSO4）在温度为200℃左右时产生气化，分解为NH3和H2so4。锅炉风烟系统在正常运行时，维持适当高的机组负荷，将单侧送风机、一次风机出力降低，减小空预器的换热，增大引风机出力，提升热解侧空预器出口烟气温度，将积聚在空预器换热板上的固态硫酸氢核转变为气态挥发，能大大缓解空预器堵灰情况。经查阅资料，空预器出口烟温升高至200C左右，能保证空预器蓄热元件、电除尘及吸收塔设备的安全运行。2.解决思路由于NH4HSO4的露点为120c左右，当冷端综合温度在160c以上时，可以保证空预器大部分区域温度在120℃以上，减少NH4HSO4的生成。针对硫酸氢钱的物理性质，发现根据温度不同，呈现不同的物理状态，在147c以下，呈现坚固的固态；在147c-250C范围内，呈现称严重的鼻涕状态，常规的蒸汽吹灰和激波吹灰难以去除，在250c以上升华。由于空预器温度梯度变化从320C-120C之间，这使得极易吸附并粘结沉积在空预器换热元件中部。由于这种相变在短时间是可逆的，因此提高运行温度，改变沉积区域，对已经沉积在受热面的硫酸氢钱再溶解升华，改变其沉积区域，尽量使其粘在灰上，而在下部空预器元件为一体化，不利于硫酸氢核的粘结，随着烟气冷却，硫酸氢核固化并随烟尘早电除尘除去。针对硫酸氢钱挂灰主要两段之间部位，提高温度使得过程后移，而后面条件不利于沉积在受热面上，所以进行了去除。3.3.提高烟温治理硫酸氢铁堵塞可行性分析按照空预器厂家规定的吹灰压力、温度（尽量提高吹灰温度），每次吹灰时必须将输水输干净，防止汽水混合物对空预器产生影响。当空预器差压大于l.OkPa,可适当增加吹灰频次，单侧空预器差压超过L5kPa,可采用提高单侧空预器出口烟温的方式分解NH4HSO4。脱硫系统入口烟温不应高于170c（脱硫系统180℃退出），空预器差压达到2.5kPa时，应及时进行在线水冲洗，将粘附在空预器上以NH4HSO4为主的混合物清除。提高烟温会来造成空预器整体运行温度区间的改变，空预器工作温度从原来的350℃-120℃（烟气侧），预计将会提升到380C-230C,之后各个运行设备运行温度均会发生改变，因此烟温改变后设备是否能安全运行，直接关系到治理方案是否可行。（1）设备安全运行温度极限考察，确定提高烟温的边界条件。通过查阅空预器说明书、低温省煤器、电除尘、引风机、脱硫吸收塔运行说明书，空预器蓄热片为普通碳钢变形温度为420℃,表面喷涂陶瓷的冷端蓄热元件爆瓷温度在300℃以上，因此升温对蓄热片无影响；电除尘内部主要有阳极、阴极、电极瓷瓶等，没有对烟温有特别要求材料，但电极瓷瓶耐受温度可能是制约点，为了防止瓷瓶出现裂纹，以历史运行经验表明，温度在160℃无影响；引风机根据厂家提供的资料，叶片为合金钢铳制而成，提升到180℃温度后不会有影响，但应加强对引风机轴承温度监视；脱硫吸收塔内除雾器为塑料材质，对烟温有明确要求，要求吸收塔烟气入口温度不大于160℃。锅炉低温省煤器为降低电除尘及脱硫吸收塔烟温提供了解决途径，锅炉通过低温省煤器能大幅降低空预器后烟温，保证其后设备在安全温度下运行。（2）温度提高后设备变形量增加，引发动静摩擦或损坏。温度提升后，主要是考虑空预器膨胀问题。空预器转子按半径6m,高度4m计算，根据不锈钢膨胀系数，冷端端径向温升150c计算，冷端变形量10.8mm,轴向平均温升较小，按100℃极端，轴向变形量在4.4mm,询问锅炉专业空预器间隙调整的余量，经过计算此形变在空预器软性密封的允许范围之内。(3)提高烟温手段及余量分析。因为空预器入口烟温是在350C,因此适当减少空预器冷二次风、一次风量，就能达到提高烟温至250℃要求。查阅烟气比热容，密度，烟气流量，一次风量，二次风量，换热效率进行估算。经过计算70%锅炉负荷，将烟气量、送风量、一次风量进行如下调整，就能满足出口烟温调整要求。