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鍋爐空預器進行脫硝改造的問題
不論是SCR還是SNCR脫硝方式,都是向煙氣中噴入氨水、液氨、尿素等產生氨氣的物質,依靠NH3和煙氣中的NOx反應,將其還原為氮氣。
但是,使NH3完全反應掉是很難的。殘余的氨氣成分會和煙氣中的SO3和水蒸汽反應,會生成硫酸銨和硫酸氫氨。
硫銨〔(NH4)2SO4〕在預熱器段煙氣溫度范圍內(450℃以下)為固體粉末狀,而且要在氨氣殘余成分很高時(一般NH3達數十個ppm體積濃度時)才大量生成,生成的量很微少,包容在灰中,對預熱器幾乎沒有影響。
硫酸氫銨(NH4HSO4)在所有氨氣成分的燃煤鍋爐煙氣中均存在,硫酸氫銨從氣態向液態轉變的溫區正好處在流經預熱器部分的煙氣溫區。
所以在機組增加脫硝設備后,必須同步的對預熱器進行改造,采用高冷端的鍍搪瓷傳熱元件,并增加雙介質的吹灰系統。
空預器進行改造后,將對鍋爐的性能可能有如下影響:
1.煙氣溫度的影響
在機組運行脫銷系統改造以后,SCR催化劑提高了SO2向SO3的轉化率,因而預熱器冷端腐蝕有所加劇。為保護預熱器后面的設備(如靜電除塵器、煙道等),適當提高鍋爐排煙溫度有利于保護這些設備,在煙氣中,由于氨氣含量很低,煙氣成分變化不大,在省煤器出口煙氣溫度變化不大時,預熱器通過追加熱端換熱面,排煙溫度一般不受影響。但如果冷段堵塞未及時清理,會使排煙溫度有所上升,但不足以會危及鍋爐安全運行。
在鍋爐低負荷工況時,煙氣溫度降低,氨氣逃逸率上升,導致硫酸氫銨沉積帶向預熱器熱端漂移,可能會引起預熱器熱端堵塞。故我們一般只計算低負荷及最惡劣工況金屬溫度場,如此工況滿足其余工況必然滿足。
2.壓差阻力的影響
由于傳熱元件總高增加,預熱器煙空氣阻力通常增加150-200Pa ,但如果冷段堵灰,阻力上升較明顯。通常在氨氣濃度1ppm以下時,硫酸氫銨生成量很少,故預熱器堵塞現象不明顯,如NH3逃逸增加到2 ppm,日本AKK的測試表明,預熱器在運行6個月,阻力約增加30%,如NH3逃逸增加到3 ppm,預熱器在運行6個月,阻力約增加 50%。這對風機的影響較大。
3.對預熱器漏風的影響
SCR的使用通常使預熱器煙氣側負壓增加1Kpa 左右。如使用換熱系數不高的傳熱元件作為冷端元件,為達到同常規預熱器相近的排煙溫度,需增加預熱器換熱元件總高,這一般會使預熱器煙空氣阻力略有上升。預熱器煙空氣壓力差增加不可避免地造成預熱器漏風率上升,通常對30萬等級鍋爐預熱器,計算表明,漏風率增加量為0.5-0.8%;對60-70萬等級鍋爐預熱器,漏風率增加量為0.4-0.6%,由于目前預熱器均采用完善的雙道密封系統,煙空氣壓差的影響較早期的單道密封預熱器為小,預熱器漏風率總體上來講上升輕微。
4.煙氣灰分的影響
煙氣中灰分很少時,硫酸氫銨在液相區以液滴形式存在,當燃料灰份/硫份比值小于7時,灰分只能吸附部分硫酸氫銨液滴,但灰粒的黏性非常大,和部分純硫酸氫銨液滴一起吸附到換熱元件表面上;當燃料灰份/硫份比值大于7時,煙氣中灰塵在均勻彌散分布時,幾乎可以吸附所有硫酸氫銨液滴,此時灰分的黏性也遠比無硫酸氫銨液滴時為大。
一般在燃料成分滿足灰份/硫份比值大于7時,預熱器冷端傳熱元件入口設防溫度可以適當降低,幅度通常是22℃(40F)。
脫硝裝置(SCR或SNCR)布置在預熱器前部煙道中時,如燃多灰燃料(如煤),稱之為高塵布置。脫硝裝置布置在除塵器以后煙道中或在不滿足灰份/硫份比值大于7的煙道中(即使在預熱器前部)都稱為低塵布置。
灰分高并不總是意味著預熱器的工況變得安全了。保證殘余NH3在煙氣中均勻分布也非常重要,對氨氣噴入、反應和離開脫硝裝置后的分布均勻性要進行良好控制,避免出現局部過高濃度區。為保證煙氣成分均勻,煙道中采用導流設備是很有必要的。
5.對預熱器腐蝕的影響
目前SCR系統所用催化介質最常見的是氧化鈦和氧化釩,能使脫硝效率大大提高,但是,部分SO2也同時受其催化轉變成SO3,國外紀錄到的在SCR催化劑使用壽命內的平均數據是約增加了2-3%的轉化率。對原先常規預熱器設計時,對一些低硫煤(折算硫分在1.5%以下),冷端傳熱元件設計僅考慮采用普通耐腐蝕材料(通常是Corten鋼),轉化率增加后,將會縮短預熱器冷段換熱元件使用壽命。對130℃左右排煙溫度的設計,常規預熱器冷端腐蝕區僅在冷端100-200mm范圍內,在增加了SO3轉化率后,硫酸露點通常上升5-10℃,預熱器冷端受硫酸腐蝕區將上升到250-450mm, 原先普通預熱器設定的冷段300mm高度就顯得不夠了。因此,預熱器轉子的一些冷端構件和密封構件(在硫酸腐蝕區工作),必須使用如考登鋼、NS1之類的材料,傳熱元件本身,應盡量使用搪瓷表面。
