燃煤电厂SCR脱销法对空预器堵塞的预防和处理

燃煤电厂SCR烟气脱硝技术改造后空预器堵塞的预防及处理

魏学静

摘要:本文主要介绍了燃煤电厂SCR烟气脱硝技术改造后空预器的改造,并且对于空预器运行中出现的堵塞问题提出了预防及处理措施。

关键词:燃煤电厂、空气预热器、堵塞

前言

中国是一个以煤炭为主要能源的国家,煤在一次能源中占75%,其中84%以上是通

过燃烧方法利用的。燃煤电厂排放的污染物主要为烟气中烟尘、硫氧化物(SOx)、氮氧化物(NOx)和CO2。2011年10月17日国务院颁布的《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》(国发〔2011〕35号)明确要求,“继续加强主要污染物总量减排。对电力行业实行二氧化硫和氮氧化物排放总量控制,继续加强燃煤电厂脱硫,全面推行燃煤电厂脱硝,新建燃煤机组应同步建设脱硫脱硝设施”。《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)已于2011年7月29日正式发布。按照新标准的要求,到2014年7月1日,现有未安装烟气脱硝装置的燃煤发电锅炉机组,要进行脱硝改造,NOx排放浓度达到限值要求100mg/Nm3 (200mg/Nm3 )。根据河北省人民政府办公厅《河北省人民政府办公厅关于下达燃煤电厂企业烟气脱硝限期治理任务的通知》办字【2011】146号,“十二五”期间,烟气脱硝不达标的电力企业要求进行限期治理。

河北华电石家庄裕华热电有限公司为2×300MW上海锅炉燃煤锅炉机组,此烟气脱硝装置配置在两台蒸发量为1025t/h亚临界燃煤锅炉。公司分别于2013年和2014年对两台锅炉进行了技术改造,技术改造分为两部分,一是对炉内燃烧器改造为低氮燃烧器,二是加装炉后脱硝反应装置,裕华热电炉后脱硝为选择性催化还原法(SCR);脱硝装置采用纯氨作为还原剂,由液氨供应系统供应。

裕华热电进行脱硝技术改造后,烟气排放已经达到超低排放标准,但是运行中也出现过各种问题,其中以空预器堵塞问题较为严重,通过运行中不断摸索调整总结,裕华热电总结出了针对于空预器堵塞问题的预防及解决方法。

1 脱硝改造后空预器堵塞的预防

1.1 空预器的改造

裕华热电锅炉尾部配有两台三分仓容克式空气预热器,型号为2-29VI(T)-2305(2440)SMR。为配合锅炉的SCR改造,结合锅炉扩大性小修对锅炉两台空气预热器进行改造,以适应SCR系统运行后对空气预热器的要求。空预器设计、改造主要为解决脱硝改造后:1)烟气中由SO2向SO3的转化率增加,即烟气中的SO3 量增加,烟气酸露点温度增加,由此加剧空气预热器的酸腐蚀和堵灰的问题。2) SCR 脱硝系统中的逸出氨(NH3)

与烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢铵凝结物,加剧换热元件的腐蚀和堵灰的问题。3)与增加脱硝系统前相比,空预器脱硝改造后的热端负压要增加约1000Pa左右,空预器的漏风率会在原有的基础上增加约 1%左右,空预器改造后应保证漏风率处于较低水平。4)由于SCR 空气预热器热端压差的增加,空气预热器主要结构件的强度和刚度须给以必要的加强。

