低氮燃烧与SCR脱硝技术相结合的改造

马永杰，滕守祥

(靖远第二发电有限公司，甘肃 白银 730919)

低氮燃烧与SCR脱硝技术相结合的改造

马永杰，滕守祥

(靖远第二发电有限公司，甘肃 白银 730919)

介绍了某公司的锅炉设备概况以及低氮燃烧与SCR脱硝技术相结合的改造方案，详细阐述了低氮燃烧改造与SCR脱硝技术改造的技术特点和工艺流程，分析了低氮燃烧改造及SCR脱硝技术改造对锅炉安全运行的影响，提出了改造后应采取的安全措施，总结了锅炉燃烧运行调节的优化改进经验。

煤粉炉；低氮燃烧；脱硝；运行调节

1 锅炉设备概况

靖远第二发电有限公司6号锅炉是由武汉锅炉厂生产的WGZ1025/18.28-1型亚临界、单汽包、自然循环、一次中间再热、平衡通风、四角切向燃烧、固态排渣煤粉炉。锅炉采用正压直吹式制粉系统，配置5台HP863型中速磨煤机(4台运行，1台备用)。每台磨煤机对应一层4只煤粉燃烧器。燃烧器气流在炉膛中心形成2个假想切圆，直径分别为928mm 和 713mm，燃烧角平均为 2.5°。燃烧器火嘴为摆动可调式，摆动幅度为10%～70%(喷口水平为40%)。各角燃烧器分上、下2层布置，以降低燃烧器区域热负荷。各角燃烧器有13层喷口，其中5层为煤粉喷口，8层为二次风喷口，并且二次风喷口中有3层布置有油枪，油枪近旁配有高能点火装置。后将下层一次风喷口改造为微油煤粉直接点火燃烧器，内配简单机械雾化油枪，油枪为固定结构，出力为80～120kg/h；点火枪采用高能点火枪，并用推进器控制其前后位置。

2 改造方案

根据该公司6号炉的具体情况及公司的实际需求，施工方采用低氮燃烧与SCR(选择性催化还原)脱硝技术相结合的改造方案。首先，重新分配由锅炉二次风喷口进入炉内的二次风，即利用炉内布置的风道和风机将占锅炉总风量30%的二次风从空预器出口的二次风风道内抽出，使其经由分2层布置于2侧墙的8个ROFA(旋转对冲燃烬风)喷口喷入炉内，产生强烈的旋转对冲，使底部主燃烧区域由于缺氧燃烧而产生的气相燃烧物质得到有效燃烬。由于主燃烧区域被抽吸走了占锅炉总风量30%的燃烧空气量，形成了过量空气系数约为0.8的较强还原性气氛区域，抑制了燃烧初期热力氮和燃料氮的生成，并将NOx还原成无害的N2，从而使锅炉实现了低氮燃烧。其次，将SCR反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间(高含尘区)，省煤器出口的烟气垂直进入SCR反应器，经过各层催化剂模块将NOx还原为无害的N2和H2O。这是采用了在锅炉省煤器与空预器之间引接烟道，在送风机支架上方布置SCR脱硝装置的方案。

2.1 低氮燃烧改造

低氮燃烧改造是指在煤燃烧时，通过调整燃烧环境(风、煤配比)减少煤在燃烧过程中NOx的生成量。可通过在锅炉燃烧器上方左右侧墙增加燃烬风设备进行改造，以降低主燃烧器区域的空气量，控制燃烧器区域过量空气系数小于1。进行低氮燃烧改造不仅降低了燃料型NOx的生成量，还因为燃烬风的增加降低了炉膛内燃烧的最高温度，使得热力型NOx的生成量也有所降低。

2.1.1 燃烧器区及ROFA风布置

(1)如图1所示，原燃烧器在标高20100～30200mm的区域内，分上、下2层布置，四角对称布置有一次风喷口5个，燃油风喷口3个，其余均为二次风喷口，其中FF为燃烬风反相切圆布置。改造后，取消EF层辅助风及FF燃烬风反相布置，并将以前的辅助风挡板调节更换为文丘里阀控制，以使响应速度更快、调节精度更高，从而实现风量和开度线性的精准调节。

图1 改造前后燃烧器的布置

(2)在燃烧区上5～6m处，炉膛左右侧墙分2层对称布置2组ROFA风，且相互独立。每侧又分为高速风和低速风，高速风由ROFA风机加压之后通过风道由喷口喷入到炉膛中；低速风由空预器的出口热二次风道直接引入锅炉炉膛的适当位置。在喷口中的风压则根据CFD式计算出的混合程度决定值来进行调节。

