燃煤机组超低排放改造后空预器堵塞研究与对策

燃煤机组在超低排放改造后,SCR烟气脱硝系统运行时造成空预器堵塞,严重影响机组安全稳定运行,通过研究造成空预器堵塞的根本原因,提出对策和预防措施,解决了空预器堵塞问题。     

深度减排火电机组空预器堵塞原因及运行控制措施研究

燃煤机组在深度减排后,SCR烟气脱硝系统运行时造成空预器堵塞,严重影响机组安全稳定运行,通过研究造成空预器堵塞的原因,提出运行中应采取的对策和预防措施,解决了空预器堵塞问题。     

1000MW机组空预器在线水冲洗策略研究

大部分燃煤机组安装烟气脱硝系统后出现了空预器堵塞问题,造成锅炉效率下降、严重影响了发电机组的安全、经济运行。分析了空预器堵塞的原因,介绍了对空预器进行在线高压水冲洗以解决空预器堵塞问题的方案,并给出了试验效果,最后对在线水冲洗可能造成的不利影响提出了后续检查措施。     

某600 MW机组空气预热器硫酸氢铵堵塞综合防治技术

针对某600 MW机组烟气超低排放改造后,空气预热器（空预器）出现严重堵塞现象,提出了空预器硫酸氢铵（ABS）堵塞综合治理技术。通过分区控制格栅式喷氨系统,解决了选择性催化还原（SCR）脱硝装置氨逃逸超标问题,将空预器传热元件三段改为两段,提高了空预器吹灰的通透性,空预器ABS堵塞现象得到了根治,提高了机组运行的安全性和经济性。本文对同类型问题机组改造具有一定的借鉴意义。     

燃煤机组硫酸氢铵分区生成分析及空预器防黏结堵塞研究

燃煤机组脱硝超低排放改造后,反应器流场不均及局部喷氨过量导致在空预器冷端生成硫酸氢铵,硫酸氢铵黏结物难以通过吹灰有效清除,通过对空预器硫酸氢铵分区生成机理的分析研究,提出加装脱硝反应器采样全断面监测装置,进行空预器硫酸氢铵生成监测及空预器冷端黏结早期干预控制,有效地防止空预器堵塞发生,提高了机组运行安全经济性。     

超低排放改造前后SCR脱硝装置性能评价分析

选取2台燃煤机组进行实测,分析了超低排放改造前后选择性催化还原技术(selective catalytic reduction,SCR)脱硝装置出口NOx浓度、氨逃逸率以及烟气在线监测系统所测SCR脱硝出口与烟囱入口NOx浓度;同时,分析了超低排放改造机组的催化剂、空预器垢样。结果表明,机组排放超低改造后存在NOx浓度分布均匀性变差和逃逸氨浓度急剧增加问题,并由此造成空预器硫酸氢铵堵塞严重,催化剂活性成分流失较为严重,硫酸盐和碱土金属元素含量上升明显。为解决上述问题,文中提出多点监测、喷氨优化、催化剂定期测试和空预器冷端更换镀搪瓷元件等措施。     

660 MW机组脱硝 SCR分区喷氨控制技术改造

针对燃煤机组中选择性催化还原脱硝系统(selectivecatalyticreduction,SCR)存在喷氨量过高、NOX浓度波动大和空预器堵塞等问题,采用SCR分区喷氨控制技术改造某660MW燃煤机组。结果表明,相同运行负荷条件下,SCR分区喷氨控制系统的引入可有效改善脱硝效率、空预器阻力和SCR出口NOX浓度分布均匀性。     

SCR脱硝系统喷氨优化调整试验

为了调高脱硝系统效率,在满足环保超低排放标准的前提下,减少喷氨量、降低氨逃逸率、降低空预器堵塞风险,对某电厂超临界2×700 MW燃煤机组脱硝系统进行喷氨优化调整试验。通过调整喷氨手动门开度,合理调节SCR喷氨量,使SCR脱硝系统出口氮氧化物浓度分布的均匀性得到改善,降低了局部氨逃逸峰值,降低了空预器堵塞的风险。     

广西燃煤电厂SCR存在问题及解决措施

对广西12个燃煤电厂选择性催化还原烟气脱硝系统(SCR)近年运行情况进行调研发现,SCR主要存在的问题有空预器堵塞和腐蚀、催化剂层积灰、NOx浓度"倒挂"、进氨调节阀卡涩及流量计堵塞等。试验及分析结果表明,SCR存在的大部分问题是由SCR喷氨不均匀造成。通过开展SCR系统喷氨优化调整试验,较好地解决了空预器堵塞和腐蚀、NOx浓度"倒挂"等问题。为解决SCR其它存在的问题,广西燃煤电厂结合自身特点进行技术改进,加强运行维护人员培训,确保了烟气脱硝装置的正常运行及NOx浓度的达标排放。     

310MW机组脱硝后空预器在线清洗及防堵塞措施

某310 MW机组脱硝后空预器堵塞严重,严重影响机组运行的安全性与经济性,在充分调研与论证基础上实施空预器在线清洗,解决了运行中空预器严重堵塞问题,并对空预器堵塞的防范措施进行探讨。     

SCR法烟气脱硝后空气预热器堵塞及应对措施

选择性催化还原（SCR）法是目前燃煤电厂常用的烟气脱硝技术,火电厂加装SCR脱硝装置后易出现空气预热器（空预器）腐蚀和堵塞问题。通过某电厂实际案例,分析了SCR脱硝装置投运后对空预器运行造成的影响,并在分析原因的基础上给出应对措施。为控制空预器压差不继续增加,该电厂低负荷运行时SCR脱硝系统停止喷氨,正常运行时减少喷氨量,并在停炉后将空预器冷端换热元件更换为镀搪瓷元件。采取措施后运行一年多来,空预器压差正常,未出现严重的堵塞现象。     

600MW锅炉空预器积灰堵塞原因分析及防范

通过试验分折,确认燃用煤质在冬季环境温度低、低负荷运行、热风再循环风量不能满足空预器冷端综合温度的要求是造成空预器积灰堵塞的主要原因.通过将二次热风再循环管移位改造,合理控制空预器冷端综合温度和蒸汽吹灰压力等措施,解决了空预器堵塞的难题.     

