锅炉脱硝系统改造分析（精选6篇）
锅炉脱硝系统改造分析 篇1
根据国家环保部相关要求, 自2014年7月1日起, 重点地区的火力发电燃煤锅炉执行烟尘≤2 0 m g/m3, S O2≤5 0 m g/m3, N O x≤1 0 0 m g/m3。兰州石化公司化肥厂目前有3台煤粉锅炉, 其中A、B两台为东方锅炉厂产品, 单台锅炉额定出力145t/h, 蒸汽压力10.5MPa, 蒸汽温度495℃;C锅炉为上海锅炉厂产品, 额定出力220t/h, 蒸汽压力9.8MPa, 蒸汽温度540℃。3台锅炉均为倒U型结构, 燃烧器四角布置, 切向燃烧。锅炉建设时未配套建设脱硝设施。
兰州石化公司于2014年初对3台锅炉实施了脱硫、脱硝、除尘工程技术改造。其中脱硝改造项目由于现场空间狭小, 为满足环保要求, 改造分为3个部分:一是低NOx燃烧系统改造;二是锅炉折焰角处新增SNCR (选择性非催化还原) 脱硝设施, 三是在尾部烟道上增加SCR (选择性催化还原) 脱硝设施。脱硝改造技术指标为:通过低NOx燃烧改造, 将NOx控制在≤300mg/m3;通过SNCR改造, 将NOx控制在≤180mg/m3;通过SCR改造将NOx减排至≤100mg/m3, 满足环保要求。脱硝装置的氨逃逸不大于3mg/m3, SO2/SO3转化率小于1%。
一、低NOx燃烧系统改造
化石燃料与空气在高温燃烧时产生的NOx主要包括:一氧化氮 (NO) 、二氧化氮 (NO2) 、氧化二氮 (N2O) 等。在NOx中, NO占有90%以上, 二氧化氮占5%~10%。按生成机理的不同分为三类:热力型、快速型和燃料型, 其中燃料型占60%~95%。
利用改变燃烧条件的方法来降低NOx的排放, 统称为低氮燃烧技术。低氮燃烧的基本原则是控制燃烧温度以减少“热力”型NOx的生成, 和 (或) 减少燃料氮与燃烧空气中氧的混合, 通过形成富燃区域将燃料NOx还原成N2, 以减少“燃料”型NOx, 在煤热解完成后, 再将二次风分级送入以完成焦炭燃烧。
燃煤锅炉低氮燃烧系统改造包括两个方面:一是选用低NOx燃烧器, 二是在燃烧器布置上强化空气分级系统 (包括空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环等) 。
兰州石化公司低氮燃烧采用ROFA (旋转对冲燃烬风) 技术, 该技术属于增压风分级低氧低氮燃烧技术范畴, 改造同时对锅炉燃烧器原二次风喷口进行改造。
ROFA系统从锅炉二次风中抽出约30%的总风量, 一部分风送入炉膛上部空间, 另一部分风经过ROFA风机升压后, 通过布置在炉墙上的多个特殊设计的喷口集成箱送入炉膛上部空间, 使炉内的混合和湍流得到了极大的提高。喷口集成箱处的高动能射流产生强烈的旋转扰动涡流, 打破了炉内的大片层状流动, 这将使得炉内的温度场和物料场分布更为均匀。从而改善了炉内的烟气温度分布, 物料分布, 热量吸收, CO的氧化和炉膛上部燃料的燃烬, 使得炉膛的整个容积在燃料的燃烧过程中得到了更为充分的利用。
因ROFA的分级燃烧降低了火焰中心的温度和O2含量, 并还原了部分已生成的NOx, 从而达到了控制燃料型NOx和热力型NOx的目的。
ROFA通过再次分配锅炉的部分燃烧空气来实现炉膛分级燃烧, 主要优点有:
(1) 减少炉膛横截面上的温度偏差。
(2) 炉膛横截面上燃烧产物的分布更加均匀。
(3) 增加燃料/空气的混合, 接触和反应时间。
(4) 增加未燃烬物在炉膛内的停留时间。
二、锅炉折焰角处新增SNCR脱硝设施
SNCR是指无催化剂的作用下, 在适合脱硝反应的“温度窗口”内喷入还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。该技术一般采用炉内喷氨、尿素或氢氨酸作为还原剂还原NOx。还原剂只和烟气中的NOx反应, 一般不与氧反应, 由于该工艺不用催化剂, 因此必须在高温区加入还原剂, 与烟气中的NOx反应生成N2和水。
本项目采用NH3作为还原剂, SNCR是在锅炉折焰角800~1100℃这一狭窄的温度范围内, 利用Rotamix TM高速风增湿喷射器, 注入7%氨水与烟气中的NO反应生成N2和H2O。Rotamix风机系统能更好的把氨水推入到炉膛深处, 更有效促进氨与NOx反应。Rotamix风系统的主要作用是:
(1) 利用该风的强大流量和风速把氨水送入炉膛中横向烟气流的深处。让氨水与烟气更充分的混合, 提高反应效率和氨的利用率。
(2) 对喷枪起到了冷却作用, 在SNCR整个运行过程中, 保护喷枪不被高温烧坏。
三、尾部烟道新增SCR脱硝设施
SCR脱硝技术是在催化剂作用下, 向温度约280~420℃的烟气中喷入氨, 将NO和NO2还原成N2和H2O。SCR烟气脱硝技术的关键是选择优良的催化剂。催化剂分为蜂窝式、板式和波纹式SCR脱硝催化剂等形式。
本项目采用蜂窝式催化剂, 其主要成分是以Ti O3、V2O5、WO3等。由于现场空间限制, 催化剂采用1+1布置, 采用伸缩耙式蒸汽吹灰系统。
还原剂是利用Rotamix系统中未反应的NH3, 这样有两个好处, 一方面, 可以增加Rotamix系统的氨氮比, 提高系统的脱硝率, 另一方面, 简化了SCR的布置。SCR脱硝装置使锅炉烟气侧阻力增加, 因此对引风机同时进行了改造, 提高其压头。全脱硝反应流程示意如下图1所示。
四、改造后的运行效果
