電廠燃煤鍋爐降低NOx排放運行調整

侯劍雄，劉 洋

(廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東 珠海 519050)

根據(jù)國家環(huán)保《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—2011)限值要求及《廣東省排污許可證管理辦法》規(guī)定:自2014年7月1日起，鍋爐排放的NOx濃度超過500 mg/Nm3(小時平均值)或半年內2次以上超標排放超過300 mg/Nm3(小時平均值);或月平均濃度超過100 mg/Nm3，將吊銷排污許可證。

廣東珠海金灣發(fā)電公司3、4號機是600 MW超臨界燃煤機組，鍋爐為上海鍋爐廠 (ALSTOM技術)螺旋管圈直流爐，四角切圓，采用低NOx同軸燃燒系統(tǒng) (LNCFS－Ⅲ型)。配6層制粉系統(tǒng)及7層燃盡風 (5層SOFA風+2層CCOFA風)，設計占總風量比為SOFA風30%，CCOFA風10%。脫硝裝置為龍凈公司引進日立 (BHK)技術生產的高灰型選擇性催化還原煙氣脫硝 (SCR)工藝制造，催化劑層數(shù)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(xiàn)狀

脫硝系統(tǒng)投入運行時，SCR最低連續(xù)噴氨溫度為314℃，受此限制，當機組負荷低于450 MW時，SCR被迫停止噴氨。目前機組調峰頻繁，負荷經(jīng)常低至300 MW，有時低至250 MW。導致平均脫硝率低，僅40%不到，月平均排放濃度超標。另一方面，SCR入口NOx經(jīng)常超過300 mg/Nm3甚至500 mg/Nm3，當脫硝不投入噴氨時，鍋爐NOx排放小時平均值超標，數(shù)據(jù)如表1所示。如何降低NOx最高排放濃度及提高脫硝系統(tǒng)投入率成為緊迫任務。

表1 鍋爐NOx排放現(xiàn)狀

2 降低SCR連續(xù)噴氨溫度運行

從國內多個電廠經(jīng)驗看，盲目降低SCR噴氨溫度至ABS(硫酸氫氨析出溫度，即290℃)以下會迅速造成空預器嚴重堵塞，且對催化劑壽命有嚴重影響;根據(jù)BHK公司提供的說明，SCR正常最好在MOT(最低連續(xù)運行溫度)以上運行，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。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。

結合以上2點，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為修改后的定值。該值是一個變值，SCR連續(xù)噴氨溫度根據(jù)煙氣中SO2與NOx的濃度不同而在293～312℃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2 最低連續(xù)噴氨溫度定值

負荷/MW/%大噴氨量/(kg·h－1)＞485 85＜110 385～485 80 ＜110 300～385 80＜50

通過控制燃煤硫分，可以減少硫酸氫銨生成，從而提高噴氨溫度。降低噴氨溫度運行后，SCR投入負荷由450 MW降至380 MW，提高了脫硝投入率。運行近1年，SCR催化劑及空預器沒有發(fā)生堵塞跡象，SCR在MIT之上運行可行。

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量大的問題，故主燃燒器區(qū)域氧量設置較高。目前所燃煤種多數(shù)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，因此爐膛氧量有降低空間。

3.1.2 風門開度調整

對于大型燃煤機組運行時水冷壁發(fā)生高溫腐蝕的判據(jù)一般為

a.燃煤中的Sar≥1%;

b.水冷壁附近O2≤2%;

c.腐蝕區(qū)域的水冷壁管壁溫度T＞350℃。

水冷壁表面溫度在50%以上負荷時一般均高于350℃，燃煤硫含量一般＜1.0%，且主燃燒區(qū)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(qū)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(fā)生高溫腐蝕可能性小。目前SOFA風上2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。熱力型NOx由空氣中分子在高溫條件下形成;瞬間型NOx是產自碳氫基與分子氮快速反應形成化合物，然后轉變?yōu)镹Ox;燃料型NOx是煤中有機結合氮被氧化后生成。煤燃燒過程中NOx主要來自于燃料型NOx。燃料型NOx中，從煤中析出的活性最強的揮發(fā)分氮 (通常正比于揮發(fā)分含量)對燃料型NOx生成的影響最大，而被滯留在固相 (煤焦)中的氮對NOx生成的影響最小，因此，只要減少揮發(fā)分氮轉化成NOx就可減少NOx排放。主要方法是建立早期著火和使用燃料/空氣分段燃燒技術。