将中温段和冷端传热元件合并为冷端,使其涵盖液态硫酸氢铵的生成温度区域,采用脱硝预热器专用板型,提高冷端的防堵灰、防腐蚀的能力。同时,改造空预器侧向外壳上的长检修门及相关部件,确保改造后冷端传热元件能够从空预器侧面拉出进行冲洗。热端传热元件采用传热效率高的板型,维持原来的热力系统,修复空气预热器停转报警装置,确保该系统正常使用。修复空气预热器火灾报警装置,确保该系统正常使用。将空预器冷端传热元件栅架更换为耐磨性能好的材质,确保两个大修周期正常使用。原有吹灰系统进行核算,增加蒸汽和高压水双介质吹灰器,以满足空预器运行要求。原空预器的传动方式、支撑形式、空预器壳体、烟风道接口等应保持不变。对空预器进行改造即更换原有空预器换热元件,并对转子进行改造,调整并优化换热元件各段的高度,冷段要涵盖整个NH4HSO4产生的温度区间范围,同时满足原锅炉空预器设计的各性能参数要求。空预器低温段的换热元件在结构上应不易堵灰或挂灰,并易于清洗。低温段传热元件采用涂有搪瓷的钢板,钢板材质为专用搪瓷钢,钢板厚度不小于0.80mm,选用合适的封闭大通道波形,综合考虑换热面高度、换热片间距,使其具有容易清洁的表面和良好的防堵塞性能。更换单一换热元件时,不会影响其它换热元件。传热元件的形状和构造应能保证吹灰和清洗效果。传热元件具有良好的换热能力,换热面积应足够大,保证空气预热器排烟温度不上升。

1.2 运行中预防空预器堵塞的方法

1.2.1减少喷氨量

根据设计,锅炉在ECR工况及烟气中NOx含量为550mg/Nm3时,保证单台机组的液氨耗量225kg/h。但是受锅炉负荷、燃煤参数的影响,SCR入口氮氧化物并不稳定,尤其在锅炉负荷大幅度变化或者燃煤品质的变化,造成氮氧化物的波动。这就需要我们配合燃烧的调整来控制SCR入口NOx的含量从而达到降低喷氨量的目的。具体方法有a、降低锅炉过量空气系数在合理的氧量控制范围,保持较低氧量运行。例如在锅炉900t/h主汽流量时,锅炉氧量从3.9%降到3.2%,SCR入口NOx由660mg/Nm3降至590mg/Nm3。根据运行实验及调整经验,在锅炉不同负荷时的氧量控制如下表:

表1 裕华#1炉和#2炉氧量调整要求

蒸发量t/h 880-980 784-880 686-784 588-686 490-588 #1炉氧量>3.8% >4% >4.2% >4.5% >4.8% #2炉氧量 4.0-4.4 4.0-4.4 4.7-5.7 4.7-5.7 5.2-6.2

b、降低燃烧中心适当降低燃烧中心能降低锅炉出口烟气中NOx含量。例如锅炉主汽流量850t/h时,如果投六层粉,锅炉出口NOx控制在650mg/Nm3左右,而如果运行五层粉,锅炉出口NOx能控制在590-520mg/Nm3之间。

c、制粉系统运行的影响在一定的锅炉负荷下,制粉系统运行台数直接影响锅炉出口NOx 的排放。例如裕华机组#1炉锅炉主汽流量在850t/h时,由三套制粉系统减少为两套制粉系统运行运行,锅炉出口NOx可由600-650mg/Nm3降至520-570mg/Nm3之间。而#2锅炉出口NOx可由590-550mg/Nm3降至490-520mg/Nm3之间。所以合理的调配锅炉制粉系统的运行方式对于喷氨量的控制是很有效的。另外还可以通过调整制粉系统的通风量来控制三次风量,达到控制锅炉出口NOx含量。例如调整#1炉1C制粉系统,排粉机入口挡板由100%关至52%,再循环风门由25%开至40%,制粉系统出力47t/h不变的情况下,锅炉出口NOx可降低100mg/Nm3左右。

d、降低一次风压一次风压能满足送粉要求即可,降低一次风压可保证锅炉主燃烧区煤粉的浓度,提高主燃烧区产生的NOx被还原的比例。

e、控制煤粉细度合理的煤粉细度能保证煤粉在主燃烧区的燃烧,防止未燃烧完全的煤粉进入还原区及燃尽区燃烧,造成锅炉出口NOx含量增大。

1.2.2 空预器吹灰

空预器运行中定期执行吹灰制度,在空预器差压增大时可适当加强吹灰次数。空预器吹灰时应充分疏水,疏水温度达到150℃时再进行吹灰操作。

2 空预器堵塞后的处理

裕华热电进行SCR烟气脱硝技术改造后,由于运行中各种因素影响,#1炉空预器A侧曾经严重堵塞,一次风机侧压差最大达到2.9kpa,(正常运行时0.8kpa),由于空预器堵塞,造成引风机在低负荷时抢风严重,引风机电流摆动达到60A,炉膛负压摆动最大能达到

