结垢

火电厂烟气湿法脱硫吸收塔在运行过程中，由于工艺所至，脱硫后净烟气中含有粒径为10-60微米的雾滴，该雾滴中除水份外还溶有酸、硫酸盐、SO2等，含有有害腐蚀物质的雾滴随烟气流动，会造成锅炉尾部风机、热交换器及烟道和烟图的结垢和腐蚀，直接影响安全稳定生产，进入大气对环境造成二次污染。因此，烟气中浆液滴含量的测定是评价燃煤电厂烟气湿法脱硫设备除雾器性能一项重要指标和必备技术。 烟气中滴捕集采样是除雾器性能试验的关键。目前在除雾器性能试验时，由于雾滴捕集过程中的诸多技术问题便得雾滴捕集的结果与实际情况有较大差距，主要反映在：玻璃采样瓶采样嘴受工艺限制尺寸不标准影响采样质量，易破损，冷凝水回流污染采样样品造成采样失败。测量结果受测试烟道流场随时间变化影响，加之采样孔漏风、采样位置定位不准、造成测试结果准确性差等缺点，并且试验时间长、作业环境恶劣、劳动强度大的问题突出。 为此，开发研究新型烟气雾滴捕集采样装置是解决以上问题的必然选择。我们围绕《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》GB/T21508-2008开发研究了一种烟气雾滴捕集采样装置，解决了烟气雾滴采样中遇到的问题。

本项目成果的原理主要可以概括为以下几个方面：（1）“流动分区、粒径分级、旋流匹配”的高效除雾器的创新设计思路为深入研究旋流除尘除雾原理，提炼高效除雾器关键设计准则，本项目建设了单级/多级除雾器可视化模型实验台（如图2-1），通过实验研究，项目组提出了“流动分区、粒径分级、旋流匹配”的高效除雾器的创新设计思路。具体而言，采用双筒结构来确保满足自旋流液膜的形成条件，增强对小液滴的捕获能力，提高除雾器的抗结垢性能；采用两级/三级弯曲叶片，合理分配每一级的旋流强度，在第一级主要脱除大粒径颗粒并同时保证大颗粒/大液滴不发生大量破裂；对上下游叶片的进出口参数进行协调设计，确保旋流满足匹配条件，实现低压损下的高效可靠脱除。 本项目的创新点如下：①开发了流动分区、粒径分级、旋流匹配的高效除尘除雾器，并开发了高效除雾器的精益化设计系统；②形成了基于多变量自适应的除雾器冲洗水系统控制技术。本项目根本解决了现有除雾器部分负荷脱除效率低、雾滴逃逸高、对上游电除尘器性能要求严格等问题，为烟尘一体化脱除提供了高效可靠的关键设备。

我国电厂凝结水精处理系统的高速混床承担着净化电厂给水水质的重任，其在“正向水锤”的冲击负荷下，布水装置易损坏，导致高混出水水质恶化、周期制水量下降、酸碱耗上升，从而引起热力设备积盐、结垢和腐蚀等问题，以及在“逆向水锤”发生时树脂倒灌导致停机事故，这对机组运行的安全性和经济性造成了显著影响。项目组依靠西安热工院研究开发基金项目与吉电股份白城发电厂委托项目等的支持，针对以上问题，做了以下四方面研究：分析现有高速混床布水装置偏流的原因，确定传统的多孔板拧水帽式布水装置设计缺陷所导致的损坏问题为主要原因；提出了高速混床计算机流体力学模拟优化方法，确定评价指标和参数，解决高流速、高压力等极端工况下高纯水处理难以在实验室进行动态模拟试验的技术难题；研究提出高速混床新型布水装置的技术方案，并利用仿真模拟方法对设计参数进行优化，开展工业试验，对技术方案进行验证和评价；确定“逆向水锤”发生原因为混床进口突然失压所致，开发了防止精处理混床树脂倒灌的智能化装置。 本项目成功研发了提高精处理混床布水均匀性的技术及产品，并依托承担的多项精处理混床运行优化项目，对该技术不断升级，最终形成了极端条件下高速混床均匀布水的关键技术，并开发了相关的产品。该技术已授权专利5项，申请专利5项，发表核心期刊论文4篇，制定并发布企业标准1项本技术应用后，使我国电厂混床出水水质与单位体积树脂周期制水量均达到国际领先水平，彻底解决了混床树脂倒灌造成停机等严重事故的问题，延长了电厂锅炉与汽机设备的使用寿命。本项目研究成果已在国内35家电厂40台机组158台混床进行了推广应用，该技术推广至今累计节约酸碱用量10000吨以上，减少高盐废水排放150万吨以上，节约除盐水100万吨以上，节水减排效显著。目前全国95%以上的电厂混床采用传统布水装置，而全国的混床保有量达6000台以上，另外我国及“一带一路”国家新建发电厂的混床数量也非常庞大，因此该技术推广应用前景十分广阔。

