330 MW循环流化床锅炉低氮燃烧改造

王文军，吴海粟

(山西漳电同达热电有限公司，山西 大同 037001)

0 引言

某厂机组投运以来，锅炉总体上运行平稳，但也存在高负荷运时锅炉局部床温较高、床温偏差较大，燃烧时NOx排放较高，脱硝剂氨水耗量偏大等问题，在通过加强燃煤粒度控制与优化燃烧调整[1,2]等措施后，上述问题仍未得到很好的解决。因此，如何降低燃烧时NOx原始排放，在保证环保排放的基础上减少脱硝剂氨水耗量，已成为该厂面临的重要课题。

1 设备概况

某厂建设有2台330 MW循环流化床锅炉发电机组，锅炉为DG1165/17.5-II 1型亚临界参数国产化循环流化床汽包炉、自然循环、单炉膛、一次中间再热、汽冷式旋风分离器、平衡通风、露天布置、燃煤、固态排渣、受热面采用全悬吊方式，刚架为双排柱钢结构。机组环保工艺中脱硝采用选择性非催化还原SNCR (selective noncatalytic reduction） 脱硝技术，在锅炉分离器入口烟道喷入氨水，利用氨水与炉内生成的氮氧化物反应从而实现脱硝[3]。

某厂投产以来，锅炉整体运行平稳，氮氧化物排放满足《火电厂大气污染物排放标准》GB13223—2011要求 (NOx排放≤100 mg/Nm3)[4]。2016年山西省开始推行火电机组超低排放改造，公司积极响应政府文件精神[5]，进行了超低排放改造，并开始超低排放试运行 (NOx排放≤50 mg/Nm3)。

2 氨水耗量偏大原因分析[5]

从NOx生成机理上分析，造成氨水耗量大的根本原因在于NOx原始排放量偏高，再加上超低排放运行，使氨水用量增加，其次SNCR脱硝存在最佳反应窗口温度，脱离窗口温度后SNCR脱硝效率下降，氨水耗量将增加。循环流化床CFB（circulating fluidized bed） 锅炉NOx原始排放主要受燃料中氮元素含量、锅炉运行床温及床温均匀性、密相区氧量等因素影响，而SNCR脱硝效率主要取决于分离器入口烟温。目前该厂煤种较稳定，燃料中氮元素含量不高，而锅炉布风板宽深比较大，整体运行床温偏高（尤其高负荷段），床温均匀性也较差，床温偏高运行人员不得不增加一次风量来控制床温，使得密相区局部氧量相对偏高，最终导致锅炉NOx原始排放偏高，同时分离器入口烟温的偏低导致SNCR脱硝偏离最佳反应温度，脱硝氨水耗量偏大。

2.1 高负荷时锅炉运行床温高、床温偏差大

锅炉最大连续蒸发量BMCR(boiler maximum continue rate)工况下设计床温910℃，实际锅炉在满负荷运行时平均床温约950℃，中间局部床温达990℃，两侧平均床温约900℃，高负荷运行时中部床温明显高于两侧床温，最大偏差达90℃。

造成该厂锅炉运行床温高的原因，一是炉膛差压偏低，300 MW负荷炉膛差压仅0.75 KPa，在燃煤粒径控制基本稳定时，炉膛差压直接反应锅炉分离器效率，分离器效率偏低说明锅炉返料量较少，而CFB锅炉床温的冷却主要依靠返料，返料量少，锅炉密相区热量被返料带走的份额减少，造成锅炉床温升高；二是基建期锅炉安装了防磨梁，减小了水冷壁内循环贴壁流和水冷壁吸热面积，对床温也有一定影响。

运行床温偏差大主要因为锅炉水冷风室进风方式为两侧进风，这种进风型式的水冷风室静压分布特点是风室中部静压高于两侧，导致炉膛布风不均匀，布风板中部氧量更充足，燃烧更好，中部床温明显高于两侧床温，造成锅炉运行床温偏差。

因锅炉床温高，床温不均匀偏差大，满负荷局部床温甚至超过990℃，远远超过NOx反应最佳高效温度 (880～900℃),直接导致NOx排放增加。而高床温使得运行人员不得不增加一次风量来控制床温，进一步增加了密相区氧量，违背了锅炉分级配风燃烧降低NOx生成的原则，加剧了锅炉原始NOx的生成。机组NOx原始排放最高达到330 mg/Nm3。

2.2 分离器入口烟温偏离SNCR脱硝最佳反应温度

SNCR脱硝存在反应窗口温度 (850～950℃)，当锅炉炉膛差压偏低时，锅炉大部分燃烧聚集在密相区，锅炉上部燃烧份额降低，锅炉出口烟温偏低，分离器入口烟温偏低，SNCR脱硝不能具备最佳反应温度，脱硝效率下降，为达到排放标准，不得不简单地增加氨水喷入量，造成氨水耗量升高。

3 低氮燃烧改造方案

3.1 改造思路

针对目前的问题，根据上述分析，锅炉低氮燃烧改造方案主要思路如下。

a）增加炉内换热面积，降低床温，降低NOx生成。通过在锅炉中部增加水冷屏以增加换热面积，加强吸热，从而降低炉膛中间局部床温，降低主循环回路温度水平以减少NOx排放，此思路常规方案为在炉内增加新水冷屏受热面，达到降低床温的作用，但水冷壁换热量的增加会使得整体炉膛温度下降，原本炉膛上部温度就偏低，加水冷屏后上部温度会进一步降低，会引起炉膛上部炉内过热汽与再热汽吊屏吸热量减少，锅炉出口烟温降低，尾部受热面吸热受影响，可能会影响主汽温度和再热汽温度，该思路需谨慎实施。

