1、概述
對(duì)于SCＲ法煙氣脫硝來講，氨氣和NOX不可能全部混合，逃逸是不可避免的，當(dāng)逃逸率超標(biāo)時(shí)氨氣與三氧化硫反應(yīng)生成硫酸氫氨堵塞空預(yù)器。燃煤硫份越高，越易生成硫酸氫氨，因此為了減少硫酸氫氨生成，燃用高硫煤時(shí)，氨逃逸應(yīng)控制更低。
華潤電力(唐山曹妃甸)有限公司2×300MW機(jī)組安裝煙氣脫硝裝置，采用選擇性催化還原法SCＲ脫硝工藝。單爐體雙SCＲ結(jié)構(gòu)體布置，采用高灰型SCＲ布置方式，即SCＲ反應(yīng)器布置在鍋爐省煤器出口和空氣預(yù)熱器之間，不設(shè)旁路。SCＲ煙氣脫硝系統(tǒng)的還原劑采用液氨，全廠2臺(tái)鍋爐的脫硝系統(tǒng)共用一個(gè)還原劑儲(chǔ)存與供應(yīng)系統(tǒng)。在脫硝反應(yīng)器進(jìn)、出口安裝實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)裝置，具有就地和遠(yuǎn)方監(jiān)測(cè)顯示功能，監(jiān)測(cè)的項(xiàng)目包括：NO、O2、NH3、差壓等(NH3僅出口安裝)。
原脫硝裝置設(shè)計(jì)：在設(shè)計(jì)煤種及校核煤種、鍋爐最大連續(xù)出力工況(BMCＲ)、處理100%煙氣量條件下脫硝效率不小于50%，SCＲ反應(yīng)器預(yù)留了脫硝效率為70%的安裝空間，催化劑層數(shù)按照2+1層設(shè)計(jì)，6×7的模塊布置型式。
在2013年4月份、5月份進(jìn)行第三層備用層加裝催化劑，確保當(dāng)脫硝裝置進(jìn)口煙氣中NOx的含量不大于500mg/Nm3時(shí)，在催化劑壽命期內(nèi)脫硝效率不低于50%，脫硝裝置出口煙氣中的NOx含量不大于250mg/Nm3。在2014年4月份、5月份更換第一層催化劑，去掉第二層催化劑，確保當(dāng)脫硝裝置進(jìn)口煙氣中NOx的含量不大于500mg/Nm3時(shí)，在催化劑壽命期內(nèi)脫硝效率不低于80%，脫硝裝置出口煙氣中的NOx含量不大于100mg/Nm3。上海鍋爐廠制造生產(chǎn)的SG1025/17．5－M734型亞臨臨界自然循環(huán)汽包爐，型式為單爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)固態(tài)排渣型。鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量：1025t/h；鍋爐保證效率(BMCＲ)： 93.27%；燃燒器型式、布置方式：鍋爐采用擺動(dòng)式燃燒器切圓燃燒方式；空氣預(yù)熱器型式：三分倉回轉(zhuǎn)空預(yù)器。
二、造成硫酸氫氨逃逸的主要原因及危害
(一)氨逃逸超標(biāo)的主要原因。
一是脫硝煙氣流場(chǎng)不均勻，造成局部噴氨量過大引起逃逸；
二是脫硝噴嘴存在堵塞現(xiàn)象，也引起局部噴氨量過大引起逃逸；
三是對(duì)氨逃逸率監(jiān)視手段有限；
四是空預(yù)器堵塞后，煙氣量減少、排煙溫度降低擴(kuò)大了硫酸氫氨的沉積區(qū)域；
五是機(jī)組一直低負(fù)荷運(yùn)行排煙溫度偏低，也擴(kuò)大了硫酸氫氨的沉積區(qū)域；
六是機(jī)組負(fù)荷波動(dòng)頻繁，NOX生成隨負(fù)荷變化而變化，噴氨調(diào)節(jié)存在一定的滯后性，造成過噴現(xiàn)象；
七是運(yùn)行調(diào)整、監(jiān)控手段還不完善，需要進(jìn)一步總結(jié)經(jīng)驗(yàn)。
(二)空預(yù)器堵塞后的危害。
一是由于兩臺(tái)空預(yù)器阻力不同，造成低負(fù)荷、低煙氣量時(shí)引風(fēng)機(jī)發(fā)生搶風(fēng)現(xiàn)象，造成爐膛負(fù)壓大幅波動(dòng)，危機(jī)機(jī)組安全運(yùn)行；
二是由于空預(yù)器的堵塞不均勻，引起一、二次風(fēng)壓和爐膛負(fù)壓周期性波動(dòng)；
三是空預(yù)器阻力增大后風(fēng)煙系統(tǒng)電耗增大；
四是空預(yù)器堵塞后阻力增大，局部煙氣流速變快，空預(yù)器蓄熱元件磨損加劇，嚴(yán)重時(shí)會(huì)造成蓄熱元件損壞；
五是空預(yù)器堵塞造成煙氣系統(tǒng)阻力增大，引風(fēng)機(jī)出力無法滿足機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行，造成機(jī)組限出力；