硫酸氫銨本身的腐蝕性較硫酸為弱。從國外的使用情況來看,腐蝕也表現為電化學反應,由于其較牢固的粘在元件表面,表現為點狀腐蝕,分布在從預熱器冷端向上600mm-900mm的范圍內(隨預熱器工作溫度情況而變化)。
6.SCR催化劑不同投運階段對預熱器影響分析
SCR催化劑目前各供應商的保證壽命一般為3年左右,但是在SCR投用的開始階段,由于催化介質活性好,氨氣逃逸率可以控制得較低(< 2ppm)在良好的完成脫硝任務的同時,對提高SO2轉化率的負面影響也較大(最高紀錄值是7.7%)。此時預熱器運行面臨的主要任務是控制冷端硫酸腐蝕。
在催化劑使用15,000-20,000小時后,活性通常降低三分之一左右,此時如追求高的NOx控制水平,只有增加氨氣注入量,從而帶來較高的氨氣逃逸水平,通常能到5ppm以上,從而生成大量的硫酸氫銨。
通常采用預留催化劑將來層的做法控制氨氣逃逸率。在SCR初投用階段,投用2層催化劑(也有用3層的),到使用兩年后,增加一層新催化劑(共3層或4層同時工作),到使用3年后,更換已到工作壽命的催化劑。這樣能始終將氨氣逃逸率水平控制在3ppm以下。
而對SNCR,由于反應效率過低(不到50%),在整個脫硝過程中氨氣逃逸率都很高(達50-200ppm 以上),對預熱器堵灰影響極大,故鍋爐系統應盡量避免使用SNCR脫硝方式。
7.投用SCR以后對預熱器運行維護的影響
由序6的分析可以得出,隨著脫銷設備運行的時間越來越長,氨氣的逃逸率會越來越大,勢必會引起硫酸氫氨的凝結加重,除了在元件選擇上采用高冷端的鍍搪瓷傳熱元件,加強吹灰也是保持預熱器正常運行的一個必要手段,一種錯誤的想法是通過提高吹灰壓力和吹灰頻次來解決積灰問題。由于過高吹灰蒸汽壓力(2Mpa以上)可能使元件開裂,撕裂后的元件彎曲變形,碎片堵塞通道,使得后繼的吹灰效果完全喪失,這種方法是完全不可取的。
目前普遍采用的清洗方式是使用雙介質(蒸汽和高壓水)吹灰器(半伸縮或全伸縮),通常冷端和熱端各布置一臺。正常使用時,用蒸汽吹灰,清除位于傳熱元件上下端面的積灰。在預熱器阻力上升50-60%時,用高壓水沖洗。
高壓水沖洗在預熱器單臺隔離狀態下可以使用,但僅限于冷端,熱端高壓水沖洗僅用于在熱段層內出現水泥樣堵灰物時使用,熱態使用水沖洗,不論是高壓還是低壓水,都會對轉子產生很大的溫度應力,甚至使轉子出現嚴重不可恢復變形,必須慎重進行。
高壓水沖洗的噴嘴是精心選擇的。一般使用小口徑(1.5mm左右,水壓10-20Mpa),數個噴嘴集中布置以提高清洗效果。但一次沖洗耗時較長,完全伸縮式需20小時左右(60萬機組),半伸縮型時間可以減半(單位時間水量加倍)。
當必須進行冷端在線水沖洗時,必須確保預熱器完全隔離。在轉子金屬溫度冷卻到120℃以下時進行。因為即使用冷端水沖洗,高壓水一般能貫穿整個轉子而到達預熱器上方。由于預熱器在隔離階段冷卻較慢,煙氣側很難完全隔開(擋板并不能做到100%隔離),一種行之有效的做法是設立煙氣出口空氣旁路,連通冷二次風道和預熱器出口煙道,低負荷運行送風機,從而保證預熱器轉子迅速冷卻(一般2-3小時左右)。更簡單的做法是打開預熱器煙氣側檢修門,使預熱器煙氣側壓力大于隔離擋板前部煙道,從而阻止煙氣在清洗階段通過預熱器轉子。清洗時,被隔離預熱器的送風機應打開,以保證吹干轉子和維持預熱器煙氣側壓力高于擋板另一側。清洗完畢后應繼續用送風吹干轉子。
通常的預熱器沖洗間隔時間如圖4所示。圖4中,由于日本鍋爐機組通常使用灰分較低的燃料,硫酸氫銨被灰分吸附不充分,表現為清洗間隔較短;德國機組用煤灰分較高,清洗間隔相對較長。但是,氨氣逃逸率從2ppm上升到3ppm,不論灰分高低,都會使清洗間隔明顯縮短。近年來,日本和歐洲均提出將氨氣逃逸率水平控制在2ppm以下,這無疑將對預熱器的清洗要求大大降低。如清洗間隔能控制在10個月以上,預熱器清洗可以納入正常的年度停機檢修中。