1空氣預熱器阻力高原因分析
安慶電廠2×1000Mw超超臨界燃煤發(fā)電機組(#3、#4機組)每臺鍋爐配備兩臺由東方鍋爐廠提供的型號為LAP17286/2350的空氣預熱器,轉子直徑小17286mm,傳熱元件總高度2350mm,自上而下分別為300mm、1000mm、1050mm,冷段1050mm蓄熱元件為搪瓷件,采用脫硝空預器專用板型,熱段和中溫段蓄熱元件為優(yōu)質低碳鋼。每臺空預器金屬重量約1380t,其中轉子重量約953t?？疹A器為垂直軸受熱面回轉式,三分倉結構,對稱布置于鍋爐尾部豎井的鋼結構上,空預器旋轉方向依次為煙氣側、一次風側、二次風側。安慶電廠2×1000Mw超超臨界燃煤發(fā)電機組分別于2015年5月、6月投運,空預器設計差壓為不大于1.45kPa。#3機組投產初期空預器滿負荷實際運行差壓為1.7/1.9kPa,投產一年后滿負荷運行差壓為1.9/2.0kPa,并有持續(xù)增長趨勢。極端情況下,#4機組空預器阻力經冬季低溫環(huán)境運行后,最大壓差達到3.2kPa。脫硝裝置投運后,由于氨逃逸不可避免,逃逸氨和煙氣中sO3反應生成的硫酸氫銨在空預器中、低溫段凝結,造成空預器積灰堵塞,煙氣差壓升高,堵塞最終使得引風機運行狀況惡劣,電流上升,嚴重影響機組運行經濟性和安全性,主要體現(xiàn)在以下幾方面:
(1)影響換熱效率,排煙溫度升高。當蓄熱元件表面附灰后,灰分的導熱率遠小于金屬蓄熱元件,影響煙氣和蓄熱元件之間的換熱,當某一區(qū)域內蓄熱元件間隙被完全堵死后,該區(qū)域內蓄熱元件完全失去換熱作用,換熱效率降低,排煙溫度上升,鍋爐效率降低。
(2)冷端蓄熱元件損壞嚴重。由于空預器冷端堵灰,而蒸汽吹灰器伸縮管在接近中心筒區(qū)域停留時間較短,無法有效吹掃,長期的結露粘灰板結造成空預器內三圈蓄熱元件腐蝕堵塞嚴重,煙氣阻力值最高。
(3)堵灰較為嚴重時,勢必要增加蒸汽吹灰次數(shù)和吹灰時長,這樣會加劇蓄熱元件的吹損,縮短使用壽命,增加蒸汽消耗量。
(4)空預器堵塞和低溫省煤器腐蝕后堵塞同時發(fā)生時,引風機入口差壓長期高限運行,而風機設計裕量偏小,限制了機組帶負荷能力,嚴重時會引起風機失速甚至機組非停。同時,引風機入口煙道長期處于高負壓下運行,易造成煙道膨脹節(jié)及設備損壞。
(5)空預器差壓升高,在被追提高風機出力時,增加了廠用電率。
(6)因空預器蓄熱元件嚴重堵塞,煙氣差壓高危及機組安全穩(wěn)定運行,需要頻繁進行在線或離線水沖洗,大幅增加了檢修成本及人員工作量,且需要消耗大量的水、汽和燃油,造成了能源損失。
2空氣預熱器阻力高的機理分析
燃煤發(fā)電機組空預器在煙氣環(huán)境下會發(fā)生以下兩個反應,生成硫酸銨和硫酸氫銨:
以上反應中,NH4Hs04(即ABs)是造成空預器阻力升高和堵塞的根本原因。