(3)6号炉低氮燃烧增压风系统采用2台由四川鼓风机厂生产的W6-39-NO18.5D型离心通风机。ROFA系统主要用来输送燃烧所需的燃烬空气，其风量约占燃烬风量的40%。该风经ROFA风机增压后喷入锅炉炉膛上部的2侧墙的ROFA喷口，以满足煤粉的燃烬需要。ROFA风机布置于锅炉2侧二次风总风管的上部钢架上，低负荷时停运风机或将进口挡板关至小开度。风机风量由入口电动挡板调节，每台风机出口分2个风道，分别对应上层的2个ROFA集成喷射箱。风机出口至集成喷射箱之间装有气动调节挡板，可以用来控制喷射箱出口的流速及燃烬风量。

2.1.2 二次风箱、风道及二次风喷口改造

(1)二次风在进入2侧风箱前的风道上取出2个低速风口和1个经过ROFA风机的高速风口。从二次风中抽出约占总风量30%的风，其中约3/5直接喷入上部炉膛，另外约2/5经ROFA风机升压后送入炉膛，实现分级燃烧，以控制NOx的产生；对炉膛的温度场、空气动力场进行调整，使其更均匀，以抑制热力型NOx的生成；通过对冲风的旋转混合，延长可燃物在炉膛内部的反应时间，有利于燃料的燃烬，降低过剩空气系数，提高锅炉效率。

(2)如表1所示，对锅炉各二次风喷嘴面积及二次风的喷射角度进行改造，以提高出口风速和风箱的压力控制。优化炉膛内过量空气的分布，保证水冷壁表面的烟气氧量不小于0.5%，不仅可以防止水冷壁结渣、高温烟气腐蚀，优化锅炉运行及燃烧调节手段，而且能形成更深程度的炉内分级。

2.1.3 摆动执行机构的改造

(1)低氮燃烧改造后，将锅炉每角原有燃烧器的13层喷口改为12层，其中一次风喷口为5层(不变)，二次风喷口改为7层(减少1层顶部二次风EF)。因下层一次风已改为微油点火，不能参与摆动调节，因此改造后的锅炉有10层一、二次风喷口参与摆动调整。

(2)摆动执行机构每个角分为上下各1组。调节过程同时控制4个角，调节范围上下限为10%～70%，水平位置为 40%。

(3)对现有的部分平台扶梯进行拆除，并增设部分检修维护平台，对锅炉钢架进行局部加固。加装ROFA系统将左右侧墙上部分吹灰器进行拆除。

2.2 SCR脱硝系统改造

采用SCR技术，即在反应器入口烟道中喷入氨蒸汽，氨蒸汽与烟气充分混合后进入装有催化剂的反应器，在催化剂的作用下发生还原反应，脱出氮氧化物。烟气中的氮氧化物通常由95%的NO和5%的NO2组成，自氨储存区的氨气与稀释风机来的空气通过氨/空气混合器充分混合，混合气体进入氨注入格栅及氨/烟气混合器与锅炉尾部烟气充分混合，混合烟气经过整流后，进入SCR反应器，在SCR反应器内反应生成N2和H2O。

表1 改造前、后二次风门的开度

(1)该工程采用SCR脱硝工艺，一炉2个反应器，液氨卸料、储存、蒸发等均为公用系统。锅炉省煤器出口烟气经SCR系统处理后，进入锅炉空预器、电除尘器和引风机，最后进入脱硫系统。

(2)脱硝系统的反应器布置在省煤器与空预器之间，且安装在金属构架平台上，截面成矩形，由起到加强作用的钢板托起。反应器的载荷均匀分布，且利用其弹性和滑动轴承垫向下传递到它的支撑结构上。SCR反应器被固定在中心并可向外膨胀，产生最小的水平膨胀位移。反应器外壁一侧在催化剂层处设有检修门，用于将催化剂模块装入催化剂层。每个催化剂层都设有人孔，在停运时允许检修人员进入检查催化剂模块。因锅炉燃烧产生的飞灰会流经反应器，为防止反应器积灰，每层反应器入口均布置有吹灰器，可以通过吹灰器的定期吹扫来清除催化剂上的积灰。