在爐膛的不同高度布置CCOFA和SOFA噴嘴，將爐膛分成3個相對獨立的部分實現(xiàn)空氣分級:主燃燒區(qū)、NOx還原區(qū)和燃盡區(qū)。通過調整總過量空氣系數(shù)、總OFA風量、CCOFA和SOFA分配比例，從而調整每個區(qū)域的氧量，達到降低NOx排放目的。

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濃度的效果如表4中數(shù)據(jù)所示。600 MW時NOx降低效果不明顯，說明該負荷下現(xiàn)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250 MW，NOx濃度最低量達232 mg/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(wěn)定安全余量及提高再熱汽溫。降低氧量運行各負荷段煙氣 CO＜100 mg/Nm3，一般 ＜30 mg/Nm3，氧量足夠［1］。

表4 氧量設定值及NOx下降值

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(shù)據(jù)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。這是由于原下3層SOFA風門開度已較大，而SOFA4和SOFA5原開度較小且在最頂部。SOFA4、5風量的增大，降低了主燃燒器區(qū)域燃燒氧量，有利于高度方向的燃燒分級，故可明顯降低NOx的生成。隨著負荷的降低，其降低NOx排放效果越明顯。

表5 SOFA風開度與NOx變化試驗數(shù)據(jù)

500 MW時通過控制SOFA風門開度，其NOx排放濃度可比600 MW更低，這是由于該負荷段下爐膛溫度水平較600 MW低，且該負荷段氧量與600 MW相比變化不大，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200 mg/Nm3以下。同時對于燃燒伊泰煤，若氧量降至4.6%，NOx排放濃度亦可降至200 mg/Nm3以內。300～600 MW 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［2］。

表6 燃盡風控制函數(shù)修改前后對比表 %

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。

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(qū)域二次風風量和上部燃盡風區(qū)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(wěn)燃角度考慮，如表7所示。

表7 爐膛風箱差壓函數(shù)表

3.6 煤種和NOx排放關系

來煤較雜，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。來煤熱值偏低、水分偏高、揮發(fā)分偏高，但和設計及校核煤比偏差不大，總體較為適宜，實際運行中經(jīng)常摻燒2種或3種煤。

燃料型NOx的生成和控制規(guī)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(fā)分、灰分、氮含量及水分等，煤種變化對 NOx影響較大［3］。

常用摻燒燃煤如表8所示。其中，煤種1具有水分低、灰分高、揮發(fā)分相對較高、氮含量較高、收到基氧/收到基氮比值最低的特點。其各負荷下NOx排放濃度均最高。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［4］。

3.6.1 氮、灰分影響

NOx排放濃度和煤中氮元素質量百分比成正相關關系。煤的灰分能造成局部氧量相對較高，并抑制表面的還原反應，抑制燃盡風對降低NOx排放效果，故與灰分有一定關聯(lián)性，煤中灰的質量百分比越高其NOx排放濃度也越高。而灰分與軟化溫度具有一定相關性，灰分越高，軟化溫度越高。故亦可認為煤軟化溫度越高其NOx排放濃度越高［5］。

3.6.2 固定碳與揮發(fā)分比值影響

收到基碳/干燥無灰基揮發(fā)分之比值 (Car/Vdaf)(摻燒菲律賓煤除外)增大，NOx排放濃度呈降低趨勢。

3.6.3 水分影響

對于低水分的煤質其NOx排放量趨向升高。水分反映了燃燒的局部溫度水平，水分較低則熱力型NOx生成比例偏大。

3.6.4 煤的揮發(fā)分影響

混合后煤種揮發(fā)分含量差別不大，故沒有找到NOx排放和揮發(fā)分關系。但從國內外試驗及實爐測試報告看，揮發(fā)分含量是影響NOx生成和排放的主要因素之一，揮發(fā)分高的煤質其NOx排放濃度趨于降低。這是因為揮發(fā)分的釋放和燃燒相當程度上決定了煤粉火焰特別是燃燒初期高溫區(qū)的溫度及其分布，揮發(fā)分的釋放和快速燃燒可迅速、大量消耗O2，導致燃燒初期火焰區(qū)貧氧甚至出現(xiàn)還原氣氛，從而抑制揮發(fā)分氮向NOx的轉化和NOx的生成。

總之，煤的成分對NOx排放的影響較為復雜，很難確切掌握某一成分影響的權重，煤質因素是影響NOx排放的重要因素。對于高灰分、低水分、高氮含量的煤其NOx排放濃度相對要高，反之一般較低。