煙氣脫硝裝置的投運對入口煙溫有嚴格要求,當入口煙溫偏低時,sCR催化劑的催化效率大幅下降,導致氨逃逸明顯增加,生成大量硫酸氫銨,導致空預器發(fā)生堵塞和煙氣差壓增大的可能性大幅增加。安慶電廠#4機組投產初期,脫硫塔出口N0X排放值控制較低,平均為10mg/Nm3,氨逃逸率超標,造成空預器硫酸氫銨堵塞和阻力上升。2018年1月25日至2月9日,因持續(xù)嚴寒天氣,電網線路結冰,#3、#4機組限負荷運行,期間平均負荷率55.84%,#4機組脫硝入口平均煙溫336℃,最低煙溫318℃,空預器出口平均煙溫只有90℃。長期低煙溫運行嚴重影響催化劑效果,氨反應不充分,氨逃逸增大,形成硫酸氫銨,造成空預器硫酸氫銨堵塞,煙氣差壓逐漸增大,機組被追限負荷運行。煙氣中水蒸氣的露點(即水露點)一般在30~60℃,鍋爐燃燒過程中,燃料中的硫分生成s02及s03,其中s03與煙氣中的水蒸氣反應形成硫酸蒸汽,硫酸蒸汽的露點(也叫酸露點或煙氣露點)較高,隨著入爐煤硫分的升高,煙氣的露點溫度也大幅升高,從而使大量硫酸蒸汽凝結在低于煙氣露點的空預器冷段受熱面上,引起酸腐蝕,加劇了空預器煙氣阻力的升高。具體體現(xiàn)在以下幾方面:
(1)因空預器在除塵器的上游位置,煙氣在流經空預器之前沒有經過除塵處理,煙氣中含灰量高,而空預器的蓄熱元件孔隙非常小,煙氣在流經空預器蓄熱元件時,自然形成積灰。
(2)煙氣流經脫硝設備時,在高溫和催化劑的共同作用下部分s02轉變?yōu)閟03。空預器蓄熱元件轉動到煙氣側時溫度逐漸上升,此后蓄熱元件進入空氣側,在空氣側進行熱交換后冷卻,溫度逐漸下降,最冷溫度一般低于酸露點,當蓄熱元件再次轉到煙氣側時,煙氣中硫酸蒸汽凝結在冷端蓄熱元件上,形成稀硫酸,腐蝕蓄熱元件的同時粘附灰分,加劇了蓄熱元件堵塞和煙氣阻力升高。
(3)由于sCR中的噴氨量難以精確控制,不可避免會造成一部分氨氣的逃逸。逃逸氨與煙氣中的s03和水蒸氣反應生成NH4Hs04(即ABs)。在通常脫硝運行溫度下,NH4Hs04露點為141℃,從氣態(tài)到液態(tài)轉變的溫度區(qū)間正好在流經空預器部分的煙氣溫度區(qū)間內,煙氣中已生成的氣態(tài)硫酸氫銨會在空預器中、低溫段的蓄熱元件上凝結下來。液態(tài)的硫酸氫銨是一種黏性很強的物質,在煙氣中粘結飛灰,因此造成空預器中、低溫段蓄熱元件嚴重積灰和煙氣阻力升高,進而影響空預器的正常運行。
(4)蒸汽吹灰器伸縮管在靠近中心筒區(qū)域停留時間較短,導致內圈蓄熱元件吹灰不徹底,無法有效吹透中、低溫段存在硫酸氫銨的區(qū)域。安慶電廠2×1000Mw空預器檢修實踐證明,空預器蓄熱元件內三圈積灰堵塞最嚴重,煙氣阻力最大,檢修吊裝時異常困難。
對于空預器而言,積灰和結露腐蝕是伴隨發(fā)生的,兩者相互促進?？疹A器積灰之后更容易吸附煙氣中的硫酸蒸汽和NH4Hs04,加劇腐蝕。安慶電廠2×1000Mw空預器運行數(shù)據表明,劣化趨勢呈上升發(fā)展,而且永無止境。結露腐蝕產生的黏性鹽加重了積灰,會形成惡性循環(huán),最終導致蓄熱元件間隙逐漸縮小直至完全堵死,檢修期間已發(fā)現(xiàn)該問題真實存在。
3解決空預器阻力升高問題的必要性
安慶電廠2×1000Mw超超臨界燃煤發(fā)電機組作為國家能源集團乃至國內百萬機組的標桿電廠,各項指標時刻受到行業(yè)及集團關注,較好的空預器運行指標對機組競賽及標桿示范作用有著至關重要的影響,加裝低溫省煤器,改變換熱元件波形,增加暖風器等措施都是為了進一步提高鍋爐效率。但是,因為機組深度調峰、春節(jié)用電負荷受限和冬季環(huán)境溫度較低等原因,較低的排煙溫度不可避免地造成了空預器冷端元件堵灰及腐蝕,空預器阻力上升,風煙系統(tǒng)出力受限,給機組長期連續(xù)穩(wěn)定安全運行造成困擾。具體體現(xiàn)在以下幾點:
