空预器防堵综合治理

空预器防堵综合治理2014年10月国电泰州发电有限公司目录一泰州电厂简介二问题提出三设备改造特点四运行空预器防堵措施五实际运行情况六改造后存在主要问题一、泰州电厂简介一期工程建设两台1000MW超超临界燃煤机组，分别于2007年12月和2008年3月正式投产。锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司在日本三菱技术支持下，设计的超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、改进型低NOXPM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向双切圆燃烧方式。型号：HG-2980/26.15-YM2型。投产以来，因为空预器选型偏小，一直存在排烟温度偏高设计值12℃左右，影响锅炉效率。二期工程于2012年5月31日获得国家能源局的“路条”,今年9月19日核准，将建设两台1000MW超超临界二次再热燃煤发电机组，2015年“双投”。二、问题的提出当前，我国大气污染形势严峻，以可吸入颗粒物（PM10）、细颗粒物（PM2.5）为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出。随着我国工业化、城镇化的深入推进，能源消耗持续增大，大气污染防治压力继续加大。按照国家大气污染防治行动计划，到2017年，京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物分别下降25%、20%、15%左右。而我国以火电为主体的能源结构在30年内不可能得到根本转变，因此，如何降低火电厂污染物排放成为国家减排的首要目标。火电厂进行脱硝改造势在必行，但是安装SCR脱硝系统后，对空预器的运行主要有如下不利影响：1、在催化剂作用下，烟气中由SO2向SO3的转化率增加，即烟气中的SO3含量增加，同时烟气酸露点温度也将升高，用加剧了空气预热器的酸腐蚀和堵灰。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（ABS）凝结物：NH3＋SO3＋H2O→NH4HSO4硫酸氢氨在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢氨在146℃°—207℃温度范围内为液态；对于燃油、燃气机组，烟气中飞灰含量较低，硫酸氢氨在146℃—232℃温度范围内为液态。这个区域被称为ABS区域。液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器腐蚀、堵灰等，从而削弱预热器换热效果并危及机组正常安全运行。硫酸氢氨形成是有固定温度区域的，在预热器传热元件中该温度区域对应相应的位置区域统称为ABS区域。通过大量的实验得出结论，NH4HSO4形成的温度区域在：146℃—207℃LOWDUST146℃—232℃HIGHTDUST对于燃煤机组，ABS区域为距预热器传热元件底部381mm—813mm位置之间。3、与原空预器比较，SCR空气预热器的热端压差要增加约25%，空气预热器的漏风率随之增加约10%左右。三、设备改造选型特点为解决进行SCR改造后带来空预器可能发生堵塞问题，进一步降低排烟温度，减少空预器漏风，公司决定配套进行低低NOX燃烧器及空预器改造，目标是在不影响燃烧器防结、高温腐蚀、稳燃和燃烧效率的前提下，SCR入口NOX≤170mg/Nm3(6%氧量折算)，排烟温度降低15℃。1、低低NOX燃烧器改造主要特点1）在炉膛竖直方向，保留原有八个燃烧器组件不变，风室隔舱不变，一次风标高不变，拆除A-A风，在主燃区上方约7米处新增6层分离燃尽风SOFA，以获得足量的燃尽风量，SOFA喷口可同时做上下左右摆动。2）保留原有的PM燃烧器布置方式，仅更换一次风弯头及喷口，调整高度方向上浓煤粉与淡煤粉的布置次序，喷口改为中间带稳燃钝体的形式。3、取消上面两层油点火燃烧器，仅保留最下层油点火燃烧器。更换主燃区的二次风喷口，适当减小端部风喷口和中间助燃风喷口的面积；采用节点功能区技术，两层一次风喷口中间加装贴壁风；为了防止还原区水冷壁高温腐蚀，在OFA喷口两侧加装贴壁风。燃烧器的摆动机构保持不变，可以整体上下摆动20°。在炉膛水平截面方向，维持一次风射流方向不变，一次风仍旧为反向双切圆布置；除下端部风以外，其它二次风射流改为与一次风射流小角度偏置，反向切入方式，形成横向空气分级。2、空预器改造特点利用现有空气预热器结构进行改造，增大预热器的型号至34.5号，热端采用高效FNC板型,冷端采用防堵防腐DU3E板型为有效防止SCR脱硝装置对空气预热器带来的影响，应对SCR脱硝空气预热器的受热面结构做如下调整：（1）、空预器传热元件改为三段(热端加防磨层)，其中最主要的是使空预器冷端须涵盖液态NH4HSO4的生成温度范围，这样就避免了在硫酸氢氨沉积区域分段、空气预热器分段处局部堵灰状况的恶化造成的瓶颈。