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电站锅炉性能试验及运行


电站锅炉性能试验及运行 相关问题讨论

江苏省电力试验研究院有限公司 2007年6月

高小涛

1.锅炉试验的组织准备 2.锅炉试验实施要点 3.锅炉试验结果评价

4.影响锅炉性能的分析
5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工

艺对 电站运行的影响

1.锅炉试验的组织准备
●试验准备条件 ●对考核试验工况要求

●主要试验仪器
●组织分工

1.1 试验准备条件
● 根据机组锅炉运行状况,确定试验工况日期初步安排,上 报电网调度批准。 ● 锅炉及辅机设备无重大缺陷,能维持额定工况稳定运行 ● 临时测点及设施安装完毕
● 集控室监控仪表须经校验合格 ● 要求各风门挡板开关灵活,远方可操,指示正确无误 ● 每工况调整好后,稳定1--2小时后,试验记录2--3小时 ● 汽水系统及其阀门无任何泄漏(包括内漏和外漏) ● 对锅炉燃烧优化调整试验,要求化学分场能尽快进行原煤、 煤粉、飞灰和大渣的化学分析,以便为下一步试验提供调 整依据。

1.2 对考核试验工况要求
● ● ● ● 临时测点及设施安装完毕 后夜班要对锅炉进行全面吹灰,为白天试验做好准备 试验期间不得吹灰、打焦、定期排污及其它对试验工 况有扰动的操作 各工况煤质保持稳定,试验期间煤质波动不超出: ΔVdaf≤±2%;ΔMt≤±4%;ΔAar≤±5%;ΔQnet,ar≤±16 70kJ/kg;Δt1≤-50℃; 要求各风门挡板开关灵活,远方可操,指示正确无误 过量空气系数波动??0.05

● ●

1.2 对考核试验工况要求
● 主蒸汽流量 、主、再汽温、主汽压 ● 每一个工况试验期间各运行磨组应维持稳定运行,试验前 要求煤仓维持高煤位;对中间储仓式制粉系统,还试验要 求煤粉仓保持高粉位 ● 试验前调整好空预器密封间隙,试验期间不得重新调整

1.3 主要试验仪器
● 锅炉性能测试车所配测试仪器全套 ● 烟气分析仪(如Testo350) 、烟气预处理器烟气混样器点 温仪标准气体(氮气、氧气、一氧化碳、一氧化氮等) ● T型热电偶 ● IPM分布式数字采集板 ● 专用原煤取样工具 ● 辐射高温计 ● 电子微压计 ● 煤粉取样装臵 ● 煤样缩分器
● 点温仪

1.4 组织分工
●组织机构
试验总指挥由厂领导承担,电试院试验负责人对试验技术 负责,电厂现场负责人负责试验组织与协调工作,电厂运行负 责操作,电厂和电试院试验人员负责测试、记录、取样。

●试验人员安排

1.4 组织分工
●试验人员安排
试验总指挥
试验负责人 单 位 工况安排

1人(电厂)
2人(电试院、电厂 各1人) 电试院 1人 / 电厂

温度测量
原煤取样 煤粉取样 煤粉称重及缩分和筛分

1人
1人 6人 2人

/
/ / /

磨煤机及风机功率记录
飞灰取样 大渣取样 烟气成份分析及环境条件

1人
1人 1人 2人 / /

/
/

主要运行参数打印操作
煤、灰、渣等化验分析 运行操作

1人
/ /

1人
化学分场 运行人员

2.锅炉试验实施要点
● 锅炉效率试验 ● 空气预热器漏风试验 ● 机组散热试验 ● 锅炉低负荷稳燃试验 ● 试验测试前、测试中和测试后,应采用标 气对烟气分析仪进行标定

