顧衛(wèi)東

( 江蘇新海發(fā)電有限公司，江蘇 連云港 222023)

0 引言

某電廠的1000 MW 1號機(jī)組鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的超超臨界直流爐，設(shè)計煤種為煙煤，脫硝裝置SCR的入口煙氣NOx質(zhì)量濃度保證值為350 mg/m3。由于實(shí)際運(yùn)行中摻燒質(zhì)優(yōu)價廉的貧煤，SCR入口煙氣NOx質(zhì)量濃度為450 mg/m3左右，不利于氮氧化物達(dá)標(biāo)排放。

為了在摻燒貧煤條件下實(shí)現(xiàn)氮氧化物超低排放，2016年4—6月份1號機(jī)組實(shí)施了鍋爐低氮燃燒改造，取得了良好的效果。

1 低氮改造必要性分析

1.1 設(shè)備概況

1號爐于2012年11月建成投運(yùn)，為3049 t/h超超臨界螺旋管圈直流爐，單爐膛塔式布置，四角切向燃燒，擺動噴嘴調(diào)溫，平衡通風(fēng)，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，露天布置，刮板撈渣機(jī)固態(tài)排渣。爐后尾部煙道布置1臺SCR脫硝反應(yīng)器，脫硝反應(yīng)器下方布置2臺三分倉容克式空氣預(yù)熱器，采用中速磨冷一次風(fēng)機(jī)直吹式制粉系統(tǒng)，配置6臺中速磨煤機(jī)(A、B、C、D、E、F)，鍋爐最大連發(fā)量(BMCR)工況時，5臺投運(yùn)，1臺備用。

鍋爐原采用上海鍋爐廠第二代引進(jìn)型低NOx同軸燃燒系統(tǒng)(LNTFS)[1]，燃燒方式為為四角切圓燃燒，LNTFS的主要組成件包括：緊湊燃燼風(fēng)(CCOFA)，可水平擺動的分離燃燼風(fēng)(SOFA)，預(yù)置水平偏角的輔助風(fēng)噴嘴(CFS)和強(qiáng)化著火煤粉噴嘴(EI)。主燃燒器分三段布置，由下至上依次為A、B、C、D、E、F層燃燒器，分離燃燼風(fēng)一段六層布置，風(fēng)量占總風(fēng)量的23%。

按照鍋爐技術(shù)協(xié)議，設(shè)計煤種(見表1)、BMCR工況下SCR入口處NOx質(zhì)量濃度不超過350 mg/m3(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下，下同)。

表1 鍋爐設(shè)計煤種煤質(zhì)分析Tab.1 Property data of designed coal

1.2 改造前SCR入口NOx濃度

為提高煤炭摻配摻燒的效益，電廠每年合同采購低硫、高發(fā)熱量的潞安貧煤約1000 kt，用于1號爐C、D層燃燒器摻燒；B、E、F層燃燒器使用石炭3、伊泰4、平九混等煙煤。由于貧煤的摻入，實(shí)際使用煤種(摻配煤種煤質(zhì)分析見表2)與設(shè)計煤種存在較大差異，與此對應(yīng)，SCR入口NOx質(zhì)量濃度達(dá)450 mg/m3以上[2-4]，比鍋爐性能保證值高100 mg/m3以上。

表2 摻配煤種煤質(zhì)分析Tab.2 Property data of designed coal

化驗(yàn)指標(biāo)潞安貧煤石炭3伊泰4平九混全水分ωM,t/%8.60水分 ωM,ad/%1.113.483.812.58灰分ωA,ar/%16.9222.7718.829.14揮發(fā)分ωV,daf/%14.0435.693940.17全硫ωSt,ad/%0.330.450.571.59低位發(fā)熱量 Qnet,ar/(MJ·kg-1)25.6220.1521.32 19.27

