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        660 MW機(jī)組空預(yù)器堵塞的原因分析及處理措施

        2020-12-23 02:00:36胡鋒超
        機(jī)電信息 2020年32期
        關(guān)鍵詞:氫銨噴氨吹灰

        安 龍 胡鋒超

        (陜西寶雞第二發(fā)電有限責(zé)任公司,陜西寶雞721405)

        0 引言

        空氣預(yù)熱器安裝在鍋爐尾部煙道上,主要作用是吸收鍋爐排煙余熱,加熱一、二次風(fēng)溫度,不僅能使排煙溫度降低,一、二次風(fēng)溫的升高還能改善煤粉與空氣燃燒的特性,達(dá)到節(jié)約燃料、提高鍋爐效率的目的[1-3]。

        我國環(huán)保要求日趨嚴(yán)格,小容量、低參數(shù)機(jī)組已逐漸關(guān)停,而部分在役的大容量、高參數(shù)機(jī)組因大氣污染物排放不滿足國家關(guān)于燃煤電廠大氣污染物超低排放標(biāo)準(zhǔn),已陸續(xù)實(shí)施超低排放改造[4]。機(jī)組超低排放改造中,降低NOx排放濃度主要是以爐外脫硝技術(shù)為主,實(shí)踐證明,此方法常出現(xiàn)噴氨過量、氨逃逸率大的問題,過量的氨與煙氣中的三氧化硫反應(yīng)生成硫酸氫銨,附著于空氣預(yù)熱器換熱片表面,因其具有較強(qiáng)的粘附性,與煙氣中的粉塵一起吸附在換熱器表面,造成空預(yù)器堵塞[5-6]。

        1 設(shè)備概況

        某發(fā)電廠5號機(jī)組為660 MW燃煤機(jī)組,鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-2066/25.4-M977型超臨界、變壓運(yùn)行、螺旋管圈直流爐,單爐膛,一次中間再熱,四角切圓燃燒方式,平衡通風(fēng),全鋼架懸吊結(jié)構(gòu),Π型露天布置,固態(tài)排渣。燃用煤種為甘肅華亭煤和陜西彬長煤,收到基硫分分別為0.64%、0.68%。

        空氣預(yù)熱器為三分倉回轉(zhuǎn)容克式,熱段、中層、冷段受熱面高度分別為775 mm、625 mm、1 000 mm,規(guī)程規(guī)定額定工況下空氣預(yù)熱器差壓應(yīng)控制在1.5 kPa以下,空氣預(yù)熱器介質(zhì)設(shè)計參數(shù)如表1所示。

        表1 空氣預(yù)熱器介質(zhì)設(shè)計參數(shù) 單位:℃

        2 空預(yù)器堵塞機(jī)理

        煤中的硫主要以無機(jī)硫、有機(jī)硫的形態(tài)存在,燃燒反應(yīng)后產(chǎn)生SO2,SO2在一定溫度條件下與O2反應(yīng)生成SO3[6]。當(dāng)SCR系統(tǒng)噴氨過量時,氨逃逸率增大,在鍋爐排煙溫度<300 ℃時,SO3與NH3和H2O反應(yīng)生產(chǎn)硫酸氫銨,反應(yīng)方程式如下[5]:

        氨逃逸率越大,生成硫酸氫銨的量越大,因硫酸氫銨有較強(qiáng)的黏性,與煙氣中粉塵粘附一起附著于空氣預(yù)熱片表面,形成空氣預(yù)熱器堵塞現(xiàn)象。

        3 空氣預(yù)熱器堵塞現(xiàn)象及分析處理

        3.1 堵塞現(xiàn)象

        2019年3月,5號機(jī)組啟動后出現(xiàn)空氣預(yù)熱器差壓逐漸增大、排煙溫度逐漸升高的現(xiàn)象,如表2所示。從表2可以看出:在660 MW負(fù)荷下,A側(cè)空氣預(yù)熱器差壓達(dá)到了1.26 kPa, 超過了規(guī)程規(guī)定值;在不同負(fù)荷情況下,A側(cè)空氣預(yù)熱器差壓及出口溫度均高于B側(cè);隨著負(fù)荷的上升,空氣預(yù)熱器差壓變化明顯。

        表2 不同負(fù)荷下空氣預(yù)熱器差壓及排煙溫度

        3.2 原因分析

        空氣預(yù)熱器堵塞的原因主要有煤中硫分過高、SCR噴氨調(diào)節(jié)不當(dāng)或故障、空氣預(yù)熱器冷端綜合溫度控制不合理以及空氣預(yù)熱器吹灰不當(dāng)?shù)萚5,7]。運(yùn)行人員通過調(diào)取歷史趨勢和查看SIS歷史回放發(fā)現(xiàn),本次空氣預(yù)熱器堵塞的主要原因是SCR系統(tǒng)噴氨調(diào)整不當(dāng)。

        2019年3月的機(jī)組啟動過程中,當(dāng)SCR系統(tǒng)前煙氣溫度達(dá)280 ℃時,投入SCR系統(tǒng)運(yùn)行。在排煙溫度較低時,氨的還原能力相對較弱,根據(jù)SCR脫硝反應(yīng)原理可知,增大噴氨量,促進(jìn)反應(yīng)正向進(jìn)行,為保證煙氣中氮氧化物排放濃度<50 mg/Nm3,值班人員將A、B兩側(cè)噴氨調(diào)節(jié)門逐漸開大,最后全開,以快速降低煙氣中氮氧化物的排放濃度,滿足環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)。此時,DCS顯示A/B兩側(cè)氨逃逸率數(shù)值不變,經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)A側(cè)氨逃逸表發(fā)生故障無法正確顯示,B側(cè)氨逃逸表已滿量程;排煙煙溫為116 ℃,催化劑所處環(huán)境溫度較低,由2所述可判斷已有大量硫酸氫銨生成,附著于空氣預(yù)熱器換熱片表面,導(dǎo)致機(jī)組正常運(yùn)行后空氣預(yù)熱器差壓逐漸增大,排煙溫度逐漸升高。

        3.3 處理措施

        為保證機(jī)組能長時間安全、穩(wěn)定運(yùn)行,電廠人員制定了一些措施:(1)加強(qiáng)空氣預(yù)熱器吹灰管理,發(fā)現(xiàn)差壓上升時加強(qiáng)吹灰,確保吹灰蒸汽參數(shù)滿足要求,吹灰前充分疏水,保證過熱度滿足要求;(2)任何工況下保證空氣預(yù)熱器冷端綜合溫度>180 ℃;(3)更換A側(cè)氨逃逸表,對A、B兩側(cè)氨逃逸表進(jìn)行噴氨優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn),減少噴氨量,控制氨逃逸率;(4)控制入爐煤硫分,盡量燃用低硫煤;(5)盡可能向調(diào)度申請,增加機(jī)組負(fù)荷運(yùn)行,提高排煙溫度,降低硫酸氫銨轉(zhuǎn)化率;(6)控制好氧量,特別是加減負(fù)荷過程中,氧量不會大幅變化;(7)必要時進(jìn)行空氣預(yù)熱器在線水沖洗。

        4 結(jié)語

        此次空預(yù)器堵塞主要是機(jī)組啟動過程中噴氨調(diào)節(jié)閥控制不當(dāng)、氨逃逸率表計發(fā)生故障所致,通過采取3.3所述運(yùn)行控制措施后,在機(jī)組各負(fù)荷時段,空氣預(yù)熱器差壓沒有明顯變化,由此可判斷空氣預(yù)熱器堵塞現(xiàn)象并沒有加劇。

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