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燃气蒸汽锅炉和燃煤蒸汽锅炉比较

燃气蒸汽锅炉和燃煤蒸汽锅炉的比较，希望大家通过比较它们的不同，而选择对自己合适的产品！主要的问题是环保问题，燃气锅炉有效、清洁、环保，无需人工操作，只需要控制即可，占地少，无需运输燃料，无需要处理煤灰，因燃烧无杂质，对锅炉及相关配件无腐损，家庭锅炉安装，锅炉寿命长，规定为15年，但基本上可长期使用。是现在的主流锅炉，也是、大力推广。很多本来用煤作热源的工业企业现在被地域强制性要求使用煤气发生炉，环保力度加强以后可能燃煤蒸汽锅炉门槛会越来越高。重庆联宏锅炉有限公司是的锅炉生产企业，主要产品有重庆锅炉，重庆燃气锅炉，重庆锅炉。

一点：采购成本：因为燃气蒸汽锅炉在技术以及配套辅机上明显先于燃煤蒸汽锅炉，并且配有的燃气燃烧机，不说其他，单此一个燃烧机的价格就把这个成本给拉开了。一般来说：同样吨位的蒸汽锅炉，燃气锅炉要比燃煤锅炉价格高上约30%左右。

第二点：建设成本：这个成本主要来自锅炉房，蒸汽锅炉管道的资金投入。其中燃煤蒸汽锅炉因为相应辅机设备较多，所以在锅炉房建设资金要多一些。还有燃气蒸汽锅炉是全自动控制运行，并具有自动报警、自动保护功能。接上管道后，燃烧器会自动供气可以有效的节约工作人员的成本支出。燃煤蒸汽锅炉因为需要上煤程序，所以在人员工资方面支出会大一些。

第三点：环境成本：这个主要的意思是现在燃煤蒸汽锅炉的审核较严。而燃气蒸汽锅炉由于运行经济、环保节能、还有政策鼓励，越来越受到广泛的应用。

第四点：燃料成本：这个就要看各地的实际具体燃料价格。每小时燃煤量和燃气量可以向锅炉厂家咨询。然后就可以计算出燃料的消耗成本。

电厂燃煤锅炉氨逃逸的原因

1 自动调节性能不好。在变负荷时、启停制粉系统时，喷氨量不能适应负荷和脱硝入口NOx的变化，导致脱硝出口NOx波动太大，导致瞬时喷氨量相对过大，从而引起氨逃逸增加。

2 脱硝入口NOx分布不均匀，与喷氨格栅每个喷嘴的喷氨量不匹配。导致出口NOx不均匀。导致局部氨逃逸高。

3 喷氨格栅喷氨不均匀，导致出口NOx不均匀。导致局部氨逃逸高。

4 测量系统不准确。一般SCR左右侧出入口各装一个测点，在测点发生表管堵塞、零漂时不具有代表性，导致自调系统喷氨过量。从而引起氨逃逸升高。包括NOx测点、氧量测点、氨逃逸测点。

5 测点位置安装位置不具代表性。测点数量过少。安装位置没有经过充分的混合，会导致测量不准。另外测点数量太少，不能随时比对，当发生堵塞、零漂时不能及时发现。

6 测点故障率高，当测点故障时，指示不准，管道锅炉安装，引起自调切除，只能手调，暖气锅炉安装，难以适应AGC负荷随时变动的需求。

7 在变负荷和启停制粉系统时，脱硝入口NOx波动大，从而引起脱硝出口波动大，喷氨量波动大，引起氨逃逸。由于低氮燃烧器改造的效果差，在实际运行中，尤其在大幅度变负荷时，脱硝入口NOx变化较大，会加大脱硝自调的难度。

8 AGC投入时，普遍变负荷速率较快。为了响应负荷的快速变化，燃料量变化太快，风粉配比不能保证脱硝入口NOx稳定。引起大幅波动。

9 烟气流场的不均匀，导致喷氨量与烟气量不匹配。烟气流速在烟道的横截面各个位置不能均匀分布，尤其在烟道发生转向后，各个部位风速不一致，会导致局部氨逃逸偏高。

10 烟气温度变化幅度大。在低负荷时，烟温下降。局部烟温太低，会引起催化剂活性下降，从而引起氨逃逸升高。

11 脱硝自调控制策略存在缺陷。测点反吹时，自调的跟踪问题不能完全解决。往往在反吹结束后，SCR出口NOx会有一个阶跃，突然升高或突然降低，增加扰动和波动，增加氨逃逸。