改造后, 锅炉投入正常运行。2014年9月, 组织对装置进行了168h的标定。标定结果表明, 锅炉主要工艺指标受控, NOx达到环保排放要求, 逃逸氨达到技术协议要求。其NOx数据曲线如下图2~4所示。
五、结语
兰州石化公司化肥厂通过对3台锅炉脱硝工程的改造, 有效地降低了NOx排放量, 同时也给锅炉运行带来了一些问题, 如过热器结焦积灰加剧、烟道阻力增大等, 这些都为需要脱硝改造的锅炉提供了一定的参考经验。
燃煤锅炉脱硝改造技术选择分析 篇2
一、脱硝技术简介
国内外许多学者对燃煤锅炉NOx脱除进行了广泛的研究, 形成现有燃煤锅炉脱硝技术, 主要包括低NOx燃烧技术, 循环流化床燃烧技术和烟气脱硝技术。
1.1低NOx燃烧技术
低NOx燃烧技术主要有低过量空气系数、空气分级燃烧、煤粉浓淡燃烧技术及三次风细粉再燃技术。但在实际应用中低NOx燃烧技术影响锅炉的安全或效率, 存在一定的局限性, NOx排放浓度大约只能控制在400mg/m3左右, 需配合其他技术使用。
1.2循环流化床燃烧技术
循环流化床燃烧技术, 使得煤在850℃左右燃烧, 减少了热力NOx的生成来源 (≥1527℃) , NOx排放可控制在100mg/m3以下。
二、SCR、SNCR工艺的技术优势
2.1选择性催化还原 (SCR) 技术的优缺点
SCR技术主要优点有以下几方面:
(1) 反应温度较低, 通常在300℃~450℃;
(2) 脱硝率高, 可达80%以上;
(3) 工艺设备紧凑, 运行可靠;
(4) 还原后的氮气无二次污染。
但也存在一些明显的缺点:
(1) 烟气成分复杂, 其中一些成分使催化剂中毒;
(2) 高分散的粉尘微粒可覆盖催化剂的表面, 使其活性下降;
(3) SCR投资与运行费用也较高。
2.2选择性非催化还原 (SNCR) 技术缺优点
SNCR技术主要优点有以下几方面:
(1) 系统简单, 不需要改变现有锅炉的设备设置, 而只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽, 氨或尿素喷射装置及其喷射口即可, 系统结构比较简单;
(2) 系统投资小, 相对于SCR没有催化剂等投入, 投资小;
(3) 阻力小, 对锅炉的正常运行影响较小;
(4) 系统占地面积小, 需要较小的氨或尿素储槽, 可放置于锅炉钢架之上而不需要额外的占地预算。
但SNCR也存在着明显的缺点, 如脱硝效率低, 脱硝剂喷射不均匀, 导致NH3逃逸率较高, 对下游设备造成负面影响。
三、SCR、SNCR工艺在脱硝改造中的应用
欧美的发电锅炉多为前墙式, 前后墙式和四角切向等形式, 中国也建造了不少燃烧劣质煤的循环流化床和燃烧烟煤的W型锅炉。不论是哪种形式的锅炉, 脱硝改造技术都可分为燃烧改造和烟气脱硝改造两种形式。
神华国华北京一热锅炉为哈尔滨锅炉厂制造, 锅炉为单炉膛、自然循环、固态排渣、Π形布, 膜式水冷壁, 四角切圆燃烧。全钢构架、双排柱悬吊结构、紧身封闭、管式预热器、平衡通风。锅炉原设计煤种为晋北煤, 校核煤种为山西大同混煤, 2000年锅炉燃烧煤种改为神华煤, 针对锅炉结焦问题进行了相应的喷燃器改造。
四、SCR、SNCR技术存在的主要问题及改造注意事项
4.1 SCR、SNCR技术存在的主要问题
4.1.1 SCR技术存在的主要问题
(1) 催化剂失活
(2) SO2/SO3转化
(3) NH3的逃逸
4.1.2 SNCR技术存在的主要问题
(1) SNCR工艺中氨的利用率不高, 为了还原NOx必然使用过量的氨, 容易形成过量的氨逃逸。氨的逃逸造成环境的污染并形成氨盐可能堵塞和腐蚀下游设备。
(2) 形成温室气体N2O, 研究表明, 用尿素作还原剂要比用氨作还原剂产生更多的N2O。
(3) 如果运行控制不当, 用尿素作还原剂时可能造成较多的CO排放。这是因为低温尿素溶液喷入炉膛内的高温气流引起淬冷效应, 造成燃烧中断, 导致CO排放的增加。
(4) 在锅炉过热器前大于800℃的炉膛位置喷入低温尿素溶液, 必然会影响炽热煤炭的继续燃烧, 引发飞灰, 未燃烧碳提高的问题。
(5) 喷孔水冷壁腐蚀, 在SNCR喷射系统中, 喷射器采用炉侧厂用高压蒸汽作为雾化介质, 雾化蒸汽压力为0.6~0.9MPa, 喷头采用螺纹连接, 喷射器靠近喷头附近有尿素液滴间断滴落, 尿素液滴直接滴落到喷射器下方的水冷壁上并开成连续液膜, 因炉内高温环境, 液膜中水分蒸发尿素分解出的甲铵含量升高 (甲铵溶液具有很强的腐蚀性) 并不断腐蚀水冷壁管以致泄漏。
4.2燃煤锅炉脱硝改造注意事项
在脱硝改造项目中, 业主和技术供应方的重点一般放在脱硝率上。空气分层的燃烧改造技术所达到的脱硝率与主燃区的化学当量比有直接的联系, 低氮燃烧和OFA技术都是要通过减小主燃区的空燃比来达到脱硝的效果, 直接带来的影响是CO和飞灰未燃碳的增加。因而, 脱硝的关键和重点应该放在如何在脱硝的同时控制可燃物的排放。
主燃区燃烧的完全程度在很在程度上影响SNCR的性能, 从主燃区释放的CO, 其质量分数超过1×10-4就会大幅度降低SNCR的脱硝率, 因而在同时进行燃烧改造和加装SNCR系统时, 要注意OFA的设计, 尽可能减小在SNCR温度窗口CO质量分数, 使得总体的脱硝效果达到最优。
在役机组NOx减排进行改造应特别注意改造顺序以及主辅机之间协同改造问题, 主要包括两方面:改造低氮燃烧器, 低氮燃烧方式优化调整以及SNCR或SCR脱硝技术经济性问题;改造过程中由于标准变化导致的除尘器改造以及引风机、空气预热器等相关辅助系统改造问题。
