600MW亚临界机组锅炉脱硝改造后的运行分析.docVIP

大型燃煤锅炉脱硝改造后的运行分析及处理措施 大唐贵州某发电公司发电部 杜庆军 摘要：本文就某火电厂600MW亚临界控制循环汽包炉脱硝改造后的运行能源结构中70~80%由煤提供，每燃烧一吨煤，产生5~30kg氮氧化物固定源 为了建设可持续发展经济，设立专题，就可行性研究。 通过摸底测试，满负荷条件下锅炉的NOx排放浓度约为660~790mg/m3（标态，6%O2，5%NO2）；采取LNB+SCR（整体脱硝效率89%）脱硝技术路线，可有效将锅炉NOx排放浓度控制到100mg/m3以下运行济性较高。脱硝改造后，预计每年可最大减少NOx排放总量约37349吨，减少排污费约2353万元，环保效益显著。 2、改造后的运行分析 2.1低氮燃烧技术的改造，有效降低了原烟NOx排放浓度 燃煤锅炉的NOx主要由NO、NO2及微量N2O组成，其中NO含量超过90%，NO2约占5~10%，N2O只有1%左右。ox排放情况表 试验工况 单位 满负荷运行方式 满负荷运行方式 OFA开度最大运行方式 满负荷低氧运行方式 低负荷习惯运行方式 锅炉负荷 MW 58 574 574 578 391 空预器A侧入口O2 % 2.52 2.74 2.91 2.06 2.12 空预器A侧入口NOx mg/m3 696 763 653 797 682 空预器B侧入口O2 % 3.80 3.32 2.87 2.00 2.83 空预器B侧入口NOx mg/m3 785 806 675 757 692 NOx均值 mg/m3 741 784 664 777 687 由NOx的形成条件可知，对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过空气量。因此，低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放的目的。项目 单位 T-02 电负荷 MW 500 600 脱硝进口氧量 % 2.9 2.3 脱硝进口一氧化氮NO μL/L 214 225 锅炉NO排放浓度 mg/m3 383 389 NH3）对NOx的还原功能，使用氨气(NH3)作为还原剂，将体积浓度为5％的氨气通过氨注入装置(AIG)喷入温度为315℃－420℃的烟气中，在催化剂作用下，氨气(NH3)将烟气中的NO和NO2还原成无公害的氮气(N2)和水(H2O)，“选择性”的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择NOx还原。其化学反应式如下： 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O 2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O 催化剂是整个SCR系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分来确定的，影响其设计的三个相互作用的因素是NOx脱除率、NH3的逃逸率和催化剂体积。 上述脱硝反应是在反应器内进行的，反应器布置在省煤器和空气预热器之间。反应器内装有催化剂层，进口烟道内装有氨注入装置和导流板，为防止催化剂被烟尘堵塞，每层催化剂上方布置了吹灰器。 经过SCR装置后， NOx进一步降低至100 mg/m3以内。 3、改造后存在的主要问题和采取的手段 3.1烟道阻力增加，引风机出力不足，限制机组负荷 由于SCR脱硝装置反应器和增加的烟道使锅炉烟气侧阻力增加。SCR脱硝装置产生的烟气阻力包括烟气在烟道中的沿程阻力、局部阻力和催化剂本身的阻力。对于在役锅炉，由于设备空间和场地条件的限制，反应器无法布置在锅炉附近，因采用 SCR脱硝装置而增加的烟气阻力使引风机的容量裕度不够，特别是在高负荷情况下最为明显。从而引风系统阻力增大，增加引风机的功率电耗道道）））））SCR脱硝技术存在逃逸的氨与烟气中的 SO2和 H2O反应生成硫酸氢铵影响空预器运行的问题 。由于SCR脱硝装置采用催化剂，催化剂的氧化作用会将烟气中的部分SO 氧化为 SO2，从而增加硫酸氢铵的生成量，增加了空预器堵塞和腐蚀的风险。降低这一风险的主要措施是更加严格地控制氨逃逸量）））） 图2 进行吹灰调整之前炉膛负压波动情况 采取措施后负荷500MW炉膛负压在-55～+110Pa之间波动，如下图示： 图3 进行吹灰调整之后炉膛负压波动情况 通过对空预器连续吹灰，炉膛负压波动峰谷值减小，初步确定空预器局部堵塞得到缓解，为防止空预器连续吹灰对换热元件磨损严重，恢复空预器原吹灰方式后炉膛负压波动峰谷值有所上升，为确保2号机组长周期安全运行，仅将早班将空预器吹灰方式调整为连续吹灰。 3.3 低负荷条件下脱硝投运率低。 根据厂的实际运行情况，负荷低于6%额定负荷时，SCR入口烟气温度低于315℃，SCR自动解列，因此，低负荷情况下无法保证SCR的投运率yxb_duqj@ 联系电话