3.7 煤層與NOx排放關系

燃燒下層粉倉制粉時，NOx排放略低 (＜30 mg/Nm3)，這是因為燃燒分級更明顯。以2014年6月4日，負荷600 MW，由ABCDE切至ABCDF磨運行時，NOx下降3 mg/Nm3;6月5日，負荷300 MW，由CDEF切至BDEF磨運行時，NOx下降30 mg/Nm3;由BDEF切至ABDF磨運行時，NOx下降18 mg/Nm3;7月12日，負荷300 MW，由BCDE切至ABDE磨時，NOx下降27 mg/Nm3。實際運行中，煤層的選擇首先從穩(wěn)燃性考慮而非控制NOx排放。

3.8 燃燒調整效果

3.8.1 灰渣含碳量及效率

鍋爐爐渣含碳量約1.0%，飛灰含碳量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，尤其在低負荷下提升效果較為明顯。實測600 MW時鍋爐效率為94.04%(原設計93.87%)［6］。

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8 混煤煤質特性

表9 燃燒調整前后NOx變化

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。

4 燃煤摻燒措施

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1臺高熔點煤，低負荷時可把高熔點煤停運，可達到降低NOx排放目的，同時考慮到高負荷防結焦及低負荷提高再熱器汽溫。

由于燃煤對鍋爐NOx排放具有明顯影響，如摻燒不當，在300～450 MW時，會導致SCR入口NOx或SO2濃度過高，使脫硝系統(tǒng)退出運行。為此必須減少高灰分、低水分煤種的摻燒。實際中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。

a.正常情況下的配煤方案:ABDF倉低熔點神華煤，CE倉印尼煤。在高負荷段，根據(jù)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。

b.當鍋爐結焦加劇，再熱器減溫水增加時，摻燒1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)。

c.控制來煤平均硫分＜0.6%，以減小SO2濃度，降低噴氨溫度。

5 減少省煤器吹灰

積結在省煤器上的灰大多是干松散灰，較容易清理。省煤器采用光管蛇形管，順列排列，橫向節(jié)距112 mm，縱向節(jié)距101.6 mm.順列布置相對錯列布置磨損較小、煙氣阻力較小，積灰后清灰方便。省煤器吹灰器共有3層，每層8只。為解決380 MW以下排煙溫度低不能噴氨的問題，采取減少省煤器吹灰的方法，控制措施如下。

a.省煤器最底部第三層每天白班只吹一半;第一、二層每月吹灰1次。

b.當空預器入口煙氣溫度達到365℃時或300 MW及以下煙氣溫度達到315℃時，投運省煤器第一、二層吹灰器。

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℃，300 MW時煙氣溫度到300℃以上，保證了脫硝系統(tǒng)可投入，省煤器差壓沒有上升跡象。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℃。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［7］。

6 250 MW調整手段

250 MW時，SCR入口煙氣溫度基本都低于293℃，不具備脫硝系統(tǒng)投入條件。通過繼續(xù)降低氧量、開大SOFA4或SOFA5風門+20%～+30%開度、加大神華煤量摻燒力度等手段，NOx可再降低，最終使NOx排放濃度＜300 mg/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排放濃度高時，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:600 MW負荷≮2.0%，500 MW負荷≮2.5%，其它負荷段0.3% ～0.5%。

7 最終鍋爐NOx排放結果

采取上述措施后的鍋爐NOx排放及SCR投運情況如表10所示，300～600 MW負荷段SCR噴氨可投入，NOx排放＜300 mg/Nm3，月平均排放65 mg/Nm3。

表10 鍋爐NOx排放及SCR投運情況

8 結束語

通過調整SCR最低噴氨溫度運行曲線及減少省煤器吹灰2種方式相結合，使SCR連續(xù)噴氨負荷由450 MW降至300 MW，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(xiàn)在250～600 MW調峰范圍內，NOx排放＜300 mg/Nm3(小時平均值)。綜合采取上述措施后，月平均排放濃度＜100 mg/Nm3，綜合脫硝率73%。鍋爐NOx排放滿足國家最新環(huán)保要求。

目前國內部分機組存在低負荷時煙氣溫度較低，脫硝系統(tǒng)無法投運的情況，且低負荷時脫硝運行溫度壓低限運行，存在催化劑失活、空氣預熱器堵塞的風險。上述措施可為同類型電廠提供技術借鑒。

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