4.2.1与机组主设备协同改造策略问题
建议对早期燃烧器进行技术、经济性比较, 如果某些早期燃烧器被替代后NOx有明显降低, 燃烧效率有所提高, 由于改造费用为一次性费用, 涉及运行维护上的成本比例不大, 建议进行更换。
4.2.2辅助设备协同改造问题
SCR设备改造时, 应同时进行空预器冷端及引风机的改造工作。然而, 由于新标准要求的烟尘排放标准提高, 部分电厂需进行布袋或电袋复合式除尘器的改造工作, 此时由于系统总阻力的增加也要对引风机等进行相关改造, 建议根据辅助设备情况提前做好规划, 防止因不协调导致设备的二次改造。
由于目前NOx减排的相关标准不健全及招标选型过程中的技术问题, 造成部分设计参数选择较随意, 无统一规范, 在招标过程中, 也易导致SCR改造按最低价中标方式总包, 对反应器风速及催化剂用量比等关键参数不做具体的技术要求等。此外, 对于还原剂等选取还应满足当地安全及消防要求。
五、结论
综上所述, 对于不同的电厂, 根据所在地要求的排放浓度限制以及锅炉结构特点等方面条件, 选择不同的脱硝方式:
锅炉脱硝系统改造分析 篇3
长兴发电公司#3机组锅炉烟气脱硝采用SCR方法, 布置方式是高含尘烟气段布置, 所使用的还原剂采用液氨蒸发所得的氨气。从锅炉省煤器后烟道过来的烟气, 在SCR反应器入口前烟道中流经喷氨格栅时, 与稀释后从喷氨格栅喷入的氨气充分混合后, 进入SCR反应器在催化层中进行脱硝反应, 再流入空气预热器进口烟道。为防止烟气中的灰尘堵塞催化剂表面, 从而导致脱硝效率下降, 确保催化剂表面洁净, 在每个SCR反应器的每层催化剂上方均布置3台声波吹灰器。锅炉一旦启动, 声波吹灰器必须投入运行, 并定时循环吹灰。
SCR脱硝装置脱硝效率可达90%以上, 极大降低烟气NOx排放量, 能满足严格的国家环保排放标准。但SCR脱硝装置对锅炉安全经济运行将产生较大的影响。
1 SCR法脱硝对锅炉运行的影响
1.1 对锅炉效率的影响
1.1.1 热量损失。
锅炉SCR脱硝改造后, 使得锅炉尾部烟道加长, 锅炉的热量损失主要是烟气通过脱硝系统后烟温会降低, 通过空预器换热影响锅炉一、二次风温, 对锅炉效率将会产生一定的影响。
1.1.2 空预器换热元件堵塞, 使排烟温度升高。
氨气作为还原剂, 参与还原反应时不可能100%利用, 势必存在一定的逃逸率, 而氨气和三氧化硫反应生成的硫酸氢氨在温度180～200℃的环境中呈黏状物, 因此在空预器高温段和低温段处烟气中的灰尘在该处容易和硫酸氢氨一块极易粘附于空预器换热面上, 使空预器换热元件脏污换热效果降低, 排烟温度升高, 锅炉效率降低。
1.1.3 空预器漏风率增大。
烟气通过SCR脱硝系统以后的压降将增加500Pa左右, 为了使炉膛内部压力平衡, 引风机的出力将有所增加, 从而导致空预器内部烟气压力降低, 使空预器风/烟压差增大, 导致空预器漏风率增加, 锅炉效率降低。
1.2 对烟道阻力的影响
SCR脱硝装置使烟气阻力增加, 蜂窝式催化剂随着运行时间的增长, 催化剂积灰堵塞程度也越严重, 将导致引风机的电耗增加。
1.3 对空预器的影响
相比较来说, SCR脱硝装置对空预器的影响更为突出。主要原因是硫酸氢氨的腐蚀性和黏结性。硫酸氢氨于灰尘一起粘附在空预器的换热元件上, 不仅降低换热效果, 还将会在空预器的低温段产生低温腐蚀。SCR脱硝装置氨逃逸率一般设计为≯3ppm, 逃逸率超过设计值时将会造成大量的硫酸氢氨生成, 致使空预器严重堵塞, 这将造成引风机电流增加, 一次风机母管压力波动大等情况。2012年12月浙能乐清发电公司#1锅炉由于SCR脱硝改造后, 氨气逃逸率偏大, 致使空预器出现严重堵塞情况, 造成一台一次风机跳闸引发锅炉MFT。今年1月份, 由于SCR装置逃逸率表计不能正常投入, 氨气流量表失准, 氨气逃逸量大, 我公司#3机组锅炉空预器严重堵塞, 单侧引风机电流增加50A左右, 机组出力受限。被迫进行锅炉风烟系统半边轮流隔离, 对空预器在线进行高压水冲洗, 冲洗效果明显 (见表一) 。
2 建议采取的相应防范措施
2.1 减少SCR脱硝催化剂积灰情况
为防止烟气中的灰尘堵塞催化剂表面, 从而导致脱硝率下降, 确保催化剂表面洁净, 长兴发电公司#3炉每个SCR反应器中每层催化剂上方布置声波吹灰器, 锅炉一旦启动, 声波吹灰器即投入运行, 并定时循环吹扫。烟气中灰尘的含量与煤种的灰份、燃烧调整有很大关系, 但影响脱硝催化剂积灰的因素主要在于脱硝装置所安装的吹灰器有关。由于SCR装置布置在省煤器后, 当省煤器尾部自落式疏灰系统及仓泵不能正常工作, 将会使大量的灰尘带入脱硝上层催化剂, 即便加强脱硝系统吹灰仍不能避免蜂窝状催化剂的堵塞。
2.2 空预器传热元件及吹灰、冲洗改造
长兴发电公司#3炉空预器正常运行时采用蒸汽定期吹灰, 吹灰蒸汽是锅炉屏过出口高压蒸汽经过减压过来, 一般压力设定2MPA左右, 脱硝改造前吹灰效果比较好, 脱硝改造后, 由于硫酸氢氨的腐蚀性和黏结性所致, 空预器脏污且吹灰效果差, 使传热效果降低, 空预器进、出口差压增大, 建议提高空预器吹灰压力。今年1月份对#3炉空预器在线进行高压水冲洗时, 通过和空预器厂家沟通后采用近30MPA的高压水进行冲洗, 效果明显, 因此提高空预器正常吹灰蒸汽压力是可行的。当发现空预器进、出口差压增大严重, 应在负荷低谷时段进行半边隔离水冲洗。有资料表明, 空预器低温段传热元件采用搪瓷表面传热元件, 利用搪瓷层稳定性好, 耐磨损, 使用寿命长的特点, 同时搪瓷表面可以隔离腐蚀物与金属接触, 其表面光洁, 易于清洗;效果比较好, 因此可以利用机组大小修期间对空预器传热元件低温段进行更换。
