魏鵬(國電東北電力有限公司吉林熱電廠鍋爐分場，吉林 吉林 132012)

0 引言

隨著國家節(jié)能減排工作的不斷深入，2015年12月國家發(fā)展改革委、環(huán)境保護部和國家能源局發(fā)布了《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，為滿足國家和地方環(huán)保法規(guī)要求，改善本地區(qū)的大氣環(huán)境質量，確保電力與環(huán)境的可持續(xù)協(xié)調發(fā)展，樹立國電集團品牌形象，推進電廠未來發(fā)展，建設綠色環(huán)保型電廠，國電吉林熱電廠分兩期對全廠四臺機組進行了脫硝改造。脫硝系統(tǒng)運行后，其供氨管路發(fā)生了雜質堵塞、結晶堵塞、供氨溫度下降等異常情況。本文對供氨管路運維中常見問題原因及處理過程進行分析闡述。

1 設備概述

1.1 機組概述

國電吉林龍華吉林熱電廠座落在北國江城—吉林市江北工業(yè)區(qū)，是國家“一五”期間建設的156項重點項目之一。歷經6期建設、1期技改和多次增容改造，現有供熱式汽輪發(fā)電機組4臺，總裝機容量為690MW(8-9號機2×125MW、10-11號機2×220MW)。

1.2 SCR脫硝系統(tǒng)概述

國電吉林熱電廠分兩期對全廠四臺機組進行了脫硝改造，前期于2015年開始改造，改造時系統(tǒng)為選擇性催化還原全煙氣脫硝系統(tǒng)，SCR反應器布置在省煤器與空氣預熱器之間的高含塵區(qū)域，采用尿素作為脫硝還原劑，設計入口氮氧化物為450mg/Nm3，設計出口氮氧化物為≤50mg/Nm3，設計效率按不小于89%設計，催化劑按脫硝效率98%進行配置。所有脫硝系統(tǒng)采用尿素水解法制備脫硝還原劑，四臺機組的脫硝裝置公用一個還原劑儲存、卸載及尿素溶液制備、儲存及輸送系統(tǒng)。

2 供氨管路運維過程中存在問題

閥門內漏，局部缺陷部位檢修消缺時，系統(tǒng)無法完全隔離。管路堵塞，供氨流量降低至無法維持系統(tǒng)所需最小流量運行。管路內氨汽溫度低，供氨溫度降至液氨結晶溫度。

3 供氨管路運維過程中存在的問題分析

3.1 閥門內漏

閥門門芯門座腐蝕，密封面遭破壞，致使閥門關閉時失去密封作用。閥門內存在積垢或結晶，造成閥門關閉時無法完全關閉，引起閥門內漏。

3.2 管路堵塞

3.2.1 管路或閥門內部結晶造成管路堵塞

結晶原因一：由于管路存在“盲端”運行時，液氨在此長期堆積，因流動性差溫度降低較快，液氨達到結晶溫度條件，造成管路或閥門內部結晶。此問題常見于供氨管路旁路系統(tǒng)、壓力表處、排污系統(tǒng)等內部液氨不經常流動區(qū)域(如圖1所示)。

圖1 管路或閥門易結晶部位示意圖

結晶原因二：由于我廠所處緯度極端氣溫-40.2～36.6℃，當供氨系統(tǒng)室外管路或閥門外部保溫失效、破損或保溫厚度低等原因，造成供氨管路散熱較快，液氨在達到結晶溫度造成管路結晶堵塞。

3.2.2 管路或閥門內部積垢造成管路堵塞

常見于供氨流量計內部縮頸處、氨-空混合器噴嘴處及系統(tǒng)管路變徑三通部位。從堵塞部位取出積垢為塊狀，顏色呈現黑色黃褐色；使用磁鐵進行吸附試驗，發(fā)現積垢有明顯吸附性；垢樣送吉林省電科院進行化驗分析，給出結果為內含超50%氧化鐵；根據以上現象及實驗分析結果結合我廠實際運行工況，初步判斷我廠供氨管路內部積垢原因有三點，詳細分析如下：

積垢原因一：尿素水解所使用水、汽品質較差：由于我廠四臺機組脫硝系統(tǒng)采用尿素水解法制備脫硝還原劑，脫硝裝置公用一個還原劑儲存、卸載及尿素溶液制備、儲存及輸送系統(tǒng)。當水解區(qū)所使用水、汽內含鐵或氧化鐵含量較高時，容易造成液氨內鐵或氧化鐵雜質上升，致使雜質在供氨管路內形成積垢。

積垢原因二：供氨系統(tǒng)管路化學成分鐵元素析出：我廠脫硝系統(tǒng)供氨管路所使用管材全部為白鋼316L(022Cr17Ni12Mo2)，根據其化學成分判斷，當高溫液氨流經管道時，其摩擦及腐蝕管道造成管道化學成分鐵元素析出，致使液氨內鐵或氧化鐵雜質上升。

積垢原因三：尿素品質較差：我廠所使用尿素為大宗采購貨物，其本身含有其他雜質，經水解后造成供氨管路內液氨含有雜質，當液氨用量少流量降低時、途徑管路變徑部位時或溫度發(fā)生變化時，其內含雜質極易發(fā)生沉淀、堆積或結垢。

3.3 管路內氨氣溫度低

根據現場實際測溫情況分析，并結合運維中發(fā)生的供氨溫度低缺陷情況，分析影響供氨系統(tǒng)管路內氨汽溫度低的原因有以下兩方面。

3.3.1 管路保溫效果差

管路保溫鐵皮破損或接口部位開裂造成內部保溫棉遭雨澆失效、無外部固定脫落或脫節(jié)等情況發(fā)生，致使管路保溫效果差，管路內部氨氣溫度低。管路保溫工藝性差：厚度低無法滿足現場實際需要、施工過程中搭接部位施工工藝差、管路支架部位未保溫等情況均能造成管路保溫效果降低。

