电站锅炉某些环保改造的思考.doc

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1、电站锅炉某些环保改造的思考1、相关背景进入新世纪的二十年，其中前十年电力系统经历大改革并进行竞争性发展，后十年进入环保改造的新阶段，电力系统从量的发展阶段进入质的发展阶段。国家于2011年颁布新版大气污染物排放标准，随后电站锅炉脱硝、脱硫、除尘等新工艺改造提上日程。在老机组与新机组逐步完成环保改造后，国家发展改革委、环境保护部和国家能源局联合发布了关于煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的通知（发改能源20142093号），本次增加了节能的内容，推动新一轮节能环保改造工作的升级。煤电机组节能环保改造工作，主要有：煤粉炉低氮燃烧技术改造、脱硫提效改造、选择性催化还原脱硝改造（S

2、CR，前期采用液氨作为还原剂、后期正逐渐改为尿素热解，以提高系统安全性）、电除尘器改造、电袋复合除尘改造、湿式除尘器改造、低压省煤器改造、烟气余热利用技术改造、MGGH系统提高脱硫湿烟气温度系统改造、其它衍生的消“白烟”改造、低压缸切缸供热改造、煤电锅炉低负荷调峰运行的灵活性改造，等等。2017年，国家能源局、环境保护部发布关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知（国能发电力201775号）文件，要求依托现役煤电高效发电系统和污染物集中治理设施，构筑城乡生态环保平台，兜底消纳农林废弃残余物、生活垃圾以及污水处理厂、水体污泥等生物质资源（属危险废物的除外），破解秸秆田间直焚、污泥垃圾围城等社

3、会治理难题。可见，国家对煤电系统的期望很高，相应的生物质掺烧、污泥掺烧与垃圾焚烧等项目陆续提上日程。作为电力系统从业者，本人有幸参与了上述多数工作，经历了电力系统改革和火电技术由量变到质变的发展过程，因此有一定的感性认识。如果说通讯行业的发展是“技术引领生活”，那么传统火电、新兴清洁能源行业如太阳能、风能等，则是“政策推动行业”的模式。拿手机来说，打电话和短信息两项功能绝对满足绝大多数人的需求，但智能手机的出现，仍驱使人们去更换更新更好的手机，这里没有任何政策因素；而电力行业则不同，技术是为了满足政策的要求而进步的，没有国家政策，环保要求，很难看到主动改变。因此，火电技术的发展总是落后于环保（

4、/政策）要求的。正因为此，环保政策出来后，应该有一段酝酿的过程，论证技术可行性、经济性及可能存在的问题、是否有方向性错误等，然后再行动。改革开放需要划定一个试验区，摸着石头过河，证明可行并且没有遗留问题之后，才会出台相关政策推行。而这一批技改项目，在没有充分研究、反馈的情况下迅速推开，出现的问题不少。其中有政策因素、商业因素，也有资本的驱动。2、低温省煤器改造低温省煤器或烟气换热器改造，本身是一个节能项目，对于不断挖潜节约煤耗的火电厂来说，的确是个很吸引人的项目。但对于一些锅炉机组，如灰量大、含硫量高，或贫煤无烟煤锅炉等，或者烟道结构复杂，不具备布置条件等的电厂是否适于进行低省改造，需要深入研

5、究。而低省技改，执行下来成了典型的急功近利项目。在5年多的时间内，全国大多数电厂，不管条件如何，均进行了类似改造。而在后改项目尚未完成的情况下，先期改造的项目已陆续出现磨损、堵灰、腐蚀泄漏现象而不得不采取割管、堵管或隔离的措施，改了等同于没改，或者得不偿失。看图说话，不做过多解释。上述图片基本包括了低省（烟气换热器）改造面临的全部问题，积灰、磨损相对较为突出，燃料含灰量在20%以上的，基本都存在积灰磨损问题，积灰与磨损是相伴发生的，随之而来的是泄漏；而腐蚀问题发生在运行中未泄漏情况的几乎没有，腐蚀一般发生在泄漏之后或者弯头部位的烟气死滞区，停炉状态下烟气吸潮后引起。低省的可行性研究阶段，对于含

6、灰气流的积灰、磨损，含硫烟气的腐蚀问题，在烟气流速、管束型式、换热管材质、管壁温度、吹灰方式、防冻措施等方面进行了大量论证分析，而且均是有效手段。只是现场实施阶段做的深度还不够，同时这个改造也被制造某些企业带偏了方向。所以这么说，因为许多项目在实施阶段现场条件并不好，但仍要硬挤出换热器的布置位置，造成流场复杂，各烟道流量不均或入口流速偏差大；或者施工过程中留有瑕疵，导流板布置不太合理（或者仅在换热面入口布置导流板，而不管上游来流是否均匀）；换热面积过大，翅片管节距选择不当，翅片过密，且双翅片结构，容易造成积灰“粘连搭桥”，从而在换热管束间形成一堵“灰墙”。此墙一旦形成，吹灰手段就无效了，于是绕

