引言

目前大型燃煤電廠脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原法(SCR)。通過現(xiàn)場大量的工程應(yīng)用實踐發(fā)現(xiàn),SCR脫硝系統(tǒng)存在出口NOC濃度分布不均勻,氨逃逸量高等問題,造成空氣預(yù)熱器硫酸氫氨沉積,導(dǎo)致空氣預(yù)熱器堵塞被迫停機,嚴重影響機組安全穩(wěn)定運行。因此,開展空氣預(yù)熱器防止硫酸氫氨沉積堵塞等技術(shù)改造,以及SCR脫硝系統(tǒng)優(yōu)化,包括噴氨格柵調(diào)整,脫硝系統(tǒng)導(dǎo)流板優(yōu)化,CEMS測點完善等是保障脫硝系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行,防止空氣預(yù)熱器堵塞的關(guān)鍵技術(shù)手段。

本文開展了空氣預(yù)熱器現(xiàn)場技術(shù)改造,主要目的是通過空氣預(yù)熱器結(jié)構(gòu)優(yōu)化,減輕硫酸氫氨沉積,同時降低鍋爐排煙溫度,提高鍋爐運行經(jīng)濟性。空氣預(yù)熱器改造后進行了現(xiàn)場性能評估試驗,為準確評估空氣預(yù)熱器改造技術(shù)效果提供了重要的依據(jù)。

1鍋爐設(shè)備介紹

某電廠1、2號鍋爐是超臨界參數(shù)變壓直流爐,為東方鍋爐廠生產(chǎn)的單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、懸吊結(jié)構(gòu)I型鍋爐,額定容量為600MW。

1、2號鍋爐分別配用兩臺東方鍋爐廠生產(chǎn)的容克式空氣預(yù)熱器,脫硝改造前型號為LAP13494/886,空氣預(yù)熱器密封結(jié)構(gòu)采用雙道密封技術(shù),轉(zhuǎn)子直徑為13494mm,轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速為0.99r/min。轉(zhuǎn)子的主軸與外圓筒之間沿徑向設(shè)有48道倉格板,將整個轉(zhuǎn)子沿端面均勻分為48個扇形倉格,每個倉格的扇形角角度為7.5o。每個扇形倉格中有四道橫向隔板,形成5個小倉格,整個轉(zhuǎn)子共有240個小倉格,全部蓄熱元件分裝在扇形倉格內(nèi)。

2空氣預(yù)熱器存在的技術(shù)問題

2013年,該電廠1、2號鍋爐進行了脫硝系統(tǒng)改造,其間,更換了鍋爐空氣預(yù)熱器全部換熱元件。自脫硝系統(tǒng)投運以來,空氣預(yù)熱器壓差增大問題日趨嚴重:一是啟機之后的初始壓差不斷增大,二是運行中的壓差不斷增大。600MW負荷下各空氣預(yù)熱器壓差高值達3000Pa,其中A側(cè)空氣預(yù)熱器壓差最高值超過5000Pa,造成A側(cè)一次風(fēng)機頻繁失速、喘振,嚴重影響設(shè)備安全運行。

3空氣預(yù)熱器技術(shù)改造內(nèi)容

2017年1、2號爐停機期間換熱元件解體檢查情況如下:

1號爐空氣預(yù)熱器發(fā)現(xiàn)中層換熱元件大部分波紋板之間存在嚴重的灰垢堵塞現(xiàn)象,部分區(qū)域灰垢板結(jié)較硬,部分波紋板銹蝕嚴重,僅有約1/5的煙氣通道可以流通,上層換熱元件比較干凈。

2號爐空氣預(yù)熱器同樣發(fā)現(xiàn)中層換熱元件下1/3部分存在較嚴重的堵灰現(xiàn)象,但多數(shù)區(qū)域灰垢比較松散,元件銹蝕也比較輕微:下層換熱元件末端約200mm高度部分存在較嚴重的灰垢板結(jié),往上其余部分比較干凈。

為解決熱段中上層蓄熱元件容易堵塞的問題,電廠對空氣預(yù)熱器進行了技術(shù)改造,改造的主要方案是對中上層熱段空氣預(yù)熱器換熱元件進行合并,其中合并前上層高度為300mm,中層高度為1000mm,合并后高度為1200mm,同時采用了防堵能力更好的HC波形的蓄熱元件,改造前后空氣預(yù)熱器熱端蓄熱元件主要參數(shù)對比如表1所示。

4空氣預(yù)熱器技術(shù)改造后現(xiàn)場優(yōu)化試驗

為了驗證空氣預(yù)熱器改造的技術(shù)效果,改造后進行了空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率、空氣預(yù)熱器阻力、空氣預(yù)熱器進出口煙氣溫度的現(xiàn)場測量工作。

