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3.2脱硝系统因素
锅炉配置一套SCR脱硝系统。脱硝系统采用选择性催化还原(SCR)工艺,SCR反应器采用“高灰段布置方式”,催化剂选用蜂窝式,层数按“3+1”布置。经过一段时间的运行,脱硝系统氨逃逸率明显偏大,加上测量装置误差因素,氨逃逸率长期超标。脱硝系统氨逃逸率大原因分析:氨格栅管道堵塞,且由于烟道内的喷氨格栅管道未加防磨,管道磨损严重,上述原因导致氨气与NOx混合效果不好,氨逃逸率增大。脱硝反应器吹灰装置采用声波吹灰器,由于脱硝用仪用气压力不稳定,吹灰效果不理想,催化剂容易产生积灰,影响其反应效果。煤质差时,反应器人口浓度NOx升高,为了保证反应器NOx出口浓度达到环保的要求,喷氨量增大,高的喷氨量必然会造成高的逃逸率。
3.3SCR装置因素
加装SCR脱硝装置后,烟气通过该装置阻力增加,造成SCR空预器热端压差增加了大约15%,空预器漏风率也随之增加,漏风增加进一步降低了空预器排烟温度,造成低温腐蚀。
3.4空预器吹灰器的影响
吹灰器在空预器改造时未进行更换,且空预器吹灰额定压力在1.5MPa,吹灰蒸汽温度在300~350℃,但实际运行中,空预器吹灰压力最高仅1.0MPa,吹灰蒸汽温度在290℃左右,吹灰效果不佳,导致空预器受热面积灰无法彻底清除,日积月累,空预器压差上升。因上述原因空预器进出口压差不断增加,积灰情况越来越严重(如图4示)。
3.5空预器堵灰的危害
3.5.1空气预热器堵灰及腐蚀时,空气预热器出口一、二次风温降低,排烟温度升高,锅炉效率降低。
3.5.2沉积在空预器蓄热元件上的硫酸氢氨、水蒸汽及SO3腐蚀蓄热元件,影响预热器的换热;而空气预热器腐蚀时,受热面光洁度严重恶化,加重了空气预热器的积灰。
3.5.3由于空预器烟气侧差压升高,烟气阻力增大,将会引起引风机电耗升高且容易引发引风机失速。
3.5.4空气预热器受热面的腐蚀,使空预器的使用寿命缩短。
3.5.5空预器堵灰使空预器差压增大,漏风量增大,同时空预器电流变大。
3.5.6空预器积灰不均匀时发生局部碰磨,严重时甚至引起一、二次风压、炉膛负压晃动而影响炉膛燃烧,严重影响锅炉安全稳定运行。
4运行采取的措施
4.1空预器吹灰程序优化
为保证空预器吹灰进汽压力,提高空预器吹灰效果,防止空预器蓄热元件积灰堵塞,根据机组运行实际,在DCS内锅炉受热面吹灰画面增加空预器吹灰顺控逻辑,由运行人员手动控制操作。当运行人员手动启动该吹灰顺控按钮时,四台吹灰器单台逐个循环投入。具体如下:先启动A1吹灰器→延时1600秒,启动A2→延时1600秒,启动B1→延时1600秒,启动B2吹灰器。本循环吹灰完毕。吹灰程序优化后避免了空预器吹灰频繁启停、遗漏吹灰等现象的发生。
4.2加强入炉煤混配掺烧管理,严格控制入炉煤硫份不大于1.5%、灰分不大于30%。
从煤质成分上杜绝产生过多的硫氧化物,运行值长与燃料加强沟通,确保入炉煤的各项指标达到要求。根据国内同类型机组多年运行经验,对于含硫较低的燃煤,不大于3uL/L的漏氨率和不大于1%的硫氧化物的转化率是比较高的指标,作用也比较直接和明显。在做好入炉煤混配掺烧的同时,还要保证发热量和挥发份较高的煤种入炉,从而减少大量不完全燃烧产物的生成,达到抑止空预器堵灰的目的。
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