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某厂4号炉空预器蓄热元件堵塞原因分析及处理

北极星环保网来源:电力行业节能环保公众服务平台 周申明2018/7/2 9:44:10我要投稿
所属行业: 大气治理  关键词:空预器 SCR脱硝 脱硝改造

北极星环保网讯:某厂4号炉空预器型号为32VNT1800( 300)三分仓容克式空气预热器,蓄热原件高度自上而下分别为700mm , 300mm , 800mm,转子直径14800mm,空预器烟气侧压差设计值为1088Pa。

 空预器蓄热元件堵塞原因

自2013年9月脱硝改造投运以来,空预器蓄热元件堵塞严重,额定工况下,烟气侧差压在运行一个月达到3.5 kPa 。连续运行3个月后,烟气侧差压将达到5kPa以上,不但风机电耗大幅上升,且锅炉氧量不足,机组无法带满负荷。

1空预器蓄热元件堵塞原因分析

脱硝改造后空预器蓄热元件堵塞主要原因是SCR脱硝反应逃逸NH3和烟气中SO3和H2O形成硫酸氢按,对空气预热器低温段形成堵塞和腐蚀,SCR脱硝催化剂也会将部分SO2转化为SO3,加剧低温段腐蚀和堵塞。当冷端综合温度低于厂家推荐值,燃煤硫份高于设计值,硫酸氢氨生成区将进一步上移,造成ABS区域跨层,不易吹扫。

其次,采用三段式蓄热元件结构造成中温段和冷端元件层与层之间的横向间隙是吹灰器垂直吹扫介质难以清扫的部位,容易堆积灰渣、影响运行阻力、诱发硫酸氢按枯附和堵塞。

另外,空预器蒸汽吹灰参数达不到厂家设定值,影响吹灰效果,吹灰蒸汽过热度不足还会造成蓄热元件损坏,使用寿命降低。

1.1硫酸氢氨在脱硝过程中的产生机理及其对空预器蓄热元件堵塞的影响

由于燃煤中硫的存在,燃煤在炉内燃烧过程中在温度的作用下,必然要产生SO2和SO3,而SO2一方面在灰中成分V2O5。和铁质物质的作用下,有部分要氧化为SO3,另一方面烟气中SO:经过脱硝塔时在催化剂中V2O5。的作用下也有部分生成为SO3。并且SO:的生成量随着燃煤中硫含量的升高和脱硝塔中催化剂的层数的增加而升高;还有在脱硝过程中,由于NH3的逃逸是客观存在的,它在一定温度下与SO3形成硫酸氢氨,其反应式如下:

空预器蓄热元件堵塞原因

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时,硫酸氢氨在146℃一 207℃温度范围内为液态,但随着SO3含量和氨逃逸量的增加,液态硫酸氢氨的温度范围要上升,同时对于无暖风器,在无法满足空预器冷端综合温度时,随着环境温度的变化和机组负荷变化,造成锅炉排烟温度变化后,液态硫酸氢氨的沉积带区域也将发生不同的变化,即随着环境温度的降低和机组负荷的降低,锅炉排烟温度必将降低,此时液态硫酸氢氨沉积带将上移,反之将下移。这个区域被称为ABS区域。

气态或颗粒状液体状硫酸氢氨会随着烟气流经预热器,不会对预热器产生影响。相反,液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强,会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,造成预热器的腐蚀、堵灰等,进而影响预热器的换热及机组的正常运行。硫酸氢氨的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、SO3及H2O浓度有关。为此,应严格控制SO2→SO3的转化率及SCR出口的NH3的逃逸率。

通过在线监测数据发现,该厂4号炉SCR脱硝系统氨逃逸高达5ppm以上,硫酸氢按生成量较大,空预器蓄热元件易造成硫酸氢氨堵塞,导致空预器运行压差高。

1.2空预器蓄热元件布置方式对蓄热元件堵塞的影响

该厂4号炉空预器由豪顿华工程有限公司生产,蓄热原件高度自上而下分别为700mm , 300mm , 800mm,三段式布置方式,这种换热元件布置的初衷是在冷端布置全封闭、大通道的换热元件,以利于吹灰蒸汽将硫酸凝结生成的灰垢清除,同时将SCR喷氨后生成的硫酸氢按液态沉积带控制在较高的中温端,以避免出现跨层现象,使吹扫介质的能量发生衰减。在实际运行中我们发现,冷端换热元件确实起到了防止硫酸凝结产生的堵灰现象。下面的照片是4号炉在2014年3月份停炉检修期间,在离线清洗前拍摄的。可以看到冷端换热元件非常干净,而且洁净的高度也较高,这说明冷端换热元件在蒸汽吹扫的作用下对硫酸凝结堵灰解决得较好。

空预器蓄热元件堵塞原因

但4号炉空预器阻力却一直居高不下,而且在2014年1月用30Mpa的高压水泵冲洗了约一周时间,空预器阻力也没有出现明显的下降现象。我们分析空预器内出现了硫酸氢按液态沉积带跨层的现象,虽然最初设计时考虑硫酸氢按将沉积在中温端不会跨层,但实际运行时由于冬季温度低,人口风温也低,加之低负荷时人口烟温也低,这些因素都会造成硫酸氢按沉积带下移,从而跨人与冷端换热元件的层间。在这一层间,硫酸氢按是连通的,由于其本身具有枯性,即使被高压水射流打穿,之后仍会连接在一起,使高压水冲洗不见效果。

1.3空预器吹灰蒸汽系统存在的问题

该厂4号炉空预器吹灰汽源由后屏过热器出口集箱引出,空预器说明书要求吹灰器阀前蒸汽压力1.5 Mpa,吹灰蒸汽压力0.93Mpa~1.07 Mpa,吹灰器蒸汽疏水温度350℃ ,疏水温度300℃一350℃;先吹冷端在吹热端,推荐每8小时吹灰一次,吹灰频次可以根据空预器实际运行情况调整。

通过查找,该厂空预器吹灰蒸汽系统主要存在以下问题:

①蒸汽吹灰母管蒸汽减压阀阀后压力设定值为1.5Mpa,但是吹灰母管减压阀不能自动调节压力,当机组负荷或者吹灰蒸汽耗汽量发生变化后减压阀后压力不能维持在设定值,安全阀频繁发生起跳(起跳值4.0 Mpa),过高的蒸汽压力会加剧蓄热元件吹损;反之,机组低负荷运行时,吹灰蒸汽压力值达不到设计值,影响吹灰效果。

②空预器吹灰蒸汽疏水母管原设计管径25mm ,疏水时间较长;通过实验,空预器吹灰蒸汽疏水时间70分钟后疏水温度为 2300C,疏水时间太长,热量损失大。

③空预器蒸汽吹灰疏水温度没有远传至DCS画面,不便于观察疏水温度,存在疏水不彻底或未疏水即投人空预器吹灰的情况,蒸汽带水导致蓄热元件吹损严重。

④空预器蒸汽吹灰提升阀没有安装就地压力表及温度表,不便于观察实际吹灰蒸汽压力及温度。

延伸阅读:

660MW燃煤锅炉空预器堵塞原因及处理技术研究

1000MW机组空预器堵塞的原因及运行措施

脱硝超低排放改造后空预器节能分析及改进措施

SCR法烟气脱硝改造后基硫酸氢铵造成的空预器堵塞治理实践

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