2.3 控制氨逃逸率
减少氨逃逸率, 控制硫酸氢氨的生成量, 是减少脱硝装置运行时对空预器的影响最为重要。生成硫酸氢氨的反应速率主要与温度、烟气中氨气、SO3及水含量有关。 (1) 严格控制氨的喷入量, 防止氨气过量而造成氨逃逸, 调整喷氨系统控制策略, 采用快收慢喷的方式, 不断完善改进运算模块, 以适应各负荷阶段及变化需要。 (2) 保持催化剂的活性。SCR脱硝催化剂的寿命一般在5～6年, 因此SCR脱硝装置运行一段时间后, 催化剂活性会逐渐衰减, 脱硝效率将会降低, 氨逃逸率将会增加。当脱硝效率达不到设计值或不能满足国家环保排放要求时, 为确保锅炉的安全运行, 就必须对催化剂进行清洗或安装备用层催化剂。 (3) 在保障锅炉效率的情况下, 通过开大低氮燃烧器燃烬风风门开度控制SCR脱硝装置入口NOx在320mg/Nm3左右, 烟囱出口NOx浓度控制在100mg/Nm3。脱硝效率尽量控制在65%-70%, 符合国家环保要求。 (4) 通过对SCR脱硝装置后烟气分析试验确定脱硝入口不同NOx指标所对应的喷氨调整门开度。 (5) 加强脱硝装置CEMS的维护工作, 确保脱硝进、出口NOx数据的准确性, 为运行人员提供可靠的调整依据。 (6) 对每日的耗氨量进行比对, 避免有过量喷氨情况。
3 结束语
采用SCR脱硝装置, 对锅炉尾部受热面尤其空预器的沾污、堵塞和腐蚀是不可避免的, 但可通过各种措施限制氨逃逸量及催化剂的SO2/SO3氧化率加以控制;加强对空预器差压的监视和及时冲洗以减少对锅炉热效率的影响, 对于运行锅炉的改造, 根据现有设备空间和场地条件优化SCR设计, 比较同类型锅炉, 不断改善和优化运行方式, 极大程度上减少对锅炉安全、经济的影响。
参考文献
[1]《浙江浙能长兴发电有限公司#3机组烟气脱硝工程整套启动调试方案》杭州意能
[2]赵华.浙能长兴发电有限公司SCR运行规程.
锅炉机组烟气脱硝改造成果 篇4
奎屯锦疆热电有限公司现有2台135MW超高压燃煤供热发电机组, 配套2×440t/h燃煤锅炉, 为改善大气环境质量, 保护生态环境, 对实现电厂可持续发展, 加快循环经济发展, 实现总量控制目标和污染物消减目标, 消除和减轻环境污染局面, 对两台440t/h燃煤锅炉进行脱硝改造。
两台440t/h燃煤锅炉为超高压、自然循环、四角切圆燃烧, 一次中间再热, 平衡通风, 固态排渣, 紧身封闭, 全钢构架 (主、副双钢架) , 全悬吊结构, 管式空预器 (一、二次风分置) , “P”型布置汽包锅炉, 脱硝装置采用选择性催化还原法 (SCR) 。
2 脱硝系统概述
奎屯锦疆热电有限公司2×135MW机组脱硝改造项目烟气脱硝改造工程, 采用液氨制备脱硝还原剂, “高含尘布置方式”的选择性催化还原法 (SCR) 脱硝装置。在日常燃用煤种、锅炉BMCR工况、处理100%烟气量条件下脱硝总效率大于80%。SCR部分的催化剂层数按3层 (2+1) 方案进行设计, 最终脱硝效率为80%以上。
(1) 氨区系统概述
SCR脱硝氨区包括液氨储运系统、氨气制备和供应系统和废水吸收处理系统。液氨储罐中的液氨通过压力或 (液氨供应泵) 输送到液氨汽化器内, 从液氨汽化器蒸发的氨气通过出口调压阀减压成一定压力进入氨气缓冲罐, 再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统, 然后与稀释空气在氨/空气混合器中混合均匀, 进入SCR反应器。液氨缓冲罐能为SCR系统供应稳定的氨气, 避免受液氨汽化器操作不稳定所影响。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中, 经水吸收后排入污水池, 再经由废水泵排放至电厂废水处理系统。
(2) 反应区系统概述
每台机组SCR脱硝反应区工艺系统可分为氨/空气混合系统、氨喷射系统、烟气系统、SCR反应器系统、吹灰系统等。反应区还原剂采用浓度为不大于5%的氨/空气混合气。液氨经液氨蒸发器蒸发成氨气后进入氨气缓冲罐中, 通过氨气输送管线输送到锅炉侧, 经与稀释风机鼓入的稀释空气在氨/空气混合器中混合后, 送达氨喷射系统。在SCR入口烟道处, 通过喷氨格栅喷射出的氨气和来自锅炉省煤器出口的烟气混合后, 形成均匀的混合烟气进入SCR反应器 (分A、B两侧) , 经过布置在反应器内的催化剂 (催化剂布置在上层和中间层, 预留下层) 时, 烟气中的NOx与氨气反应生成氮气和水, 从而降低排烟中NOx含量, 达到脱硝的目的。净化后的烟气最终通过出口烟道回至锅炉空预器。在反应器的进口和出口均装有温度测点 (进口3个、出口1个) 和烟气排放连续监测 (CEMS) 系统, 用来监测反应温度和NOx含量, 并根据这些参数实现对氨气注入量的调整。
3 主要设计数据
脱硝系统装置性能保证值主要如下:
(1) NOX脱除率、氨的逃逸率、SO2/SO3转化率。
(2) 在100%BMCR至40%THA负荷时, 且原烟气中NOx含量为400 mg/Nm3时, 保证系统氨耗量不超过67 kg/h (每台炉) 。
(3) 压力损失:从脱硝装置入口到出口之间的系统压力损失在性能考核试验时小于1000Pa;从脱硝装置入口到出口之间的系统压力损失小于1000Pa。