2.1 锅炉效率试验
●试验依据
试验依据《电站锅炉性能试验规程》或美国机械工程师协会标准 (ASME )的要求进行试验测试工作

●工况要求
试验前8小时锅炉全面吹灰一次; 锅炉运行参数达到性能保证值且至少稳定一小时以上; 锅炉负荷波动小于≤?1%; 主、再汽温波动不超过+5或-10 ℃ 主汽压波动不超过?2% 试验煤质稳定,达到设计煤种或校核煤种试验期间不允许进行制粉系统 的投停操作; 试验期间不允许启停锅炉排污; 过量空气系数波动小于??0.05,炉膛出口氧量波动不超过??0.3%; 试验工况持续4小时,并且持续时间足以获得两组完整的数据; 试验开始前出空冷渣斗内存渣,试验结束时出渣进行取样。

2.1 锅炉效率试验
●测试主要内容
锅炉各主要运行参数利用经校验合格的电厂监控表计数据 空预器进、出口网格法烟气取样及分析 大气压力测量 大气湿度测量 环境温度测量 空预器出口网格法排烟温度测量 原煤取样及工业、元素分析、发热量测量 灰、渣取样及含碳量测量

2.1 锅炉效率试验

2.1 锅炉效率试验

2.1 锅炉效率试验

2.2锅炉空气预热器漏风试验
●试验方法
通过测量漏入空气预热器内的空气量来计算空气预热器漏风率

●工况要求
锅炉达到所需的出力或保证所需的电负荷(依技术协议而定) 试验前72小时之内吹灰一次,试验期间不得吹灰、打焦、定期排污及其 它工况扰动操作 煤质稳定,达到设计煤种或校核煤种主蒸汽流量波动不超过±4% 主、再汽温波动不超过+5或-10 ℃ 主汽压波动不超过?2% 过量空气系数波动??0.05 试验期间制粉系统维持稳定运行,不得有启停操作 试验前调整好空预器密封间隙,试验期间不得重新调整(对密封间隙可调 的空预器而言)

2.2锅炉空气预热器漏风试验
●测试内容
工况参数利用经校验合格的电厂监控表计数据 空预器进、出口网格法烟气取样及分析(主要为二氧化碳和一氧化碳) 大气压力测量 大气湿度测量 环境温度测量(国标简化公式计算仅须以上各项) 空预器出口网格法排烟温度测量 原煤取样及工业、元素分析、发热量测量 灰、渣取样及含碳量测量 空预器进口烟温,省煤器进口烟温(按国标计算仅需以上各项) 空预器进、出口风压及烟气压力,空预器进、出口风烟流量测量(如厂用 表计校验准确,可与试验各方讨论使用厂用表计数据)(ASME PTC4.3 需以上各项)

2.3 机组散热试验
●试验方法
采用表面温度法对保温性能进行试验计算。对于较大平面,试验采 用红外热象法对被侧保温结构表面进行扫描,反映出保温结构外表面温 度分布的方法。对于小平面、管道、阀门和法兰等的表面温度采用点温 计进行测量。

●工况要求
锅炉运行参数达到性能保证值且至少稳定一小时以上; 被测保温结构无明显泄漏;

●试验环境要求
测量要求在环境风速?0.5m/s的条件下进行,如不能满足时应加装挡风 装臵; 室外测试应选择在阴天或夜间进行,如不能满足时应加用遮阳装臵,稳 定一段时间后再测试; 室外测试应避免在雨雪天气条件下进行; 环境温度应在距离被测位臵1m 处测得,并避免其它热源得影响; 试验所需要的临时平台搭设牢固;

2.3锅炉低负荷稳燃试验
●试验方法 锅炉由高负荷逐渐降低至目标负荷。 锅炉降负荷过程中,应遵循以下原则:
锅炉降负荷应分阶段进行,在试验负荷大于60%额定负荷时,蒸发量每 下降10%BMCR,在试验负荷小于60%额定负荷以下时蒸发量每下降 3%BMCR应稳定燃烧30分钟,对运行工况进行必要的调整,检查一切正 常后,方可继续降负荷; 根据锅炉负荷的变化情况,及时调整给粉量和风量,调整给粉量时,应 采用增减给煤机转速的办法来进行; 燃烧调整方面应保持中、下层磨煤机火嘴燃烧稳定,停运磨煤机时应逐 台进行,采取先上层,后下层的办法 降负荷过程中,应及时调整一次风量,检查运行火嘴的燃烧情况,煤粉 着火点应距离喷口0.5m左右; 若发现锅炉燃烧不稳、炉膛负压波动较大时,应及时投入油枪助燃,避 免炉膛熄火MFT事故的发生。在进行必要的工况调整后,依次撤掉油 枪并注意维持炉膛燃烧稳定;