火电厂脱硝机组空预器堵塞原因及应对措施

火力发电机组在超低排放改造后,空预器差压逐渐升高,影响机组的安全性和经济性,通过对空预器堵塞的原因进行全面分析,对空预器堵塞的治理制定有效应对措施,实施后达到了防止空预器堵塞的目的,进而确保其始终处于良好的工作状态之中,为脱硝机组的安全平稳运行提供可靠的保障,对于从事相关工作的技术人员具有一定的借鉴意义。     

双密封技术在回转式空气预热器密封改造中的应用

通过对淮北第二发电厂2台300MW燃煤机组锅炉回转式空气预热器(空预器)漏风原因的分析,提出了空预器“双密封”改造的可行性方案。改造后,较好地解决了回转式空预器漏风大、自动漏风控制系统可靠性差等问题。     

300MW火电机组锅炉低氮及脱硝改造后存在的问题及对策

青海华电大通发电有限公司在2013年和2014年进行了低氮、脱硝改造,改造后锅炉飞灰含碳量较高,空预器频繁堵塞。针对此问题进行原因分析,并通过对消旋风封堵优化、燃烧器摆角调整及运行配风方式改变,使飞灰含碳量降至许可范围内;空预器通过改变吹灰方式、保证脱硝入口温度、降低稀释风速等措施,空预器频繁堵塞得到解决。大大提高了锅炉经济水平和长周期安全稳定运行。     

燃煤脱硝机组空气预热器蓄热片表面飞灰沉积板结机理研究

选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)系统是目前燃煤发电机组实现NO_x达标排放必要的设备,但安装SCR后空预器堵塞问题十分突出,了解空预器蓄热片表面飞灰沉积板结机理对防治脱硝机组空预器堵塞具有重要的意义。采用工业试验与实验室试验相结合的方法,分析了蓄热片表面板结灰垢层的物化性质,考察了脱硝系统出口烟气中逃逸氨的形态,研究了蓄热片表面酸凝结对飞灰沉积板结的影响,提出了蓄热片表面飞灰沉积板结机理及过程。研究结果表明,烟气中飞灰对氨具有吸附作用,吸附氨的形态受烟气温度影响;蓄热片表面ABS除均相反应生成途径外,还存在其他两种生成途径;蓄热片表面酸凝结促进了ABS的生成,加速了飞灰的板结;控制空预器内烟气温度可控制NH_4HSO_4生成途径和沉积方式。     

三维肋管空预器在300 MW机组锅炉上的应用

为解决燃煤发电厂回转式空预器低温腐蚀、堵灰及漏风,300 MW机组采用三维肋管技术进行了一体化改造.运行实践证明,三维肋管一体化空预器方案能解决管式空预器低温腐蚀、堵灰及漏风问题,既实现了节能,又实现了富余热风对净烟气的混合加热,完成了暖风器、低低温省煤器、GGH的功能,在湿法脱硫装置取消GGH的情况下,很好地解决了烟囱腐蚀和烟羽问题,是目前较佳的锅炉烟气综合治理方案.     

电站锅炉空预器分级换热系统设计

电站锅炉普遍采用回转式空预器和SCR脱硝系统,运行过程中空预器冷端储热元件表面ABS沉积造成空预器堵塞。以新型热管换热器为基础设计了空预器分级换热系统,原空预器换热温差分为高温段回转式空预器和低温段动力热管换热两部分,热管换热器承受ABS沉积,结构设计上综合考虑磨损、腐蚀、方便清除,并结合某660 MW机组回转式空预器实际参数利用平均传热系数法对热管换热器进行了设计计算。结果表明:换热温差分级为回转式空预器350～200℃,新型热管换热200～130℃,可以有效解决回转式空预器ABS沉积堵塞,为进一步研究及工程应用提供了研究基础。     

回转式空预器局部污堵故障分析及解决

为有效消减燃煤锅炉NOx排放,加装氨气脱硝已成为首选,但过量氨逃逸易引起回转式空预器在运行中产生局部污堵,严重影响锅炉运行的可靠性及经济性,防止锅炉空预器的局部污堵至关重要。文章对回转式空预器运行期间遇到局部污堵故障进行分析,讨论引发空预器局部污堵的主要因素,并进行有针对性的故障处理,提出预防空预器局部污堵的措施。     

从烟气流场入手治理空预器堵塞

空预器是火电发电中最重要的辅机之一,随着脱硝系统的投入,特别是超低排放改造后氨逃逸的增大,空预器NH₄HSO₄堵塞问题越发显现。西南地区燃用高硫煤的煤电机组普遍存在空预器严重堵塞,造成火电机组风机电耗大幅增加、机组带负荷能力受限、燃烧波动等问题。习水能源公司从烟气流场入手,结合脱硝反应器入口流场优化、脱硝反应器出口(即空预器入口)烟道流场优化等技术修复和运行调整优化,使得#2机组空预器防堵效果显著,满负荷情况下空预器烟气差压由3.5 kPa下降至2.0 kPa,且能保持满负荷2.0 kPa差压不上涨。每年每台机组节约厂用电约1200万kWh,折合费用约为500万元。该项目成果可在西南地区燃用高硫煤机组中推广应用,将产生巨大经济效益和社会效益。