630MW機組脫硝改造后空預(yù)器差壓大問題分析

      由于國家對環(huán)保要求的提高，各電廠在近幾年均對燃煤機組進(jìn)行了脫銷改造。國信揚州630MW #1機組在2012年4月大修期間增加了脫硝系統(tǒng)，增加脫硝系統(tǒng)無疑改變了空預(yù)器的運行工況，易造成空預(yù)器的堵灰、腐蝕，甚至影響到整個鍋爐的安全經(jīng)濟運行。國信揚州630MW #1機組進(jìn)行脫硝改造后，機組運行半年來，空預(yù)器差壓逐漸增大發(fā)生了堵灰現(xiàn)象，針對空預(yù)熱器在運行中存在的問題，本文就其中原因作出簡要的分析，提出幾點預(yù)防建議措施以供參考。

      1 鍋爐設(shè)備概況及空預(yù)器改造情況

      1.1 鍋爐設(shè)備概況

      江蘇國信揚州發(fā)電有限責(zé)任公司一期2×630MW鍋爐為美國BABCOCK&WILCOX公司生產(chǎn)的亞臨界，一次再熱，自然循環(huán)，平衡通風(fēng)，單汽包，半露天，平衡通風(fēng)，固態(tài)排渣煤粉爐。鍋爐采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，前后墻對沖燃燒方式，EI-XCL型低NOX煤粉燃燒器，配置六臺MPS-89G型磨煤機?？疹A(yù)器采用二臺美國ABB三分倉轉(zhuǎn)子回轉(zhuǎn)再生式空預(yù)器。

      1.2 空預(yù)器改造情況

      空預(yù)器主要改造內(nèi)容如下：(1)空預(yù)器1A、1B傳熱元件全部更換。冷端傳熱元件改造更換為搪瓷材料元件，提高抗低溫腐蝕性能，同時將原冷端元件抽取方式由側(cè)抽改為垂直抽取，增加轉(zhuǎn)子熱端環(huán)向隔板。(2)空預(yù)器1A、1B吹灰器改造。將原有空預(yù)器吹灰器拆除后，在冷端和熱端各布置一臺吹灰器，其中冷端吹灰器為蒸汽和高壓水雙管路吹灰器。(3)空預(yù)器1A、1B吹灰汽源管路改造。在#1爐爐頂熱再母管上開孔，接一路鍋爐吹灰汽源母管至空預(yù)器吹灰器。(4)在空預(yù)器1A二次風(fēng)進(jìn)口擋板門東側(cè)安裝布置空預(yù)器高壓沖洗水泵，高壓沖洗水泵的進(jìn)水管道接口從鍋爐房東側(cè)工業(yè)水母管接入，水泵出口管路通往空預(yù)器冷端吹灰器。(5)更換空預(yù)器1A、1B所有密封片，其中冷端和熱端徑向密封片更換為柔性接觸式密封，扇形板改造為固定式，原有LCS調(diào)節(jié)裝置退出運行。同時，對空預(yù)器殼體磨損漏風(fēng)的部位補焊修復(fù)，降低漏風(fēng)率。

      2 空預(yù)器堵灰情況及原因

      2.1 空預(yù)器堵灰情況

      2013年1月1日之前#1爐空預(yù)器差壓一直相對穩(wěn)定，滿負(fù)荷基本穩(wěn)定在0.8KPa左右。1月1日之后機組負(fù)荷和環(huán)境溫度都較低，空預(yù)器差壓上升至1.5KPa滿量程，通過在保證中層兩臺磨煤機運行的基礎(chǔ)上，優(yōu)先保留上層磨煤機運行、負(fù)荷穩(wěn)定在500MW相對高負(fù)荷運行以提高空預(yù)器冷端溫度、空預(yù)器吹灰投循環(huán)方式、燃用低水、低硫、高熱值煤、在確保煙囪入口NOx合格的前提下盡可能少噴氨等措施，空預(yù)器差壓基本穩(wěn)定在1.5KPa左右趨于穩(wěn)定，但未見好轉(zhuǎn)跡象。如表1所示。

      2.2 空預(yù)器堵灰原因分析

      2.2.1 脫硝使煙氣中SO2 向SO3的轉(zhuǎn)化率增加

      煙氣中SO2 向SO3的轉(zhuǎn)化率增加[1]，煙氣酸露點溫度隨之升高，由此加劇空預(yù)器的酸腐蝕和堵灰。V2O5含量越高，脫硝效率越高，但 SO2 向 SO3 的轉(zhuǎn)換率也會越高，空預(yù)器的腐蝕和堵灰風(fēng)險就越大。

      2.2.2 氨逃逸率超標(biāo)

