电厂燃煤锅炉降低NOx排放运行调整探析

文 _ 侯剑雄 刘洋 广东珠海金湾发电有限公司

电厂燃煤锅炉降低NOx排放运行调整探析

文 _ 侯剑雄 刘洋 广东珠海金湾发电有限公司

根据国家环保标准《火电厂大气污染物排放标准 》限值要求以及《广东省排污许可证管理办法》规定：自2014年7月1日起，锅炉排放的NOx浓度超过500mg/Nm3（小时平均值）或半年内两次以上超标排放超过300mg/Nm3（小时平均值）；月平均浓度超过100mg/Nm3，将吊销排污许可证。

广东珠海金湾发电公司3号机和4号机是600MW超临界燃煤机组，锅炉为螺旋管圈直流炉，单炉膛、四角切圆燃烧，采用低NOx同轴燃烧系统（LNCFS-III型）。配6层制粉系统及7层燃尽风(5层SOFA(分离燃尽风)+2层CCOFA(紧凑燃尽风))。脱硝装置为高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，催化剂层数按2＋1模式布置，初装2层预留1层，结构为平板式。

1 锅炉NOx排放现状

脱硝系统投入运行时，SCR最低连续喷氨温度为314℃，当机组负荷低于450MW时，SCR被迫停止喷氨。而目前机组调峰频繁，负荷经常低至300MW，有时低至250MW。导致平均脱硝率低，仅不到40%，月平均排放浓度超标。此外，SCR入口NOx经常超过300mg/Nm3甚至500mg/Nm3，当脱硝不投入喷氨时，锅炉NOx排放小时平均值超标（表1）。因此，如何降低NOx最高排放浓度及提高脱硝系统投入率成为紧迫任务。

表1 锅炉NOx排放现状

2 降低SCR连续喷氨温度运行

从国内多个电厂经验看，盲目降低SCR喷氨温度至ABS(硫酸氢氨析出温度)以下(即290℃以下)会迅速造成空预器严重堵塞，且影响催化剂寿命。根据厂家提供的信息，SCR正常最好在MOT(最低连续运行温度)之上运行，最低喷氨温度不能低于MIT(最低可喷氨温度)。MIT方式运行时，需要定期提高负荷以恢复催化剂活性，否则催化剂活性仍会下降。同时，禁止在ABS温度以下运行，否则会导致催化剂活性无法恢复并导致空预器严重堵塞。ABS是硫酸氢氨的特性，与催化剂无关，因此无论什么催化剂，失活的温度是相同的。

表2 最低连续喷氨温度定值

结合以上两点，本公司SCR降温运行以厂家提供的MIT为基础，对SCR喷氨温度控制曲线进行修改，表2所示为修改后的定值。该值是一个变值，SCR连续喷氨运行温度根据烟气中SO2与NOx的浓度不同在293～312℃之间变化。同时为确保催化剂活性及空预器运行安全，对脱硝喷氨量进行控制，如表3所示。

表3 最大喷氨量限制定值

通过控制燃煤硫分，可以减少硫酸氢铵生成，从而提高可喷氨温度。降低喷氨温度运行后，SCR投入负荷由450MW降低至380MW，提高了脱硝投入率。运行接近一年，SCR催化剂及空预器没有发生堵塞迹象，SCR在MIT之上运行是可行的。

3 通过燃烧调整降低NOx

3.1 锅炉燃烧调整可行性

3.1.1 氧量调整

锅炉原掺烧煤种多为低熔点煤，存在结渣和再热器减温水大的问题，故主燃烧器区域氧量原设置较高。目前所燃煤种多数灰熔点高于设计及校核煤种。锅炉受热面较为干净，炉底无大渣排出，排烟温度较高，炉膛氧量有降低空间。

3.1.2 风门开度调整

锅炉水冷壁表面温度一般在50%以上负荷时均高于350℃，燃煤硫含量一般小于1.0%，且主燃烧区域的辅助偏转风和主燃烧器有一定夹角，形成风包粉的燃烧模式，水冷壁贴壁为富氧燃烧，燃烧区域为缺氧燃烧，这样既抑制NOx的生成又防止水冷壁高温腐蚀，故水冷壁发生高温腐蚀可能性小。为控制再热器减温水量，SOFA风上两层(IV、V)开度较小，而目前锅炉结渣少，不存在再热器超温，故SOFA风具有调整空间。