以提高锅炉A侧空预器出口烟温为例，锅炉A侧风烟系统调整为BMCR占40%烟气量，BMCR25%(送风量+一次风量)，B侧风烟系统调整为BMCR占30%烟气量BMCR45%(送风量+一次风量)，在就能满足。考虑到锅炉还布置了热二次风再循环、脱硝烟气旁路，因此还有较大调整余量。通过以上设备运行情况考察，风机出力分析。认为过考察热二次风再循环、脱硝烟气旁路、送引风机协同调整，提高排烟温度，整体提高空预器运行温度。在70%锅炉负荷，仅通过风机与低省配合就能满足烟温需要，并且低省后烟温满足安全运行需要。因此从方案可行，公司现场具备提高烟温进行治理条件。4.控制总排口NOx小时均值不超标尽量减少瞬时值超标情况，控制氨逃逸尽可能低，防止空预器堵塞。3.4.1.燃烧调整方面保持锅炉燃烧均衡，是保证脱硝系统氨氮均衡、减少氨逃逸、防止空预器堵塞的基本条件。入炉煤质波动大、燃烧系统配风不合理及制粉系统运行方式不合理或有缺陷等，会导致锅炉内部燃烧不均衡。各班组要重视锅炉燃烧的均衡，防止出现局部高温，影响炉内NOx的均衡分布，导致喷氨量过大，局部氨逃逸升高。燃烧调整的方法和措施：(1)尽可能提高炉内燃烧的均匀程度：利用机组检修机会，进行炉内二次风系统、制粉系统及燃烧系统的冷态试验；每季度进行一次磨煤机出口管道一次风热态调平工作。(2)个别燃烧器故障(磨煤机出口粉管不通畅)会引起炉内燃烧不均衡，应尽快停运磨煤机，吹通粉管，以保证两侧燃烧均衡。(3)保持锅炉左右侧烟气氧量均衡，严格按要求控制各负荷工况下省煤器出口烟气氧量。左右侧氧量出现偏差时立即利用二次风挡板、两台送风机出力偏置进行调整。(4)严格控制锅炉左右侧烟温均衡、低过出口左右侧汽温均衡。通过烟温和汽温等判断左右侧燃烧有偏差时，利用调整运行磨煤机出力、磨煤机运行方式及二次风箱挡板、燃尽风挡板进行调整。(5)保持SCR系统左右侧入口NO*浓度均衡，正常工况下，若入口NOx浓度偏差大于100mg/Nm3,则说明炉内配风或燃烧不均衡，必须立即查找原因，进行调整。(6)低负荷或环境温度较低工况运行时，应及时投运暖风器，开大再热器侧烟气挡板等，提高SCR入口烟温，SCR投运温度不宜低于320°C。(7)当煤种变化时，尤其是入炉煤挥发分降低和含硫量升高时，应严密监视锅炉NO*浓度、氨逃逸率、空预器差压的变化，必要时进行燃烧调整、SCR格栅优化调平等相关试验。3.4.2.SCR系统的控制(1)喷氨量的控制要平稳，任何情况下不得通过大幅开关喷氨调门控制出口NOx浓度。喷氨量要勤调、小幅调节、提前调节，根据脱硝出口和入口、脱硫系统出口和入口NOx浓度值的变化，及时调节喷氨量，必要时进行喷氨量的控制调整等相关试验。(2)供氨母管的压力对喷氨调节有较大影响，切换氨罐、快速升降负荷及大幅开关喷氨调门均会造成供氨压力波动，此时应加强监视，及时调整，防止喷氨过大和过小。通过调整两侧喷氨量，尽量保持两侧氨逃逸平衡。3.4.3.特殊工况下的调整特殊工况下，机组升降负荷、启停磨煤机、吹灰、液氨罐切换等操作时，必须持续监控脱硝系统的运行，及时进行调节，防止NO*浓度大幅波动。3.4.3.1.升负荷时的控制措施1)及时手动调整风量偏置，避免风量增加过快，造成NOx浓度突升。2）适当增加喷氨量，维持出口NO*浓度稍低。3）通过限制负荷上限，限制升负荷速率，防止协调方式下锅炉负荷增加过快。4）尽早启动磨煤机，根据燃料指令偏差，调节磨煤机出力，防止汽压偏差大，导致协调控制快速增加锅炉指令，造成NO*浓度突升。5）及时调整液氨蒸发槽出力，防止用氨量增大导致供氨母管压力下降。3.4.3.2.降负荷时的控制措施1）及时手动调整风量偏置，保持适当的氧量，避免风量波动造成NO*浓度波动。2）逐渐减小磨煤机出力，通过监视燃料指令的变化，保持磨煤机出力平稳降低，防止燃烧波动造成NOx浓度波动。3）选择合适的停磨时机，避免停磨时造成燃烧波动，导致NOx浓度波动。4）停磨后及时减小通风量，避免造成NO*浓度波动。3.4.3.3.