基于環(huán)保超低排放的管式空預器長周期運行策略

王鵬程，劉旋坤，蔡 晉，楊海瑞

(1.山西河坡發(fā)電有限責任公司，山西 陽泉 045000；2.清華大學 山西清潔能源研究院，山西 太原 030032；3.清華大學 能源與動力工程系 電力系統(tǒng)及發(fā)電設(shè)備控制和仿真國家重點實驗室，北京 100084)

0 引 言

管式空預器是電站鍋爐系統(tǒng)常見設(shè)備，其作用是將鍋爐尾部煙道中煙氣攜帶的熱量傳導預熱進入鍋爐空氣至一定溫度，從而減少排煙熱損失。由于鍋爐煙氣中存在一定顆粒物及腐蝕性氣體，因此在鍋爐的長期運行中，空預器會出現(xiàn)磨損、腐蝕和堵塞等問題，也是所有火力發(fā)電廠面臨的重大技術(shù)難題。因此管式空預器所處的工作環(huán)境決定了其是否能夠安全長周期運行，這也是鍋爐機組實現(xiàn)安全、經(jīng)濟運行的保障。

目前有大量文獻分析了空預器性能的影響因素，于凱等[1]針對空預器低溫段結(jié)露和腐蝕的原因，提出提高暖風器出口溫度及定期清洗維護空預器管道緩解低溫腐蝕；鄔東立等[2-4]以某660 MW脫硝機組空預器為例，分析了選擇性催化還原(SCR)脫硝機組對空預器造成堵塞的原因，通過調(diào)整噴氨系統(tǒng)和加大干預力度減緩空預器堵塞；李軍狀等[5-7]基于脫硝副產(chǎn)物對空預器堵塞的原因分析，對脫硝系統(tǒng)進行調(diào)整。王興等[8-10]基于目前部分機組在超低排放改造中氨逃逸對空預器造成堵塞，提出改善噴氨系統(tǒng)的均勻性以及增加噴氨分區(qū)的數(shù)量，從而減少氨逃逸對空預器的影響。以上相關(guān)研究對空預器的穩(wěn)定運行提供了一定基礎(chǔ)，但在實際長周期運行中，空預器出現(xiàn)的問題復雜多樣，且目前對于空預器長周期運行維護的相關(guān)研究較少，因此筆者以河坡350 MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐機組的管式空預器為研究對象，在運行期間分別采用低氧量燃燒策略、空預器入口風溫控制、鍋爐系統(tǒng)脫硫脫硝排放改善等技術(shù)措施對該鍋爐空預器進行維護，空預器運行6 a來狀態(tài)良好，無大面積積灰、腐蝕現(xiàn)象，可為同類機組空預器的運行維護提供參考。

1 鍋爐設(shè)備介紹

河坡超臨界350 MW循環(huán)流化床鍋爐為單爐膛、半露天M型布置，主要設(shè)計參數(shù)見表1。鍋爐本體由3部分組成，第1部分布置主循環(huán)回路，第2部分布置尾部煙道，第3部分為空氣預熱器。空氣預熱器為管式，置于尾部豎井下方雙煙道內(nèi)，采用臥式順列四回程布置，空氣在管內(nèi)流動，煙氣在管外流動，在最后一個回程低溫段部分采用考登鋼Q355GNH，空預器結(jié)構(gòu)如圖1所示。

表1 鍋爐主要設(shè)計參數(shù)Table 1 Boiler main parameters designed

圖1 空氣預熱器結(jié)構(gòu)Fig.1 Air preheater structure

鍋爐機組燃用煤種為陽泉無煙煤，該煤種炭化程度高，揮發(fā)分低，因此存在燃點高、難燃盡的問題，煤種參數(shù)見表2。根據(jù)環(huán)保要求，鍋爐系統(tǒng)中采用分離器入口處安裝尿素噴槍進行選擇性非催化還原(SNCR)脫硝，采用爐內(nèi)噴鈣和濕法工藝協(xié)同脫除SO2。

