低氮燃烧器及脱硝改造后机组存在的问题及应对措施-undefined

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随着我国环保标准的进一步提高，不能满足国家环保标准排放的火力发电机组相继进行了低氮或脱硝改造。机组在进行低氮燃烧器和脱硝系统改造后，在实际运行中NOx的排放量均能满足2011版《火力发电厂污染物排放标准》要求，脱硝系统运行基本正常。锅炉本体及辅机的运行均能满足机组的原有出力，锅炉燃烧稳定，其主要运行参数除部分电厂再热汽温偏低之外，与改造前基本一致，相应辅机如空气预热器、除尘器以及引风机改造后均能满足机组的运行要求，AVC、一次调频满足电网调度要求，部分电厂AGC响应速度慢、不能适应电网负荷响应要求。

1 低氮燃烧及脱硝技术

低氮燃烧机组主要是针对NOx 的两种主要生成机理，在降低燃烧温度的同时，降低着火区域的氧气浓度。以抑制炉氮氧化物的生成。通过采用炉内低NOx 燃烧技术，能将NOx 排放浓度降低30%～60%。目前普遍采用的低氮燃烧技术主要是通过低氮燃烧器改造，来实现炉内低氧、分级配分的燃烧特性，降低NOx的减排。

由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx的排放不能很好的满足环保要求，为进一步降低NOx 的排放，必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点，在我国得到了广泛的商业应用。

SCR 脱硝反应器按照相对于除尘器的安装位置，可分为高含尘和低含尘两类。但由于低含尘需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH)，系统复杂，投资大，故一般选择高含尘工艺。SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂NH3，将NOx 还原为氮气和水蒸气。制氨一般有尿素、液氨、氨水等3 种方法。目前主要采用尿素和液氨两种制氨方法。脱硝催化剂其材料一般以TiO2 为载体，并掺入V2O5 和WO3 等活性成分。催化剂的活性温度范围从300℃～420℃[3]不等。催化剂有蜂窝式和板式两种。

2、实施NOx减排的机组类型

目前我国电厂在相应国家环保的号召下，NOx排放超标的火电厂均进行了相应的改造，按实施类型可分为四类：1)机组原设计为低氮燃烧方式及烟气脱硝装置。此类机组无需进行改造;2)机组原设计低氮燃烧方式并预留安装脱硝装置;这种类型机组在设计时，考虑到脱硝装置的运行要求，在本次改造中，只加装脱硝装置;3)机组原设计为低氮燃烧方式，未预留脱硝安装位置;这种类型机组在设计时，未考虑到脱硝装置的运行要求，在本次改造中，加装脱硝装置，同时进行了相应的辅机改造;4)机组之前未采用低氮燃烧方式，且无脱硝装置。此类机组在氮氧化物减排改造中，改造幅度大，低氮燃烧器改造以及加装脱硝装置。上述几种进行脱硝改造的机组，同时进行了空预器、除尘器以及引风机的改造。

3、低氮燃烧器及脱硝改造对机组运行的影响

机组经过低氮燃烧器、脱硝系统以及相应辅机改造后，在实际运行NOx排放量均能满足国家的环保要求，为日后机组的正常运行创造了先决条件，与此同时也给机组带来一些负面影响。

3.1机组最小技术出力降低，调峰能力差

大部分电厂的脱硝均采用SCR脱硝反应器，催化剂的设计温度为300℃～420℃。在机组投入脱硝系统运行后，除同步投产脱硝系统的机组外，由于早期锅炉设计未考虑脱硝系统的运行温度，多数机组改造后出现了锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟温无法满足脱硝系统正常运行温度的现象，因而锅炉最小技术出力较改造前均有不同程度的升高，机组的调峰能力下降。针对上述情况，选取山西省具有代表性的九个电厂进行了调研，综合九个电厂的最小技术出力情况，改造后机组的最小技术出力在50%-77%之间。经加权平均，锅炉最小技术出力平均为59%，较改造前40%的最低稳燃负荷提高了19%;仅就改造机组来计算锅炉最小技术出力平均为62% ，锅炉最小技术出力较改造前提高了22%。其中，原设计低氮燃烧和脱硝系统的机组效果最佳，低氮加脱硝同时改造的机组效果最差。

3.2 AGC调节特性能差

机组在经过低氮燃烧器改造后，炉内的燃烧方式发生了明显变化，在使用原有协调方式的情况下，机组在投入AGC控制时，主汽压力偏差大、汽包水位波动;负荷调节速率较快时，由于脱硝喷氨反应存在滞后，容易造成NOx排放指标在短时间内超标，严重影响负荷调节速率;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，在原有控制方式下，炉膛压力波动大。

3.3运行经济性差

完成低氮燃烧器和脱硝改造的机组，大部分存在经济性降低的现象。主要体现在：

1)飞灰含碳量增大

机组进行低氮燃烧器改造后，由于燃烧方式的改变，如果风粉配比不佳，主燃烧区的缺氧燃烧及燃烬区的低温燃烧均不利于煤粉的燃尽。另外，改造后机组进行的燃烧调整更多的倾向于降低NOx排放量的调整，导致飞灰含碳量增大，机组经济性降低。

2)空预器传热效果下降，排烟温度升高

机组脱硝系统投入运行后，脱硝副产物硫酸氢氨在低于露点温度下，容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容易沉积在空预器受热面上，致使空预器传热效果下降，排烟温度升高，锅炉效率降低。

3)再热汽温偏低

基于不同的改造情况，部分电厂改造后，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℃，影响机组单位煤耗约1g标准煤。

对大多数脱硝改造机组，经济性均受到一定影响，通过调研，改造后影响机组效率约1%。以单台600MW机组、负荷率80%、年运行小时数5500小时、标煤单价600元、锅炉效率降低1%，单位能耗增加约3g标准煤估算，每年多消耗标煤7920吨，折合人民币475万元，单位电量成本增加0.18分。

3.4锅炉辅机的堵塞与腐蚀

锅炉低负荷时，由于脱硝入口温度下降、脱硝催化剂的活性降低、氨逃逸率增大等因素，脱硝副产物NH3HSO3的生成量增加。NH3HSO3粘结性强、露点温度高，并具有一定的腐蚀性，容易堵塞空气预热器，导致空气预热器差压增大，传热效果变差，并造成冷端腐蚀。

此外，如果氨逃逸率控制不好、NH3HSO4生成量较大时，还会造成布袋除尘器以及引风机叶片腐蚀。通过调研发现，个别电厂在进行机组检修时，发现布袋除尘器\引风机均有腐蚀现象。

3.5 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，有腐蚀性，具有刺激性气味。液氨挥发成氨气，属于易燃、易爆气体，泄漏后可引发中毒，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漏、静电起火、爆炸以及中毒等安全隐患。使用液氨作为还原剂的电厂，安全隐患增加，尤其临近城市地区的电厂，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。

3.6脱硝改造、运行成本高

脱硝改造增加了原风烟系统的阻力，脱硝副产物有堵塞和腐蚀空预器、除尘器、引风机等设备的情况，需配套进行空预器以及引风机的改造，改造幅度大，成本高。

据调研结果，脱硝系统投入后，其运行成本普遍高于国家的环保电价补贴0.008元/kwh，2×300MW机组，一天消耗液氨的费用在3～5万元之间，如采用尿素为脱硝剂则成本更高。脱硝催化剂使用寿命约为16000小时左右，按目前市场价格一台600MW机组催化剂更换约需2000万元。

原标题：低氮燃烧器及脱硝改造后机组存在的问题及应对措施

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