吹灰对NOx浓度的影响和控制措施D炉膛吹灰可以降低炉膛温度及NOx浓度，各班应及时进行炉膛吹灰，特别是NOx浓度较高时，应尽快吹灰。2）水平烟道吹灰可降低吹灰区域烟温，使该侧NOx浓度大幅下降，因此吹灰前应提前适当减少喷氨量，避免因过喷氨造成氨逃逸升高；吹灰结束前适当增加喷氨量，避免NO*浓度超标。3.4.3.4.氨罐切换操作氨罐切换会因氨罐压力降低，造成供氨母管压力降低，机组喷氨流量减少。氨罐切换前必须通知另一台机组人员，适当开大喷氨调门开度，切换过程中监视供氨压力和喷氨流量、出口NOx浓度的变化，及时手动调整喷氨量。4.3.5.蒸发槽投'退时控制要注意控制，平稳操作蒸发槽投、退时控制不当易引起供氨压力波动，导致出口NO*浓度波动，因此要注意控制，平稳操作：1）蒸发槽故障需退出运行时，尽量选择在机组低负荷阶段进行。2）停运蒸发槽时通知另一台机组人员，监视脱硝系统喷氨稳定，缓慢关闭蒸发槽出口调门，保持供氨母管压力稳定。.空预器热解主要操作步骤1）维持60〜70%额定负荷且保持稳定；2）投运热解侧空预器一、二次风暖风器，冷端吹灰器投入连续吹灰。3）解除单侧送、引、一次风机的“自动"控制；4）逐渐降低热解侧空预器对应的送风机、一次风机出力，增加引风机出力，检查对侧送风机、一次风机出力自动增加，引风机出力降低。5）控制温升速率A1.5C/min,将热解侧空预器出口烟温逐渐升至200c左右，监视空预器电流正常，就地检查空预器动静部分无碰磨异音，保证空预器本体均匀膨胀，否则维持出口烟温或减缓温升速率。6）空预器出口烟温升至200c左右后维持运行2〜3小时，检查空预器烟气侧差压变化情况；7）热解结束后逐渐增加热解侧空预器对应的送风机、一次风机出力，降低引风机出力，控制降温速率A1.5℃/min。8）另一侧空预器如需热解，执行以上同样的热解步骤，两侧空预器热解结束后对空预器冷、热端进行一次全面吹灰。.空预器热解注意事项1）热解时投入一、二次风暖风器，尽量提高空预器进风温度，增加热解效果。2）热解时投入热解侧空预器的冷端吹灰器连续吹灰方式，因非热解侧空预器出口烟温较低，冷端吹灰器暂不要投入，否则吹灰蒸汽带水会产生腐蚀及飞灰板结。3）一次风机出力调整时适当降低即可，确保一次风母管压力稳定。4）非热解侧脱硝烟气量减小，应适当减少喷氨量，防止造成非热解侧空预器在热解期间堵塞严重。5）热解结束后适当增加非热解侧引风机出力，将烟道内积聚的未反应的逃逸氨气进行抽吸排出。.现场治理方案实施及效果2016年03月18日，由于#4B空预器压差较大，在进了充分准备情况下，进行了#4B空预器升温试验。机组带70%负荷，缓慢增大#4B侧引风机出力，降低#4B送风机出力，同时开启#4炉送风机B侧热风再循环，开启SCR去B侧烟气旁路挡板提高B侧空预器入口温度。最终B侧送风机动调开度降至30%维持。#4B侧空预器排烟温度达180C左右，经过2小时候时其阻力开始降低，最终排烟温度升高到230C,考虑到空预器冷端漏风的影响，空预器冷端蓄热片的底部应该达到了250C,在此温度下硫酸氢核基本全部气化，空预器阻力大幅降低。B侧低温省煤器全程投入，两组换热器流量调整至300t/h,有效的把电除尘入口烟温降至158C,满足其后设备安全运行。空预器升温过程中的危险点及注意事项：11）一是控制好升温速率，防止由于膨胀不均造成卡涩；12）二是投入空预器冷端吹灰连续运行，加强引风机轴承温度监视；13）三是缓慢调整参数，防止烟温过调超限危害电除尘、脱硫吸收塔设备安全；14）四是提高凝结水压力，保证低温省煤器大流量运行，有效降低空预器后烟温；15）五是加强另一侧风机参数监视，防止过负荷；16）六是两侧空预器运行工况差别大，主要对锅炉壁温、主再热汽温影响，防止单侧参数严重超标。.热解技术实际应用及总结空预器热解应用实例12月31日11：30-16：00,对#1炉B空预器进行了热解，关小B送风机动叶至5%