7、道而走的烟气在局部形成高流速和磨损。H型翅片管对于不含灰气流是适用的，对于含灰气流，过大、过密的扩展受热面结构并不合适。但是大翅片结构对于提高换热面积是有效办法，双H型甚至4H型翅片也有利于制造厂提高生产效率。另一个被商业利益搅动起来的项目是“烟囱消白”，如果说低温省煤器改造有一定的节能潜力可挖，消白项目则不存在任何节能的因素。没见哪个社区或群体对电厂的烟羽产生恐慌，对石膏雨的意见倒是有的，但没那么严重。即便治理也不是让人看不见就完了，而是想办法把水和污染物截留在地面。烟囱里的水汽基本来源于地下的煤炭，想办法留到地面是应该的！本人参与了某些低省改造项目和某些项目的论证与消缺，在长期思考中总结低

8、省改造若干原则思路如下：1）布置在除尘器前的低省，因为烟气含灰，存在积灰磨损问题，因此各烟道烟气分配均匀性和低省入口气流分布均匀性对烟气余热利用项目尤为重要。烟道烟气分配需要有合理的烟道结构，对于结构不好的烟道尽最大可能进行改造；2）低省入口烟道（从空预器出口开始）全面导流板设置，优化流场，确保低省入口流场均匀；低省进出口大小头的单侧扩角尽量控制在30以内；3）低省换热面前的直烟道要尽量加长，换热管束距弯头和导流板越远，入口流场越容易混合均匀，否则，对换热管防磨不利；4）低省改造应不惜一切代价调整好烟道流场，在确保流场调整好后，适当提高满负荷下的设计流速至1010.5m/s，提高流速有利于清理

9、积灰，但前提是把设计烟气量搞准确，烟气量出现偏差，其它一切努力都无效；5）低省管束横向节距适当加大（S1=96100mm），纵向节距明显增大（S2=106mm），双翅片改为单翅片、小翅片结构，避免管束间横向与纵向积灰“搭桥”粘结；避免纵向积灰增厚形成“灰墙”。单翅片和大节距利于积灰疏通和吹扫；理论分析与换热器传热计算表明，适当增加纵向节距，可提高传热系数；对于直径38mm的常用低省换热管，翅片大小在76mm左右传热系数与面积的乘积是最大的（对于不同基管尺寸的换热管束，存在最佳的翅片大小和节距组合），因此推荐小翅片、单翅片、大节距（纵向）的换热器管束结构；6）换热器底部留2排管的吹扫空间，使管间

10、积灰吹落后可从此旁路输走；迎风面的管子设假管并加护瓦；7）更换大功率声波吹灰器，提升压缩空气压力和增加储气罐；吹灰器的布置和吹灰方式可根据现场调整，吹扫气流尽量冲刷换热管束，可以使多个吹灰器同时吹灰，达到共振效果；8）为防止换热器弯头区的夹层漏烟气出现腐蚀现象，可以将两侧穿墙管与撑板焊死。焊死后为防止换热器壁板与换热管之间的胀差，在上下顶底板加一个小波膨胀节，同时换热器安装就位后割除横、斜支撑管；9）对于现场空间不是很理性的锅炉，建议牺牲部分节能效果，减少布置的换热面积；针对煤质、现场空间等实在不合适的机组，建议放弃低省改造（具体实例针对实际情况确定）。总结下来其实就三句话：烟道结构整体优化改

11、造，保证各烟道烟气流量均匀；全程导流板改造，保证低省换热面入口流场均匀；换热管束结构型式优化，降低管束间积灰磨损风险。烟道结构改造保证各烟道烟气量分配均匀，各烟道内导流板设置保证低省入口流场均匀，换热器管束结构保证积灰的清除、疏通和传热效果，节省材料。最理想的烟道结构是从上至下流动的竖直烟道，但这一条件极少有电厂能实现。合理的导流，如果能使烟道流场均匀，不存在局部高速区和低速区，烟气无死角，烟气设计流速可适当提高（0.51m/s），可使积灰均匀，配合吹灰的作用，可使灰尽可能沉积在烟道底部，随着烟气流道收缩，烟气流速提高，积灰程度会达到一个动态平衡，前提是流场必须保证均匀。上述重点讨论的是低省烟