表2 煤質(zhì)分析Table 2 Coal feeding parameters

2 空預器運行策略

2.1 入口風溫控制

煤燃燒時產(chǎn)生的SO2會與水蒸氣結(jié)合生成硫酸蒸氣，當空預器受熱面溫度低于煙氣酸露點溫度時，硫酸蒸氣在低溫受熱面凝結(jié)成質(zhì)量分數(shù)約80%的硫酸溶液，從而造成低溫腐蝕[11]。通?？疹A器發(fā)生低溫腐蝕較嚴重的區(qū)域有2個，一是壁溫在水露點附近時(40～45 ℃)，此種情況一般不易發(fā)生；二是壁溫低于酸露點25～45 ℃的區(qū)域。當空預器壁溫達到酸露點A時，腐蝕速度和管壁溫度呈線性關(guān)系，管壁溫度在120 ℃左右時腐蝕速率達到頂峰，隨著管壁溫度降低，影響凝結(jié)酸量，腐蝕速率降低(圖2)?？刂瓶疹A器冷端溫度高于酸露點可有效避免低溫腐蝕。

圖2 管壁溫度和腐蝕速度關(guān)系Fig.2 Relationship between wall temperature and corrosion rate

根據(jù)機組實際運行情況，制定了空預器入口風溫智能控制策略，將一二次風道入口處的暖風器出口風溫作為自動控制輸出對象，暖風器出力調(diào)整門設(shè)置智能自動控制模塊，該模塊主線控制以鍋爐排煙溫度作為輸出量，反向調(diào)節(jié)空預器入口風溫，綜合考慮燃燒煤種、機組負荷、鍋爐出口SO2濃度、排煙含氧量、大氣環(huán)境溫度等因素，作為智能控制的修正因子，形成一個閉環(huán)控制單元，最終將空預器入口風溫始終控制在25～45 ℃。

(1)

式中，ay、ak分別為煙氣側(cè)和空氣側(cè)放熱系數(shù)，kW/(m2·℃)。

根據(jù)邱振波等[11]以及張建中等[12]對比分析，煙氣的酸露點tsld計算采用日本電力研究所公式，其中SO3轉(zhuǎn)化率取2.0%～5.5%：

tsld=20lgφ(SO3)+a。

(2)

其中，φ(SO3)為煙氣中SO3的體積分數(shù)；a為與煙氣水分有關(guān)的常數(shù)，當水分體積分數(shù)為5%時，a=184；當水分體積分數(shù)為10%時，a=194；當水分體積分數(shù)為15%時，a=201。

根據(jù)式(1)與式(2)可以求出空氣壁溫與煙氣的酸露點，進而指導調(diào)整空預器的入口風溫，保證空預器的壁溫在酸露點以上運行。

機組部分運行參數(shù)見表3，可知一次風入口風溫經(jīng)由暖風器加熱后冬季可維持在35～45 ℃，夏季維持在40～55 ℃，有效提高了空預器冷端溫度，有利于減緩低溫腐蝕。

表3 機組部分運行參數(shù)Table 3 Some parameters of boiler

2.2 低氧量燃燒

由式(2)可知煙氣中SO3含量也是影響低溫腐蝕的重要因素，其中SO2、O2和H2O的濃度升高、溫度和反應停留時間增大均會影響SO3濃度[13]，從而促進硫酸蒸氣的生成，并且使酸露點溫度升高，根據(jù)賈明生等[14]的研究，溫度和過量空氣系數(shù)對SO3轉(zhuǎn)化率的影響如圖3所示；有研究表明，當過量空氣系數(shù)降至1.05時，煙氣中SO3生成量減少[15]。

圖3 溫度和過量空氣系數(shù)對SO3轉(zhuǎn)化率的影響Fig.3 Effect of temperature and excess air ratio on the conversion of SO3

為減少煙氣中SO3含量，采用低氧量燃燒策略通過降低煙氣中氧量來降低酸露點，配合空預器入口風溫控制可確保管壁溫度高于酸露點，但當氧量過低時，會導致爐膛飛灰可燃物上升，鍋爐效率下降。根據(jù)曾培強等[16]對1 025 t/h鍋爐低氧燃燒試驗研究，300 MW負荷時氧量應該維持在2.7%～3.0%，270 MW負荷時氧量為4.0%～4.3%，240 MW負荷時氧量為5.2%～5.5%，并且鍋爐負荷每下降5 MW，氧量提高0.2%。