2.3锅炉低负荷稳燃试验
在锅炉降负荷过程中应将燃料自动切为手动; 在锅炉低负荷运行工况时,视情况关闭喷燃器的周界风; 应按火嘴投用情况调节二次风挡板开度,保证投用火嘴上下的二次风风速, 保证一、二次风动量比,同时应适当关小投用火嘴间的二次风风门,使二层 火嘴着火更好的相互支持。 严格控制负荷升降速度,以免操作跟不上,造成炉膛熄火或汽温突变,甚至 发生超温的现象; 降负荷过程中应注意减温水和一、二次风风量、风压的跟踪调整,维持氧 量在合适水平; 保证运行中的一次风喷嘴出口风速应正常,避免因过大的风速而导致的着 火推迟及燃烧不稳定的现象; 保证一次风温应正常,不能太低,否则不利于煤粉的燃烧; 低负荷时首先应保证下层的磨煤机运行稳定并维持正常出力,用上层磨煤 机的出力来调整负荷,调整过程中,应保证锅炉燃烧稳定,火检指示稳 定; 用远红外辐射高温计在燃烧器区域各看火孔测量炉膛温度和燃烧器根部温 度;

2.3锅炉低负荷稳燃试验
当锅炉达到40%BMCR目标负荷且燃烧工况稳定后正式开始试验 试验持续时间为2小时

确定低负荷燃烧是否稳定的标准有:锅炉低负荷试验期间 未投油枪助燃;锅炉燃烧器着火稳定;燃烧器根部着火温 度高,一般应保持在600℃以上;锅炉火检信号稳定。
●锅炉低负荷稳燃试验有效标准
试验工况稳定;

试验仪器准确; 试验煤种在设计煤种和校核煤种之间。

3.锅炉试验结果评价
● 锅炉性能试验计算方法

● 风机性能试验数据处理方法 ● 对于锅炉性能考核试验,一般应进行预备性 试验和两个正式工况试验,两次正式工况试验锅 炉效率偏差应在0.05%范围内才有效。 ● 试验测试仪器应进行标定。 ● 根据试验结果和锅炉性能保证值进行比较, 对锅炉性能作出评价。

3.锅炉试验结果评价
● 锅炉性能试验计算方法
锅炉效率计算以燃料低位发热量为基础计算; 灰、渣比例:电除尘灰斗90%;炉底大渣10%; 排烟损失q2=Q2/Qnet×100%; 可燃气体未完全燃烧热损失q3=Vgy×(126.36×CO)/Qnet×100%; 固体未完全燃烧热损失q4 散热损失q5; 灰、渣物理热损失q6; 锅炉效率η=(1-q2-q3-q4-q5-q6)×100%; 环境温度偏差修正 保证排烟温度按下式计算,并将保证的进风温度及换算后的排烟温 度分别替代热损失中的t0与θpy进行计算: 煤种修正 煤种修正将燃料各组分及低位发热量设计值替代排烟损失计算公式 中的试验值计算修正后的该项损失;

3.锅炉试验结果评价
●机组散热计算
平面:q=(Tw-T0)/(Ri+Rs)= ? (Tw-T0)+ε· σ(Tw4-T04) 圆筒面:q=(Tw-T0)/(Ri+Rs)= ? (Tw-T0)+ε· σ(Tw4-T04) 其中: q:保温层外表面热流密度 kW/ m2 Tw:设备和管道的外表面温度 K T0:环境温度 K ?:保温层外表面向大气的放热系数, kW/(m2· ℃) ?=1.163×(10+6),w为风速,m/s Ri:保温层热阻 m2· ℃/ kW Rs:保温层表面热阻 m2· ℃/ kW ε: 保温层外表面黑度 σ:玻尔兹曼常数,5.67×10-8 W/(m2· K4) *管道直径大于1020mm的圆筒设备按平面计算

