某电厂空预器堵塞原因分析及对策
某660MW电厂两台机组锅炉分别配备三分仓容克式空气预热器,并配置了漏风控制系统和红外热点探测系统。整个空预器传热面由排列紧密的波纹板组成,在转子内分成热端、中温段、冷端3个部分。每台锅炉布置2套SCR脱硝装置,液氨为还原剂,布置在锅炉省煤器与空预器之间的高尘区域。SCR脱硝系统运行至今催化剂已超过或接近24000h性能保证期。在冬季低温及低负荷运行时,为达到一定的脱硝效率,喷氨量增大,氨逃逸率上升,从而生成NH4HSO4沉积物,导致空预器堵灰、局部堵塞现象。空预器堵塞引起炉膛负压波动增大,同时空预器烟气侧、一/二次风侧的进出口差压增加;堵塞严重时,空预器漏风量增大,两侧排烟温度偏差明显增大,锅炉排烟损失增加,同时送/引风机、一次风机电流均有所增加,风机电耗明显增加,甚至导致风机失速等严重问题。
1空预器堵塞原因分析
1.1煤质因素锅炉设计煤种全硫分为0.50%,其中灰主要成分有Fe2O3为20.66%,CaO为18.09%,Na2O为0.43%,K2O为0.70%,属于中等结渣煤。实际燃用煤种变化较大,含硫量0.36%~1.08%变化不等,含硫量高,水分高,造成烟气中SO2量增大,且粘附性较强,易促使冷端结露腐蚀。酸露点温度与煤折算硫分的立方根成正比。空预器堵塞期间,因燃煤发热量降低,最大折算硫分超过设计值的2倍,引起SO3浓度增加且酸露点温度升高,在空预器冷端金属表面发生腐蚀的同时,加剧了空预器堵塞。
1.2 空预器金属壁面温度与烟气接触的空预器金属壁温若高于露点温度,则低温腐蚀导致的空预器堵塞一般不可能发生,否则反之。当机组负荷降低时,排烟温度下降,尤其冬季环境温度低,排烟温度和空预器进口风温随之更低,造成空预器金属壁温降低。机组原设计中采用热风再循环来提高空预器的进口风温,冷端综合温度需满足:冷端综合温度
=排烟温度+空预器进口风温≥148℃。空预器堵塞期间的相关数据显示:锅炉负荷较低,环境温度较低,空预器进口风温、排烟温度均处于低值。空预器平均综合温度为116.38℃与124.47℃,最低为112.61℃与122.81℃,比厂家规定的温度分别低 31.62℃,23.53℃,35.39℃,25.19℃,促使了低温腐蚀的形成。
1.3 SCR运行喷氨量控制的影响根据NH4HSO4的形成机理,若SCR反应器出口氨逃逸量越大,则烟气越容易在空预器冷端形成粘附性极高的NH4HSO4,造成空预器堵塞。4号机组大修期间对空预器灰样中NH3检测的结果显示:4 号炉空预器飞灰氨含量均超过 50mg/kg,特别是空预器垢样检测结果的氨含量相当高,可以判断机组SCR脱硝运行中喷氨量过大,导致空预器冷端NH4HSO4沉积。而根据国内外SCR脱硝运行经验,飞灰中氨含量控制在50mg/kg以下时,说明氨逃逸率控制在安全运行范围内。空预器烟气侧差压变化情况。在脱硝性能试验前,空预器烟气侧差压都在1.0kPa以下,脱硝性能试验后的几天时间内,差压明显上升。这是由于催化剂性能保证期已过,在正常调整喷氨情况下,脱硝效率很难达到66%以上,试验过程为同时满足出口NOX排放浓度、脱硝效率大于设计效率的80%的考核要求,导致喷氨量过大,造成试验后空预器烟气侧差压明显上升。
