物理热解技术在降低空预器阻力上的应用研究

1空气预热器阻力高原因分析

安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机组(#3、#4机组)每台锅炉配备两台由东方锅炉厂提供的型号为LAP17286/2350的空气预热器,转子直径小17286mm,传热元件总高度2350mm,自上而下分别为300mm、1000mm、1050mm,冷段1050mm蓄热元件为搪瓷件,采用脱硝空预器专用板型,热段和中温段蓄热元件为优质低碳钢。每台空预器金属重量约1380t,其中转子重量约953t。空预器为垂直轴受热面回转式,三分仓结构,对称布置于锅炉尾部竖井的钢结构上,空预器旋转方向依次为烟气侧、一次风侧、二次风侧。安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机组分别于2015年5月、6月投运,空预器设计差压为不大于1.45kPa。#3机组投产初期空预器满负荷实际运行差压为1.7/1.9kPa,投产一年后满负荷运行差压为1.9/2.0kPa,并有持续增长趋势。极端情况下,#4机组空预器阻力经冬季低温环境运行后,最大压差达到3.2kPa。脱硝装置投运后,由于氨逃逸不可避免,逃逸氨和烟气中sO3反应生成的硫酸氢铵在空预器中、低温段凝结,造成空预器积灰堵塞,烟气差压升高,堵塞最终使得引风机运行状况恶劣,电流上升,严重影响机组运行经济性和安全性,主要体现在以下几方面:

(1)影响换热效率,排烟温度升高。当蓄热元件表面附灰后,灰分的导热率远小于金属蓄热元件,影响烟气和蓄热元件之间的换热,当某一区域内蓄热元件间隙被完全堵死后,该区域内蓄热元件完全失去换热作用,换热效率降低,排烟温度上升,锅炉效率降低。

(2)冷端蓄热元件损坏严重。由于空预器冷端堵灰,而蒸汽吹灰器伸缩管在接近中心筒区域停留时间较短,无法有效吹扫,长期的结露粘灰板结造成空预器内三圈蓄热元件腐蚀堵塞严重,烟气阻力值最高。

(3)堵灰较为严重时,势必要增加蒸汽吹灰次数和吹灰时长,这样会加剧蓄热元件的吹损,缩短使用寿命,增加蒸汽消耗量。

(4)空预器堵塞和低温省煤器腐蚀后堵塞同时发生时,引风机入口差压长期高限运行,而风机设计裕量偏小,限制了机组带负荷能力,严重时会引起风机失速甚至机组非停。同时,引风机入口烟道长期处于高负压下运行,易造成烟道膨胀节及设备损坏。

(5)空预器差压升高,在被追提高风机出力时,增加了厂用电率。

(6)因空预器蓄热元件严重堵塞,烟气差压高危及机组安全稳定运行,需要频繁进行在线或离线水冲洗,大幅增加了检修成本及人员工作量,且需要消耗大量的水、汽和燃油,造成了能源损失。

2空气预热器阻力高的机理分析

燃煤发电机组空预器在烟气环境下会发生以下两个反应,生成硫酸铵和硫酸氢铵:

以上反应中,NH4Hs04(即ABs)是造成空预器阻力升高和堵塞的根本原因。

烟气脱硝装置的投运对入口烟温有严格要求,当入口烟温偏低时,sCR催化剂的催化效率大幅下降,导致氨逃逸明显增加,生成大量硫酸氢铵,导致空预器发生堵塞和烟气差压增大的可能性大幅增加。安庆电厂#4机组投产初期,脱硫塔出口N0X排放值控制较低,平均为10mg/Nm3,氨逃逸率超标,造成空预器硫酸氢铵堵塞和阻力上升。2018年1月25日至2月9日,因持续严寒天气,电网线路结冰,#3、#4机组限负荷运行,期间平均负荷率55.84%,#4机组脱硝入口平均烟温336℃,最低烟温318℃,空预器出口平均烟温只有90℃。长期低烟温运行严重影响催化剂效果,氨反应不充分,氨逃逸增大,形成硫酸氢铵,造成空预器硫酸氢铵堵塞,烟气差压逐渐增大,机组被追限负荷运行。烟气中水蒸气的露点(即水露点)一般在30~60℃,锅炉燃烧过程中,燃料中的硫分生成s02及s03,其中s03与烟气中的水蒸气反应形成硫酸蒸汽,硫酸蒸汽的露点(也叫酸露点或烟气露点)较高,随着入炉煤硫分的升高,烟气的露点温度也大幅升高,从而使大量硫酸蒸汽凝结在低于烟气露点的空预器冷段受热面上,引起酸腐蚀,加剧了空预器烟气阻力的升高。具体体现在以下几方面:

(1)因空预器在除尘器的上游位置,烟气在流经空预器之前没有经过除尘处理,烟气中含灰量高,而空预器的蓄热元件孔隙非常小,烟气在流经空预器蓄热元件时,自然形成积灰。

(2)烟气流经脱硝设备时,在高温和催化剂的共同作用下部分s02转变为s03。空预器蓄热元件转动到烟气侧时温度逐渐上升,此后蓄热元件进入空气侧,在空气侧进行热交换后冷却,温度逐渐下降,最冷温度一般低于酸露点,当蓄热元件再次转到烟气侧时,烟气中硫酸蒸汽凝结在冷端蓄热元件上,形成稀硫酸,腐蚀蓄热元件的同时粘附灰分,加剧了蓄热元件堵塞和烟气阻力升高。

(3)由于sCR中的喷氨量难以精确控制,不可避免会造成一部分氨气的逃逸。逃逸氨与烟气中的s03和水蒸气反应生成NH4Hs04(即ABs)。在通常脱硝运行温度下,NH4Hs04露点为141℃,从气态到液态转变的温度区间正好在流经空预器部分的烟气温度区间内,烟气中已生成的气态硫酸氢铵会在空预器中、低温段的蓄热元件上凝结下来。液态的硫酸氢铵是一种黏性很强的物质,在烟气中粘结飞灰,因此造成空预器中、低温段蓄热元件严重积灰和烟气阻力升高,进而影响空预器的正常运行。

(4)蒸汽吹灰器伸缩管在靠近中心筒区域停留时间较短,导致内圈蓄热元件吹灰不彻底,无法有效吹透中、低温段存在硫酸氢铵的区域。安庆电厂2×1000Mw空预器检修实践证明,空预器蓄热元件内三圈积灰堵塞最严重,烟气阻力最大,检修吊装时异常困难。

对于空预器而言,积灰和结露腐蚀是伴随发生的,两者相互促进。空预器积灰之后更容易吸附烟气中的硫酸蒸汽和NH4Hs04,加剧腐蚀。安庆电厂2×1000Mw空预器运行数据表明,劣化趋势呈上升发展,而且永无止境。结露腐蚀产生的黏性盐加重了积灰,会形成恶性循环,最终导致蓄热元件间隙逐渐缩小直至完全堵死,检修期间已发现该问题真实存在。

3解决空预器阻力升高问题的必要性

安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机组作为国家能源集团乃至国内百万机组的标杆电厂,各项指标时刻受到行业及集团关注,较好的空预器运行指标对机组竞赛及标杆示范作用有着至关重要的影响,加装低温省煤器,改变换热元件波形,增加暖风器等措施都是为了进一步提高锅炉效率。但是,因为机组深度调峰、春节用电负荷受限和冬季环境温度较低等原因,较低的排烟温度不可避免地造成了空预器冷端元件堵灰及腐蚀,空预器阻力上升,风烟系统出力受限,给机组长期连续稳定安全运行造成困扰。具体体现在以下几点:

(1)空预器堵塞造成烟气阻力升高,风机出力不足造成风机喘振、失速甚至跳闸,影响机组连续安全运行。

(2)空预器阻力上升造成风机出力增加,厂用电率增加。同时空预器换热效率下降,排烟温度升高,影响锅炉效率,降低机组经济性。

(3)空预器堵灰、腐蚀造成蓄热元件寿命缩短。#4机组检修期间发现内三圈蓄热元件因堵塞腐蚀而无法吊出检修,只能破坏性拆除后更换新元件,增加检修工作量的同时也提高了成本费用。

(4)随着脱硝催化剂使用年限的增长,活性下降,氨逃逸量会进一步提高,堵塞问题会持续恶化。

(5)由于电网深度调峰要求,机组在低负荷运行时间更长,空预器堵塞、腐蚀情况会更加严峻。

由此可见,空预器堵灰阻力升高,不仅对机组效率影响非常大,更重要的是影响机组的长期稳定安全运行,因此,采用可靠的、有针对性的方案来解决并预防空预器堵灰和腐蚀问题势在必行。

4物理热解法的应用及效果

安庆电厂2×1000Mw机组锅炉空预器于2019年4月进行了物理热解法防堵灰改造。针对空预器的堵灰机理,物理热解防堵灰技术主要从两个方面解决问题。

一方面是提高空预器冷端的最低温度,减少低温腐蚀。利用空预器自身产生的热风对冷端换热元件进行加热,加热对象为即将进入烟气侧的换热元件,即温度最低的冷端换热元件。在空预器热端和冷端二次风仓内分别重新分隔出一个7.5o的小分仓,并安装小1.5m的联络热风道,利用循环增压风机带动热风道内的空气进行循环热交换,循环风在空预器热端吸热,生成300℃以上的热风,热风从空预器冷端下部进入蓄热元件,对冷端进行加热,放出热量,每循环一次即可完成一次吸放热,相当于利用空预器热端热量加热冷端。烟气中水蒸气的露点一般在30~60℃,安庆地区烟气中s03与水蒸气混合形成的稀硫酸的酸露点大约在90℃,所以,300℃的循环热风完全可气化和抑制稀硫酸的生成,避免了空预器冷端元件的酸腐蚀。

