電廠燃煤鍋爐降低NOx排放運行調整探析

文 _ 侯劍雄 劉洋 廣東珠海金灣發電有限公司

電廠燃煤鍋爐降低NOx排放運行調整探析

文 _ 侯劍雄 劉洋 廣東珠海金灣發電有限公司

根據國家環保標準《火電廠大氣污染物排放標準 》限值要求以及《廣東省排污許可證管理辦法》規定：自2014年7月1日起，鍋爐排放的NOx濃度超過500mg/Nm3（小時平均值）或半年內兩次以上超標排放超過300mg/Nm3（小時平均值）；月平均濃度超過100mg/Nm3，將吊銷排污許可證。

廣東珠海金灣發電公司3號機和4號機是600MW超臨界燃煤機組，鍋爐為螺旋管圈直流爐，單爐膛、四角切圓燃燒，采用低NOx同軸燃燒系統（LNCFS-III型）。配6層制粉系統及7層燃盡風(5層SOFA(分離燃盡風)+2層CCOFA(緊湊燃盡風))。脫硝裝置為高灰型選擇性催化還原煙氣脫硝（SCR）工藝，催化劑層數按2＋1模式布置，初裝2層預留1層，結構為平板式。

1 鍋爐NOx排放現狀

脫硝系統投入運行時，SCR最低連續噴氨溫度為314℃，當機組負荷低于450MW時，SCR被迫停止噴氨。而目前機組調峰頻繁，負荷經常低至300MW，有時低至250MW。導致平均脫硝率低，僅不到40%，月平均排放濃度超標。此外，SCR入口NOx經常超過300mg/Nm3甚至500mg/Nm3，當脫硝不投入噴氨時，鍋爐NOx排放小時平均值超標（表1）。因此，如何降低NOx最高排放濃度及提高脫硝系統投入率成為緊迫任務。

表1 鍋爐NOx排放現狀

2 降低SCR連續噴氨溫度運行

從國內多個電廠經驗看，盲目降低SCR噴氨溫度至ABS(硫酸氫氨析出溫度)以下(即290℃以下)會迅速造成空預器嚴重堵塞，且影響催化劑壽命。根據廠家提供的信息，SCR正常最好在MOT(最低連續運行溫度)之上運行，最低噴氨溫度不能低于MIT(最低可噴氨溫度)。MIT方式運行時，需要定期提高負荷以恢復催化劑活性，否則催化劑活性仍會下降。同時，禁止在ABS溫度以下運行，否則會導致催化劑活性無法恢復并導致空預器嚴重堵塞。ABS是硫酸氫氨的特性，與催化劑無關，因此無論什么催化劑，失活的溫度是相同的。

表2 最低連續噴氨溫度定值

結合以上兩點，本公司SCR降溫運行以廠家提供的MIT為基礎，對SCR噴氨溫度控制曲線進行修改，表2所示為修改后的定值。該值是一個變值，SCR連續噴氨運行溫度根據煙氣中SO2與NOx的濃度不同在293～312℃之間變化。同時為確保催化劑活性及空預器運行安全，對脫硝噴氨量進行控制，如表3所示。

表3 最大噴氨量限制定值

通過控制燃煤硫分，可以減少硫酸氫銨生成，從而提高可噴氨溫度。降低噴氨溫度運行后，SCR投入負荷由450MW降低至380MW，提高了脫硝投入率。運行接近一年，SCR催化劑及空預器沒有發生堵塞跡象，SCR在MIT之上運行是可行的。

3 通過燃燒調整降低NOx

3.1 鍋爐燃燒調整可行性

3.1.1 氧量調整

鍋爐原摻燒煤種多為低熔點煤，存在結渣和再熱器減溫水大的問題，故主燃燒器區域氧量原設置較高。目前所燃煤種多數灰熔點高于設計及校核煤種。鍋爐受熱面較為干凈，爐底無大渣排出，排煙溫度較高，爐膛氧量有降低空間。

3.1.2 風門開度調整

鍋爐水冷壁表面溫度一般在50%以上負荷時均高于350℃，燃煤硫含量一般小于1.0%，且主燃燒區域的輔助偏轉風和主燃燒器有一定夾角，形成風包粉的燃燒模式，水冷壁貼壁為富氧燃燒，燃燒區域為缺氧燃燒，這樣既抑制NOx的生成又防止水冷壁高溫腐蝕，故水冷壁發生高溫腐蝕可能性小。為控制再熱器減溫水量，SOFA風上兩層(IV、V)開度較小，而目前鍋爐結渣少，不存在再熱器超溫，故SOFA風具有調整空間。