4.影响锅炉性能的分析
●锅炉优化燃烧运行特性 ●经济性方面
煤粉的燃尽程度 过量空气系数 煤粉细度 锅炉煤种和负荷适应性 降低锅炉NOX的排放浓度

4.影响锅炉性能的分析
●锅炉优化燃烧运行特性 ●经济性方面

4.影响锅炉性能的分析
几个主要因数300MW机组和600MW机组锅炉效率影响情况 主要因数变化 300MW机组锅炉效 率变化(%) 600MW机组锅炉效 率变化(%)

飞灰可燃物含量从1%增加到2%
排烟温度每增加1℃(环境温度不变) 排烟温度每降低1℃(环境温度不变) 排烟氧量增加0.5% 排烟氧量降低0.5%

-0.31
-0.05 +0.05 -0.14 +0.13

-0.17
-0.057 +0.05 -0.14 +0.14

4.影响锅炉性能的分析
●安全性方面
炉内结渣和积灰的控制 受热面磨损和腐蚀的控制 避免高温腐蚀和低温腐蚀 四管爆漏的控制 防止燃烧器长期运行时的过热和烧坏

4.影响锅炉性能的分析
● 炉内结渣和积灰的控制
锅炉结渣是许多电厂经常遇到而又难以解决的问题。国内燃用无烟煤、劣质贫煤和 劣质烟煤的煤粉锅炉结渣带有一定的共性。燃用劣质煤的锅炉为了保证燃烧稳定,在 设计上通常选择较高的热负荷和采用较保守的稳燃措施,这固然可取得较好的稳燃效 果,但往往导致结渣。炉内结渣使辐射吸热量减小,炉膛出口烟温升高,局部结渣还 使炉膛四周水冷壁吸热不均,对流烟道左右、上下侧烟温差加剧,造成过热器和再热 器管壁超温。大块渣从炉内水冷壁上掉落,会砸坏冷灰斗斜坡处水冷壁管,卡死或堵 塞与渣池间的喉口,导致锅炉被迫停炉清渣或检修,增加了机组的非计划停运,降低 了机组人员可用率。炉内大量结渣还将使炉内燃烧工况恶化,未燃尽煤粉局部结聚及 炉膛熄火,造成设备损坏及人员伤亡的严重事故。 锅炉的积灰是指煤灰沉积在锅炉的受热面上,锅炉受热面的积灰将对锅炉的运行 造成下列危害:① 积灰将将使受热的传热条件恶化,使锅炉远离设计值运行,达不到 相应的出力和热力参数;② 受热面持积灰往往造成受热面金属的强烈腐蚀,管壁因腐 蚀而爆管;③ 严重积灰将部分和全部堵塞对流烟道,造成强迫停运。因此,控制锅炉 的结渣和积灰,对锅炉的安全运行具有重要的意义。

4.影响锅炉性能的分析
● 受热面磨损和腐蚀的控制
根据设计要求,对流受热面管壁的最大磨损量为2mm,安全运行 时间应在6×106h 以上。但是,由于燃用煤质变差和防磨设计、布 臵和安装不合理原因,有些电厂的尾部受热面运行近万小时,即磨 损严重,出现泄漏和爆管事故。因磨损而造成的泄漏和爆管事故约 占总四管爆漏事故的40%~50%。

4.影响锅炉性能的分析
● 避免高温腐蚀和低温腐蚀
锅炉的腐蚀常有两种,一种是高温腐蚀,一种是低温腐蚀。高 温腐蚀常发生在炉内水冷壁上,典型的腐蚀机理为硫腐蚀。高温腐 蚀往往造成大片水冷壁的管壁快速减薄,对锅炉安全运行影响很大。

4.影响锅炉性能的分析
● 四管爆漏的控制 四管爆漏是指锅炉受热面中的水冷壁、过热器、再 热器和省煤器四种管子由于过热、腐蚀、磨损等各种原 因发生破裂、泄漏,导致炉管失效,甚至引起锅炉事故 停炉。