12 催化剂局部堵塞、性能老化。导致单层催化剂各处催化效率不同，为了控制出口参数，只能增加喷氨量，从而导致局部氨逃逸升高。

13 由于SCR脱硝装置处于烟气的高灰段，氨逃逸表是利用激光原理测量，容易引起测量不准。测量技术不过关，不能准确反映氨逃逸情况，不能给运行一个有效的参考数据。由于原烟气含灰量高达30-50g/m3，传统的对射式氨逃逸分析仪无法穿透，并且由于锅炉负荷的变化会导致光速偏移，维护量很大。而由于在较低温度下（230℃以下），NH3和SO3会生成NH4HSO4，对于传统的采样管线抽取式氨逃逸分析仪的采样管伴热温度不会超过180℃，所以在采样管线中硫酸氢an会快速生成，导致氨气部分或全部损失，监测结果没有实际意义。

14 液氨质量差。由于液氨的腐蚀性和有毒性，检测很不方便。一般液氨的检测由厂家自己检测。因此，对液氨质量缺乏有效监督。现场经常发生供氨管道滤网堵塞的现象。也会造成喷氨格栅喷氨量的不均匀。从而影响氨逃逸。

重庆锅炉塌焦原因分析

锅炉塌焦是一个连续发生的过程，其脱落原因主要有：

1. 渣块累积过程中，在重力作用下渣块不断自然脱落；

2. 人为清洁受热面，利用吹灰选择性清除受热面上的渣块；

3. 由于变负荷过程中受热面受热不均，渣块与金属受热面收缩、膨胀程度不同产生应力，使渣块与受热面出现部分剥离，当渣块自身重力大于其粘附力时，渣块集中脱落。

炉灰在高温下软化，遇到受热面冷却并粘附在受热面上形成渣块。在锅炉变负荷情况下，因渣块与受热面膨胀系数不同产生应力，应力大小正比于炉膛温度的波幅及波动速率，在应力作用下渣块与受热面接触部分逐渐剥离，应力越大其剥离面积越大，相应粘附力越小，当粘附力不足以平衡其自身重力时渣块掉落。由于高负荷期间炉内温度较高，结渣程度远大于低负荷阶段，因此低负荷出现掉渣的概率大于高负荷阶段。4月16日#2炉塌焦，其原因正是长时间超低负荷运行中渣块冷却脱落所致。检修启动之后负荷率较高，特别是4月10日至14日，日均负荷达到80%以上，较低负荷也大于600MW。4月16日夜班，由于机组做单吸风机运行试验，负荷长时间维持400MW。由于该负荷为并网以来较低、维持时间长，对炉内温度冲击较大，大量以往在降负荷过程中未掉落的渣块集中脱落。

4月30日及5月2日两次锅炉塌焦，其原因略有差异。以往为控制受热面结渣程度，加仓方式上，利用结渣特性较好的大同煤与神木煤以1:4配比掺烧。但自4月27日中班起， #1/2机组进行燃煤直加仓实验，荣昌锅炉安装，试验期间两台机组全部燃用神木煤，该煤种属易结渣煤种，直加仓期间炉内结渣速度及结渣量较以往大幅提高，受热面整体污浊程度有所增加，从实验期间再热汽温度、再热汽减温水量及炉膛出口烟温来看也证明了这一点，两次炉内塌焦的原因在于：

1. 由于神木煤灰熔点较低，以往采用混烧大同煤的方法来控制锅炉结渣程度。此次直加仓实验全部燃用神木煤，即使5月1日实验结束后，由于机组负荷较低，C仓大同煤实际配烧比例较低，燃煤仍以神木煤为主，无论从受热面结渣的速度还是结渣量来看，都有远大于以往水平。

2. 吹灰操作在解决锅炉受热面大面积结渣与再热汽温维持较高水准之间存在一定矛盾，其对吹灰程度的把握具有相当大的难度。在煤种多变的情况下，必然相应调整吹灰频率。由于对吹灰程度的把握有一认识过程，且运行人员对吹灰依据认识程度不同，各班在吹灰量的把握上存在差异，使得运行期间机组再热汽温及锅炉结渣情况出现一定波动。

3. 由于低负荷阶段吹灰条件不满足，吹灰时间及吹灰机会大大减少，进一步加剧了受热面结渣情况。

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