(1)空預器堵塞造成煙氣阻力升高,風機出力不足造成風機喘振、失速甚至跳閘,影響機組連續(xù)安全運行。
(2)空預器阻力上升造成風機出力增加,廠用電率增加。同時空預器換熱效率下降,排煙溫度升高,影響鍋爐效率,降低機組經濟性。
(3)空預器堵灰、腐蝕造成蓄熱元件壽命縮短。#4機組檢修期間發(fā)現(xiàn)內三圈蓄熱元件因堵塞腐蝕而無法吊出檢修,只能破壞性拆除后更換新元件,增加檢修工作量的同時也提高了成本費用。
(4)隨著脫硝催化劑使用年限的增長,活性下降,氨逃逸量會進一步提高,堵塞問題會持續(xù)惡化。
(5)由于電網深度調峰要求,機組在低負荷運行時間更長,空預器堵塞、腐蝕情況會更加嚴峻。
由此可見,空預器堵灰阻力升高,不僅對機組效率影響非常大,更重要的是影響機組的長期穩(wěn)定安全運行,因此,采用可靠的、有針對性的方案來解決并預防空預器堵灰和腐蝕問題勢在必行。
4物理熱解法的應用及效果
安慶電廠2×1000Mw機組鍋爐空預器于2019年4月進行了物理熱解法防堵灰改造。針對空預器的堵灰機理,物理熱解防堵灰技術主要從兩個方面解決問題。
一方面是提高空預器冷端的最低溫度,減少低溫腐蝕。利用空預器自身產生的熱風對冷端換熱元件進行加熱,加熱對象為即將進入煙氣側的換熱元件,即溫度最低的冷端換熱元件。在空預器熱端和冷端二次風倉內分別重新分隔出一個7.5o的小分倉,并安裝小1.5m的聯(lián)絡熱風道,利用循環(huán)增壓風機帶動熱風道內的空氣進行循環(huán)熱交換,循環(huán)風在空預器熱端吸熱,生成300℃以上的熱風,熱風從空預器冷端下部進入蓄熱元件,對冷端進行加熱,放出熱量,每循環(huán)一次即可完成一次吸放熱,相當于利用空預器熱端熱量加熱冷端。煙氣中水蒸氣的露點一般在30~60℃,安慶地區(qū)煙氣中s03與水蒸氣混合形成的稀硫酸的酸露點大約在90℃,所以,300℃的循環(huán)熱風完全可氣化和抑制稀硫酸的生成,避免了空預器冷端元件的酸腐蝕。
另一方面,煙氣中氣態(tài)NH4Hs04的露點為141℃,空預器蓄熱元件中ABs(即NH4Hs04)的反應生成溫度一般在150~200℃范圍內,所以,300℃的循環(huán)熱風完全可物理熱解和抑制ABs的生成,避免了空預器冷端元件ABs帶來的堵塞和空預器差壓的升高。
物理熱解法防堵灰技術的優(yōu)勢:
(1)物理熱解所需要的熱量來自空預器自身的交換熱量,沒有額外增加能耗,對機組供電煤耗和廠用電率基本上沒有影響。循環(huán)熱風對進入煙氣側的換熱元件局部區(qū)域單獨加熱,可使冷端元件表面溫度有效提升,熱解效果明顯。
(2)循環(huán)熱風加熱的對象是即將進入煙氣側的換熱元件,這個位置的換熱元件溫度最低,最容易發(fā)生硫酸腐蝕和ABs堵塞,通過熱風持續(xù)對換熱元件表面進行加熱和吹掃,可以及時地氣化稀硫酸和熱解ABs,同時有抑制其生成的作用。
(3)循環(huán)熱風處于閉式流通狀態(tài),不影響空預器內部一、二次風和煙氣的流場特性。