(4) 脱硝装置可用率:从首次注氨开始直到最后的性能验收为止的质保期内, 脱硝整套装置的可用率在最终验收前不低于98%, 在燃用校核煤种时, 保证脱硝装置安全运行。
(5) 系统连续运行温度
在满足NOX脱除率、氨的逃逸率及SO2/SO3转化率的性能保证条件下, 保证SCR系统具有正常运行能力。最低连续运行烟温_300_℃;最高连续运行烟温_430℃。
4 运行情况
经过十个月的安装改造完毕后, 并进行调试和试运行, 在各方的共同努力下, 成功地解决了设备、设计和安装等诸多问题、分系统调试优良率达到100%。
1#锅炉SCR装置168小时试运行期间脱硝平均效率84.2%, 各项数据符合设计要求, 氨的逃逸率均≤3ppm, SO2/SO3转化率小于≤1%。在100%BMCR工况下, SCR-A反应器进出口压差为310Pa左右, SCR-B反应器进出口压差为290Pa左右。
2#锅炉SCR装置168小时试运行期间脱硝平均效率82.3%, 各项数据符合设计要求, 氨的逃逸率均≤3ppm, SO2/SO3转化率小于≤1%。在100%BMCR工况下, SCR-A反应器进出口压差为310Pa左右, SCR-B反应器进出口压差为300Pa左右。
试运行完毕后经过消缺处理。现已正常运行, 运行情况正常, 并氮氧化物控制排放浓度在50mg/m3左右。
5 注意事项
在脱硝运行过程中要加强监视氨逃逸情况, 以防止氨逃逸超标准造成空预器腐蚀及堵塞;注意卸氨的安全, 防止氨气泄漏造成人员伤害;加强设备的检查和维护工作, 确保设备安全运行。
摘要：为改善大气环境质量, 保护生态环境, 我公司对两台锅炉进行脱硝改造, 以实现火电行业可持续发展, 加快循环经济发展, 消除和减轻环境污染局面都具有重要意义。
关键词：锅炉,脱硝改造,氮氧化物,达标
参考文献
[1]庄恩如.1025t/h锅炉降低NO_x排放研究[J].锅炉技术, 2000 (02) .
[2]王钟, 王颖.火电厂烟气脱硝技术探讨[J].吉林电力, 2005 (06) .
锅炉脱硝系统改造分析 篇5
随着环境污染给人类带来的问题越来越严重,人们的环境保护意识日益增强,我国针对环境保护的法律法规不断健全,对火力发电厂NOx排放控制日益严格[1]。
目前,在众多NOx的脱除工艺中,选择性非催化还原( SNCR) 脱硝工艺被具有成本低、占地面积小、设施简单等优点,广泛应用于老电厂及中小型机组的脱硝改造中[2]。流化床锅炉技术作为一种高效、低污染、清洁的燃烧枝术,已在电站锅炉、工业锅炉、废弃物处理利用等领域得到了广泛应用[3,4]。流化床锅炉特有的结构及燃烧方式,使其具有炉内燃烧温度低,初始NOx排放浓度低等特点,适用SNCR脱硝技术。
资料显示,循环流化床锅炉SNCR脱硝系统综合脱硝效率可达50% ~ 70% ,基本可以满足《火电厂大气污染物排放标准》( GB13223 -2011) 中的规定,即: 一般地区NOx的排放限值为200mg /m3,重点地区NOx的排放限值为100 mg /m3[5]。
1 SNCR脱硝技术概述
1. 1 SNCR脱硝技术原理
选择性非催化还原( Selective Non-Catalytic Reduction,简称SNCR) 的技术原理是: 在无催化剂的作用下,在锅炉炉膛温度区域为800 ~ 1100℃ 的范围内喷入还原剂( 如氨水、液氨或尿素等) ,在高温环境下还原剂迅速分解成NH3并与烟气中NOx发生还原反应,生成无害的N2和H2O的脱硝工艺[5,6,7,8],其工艺流程如图1 所示。
1. 2 SNCR反应技术特点
SNCR脱硝技术是已投入商业运行中的比较成熟的烟气脱硝技术,其主要特点为: 脱硝效果较明显,应用在大型燃煤锅炉上能够达到30% ~50% 的NOx脱除率; 在中小型燃煤锅炉上( 特别是循环流化床锅炉) 可达到50% ~ 70% 的NOx脱除率; 还原剂( 氨、尿素和各种铵盐) 多样易得; 无任何固体或液体的污染物或副产物生成,无二次污染; 阻力小,对锅炉的正常运行影响较小; 投资成本和运行成本低,经济性好; 系统简单,对现有锅炉设备的设置影响不大; 施工周期短[9]。
2 SNCR脱硝系统运行情况
文中列举3 家燃煤电厂共7 台同级别容量的循环流化床锅炉烟气SNCR脱硝系统的运行情况,总结和分析了其运行时的主要性能指标。循环流化床锅炉主要设计参数如表1 所示。SNCR脱硝装置的主要设计参数如表2 所示。
3 家燃煤电厂脱硝系统所使用的还原剂均为颗粒尿素,其品质符合国家标准GB2440 - 2001《尿素》技术指标的要求,如表3 所示。
根据《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》等相关测试标准,对7 台机组SNCR脱硝系统的运行情况及性能指标进行评价,结果如表4 所示。
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3 SNCR脱硝系统运行情况对比分析
3. 1 反应温度
在SNCR脱硝工艺中,最主要的是炉膛上喷入点的选取,即温度窗口的选择。合适的喷氨温度范围在800 ~ 950℃,太高的喷入温度( 大于1200℃) ,会导致还原剂被氧化成NOx,烟气中的NOx含量不减少反而增加; 太低的喷入温度则会导致反应不充分,造成还原剂流失,氨逃逸超标[3]。过量的还原剂喷入会引起氨逃逸量增加,未反应氨结合烟气中的水分和SO3生成硫酸氢氨,将会腐蚀空气预热器低温段传热元件和堵塞烟道。不同机床床温及旋风分离器入口烟温如图2 所示。