4.影响锅炉性能的分析
●防止燃烧器长期运行时的过热和烧坏 为适应电站锅炉低负荷调峰的需要,近年来,国内 相继开发了一些新型煤粉燃烧器,它们在电站锅炉的稳 燃节油、扩大煤种适应范围、减小锅炉启动次数等方面 取得了显著的效果,产生了良好的经济和社会效益。但 是,有时稳燃、结渣以及燃烧器烧坏往往互相矛盾。有 些燃烧器的稳燃性能很好,但当燃用易结渣和高挥发性 煤时,易产生炉内结渣和喷口烧坏问题。

4.影响锅炉性能的分析
●影响风机性能参数的因素
结构特性对风机性能的影响 系统管网阻力对风机参数的影响 运行条件的改变对风机参数的影响 风机的调节性能对运行参数的影响

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
为了节能增效,许多电力企业考虑摆脱原来的单一煤种, 拓展其他可能的煤炭供应渠道,以便用最低的发电成本参 与市场竞价。电厂来煤渠道的多样性,导致锅炉燃用煤质 变化较大,造成煤质严重偏离锅炉设计值,煤质偏差大, 给锅炉燃烧带来许多不利影响。近年来,国内一些电厂通 过在大型锅炉上进行混煤掺烧和试烧新的煤种,取得了一 些成功经验,并取得了一定的经济效益。分析研究煤质变 化对电站锅炉经济性、安全性等方面的影响,可以为燃煤 电厂锅炉配煤和煤掺烧的工作提供一些参考。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.1 燃煤锅炉的煤质成份及性质
燃煤锅炉的煤质按工业分析可包括水分、挥发分、固 定碳、灰分和硫分。其中水分和灰分都是对燃烧不利的, 会降低燃料的燃烧温度,妨碍可燃物质与氧气接触,增加 排烟损失。另外,灰分还是炉膛结渣、受热面积灰的根源。 硫分增加,则会加重受热面的腐蚀。固定碳含量反映了煤 的碳化程度,含量越高就越难燃烧。挥发分是燃料燃烧的 重要特性,挥发分着火温度低,使煤容易着火。挥发分也 是对煤进行分类的重要依据。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.2煤质变化对锅炉运行经济性的影响
挥发分的影响
挥发分是固体燃料的重要成分特性,对燃料的着火和燃烧有很大影 响。挥发分是气体可燃物,其着火温度低,使煤易于着火。另外,挥 发分从煤粉颗粒内部析出后使煤粉颗粒具有孔隙性,与助燃空气接触 面积变大,因而易于燃烬。挥发分含量降低时情况则相反,锅炉飞灰 可燃物相对偏高;同时,火焰中心上移,对流受热面的吸热量增加, 尾部排烟温度也随之上升,排烟热损失增大。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.2煤质变化对锅炉运行经济性的影响
发热量的影响
若煤的发热量降低,则同样的锅炉负荷所用的实际煤量增大,而 对于直吹式制粉系统,输送煤粉所需的一次风量也相应增加,导致理 论燃烧温度和炉内的温度水平下降,使煤粉气流的着火延迟,燃烧稳 定性变差,影响煤粉的燃尽。煤的发热量降低同时会使锅炉排烟温度 升高,增加排烟热损失。煤的发热量降低还可能导致锅炉熄火等严重 事故的发生。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.2煤质变化对锅炉运行经济性的影响
灰分的影响
煤的灰分对锅炉运行的经济性的影响主要体现在以下两个方面: (1)影响着火和燃烧过程。煤质中灰分在锅炉燃烧中起到阻碍氧气 与碳产生化学反应的作用,灰分升高容易导致着火延迟,同时炉膛燃 烧温度下降,煤的燃烬度变差,从而造成较大的不完全燃烧损失。 (2)煤炭中的灰分是不可燃部分,在煤炭燃烧过程中,不但不发生 热量,反而因由炉膛排出的高温炉渣,损失大量的物理显热。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.2煤质变化对锅炉运行经济性的影响
煤中水分对锅炉运行经济性的影响
水分对煤的燃烧过程的影响主要体现在降低炉内温度。水分还影响 制粉系统型式、干燥介质的选择以及输煤系统的运行,从而影响锅炉 燃烧工况。水分增加会增加排烟热损失

