SCR超低排放后空预器堵塞的原因预防及处理

超低排放后空预器堵塞的原因、预防及处理第1页共10页SCR超低排放后空预器堵塞的原因、预防及处理艾增栋高立涛（河北西柏坡发电有限责任公司）【摘要】：为了适应环保新要求，SCR超低排放改造后，由于硫酸氢氨堵塞空预器，造成空预器压差偏大，引起风机耗电增加、喘振失速等问题，必须对空预器进行升温或在线水冲洗。经过多次升温消除空预器堵塞和在线水冲洗，积累了经验。本文介绍了这两个过程，分析了危险点及采取的措施。【关键词】：空预器堵塞升温消除硫酸氢氨堵塞在线水冲洗河北西柏坡发电有限责任公司330MW锅炉为北京巴布科克·威尔科克斯（B&WB）有限公司生产的B&WB—1025/18.3—M型锅炉，预热器为29VI（T）–1676（1778）MOD型（Φ10.33米）容克式三分仓空气预热器，原设计为上海锅炉厂产品，后由豪顿华进行了密封改造。每台炉配2台空气预热器。空气预热器发生堵灰，会引起一次风、二次风风压增大、炉膛负压难以维持，并出现摆动现象，摆动周期与空气预热器旋转时间相吻合，严重时导致送、引风机发生喘振、一次风压大幅周期波动，一次风管有堵塞危险，严重影响燃烧安全。空气预热器堵灰还会造成锅炉排烟温度升高,风烟系统阻力增加，一次风、二次风正压侧和烟气负压侧的压差增大，增加了空气预热器漏风，堵灰严重还会影响锅炉的带负荷能力。1.空预器堵塞的一般原因1.1锅炉燃煤煤种不符合设计值超低排放后空预器堵塞的原因、预防及处理第2页共10页煤种含硫量过高，会引起烟气露点的降低，导致空预器冷端结露而造成腐蚀。燃煤低位发热量过低，会造成燃煤量、烟气量增大，增加了空预器阻力。灰分过高，造成锅炉各受热面积灰及磨损严重。挥发分过高，引起灰熔点下降，更容易结焦。1.2锅炉启动时制粉系统投入不当锅炉启动过程中，采用小油枪点火，或是启动磨煤机时，炉膛温度低，煤粉燃烧相对较差，势必会造成飞灰可燃物大量增加。大量或者长时间投运油枪时，未燃尽的油污及未燃烧的煤粉进入空预器增加了堵灰的风险。1.3空预器吹灰介质未达到设计值空预器采用蒸汽吹灰时，疏水不畅或时间过短，造成空预器吹灰蒸汽过热度不足，吹灰效果差。有资料指出，空预器吹灰蒸汽过热度应保持在111-130℃。空预器吹灰器故障、减压阀调节性能不好，蒸汽带水，不但减弱吹灰效果，严重时还会在高温下与积灰泥化板结。1.4吹灰蒸汽阀门不严泄露锅炉空预器吹灰进汽阀门不严密，导致水蒸气漏入空预器内部，导致空预器堵塞。故此，在每次停炉时，对空预器吹灰进汽阀进行检查处理，能有效避免此原因导致的堵塞发生。1.5空预器水冲洗不彻底锅炉每次停炉后，都要进行空预器水冲洗，冲洗过程一定要彻底，可采用透光法等手段进行检查，避免冲洗不彻底，否则会在极短时间内加重堵塞，失去冲洗的意义。2.SCR超低排放对空预器的影响自脱硝投运以来，空预器压差偏大，而在实行超低排放后，这一现象更加突出。高负荷时达到2.5KPa以上，吹灰器投运后效果不明显，原因分析如下。2.1空预器硫酸氢氨堵塞燃煤锅炉炉膛内烟气中的SO2约有0.5％～1.0％被氧化成SO3。加装SCR系统后，催化剂在把NOx还原成Ｎ２的同时，将约1.0％的SO2氧化成SO3。SCR反应器出口烟气中存在的未反应的逃逸氨（NH３）、SO３及水蒸气反应生成硫酸氢氨或硫酸氨：ＮＨ３＋ＳＯ３＋Ｈ２Ｏ→ＮＨ４ＨＳＯ４２ＮＨ３＋ＳＯ３＋Ｈ２Ｏ→（ＮＨ４）２ＳＯ４超低排放后空预器堵塞的原因、预防及处理第3页共10页当烟气中的ＮＨ３含量远高于SO3浓度时，主要生成干燥的粉末状硫酸氨，不会对空预器产生粘附结垢。当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度时，主要生成硫酸氢氨（ABS）。国内部分进行烟气脱硝改造机组对空预器低温段元件镀搪瓷，空预器冷段换热元件即使采用镀搪瓷元件，如果没有有效的吹灰清洗装置相配套，同样会发生严重的堵灰。搪瓷镀层能显著降低硫酸氢氨的结垢速率，但如镀层因加工质量而损裂，将不利于防止硫酸氢氨的吸附。