電廠通過試驗(yàn)確認(rèn)：在煤場將潞安貧煤與煙煤混合的摻配方式下，摻配煤特性傾向于貧煤，不利于降低NOx質(zhì)量濃度[5]。為此，實(shí)際運(yùn)行中一般采用爐內(nèi)摻燒配煤的方式。

為了全面評估燃用實(shí)際煤種條件下1號爐NOx排放情況，2015年對1號爐做了一次NOx排放摸底試驗(yàn)，采用上5臺磨煤機(jī)運(yùn)行方式，其中C、D磨為貧煤，B、E、F磨為煙煤。試驗(yàn)報告表明：1號爐SCR入口NOx質(zhì)量濃度在450～550 mg/m3。

因此，摻燒貧煤條件下1號爐SCR入口NOx濃度嚴(yán)重偏高，難以實(shí)現(xiàn)氮氧化物超低排放，并對機(jī)組長期穩(wěn)定運(yùn)行造成不利影響。

1.3 鍋爐低氮改造必要性分析

1.3.1 改造是實(shí)現(xiàn)NOx超低排放的需要

根據(jù)江蘇省政府文件，到2017年年底，全省100 MW及以上燃煤機(jī)組大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃機(jī)排放標(biāo)準(zhǔn)，即在基準(zhǔn)氧含量6%的條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放的質(zhì)量濃度分別不高于10 mg/m3，35 mg/m3，50 mg/m3。

而歷史數(shù)據(jù)表明，1號爐各層燃燒器均燃用煙煤條件下，部分運(yùn)行工況的SCR入口NOx質(zhì)量濃度高于350 mg/m3，實(shí)現(xiàn)氮氧化物超低排放難度較大。特別是，電廠為了降低燃料成本每年需要摻燒1000 kt潞安貧煤(主要用于1號爐)，在此條件下1號爐SCR入口NOx質(zhì)量濃度達(dá)450～550 mg/m3，三層催化劑條件下氮氧化物排放濃度也難以達(dá)到超低排放標(biāo)準(zhǔn)。

1.3.2 改造是機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的需要

1號爐低氮改造后，SCR入口NOx質(zhì)量濃度可由350 mg/m3(全煙煤條件下)降至300 mg/m3(摻燒貧煤條件下)，每年不僅可摻燒500 kt質(zhì)優(yōu)價廉的貧煤，還可減少液氨消耗375 t。

而若不實(shí)施低氮燃燒改造，由于SCR入口NOx濃度高，為了提高脫硝效率，勢必增加噴氨量并造成氨逃逸率升高，使SCR下游空預(yù)器傳熱元件硫酸氫銨沉積堵塞的風(fēng)險增大，影響機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

2 鍋爐低氮改造可行性分析及改造方案

2.1 可行性分析

2.1.1 降NOx原理

空氣分級燃燒，即將燃燒所需的空氣分階段送入爐膛，可以實(shí)現(xiàn)NOx降低[5-8]。

第一階段，將70%～75%的空氣送入燃燒器，使煤粉在缺氧條件下燃燒，抑制燃料型NOx的產(chǎn)生。第二階段，將燃燒所需空氣的剩余部分通過燃燼風(fēng)噴口送入爐膛，使煤粉完全燃燒，此時由于火焰溫度偏低，不會有大量NOx生成。

空氣分級燃燒分為軸向分級燃燒和徑向分級燃燒。軸向分級燃燒指在距燃燒器上方一定位置處開設(shè)一層或多層燃燼風(fēng)噴口，將助燃空氣沿爐膛軸向(即煙氣流動方向)分級送入爐內(nèi)，使燃料的燃燒過程沿爐膛軸向分級分階段進(jìn)行。徑向分級燃燒指將二次風(fēng)射流軸線向水冷壁偏轉(zhuǎn)一定角度，形成一次風(fēng)煤粉氣流在內(nèi)，二次風(fēng)在外的徑向分級燃燒。