12、道和设备设计型式方面，至于低省的设计参数，如烟温、水温等，应依据材料、初投资和回收年限等要求，出口烟温和进口水温尽量取高些，以长期安全稳定运行为目标，不宜追求过高节能效果。达到了上述条件，低省的安全运行时间可能延长，但长期下来的腐蚀会逐步体现，低负荷工况极可能出现积灰不均匀的情况，局部堵塞也会发生，因此低省改造很难避免几年就需要更换一次换热管的命运。每次停炉时的彻底吹扫清灰应该列为正常维护工作，对适当延长其使用寿命是有益的。下面是一些换热管束的图纸和实物照片，供参考。（该型扩展受热面除倾斜的螺旋结构使鳍片节距不能做太大之外，横、纵向管间不易粘灰搭桥，其梯形的肋截面是比较理想的扩展受热面换热管型

13、式，实际应用中效果也很好。缺点是制造复杂，成本高。单H型翅片、小翅片、大节距管束弥补了它的缺点，且成本较低。）3、低氮燃烧与脱硝改造及运行低氮燃烧技术主要是针对燃料型NOx的，而分级燃烧目前是降低燃料型NOx的唯一手段。为达到分级燃烧的目的，低氮燃烧改造均设置浓淡燃烧器和分级燃尽风，使主燃烧器区处于缺氧燃烧的状态，缺氧煤粉气流在达到至少2秒的停留时间后再混入燃尽风使煤粉燃尽。低氮燃烧技术在运行上体现为低的过量空气系数，如果过量空气系数大，则主燃烧器区的缺氧状态不易形成，较难维持在0.70.8的最佳过量空气系数，降NOx效果就达不到。同时为制造缺氧环境，分离燃尽风必须保持一定的风量，一般按总风量

14、的30%设计和控制。低氮燃烧，就是指主燃烧器区低氧和缺氧燃烧，该燃烧方式造成了若干问题：首先，低氧燃烧，使锅炉飞灰含碳量增加，对高挥发分烟煤锅炉，飞灰含碳量的改变不明显，但对劣质烟煤、贫煤和无烟煤锅炉，飞灰含碳量可能成倍增加，达到百分之几甚至十几的量级，造成锅炉燃烧效率下降；其次，低氧燃烧使烟气总量降低，这导致对流受热面吸热减少，蒸汽温度尤其是再热汽温容易偏低；第三，在水冷壁区域造成大面积还原性气氛，CO和H2S生成量大增。缺氧燃烧状态使SO3的生成量降低，但H2S等硫化物氧化不彻底，造成水冷器区的高温腐蚀。在锅炉试验中，排烟烟气里一般均可检测到CO，浓度在十几到几十甚至几百ppm，在低氮燃烧

15、技术普及之前排烟中一般是检测不到CO的（或者认为CO浓度在仪表灵敏度以下）；第四，600MW及以上大容量机组锅炉的分离燃尽风距离主燃烧器区较远，负荷和燃料量的变化造成锅炉燃烧火焰中心上下频繁移动，使还原性气氛区及火焰高烟温区交替变化，水冷壁管外壁氧化层通过不断交替变得松弛，并形成海绵状，给腐蚀介质提供了大面积的开始反应表面。水冷壁横向裂纹和腐蚀现象很普遍。低氮燃烧技术改造几年以来，发生高温腐蚀的锅炉越来越多，平均水冷壁管腐蚀量可达0.82.6mm/a，如燃用高硫煤或贫煤、无烟煤等，腐蚀区受火焰的直接冲刷，其腐蚀速度可达35mm/a以上，运行不当时经常发生爆管停炉。严重的在一年半运行时间内，约6

16、0%的燃烧器区水冷壁管需要更换，给火电厂带来大量浪费和停机损失。目前有几个电厂进行了贴壁风改造，取得了一定效果，但贴壁风对烟煤锅炉较为有效，对贫煤和无烟煤锅炉并不成功，从技术手段上来说，也不是治本之策。NOx排放限值的确定与煤种直接相关，对于不同的煤种，低氮燃烧技术取得的效果也不同。对褐煤和高挥发分烟煤，低氮燃烧技术可以降低燃烧区出口（脱硝入口）NOx浓度最低至120mg/Nm3，对普通烟煤锅炉，NOx浓度可控制在250mg/Nm3以内，对贫煤锅炉，NOx浓度控制在650mg/Nm3已经很难，无烟煤W火焰锅炉，以800mg/Nm3的改造基本都失败了，较好的运行条件，可以控制在1000mg/Nm3以内。此处列举的NOx运行排放数据，是在锅炉运行中存在上述问题的情况下取得的，如果使锅炉运行避开上述问题，NOx生成量必然大增。脱硝系统的改造和运行也存在各种