加氧处理是大型火电机组一种最优的炉内水处理工艺，可在保证水汽品质的同时，有效降低锅炉结垢速率、增加精处理运行周期、抑制FAC腐蚀、延长锅炉酸洗周期、整体提高火电厂运行效益。 本项日首次提出了一种高浓度富氧水的加氧方法，将加氧介质由气态变为液态，创造性地解决了高浓度富氧水快速高效制备、稳定存储、精准输送等难题，研制开发了液态加氧设备，填补了国内外发电厂加氧技术领域的空白，彻底解决了传统加氧技术中存在的问题。

当前燃煤发电在整个发电行业内占比超过了70%，绝大多数的燃煤电厂采用“石灰石-石膏湿法脱硫工艺”对烟气进行脱硫。在环保政策驱使下，湿法脱硫废水成为治理重点。然而，目前脱硫废水零排放技术流派多，且均处于试点、技术验证阶段，解决结垢堵塞、能耗高、腐蚀、成本高等难题是当下行业研究焦点。 本项目适用于大型燃煤锅炉湿法脱硫工艺中脱硫废水零排放处置。本技术采用“低温烟气余热浓缩减量+消石灰调质+热风干燥固化”的工艺流程，利用燃煤锅炉烟气余热将脱硫废水浓缩减量，并用情性流化床技术，耗用少量热风将废水蒸干，所形成的固体颗粒物直接由锅炉烟气除尘单元捕集，从而实现废水零排放。

本项目通过理论研究，技术研讨，现场考证的方式共同设计创造《回转式空气预热器防堵灰技术》。空预器堵塞的主要原因是脱硝氨逃逸造成的NH4HS04黏附在空预器冷端壁面。发耳公司燃用煤种为高硫煤，烟气中有大量S03存在，然而当S03超标，将形成硫酸氢氨，当NH3超标，将形成硫酸氨。在对冷端垢样进行分析发现NH3含量高达13.56g/1.在通常运行温度下，硫酸氢铵的露点为147℃，其以液体形式在物体表面聚集或以液滴形式分散于烟气中。疏酸氢铵在低温下具有吸湿性，当从烟气中吸水后会造成设备的堵塞及腐蚀。根据空预器冷端结垢机理及特点，发耳公司与华能达公司共同研究设计一套《回转式空气预热器防堵灰系统》。首先选择空预器冷端最低温点，隔出一个循环风分仓，并安装循环风道，利用循环风机带动风道内的热风循环。热风在循环风道中不断循环，从空预器热端吸热，生成300℃左右的热风，热风进入空预器冷端，对冷端进行加热，利用空预器自身产生的热风对冷端蓄热元件进行加热，加热的对象为即将进入烟气侧的蓄热元件，即冷端温度最低的蓄热元件。风机调节采用变频调节，可根据环境温度及空预器冷端加装的红外测点所测得的元件温度的高低进行风量调节，满足冷端蓄热元件加热前提下尽量降低风机电耗。这个技术路线主要有两个优势：首先，热量来源是自身产生的热风，空预器自身的热量来自于烟气余热，对于整个发电系统来说，烟气余热是品质最低的热量，用其加热冷端蓄热元件是符合能量最优化利用的；其次，加热的对象是即将进入烟气侧的蓄热元件，处于这个位置的蓄热元件是最易结露造成堵塞的，是最需要提高温度的，单独对这个位置的冷端蓄热元件进行加热，可以最大节约热量，减少对排烟温度的影响，同时单独的仓格利于热量集中。

凝结水精处理系统是保证发电机组水汽品质合格的关键系统。它是发电厂水系统中技术难度最大、设备最复杂的系统，但是国内外缺少关于凝结水精处理设备设计、配置、运行的技术导则及滤元等主要配件的验收标准，导致凝结水精处理系统运行效果差、设备的故障率高、再生自用水耗量和酸碱耗量大、滤元等耗材消耗量大等问题，严重影响了机组的安全和经济运行。因此西安热工研究院从2009年开始，历时10余年，主持制订了6项发电厂凝结水精处理技术行业标准，形成了一套比较成熟和完善的凝结水精处理技术系列标准。本系列标准针对火电厂和核电厂凝结水精处理系统工艺选择、系统配置、设备运行和再生、性能评估、关键部件质量验收及水汽品质在线监测技术进行了规范，不仅为我国凝结水精处理设计部门和生产厂家提供了统一的技术标准，也为电厂提高凝结水精处理系统的运行水平提供了技术支持，保证了高参数大容量机组安全、高效、经济运行，对推动我国电力行业的技术进步具有重要意义。 这6项标准均为新制订标准，填补了国内外相关领域的空白。其中前3项标准对发电机组凝结水精处理系统的工艺选择、系统配置、设备运行和性能评价提出了统一的技术要求，使我国精处理系统运行指标达到国际先进水平；后3项产品标准为凝结水精处理系统设备的关键部件提供了统一的产品质量要求及检测方法，实现了产品质量管理和验收的规范化、标准化，避免了劣质产品给电厂安全生产带来的风险，加快了滤元国产化的进程，消除了用户采购国产滤元的担忧，解决了国产滤元推广应用中的“卡脖子”问题。 自6项标准分别颁布实施以来，全国数百家新建发电厂及其他工业企业依据本系列标准为参考依据进行设计和建设；上千家运行发电厂采用本系列标准进行生产管理，提高了凝结水精处理设备的运行水平，降低了设备的造价，延长了滤元等耗材的使用寿命，避免了凝结水精处理系统存在的故障而导致热力系统腐蚀、结垢及积盐等问题，每年可避免经济损失数十亿元，节能减排效果显著。

