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低氮燃烧器和脱硝改造的影响是什么?

作者: 低氮燃烧器脱氮效 来源: 未知 时间: 2020-05-21 浏览次数:
机组通过低氮燃烧器、脱硝系统及辅助设备的改造后,运行中的实际氮氧化物排放能够满足国家环保要求,为机组今后的正常运行创造了前提条件,同时也给机组带来了一些负面影响。

机组通过低氮燃烧器、脱硝系统及辅助设备的改造后,运行中的实际氮氧化物排放能够满足国家环保要求,为机组今后的正常运行创造了前提条件,同时也给机组带来了一些负面影响。

经过低氮燃烧器、脱硝系统及相应的辅助改造后,在实际运行中氮氧化物的排放能够满足国家环保要求,为机组今后的正常运行创造了先决条件,同时也给机组带来一些负面影响。

首先,机组的最小技术输出降低,调峰能力差。

1.机组最小技术出力降低,调峰能力差

大多数电厂采用可控硅脱硝反射器进行脱硝,催化剂的设计温度为300 ~ 420。脱硝系统投运后,除同步投运的机组外,由于早期锅炉设计没有考虑脱硝系统的运行温度,大部分机组出现了改造后锅炉低负荷运行时,省煤器出口烟气温度不能满足脱硝系统正常运行温度的现象,因此与改造前相比,锅炉最低技术出力有不同程度的提高,机组调峰能力下降。鉴于上述情况,选择了山西省有代表性的9家电厂进行调查。根据九个发电厂的最低技术产量,改造后机组的最低技术产量在50%至77%之间。加权平均后,锅炉最低技术出力平均为59%,比改造前最低稳定燃烧负荷40%高出19%。就创新单元而言,锅炉平均最低技术产量为62%,最低技术产量比创新前提高22%。其中,原设计低氮燃烧器和脱硝系统的机组效果最好,而低氮加脱硝改造的机组效果最差。

大多数电厂的脱硝采用可控硅脱硝反应器,催化剂设计温度为300 ~ 420 。脱硝系统运行机组运行后,除了脱硝系统的同步生产机组外,由于早期锅炉设计没有考虑脱硝系统的运行温度,大部分机组在改造后低负荷运行,锅炉省煤器出口烟温能满足脱硝系统正常运行温度的现象,且改造前最低技术出力有不同程度的上升,调峰能力下降。根据以上情况,选择山西省典型的九座电厂进行了调查研究,综合九座电厂的最低技术产量,改造后机组的最低技术产量在50%至77%之间。根据加权平均,锅炉最低技术出力为59%,比改造前最低稳定燃烧负荷40%高出19%。改造后锅炉平均最低技术产量为62%,比改造前提高了22%。其中,原低氮燃烧反硝化系统效果最好,而低氮反硝化系统效果最差。

二、自动增益控制调节特征能量差

2.自动增益控制的监管性能差

装置通过低氮燃烧器改造后,炉内燃烧体类型发生了显著变化。在使用原协调体型的环境下,机组投入自动发电控制时,主蒸汽压力误差大,汽包水位波动。当负荷调节速度快时,由于脱硝和喷氨反应的延迟,氮氧化物排放指标很容易在短时间内超标,严重影响负荷调节速度。对于同步进行引风机改造的机组,改造后未进行引风机调节特性试验。在低负荷时,炉膛压力在原始控制模式下波动很大。

机组低氮燃烧器改造后,炉膛燃烧方式发生了显著变化,在采用原协调方式的情况下,机组处于自动发电控制,主蒸汽压力偏差大,汽包水位波动大;当负荷调整率相对较快时,由于反硝化喷氨反应的滞后,很容易在短时间内超过氮氧化物排放标准,严重影响负荷调整率。进行同步风机改造的机组在改造后没有进行风机调节特性试验。当负荷较低时,炉内压力在原控制方式下波动较大。

低氮燃烧器

三、运行经济性差

3.运营经济性差

完成低氮燃烧器和脱硝革新的机组,大部门存在经济性降低的现象。首要表现在:

大部分已完成低氮燃烧器改造和脱硝的装置都存在经济性下降的现象。主要体现在:上

1 、飞灰含碳量增大

1.粉煤灰的含碳量增加

机组进行低氮燃烧器革新后,因为燃烧体式的改变,若是风粉配比欠安,主燃烧区的缺氧燃烧及燃烬区的低温燃烧均晦气于煤粉的燃尽。别的,革新后机组进行的燃烧调整更多的倾向于降低氮氧化物排放量的调整,导致飞灰含碳量增大,机组经济性降低。

机组低氮燃烧器改造后,由于燃烧方式的改变,如果空气粉比例不好,主燃烧区缺氧燃烧和余火区低温燃烧不利于燃煤。此外,改造后,机组燃烧调整更倾向于减少氮氧化物排放的调整,导致飞灰含碳量增加,机组经济性下降。