3.2 NOx生成及调整原理

煤粉在燃烧过程中生成的NOx有3种形成机理：热力型、瞬间型和燃料型，主要来自于燃料型NOx。

在炉膛的不同高度布置CCOFA和SOFA喷咀，将炉膛分成3个相对独立的部分实现空气分级：主燃烧区、NOx还原区和尽区。通过调整总OFA风量、CCOFA和SOFA分配以及总过量空气系数，从而调整每个区域的过量空气系数，达到降低NOx排放作用。同时寻找出氧量、SOFA风、煤种、煤层等与NOx的关系。

3.3 省煤器出口氧量和NOx排放关系

通过降低氧量来降低NOx浓度的效果（表4）。600MW时NOx降低效果不明显，说明该负荷下现行氧量可有效抑制NOx生成。随着负荷降低，NOx的降低空间越大，尤其是250MW，NOx排放浓度可达232mg/Nm3。说明低负荷下NOx排放浓度较高和氧量偏高有关，亦表明氧量对锅炉NOx排放浓度具有显著影响。修正低负荷氧量应同时考虑燃烧稳定安全余量及提高再热汽温。降低氧量运行后各负荷段烟气CO小于100mg/Nm3，一般小于30mg/Nm3，氧量足够。

表4 氧量设定值及NOx下降值

表5 SOFA风开度与NOx变化试验数据

表6 燃尽风控制函数修改前后对比

3.4 SOFA风开度和NOx排放关系

通过调整SOFA风门开度来降低NOx浓度的效果如表5中数据所示。增加CCOFA1、CCOFA2、SOFA1、SOFA2和SOFA3开度对降低NOx排放浓度不明显，而通过增大SOFA4和SOFA5开度则效果较好，且随着负荷的降低，其降低NOx排放效果越明显。这是由于原下三层SOFA风门度已较大，而SOFA4和SOFA5原开度较小且在最顶部的原因。SOFA4、5风量的增大，降低了主燃烧器区域燃烧份额，有利于高度方向的燃烧分级，故可明显降低NOx的生成。低负荷下通过同时降低氧量和增大上层SOFA风开度可更有效降低NOx排放浓度。

500MW时通过控制SOFA风门开度，其NOx排放浓度可比600MW更低，这是由于该负荷段下炉膛温度水平较600MW低，且该负荷段氧量与600MW比变化不大，燃烧较为充分。对于燃烧平朔煤:伊泰煤:石炭煤=1:3:1煤种，NOx可以降至200mg/Nm3以下。同时对于燃烧伊泰煤，若氧量降至4.6%，NOx排浓度亦可降至200mg/Nm3以内。300～600MW时SOFA1～3开度基本在50%～75%、CCOFA开度基本在10%～50%，调整后的SOFA4、5风门开度如表6所示。

3.5 炉膛风箱差压和NOx排放关系

炉膛与风箱压差的变化引起的NOx的变化幅度在5%以内，影响较小。在SOFA、CCOFA及周界风开度不变的情况下，炉膛与风箱压差变化，直接改变了辅助风风门开度，影响了主燃烧区域二次风风量和上部燃尽风区域的风量分配，但影响有限。降低氧量及开大SOFA风量运行后，低负荷时辅助风风门开度会低至5%，甚至全关。故降低该压差主要从稳燃角度考虑，如表7所示。

表7 炉膛风箱差压函数表

3.6 煤种和NOx排放关系

金湾公司来煤较杂，主要煤种有神混、伊泰、菲律宾、平朔、内蒙古、石炭、澳洲、俄罗斯、印尼煤等。总的来说，来煤热值偏低、水份偏高、挥发份偏高，但和设计及校核煤比偏差不大，从运行参数看，燃煤较为适宜，实际运行中经常掺烧两种或三种煤。

燃料型NOx的生成和控制规律十分复杂，影响NOx生成的因素很多。煤质因素主要包括煤的软化温度、挥发份、灰分、氮含量及水份等。实际情况下，煤种变化对NOx影响较大(表8)。

各煤种NOx排放浓度从高到低分别为：煤种1＞煤种2＞煤种6＞煤种5＞伊泰煤及其他只掺烧伊泰、平朔或石炭煤的混煤。

表8 混煤煤质特性

3.7 煤层与NOx排放关系

燃烧下层制粉系统时，NOx排放略低＜30mg/Nm3，这是因为燃烧分级更明显的缘故。以2014年6月4日，负荷600MW，由ABCDE切至ABCDF磨运行时，NOx下降3mg/Nm3；6月5日，负荷300MW，由CDEF切至BDEF磨运行时，NOx下降30mg/Nm3；由BDEF切至ABDF磨运行时，NOx下降18mg/Nm3；7月12日，负荷300MW，由BCDE切至ABDE磨时，NOx下降27mg/Nm3。实际运行中，煤层的选择首先从稳燃性考虑而非控制NOx排放。掺烧类似于菲律宾、印尼煤时，可放在C、D或E层，高熔点煤放在A或B层。高负荷时，保持一台高熔点煤，低负荷时把高熔点煤停运，尽量保持高水分低熔点煤的掺烧比例。这主要考虑到高负荷防结焦及低负荷提高再热器汽温。