根據(jù)機組實際運行負荷，最終確定350 MW負荷時氧量為2.7%～3.0%，310 MW負荷時氧量為3.0%～3.2%，230 MW負荷時氧量為3.2%～3.5%，根據(jù)不同氧量制定不同過量空氣系數(shù)的運行策略，機組運行人員可據(jù)此調(diào)整，結(jié)合煤種燃燒特性和鍋爐實時運行狀態(tài)選擇合適的過量空氣系數(shù)。

2.3 脫硫系統(tǒng)改造

該機組原脫硫系統(tǒng)采用在返料腿加入石灰石脫硫劑的給入方式，石灰石粉經(jīng)氣力輸送至返料腿負壓位置，與循環(huán)灰混合后進入爐膛。該方法雖然會在返料腿內(nèi)對石灰石進行預煅燒，且可在一定程度上提高脫硫效率，但也極易形成石灰石表面結(jié)團包覆，污染石灰石原料，導致石灰石脫硫活性降低，脫硫效率變差，脫硫響應速度慢等問題。同時，鍋爐燃用煤種多樣，運行負荷變化頻繁，直接導致爐內(nèi)原始生成SO2濃度變化幅度大，進而腐蝕空氣預熱器。

基于以上運行問題，采用微氧化高傳質(zhì)快速響應爐內(nèi)脫硫技術(shù)[17]，對爐內(nèi)脫硫系統(tǒng)進行改進。該技術(shù)是將石灰石噴入點設(shè)在上二次風口中，其位于流化床鍋爐爐膛的收縮段位置，使石灰石可以直接噴入爐內(nèi)微氧化稀相區(qū)域。結(jié)合改造后的實際運行經(jīng)驗，發(fā)現(xiàn)該技術(shù)有多方面優(yōu)勢：首先，所選噴入點位置為上二次風口，減少了石灰石對床溫影響，同時其背壓小，石灰石粉穿透力強，更易均勻分布在爐膛內(nèi)部，使脫硫劑均布、擴散以及反應快速完成；其次，石灰石噴槍所處平面與布風板之間的垂直距離為床料料層厚度的3.5～7.0倍，可保護石灰石不被循環(huán)灰包裹污染；最后，石灰石從該位置噴入?yún)^(qū)域處于微氧化氣氛，燃料經(jīng)欠氧燃燒后，該區(qū)域SO2充分釋放，該穩(wěn)定氣氛更利于石灰石脫硫快速反應。改造前后爐內(nèi)脫硫反應響應時間如圖4所示，可知改造前后的脫硫響應速率時間由180 s提高至40 s，脫硫響應速率顯著提升。綜上，該技術(shù)保證了石灰石在爐內(nèi)的較高脫硫效率，實現(xiàn)了鍋爐出口硫含量穩(wěn)定控制，降低空預器低溫腐蝕概率。

圖4 改造前后爐內(nèi)脫硫反應響應時間Fig.4 Response times of desulfurization reaction in furnace before and after modification

在優(yōu)選石灰石噴入點位置的同時，對配套石灰石泵送系統(tǒng)進行了優(yōu)化改造。一方面，通過試驗確定石灰石收料倉排氣管的最佳傾斜角度，解決了排氣管頻繁堵塞的問題。另一方面，釋放壓縮空氣主路的自力式調(diào)壓閥調(diào)節(jié)彈簧，石灰石輸送用氣量增大，從而提高管道內(nèi)石灰石攜帶量，單套石灰石泵送系統(tǒng)的最大出力由25 t/h提高至40 t/h。這些綜合措施極大降低了SO2濃度大幅波動的可能性，為減緩空預器腐蝕提供了有力保障。