六是最終很可能由于空預(yù)器堵塞機(jī)組被迫停運(yùn)檢修。
三、空預(yù)器堵塞的治理對(duì)策
(一)對(duì)于氨逃逸率超標(biāo)生成硫酸氫氨堵塞空預(yù)器的常規(guī)處理方法。
一是在線高壓水沖洗，沖洗壓力一般在20～30Mpa，沖洗周期一般在20天以上，費(fèi)用一般在幾十萬，有一定效果但不能徹底恢復(fù)；
二是增加空預(yù)器蒸汽的壓力和頻次，只能起到緩解作用，同時(shí)降低了空預(yù)器蓄熱元件的壽命；
三是機(jī)組停運(yùn)處理，受電網(wǎng)制約，總體費(fèi)用更高。
(二)華潤電力(唐山曹妃甸)有限公司在實(shí)施環(huán)保新標(biāo)準(zhǔn)后，#2機(jī)組運(yùn)行1個(gè)多月發(fā)生2A空預(yù)器堵塞，滿負(fù)荷2A側(cè)空預(yù)器煙氣側(cè)差壓達(dá)3kpa左右，嚴(yán)重影響了機(jī)組的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。在此情況下依據(jù)硫酸氫氨的物理特性并結(jié)合以前停運(yùn)空預(yù)器的經(jīng)驗(yàn)，提出通過將空預(yù)器升溫的方式治理堵塞。
經(jīng)過分析認(rèn)為：
一是硫酸氫氨的氣化溫度為150℃～230℃，對(duì)空預(yù)器升溫后硫酸氫氨從固態(tài)變成氣態(tài)，堵塞減輕；
二是空預(yù)器蓄熱片為普通碳鋼變形溫度為420℃，表面噴涂陶瓷的冷端蓄熱元件爆瓷溫度在300℃以上，因此升溫對(duì)蓄熱片無影響；
三是空預(yù)器升溫后整體膨脹變形，控制好升溫速率將不會(huì)發(fā)生動(dòng)靜摩擦。此后又查閱了大量的相關(guān)資料，最終得出結(jié)論：此方法是可行的。
(三)空預(yù)器升溫試驗(yàn)前組織編寫了《2A空預(yù)器升溫方案》和《2A空預(yù)器升溫期間的危險(xiǎn)點(diǎn)預(yù)控措施》，經(jīng)公司審批后于10月27日19：00時(shí)開始對(duì)2A空預(yù)器升溫。
機(jī)組帶50%負(fù)荷，緩慢降低2A側(cè)送風(fēng)機(jī)出力，增大2B側(cè)送風(fēng)機(jī)出力，控制2A側(cè)排煙溫升在0．5℃每分鐘，當(dāng)2A送風(fēng)機(jī)出力減至最低后停運(yùn)該風(fēng)機(jī)。2A空預(yù)器排煙溫度達(dá)175℃左右時(shí)其阻力開始降低，最終排煙溫度升高到216℃，考慮到空預(yù)器冷端漏風(fēng)的影響，空預(yù)器冷端蓄熱片的底部應(yīng)該達(dá)到了230℃，在此溫度下硫酸氫氨基本全部氣化，空預(yù)器阻力基本恢復(fù)到機(jī)組剛啟動(dòng)時(shí)的狀況。表1是升溫前后的參數(shù)對(duì)比。
(四)空預(yù)器升溫過程中的注意事項(xiàng)。
一是控制好升溫速率，防止由于膨脹不均造成卡澀；
二是投入空預(yù)器冷端吹灰聯(lián)系運(yùn)行；
三是由于送風(fēng)聯(lián)絡(luò)門在空預(yù)器升溫過程中為關(guān)閉狀態(tài)，當(dāng)2A送風(fēng)機(jī)停運(yùn)后，如其出口擋板不嚴(yán)發(fā)生倒風(fēng)時(shí)倒回來的為熱風(fēng)，可能造成停運(yùn)的送風(fēng)機(jī)軸承溫度升高，應(yīng)加強(qiáng)監(jiān)視；
四是如需全部或部分關(guān)閉升溫側(cè)空預(yù)器入口煙氣擋板時(shí)，由于煙道阻力發(fā)生變化，此時(shí)要防止引風(fēng)機(jī)發(fā)生搶風(fēng)；
五是雖然2A側(cè)空預(yù)器后排煙溫度為216℃，但2B側(cè)溫度較低，整體不會(huì)造成吸收塔入口煙溫升高過多，當(dāng)時(shí)2A空預(yù)器升溫過程中吸收塔入口煙溫最高為130℃。
四、結(jié)語
可見采用對(duì)空預(yù)器升溫的方法治理硫酸氫氨造成的空預(yù)器蓄熱元件堵塞是有效的，同時(shí)此方法較之前常用的在線高壓水沖洗等手段，具有耗時(shí)短、費(fèi)用低、效果顯著等優(yōu)勢(shì)；同時(shí)在風(fēng)險(xiǎn)預(yù)控到位、操作控制得當(dāng)?shù)那闆r下，對(duì)設(shè)備及機(jī)組安全運(yùn)行無任何影響，因此具有較大的推廣價(jià)值。
電廠運(yùn)營分析之道COO_Power_Plant
聯(lián)系客服
