燃煤电厂SCR脱硝装置投运后空预器堵塞的在线解决方法

日期:2020-10-08 07:57:21 作者:guest 浏览: 查看评论 加入收藏

北极星环保网讯:空预器堵塞的主要原因是脱硝氨逃逸造成的NH4HSO4黏附在空预器冷端壁面。氨逃逸控制不良的因素包括:运行人员意识不到位,没有相关的经历,烟气量测量不准,造成原烟气NOx总量不准,导致喷氨量过大;机组投运时间增加,催化剂活性下降;低负荷时,SCR入口烟温下降,催化剂活性降低,脱硝效率下降;由于烟气流场分布、喷氨量、NOx浓度分布不均等原因导致SCR出口氨逃逸不均匀。

此外冬季环境气温较低时,空预器换热面壁温进一步下降,易造成NH4HSO4快速粘结。从设备的角度考虑,氨逃逸、NOx、氧量等测量数据不能完全反映烟气整体情况,导致运行和控制存在一定偏差。其它如负荷频繁变化、煤种变化、吹灰程序、环保核查脱硝效率要求等也是造成空预器堵塞的原因。

1概述

华润电力登封有限公司二期#3、#4机组2*630MW超临界锅炉分别配备三分藏容克式空气预热器。

烟气脱硝装置是采用日本三菱(MHI)公司的脱硝技术设计和制造的,采取选择性催化还原(SCR)法来达到去除烟气中NOX的目的。采用ARGILLON公司催化剂。

每台锅炉布置两套SCR脱硝装置,以外购液氨为还原剂,布置在锅炉省煤器与空预器之间的高尘区域。烟气竖直向下流经SCR装置,反应器本体内为三层催化剂支撑结构,前期安装两层蜂窝状催化剂。

登封电厂#3、4机组SCR脱硝系统于12年投产,其中#4机组SCR装置和机组同步完成168试运,#3机组SCR装置略晚于#4机组投产。运行发现在冬季低温及春节前后低负荷运行时,为达到一定的脱硝效率,喷氨量增大,氨逃逸率上升,从而生成NH4HSO4沉积物,导致空预器堵灰、局部堵塞现象。

空预器堵塞引起炉膛负压波动增大,同时空预器烟气侧、一/二次风侧的进出口差压增加;堵塞严重时,空预器漏风量增大,两侧排烟温度均有不同程度的增加。,锅炉排烟损失增加,同时送引风机、一次风机电流均有所增加,风机电耗明显增加,甚至导致过引风机失速。最后为保证高负荷时引风机不失速,不得不采取打开空预器冷端人空门的方式来加大引风机的风量。

2空预器堵塞原因

空预器堵塞原因有很多,但是对于本单位空预器运行时间较短,同时堵塞严重。考虑到以前的经验、同厂家的沟通以及现场实际情况我们认为:本单位造成空预器堵塞最大的原因是由于投运SCR脱硝装置导致的。

如图1所示,SCR反应器是在特定催化剂作用下,以氨作为还原剂,选择性地将NOX还原为N2和H2O[1]。

脱硝技术

SCR的化学反应机理比较复杂,主反应是NH3在一定的温度和催化剂作用下,有选择地把烟气中的NOX还原为N2,其过程涉及到数十个反应方程[2-3]。但是当烟气中的SO3浓度高于逃逸氨浓度时,主要生成NH4HSO4,而在150~220℃温度区间,NH4HSO4是一种高粘性液态物质,易冷凝沉积在空预器换热元件表面,粘附烟气中的飞灰颗粒,堵塞换热元件通道,减小空预器内流通截面积,从而导致空预器阻力的增加,换热元件的效率降低等问题。

传统再生式空预器对硫酸氢铵结垢非常敏感,即使设计时采取措施减小氨逃逸率,由于负荷瞬变、气流层化、氨或NOX的分布不均、系统控制故障、催化剂性能降低等原因引起氨逃逸率上升,引起空预器结垢还是经常发生。

根据NH4HSO4的形成机理,若SCR反应器出口氨逃逸量越大,则烟气越容易在空预器冷端形成粘附性极高的NH4HSO4,造成空预器堵塞。而#4机组为本厂第一次投运SCR系统,人员没有经验,对氨逃逸率较高的危险性没有充分意识其危害性,本身人员又对降低SCR反应器入口NOX的各种手段缺乏了解。加上低负荷时喷氨调门漏流量较大,导致氨逃逸率一直较高。

#4炉2013年11月检修后投入运行以来,空气预热器压差持续快速上涨,尤其是6月底以来,堵塞明显加剧,现在烟气侧压差已接近3.5kPa,已严重威胁到机组的安全稳定运行与带负荷能力。

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