此外，锅炉基建期增加的防磨梁减少了水冷壁换热面积，若将部分防磨梁拆除则可以增加一定炉内换热面积，从而达到降低床温的目的。

b）增加锅炉外循环量以降低床温，降低NOx生成。一是通过分离器提效，来增加外循环量。根据上节分析，目前分离器效率偏低，若能将分离器效率提高，则会增加锅炉外循环量，锅炉返料量的增加，会加强锅炉密相区冷却，降低运行床温，降低NOx原始生成，同时分离器效率的提高会增加锅炉炉膛差压，增加锅炉上部燃烧份额，提高分离器入口烟温，从而为SNCR脱硝提高更好的反应温度条件。二是通过加强配煤掺烧，降低燃煤发热量，增加循环灰量。通过增加中煤掺烧量，提高燃煤灰分含量，从而增加循环灰量，最终来降低床温。

c）布风板阻力优化，减少床温偏差。通过风帽阻力优化，增加风室中部风帽阻力，使得布风更加均匀，炉内物料流场和温度流场更均匀，以降低床温偏差。

3.2 改造方案

根据上述改造思路，经过计算并根据炉内磨损检查情况，考虑增加炉内换热面可能会影响锅炉汽温，遂放弃这一思路，最终确定改造方案。

a）加强配煤掺烧。掺烧前燃烧用原煤，灰份含量偏低，根据分析思路，加强中煤掺烧，提高燃煤灰份含量，降低热值，来增加锅炉循环量，降低床温。经过长时间摸索，目前掺烧比例原煤与中煤约1∶1，掺烧后煤质分析见表1。

d）根据炉内防磨防爆检查，拆除第4道，第6道和第7道防磨梁，增加炉内换热面积，降低床温。

表1 掺烧前后煤质分析

4 低氮燃烧改造效果分析

b）分离器入口烟道提速优化改造。通过增加分离器入口烟道浇注料厚度，将旋风分离器入口烟道宽度减少，提高烟气速度，以提高分离器效率，从而增加锅炉外循环灰量，加强返料对床温的冷却作用，降低床温。经与锅炉厂交流，以分离器入口烟气流速不超过30 m/s为改造原则，改造前分离器入口烟道喉口设计烟气流速最高约25.9 m/s，具体改造方案为通过加厚浇注料实现旋风分离器入口烟道喉口宽度减少210 mm，改造相应的固定支撑浇筑料用的金属锚固件需要加长，改造浇注料施工与原内衬材料相接处圆滑过渡，减小烟气阻力，经过计算改造后烟气流速最高约29.4 m/s，满足改造原则。

c）在中部风帽通风芯管处点焊圆钢以适当增加布风板中部阻力，以使风量布风更加均匀，从而缓解床温偏差较大的问题，使得床温更均匀，炉内物料流场更均匀，更有利于抑制NOx的生成。

根据改造后运行数据监测结果，结合历史运行数据，机组改造前、后超低排放运行单位氨水耗量对比见表2，氨水单耗平均下降约4.1 g/（kW·h）。

表2 改造前后月平均氨水单耗

改造前后床温变化如图1所示，不同负荷锅炉前墙床温与后墙床温均有不同程度的下降，其中锅炉原本后墙床温就高于前墙，改造后墙床温下降较前墙明显；同时锅炉最高床温下降幅度较大，300 MW最高床温下降了18℃，250 MW最高床温下降了20℃，165MW最高床温下降了21℃，改造后整体床温下降明显，改造达到预期降床温的效果。

改造前后床温偏差变化如图2所示，改造后锅炉床温偏差均得到降低，其中300 MW床温偏差下降了61℃，改造后均床温的效果明显，降低了锅炉局部床温，为降低NOx原始生成提供了良好条件。

图1 不同负荷改造前、后床温变化

图2 改造前、后床温偏差变化

改造前、后分离器入口烟温变化如图3所示，改造后分离器入口烟温得到提升，其中300 MW时平均烟温升高15℃，250 MW平均烟温升高17℃，165 MW时平均烟温升高37℃，分离器入口烟温有利于SNCR脱硝效率的提高。

如图4所示，改造后不同负荷氨水耗量均下降，其中300 MW负荷氨水耗量下降了1.35 m3/h，250 MW负荷氨水耗量下降了1.02 m3/h。得益于锅炉床温的下降，床温均匀性更好，分离器入口烟道烟温的提高及密相区氧量的降低，NOx原始排放和SNCR脱硝反应温度更佳，氨水耗量下降。

图3 不同负荷改造前、后分离器入口烟温变化

图4 不同负荷改造前后氨水单耗变化

4 结论

针对某厂超低排放运行氨水耗量偏高的问题，制定了加强配煤掺烧、分离器提效改造、布风板阻力优化改造等改造方案，改造后各负荷下床温、床温偏差、分离器入口烟温、氨水耗量几项主要指标均有明显改善，超低排放运行氨水单位耗量相比降低 4.1 g/（kW·h），按 2016年发电量 22.2亿 kW·h计，改造后每年可节省氨水量9 102 t，节省氨水费用约900余万元，改造经济效益明显。

此外，锅炉低氮燃烧改造的成功降低了锅炉运行风量，将减少了锅炉受热面的磨损，为锅炉长周期安全运行创造了更好的条件，低氮燃烧改造技术的成功应用为同类型CFB锅炉低氮改造提供了很好的借鉴，将更加有利于CFB锅炉的发展。