通过将原料水和冷却水分开、提高浓盐水的浓缩比等优化措施，在保证MED-TVC不结垢的前提下，减少了海水预处理的规模，节约了占地，同时减少预处理系统的维护工作、施工安装工作量，并降低其运行费用。通过回收浓盐水和产品水的余热，避免原料海水过冷引起冬季MED-TVC产水量下降的现象，保证对外供水量稳定。回收余热，降低了用电量和蒸汽用量，提高换热效率，并在节能环保方面有重要意义。通过系统优化，还降低了预处理系统的投资和海水淡化的运行成本，提高了其盈利能力。本课题带来的有形价值在于节约成本，无形价值在于减少运行维护及安装工作量，节能减排，并为浙江海域建立大型的MED-TVC海水淡化厂提供技术经验。

项目属水处理、防腐蚀领域，经中国电力企业联合会组织鉴定，成果居国际先进水平。高参数机组对水汽品质的要求越来越严格，机组深度调峰、负荷快速升降等更加大了水汽循环系统腐蚀与结垢的风险。在电力生产安全事故中，由腐蚀、结垢引发的占相当一部分的比例。加药自动投入差，无法实现精准控制；精处理运行较差，出水品质经常超标；精处理去除有机物效果差，有机物对系统的腐蚀未能定量分析；这些都是水汽循环系统腐蚀与结垢精准控制技术急需解决的问题。 大唐火力发电技术研究院技术团队开发了一套水汽循环系统腐蚀与结垢控制关键技术，提供了可行的方案。本项目研制了机组水汽循环系统在线腐蚀监测装置，对给水介质腐蚀情况进行了实时监测。首次在未减温减压的给水系统上安装了在线腐蚀监测装置，制定了腐蚀速率控制指标，实现了炉管表面腐蚀状况的定量实时分析及预警。研发了水汽循环系统腐蚀专家诊断系统，对在线腐蚀监测系统预警信息进行诊断分析并提供专家控制策略。建立了水汽循环系统有机物和腐蚀性无机离子对氢电导率贡献的计算模型，开发了有机物和腐蚀性无机离子对腐蚀影响的定量计算软件；研发了水汽循环系统腐蚀专家诊断系统，指导水工况运行调整，有效防止了水汽循环系统的严重腐蚀。开发了一系列水汽循环系统腐蚀与结垢风险控制运行调整技术，将水汽循环系统的腐蚀。 与结垢风险控制在较低水平。（1）研制了可精准定位的树脂取样器，保证取样代表性；开发了树脂再生动态监测方法，提高了精处理周期制水量，降低了出口腐蚀性阴离子含量。（2）建立了基于炉水品质、给水流量等多参数耦合和人工神经网络的自适应控制加药数学模型，研制了自动加药系统，可将炉水 pH 精准控制在设定值的±0.05 范围内。（3）开展了炉水水工况理论研究，开发了机组主参数为基础的汽包炉蒸汽品质优化解决方案，保证了蒸汽品质的优良。 使用项目成果进行监测、诊断、控制后，减少了酸碱耗量，改善了水汽品质，降低了腐蚀与结垢风险，可降低机组煤耗。项目研发的在线腐蚀监测系统、自动加药系统、精处理动态监测方法、有机物腐蚀定量计算等填补了国内外的技术空白，可在火电行业大力推产，必将产生巨大的经济效益、社会效益和环保效益。授权发明专利 4 项、申请 9 项；授权实用新型专利 6 项；授权软著 1 项；发布标准 3 项；发表论文 26 篇。

煤电机组超低排放后，入炉煤煤质复杂。SCR 脱硝受入炉煤和锅炉运行参数的影响增大，烟气量、灰分等超脱硝设计值，脱硝系统原设计、改造时的边界条件与目前的脱硝运行边界条件存在较大差别，脱硝流场均匀性恶化，催化剂、导流板局部磨损严重，设置造成催化剂坍塌，局部氨逃逸率高，耗氨量大，空预器堵塞严重，甚至引起除尘器、引风机硫酸氢铵结垢。影响机组的安全可靠性和经济运行。 本项目提出SCR脱硝催化剂磨损治理关键技术，系统性地建立了基于现场诊断、试验测试、数值计算的脱硝催化剂磨损诊断分析技术，获得催化剂磨损原因，根.掴多台机组催化剂治理经验建立了催化剂磨损治理方案数据库，开发了脱硝导流板磨损可视化技术和磨损量评估技术，实现了脱硝关键部件的磨损治理。