2.2氨逃逸浓度过高氨逃逸浓度越大，空预器阻力增加的越快。烟气脱硝装置运行过程中，除了极端工况造成短时间内过量喷氨外，当氨喷射系统设计不当、烟气流场分布不均匀或者喷氨格栅局部喷嘴被堵塞时，也会造成反应器出口局部区域的氨逃逸过量。不同程度的氨逃逸是造成空预器堵塞的主要原因。对于烟气脱硝装置，除通过氨喷射系统、导流系统、混合系统的设计提高烟气流场的分布均匀性外，日常运行过程中，还需严格控制喷氨量，防止过度喷氨，并定期进行氨喷射系统的喷氨流量平衡调整，防止局部喷氨过大造成氨逃逸浓度升高。3.空预器堵塞的预防为了更好地控制空预器堵塞情况，必须采取技术手段，杜绝空预器堵塞的原因，从根本上降低或者杜绝空预器堵塞情况发生。3.1SCR超低排放前的一般手段3.1.1冬季加强暖风器综合治理利用停炉机会对暖风器进行改造，以彻底解决因暖风器疏水不畅通引起振动而引起内漏。可考虑对暖风器进行改造，进汽端比疏水端提高了约300mm左右，可以缓解了暖风器泄漏几率。在暖风器处都增加了玻璃观察窗，以方便运行过程中检查暖风器是否内漏。3.1.2制粉系统投运时尽量满足着火能量机组每次停运时，在条件允许的情况下，尽量将安装有等离子点火装置的磨煤机对应煤斗烧空，并在下次机组启动前将该煤斗配上发热量大于4500kcal/kg，挥发份较高的煤种，超低排放后空预器堵塞的原因、预防及处理第4页共10页同时等离子磨煤机启动前应保证二次风温大于200℃，以减少制粉系统启动初期大量不完全燃烧产物的生成，从而抑止空预器堵灰的发生。3.1.3加强省煤器输灰系统综合治理锅炉日常运行中加强省煤器灰斗料位的监视和控制，一旦发现高料位，立即联系检修进行处理。同时利用停炉机会，检查省煤器灰斗真实料位，彻底疏通输灰管线。3.1.4对空预器要进行定期吹灰且吹灰蒸汽要保证足够的过热度吹灰至少每8小时进行一次，如果发现空预器差压有上升趋势，应缩短吹灰时间间隔。吹灰程序控制必须采取疏水温度控制，不能通过时间简单判断疏水是否干净，必要时进行疏水管路改造以确保空预器吹灰效果。3.1.5加强吹灰阀门的综合治理每次停炉后对空预器吹灰进汽阀和吹灰枪进行检查处理，保证运行中不发生湿蒸汽泄漏到空预器换热元件上。3.1.6高压水冲洗要彻底空预器冲洗热段一般采用消防水喷淋，冷端采用高压水枪冲洗，通过抽检中温端换热元件干净程度以确定冲洗质量是否合格，正常两台空预器冲洗合格需要进行60小时左右。冲洗结束后一定要进行充分干燥，防止启动时大量灰粒粘贴到换热元件。3.2SCR超低排放后的预防手段3.2.1合理控制喷氨量合理控制SCR出口参数，避免过调。根据设计条件，每台炉SCR系统都有设计最大喷氨量，当自调或人工调整时，应当注意不要高于此限值，若是自由大量喷氨才能将Nox降低到超低排放值，应考虑其他方面的影响，不应仅靠过喷氨量来实现。3.2.2加强对喷氨格栅均匀性的调整制定喷氨格栅定期调整试验机制，每次检修或每半年均应对喷氨格栅进行一次优化，防止喷氨不均匀造成反应效率下降，浪费氨气的同时造成空预器硫酸氢氨堵塞。3.2.3控制氨逃逸浓度运行中加强对氨逃逸浓度的监视，发现氨逃逸浓度异常升高，应立即降低喷氨量，查找原因，若因喷口堵塞或脱落，应及时修复，避免长时间不均匀运行。3.2.4定期更换催化剂层建立各炉催化剂台账，对催化剂进行全寿命管理，及时更换失效的催化剂，保证脱硝反应效率。超低排放后空预器堵塞的原因、预防及处理第5页共10页3.2.5预防空预器压差增大定期工作因脱硝超低排放及当前脱硝调节系统特性问题，对于因氨量瞬间过大造成硫酸氢氨堵塞空预器情况时有发生，为了预防空预器及风烟系统的安全、经济运行，应该制定定期工作，各单元机组均应按规定认真执行。3.2.5.1每月20日中班，选取负荷大于80%阶段（250MW、480MW），进行两个小时空预器升温工作，A、B两侧分别进行。3.2.5.2减小送风量（或增大引风机开度）以提高该侧烟温至160~170℃之间，注意最高点不能超过170℃（针对布袋除尘器，排烟温度不可超过180℃，若无此限值，则应升高至230℃更佳）。