目前机组的SCR运行,采用传统的DCS控制策略,以控制脱硝效率和出口浓度为最终目标,喷氨量作为调节手段,对A与B两侧进行控制,包含脱硝效率和出口浓度2种控制方式,根据需要进行无扰切换。控制氨氮摩尔比是控制脱硝效率和氨逃逸率的重要手段。随着投运时间的增加、煤质因素影响等,催化剂活性下降,在脱硝性能试验过程中,为保证一定的脱硝效率,则氨氮摩尔比上升,喷氨量明显大于理论计算氨量,导致氨逃逸量上升,较长时间的过量喷氨导致氨逃逸量剧增,造成大量NH4HSO4粘附在空预器冷端换热元件处,致使空预器严重堵塞。
1.4低负荷影响采用低NOX同轴燃烧系统技术,降低了燃烧中生成的NOX含量,但
低负荷时低氮燃烧效果明显下降,烟气中NOX浓度偏大。脱硝控制系统以SCR出口的NOX浓度为主控信号,则低负荷时喷氨量增加,但实际烟气量有所下降,因此喷氨量超过实际反应所需,导致过量氨逃逸进入空预器,在冷端形成NH4HSO4结垢堵塞。机组低负荷运行时,低氮燃烧器在低风量、低风速时效果减弱,氧量偏大,燃料型NOX生成量增加,SCR反应器进口NOX处于较高水平,后期增加高达350mg/m3,而SCR反应器进口烟温较低(仅在320℃左右),催化剂反应不活跃。此外,由于控制策略包括脱硝效率和出口浓度2种方式存在一定问题,随着锅炉负荷变化,烟气进入SCR的NOX浓度变化范围较大,为保证出口NOX浓度,致使喷氨量过大,氨逃逸量增加。氨逃逸率上升,造成空预器冷端换热元件NH4HSO4堵灰比较严重,空预器烟气侧差压最高至3kPa以上,风烟系统运行工况恶劣,最终发生了一次风机、引风机失速的严重后果。
2结论与建议综上分析可知:
空预器堵塞的主要原因是脱硝氨逃逸造成的NH4HSO4黏附在空预器冷端壁面。导致氨逃逸的因素包括:烟气量测量不准,造成原烟气NOX总量不准,导致喷氨量过大;随着机组投运时间的增加,催化剂活性下降;机组低负荷时,SCR入口烟温下降,催化剂活性降低,脱硝效率下降;由于烟气流场分布、喷氨量、NOX浓度分布不均等原因导致SCR出口氨逃逸不均匀。此外冬季环境气温较低时,空预器换热面壁温进一步下降,易造成NH4HSO4快速粘结。氨逃逸、NOX、氧量等测量数据并不能完全反映烟气整体情况,导致运行和控制存在一定偏差。
其他如负荷频繁变化、煤种变化、吹灰程序不佳等因素也是造成空预器堵塞的原因。为有效改善SCR 脱硝机组空预器堵塞情况,提出如下建议:
(1)催化剂超过或接近性能保证期限时,利用检修机会对催化剂进行检查、清灰并保
证吹灰效果。根据机组催化剂“2+1”结构设计特点,加装1层催化剂预留层或者整体更换,提高催化剂整体活性,减少在相同脱硝效率下的氨逃逸率。
(2)优化调整喷氨调节阀、流量计、喷氨格栅,保证喷氨、烟气的流场均匀分布。应通过校准、检修或技改等方式提高SCR系统测量准确性。新建机组在168h运行前冷态和热态调试中,特别要做好注氨格栅的细调工作和相应试验。
(3)SCR控制策略的调整。在负荷调整、异常工况时,运行人员应加大干预力度,控制脱硝效率上限值。改善低负荷时低氮燃烧的二次配风方式,控制进口NOX含量,避免低负荷燃烧时喷氨过量,建议增加SCR进口折算后的NOX值大屏报警。
(4)空预器运行调节,包括吹灰步进时间及吹扫行程调整,增加吹扫换热元件覆盖面。选择合理的板型和材料,正确进行空预器换热元件的分层布置,减小NH4HSO4的结垢和腐蚀率,降低机组强迫停炉进行空预器冲洗的可能性。
(5)堵塞严重的空预器,利用检修期间实施新型化学清洗,使空预器换热元件表面更加光洁,减缓NH4HSO4沉积及堵灰进程。
(电科院电源技术中心环保所 张雪盈)
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