空气预热器腐蚀积灰问题探讨.docx
关艇词：暖风器；低温腐蚀；空气预热器；氨逃逸当前燃煤发电作为我国最主要的发电形式，面临节能减排要求的日渐提升，煤价的不断上张，锅炉空预器的出口烟溟也越来越低，仅略高于酸露点的温度.在低温姻气环境中，空气预热器容易发生低温腐蚀和堵灰现象，某300MW燃煤机组，采用电袋除尘器除尘，机组运行了半年的时间，空气预热器已经堵塞，在酒袋的表面附若若大量的黏附物，黏附物为有较强的黏附能力的黑色硬质物质,黏附物很难通过人为手工去除。空气预热器堵塞造成电袋除尘器的运行阻力增大.姻尘排放超标；同时也导致风机的通道阻力增大，增加了风机的电耗.若堵灰严圣时则必须采取停炉的措施，将增加机组非正常停机的次数，严生影响了电厂的经济效益.对于北方的电站锅炉，在冬季的情况下，空气预热器由于入口处空气初始温度偏低，低温腐蚀积灰的问题也更加严里.空气预热器堵灰会影响机组高负荷运行，降低机组的经济性和稳定性，因此，解决空气预热器的腐蚀积灰问题对于保障机组的正常癌定运行有重要的意义.空预器腐蚀积灰的主要原因有2种：姻气的低温腐蚀和氨逃逸造成的成酸氯镀腐蚀,针对这2种不同的寤蚀积灰原因，必需要采取相应的不同措施，以增强机组的经济性和稳定性.1烟气低温腐蚀姻气低温腐蚀是指当锅炉的排烟温度低于烟气的酸露点时，在锅炉的低温受热面上会希结烟气中的水蒸气和硫酸蒸气，凝结的水蒸气和疏酸蒸气与传热管壁的金感材质发生化学反应，生成金届硫酸盐，导致管壁处腐蚀，随着反应时间的延长.管壁处发生积灰，积灰导致传热管的传热性能减弱，受热面壁温因此降低.控制锅炉烟气低温需蚀从理论上来说就是控制锅炉低温受热面的金属壁温要高于烟气的露点温度，烟气的露点温度一般低于75.从电厂的实际运行结果看,谒炉空预器的冷端壁温只要高于75,就能够避免发生烟气低温闷蚀.而在冬季工况和机组低负荷工况的情况下，锅炉低温受热面的金属壁温较正常工况下有所下降，需要采取有效的设计措施以防止发生结施现象，才能避免发生低温解蚀现象。通常采取的措施是增加暖风器设计，在冬季工况下,通过暖风器换热将锅炉进风温度提高到20;在机组低负荷工况下，也可通过暖风器换热将锅炉进风温度提高到适当温度.以防止烟气的低温腐蚀，同时增加了烟气余热利用率.一般在空预器进口与送风机出口之间或者送风机入口的管道上安装暖风器.暖风器在一年大部分时间内均可不投入运行，当其停运时，由于作为设备的暖风器本身存在阻力会增加风机的运行电耗，同时暖风器的换热元件上也会积攒灰尘，这些灰尘是随送风机、一次风机风道入口进入的，也增加了风道的阻力。为了减小暖风器停运时的增加的风道阻力，降低风机的电耗，增加机组的经济性，可采用抽屉式暧风器、旋转式暖风器及热风再循环等方式.经过综合比较来看，其中旋转式暖风器操作简单，在达到暖风器培加进口风温，防止空预器低温腐蚀目的的同时，还能够使厂用电降低，节能降耗。疏水方式对暖风器的运行效果的有更要的影响，暖风器疏水的回收方式主要有2种：D高压疏水方式，即用疏水泵将疏水输送至除氧器；2）低压疏水方式，即系统安装疏水器设智，将疏水疏至凝汽器.比较两种疏水方式，高压疏水方式在实际运行过程中会出现疏水不通畅的现象，从而导致首道内部汽水两相共存，发生振动和陶蚀，造成暖风器的泄漏，致使暖风器不能起到应有的作用7,而低压腑水方式不存在汽水两相共存的现在，可以保证系统的正常稳定运行，是近年来国内外普遍采用暖风器系统蔬水方式，暖风器低压疏水方式示意图如图1所示.凝汽器×RM*Z×1质水器1.IJJxT-o<-0<h热井图1暖风器低压疏水方式2氢逃逸带来的硫酸氮钛腐蚀目前国际国内形势下，对燃煤电站的环保排放要求越来越严格，为了达到虾氧化物的排放标准，期煤电站大盘采用在烟道中喷入液氨或尿素等还原剂的方式以降低抵氧化物的排放量，在此过程中经气发生挥发而后随着烟气的排放而排放，造成获逃逸现象.姻气经过SCR装置时，部分SO2在催化剂的作用下发生氧化反应生成SO3,SO3与逃逸的NH3及水蒸气发生化学反应生成NH4HSO4和(NH4)2SO4.