2、空预器传热结果下降,排烟温度升高

2.空气预热器的传热效果降低,排气温度升高

机组脱硝系统投入运行后,脱硝副产品硫酸氢氨在低于露点温度下,轻易在空预器的受热面上粘结,且极具粘性,流经空预器烟气中的飞灰轻易沉积在空预器受热面上,致使空预器传热效验下降,排烟温度升高,汽锅效率降低。

脱硝系统投入运行后,脱硝副产物硫酸氢铵在低于露点温度下,容易粘结在空气预热器的受热面上,并且具有很高的粘性,通过空气预热器飞散的烟气中的灰渣容易沉积在空气预热器受热面上,造成空气预热器传热效果差,排烟温度高,锅炉效率降低。

3、再热汽温偏低

3.再热蒸汽温度低

基于分歧的革新情形,部门电厂革新后,再热汽温降低5~20,严重影响机组的经济性。据估算再热汽温每降低10,影响机组单元单子煤耗约第一代尺度煤。

根据不同情况进行改造,一些电厂经过改造后,再热蒸汽温度降低了5 ~ 20 ,严重影响了机组的经济性。据估算每低于再热蒸汽温度10 ,影响单位耗煤量约1克标准煤。

对大多数脱硝革新机组,经济性均受到必然影响,经由调研,革新后影响机组效率约1%。以单台600兆瓦机组、负荷率80%,年运行小时数5500小时、标煤单价600元、汽锅效率降低1%,单元单子能耗增加约3g尺度煤估算,每年多耗损标煤7920吨,折合人民币475万元,票据电量成本增加0.18分。

大多数反硝化和反硝化改造装置的经济性受到一定程度的影响。经调查,改造后机组效率受影响约1%.以单台600 mw机组,负荷率80%,年运行小时5500小时,标煤单价600元,锅炉效率提高1%,单位能耗增加约3克标准煤,预计年消耗标煤7920吨,相当于475万元,单位电费增加0.18分。

四、汽锅辅机的堵塞与侵蚀

4.锅炉辅助设备的堵塞和腐蚀

汽锅低负荷时,因为脱硝进口温度下降、脱硝催化剂的活性降低、氨逃逸率增大等身分,脱硝副产品NH3HSO3的生成量增加碳酸氢铵。粘结性强、露点温度高,并具有必然的侵蚀性,轻易堵塞空气预热器,导致空气预热器差压增大,传热结果变差,并造成冷端侵蚀。

当锅炉处于低负荷时,由于脱硝入口温度降低、脱硝催化剂活性降低和氨逃逸率增加,脱硝副产物NH3HSO3的产量增加NH3HSO3 .附着力强,露点温度高,有一定的腐蚀性,容易堵塞空气预热器,导致空气预热器压差增大,传热效果差,冷端腐蚀。

此外,假如氨逃逸率节制欠好、NH3HSO4生成量较大时,还会造成布袋除尘器以及引风机叶片侵蚀。经由调研发现,个体电厂在进行机组检修时,发现布袋除尘器\引风机均有侵蚀现象。

另外,如果氨逃逸率控制不好,NH3HSO4产量大,也会造成布袋除尘器和风机叶片的腐蚀。通过调查,发现一些电厂在机组检修过程中出现布袋除尘器和风机腐蚀现象。

1 、液氨站的平安运行

1.液氨站的安全运行

液氨又称无水氨,是一种无色液体,易挥发,有侵蚀性,具有刺激性气息。液氨挥发成氨气,属于易燃、易爆气体,泄露后可激发中毒,对眼、粘膜有刺激性,有烧伤危险。液氨在运输、装卸、储存以及检修过程存在泄露、静电起火、爆炸以及中毒等平安隐患。使用液氨作为还原剂的电厂,平安隐患增加,尤其临近城市区域的电厂,采用液氨脱硝,其运输、储存、运行风险更大,大大增加了机组运行的危险性。

液氨,也称为无水氨,是一种无色液体,具有挥发性、腐蚀性和刺激性气味。液氨挥发成氨气,属于易燃易爆气体,泄漏后会引起中毒,刺激眼睛和粘膜,有烧伤的危险。液氨在运输、装卸、储存和维护过程中存在泄漏、静电火灾、爆炸和中毒等安全隐患。使用液氨作为电厂的还原剂,存在安全隐患,特别是靠近市区的电厂,使用液氨脱硝,其运输、储存、运行风险较大,大大增加了机组运行的风险。

2、脱硝革新、运行成本高

2.脱氮改造,运行成本高

脱硝革新增加了原风烟系统的阻力,脱硝副产品有堵塞和侵蚀空预器、除尘器、引风机等设备的状况,需配套进行空预器以及引风机的革新,革新幅度大,成本高。

脱硝改造增加了原有特定系统的阻力,脱硝副产物有堵塞和腐蚀的空气预热器、除尘器、引风机等设备,对空气预热器和引风机进行成套改造,改造范围大,成本高。


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