2.1.2 降NOx技術(shù)措施

根據(jù)空氣分級燃燒降NOx原理，結(jié)合其他電廠成功改造經(jīng)驗(yàn)和運(yùn)行情況，本次改造采用高級復(fù)合空氣分級低NOx燃燒系統(tǒng)[9-16]。該系統(tǒng)將原來的一段式分離燃燼風(fēng)改為兩段式分離燃燼風(fēng)，進(jìn)一步增大燃燼距離，實(shí)現(xiàn)爐內(nèi)空氣分布的最優(yōu)化，抑制NOx生成。通過高位燃燼風(fēng)、低位燃燼風(fēng)兩段式空氣分級將爐膛劃分為主燃區(qū)、還原區(qū)、燃燼區(qū)Ⅰ、燃燼區(qū)Ⅱ4個功能區(qū)如圖1所示。

圖1 高級復(fù)合空氣分級低NOx燃燒系統(tǒng)Fig.1 Advanced hybrid air-staged low-NOx combustion system

(1) 主燃區(qū)。煤粉燃燒的主要區(qū)域，整個爐膛的大部分熱量在該區(qū)被釋放出來，煤粉在主燃區(qū)著火、燃燒，釋放出煤粉中大部分氮元素，生成NOx及HCN/NHi等中間產(chǎn)物。

(2) 還原區(qū)。主燃燒器上部到低位燃燼風(fēng)之間的區(qū)域，主燃區(qū)生成的NOx與HCN/NHi等中間產(chǎn)物發(fā)生還原。

(3) 燃燼區(qū)Ⅰ。部分燃燼風(fēng)噴射進(jìn)入爐膛，促進(jìn)煤粉的進(jìn)一步燃燒，同時保持該區(qū)域還原性氣氛，抑制并還原該區(qū)域NOx。

(4) 燃燼區(qū)Ⅱ。剩余的燃燼風(fēng)噴入爐膛，并在該區(qū)造成富氧狀態(tài)，以促進(jìn)剩余煤粉的燃燼。

該系統(tǒng)的技術(shù)特點(diǎn)主要有：

(1) 采用兩段分離燃燼風(fēng)設(shè)計，實(shí)現(xiàn)空氣軸向分級，保證爐內(nèi)空氣分布的最優(yōu)化，降低NOx排放；提高了空氣分級燃燒對煤種的適應(yīng)性；燃燼風(fēng)水平擺動作為調(diào)整煙溫偏差的有效手段；燃燼風(fēng)上下擺動，可控制燃燒中心，調(diào)整爐膛出口煙溫。

(2) 采用預(yù)置水平偏角的輔助風(fēng)噴嘴(CFS)設(shè)計，如圖2所示，水平方向推遲一次風(fēng)煤粉與二次風(fēng)的混合，實(shí)現(xiàn)空氣徑向分級，降低NOx生成；同時二次風(fēng)與一次風(fēng)正切一定角度，形成“風(fēng)包粉”的流場結(jié)構(gòu)，減少灰渣在水冷壁上的沉積；在四周水冷壁形成富氧區(qū)，提高灰熔點(diǎn)溫度，減輕結(jié)渣，并降低高溫腐蝕傾向[20]。

圖2 預(yù)置水平偏角的輔助風(fēng)噴嘴Fig.2 CFS system

(3) 高級復(fù)合空氣分級低NOx燃燒技術(shù)有效地將軸向分級燃燒和徑向分級燃燒進(jìn)行復(fù)合，在保證NOx低排放的同時，能夠有效保證近水冷壁區(qū)域的氧量，防止?fàn)t膛結(jié)渣和高溫腐蝕。

2.1.3 同型號鍋爐解決相似問題采用的技術(shù)

江蘇南通電廠1000 MW機(jī)組塔式爐燃燒系統(tǒng)采用高級復(fù)合空氣分級技術(shù)，設(shè)計煤種為煙煤。實(shí)際運(yùn)行中燃用煙煤，SCR入口NOx質(zhì)量濃度為150～200 mg/m3。NOx排放濃度低，水冷壁無明顯高溫腐蝕現(xiàn)象。