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.2煤质变化对锅炉运行经济性的影响
不同煤种混合的影响
为保证锅炉正常运行,常常将劣质煤种与热值相对较高、挥发分 较大的煤进行掺混,再送人炉内燃烧,避免了入炉煤的较大波动。不 同的煤种混合后虽然从成分分析上看能够满足锅炉要求,但不同煤种 的燃烧特性完全不一样,因而在炉内燃烧时,混合煤种容易发生燃烧 分级现象,这也是造成飞灰含碳量上升的主要原因之一。 为提高锅炉运行经济性和安全性可以考虑进行煤掺烧试验,对于 采用中速磨煤机运行的锅炉,可以考虑分层燃烧,并进行相关燃烧调

整试验,以得出能指导锅炉运行方式。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.2煤质变化对锅炉运行经济性的影响
石子煤的影响
石子煤从磨煤机排放后如果不能得到循环利用即成为损失。煤质变 差往往造成磨煤机石子煤量增大,长时间运行,则会对机组煤耗带来 不利的影响。某机组煤耗试验的数据表明,煤质下降后石子煤量达到 人炉煤的1.5% 左右,增加了约一倍,按石子煤热值等于三分之一原 煤热值计算,影响机组煤耗约1.1 g/(kWh)。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.2煤质变化对锅炉运行经济性的影响
煤质下降引起其它经济性方面的影响
(1)煤粉细度变粗 当发热量降低,灰分增大时,煤的可磨性系数变小,磨煤机磨损 件磨损加快,煤粉细度变粗。为保证锅炉出力不变,燃煤量增加,磨 煤机出力就要增加,甚至增加运行磨煤机,进一步加剧煤粉细度变粗 造成的影响。 (2)厂用电率增加 煤质变差造成燃煤量增加,磨煤电耗将增加,制粉系统的阻力也 随着增大,导致所需风机的压头升高,风机电耗也相应增大。同时, 对于三分仓预热器来说,一次风压头的提高将使漏风增加,从而增加 了吸风机的负荷。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.3煤质对锅炉其他运行成本的影响
煤质下降引起其它经济性方面的影响
煤质对燃煤电厂发电成本有着复杂的影响。它不仅影响到机组的经 济性指标,更影响到机组的安全性,包括磨煤机的磨损,锅炉的结焦、 粘污、腐蚀及磨损,也影响电除尘的性能等。表1 给出了美国某 1000MW电厂因煤质变劣对发电成本影响情况。 分析煤质对燃煤电厂成本的影响应考虑机组的综合成本,决定机组 综合发电成本有以下4个主要因素:(1)可用率;(2)维修量;(3)能量 转换效率;(4)机组出力。如果只注重燃烧特性、灰的利用及煤的差价 等显成本效益,而忽略对锅炉运行、设备寿命及排放等付出的隐成本, 其在成本效益的计算方法上就存在着较大的缺陷。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
表 煤质变化对一台1000MW机组锅炉发电成本的影响
增加的损耗 煤质变化 灰分增加10% 水分增加5% 发热量减少15% 碱反应性下 降 灰中可燃物增加 2% 过剩空气增加10% 电除尘器 湿烟气损失 燃煤处理 碳损失 风 机 成本影响 (×106美元/a) 0.70 0.48 0.10 0.55 0.66