由图2 可知,7 台机组的床温基本维持在880 ~ 930℃ ,旋风分离器入口烟温基本保持在850 ~ 890℃ ,在该温度区间,可以保证SNCR脱硝系统维持较高的NOx脱除效果,有利于降低NOx的排放浓度。
3. 2 脱硝效率
脱硝效率是反映脱硝系统整体性能的关键因素之一。不同机组脱硝系统的脱硝效率如图3 所示。由图3 可知,7 台循环流化床锅炉SNCR脱硝系统的效率保持在55% ~ 75% ,出口NOx排放浓度小于100mg /m3( 标态、干基、6% O2) ,均满足当前环保排放限值的要求,其中同家电厂由于改造工艺、施工建设以及运维水平基本相同,脱硝效率基本保持一致; 不同发电厂家则因承包方设计条件、工艺设计水准、施工质量以及运维水平等存在差别,在实际运行过程中,脱硝效率存在偏差,NOx排放浓度不尽相同。
3. 3 氨逃逸
氨逃逸是反映SNCR脱硝系统整体性能的另一关键因素。氨逃逸量的多少对后续设备的安全稳定运行至关重要,同时对飞灰的品质有重要影响,从而影响发电企业的经济效益。不同机组脱硝系统的氨逃逸量如图4 所示。由图4 可知,7 台循环流化床锅炉SNCR脱硝系统的氨逃逸量保持在5 × 10- 6~ 9 × 10- 6,虽然满足设计值( 小于10 ×10- 6) 的要求,但该逃逸量远高于SCR脱硝系统氨逃逸量小于3 × 10- 6的要求。因此,在脱硝系统运行时需进行优化调整,严格控制氨的逃逸量。
3. 4 还原剂耗量
还原剂的耗量受机组烟气量、NOx浓度以及脱硝效率等因素的影响。不同机组脱硝系统的还原剂耗量如图5 所示。由图5 可知,在烟气量、NOx浓度一定时,随着尿素耗量的增加,脱硝效率也在增加。但过量的还原剂耗量将增加氨逃逸的风险。
3. 5 氨氮摩尔比
氨氮摩尔比是考察脱硝效率经济性的重要参数。根据基本的化学反应方程式,还原2mol的NOx需要1mol的尿素或者2mol的氨,但是在实际过程中,由于实际反应的复杂性和还原剂与烟气的混合不均匀性,为了达到所需要的还原水平,需要投入的还原剂多于理论值。当氨氮摩尔比升高时,脱硝效率随之上升。其原因是SNCR反应随着还原剂的增加,反应平衡发生移动,促使SNCR脱硝反应向正反应方向进行,从而提高了脱硝效率。但过大的氨氮摩尔比将增加还原剂的耗量,增加氨逃逸的风险,且对脱硝效率的提高不够明显。因此,SNCR脱硝系统NH3/ NOx摩尔比一般控制在1. 0~ 2. 0,最大不宜超过2. 5。
4 SNCR脱硝系统运行存在的问题
4. 1 尿素溶液结晶问题
目前,国内尿素溶液基本上均为自行配制,而尿素的溶解过程是吸热反应,其溶解热高达-57. 8cal / g,且50% 的尿素溶液的结晶温度是16. 7℃ 。因此,在尿素溶液配制过程中需配置功率强大的热源,以防尿素溶解后再结晶。此外,在尿素溶液输送过程中也需要做好保温措施,防止在管道内结晶,特别是在北方寒冷地区,该问题尤为重要。
4. 2 在线监测设备问题
由于烟气组分的复杂性以及流场的不均性,在线检测设备不能全面覆盖整个烟气系统,且现有在线检测设备存在精准度不够的问题,造成检测数据存在一定的偏差,不能很好地为电厂安全运行提供精确的数据支持。
4. 3 喷射控制系统存在的问题
1) 对于氨喷射控制系统,由于锅炉空间所限,存在氨分布不均匀问题,容易造成出口氮氧化物浓度不均匀。
2) 尿素喷射的自动调节性能不佳。在机组负荷变工况及煤种变化过程中,尿素量存在过喷射或欠喷射现象。
3) 随着运行周期的增长和运行环境、运行参数的变化,喷枪易出现喷水孔腐蚀、磨损的问题; 喷嘴则易出现结垢、堵塞、雾化不均匀等现象,直接影响到喷射系统的喷射分布效果、雾化效果,进而影响到脱硝效率。
4. 4 氨逃逸量问题
SNCR脱硝技术中控制好氨的逃逸是一个重要问题,若喷入的NH3或分解生成的NH3不能充分反应,会使得这部分未反应的NH3部分被烟气中飞灰吸附沉积在锅炉尾部的受热面上,部分NH3与烟气中SO3反应生成NH4HSO4造成空气预热器积灰加剧,阻力增大。对于循环流化床锅炉,尽管SO3浓度较低,生成的NH4HSO4较少,但风险仍旧存在。
4. 5 对锅炉设备的影响问题
采用SNCR工艺进行烟气脱硝,喷入的还原剂会造成锅炉效率一定程度的下降,影响锅炉的经济性。此外,尿素溶液作为一种腐蚀性还原剂,喷射器泄漏的尿素溶液有可能对水冷壁管造成腐蚀,因此运行中应采取相应预防措施,杜绝漏液现象发生。
4. 6 运行管理问题
由于发电企业对脱硝设施的重视程度不够以及维护人员自身经验不足,脱硝装置在运行时偏离设计运行参数,造成脱硝效果未达到设计指标,并对设备造成损坏。
5 结语
通过对同炉型循环流化床锅炉SNCR脱硝系统对比和分析,得出以下结论:
1) 循环流化床锅炉采用SNCR脱硝技术,脱硝效率可以达到50% 以上,烟气中NOx的排放浓度能够满足现有环保排放标准的要求。
2) 氨逃逸是SNCR脱硝技术的重要因素,应严格控制氨逃逸量,充分考虑其经济性、安全性和稳定性。
3) 为了控制NOx的排放并降低氨逃逸量,必须严格控制反应温度,通常不宜高于900℃。
4) 还原剂耗量和氨氮摩尔比等性能参数与脱硝装置的脱硝效率紧密相关,在脱硝系统实际运行过程中应充分关注。