諫壁發(fā)電廠1000 MW13號機(jī)組塔式爐燃燒系統(tǒng)采用高級復(fù)合空氣分級技術(shù)進(jìn)行改造：在原分離燃燼風(fēng)上方增加一段三噴口分離燃燼風(fēng)；縮小二次風(fēng)通流面積，調(diào)整二次風(fēng)的偏轉(zhuǎn)角度；更換主燃燒器區(qū)域一次風(fēng)煤粉噴嘴、噴管及彎頭；更換主燃燒器二次風(fēng)門。13號爐燃用煙煤和褐煤，改造后SCR入口NOx質(zhì)量濃度低于200 mg/m3，飛灰可燃物含量在1%左右，無高溫腐蝕等負(fù)面作用。

河南新密電廠1000 MW 3號機(jī)組塔式爐采用典型低NOx同軸燃燒系統(tǒng)(LNTFS)，設(shè)計煤種為低揮發(fā)貧煤，燃燒器采用百葉窗水平濃淡強(qiáng)化著火噴嘴，穩(wěn)燃效果良好，NOx排放質(zhì)量濃度約450 mg/m3，水冷壁無高溫腐蝕現(xiàn)象。

江蘇南通電廠、諫壁發(fā)電廠的運(yùn)行情況表明：高級復(fù)合空氣分級技術(shù)對降低NOx排放效果顯著。河南新密電廠3號機(jī)組運(yùn)行情況表明：燃用貧煤條件下，百葉窗水平濃淡強(qiáng)化著火噴嘴可兼顧穩(wěn)燃和低NOx排放，無水冷壁高溫腐蝕問題。因此，電廠改造中將參考上述技術(shù)。

2.2 改造方案

2.2.1 改造原則

鍋爐低氮改造中遵循以下原則：(1) 改造后C層燃燒器燃用潞安貧煤，其他燃燒器燃用煙煤；(2) 采取防止水冷壁高溫腐蝕技術(shù)措施措施，保證改造后高溫腐蝕的風(fēng)險不增加；(3) 改造后低負(fù)荷穩(wěn)燃能力不降低。

2.2.2 改造目標(biāo)

鍋爐低氮改造中，在遵循上述改造原則的前提下，應(yīng)達(dá)到以下目標(biāo)：

(1) 在鍋爐燃燒實(shí)際煤種(C層貧煤，其它層煙煤)條件下，各工況運(yùn)行時鍋爐SCR進(jìn)口NOx質(zhì)量濃度≤300 mg/m3(基準(zhǔn)氧含量6%)，CO體積濃度不大于100 μL /L，飛灰和爐渣可燃物含量均不大于1.5%，BMCR工況下鍋爐效率不小于93.96%；(2) 在鍋爐運(yùn)行變工況時， 鍋爐主汽壓、再熱器壓力波動不超過0.3 MPa，汽溫波動不超過±4 ℃；(3) 任何工況下爐內(nèi)溫度場均無異常變化，不發(fā)生管壁超溫和主、再熱蒸汽超溫或溫度偏差增大現(xiàn)象，也不發(fā)生主、再熱蒸汽溫度較改造前下降現(xiàn)象；(4) 機(jī)組AGC速率、控制系統(tǒng)滿足要求。

2.2.3 改造方案

改造采用高級復(fù)合空氣分級低NOx燃燒系統(tǒng)。具體改造方案如下：

(1) 如圖3所示，原分離燃燼風(fēng)燃燒器保留，并在其上方增加一段新的3層噴口分離燃燼風(fēng)。改造后，總的分離燃燼風(fēng)風(fēng)量占總風(fēng)量的比率將提高到40%左右。該措施可提高分離燃燼風(fēng)風(fēng)量，降低主燃區(qū)過量空氣系數(shù)，同時適當(dāng)延長了煤粉在還原區(qū)的停留時間，達(dá)到降低鍋爐NOx排放的目的。