过热汽温下降 28℃
积灰 再热调节增加5% 排烟温度增加6%

干烟气损失

0.79

汽轮机效率

1.18

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.4煤质变化对污染排放的影响
随着国家环保要求越来越严格,分析煤质对成本的影响还要考虑到煤 质对锅炉排放总量的影响。煤质下降对飞灰排放浓度的影响主要表现为煤 的灰量增加与灰的比电阻变化,煤的灰量增加将导致飞灰排放浓度或总量 的上升;灰的比电阻变化则会要求电除尘器的运行参数作出相应的调整, 倘若现有电除尘器无法达到所需电压,就将导致除尘效率降低、粉尘排放 浓度或总量的上升。 煤粉炉燃烧时,炉膛温度通常在1400℃以上。煤中含有的硫份除有机硫、 黄铁矿等易燃烧生成SO2外,不可燃硫的硫酸盐在碳氢还原性物质共存时, 也会分解成SO2。 在实际的燃烧过程中,煤中硫的析出主要受炉膛温度、煤中碱性氧化物 的自身固硫作用、在高温中的停留时间及煤的物理特性(如煤的粒度、煤 中硫含量等)的影响。 随着煤中氮含量的增加,NOX生成量增加。随着燃煤水分的增加,NOX 的生成量增加。对于因煤质变化引起锅炉NOX排放浓度增加,一般可以通过 进行针对性的锅炉燃烧调整,把锅炉NOX排放浓度控制在合适范围内。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
5.5煤质变化对锅炉出力的影响
煤质变化可能会造成机组的某些设备不能满负荷运行而限制锅炉出力。 例如,煤的灰成分改变,可能使煤的结渣性和积灰性增大而引起炉膛结渣 和受热面积灰;煤的水分和可磨性指数的变化可使磨煤机达不到额定出力;

煤的灰分增加或灰的电阻特性改变可能使静电除尘器的除尘效果受限。

5.煤质变化对电站锅炉运行的影响分析
电站锅炉燃煤煤质的优劣会直接影响锅炉性能和机组效率, 有时还影响到机组的安全指标。应综合考虑锅炉性能、机组效 率、燃料价格、锅炉出力、污染物排放等多方面的因素,采购 最经济的煤种。 (1)对煤质的评价除从其发热量或挥发分来考虑外,还应该 综合考虑煤在燃烧过程中对锅炉及辅助设备的影响大小和煤本 身的价格。 (2)灰分含量高、发热量低的煤,不仅使燃料运输的成本增 加,也使锅炉运行的安全性、经济性下降。 (3)要降低煤质变化对锅炉的不良影响,尽量选择与设计煤 质相近的燃煤。如烧混煤,则最好进行煤掺烧试验分析。有条 件的话,建议进行不同方式掺配的混煤特性试验,并根据分析 结论进行煤掺配工作和煤掺烧工作。

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工 艺对电站运行的影响
● SCR 烟气脱硝技术原理

● 氨逃逸及其对下游设备的影响 ● SCR反应器中转化成SO3对尾部烟道设备的影响 ● SCR反应器的运行灵活性及可用率 ● SCR对电站经济性影响

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工 艺对电站运行的影响
● SCR 烟气脱硝技术原理
催化剂

SCR工作原理图

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工 艺对电站运行的影响
● SCR 烟气脱硝技术原理
选择性催化还原(SCR)技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱 硝技术。SCR技术是在金属催化剂作用下,以NH3作为还原剂,将NOx还原成 N2和H2O。NH3不和烟气中的残余的O2反应,而如果采用H2、CO、CH4等还原剂, 它们在还原NOx的同时会与O2作用,因此称这种方法为“选择性”。工作原 理图如图1所示,主要反应方程式为:

4NH3+4NO+O2─>4N2+6H2O 8NH3+6NO2 ─>7N2+12H2O

(1) (2)

选择适当的催化剂上述反应可以在200℃--400℃的温度范围内有效进行。 在NH3/NO=1的条件下,可以得到80%~90%的NOx脱除率。目前,世界各国采用的 SCR系统有数百套之多,技术成熟运行可靠,NOx脱除率高。

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工 艺对电站运行的影响
● SCR 烟气脱硝技术原理
SCR系统在电厂的布臵方式有3种,高尘布臵方式,即将SCR布臵在 省煤器与空预器之间,该方式是应用最广泛的布臵方式。温度在300~ 400℃范围内,是大多数催化剂的最佳反应温度区,但催化剂处于高尘烟 气中,条件恶劣,寿命会受到一些影响。第2种布臵方式是将电除尘器布 臵在空气预热器之前,而SCR反应器布臵在电除尘器和空气预热器之间, 该布臵方式可防止烟气中飞灰对催化剂的污染和对反应器的磨损与堵塞, 但其缺点是电除尘器在300~400℃的高温下无法正常运行。第3种是尾部布 臵方式,SCR反应器布臵在除尘器和烟气脱硫系统之后,催化剂不受飞灰 和SO2的影响,但由于烟气温度较低,一般需要气气换热器或采用加设燃 油或燃天然气的燃烧器将烟气温度提高到催化剂的活性温度,势必增加能 源消耗和运行费用。 SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显著,占地面积小、技术成熟、 易于操作,可作为我国燃煤电厂控制NOx污染的主要手段之一。同时SCR技 术消耗NH3和催化剂,也存在运行费用高,设备投资大的缺点。