随着超低排放标准对氮氧化物排放限值的进一步提高,单纯的SNCR脱硝技术已经不能够满足需求,需要对现有SNCR脱硝工艺进行优化调整和改进,而“低氮燃烧+ SNCR”脱硝工艺、“SNCR +SCR”联合脱硝工艺等将成为中小型锅炉烟气脱硝改造的优先选择。
摘要：介绍燃煤电厂选择性非催化还原(SNCR)脱硝系统及其原理,结合工程实践,重点分析循环流化床锅炉采用SNCR脱硝技术运行时的性能情况,分析和总结SNCR脱硝系统运行中存在的问题,为火电厂经济、安全、稳定运行提供技术支持。
关键词：循环流化床锅炉,烟气脱硝,SNCR,运行情况,问题
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锅炉脱硝系统改造分析 篇6
根据国家新版大气污染物排放标准, 火电厂的NOx排放值应低于100 mg/Nm3。为了达到该标准, 陡河发电厂先后对4台200 MW燃煤锅炉实施了脱硝工程改造。以6号炉改造为例, 改造工程主要有两大部分:一是低氮燃烧系统改造;二是烟气脱硝改造。投运后, 脱硝效率达90%以上, 有效控制了NOx的排放量;但对锅炉效率和运行调整产生了一定的影响, 需要改进相应的调整方式, 来保证锅炉运行的安全性和经济性。
1 设备概况
1.1 设备简介
陡河发电厂6号锅炉为哈尔滨锅炉厂制造, 有超高压、中间再热、自然循环、全悬吊、平衡通风、燃煤汽包炉, 型号为HG-670/140-9, 铭牌出力为蒸汽流量670 t/h, 过热器出口压力13.72 MPa, 过/再热器出口温度540/540℃, 设计效率89.74%。燃烧器采用四角喷燃切圆燃烧直流式, 共4层, 每层4台;配风方式为一、二次风间隔布置, 如图1所示;空预器为管式预热器, 由高、中、低三层管箱组成;省煤器为膜式省煤器, 由低温省煤器和高温省煤器组成;引、送风机为离心式风机。
1.2 设备异动
为了配合脱硝改造, 两台离心式引风机更换为两台双级动叶可调式轴流风机;原低温省煤器拆除, 高温省煤器更换H型翅片管省煤器;空预器更换为两台48分仓回转式空气预热器, 同时空预器烟气侧安装四台蒸汽/高压水吹灰器。
2 低氮燃烧系统改造
2.1 低氮燃烧器改造
采用哈尔滨博深科技发展有限公司自主研发并经过广泛应用的“分拉垂直亲和浓淡煤粉燃烧”立体分级低氮燃烧技术对燃烧器进行改造, 垂直浓淡燃烧器喷口结构如图2所示。
1-浓一次风喷口;2-淡一次风口;3-侧二次风口
2.2 燃烧区配风改造
1) 主燃烧区二次风喷口的设计。
二次风喷口面积根据主燃烧器区有组织二次风减少的程度进行相应缩小, 保证出口的二次风风速达到较高风速。
2) 增加高位燃尽风。
在主燃烧区上方一定标高处 (约5 m) 布置3层共12只燃尽风喷口, 燃尽风喷口水平布置如图3所示, 燃尽风量约占总风量的25%~30%, 燃尽风喷口风速采用较高风速45~50 m/s, 所有燃尽风喷口均可以上下和水平方向摆动, 上下摆动±15°, 水平方向上+10°~-10°内调整。
3) 三次风重新布置。
上层三次风喷口位置往下移, 下层三次风喷口位置不动, 喷口改为多功能喷口, 结构如图4所示。
2.3 低氮燃烧系统改造效果
低氮燃烧系统改造后, 燃烧器、配风布置如图5所示。锅炉的稳燃能力大幅度提高, 尤其在低负荷和烧劣质煤时, 稳燃效果明显;由于垂直浓淡燃烧器分离性能好, 减少了燃烧过程中NOx的生成;二次风、三次风、高位燃尽风的设计布置, 能有效控制炉膛出口NOx的排放在500 mg/Nm3以下。
3 烟气脱硝改造
3.1 改造的目的和方案
低氮燃烧系统虽然能有效降低NOx生成, 但不能达到环保排放标准。为了使NOx排放达标, 在省煤器和空预器之间安装了2台SCR (选择性催化还原法) 脱硝装置和烟气脱硝相关设备;对烟气进行进一步脱硝, 最终使排放到大气中的NOx在100 mg/m3以下。
3.2 脱硝系统组成
脱硝系统主要是由烟气系统、尿素制备系统、尿素热解系统、SCR反应器、氨喷射系统、吹灰系统组成。
3.3 SCR烟气脱硝原理
选择性催化还原法 (Selective Catalytic Reduction, SCR) 烟气脱硝技术是将还原剂NH3与稀释风的混合气体喷入到SCR反应器内, 与来自省煤器出口烟气混合, 在金属催化剂和一定温度作用下, 有选择性地把烟气中的NOx还原成N 2和H 2O, 达到脱硝的目的。其化学反应方程式为:
催化剂的运行温度范围为318℃~420℃。
3.4 烟气脱硝改造效果
烟气脱硝装置投运后, 通过燃烧调整和尿素使用量的调节, 脱硝效率能达到90%以上, NOx排放达到环保排放标准100 mg/Nm 3以下。
4 脱硝改造对锅炉运行的影响
4.1 低氮燃烧系统改造对锅炉运行的影响
从低氮燃烧系统运行情况看, 存在着煤粉缺氧燃烧、再热汽温偏低、过热器结焦、积灰加剧、飞灰可燃物增大等问题;使燃烧调整的难度加大。
1) 煤粉缺氧燃烧。
二次风口相应缩小, 同时增加了高位燃尽风。在总风量不变的情况下, 主燃烧区域的二次风量减小, 该区域煤粉低氧燃烧, 温度降低, 燃烧过程拉长, 从而使生成的NOx减少;燃尽风量过大时, 主燃烧区过渡缺氧, 燃烧恶化, 造成超温、超压、结焦, 甚至发生尾部烟道再燃烧、锅炉灭火的严重后果。事实证明, 90%以上负荷涨至满负荷过程中, 通过开大燃尽风调节SCR反应器入口NOx值在500 mg/Nm 3以下时, 极易发生缺氧燃烧、汽压、汽温不稳, 如果调整不当会导致锅炉超温、超压。