圖3 改造前、后分離燃燼風(fēng)Fig.3 OFA before and after post retrofit

(2) 如圖4—5所示，C、D、E、F層一次風(fēng)噴口由EI型改為強(qiáng)化著火的水平濃淡式WR型噴口，以提高穩(wěn)燃能力(特別是低負(fù)荷穩(wěn)燃能力)；更換B層微油點(diǎn)火燃燒器噴嘴和噴管；更換A層燃燒器噴嘴。

圖4 改造前一次風(fēng)噴口Fig.4 Primary airvent before the retrofit

圖5 改造后一次風(fēng)噴口Fig.5 Primary airvent after the retrofit

(3) 更換主燃燒器區(qū)域全部二次風(fēng)噴口，縮小二次風(fēng)通流面積；調(diào)整偏置二次風(fēng)的偏轉(zhuǎn)角度；

(4) 更換主燃燒器二次風(fēng)門，提高其精確控制風(fēng)量的能力；

(5) 原主燃燒器箱殼、水冷套、支吊設(shè)備等均利舊。

3 實(shí)施過程及運(yùn)行調(diào)整措施

3.1 實(shí)施過程

2015年11月通過招標(biāo)確定由上海電氣總承包。2016年3月26日1號機(jī)組停機(jī)實(shí)施超低排放改造，3月27日低氮改造施工人員入場，4月22日完成燃燒器拆除，4月26日水冷壁及水冷套酸洗后開始吊裝，5月8日完成燃燒器安裝和切圓找正，5月15日完成鋼結(jié)構(gòu)平臺和支吊架安裝，5月22日完成水冷壁及水冷套安裝，6月5日完成所有安裝工作，6月9日完成一次風(fēng)調(diào)平和動力場試驗(yàn)，6月17日機(jī)組啟動，6月18日機(jī)組并網(wǎng)。

3.2 運(yùn)行調(diào)整措施

(1) 適當(dāng)提高C磨煤粉細(xì)度。C磨改燒貧煤后，盡量提高C磨煤粉細(xì)度，在提高穩(wěn)燃性和降低飛灰可燃物含量的同時，為降低NOx排放創(chuàng)造良好條件。

(2) 高硫煙煤一般用于下層燃燒器。高溫腐蝕受溫度影響大，多發(fā)生于上層煤粉燃燒器和燃燼風(fēng)之間的還原區(qū)，而下層煤粉燃燒器區(qū)域溫度較低，發(fā)生高溫腐蝕風(fēng)險小。因此，為了降低高溫腐蝕風(fēng)險，改造后高硫煙煤一般用于下層煤粉燃燒器。

4 改造效果與效益分析

4.1 改造效果

4.1.1 NOx排放情況

改造后，1號機(jī)組SCR入口NOx質(zhì)量濃度均值2016年7月為257 mg/m3，8月份為190 mg/m3，9月份為204 mg/m3。顯然，改造后SCR入口NOx質(zhì)量濃度大幅降低，液氨耗量隨之大幅下降。

4.1.2 穩(wěn)燃能力

改造后，機(jī)組低負(fù)荷(400～500 MW)燃燒穩(wěn)定，無火檢閃爍現(xiàn)象，低負(fù)荷穩(wěn)燃能力良好。

4.1.3 主燃燒器區(qū)域H2S濃度

前墻B側(cè)和后墻A側(cè)在靠近E層、C層、A層燃燒器部位均設(shè)有測孔(共6個)。運(yùn)行中通過上述測孔實(shí)測，800 MW負(fù)荷時E層、C層、A層燃燒器區(qū)域H2S平均質(zhì)量濃度約115 mg/m3，處于較低水平，因此產(chǎn)生水冷壁高溫腐蝕的可能性很小。H2S質(zhì)量濃度測量數(shù)據(jù)見表3。