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工 艺对电站运行的影响
●氨逃逸及其对下游设备的影响
由于氨与NOX的不完全反应(分布不均、NH3过量等),会有少量的 氨与烟气一道逃逸出反应器。这种情况称之为氨逃逸,是所不希望看到的。 当烟气中的SO3与SCR反应室中的过剩NH3产生反应,便会生成铵化合物 (NH4HSO4,(NH4)2SO4。沉积在催化剂上的物质成分取决于NH3和SO3的 浓度,以及烟气的温度。逃逸氨量随着NH3/NOX比的增大和催化剂的活性降 低而增大。它是影响催化剂设计的一个指标。一般说来,催化剂是按逃逸 氨量5 ppm设计的 氨逃逸可导致:(1)生成硫酸铵沉积在催化剂和空预器上;(2) 造成FDG废水及空预器清洗水中含NH3;(3)增加飞灰中的NH3化合物。

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工 艺对电站运行的影响
●SCR反应器中转化成SO3对尾部烟道设备的影响
由于在催化反应器中SO2将转化成SO3,反应器下游的SO3会有明显的 增加,特别是在高含尘烟气段布臵系统中,除了可生成硫酸铵以外,在露 点温度下FGD再热系统中会凝结过量的硫酸。烟气中的氢氯酸和氢氟酸会 溶解在热交换器表面的H2SO4水膜上。然后与积灰形成坚硬的腐蚀垢层。 SO3除了有害的一面外,在电除尘器中它对除尘过程可以起到促进 作用。对于一些高比电阻飞灰采用SO3来进行调质。 。

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工 艺对电站运行的影响
●SCR反应器的运行灵活性及可用率
对经常起、停的电站来说,有一点对催化反应器的十分关键,即要 确保加氨所需的最低温度300℃。因此,为了尽可能地减少机组起动时间, 省煤器和反应器均设计有旁路,当烟温达到约300℃时,可关闭反应器旁 路并打开反应器挡板。当第一层催化剂的温度及第二层催化剂之间的温度 达到316℃以上时,便可开始加氨。随着省煤器前温度的升高,可逐渐关 闭省煤器旁路,在机组带部分负荷温度下降时,也可反过来使用旁路系统。 在尾部烟气段布臵方式下,可采用附加烟气通道燃烧器来加速起动 过程。在很短的时间内,烟气可被加热。在再热器和反应器未达到运行温 度前,不可关闭旁路系统。 SCR 的可用率大于98%,在许多情况下SCR的停运是由于加氨系统故

障造成的。因此,不应认为SCR装臵会对电站可用率产生影响。

6.选择性催化还原(SCR)烟气脱硝工 艺对电站运行的影响
● SCR对电站经济性影响
选择性催化还原技术(SCR)的采用和投运对电站的在经济性方 面的影响主要有: (1)需加大风机出力或更换风机,加固电除尘器。由于SCR装臵产 生有压降(18—30mbar),必须增大风机的出力。假如各方面情况都很理 想,单提高驱动装臵的出力并加固支撑结构就可以了,否则更换更大出力 的风机。由于除尘器内烟气的压力较低,有可能需对除尘器壳体进行加固。 (2)厂用能耗会增大。由于NH3的汽化、清洗催化剂和空气预热器需用 蒸汽,另外在SCR尾部烟气段布臵时需对烟气进行再热,这样便增大了厂 用电和汽耗,并且降低了电厂的效率。 (3)需增加SCR装臵相关的测量与控制部分。

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