3.2 NOx生成及調整原理

煤粉在燃燒過程中生成的NOx有3種形成機理：熱力型、瞬間型和燃料型，主要來自于燃料型NOx。

在爐膛的不同高度布置CCOFA和SOFA噴咀，將爐膛分成3個相對獨立的部分實現空氣分級：主燃燒區、NOx還原區和盡區。通過調整總OFA風量、CCOFA和SOFA分配以及總過量空氣系數，從而調整每個區域的過量空氣系數，達到降低NOx排放作用。同時尋找出氧量、SOFA風、煤種、煤層等與NOx的關系。

3.3 省煤器出口氧量和NOx排放關系

通過降低氧量來降低NOx濃度的效果（表4）。600MW時NOx降低效果不明顯，說明該負荷下現行氧量可有效抑制NOx生成。隨著負荷降低，NOx的降低空間越大，尤其是250MW，NOx排放濃度可達232mg/Nm3。說明低負荷下NOx排放濃度較高和氧量偏高有關，亦表明氧量對鍋爐NOx排放濃度具有顯著影響。修正低負荷氧量應同時考慮燃燒穩定安全余量及提高再熱汽溫。降低氧量運行后各負荷段煙氣CO小于100mg/Nm3，一般小于30mg/Nm3，氧量足夠。

表4 氧量設定值及NOx下降值

表5 SOFA風開度與NOx變化試驗數據

表6 燃盡風控制函數修改前后對比

3.4 SOFA風開度和NOx排放關系

通過調整SOFA風門開度來降低NOx濃度的效果如表5中數據所示。增加CCOFA1、CCOFA2、SOFA1、SOFA2和SOFA3開度對降低NOx排放濃度不明顯，而通過增大SOFA4和SOFA5開度則效果較好，且隨著負荷的降低，其降低NOx排放效果越明顯。這是由于原下三層SOFA風門度已較大，而SOFA4和SOFA5原開度較小且在最頂部的原因。SOFA4、5風量的增大，降低了主燃燒器區域燃燒份額，有利于高度方向的燃燒分級，故可明顯降低NOx的生成。低負荷下通過同時降低氧量和增大上層SOFA風開度可更有效降低NOx排放濃度。

500MW時通過控制SOFA風門開度，其NOx排放濃度可比600MW更低，這是由于該負荷段下爐膛溫度水平較600MW低，且該負荷段氧量與600MW比變化不大，燃燒較為充分。對于燃燒平朔煤:伊泰煤:石炭煤=1:3:1煤種，NOx可以降至200mg/Nm3以下。同時對于燃燒伊泰煤，若氧量降至4.6%，NOx排濃度亦可降至200mg/Nm3以內。300～600MW時SOFA1～3開度基本在50%～75%、CCOFA開度基本在10%～50%，調整后的SOFA4、5風門開度如表6所示。

3.5 爐膛風箱差壓和NOx排放關系

爐膛與風箱壓差的變化引起的NOx的變化幅度在5%以內，影響較小。在SOFA、CCOFA及周界風開度不變的情況下，爐膛與風箱壓差變化，直接改變了輔助風風門開度，影響了主燃燒區域二次風風量和上部燃盡風區域的風量分配，但影響有限。降低氧量及開大SOFA風量運行后，低負荷時輔助風風門開度會低至5%，甚至全關。故降低該壓差主要從穩燃角度考慮，如表7所示。

表7 爐膛風箱差壓函數表

3.6 煤種和NOx排放關系

金灣公司來煤較雜，主要煤種有神混、伊泰、菲律賓、平朔、內蒙古、石炭、澳洲、俄羅斯、印尼煤等。總的來說，來煤熱值偏低、水份偏高、揮發份偏高，但和設計及校核煤比偏差不大，從運行參數看，燃煤較為適宜，實際運行中經常摻燒兩種或三種煤。

燃料型NOx的生成和控制規律十分復雜，影響NOx生成的因素很多。煤質因素主要包括煤的軟化溫度、揮發份、灰分、氮含量及水份等。實際情況下，煤種變化對NOx影響較大(表8)。

各煤種NOx排放濃度從高到低分別為：煤種1＞煤種2＞煤種6＞煤種5＞伊泰煤及其他只摻燒伊泰、平朔或石炭煤的混煤。

表8 混煤煤質特性

3.7 煤層與NOx排放關系

燃燒下層制粉系統時，NOx排放略低＜30mg/Nm3，這是因為燃燒分級更明顯的緣故。以2014年6月4日，負荷600MW，由ABCDE切至ABCDF磨運行時，NOx下降3mg/Nm3；6月5日，負荷300MW，由CDEF切至BDEF磨運行時，NOx下降30mg/Nm3；由BDEF切至ABDF磨運行時，NOx下降18mg/Nm3；7月12日，負荷300MW，由BCDE切至ABDE磨時，NOx下降27mg/Nm3。實際運行中，煤層的選擇首先從穩燃性考慮而非控制NOx排放。摻燒類似于菲律賓、印尼煤時，可放在C、D或E層，高熔點煤放在A或B層。高負荷時，保持一臺高熔點煤，低負荷時把高熔點煤停運，盡量保持高水分低熔點煤的摻燒比例。這主要考慮到高負荷防結焦及低負荷提高再熱器汽溫。

