低氮燃烧改造后带不动负荷怎么回事

【专家解说】：当然是改造失败了。
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[1]- [2]
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。
3.7 脱硝系统投运后对电网调度的影响
综合现场调研的情况，影响电力系统电网调度经济运行的突出问题为，机组在增设脱硝系统后，由于受脱硝入口运行温度的要求，锅炉在较低负荷时，脱硝系统无法投用，致使机组的调峰能力存在不同程度的下降，在充分吸纳风电以及可再生能源的产业政策下，电力系统的经济运行将面临前所未有的困难，尤其是在冬季供暖期，居民供热属于民生工程，供热机组的调峰能力除受脱硝温度的限制外，还受供热参数的制约，机组的调峰能力较夏季更差，再加上冬季为风电的高峰期，所以冬季电网的经济调度将会更加艰难。
3.8后续废弃催化剂的处理
脱硝催化剂在运行一定时间后，其活性降低，脱硝效率下降，为保证氮氧化物排放量，需对催化剂进行再生或更换。国外有催化剂再生成功的经验，但成本较高;国内尚无催化剂再生经验，目前还停留在通过更换催化剂来提高脱硝效率的阶段。催化剂中含有V2O5等有害物质，大量失效的催化剂如果不加以适当处理，将给环境带来二次污染，失效的催化剂属于特殊物品，必须进行特殊处理。但在我国，由于脱硝投运时间短，催化剂的更换量较小，大部分电厂还未面临催化剂处理的问题，在不久的将来，失效催化剂的处理将会是火电厂必须面对的新问题和新课题。
4.改进措施
4.1 提高脱硝入口烟温，降低机组最小负荷，改善机组调峰能力
提高脱硝入口烟温可采用的方案有：加装烟气旁路和省煤器分级布置。加装烟气旁路是指在省煤器前适当位置引出部分高温烟气至脱硝反应器入口，在低负荷时用来调节脱硝入口烟温，保证脱硝反应温度。但采取这种方案时，会改变脱硝入口的烟气流场，同时省煤的出口水温会有所降低，需要进行严格的校核计算及现场流场分布测试。
省煤器分级布置是省煤器分为两级，并分别布置于SCR反应器前后，从而有效降低脱硝入口前省煤器的吸热量，提高脱硝入口烟温。由于烟气流经SCR反应器时，温降较小，约3℃～5℃，所以分级布置对省煤器的吸热量影响不大。但要受到尾部烟道空间的限制，若尾部烟道空间允许，预期省煤器分级布置将是电厂采取的主要选择措施。
4.2 低氮燃烧器改造机组进行必要的燃烧调整
机组进行低氮燃烧器改造后，原有燃烧方式不能够满足燃烧器的最佳运行，建议改造机组进行系统的燃烧优化调整，充分考虑机组的经济性及NOx排放要求，采用既满足NOx排放要求又能确保机组安全、经济运行的方式。
4.3 优化机组协调方式，改善机组对AGC的响应速率
脱硝改造后，由于燃烧情况发生变化，应加强机组协调方式的优化，规范运行操作，使之最终满足电网对AGC的运行要求。主要可从以下几个方面入手：
1)对改造机组进行燃烧优化调整，根据调整结果进一步优化二次风风门的控制策略，规范二次风门的运行方式;
2)对机组压力偏差控制系统进行优化，提高机组的负荷调整精度;
3)优化AGC在额定参数的调整方式，以抑制额定参数的机组超压;
4)加强煤质管理和配煤工作，保证煤种的相对稳定，满足机组带大负荷的要求;
5)针对脱硝喷氨反应存在滞后问题，建议相关控制系统应进行DCS逻辑优化和修改工作。
4.4严格控制氨逃逸率
对投入脱硝系统运行的机组，要严格监视脱硝入口温度及脱硝系统的氨逃逸率，控制脱硝副产物NH3HSO4的生成，确保机组安全运行，建议建立以下工作制度：
1)通过网格法测量反应器后的氨逃逸率，以确定测量仪表所在位置在整个烟道截面的代表性，若代表性差，需对测量仪表的测量位置进行更换;
2)定期对氨逃逸测量表计进行校准，保证测量值可靠，以正确指导运行。建议投产初期应经常性校准，运行稳定后校准期限参照相关标准执行。
3)在机组大修或燃煤发生较大变化是，应对脱硝入口烟气流场分布进行测量调整，确保喷氨的均匀性，减少氨逃逸。
4.5合理调度方式
在电网电网调度出现危机的现状下，要进一步深挖循环流化床机组的调峰能力，在电力项目审批积极鼓励循环流化床机组。在电网调度矛盾突出的地区，应采取循环流化床机组在夜间负荷低峰时，采取压火停机，早高峰启动的方案，同时出台相应的法律法规，以弥补和激励改类型机组为电网的调度作出的贡献。
4.6建议出台失效催化剂处理的相关规范
现有催化剂一般使用3年左右效率变差，需要进行更换，建议出台失效催化剂处理的相关规范，并在考虑火电厂安全、经济、方便处理的前提下，确定其处理方式。据文献报道，目前失效催化剂的处理途径主要有：
1)在国家许可的范围内进行填埋处理;
2)返还给催化剂商;
3)用CaO对催化剂中的金属矾处置后，可作填料物料处理;
4)回收利用其中的有用金属材料，目前这种方法比较昂贵，还未有大规模的应用，但随着技术的发展，有望成为主流方法。
5.结论
机组在进行低氮排放技术改造后，整体运行运行状况保持良好，但部分机组由于改造和投入脱硝后，机组出现一系列问题。
5.1机组的最小技术出力存在不同程度的下降;
5.2进行低氮燃烧器改造的机组多数出现经济性下降的现象;
5.3 AGC调节性能差，需在改造后及时进行相应的优化;
5.4投入脱硝系统后，受脱硝副产物的影响，部分电厂空预器、除尘器以及引风机存在不同程度的堵塞和腐蚀情况;
5.5脱硝运行成本和改造成本高;
5.6 电网调度难度大，机组停备严重。