(3)氨注射栅格(AIG)是安装于通向SCR系统的烟道内部带有注射喷嘴的栅格，栅格喷入的氨流量与NOx浓度匹配。

3 低氮、脱硝改造后对锅炉安全运行的影响

3.1 对锅炉钢架的影响

锅炉钢架在原设计时未考虑加装脱硝系统的可行性，锅炉钢架未考虑脱硝装置的荷载，因此在脱硝系统确定后，应根据脱硝装置荷载分布图对锅炉钢架及基础重新核算。

3.2 对空预器的影响

(1)烟气中SO2向SO3转化率的增加，使得烟气中SO3的量有所增加，导致烟气酸露点温度增加，进而加剧了空预器的酸腐蚀和堵灰。

(2)SCR脱硝系统中的逸出氨(NH3)与烟气中的SO3和水蒸汽生成硫酸氢铵(ABS)凝结物。ABS凝结物呈中度酸性且具有很大的粘性，易粘附在空预器的换热元件表面上，再次加剧了换热元件的腐蚀和堵灰。并且ABS凝结物在空预器的中低温段会造成严重的堵塞，影响空预器的阻力。因此，对空预器的清洗能力提出了新的要求。

(3)与增加脱硝系统前相比，由于在锅炉的烟道系统中增加了SCR装置，烟道系统阻力增加，使得空预器中的空气与烟气的压差增加，进而使得空气预热器的漏风增加。

3.3 对引风机的影响

增加脱硝装置后，烟道阻力增加约1000Pa，同时考虑低氮燃烧器改造、除尘器改造也会增加烟道阻力，因此需对引风机进行增容改造。

3.4 对锅炉飞灰的影响

脱硝过程是一个化学反应过程，即在催化剂的作用下，NOx与NH3发生反应生产N2和H2O。N2本身对灰分没有影响，而H2O会略微增加烟气的含水率，但影响不大。NH3的逃逸可能会对灰分产生影响，逃逸的NH3一般会吸附在灰粒上，使灰呈弱碱性，对铜、锌有腐蚀性，因此长期与灰分接触的部件应避免采用铜、锌材料。脱硝系统对脱硫、烟囱基本没有影响。

4 低氮、脱硝改造后所采取的安全措施

4.1 对空预器及吹灰器的改造

SCR脱硝系统投运后，为了解决冷端换热元件ABS的堵灰问题，改善热端和中温段换热元件的堵灰问题，将原有冷端吹灰器更换为高压水加蒸汽联合的双介质吹灰器。改造后的热端增设蒸汽吹灰器，不仅可以及时清理热端换热元件出现的氧化皮和积灰，改善热端堵灰的状况，还可以及时清理可能积聚的可燃物，防止空预器着火。同时对空预器转子隔仓进行改造，将原空预器3层布置的换热元件改造为2层布置。

另外，公司运行倒班方式为五班四倒，将空预器吹灰器由原来的1层吹灰改造为上、下2层，以便每班在炉膛、烟道吹灰前后对空预器进行吹灰。

4.2 对电除尘器及引风机的改造

4.2.1 对电除尘器的改造

该公司6号机组原除尘器采用兰州电力修造厂生产的双室三电场静电除尘器，型号为RWD/KHF/-JY252-2×3b，每炉配置2台。由于环保及锅炉脱硝改造的要求，原有除尘器不能满足新的标准要求，因此需对电除尘器进行改造。

(1)改造后的电除尘器出口烟尘排放浓度不得超过50mg/Nm3，通过脱硫系统应能达到烟囱出口限值30mg/Nm3；除尘器保证效率应不小于99.91%，在锅炉满负荷运行时，应达到设计要求。

(2)原除尘器进口烟道不变，在原三电场后部增加1个移动电极电场。将原电场高度加高2.24m，以满足烟气流速要求，并相应地增加总集尘的面积。在原电除尘器后部加装1个柱距为5.7m的电场(单电场长度为4m)，将原电场总长度由12m改造成16m。增加第四电场后，除尘器出口喇叭口相应向引风机室方向移动5.7m，引风机入口中心线位置不变。同时，需对除尘器出口烟道及烟道支架进行相应的改造。