4.1.4 性能驗(yàn)收

2016年9月20—21日，進(jìn)行鍋爐低氮改造后性能試驗(yàn)[21](C磨貧煤，其他磨煙煤的條件下)，試驗(yàn)結(jié)果如下：

表3 H2S濃度測量數(shù)據(jù)Tab.3 The measurement data of H2S

(1) 1000 MW時，BCDEF磨運(yùn)行，鍋爐效率為94.02%(修正后)，飛灰可燃物含量為1.1%，SCR入口NOx質(zhì)量濃度為285 mg/m3(折算后)，SCR入口CO質(zhì)量濃度為9 mg/m3，主汽溫604 ℃，再熱汽溫602 ℃；

(2) 800 MW時，BCDEF磨運(yùn)行，鍋爐效率為94.06%(修正后)，飛灰可燃物含量為1%，SCR入口NOx質(zhì)量濃度為257 mg/m3(折算后)，SCR入口CO質(zhì)量濃度為9 mg/m3，主汽溫604 ℃，再熱汽溫600 ℃；

(3) 600 MW時，CDEF磨運(yùn)行，鍋爐效率為94.44%(修正后)，飛灰可燃物含量為0.6%， SCR入口NOx質(zhì)量濃度為293 mg/m3(折算后)，SCR入口CO質(zhì)量濃度為9 mg/m3，主汽溫603 ℃，再熱汽溫583 ℃。

4.1.5 改造前后技術(shù)指標(biāo)對比

改造前后技術(shù)指標(biāo)對比如表4所示。

表4 技術(shù)指標(biāo)對比Tab.4 Comparison of technical indexes

4.2 經(jīng)濟(jì)效益分析

改造效益主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

(1) 改造后NOx實(shí)現(xiàn)超低排放，意義重大。低氮改造后，在C層燃燒器燃用貧煤條件下可將SCR入口NOx質(zhì)量濃度控制在300 mg/m3以下，保證氮氧化物實(shí)現(xiàn)超低排放，機(jī)組可正常發(fā)電上網(wǎng)，并享受超低排放補(bǔ)貼電價0.01元/(kW·h)，具有良好環(huán)境效益、社會效益和經(jīng)濟(jì)效益。

(2) 改造后年節(jié)省燃煤成本1500萬元。改造后，在NOx超低排放的前提下，每年可摻燒潞安貧煤500 kt，由于潞安貧煤市場價比低硫煙煤低30元/t(若不買潞安煤則需買低硫煙煤以滿足脫硫需要)，故改造后每年可以減少燃料成本1500萬元，直接經(jīng)濟(jì)效益1500萬元。工程總投資為1250萬元，故改造后一年內(nèi)即可收回全部投資。

(3) 改造后年節(jié)省液氨費(fèi)用113萬元。改造后，SCR入口NOx質(zhì)量濃度由350 mg/m3(全煙煤條件下)降至300 mg/m3(摻燒貧煤條件下)，每年可減少液氨消耗375 t(按年運(yùn)行6000 h計)，液氨約3000元/t，故每年可節(jié)省液氨費(fèi)用約113萬元。

(4) 其他效益。改造后， SCR下游空預(yù)器傳熱元件硫酸氫銨腐蝕堵塞的風(fēng)險降低，催化劑使用壽命相對提高。

5 結(jié)語

1號機(jī)組采用高級復(fù)合空氣分級低NOx燃燒系統(tǒng)對原有燃燒系統(tǒng)進(jìn)行了改造，改造后在摻燒貧煤條件下將SCR入口NOx質(zhì)量濃度由450～550 mg/m3降低到300 mg/m3以下，保證了機(jī)組氮氧化物實(shí)現(xiàn)超低排放，鍋爐效率高于93.96%，飛灰可燃物含量低于1.5%，安全經(jīng)濟(jì)效益顯著，值得存在相似問題的電廠借鑒。