(4)設備改造簡單,運行控制靈活。主要改造內容包括二次風倉內增設兩個7.5o的小分倉,新加兩臺循環(huán)增壓風機、扇形板提升機構。若熱風取自二次熱風母管,則無需在空預器熱端設立單獨的小分倉,結構更加簡單。
物理熱解法防堵灰技術實施后效果:
(1)經過機組40%負荷調峰運行及1000Mw滿負荷運行,主機及改造設備運行穩(wěn)定無異常。
(2)改造后空預器煙氣側阻力持續(xù)平穩(wěn),再無增加趨勢。
(3)空預器漏風率及排煙溫度正常,對機組煤耗及廠用電率影響不明顯。
(4)物理熱解防堵灰系統(tǒng)能在熱風溫度300℃以上的工況下長期安全運行,設備無異常。
5預防空預器阻力升高的輔助措施
燃煤發(fā)電機組實施煙氣污染物超低排放改造以后,空預器堵灰、阻力升高已經是行業(yè)內火力發(fā)電機組普遍存在的問題和難題。安慶電廠2×1000Mw機組鍋爐空預器物理熱解法防堵灰改造是從堵塞機理上出發(fā),徹底根治問題的一種解決途徑,經過機組運行實踐,效果明顯。但空預器堵塞的問題應該采取協(xié)同治理的方法,多管齊下,多種措施共同預防,不可僅僅局限于一種技術的應用。以下是就協(xié)同治理提出的幾點補充措施:
(1)運行中控制脫硝入口N0C濃度<250mg/Nm3,控制脫硫塔出口N0C濃度>35mg/Nm3,小時平均值<50mg/Nm3,盡可能減少噴氨量,降低氨逃逸率,減少硫酸氫銨(ABs)的生成。
(2)結合機組檢修周期,每年進行一次脫硝噴氨流場優(yōu)化試驗,根據煙氣流場的分布特點,調整噴氨調節(jié)門開度,合理分布sCR入口噴氨量,盡可能減少局部區(qū)域噴氨量過量,降低氨逃逸率,減少硫酸氫銨生成。
(3)利用機組檢修時間,根據空預器蓄熱元件堵塞的嚴重程度,可將空預器高溫段、中溫段和冷端蓄熱元件全部吊出進行解體,逐包逐片清洗,盡可能采用干刷清洗。蓄熱元件在回裝前進行壓縮空氣吹掃和高溫煙氣烘干,對破損或腐爛的蓄熱片進行更換。
(4)對脫硝反應器進行煙氣旁路封堵,催化劑模塊進行積灰清理并做透光檢查,對噴氨格柵和調節(jié)門進行清理,保證噴氨流暢均勻,防止氨氣旁路導致空預器內發(fā)生硫酸氫銨堵塞。
(5)對脫硝催化劑進行定期性能分析和劣化趨勢分析,防止催化劑失效導致噴氨量增加。
(6)空預器需更換新的蓄熱元件時,要充分考慮換熱效率和煙氣阻力之間的矛盾問題,建議采用換熱效果好但煙氣阻力低的新型版型,若是采用大通道波形板,則可考慮通過高溫段和中溫段二合一的改造方法,補償換熱效果。
(7)可以考慮在空預器入口風道增加暖風器,提高空預器進口綜合風溫,緩解堵塞現(xiàn)象。
6結語
隨著火力發(fā)電機組超低排放改造工程的大面積鋪開,大部分電廠對空預器進行了應對脫硝的防堵灰改造,如換熱元件的重新計算選型、密封系統(tǒng)改造、ABs物理熱解方案改造、增加暖風器改造、煙氣再循環(huán)改造等。本文以安慶電廠2×1000Mw超超臨界燃煤發(fā)電機組空預器物理熱解法防堵灰改造的實戰(zhàn)經驗為基礎,總結成功經驗,提出幾點措施,可以為行業(yè)內遇到同樣問題的電廠提供有效參考。
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