(3)电除尘器改造工程中新增第四电场采用移动电极技术，改造后最终形成3+1(3个常规电场+1个移动电极电场)的除尘方式。

(4)对原有一、二、三电场设备进行加高，对除尘器气流分布重新标定、调整。

(5)所有电场均采用高频电源。

4.2.2 对引风机的改造

增加脱硝装置后，烟道阻力约增加1000Pa，同时考虑低氮燃烧器改造、除尘器改造也会增加烟道阻力，因此，应对引风机进行增容改造。改造后的引风机设备规范如表2所示。

4.3 锅炉燃烧运行调节的优化改进

通过以上改造后，6号炉的运行工况发生了很大变化，在实际运行调节中增加了一些操作量，给整个机组的安全经济运行带来了较多不稳定因素。因此，需要对锅炉燃烧的运行调节进行优化改进。

4.3.1 对燃料量、一次风量的调节

机组升降负荷的过程就是增减燃料量的过程，通过增减各台磨煤机的给煤量来升降负荷。严格执行粉风配比(1:1.9)进行调整，低负荷运行时，应尽量控制磨煤机通风量低限(40～45t/h)运行，停运的磨煤机一次风挡板关闭严密，可降低进入炉内的一次风量，减少NOx的生成。高负荷运行期间应确保磨煤机的通风量，防止磨煤机堵煤、满煤，监视一次风压稳定在9000Pa以上。通过此次改造，空预器换热元件的减少、空预器漏风系数的增加，以及烟道内阻力的增大均提高了引风机的出力，导致在高负荷区间一次风机变频运行达到最大，一次风母管压力却最低，运行中应加强监视。

4.3.2 对送风量、燃烧器的调节

锅炉负荷变化时，送入炉内的风量必须与送入炉内的燃料量相适应。送入炉内的空气量(风量)可以用炉内的过量空气系数α(实际用炉膛出口过量空气系数计)来表示。过量空气系数α与烟气中O2含量的近似关系为：α=21/(21-O2量)。锅炉控制盘上装有O2量表，运行人员可直接根据这种表记的指示值来控制炉内空气量，使其尽可能保持炉内的α值最佳，以获得较高的锅炉效率。

炉膛出口最佳α值与燃烧设备的型式结构、燃料种类和性质、锅炉负荷的大小、配风工况等有关。锅炉负荷越高，所需的α值越小。但一般在75%～100%的额定蒸发量范围内，最佳α值无显著变化。低负荷时，α值则相对要大些，并且低挥发分的燃料需较大的α值。对于一般的煤粉锅炉，炉膛出口处的最佳α值约为1.15～1.25；对于燃油炉，炉膛出口处的最佳α值约为1.05～1.10；对于运行锅炉，炉膛出口的最佳α值应通过在不同负荷工况下测定的锅炉热效率来确定，因此需根据热试组测定的配风卡认真执行。

从锅炉运行的经济性方面来看，在一定的变化范围内，炉内α值的增大，可以改善燃料与空气的扰动混合，有利于完全燃烧，使化学不完全燃烧热损失和机械不完全燃烧热损失减少。从锅炉运行的可靠性方面来看，若炉内α值过小，则会使燃料不能完全燃烧，造成烟气中含有较多的CO等可燃气体。由于灰分在具有还原性气体(CO)的介质中，其灰熔点将要降低，因此易引起水冷壁结渣以及由此带来的其他不良后果。

由于飞灰对受热面的磨损量与烟气流速的3次方成正比，对于煤粉炉炉内α值的增大，将导致受热面管子和引风机叶片的磨损加剧。此外，α值过大，易使烟气中的SO2生成SO3，提高烟气露点的温度，从而加剧空预器的低温腐蚀。这在燃用高硫燃料时影响尤其严重，运行中更应注意和重视。

表2 改造后的引风机设备规范

风量的调节是锅炉运行中一个重要的调节项目，它是维持燃烧稳定、完全的重要因素。正常稳定的燃烧说明风煤配合恰当。此时炉膛内应具有光亮的金黄色火焰，火焰中心应在炉膛的中部，火焰均匀地充满炉膛，但不触及四周水冷壁，火色稳定，火焰中没有明显的星点(有星点可能是存在煤粉分离现象或炉膛温度过低、煤粉太粗)，从烟囱排出的烟色应呈浅灰色(如电气除尘器效率高、烟色更浅)。如果火焰炽白刺眼，则表示风量偏大；如果火焰暗红不稳，则表示风量偏小或由于送风量过大、漏风严重而导致的炉膛温度降低。此外还可能是其他原因，例如，煤粉太粗或不均匀，煤的灰分高致使火焰闪动等。因此，在锅炉运行中检查炉膛火焰情况尤其重要，要综合多方面因素对其进行调节，保证锅炉安全稳定运行。