其中较多地生成NH4HSO4,而(NH4)2SC>4产生员很少，且为粉末状，处于积灰中，对空气预热器几乎无影响.而NH4HSO4的沸点为350aC,熔点为147,空预器的冷端温度较低，温度区间处于NH4HSO4熔点温度范围内，此时NH4HSO4的黏性很大，容易黏附炳气中带入的飞灰颗粒，将其吸附在空预器的冷端管壁上，造成管壁的腐蚀和积灰，增加了空预器阻力的同时降低了空预器的传热能力。不同煤种中航元素含量的不同对空预器麻蚀的影响程度也不同，含硫量越高的煤种其烟气中S03的浓度越大，生成的NH4HSO4越多，空预器的腐蚀积灰越严重.降低空预器的积灰腐蚀需要减少NH4HSO4的生成，即减少烟气中S03含量以及N&的逃逸员。姻气中的S03包括来自入煤中的硫在炉膛通过高温燃烧反应及SCR催化剂的催化作用下生成的SO3,姻气中还存在部分SO2,烟气中的SO2经过SCR装置时,会生成S03,使得S03的总体积分数升高可高达10-4以上，易导致催化剂中毒.目前，降低烟气中S03含量的方法主要是采用碱性吸收剂.该方法是通过向炉膛内或烟气中喷入不同的化学物质与S03发生化学反应，进而达到脱除S03的目的.谓用的化学物质包括：嫉性氧化物(氧化镁、氧化钙、碱如氨、氢氧化钙、氢氧化镁等)，带碱性的盐类物质(诙酸钠或者天然碱)，SCh的脱除效率能够达到90%以上.这种使用吸收剂的方法能够有效地降低姻气中的SCh的含量。烟气中显的来源主要是逃逸的氨，可以从改造空预器本体以及控制脱硝系统氨逃逸2方面考虑，采取措施减少生成硫酸氯氨的危吉.其中对空陵器的改造主要包括:1）为了避免空预器中混段下部至冷段间的温度在NHHSO,熔点温度范围内，可将空预器传热元件设为二段布置，或者三段布置（热端加防磨层），从而能够避免NHCHSo4的沉积区域分段导致的局部严里堵灰现象发生.2 ）为了便于清除空预器堵灰，可采用大通道的波纹板作为空预器的冷段材质.该方法能移增大姻气的流通截面，使NH,HS4及其他灰尘杂质等不易粘附于表面.3 ）搪瓷材质表面较为光滑，不易黏附杂物，且易于清理，因此可采用在表面镀搪骁的方法增强换热元件的抗粘附能力.4 ）空预器增设吹灰设备.采用过热蒸汽为介质，消除受热面的积灰.吹灰设备主要有蒸汽吹灰器、激波吹灰器和声波吹灰器。脱硝系统中当氨的逃逸量为11.1.以下时，烟气中的叙含量很少，NH4HSO.,生成后也很少，此时空预器的堵塞现象较轻；当氨逃逸箪增加到21.1.时，空预器正常运行0.5年后发生明显的堵塞现象；当氨逃逸量增加到31.1.时，空预器正常运行0.5年堵塞现象严垂.因此，控制氨逃逸IR是保证空预器性能的关键。脱硝系统实际运行过程中，造成氨逃逸率高的原因主要是催化剂活性降低、NOX和NH3浓度场分布不均匀以及氨过喷.NOx和NHj浓度场分布不均匀可通过调整喷宓的各阀门开关程度调整浓度场分布。SCR催化剂的使用寿命一股为3年.在催化剂使用15000-20OOOh后，其活性通常约降低1/3.此时如果要提高NOX转化率，需要增大催化剂的注入量，但这又会造成NHs逃逸水平的增高(>51.1.)。因此，工程中采用通过预留催化剂将来层的方法来控制NH3逃逸率，即在SCR投运的初始阶段，使用2屉或3展催化剂；2年后，新增I层催化剂；3年后，更换已到使用寿命的催化剂，确保NH3逃逸率始终控制在31.1.以下.3结束语空预器设备的积灰密蚀现象是不可避免的，但是可以通过相应的优化措施减轻积灰腐蚀的程度，降低积灰腐蚀对机组运行的影响.姻气低温腐蚀目前主要采用堵加暖风器的方法减少腐蚀的影响，在冬季或低负荷工况时暖风器可提高锅炉的进风温度.在电厂改造增加SCR脱硝系统后，不可避免的会产生氨逃逸现象，在空预器中发生化学反应生成硫酸氢筱.造成空预器的腐蚀积灰，通过对空预器的设计改造包括换热元件材料的升级处理，以及对SCR脱硝系统的优化控制能够有效地减轻硫酸氢镇对空气预热器的不利影响，从而保障空预器的安全稳定运行.