600pa,严重的影响了锅炉燃烧的稳定。由于炉膛负压摆动造成锅炉小油枪频繁自动投入,造成燃油量大幅增加。为了解决这一难题,裕华热电公司先后采用了在线高压水冲洗、锅炉高负荷连续运行、空预器冷端连续吹灰、提高排烟温度,调整AB侧送风量等措施,经过不懈的努力,最终缓解了空预器的堵塞问题,成功的将空预器的差压降了下来。

2.1空预器在线高压水冲洗的影响效果进行分析

空预器在线高压水冲洗的时间为2015年8月26日~8月29日和2015年9月9日~9

月14日两次,由于第一次冲洗过程中每天冲洗时间较长,我们选取这一次的数据进行比对得到表2。

表2

时间指标最大值最小值平均值

通过表2数据对比分析可以看出,高压水冲洗前后,空预器差压无明显降低趋势,同时空预器水冲洗受负荷和排烟温度限置较大,每日可冲洗时间较短,所以空预器在线高压水冲洗的方法对缓解空预器堵塞问题无明显效果。

2.2锅炉高负荷连续运行的影响效果进行分析

采集2015年11月15日~11月23日的数据和供热期前15天数据,通过对机组负荷率、锅炉蒸发量、排烟温度、喷氨量、喷氨单耗、炉膛出口NOx和煤质等数据进行对比形成表3和表4

表3

时间指标最大值最小值平均值

10.25~11.14 (供热前)

负荷率% 99.73 63.41 79.14 蒸发量t/h 1010.08 571.57 812.40 A侧排烟温度℃152.73 108.96 137.02 一次风差压kPa 3.68 0.68 2.35 二次风差压kPa 3.22 0.83 2.03 A侧喷氨量Kg/h 206.36 6.23 87.26 A侧喷氨单耗Kg/t 0.278 0.008 0.118 出口NOx mg/m31114.07 383.34 664.85 硫分% 1.43 1.19 1.265 挥发份% 17.9 16.6 17.25

表4

8月1日~8月3日(未冲洗)

负荷率% 79.16 49.40 60.29 蒸发量t/h 783.30 461.59 580.56 A侧一次风差压kPa 2.25 1.16 1.52 A侧二次风差压kPa 2.29 0.96 1.38

8月30日0点~9月1日0点(冲

洗后)

负荷率% 81.70 49.48 58.74 蒸发量t/h 786.77 454.52 553.57 A侧一次风差压kPa 2.50 1.32 1.70 A侧二次风差压kPa 2.49 0.99 1.34

时间指标最大值最小值平均值

11.20~11.23 (供热期间)

负荷率% 95.42 69.27 84.79 蒸发量t/h 1003.13 701.88 907.77 A侧排烟温度℃150.94 132.69 145.10 一次风差压kPa 3.51 1.51 2.46 二次分差压kPa 3.01 1.01 2.12 A侧喷氨量Kg/h 206.35 37.83 96.46 A侧喷氨单耗Kg/t 0.224 0.041 0.105 出口NOx mg/m3 899.36 462.73 649.82 硫分% 1.323 1.113 1.241 挥发份% 17.313 16.027 16.691

由表3、表4的对比可以看出,进入供热期后,机组蒸发量明显高于供热期前,虽然环境温度下降,但由于暖风器的投入和机组蒸发量的升高,使得排烟温度有显著提高,入炉煤挥发份均值降低了0.564%,但锅炉连续高负荷运行使得锅炉出口NOx最大值时降低了214.71mg/m3,喷氨单耗下降0.054Kg/t,空预器堵塞情况略有好转,空气侧差压约降低了0.2kPa。

2.3空预器冷端连续吹灰的影响效果进行分析

空预器冷端连续吹灰时间:第一次为2015年11月23日~25日,A侧空预器冷端连续吹灰72小时,第二次为12月4日~6日,B侧空预器冷端连续吹灰72小时,分别采集两次吹灰前、吹灰中和吹灰后的空预器差压形成表5和表6。