3.2.5.3每年10月底至4月初暖风器转入运位后，升温期间利用该侧暖风器，根据烟温变化情况和预热器电流变化情况提高送风温度至30~40℃之间，其余时间不用投入暖风器。4.升温消除空预器压差增大方法及注意事项锅炉运行中，预热器阻力超过1.5KPa，应开始执行以下措施：4.1投入该侧暖风器，根据烟温变化情况和预热器电流变化情况提高送风温度至30~40℃之间（暖风器停运期间除外）。4.2减小送风量（增大引风机开度）以提高该侧烟温至160~165℃之间，注意最高点不能超过170℃（针对布袋除尘器，排烟温度不可超过180℃，若无此限值，则应升高至230℃更佳）。4.3加强预热器蒸汽吹灰频次（投入空预器蒸汽连续吹灰），直至阻力下降至1.3KPa（75%以上负荷）以下。4.4同一单元两台机组不可同时进行升温工作，20日完不成，可以由21日中班完成，月末上报绩效分炉分AB侧统计。4.5加强监视烟温测点，尤其在负荷变化及启停磨期间，确保排烟温度测点最高点不得超过170℃。4.6调节送吸风量应缓慢进行，温升5~10℃暂停调节稳定20分钟以上，方可继续升温。注意调节烟温变化速率。4.7加强对空预器电流监测，预热器电流一般不得超过正常值5A以上，否则稳定烟温待空预器受热均匀，电流回落方可继续升温。超低排放后空预器堵塞的原因、预防及处理第6页共10页4.8升温期间制粉系统尽量保持稳定。5.空预器在线水冲洗方法及注意事项为了防止空预器的硫酸氢氨堵塞，部分单位在SCR改造之初，就对空预器吹灰器进行了改造，但鉴于运行风险，很少有人使用。我公司已经将空预器吹灰器改造为双介质吹灰器，经过与豪顿华公司协商，同意进行空预器在线冲洗，现已对我公司多台机进行了多次冲洗，积累了一定的经验。下面以#2机组为例对冲洗过程进行阐述，对危险点控制进行分析。5.1冲洗过程：5.1.1空预器在线冲洗由生产部锅炉专工主持，锅炉车间负责，豪顿华工程有限公司提供技术支持；冲洗过程由发电部负责。5.1.2保持机组冲洗时负荷在280MW，最低不能低于260MW。5.1.3检查高压水管路上的阀门、法兰、接头的严密性。5.1.4将高压水泵入口两只过滤器的滤芯拆下进行清洗，并打开水泵入口阀门，对进水管道进行排污冲洗。5.1.5将高压管路上过滤器的滤芯拆下进行清洗，并对过滤器前的高压管道进行冲洗。5.1.6检查高压水泵电机和就地控制柜绝缘合格并送电。5.1.7确保高压水泵水源压力达到3~8bar，气动卸荷阀仪表气源稳定。5.1.8吹灰器控制柜上电后，空枪走行一遍，确保走行过程正确无误。5.1.9保证吹灰器操作人员和高压水泵操作人员之间联络的畅通。5.2冲洗流程：两台空预器的高压水冲洗不能同时进行，应逐台冲洗。以下流程以A侧冲洗为例，B侧与此相同。5.2.1疏通烟道排污口由于我公司空预器烟道下方灰斗和排灰管维护不到位，冲洗过程中产生的灰浆将无法排出，应在冲洗前采取排污措施。在烟道下方正对吹灰器的位置左、右各装设一根DN250的排灰管，并安装阀门，同时在烟道靠近底面处开设门孔，用于在冲洗过程中监视烟道中的积灰和排污情况。5.2.2切换管路阀门至合适位置超低排放后空预器堵塞的原因、预防及处理第7页共10页关闭高压水管路中通往#1机组的阀门，打开通往#2机组的阀门和通往#2机A侧的阀门，关闭通往#2机B侧的阀门关闭。还要关闭A侧底部蒸汽进口管道上的阀门，防止高压水冲洗时将蒸汽带入。5.2.3启动高压水泵高压水泵可远方或就地操作，以下仅以就地操作为例。在就地控制柜上启动高压水泵（#1和#2机组共用一台高压水泵），就地控制柜带有逻辑控制功能，在程控作用下，水泵启动40-60S后气动卸荷阀自动关闭，然后人工调节带有红色手柄的调压阀，将水泵缓慢升压至20MPa。5.2.4启动吹灰器高压水在线吹扫吹灰器可远方或就地操作，以下仅以就地操作为例。在吹灰器就地控制箱上将密封风机停止，选择“高压水在线吹扫”并启动，就地控制箱柜带有逻辑控制功能，在程控作用下，吹灰