2) 主再热汽温偏低。
改造后, 煤粉分级燃烧, 燃烧区分为主燃烧区和燃尽区;由于燃烧过程拉长, 烟气在燃烧区的停留时间延长, 炉内的辐射换热量增加, 炉膛出口烟温下降, 对流换热量减少, 锅炉的过热汽温、再热汽温下降。如果燃尽风使用不当, 会使汽温进一步降低。
3) 过热器结焦、积灰加剧。
高负荷或者煤质差时, 为了保证SCR反应器入口NOx不超过500 mg/Nm3, 通过调整二次风量和燃尽风量, 造成主燃烧区缺氧, 使煤粉低氧燃烧, 甚至会出现缺氧燃烧现象, 久而久之, 势必导致过热器受热面结焦、积灰严重。
4) 飞灰可燃物增大。
飞灰可燃物明显增大, 其原因有两个:一、煤粉燃烧过程拉长;二、为了保证SCR反应器入口NOx在规定范围内, 高负荷时, 低氧燃烧。
4.2 烟气脱硝改造对锅炉运行的影响
安装了SCR脱硝装置后, 运行证明, NOx排放达到新环保标准, 但是对锅炉运行产生了较大影响, 主要表现在空预器低温腐蚀、堵塞, 烟气阻力增加, 锅炉效率降低。
1) 空预器低温腐蚀、堵塞。
SCR反应器内催化剂将烟气中部分SO 2催化氧化为SO3, 与随烟气逃逸出来的部分氨反应生成硫酸氢铵;硫酸氢铵具有腐蚀性和粘结性, 和灰尘一起粘附在空预器的换热面上, 使低温段发生低温腐蚀。一般设计氨逃逸<3×10-6, 若氨逃逸大于设计值时, 会生成大量的硫酸氢铵, 使空预器严重堵塞, 造成引风机电耗增加, 热风温度降低, 一、二风压波动, 直接影响锅炉安全运行。
2) 烟气阻力增加。
烟道增加了烟气脱硝段后, 烟气阻力增加, 引风机电耗随之增加;SCR反应器布置在高灰尘部位, 内部催化剂容易积灰堵塞, 再受硫酸氢铵的影响, 运行时间越长, 催化剂堵塞越严重, 引风机电耗也越大, 使锅炉运行经济性下降;由于省煤器和SCR反应器不设置旁路, 若催化剂堵塞严重, 严重威胁锅炉安全运行。
3) 锅炉效率降低。
烟气脱硝改造后, 增加了尾部烟道散热面, 散热损失增加;空预器换热面积灰、堵塞, 使换热效果降低, 热风温度降低, 排烟温度升高, 排烟损失增加;烟气通过SCR系统后, 烟气压降增加了500 Pa左右, 为平衡系统压力, 引风机出力增大, 使空预器内烟气压差增加, 漏风量增加;从而导致锅炉效率降低。
5 应采取的对策
5.1 保证煤粉充分燃烧所需要的氧量
运行中, 风量可根据脱硫出口NOx数值进行调节, 保证该数值不超过100 mg/m3前提下, 调整风量使氧量维持3.0%~3.5%, 燃尽风门开度在20%~30%, 140 MW以上负荷时, 下层二次小风门开度不小于60%, 起到托粉的作用, 其它二次风门根据负荷、NOx、氧量大小进行调整, 当由于外界扰动造成NOx超标时, 需要增加燃尽风、关小二次风调整时, 燃尽风门开度最大不超过50%, NOx恢复正常后, 再将燃尽风、二次风调至正常, 以保证煤粉充分燃烧, 防止缺氧燃烧发生。
5.2 加强燃烧调整, 提高主再热汽温
在NOx排放不超标的情况下, 尽量使用上层给粉机, 关小燃尽风, 燃尽风摆角下摆, 开大下二次风, 调整配风, 使火焰中心上移;还可以适当增加送风总量, 必要时倒换制粉系统, 通过这些手段, 加强对流换热面的吸热量来提高主再热汽温度。
5.3 防止过热器结焦、积灰加剧的措施
优化煤种掺配, 合理配风, 使燃烧均匀, 在NOx排放不超标的情况下, 适当增大炉膛出口氧量, 防止缺氧燃烧发生。
5.4 加强空预器、SCR反应器吹灰
运行中, 空预器使用蒸汽吹灰, 当空预器金属温度、烟气侧压差增大时, 加强吹灰次数;当空预器堵塞严重时, 采用高压水冲洗;加强SCR装置声波吹灰, 避免催化剂表面积灰, 保证催化剂活性, 更能防止因长期积灰导致催化剂堵塞, 烟气阻力增大;当发现SCR催化剂压差太大, 有可能堵塞催化剂时, 及时进行蒸汽吹灰, 避免因空预器或催化剂严重堵塞, 造成被迫停炉。
5.5 严格控制氨逃逸
硫酸氢铵是SO 3、氨气和水在一定温度下反应生成的, 实际运行中, 烟气中的SO3、水是无法控制的, 只有通过控制氨逃逸和催化剂运行温度来限制硫酸氢铵生成。
1) 严格控制氨的喷入量。运行中, 根据脱硫出口NOx排放值, 实时调整喷氨量, 防止因氨喷入过量而造成氨逃逸, 设计氨逃逸<3×10-6, 以减少硫酸氢铵生成。
2) 保证催化剂活性。运行中, 加强SCR装置吹灰, 保持催化剂表面清洁;严格控制SCR入口烟温在320~420℃, 减少硫酸氢铵生成;以保证催化剂的活性。SCR催化剂寿命约为3年, 运行一段时间后, 催化剂活性会逐渐降低, 脱硝效率随之降低, 氨逃逸增大, 当NOx排放不能满足环保要求时, 就必须对催化剂进行清洗或安装备用层催化剂。
6 结论
实践证明, 陡河发电厂200 WM锅炉脱硝改造后, 有效降低了NOx排放, 达到新环保标准;深调峰或烧劣质煤时, 燃烧稳定性好;对锅炉运行的影响, 通过试验研究, 提出了有效的对策, 保证锅炉安全稳定运行。为同类型四角切圆燃煤锅炉脱硝改造和运行调整提供了参考依据。
摘要：文章介绍了陡河发电厂6号炉低氮燃烧系统改造、烟气脱硝改造工程, 针对改造后, 对锅炉运行的影响, 在实际运行基础上, 通过试验的方法, 进行分析研究, 提出了相应的对策。
关键词：低氮燃烧器,脱硝改造,SCR反应器,锅炉效率,运行调整
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