3.8 燃烧调整效果

3.8.1 灰渣含碳量及效率

燃烧调整后锅炉炉渣含碳量在1.0%左右，飞灰含碳量在0.24%～0.3%(燃烧调整前分别为0.34%～5.9%、0.16%～0.31%)。说明锅炉仍保持充分燃烧，由于氧量调低，烟气流量及排烟温度有所降低，故锅炉效率提高，尤其低负荷下提升较为明显。利用反平衡法实测600MW时锅炉效率为94.04%(原设计93.87%)。

3.8.2 NOx降低量及其它影响

燃烧调整前后NOx排放对比如表9所示。

表9 燃烧调整前后NOx变化表 单位：mg/m3

通过燃烧调整降低省煤器入口NOx含量，可明显减少喷氨量，有效防止空预器堵塞。降低氧量的同时开大了SOFA风，因此再热汽温基本不受影响；由于氧量降低，锅炉排烟温度降低约10℃。

4 燃煤掺烧措施

由于燃煤对锅炉NOx排放具有明显影响，负荷在300～450MW时，如SCR入口NOx或SO2的浓度较高，也会超出允许连续喷氨的温度范围，使脱硝系统自动退出，为此必须减少高灰份、低水份煤种掺烧力度，防止NOx严重超标。实际中发现掺烧印尼煤或神华煤时，锅炉NOx排放较低。目前机组负荷率不高，为加大其掺烧力度，采取如下控制措施：

①正常情况下的配煤方案为：ABDF仓低熔点神华煤，CE仓印尼煤。在高负荷段，根据汽温、减温水量、结焦情况运行A～E磨或B～F磨；在低负荷段运行A～D磨，保证一定的神华煤比例，控制NOx浓度。

②当锅炉结焦加剧，再热器减温水增加时，掺烧一台高熔点的石炭煤或伊泰煤，直至结焦减少，配煤方案：ADF仓低熔点神华煤、B仓高熔点煤、CE仓印尼煤(或低熔点神华煤)。

③ 控制来煤平均硫份＜0.6%，以减少SO2，降低喷氨温度。

5 减少省煤器吹灰

为解决380MW以下排烟温度低脱硝系统不能喷氨的问题，采取减少省煤器吹灰的方法，控制措施如下：

①省煤器最底部第三层每天白班只吹一半。

②当空预器入口烟气温度达到365℃时，投运省煤器第一、二层的吹灰器运行，直至空预器入口烟气低于360℃。

底层保持较多吹灰是为了防止酸性腐蚀。采取以上控制措施后，各负荷段排烟温度提高约20℃，300MW时烟气温度到300℃以上，保证了脱硝系统可投入，省煤器差压没有上升迹象，数据如表10所示。减少省煤器吹灰可能会导致严重积灰，且锅炉效率下降约0.8%，省煤器出口水温降低约5℃。所以这只是权宜之计，要永久提高SCR入口温度最终还要依靠技术改造解决。

6 250MW调整手段

机组负荷有时调峰至250MW附近，此时SCR入口烟气温度基本都低于293℃，不具备脱硝系统投入条件。操作员通过继续降低氧量、开大SOFA4或SOFA5风门20%～30%、加大神华煤量掺烧力度等手段，可降低100mg/Nm3左右，使NOx排放浓度＜300mg/Nm3（小时平均值）。如采取上述措施后仍超标，则采用手动少量喷氨方式(目前此方式未使用过)。其它负荷段NOx排放高时，也采取手动调整方法，当燃用高熔点煤较多时，可进一步降低氧量：600MW不小于2.0%，500MW不小于2.5%，其它负荷段0.3%～0.5%。

7 结语

采取上述措施后的锅炉NOx排放及SCR投运情况如表10所示。

表10 锅炉NOx排放及SCR投运情况表

通过调整SCR最低喷氨温度运行曲线及减少省煤器吹灰两种方式相结合，使SCR连续喷氨负荷由450MW降至300MW，脱硝投入率达90%。通过燃烧调整、燃煤掺措施及低负荷时运行人员手动调整，实现在250～600MW最常调峰范围内，NOx排放＜300mg/Nm3(小时平均值)。综合采取上述措施后，月平均排放浓度＜100mg/Nm3。实现锅炉NOx排放满足国家最新环保要求。