表5

A侧空预器连续吹灰11.20—11.22

(未吹灰)

11.23—11.25

(吹灰中)

11.26—11.28

(吹灰后)

一次风差压

kPa 最大值 3.51 2.97 2.49 最小值 1.51 1.29 1.20 平均值 2.46 2.04 1.85

二次风差压

kPa 最大值 3.01 2.56 2.10 最小值 1.01 0.94 0.70 平均值 2.12 1.68 1.49

表6

B侧空预器连续吹灰12.1—12.3

(未吹灰)

12.4—12.6

(吹灰中)

12.7—12.9

(吹灰后)

一次风差压最大值 2.26 2.12 1.83

kPa 最小值 1.28 1.09 0.93 平均值 1.81 1.50 1.39

二次风差压

kPa 最大值 2.04 1.85 1.70 最小值 1.18 0.75 0.89 平均值 1.56 1.23 1.25

由表5表6对比可以看出,经过空预器冷端连续吹灰,A、B侧空预器差压最大值,最小值和平均值均有降低,其中A侧空预器烟气侧差压平均值降低约0.63kPa,B侧空预器烟气侧差压平均值降低约0.31kPa,效果显著。

2.4提高排烟温度的影响效果进行分析

采集2015年11月8日0:00~2:40和11月13日9:00~21:00两个时段的数据,两个时段机组蒸发量相近,通过对机组排烟温度和空预器压差的数据进行对比形成表7。

表7

指标11月8日0:00~2:40 11月13日9:00~21:00 蒸发量t/h 796 811

左侧排烟温度2点℃133 142

右侧排烟温度2点℃130 144

1A一次风侧差压kPa 2.5 2.3

1A二次风侧差压kPa 2.3 2.2

1B一次风侧差压kPa 1.9 1.6

1B二次风侧差压kPa 2.0 1.9

由表7对比可以看出,提高排烟温度到140℃以上可以有效抑制硫酸氢铵的发生,空预器差压得以降低。但近两个月暖风器的缺陷频繁发生,需多次解列暖风器,建议今后运行和检修人员重点检查暖风器及相关设备。

2.5调整A、B侧送风量的影响效果进行分析

表8

指标两台送风机电流相同两台送风机电流不同蒸发量t/h 965 963 1A一次风侧差压kPa 2.5 2.4

1A二次风侧差压kPa 2.5 2.5 送风机电流A 1A:70/1B:70 1A:60/1B:70

通过表8对比,可以看出调整A、B侧送风量对缓解空预器差压无明显作用。

通过以上几种方法的对比分析,采取合适有效的方法能成功处理空预器堵塞的问题。

总结和建议:

a严格控制入炉煤的指标:干燥无灰基挥发份17-20%,硫份<1.4%。

b排烟温度的控制:排烟温度控制在140℃~145℃范围内,运行人员将暖风器及辅助设备的检查列为重点检查内容,检修人员定期维护,确保其可靠。

c空预器烟气侧压差1.5KPa~2.5KPa时

排烟温度控制在140℃~145℃范围内,空预器吹灰方式为每班热端吹灰2次,冷端吹灰4次。

d空预器烟气侧压差>2.5KPa时

提高机组蒸发量800t/h以上,排烟温度控制在140℃~145℃范围内,空预器冷端连续吹灰72小时,效果不明显可以冷端连续吹灰168小时。或者采用机组蒸发量800t/h以上,空预器在线高压水冲洗。但空预器冷端连续吹灰容易导致空预器冷端蓄热元件吹损,检修时会面临大量更换蓄热元件,增大检修成本,不建议经常此项操作。解决喷氨不均问题才是解决空预器堵塞的根本办法。

3总结

燃煤电厂烟气脱硝SCR技术改造后,空预器堵塞的预防与处理是一个常见又比较重要的问题。在运行中找到适合本厂的一套行之有效的方法是比较必要的。我们要加强运行中经验的摸索与数据的分析,供同类电厂交流学习。

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