3.3.2 管路保溫內伴熱系統(tǒng)效果差

伴熱系統(tǒng)未投運：蒸汽伴熱來汽門、回水門或疏水門未開啟，造成伴熱系統(tǒng)未正常投入運行。伴熱系統(tǒng)局部失效：伴熱系統(tǒng)投運后，蒸汽伴熱閥門或管路堵塞，造成伴熱系統(tǒng)局部失效。伴熱系統(tǒng)實際工作溫度未達到設計溫度或實際運行所需溫度。

4 問題處理

4.1 針對供氨系統(tǒng)閥門內漏及系統(tǒng)內已存在的結垢結晶情況處理

施工前供氨系統(tǒng)局部所需隔離時，在關閉的總截門門后法蘭部位加裝臨時堵板，以防止閥門內漏或誤操作造成液氨進入施工區(qū)域造成不安全事件發(fā)生。結合系統(tǒng)停運實際情況，對供氨系統(tǒng)檢修范圍內的所有閥門進行解體，檢查閥門密封構件腐蝕情況，對無法修復的閥門進行更換處理；檢查閥門及其出入口管路內部結垢、結晶情況，對內部結垢及結晶使用溫水清洗法進行清理。氨蒸汽投運前使用干蒸汽對整個檢修范圍內供氨系統(tǒng)進行吹掃，以避免雜質或結晶在系統(tǒng)內部少量積存，影響系統(tǒng)正常供氨。

4.2 針對供氨系統(tǒng)內結晶及供氨溫度低的情況處理

對現場供氨系統(tǒng)存在“盲端”管段易結晶部位進行結構性改造，將導致形成“盲端”管段的隔離閥門進行移位或增設隔離閥門，以達到徹底取消“盲端”管段或減少其長度的目的(如圖2所示)。

圖2 管路或閥門易結晶部位改動后示意圖

提高巡視檢查質量，制定供氨系統(tǒng)定期檢查工作(每周至少一次)，定期工作兼顧供氨系統(tǒng)保溫、伴熱系統(tǒng)及供氨管路檢查及測溫等工作。檢查時，重點關注供氨管路泄漏情況、保溫破損情況、伴熱系統(tǒng)泄漏及停投運行情況；測溫時，主要采用分段檢測，每個測點間隔小于50m，測溫內容包括保溫外部溫度、供氨管路溫度、伴熱系統(tǒng)溫度。對檢查發(fā)現的系統(tǒng)泄漏、保溫破損、伴熱非停情況及時消缺處理。對保溫外部測溫時，當保溫測得溫度超過當時室外溫度25℃時，均可視為保溫超溫，需對超溫處保溫進行更換或加厚處理。

對伴熱系統(tǒng)測溫時，當伴熱系統(tǒng)測得溫度低于其系統(tǒng)溫度15℃時，均視為伴熱系統(tǒng)欠溫。蒸汽伴熱可通過調整系統(tǒng)來汽門、回水門及卸水器來提高伴熱溫度，如果無法達到預期效果，可通過增加伴熱系統(tǒng)卸水器密度來增加蒸汽伴熱溫度，現我廠蒸汽伴熱系統(tǒng)卸水器間隔距離為50m。

4.3 針對供氨系統(tǒng)管路內積垢情況處理

對水解區(qū)所使用的尿素，嚴把來貨質量驗收關，加大尿素來貨抽檢評測及數量，降低氨汽內雜質提高氨汽質量。我廠尿素水解區(qū)初建時所使用水取自鍋爐用除鹽水、所使用蒸汽取自鍋爐冷段再熱器，水、汽品質已為較高等級，無法進行優(yōu)化。我廠脫硝系統(tǒng)供氨管路所使用管材全部為白鋼316L(022Cr17Ni12Mo2)，本著節(jié)約成本的原則，已無法對供氨管路管材防腐等級進行提示優(yōu)化。結合4.2節(jié)對現場供氨系統(tǒng)存在“盲端”管段易結晶部位進行結構性改造，已減少液氨內雜質在“盲端”管段發(fā)生沉淀、堆積或結垢情況的發(fā)生。

對供氨管路存在急劇變徑部位，可根據現場實際情況適當對小孔徑部位進行擴孔處理。我廠10、11號爐供氨系統(tǒng)氨-空混合器噴嘴原孔徑僅為Φ8，然而管路內運行時剝離的塊狀雜質尺寸普遍大于Φ8，經常發(fā)生氨—空混合器噴嘴堵塞情況。后期通過聯(lián)系系統(tǒng)原設計人員核算并結合現場實際用氨量情況，將氨-空混合器噴嘴孔徑由Φ8擴大至Φ12。氨—空混合器噴嘴經過擴孔后，運行至今未再次發(fā)生過堵塞情況。

5 結論

吉林熱電廠作為一個曾榮獲“全國五·一勞動獎”“全國火電廠一流管理企業(yè)”“全國文明單位”等多項殊榮的熱電聯(lián)產企業(yè)，在響應國家號召提高周邊生態(tài)環(huán)境社會效益的同時，繼續(xù)發(fā)揚其“自強不息”的優(yōu)秀光榮歷史傳統(tǒng)，對脫硝系統(tǒng)新型設備、技術深入學習，對系統(tǒng)運維中存在的問題深入分析并結合現場實際“究根求源”，為處理問題提出了最優(yōu)化可行的解決方案，保障了供氨環(huán)保設備安全平穩(wěn)運行的同時積累了寶貴經驗。