另一方面,烟气中气态NH4Hs04的露点为141℃,空预器蓄热元件中ABs(即NH4Hs04)的反应生成温度一般在150~200℃范围内,所以,300℃的循环热风完全可物理热解和抑制ABs的生成,避免了空预器冷端元件ABs带来的堵塞和空预器差压的升高。

物理热解法防堵灰技术的优势:

(1)物理热解所需要的热量来自空预器自身的交换热量,没有额外增加能耗,对机组供电煤耗和厂用电率基本上没有影响。循环热风对进入烟气侧的换热元件局部区域单独加热,可使冷端元件表面温度有效提升,热解效果明显。

(2)循环热风加热的对象是即将进入烟气侧的换热元件,这个位置的换热元件温度最低,最容易发生硫酸腐蚀和ABs堵塞,通过热风持续对换热元件表面进行加热和吹扫,可以及时地气化稀硫酸和热解ABs,同时有抑制其生成的作用。

(3)循环热风处于闭式流通状态,不影响空预器内部一、二次风和烟气的流场特性。

(4)设备改造简单,运行控制灵活。主要改造内容包括二次风仓内增设两个7.5o的小分仓,新加两台循环增压风机、扇形板提升机构。若热风取自二次热风母管,则无需在空预器热端设立单独的小分仓,结构更加简单。

物理热解法防堵灰技术实施后效果:

(1)经过机组40%负荷调峰运行及1000Mw满负荷运行,主机及改造设备运行稳定无异常。

(2)改造后空预器烟气侧阻力持续平稳,再无增加趋势。

(3)空预器漏风率及排烟温度正常,对机组煤耗及厂用电率影响不明显。

(4)物理热解防堵灰系统能在热风温度300℃以上的工况下长期安全运行,设备无异常。

5预防空预器阻力升高的辅助措施

燃煤发电机组实施烟气污染物超低排放改造以后,空预器堵灰、阻力升高已经是行业内火力发电机组普遍存在的问题和难题。安庆电厂2×1000Mw机组锅炉空预器物理热解法防堵灰改造是从堵塞机理上出发,彻底根治问题的一种解决途径,经过机组运行实践,效果明显。但空预器堵塞的问题应该采取协同治理的方法,多管齐下,多种措施共同预防,不可仅仅局限于一种技术的应用。以下是就协同治理提出的几点补充措施:

(1)运行中控制脱硝入口N0C浓度<250mg/Nm3,控制脱硫塔出口N0C浓度>35mg/Nm3,小时平均值<50mg/Nm3,尽可能减少喷氨量,降低氨逃逸率,减少硫酸氢铵(ABs)的生成。

(2)结合机组检修周期,每年进行一次脱硝喷氨流场优化试验,根据烟气流场的分布特点,调整喷氨调节门开度,合理分布sCR入口喷氨量,尽可能减少局部区域喷氨量过量,降低氨逃逸率,减少硫酸氢铵生成。

(3)利用机组检修时间,根据空预器蓄热元件堵塞的严重程度,可将空预器高温段、中温段和冷端蓄热元件全部吊出进行解体,逐包逐片清洗,尽可能采用干刷清洗。蓄热元件在回装前进行压缩空气吹扫和高温烟气烘干,对破损或腐烂的蓄热片进行更换。

(4)对脱硝反应器进行烟气旁路封堵,催化剂模块进行积灰清理并做透光检查,对喷氨格栅和调节门进行清理,保证喷氨流畅均匀,防止氨气旁路导致空预器内发生硫酸氢铵堵塞。

(5)对脱硝催化剂进行定期性能分析和劣化趋势分析,防止催化剂失效导致喷氨量增加。

(6)空预器需更换新的蓄热元件时,要充分考虑换热效率和烟气阻力之间的矛盾问题,建议采用换热效果好但烟气阻力低的新型版型,若是采用大通道波形板,则可考虑通过高温段和中温段二合一的改造方法,补偿换热效果。

(7)可以考虑在空预器入口风道增加暖风器,提高空预器进口综合风温,缓解堵塞现象。

6结语

随着火力发电机组超低排放改造工程的大面积铺开,大部分电厂对空预器进行了应对脱硝的防堵灰改造,如换热元件的重新计算选型、密封系统改造、ABs物理热解方案改造、增加暖风器改造、烟气再循环改造等。本文以安庆电厂2×1000Mw超超临界燃煤发电机组空预器物理热解法防堵灰改造的实战经验为基础,总结成功经验,提出几点措施,可以为行业内遇到同样问题的电厂提供有效参考。