（2）、空预器冷端传热元件采用DU3E板型作为SCR系统中空气预热器下部元件的专用板型，该板型为封闭式（CLOSE）板型，非常有利于清除飞灰和粘结物。（3）、采用钢板镀搪瓷提高空预器冷段传热元件的抗粘附特性。搪瓷元件可以防止低温腐蚀，搪瓷表面比较光滑，受热元件不易粘污，即使粘污也易于清除。试验数据表明：氨逃逸率为3.3ppm时，搪瓷层换热元件表面的结垢只有非搪瓷镀层换热元件的15%；氨逃逸率为0.7ppm时，搪瓷层换热元件表面的结垢只有非搪瓷镀层换热元件的25%；因此采用镀搪瓷的换热元件是防止空气预热器低温段堵灰的有力措施。（4）、空气预热器冷、热端配置蒸汽和高压水双介质吹灰器。吹灰压力为1.0MPa-1.37MPa,介质为310℃以上的过热蒸汽，高压水参数为压力15-20MPa,流量为10~15T/H，以保持空预器传热元件的清洁。（5）、为防止漏风扩大，除热端采用常规LCS控制外，冷端也采用LCS控制。四、运行措施1、严格控制SCR烟气中氨气逃逸率平均值＜2ppm。2、空预器每班两次自动方式吹灰，采用本体汽源，压力1.0MPa，并记录吹灰前后空预器压差、排烟温度变化。3、加强空预器压差监视，压差增大100Pa时增加吹灰一次；当增加吹灰次数不能阻止压差继续增大时及时汇报专业。4、燃用典型褐煤：热值3300大卡/千克、收到基灰分10%、收到基硫份0.45%，理论计算酸露点为100℃，排烟温度按＞100℃控制，低于此值投热风再循环。煤质收到基灰分每增加1%，酸露点降低0.8℃，即收到基灰分每增加1%，排烟温度在100℃基础上可降低0.8℃控制；收到基硫份每增加0.1%，酸露点升高0.6℃，即收到基硫份每增加0.1%，排烟温度在100℃基础上提高0.6℃控制；热值影响不大，不作考虑。5、燃用典型印尼煤：热值3800大卡/千克、收到基灰分6%、收到基硫份0.30%，理论计算酸露点为105℃，排烟温度按＞105℃控制，低于此值投热风再循环。煤质收到基灰分每增加1%，酸露点降低2℃，即收到基灰分每增加1%，排烟温度在100℃基础上可降低2℃控制；收到基硫份每增加0.1%，酸露点升高1.5℃，即收到基硫份每增加0.1%，排烟温度在100℃基础上提高1.5℃控制。6、掺烧褐煤或印尼煤各三台磨煤机以上排烟温度按褐煤或印尼煤控制。7、经脱硝改造的空预器压差超过设计值50%（0.65KPa）或未达到该值，但已经影响机组带负荷或引风机运行安全，即为严重堵灰，投用高压水冲洗。五、实际运行情况1、低低NOX燃烧器改造·项目单位技术合同要求参数目前运行参数备注SCR入口NOX浓度mg/Nm3≤1702056%氧量折算,11月1-20日平均数据，负荷750MW，下同。SCR入口CO浓度µL/L≤10049飞灰含碳%＜2%1.53实际化验数据汽温℃达到设计值主汽温：600再热汽温：603过热器减温水量20t/h(设计203t/h)稳燃能力MW≯300MW冷态等离子点火需投油助燃无高温腐蚀运行中无法观察无严重结渣结渣情况一般，但燃用神混时角严重2、空预器改造项目单位技术合同要求参数目前运行参数（1000MW）备注排烟温度（漏风修后）℃125.4115.01方天实测数据，达到要求。热一次风温度℃≥334329.40平均值，达到要求热二次风温度℃≥345340.60平均值，达到要求一次风阻力Pa990770/700平均值，达到要求二次风阻力Pa762600/630平均值，达到要求烟气侧阻力Pa≤10801140/1390平均值，偏大漏风率%≤54.61/4.89/六、改造后存在主要问题低低NOX燃烧器改造后，A层燃烧器在启动时等离子点火难度增大，需要油枪助燃1-2小时才能稳定运行，以前从没出现过此工况–燃烧器防结焦性能即使在燃烧器设计上已经考虑了偏置二次风，燃烧器本身及附近水冷壁区域结焦仍比改造前偏严重。–锅炉汽温特性低低NOX燃烧器改造后，过热汽基本不投用减温水才能达到额定值，而再热汽减温水量改造前为1-2T/H，改造后达到10T/H，明显增大，严重影响机组运行效率。机组变工况运行时汽温调节难度很大，发生RB时跌汽温已不可避免。–燃烧效率燃烧器改造后，飞灰、炉渣分别平均达到1.5%、3.2%，比改造前分别增加约一倍。4、#1、2炉炉侧后墙存在较严重的高温腐蚀。八角双切圆锅炉燃烧器布置在前后墙上，存在所谓的“热角”,进一步加强分级燃烧后，该问题更为突出，特别是后墙#5、8角附近水冷壁存在较严重的局部高温腐蚀。因此，如果本身就是低NOX燃烧器，要进一步改造需要谨慎，防止解决一个问题有衍生另一个更头疼的问题。增加脱硝系统后，空预器防堵成为一项很重要的预防性工作。泰州电厂在进行脱硝改造时，全面考虑，系统规划好，彻底解决这难题，相关经验希望对大家有所借鉴。18