3.8 燃燒調整效果

3.8.1 灰渣含碳量及效率

燃燒調整后鍋爐爐渣含碳量在1.0%左右，飛灰含碳量在0.24%～0.3%(燃燒調整前分別為0.34%～5.9%、0.16%～0.31%)。說明鍋爐仍保持充分燃燒，由于氧量調低，煙氣流量及排煙溫度有所降低，故鍋爐效率提高，尤其低負荷下提升較為明顯。利用反平衡法實測600MW時鍋爐效率為94.04%(原設計93.87%)。

3.8.2 NOx降低量及其它影響

燃燒調整前后NOx排放對比如表9所示。

表9 燃燒調整前后NOx變化表 單位：mg/m3

通過燃燒調整降低省煤器入口NOx含量，可明顯減少噴氨量，有效防止空預器堵塞。降低氧量的同時開大了SOFA風，因此再熱汽溫基本不受影響；由于氧量降低，鍋爐排煙溫度降低約10℃。

4 燃煤摻燒措施

由于燃煤對鍋爐NOx排放具有明顯影響，負荷在300～450MW時，如SCR入口NOx或SO2的濃度較高，也會超出允許連續噴氨的溫度范圍，使脫硝系統自動退出，為此必須減少高灰份、低水份煤種摻燒力度，防止NOx嚴重超標。實際中發現摻燒印尼煤或神華煤時，鍋爐NOx排放較低。目前機組負荷率不高，為加大其摻燒力度，采取如下控制措施：

①正常情況下的配煤方案為：ABDF倉低熔點神華煤，CE倉印尼煤。在高負荷段，根據汽溫、減溫水量、結焦情況運行A～E磨或B～F磨；在低負荷段運行A～D磨，保證一定的神華煤比例，控制NOx濃度。

②當鍋爐結焦加劇，再熱器減溫水增加時，摻燒一臺高熔點的石炭煤或伊泰煤，直至結焦減少，配煤方案：ADF倉低熔點神華煤、B倉高熔點煤、CE倉印尼煤(或低熔點神華煤)。

③ 控制來煤平均硫份＜0.6%，以減少SO2，降低噴氨溫度。

5 減少省煤器吹灰

為解決380MW以下排煙溫度低脫硝系統不能噴氨的問題，采取減少省煤器吹灰的方法，控制措施如下：

①省煤器最底部第三層每天白班只吹一半。

②當空預器入口煙氣溫度達到365℃時，投運省煤器第一、二層的吹灰器運行，直至空預器入口煙氣低于360℃。

底層保持較多吹灰是為了防止酸性腐蝕。采取以上控制措施后，各負荷段排煙溫度提高約20℃，300MW時煙氣溫度到300℃以上，保證了脫硝系統可投入，省煤器差壓沒有上升跡象，數據如表10所示。減少省煤器吹灰可能會導致嚴重積灰，且鍋爐效率下降約0.8%，省煤器出口水溫降低約5℃。所以這只是權宜之計，要永久提高SCR入口溫度最終還要依靠技術改造解決。

6 250MW調整手段

機組負荷有時調峰至250MW附近，此時SCR入口煙氣溫度基本都低于293℃，不具備脫硝系統投入條件。操作員通過繼續降低氧量、開大SOFA4或SOFA5風門20%～30%、加大神華煤量摻燒力度等手段，可降低100mg/Nm3左右，使NOx排放濃度＜300mg/Nm3（小時平均值）。如采取上述措施后仍超標，則采用手動少量噴氨方式(目前此方式未使用過)。其它負荷段NOx排放高時，也采取手動調整方法，當燃用高熔點煤較多時，可進一步降低氧量：600MW不小于2.0%，500MW不小于2.5%，其它負荷段0.3%～0.5%。

7 結語

采取上述措施后的鍋爐NOx排放及SCR投運情況如表10所示。

表10 鍋爐NOx排放及SCR投運情況表

通過調整SCR最低噴氨溫度運行曲線及減少省煤器吹灰兩種方式相結合，使SCR連續噴氨負荷由450MW降至300MW，脫硝投入率達90%。通過燃燒調整、燃煤摻措施及低負荷時運行人員手動調整，實現在250～600MW最常調峰范圍內，NOx排放＜300mg/Nm3(小時平均值)。綜合采取上述措施后，月平均排放濃度＜100mg/Nm3。實現鍋爐NOx排放滿足國家最新環保要求。