      SCR脫硝系統(tǒng)中的逃逸氨與煙氣中的SO3及水蒸汽生成硫酸氫氨(ABS)：

      NH3 + SO3 + H2O T NH4HSO4

      在一定溫度范圍內(nèi)呈液態(tài)的硫酸氫氨(ABS)呈中度酸性且具有很大的粘性，易沉積在空預(yù)器的換熱元件表面上并吸捕煙氣中的飛灰物，加劇換熱元件的堵灰，而這一溫度段正好在空預(yù)器的中低溫段。研究發(fā)現(xiàn)逃逸氨為1-2uL/L時堵塞程度較輕，逃逸氨為3uL/L時堵塞程度嚴(yán)重。

      2.2.3 空預(yù)器煙氣入口流場分布變化

      SCR煙氣脫硝系統(tǒng)通常會導(dǎo)致空預(yù)器煙氣入口流場分布發(fā)生不同程度的變化，由此影響空預(yù)器的傳熱、阻力、磨損、腐蝕和堵灰特性。

      2.2.4 空預(yù)器冷端綜合溫度低

      空預(yù)器最低冷端綜合溫度控制有時達(dá)不到設(shè)計值要求。冬季汽溫低，低負(fù)荷時爐排煙溫度低，空預(yù)器冷端綜合溫度低于設(shè)計值。如表2所示。

      硫酸氫氨在150～200℃溫度范圍內(nèi)為液態(tài)，液態(tài)硫酸氫氨與煙氣中的飛灰粒子相結(jié)合，煙氣流經(jīng)空預(yù)器時，在空預(yù)器波紋蓄熱元件上逐漸沉積，形成了粘結(jié)性極強的融鹽狀的積灰。

      2.2.5 煤質(zhì)含氮、硫量過高

      燃料型NOX高，噴氨量增加，逃逸氨與硫酸反應(yīng)生成硫酸氫銨或硫酸銨，硫酸氫氨在150～200℃溫度范圍內(nèi)為液態(tài)，液態(tài)硫酸氫氨與煙氣中的飛灰粒子相結(jié)合，煙氣流經(jīng)空預(yù)器時，在空預(yù)器波紋蓄熱元件上逐漸沉積，形成了粘結(jié)性極強的融鹽狀的積灰。硫酸氫銨的生成是NH3和SO3濃度乘積的函數(shù)[2]，它們之間的關(guān)系如圖1所示。

      由圖1可見，隨著NH3和SO3濃度乘積的升高，硫酸氫銨的露點溫度升高，生成更多的液態(tài)硫酸氫氨。

      2.2.6 機組長時間低負(fù)荷、環(huán)境溫度低、噴氨量大

      2013年1月2日至4日環(huán)境溫度-5℃，#1機組長時間低負(fù)荷至360MW，排煙溫度低，導(dǎo)致空預(yù)器冷端溫度遠(yuǎn)低于設(shè)計值，同時噴氨量過大，氨逃逸量大，NH3和SO3濃度高，逃逸氨與硫酸反應(yīng)生成了比正常多得多的硫酸氫銨或硫酸銨，又因為空預(yù)器冷端溫度低，硫酸氫氨在空預(yù)器中溫段呈液態(tài)，液態(tài)硫酸氫氨與煙氣中的飛灰粒子相結(jié)合形成了粘結(jié)性極強的融鹽狀的積灰，導(dǎo)致空預(yù)器大量堵灰，差壓短短幾天上升至1.5KPa。如圖2所示。

      注：1-負(fù)荷，2-環(huán)境溫度，3-排煙溫度，4-空預(yù)器二次風(fēng)側(cè)差壓，5-空預(yù)器煙氣側(cè)差壓，6-噴氨量，7-NOX

      3 空預(yù)器堵灰的危害

      1)空氣預(yù)熱器堵灰及腐蝕時，空氣預(yù)熱器出口一、二次風(fēng)溫降低，排煙溫度升高，鍋爐效率降低。

      2)沉積在空預(yù)器蓄熱元件上的硫酸氫氨、水蒸汽及SO3腐蝕蓄熱元件，影響預(yù)熱器的換熱;而空氣預(yù)熱器腐蝕時，受熱面光潔度嚴(yán)重惡化，加重了空氣預(yù)熱器的積灰。

      3)由于空預(yù)器差壓升高，煙氣阻力增大，將會引起引風(fēng)機電耗上升且容易引發(fā)引風(fēng)機失速。

      4)空氣預(yù)熱器受熱面的腐蝕，使空預(yù)器的使用壽命縮短。

      5)空預(yù)器堵灰使空預(yù)器差壓增大，漏風(fēng)量增大，同時空預(yù)器電流變大。

      6)空預(yù)器積灰不均勻時發(fā)生局部碰磨，嚴(yán)重時甚至引起一、二次風(fēng)壓、爐膛負(fù)壓晃動而影響爐膛燃燒，嚴(yán)重影響鍋爐安全穩(wěn)定運行。