6号炉送风系统增加了ROFA低氮燃烧装置，调节过程中要在监视氧含量的同时注意A/B侧风量的大小以及炉内总风量的百分数，改造后A/B侧风量显示补偿了额定风量的12%(约120t)。低负荷运行时送风量低，因为ROFA系统将送风量的30%抽出送入燃烧器区域上部，致使燃烧器区域送入风量变小，调整过程中在注意氧含量大小的同时，应加强监视各层燃烧器火检。尤其在煤质差、燃烧器隔层运行时，调节ROFA系统尽量关小高、低速风挡板，以保证SCR脱硝入口NOx小于 400mg/Nm3。

在保证主再热汽温(520～540℃)的情况下，尽量将上下摆动的燃烧器保持水平位，以在维持炉内燃烧稳定的同时降低飞灰可燃物，提高锅炉效率。尤其在机组降负荷过程中，应及时调节摆动燃烧器，控制主再热汽温，以使AGC减负荷过程中减燃料量的速度大于减风量的速度。此外，还可手动干预增减送风量速度，同时通过摆动上下燃烧器，达到既保证汽温又保持NOx排放正常的目的。

4.3.3 对炉膛负压、引风量的调节

炉膛负压是反映炉内燃烧工况是否正常的重要运行参数之一。炉膛负压表测点在炉膛上部靠近炉膛出口处。锅炉正常运行时，要求炉膛负压保持在-30～-50Pa；在进行除灰、清理焦渣或观察火焰时，为保证人身安全，炉膛负压应维持相对较高，一般为-50～-100Pa。

如果炉膛负压过大，将会增大炉膛和烟道的漏风，尤其当锅炉在低负荷、燃烧不稳定的情况下运行时，很可能会从炉膛底部漏入大量冷空气而造成锅炉灭火。反之，如果炉膛风压偏正，炉内的高温火焰及烟灰就会外冒，不但影响环境卫生，烧坏设备，还会威胁人身安全。

在增加了低氮燃烧、SCR脱硝装置后，整个烟道的风量、阻力相应增大，炉膛负压调节的延迟性也相应增大，对引风机出力也做了相应的增容改造，使风烟系统漏风增加，这对炉膛负压调节的要求将更加严格。

运行中即使保持送、引风机调节挡板开度不变，但由于燃烧工况有变动，故炉膛负压也在脉动变化，反映在炉膛负压表的指示在控制值左右轻微摆动。当燃烧不稳定时，炉膛负压产生强烈的波动，炉膛负压表的指示也相应作大幅度的摆动。因此，必须加强监视和检查炉内的火焰状况，分析原因，并及时进行适当的调节和处理。

在烟气流经烟道及受热面时，将会受到各种阻力，这些阻力是由引风机的压头来克服的。同时，由于受热面和烟道处于引风机的进口侧，因此沿着烟气流程，烟道内负压逐渐增大。

锅炉负荷改变，则相应的燃料量、风量以及通过各受热面的烟气流速也会发生改变，以致烟道各处的负压也相应改变。在正常工况下，烟道各处的负压变化都有一定的范围，在运行中如果出现烟道某处负压或某一受热面进、出口差压有不正常变化，则往往是因为受热面发生了严重的积灰、结渣、局部堵塞、泄漏等异常情况或故障。此时应综合分析各参数的变化情况，找出原因，及时进行处理。

在高负荷运行期间，一定要监视两侧引风机的动叶开度及电流是否一致，防止引风机失速喘振，保持合适的炉膛负压。在低负荷期间应确保引风机与脱硫增压风机相配合调节，防止因引风机动叶开度小造成增压风机入口负压大、烟气流量小，发生增压风机喘振跳闸炉MFT动作。并且要防止由于环保要求，增压风机旁路挡板封堵，增压风机跳闸接入炉MFT跳闸条件。

总之，锅炉燃烧调节是受多方面因素影响的复杂操作，在实际调节中各级专业操作人员之间应做好配合，以便更好地保证锅炉的安全稳定运行。

1 姜锡伦．锅炉设备及运行[M]．北京：中国电力出版社，2006．

2 GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准[S]．

2013-09-23；

2013-12-13。

马永杰(1975-)，男，技师，主要从事火力发电厂集控运行工作，参加过新建机组机组调试、电厂节能、安全运行等工作，email：13893061829@163.com。

滕守祥(1979-)，男，助理工程师，主要从事火力发电厂集控运行工作。