4.1空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率測試結(jié)果

600MW穩(wěn)定負荷工況下,分別測試兩臺鍋爐空氣預(yù)熱器進、出口煙氣成分,計算空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率,主要結(jié)果如表2所示。

如表2所示,1號鍋爐在600MW負荷下,A側(cè)空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率為8.09%,B側(cè)空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率為7.51%,兩側(cè)均值為7.80%。

2號鍋爐在600MW負荷下,A側(cè)空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率為7.60%,B側(cè)空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率為6.77%,兩側(cè)均值為7.18%。4.2空氣預(yù)熱器阻力測試結(jié)果

在600MW負荷下鍋爐穩(wěn)定運行時,分別對1、2號鍋爐空氣預(yù)熱器進、出口煙道的靜壓差進行測試,得到煙氣側(cè)阻力:同時記錄表盤顯示的空氣預(yù)熱器一次風(fēng)和二次風(fēng)之間的壓差,得到空氣側(cè)阻力,測試結(jié)果如表3所示。

由表3可知,1號鍋爐在600MW負荷下,A側(cè)空氣預(yù)熱器煙氣側(cè)阻力為1335.75Pa,B側(cè)空氣預(yù)熱器煙氣側(cè)阻力為1312.32Pa,兩側(cè)平均值為1324.04Pa:一次風(fēng)側(cè)空氣預(yù)熱器平均阻力為706.50Pa:二次風(fēng)側(cè)空氣預(yù)熱器平均阻力為1021.25Pa。

2號鍋爐在600MW負荷下,A側(cè)空氣預(yù)熱器煙氣側(cè)阻力為1641.43Pa,B側(cè)空氣預(yù)熱器煙氣側(cè)阻力為1624.50Pa,兩側(cè)平均值為1632.96Pa:一次風(fēng)側(cè)空氣預(yù)熱器平均阻力為775.56Pa:二次風(fēng)側(cè)空氣預(yù)熱器平均阻力為1021.66Pa。

4.3空氣預(yù)熱器進出口煙溫測試結(jié)果

600MW穩(wěn)定負荷工況下,分別測試兩臺鍋爐空氣預(yù)熱器進、出口煙氣溫度,同時記錄表盤相關(guān)風(fēng)溫參數(shù)并對排煙溫度進行修正,主要結(jié)果如表4所示。

由表4可知,1號鍋爐在600MW負荷下,空氣預(yù)熱器入口煙溫平均值為375.02℃,空氣預(yù)熱器出口平均一次風(fēng)溫為322.80℃、平均二次風(fēng)溫度為330.50℃,修正到設(shè)計空氣預(yù)熱器入口風(fēng)溫條件下的平均排煙溫度為132.45℃。

2號鍋爐在600MW負荷下,空氣預(yù)熱器入口煙溫平均值為377.17℃,空氣預(yù)熱器出口平均一次風(fēng)溫為312.15℃、平均二次風(fēng)溫度為324.50℃,修正到設(shè)計空氣預(yù)熱器入口風(fēng)溫條件下的平均排煙溫度為132.89℃。

5結(jié)論

本文針對某電廠1、2號鍋爐自脫硝系統(tǒng)投運以來,空氣預(yù)熱器壓差不斷增大,嚴重影響鍋爐安全穩(wěn)定運行的情況,開展了空氣預(yù)熱器改造,同時進行了改造后的性能評估。主要結(jié)論如下:

(1)為解決熱段中上層蓄熱元件容易堵塞的問題,電廠對空氣預(yù)熱器進行了技術(shù)改造,改造的主要方案是對中上層熱段空氣預(yù)熱器換熱元件進行合并,其中合并前上層高度為300mm,中層高度為1000mm,合并后高度為1200mm,同時采用了防堵能力更好的Hc波形的蓄熱元件。

(2)空氣預(yù)熱器改造后,1號爐600MW負荷下,A、B側(cè)煙氣側(cè)阻力平均值為1324.04Pa:2號爐600MW負荷下,A、B側(cè)煙氣側(cè)阻力平均值為1632.96Pa。

(3)空氣預(yù)熱器改造后,1號爐600MW負荷下,排煙溫度為132.45℃:2號爐600MW負荷下,排煙溫度為132.89℃,在正常范圍內(nèi)。

本文的系統(tǒng)研究成果,為同類型機組空氣預(yù)熱器優(yōu)化技術(shù)改造提供了有益的參考和借鑒,具有一定的理論價值和工程應(yīng)用效果。