      4 空預(yù)器高壓水沖洗情況

      4.1 空預(yù)器1A冷態(tài)高壓水沖洗

      2013年2月2日和2月13日兩次隔離空預(yù)器1A，交流馬達(dá)運行。微開煙氣側(cè)出口門，待空預(yù)器1A進(jìn)口煙氣溫度冷卻至150℃后，對空預(yù)器1A進(jìn)行了離線高壓水沖洗了6小時，沖洗結(jié)束后微開二次風(fēng)側(cè)出口門，烘干1小時后投運。但效果不大。如表3所示。

      4.2 空預(yù)器1A/1B熱態(tài)高壓水沖洗

      2013年2月17日和2月23日分別隔離空預(yù)器1A、1B，微開煙氣側(cè)出口門，空預(yù)器不進(jìn)行冷卻，直接熱態(tài)進(jìn)行離線高壓水沖洗，并且延長了沖洗時間，空預(yù)器1A、1B分別沖洗了24小時，直到煙氣側(cè)熱端人孔觀察到有高壓水冒出且煙道排放沖洗水不渾濁結(jié)束沖洗，沖洗結(jié)束后微開二次風(fēng)側(cè)出口門，烘干1小時后投運?？疹A(yù)器差壓明顯下降，與空預(yù)器堵灰前差壓相當(dāng)，同時送風(fēng)機和引風(fēng)機電流亦明顯下降，空預(yù)器一、二次風(fēng)熱風(fēng)溫度均有所升高，排煙溫度下降，沖洗效果明顯，解決了空預(yù)器堵灰的問題，降低了風(fēng)煙系統(tǒng)的阻力，保障了鍋爐的安全經(jīng)濟運行。

      硫酸氫氨在150-200℃處于液態(tài)，低于這個溫度處于固態(tài)，這就是空預(yù)器1A冷態(tài)高壓水沖洗效果不佳的原因。而熱態(tài)高壓水沖洗時由于硫酸氫氨處于液態(tài)更易清除，所以沖洗效果明顯，空預(yù)器差壓明顯下降。如表4所示。

      5 防止空預(yù)器堵灰的措施

      1)增加暖風(fēng)器，冬季時提高空預(yù)器冷端溫度，防止或減緩空預(yù)器低溫腐蝕，減少空預(yù)器的硫酸氫氨型積灰。由于暖風(fēng)器全年閑置時間較長，為避免暖風(fēng)器堵灰造成送風(fēng)機電耗上升甚至引起風(fēng)機失速的問題，建議#2機組采用旋轉(zhuǎn)式暖風(fēng)器，冬季結(jié)束停用暖風(fēng)器后，無需停運風(fēng)機即可通過手輪將暖風(fēng)器組旋轉(zhuǎn)90°豎立固定，降低送風(fēng)機出口阻力，消除原有暖風(fēng)器的差壓，減少送風(fēng)機電耗。

      2)在滿足NOX排放要求的前提下減少噴氨量，控制氨逃逸率，以減少空預(yù)器的硫酸氫氨型積灰。

      3)加強入爐煤的摻燒，降低煤的氮、硫含量。

      4)控制鍋爐氧量，保持合適的過量空氣系數(shù)，優(yōu)先運行中、下層磨組，降低NOX的生成量，減少SO3生成。

      5)避免長期低負(fù)荷運行。

      6)必要時增加空預(yù)器吹灰次數(shù)，空預(yù)器差壓1.0KPa以上時采用連續(xù)吹灰。

      7)定期進(jìn)行空預(yù)器高負(fù)荷時在線高壓水沖洗，以提高沖洗效果。沖洗時應(yīng)投入空預(yù)器上部吹灰槍，使空預(yù)器得到及時干燥，防止受熱面沖洗時粘灰。

      8)利用停爐對空預(yù)器進(jìn)行徹底水沖洗，并抽取受熱面以檢查沖洗效果。

      9)加強SCR噴氨量、氨逃逸、煙囪入口NOX、風(fēng)機電流、空預(yù)器電流和空預(yù)器差壓等參數(shù)的運行監(jiān)視工作。

      結(jié)論

      空預(yù)器堵灰不僅影響鍋爐運行的安全性而且使鍋爐效率顯著降低，因此在運行中應(yīng)加強監(jiān)視、調(diào)整和分析，制定出相應(yīng)的技術(shù)措施，保證設(shè)備具備良好的狀態(tài)，使空氣預(yù)熱器不發(fā)生堵灰現(xiàn)象。當(dāng)空預(yù)器發(fā)生堵灰可通過空預(yù)器熱態(tài)高壓水沖洗清除硫酸氫氨積灰，從而確保機組的安全經(jīng)濟運行。