2.4 脫硝系統(tǒng)改造與調(diào)整

煙氣中少量SO2會進一步氧化成SO3[18]與逃逸氨反應生成硫酸氫銨(ABS)與硫酸銨(AS)等物質(zhì)沉積在空預器中[19]，根據(jù)實際運行可知，ABS凝結(jié)在亞微米飛灰顆粒表面，可作為較大飛灰顆粒間的黏附劑，促進飛灰顆粒間的團聚[4]，從而導致空預器堵塞[20]。對于煙氣脫硝裝置，應嚴格控制噴氨量，防止過度噴氨引起氨逃逸量增加。在降低噴氨濃度的同時保證氨噴射系統(tǒng)的噴氨流量平衡，防止噴氨不均勻?qū)е戮植繃姲边^大造成氨逃逸濃度升高。

本機組SNCR脫硝系統(tǒng)在分離器入口處安裝尿素噴槍，共設(shè)置15支墻式噴射器，每個旋風分離器5支，3支布置在入口煙道外側(cè)，1支布置于入口煙道頂部，1支布置于出口煙道前墻方向。通過對分離器不同位置的脫硝噴槍進行優(yōu)化測試，得到噴槍效率，根據(jù)效率測試結(jié)果，優(yōu)先使用入口煙道頂部效率最高的噴槍。

此外，在CFB鍋爐上二次風管傾斜段也增設(shè)脫硝噴槍，切向噴入尿素溶液，在爐膛高溫區(qū)直接進行脫硝反應，解決了CFB鍋爐啟動階段、超低深度調(diào)峰時段分離器內(nèi)尿素反應效率低、反應溫度不夠、脫硝困難、氨逃逸高的問題。

通過鍋爐超低排放改造，調(diào)整脫硝系統(tǒng)，使鍋爐每萬度電只消耗尿素2.39 kg，比設(shè)計值減少了9.01 kg，額定負荷每小時消耗尿素83.65 kg，比設(shè)計值每小時節(jié)約尿素0.31 t，且氨逃逸接近0，有效減少了硫酸氫氨對空預器的腐蝕和堵塞的風險，延長了空預器的使用壽命。

2.5 空預器主動封堵措施

鍋爐經(jīng)一段時間運行，可在停爐檢修期間根據(jù)空預器磨損、腐蝕等問題進行檢測分析，提前封堵問題嚴重的空預器管道，確保該部位空預器即使發(fā)生腐蝕泄漏也不會導致腐蝕范圍擴大。河坡電廠對空預器部分管道進行封堵后，經(jīng)長時間運行證明，由于空預器設(shè)計余度較大，對部分空預器管材提前預封堵后排煙溫度無明顯變化，但空預器腐蝕區(qū)域明顯降低。運行6 a來，空預器運行狀態(tài)良好，無大面積積灰、腐蝕現(xiàn)象。

3 結(jié) 論

1)采用空預器入口風溫智能溫控策略，根據(jù)酸露點預測結(jié)果確定空預器管壁溫度，從而調(diào)整暖風器出力，保證空預器的入口風溫始終在酸露點以上，從而減小空預器末端低溫腐蝕。

2)采用低氧量燃燒技術(shù)，通過文獻調(diào)研和實際運行，最終確定了鍋爐在不同負荷下的氧量：350 MW負荷時氧量為2.7%～3.0%，310 MW負荷時氧量為3.0%～3.2%，230 MW負荷時氧量為3.2%～3.5%。

3)將石灰石噴入點設(shè)在上二次風口中，使石灰石可直接噴入爐內(nèi)微氧化稀相區(qū)域，縮短了脫硫響應速率時間，避免了煙氣中SO2含量大幅波動，大幅減小了空預器的低溫腐蝕幾率。

4)對SNCR系統(tǒng)的噴槍進行優(yōu)化，確定噴槍效率的高低排序；并在二次風管傾斜段增設(shè)脫硝噴槍，可提高全負荷平均脫硝效率，降低氨逃逸量，有效減少硫酸氫氨對空預器的腐蝕和堵塞的風險。

5)提前封堵空預器問題嚴重管道，可有效降低空預器的腐蝕。