电厂燃煤锅炉降低NOx排放运行调整

侯剑雄，刘 洋

(广东珠海金湾发电有限公司，广东 珠海 519050)

根据国家环保《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)限值要求及《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500 mg/Nm3(小时平均值)或半年内2次以上超标排放超过300 mg/Nm3(小时平均值);或月平均浓度超过100 mg/Nm3，将吊销排污许可证。

广东珠海金湾发电公司3、4号机是600 MW超临界燃煤机组，锅炉为上海锅炉厂 (ALSTOM技术)螺旋管圈直流炉，四角切圆，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风+2层CCOFA风)，设计占总风量比为SOFA风30%，CCOFA风10%。脱硝装置为龙净公司引进日立 (BHK)技术生产的高灰型选择性催化还原烟气脱硝 (SCR)工艺制造，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℃，受此限制，当机组负荷低于450 MW时，SCR被迫停止喷氨。目前机组调峰频繁，负荷经常低至300 MW，有时低至250 MW。导致平均脱硝率低，仅40%不到，月平均排放浓度超标。另一方面，SCR入口NOx经常超过300 mg/Nm3甚至500 mg/Nm3，当脱硝不投入喷氨时，锅炉NOx排放小时平均值超标，数据如表1所示。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，即290℃)以下会迅速造成空预器严重堵塞，且对催化剂寿命有严重影响;根据BHK公司提供的说明，SCR正常最好在MOT(最低连续运行温度)以上运行，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。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。

结合以上2点，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为修改后的定值。该值是一个变值，SCR连续喷氨温度根据烟气中SO2与NOx的浓度不同而在293～312℃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2 最低连续喷氨温度定值

负荷/MW/%大喷氨量/(kg·h－1)＞485 85＜110 385～485 80 ＜110 300～385 80＜50

通过控制燃煤硫分，可以减少硫酸氢铵生成，从而提高喷氨温度。降低喷氨温度运行后，SCR投入负荷由450 MW降至380 MW，提高了脱硝投入率。运行近1年，SCR催化剂及空预器没有发生堵塞迹象，SCR在MIT之上运行可行。

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量大的问题，故主燃烧器区域氧量设置较高。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，因此炉膛氧量有降低空间。

3.1.2 风门开度调整

对于大型燃煤机组运行时水冷壁发生高温腐蚀的判据一般为

a.燃煤中的Sar≥1%;

b.水冷壁附近O2≤2%;

c.腐蚀区域的水冷壁管壁温度T＞350℃。

水冷壁表面温度在50%以上负荷时一般均高于350℃，燃煤硫含量一般＜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。目前SOFA风上2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。热力型NOx由空气中分子在高温条件下形成;瞬间型NOx是产自碳氢基与分子氮快速反应形成化合物，然后转变为NOx;燃料型NOx是煤中有机结合氮被氧化后生成。煤燃烧过程中NOx主要来自于燃料型NOx。燃料型NOx中，从煤中析出的活性最强的挥发分氮 (通常正比于挥发分含量)对燃料型NOx生成的影响最大，而被滞留在固相 (煤焦)中的氮对NOx生成的影响最小，因此，只要减少挥发分氮转化成NOx就可减少NOx排放。主要方法是建立早期着火和使用燃料/空气分段燃烧技术。

在炉膛的不同高度布置CCOFA和SOFA喷嘴，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还原区和燃尽区。通过调整总过量空气系数、总OFA风量、CCOFA和SOFA分配比例，从而调整每个区域的氧量，达到降低NOx排放目的。

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浓度的效果如表4中数据所示。600 MW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250 MW，NOx浓度最低量达232 mg/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。降低氧量运行各负荷段烟气 CO＜100 mg/Nm3，一般 ＜30 mg/Nm3，氧量足够［1］。

表4 氧量设定值及NOx下降值

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。这是由于原下3层SOFA风门开度已较大，而SOFA4和SOFA5原开度较小且在最顶部。SOFA4、5风量的增大，降低了主燃烧器区域燃烧氧量，有利于高度方向的燃烧分级，故可明显降低NOx的生成。随着负荷的降低，其降低NOx排放效果越明显。

表5 SOFA风开度与NOx变化试验数据

500 MW时通过控制SOFA风门开度，其NOx排放浓度可比600 MW更低，这是由于该负荷段下炉膛温度水平较600 MW低，且该负荷段氧量与600 MW相比变化不大，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200 mg/Nm3以下。同时对于燃烧伊泰煤，若氧量降至4.6%，NOx排放浓度亦可降至200 mg/Nm3以内。300～600 MW 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［2］。

表6 燃尽风控制函数修改前后对比表 %

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。

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

来煤较杂，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。来煤热值偏低、水分偏高、挥发分偏高，但和设计及校核煤比偏差不大，总体较为适宜，实际运行中经常掺烧2种或3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、挥发分、灰分、氮含量及水分等，煤种变化对 NOx影响较大［3］。

常用掺烧燃煤如表8所示。其中，煤种1具有水分低、灰分高、挥发分相对较高、氮含量较高、收到基氧/收到基氮比值最低的特点。其各负荷下NOx排放浓度均最高。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［4］。

3.6.1 氮、灰分影响

NOx排放浓度和煤中氮元素质量百分比成正相关关系。煤的灰分能造成局部氧量相对较高，并抑制表面的还原反应，抑制燃尽风对降低NOx排放效果，故与灰分有一定关联性，煤中灰的质量百分比越高其NOx排放浓度也越高。而灰分与软化温度具有一定相关性，灰分越高，软化温度越高。故亦可认为煤软化温度越高其NOx排放浓度越高［5］。

3.6.2 固定碳与挥发分比值影响

收到基碳/干燥无灰基挥发分之比值 (Car/Vdaf)(掺烧菲律宾煤除外)增大，NOx排放浓度呈降低趋势。

3.6.3 水分影响

对于低水分的煤质其NOx排放量趋向升高。水分反映了燃烧的局部温度水平，水分较低则热力型NOx生成比例偏大。

3.6.4 煤的挥发分影响

混合后煤种挥发分含量差别不大，故没有找到NOx排放和挥发分关系。但从国内外试验及实炉测试报告看，挥发分含量是影响NOx生成和排放的主要因素之一，挥发分高的煤质其NOx排放浓度趋于降低。这是因为挥发分的释放和燃烧相当程度上决定了煤粉火焰特别是燃烧初期高温区的温度及其分布，挥发分的释放和快速燃烧可迅速、大量消耗O2，导致燃烧初期火焰区贫氧甚至出现还原气氛，从而抑制挥发分氮向NOx的转化和NOx的生成。

总之，煤的成分对NOx排放的影响较为复杂，很难确切掌握某一成分影响的权重，煤质因素是影响NOx排放的重要因素。对于高灰分、低水分、高氮含量的煤其NOx排放浓度相对要高，反之一般较低。

3.7 煤层与NOx排放关系

燃烧下层粉仓制粉时，NOx排放略低 (＜30 mg/Nm3)，这是因为燃烧分级更明显。以2014年6月4日，负荷600 MW，由ABCDE切至ABCDF磨运行时，NOx下降3 mg/Nm3;6月5日，负荷300 MW，由CDEF切至BDEF磨运行时，NOx下降30 mg/Nm3;由BDEF切至ABDF磨运行时，NOx下降18 mg/Nm3;7月12日，负荷300 MW，由BCDE切至ABDE磨时，NOx下降27 mg/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。

3.8 燃烧调整效果

3.8.1 灰渣含碳量及效率

锅炉炉渣含碳量约1.0%，飞灰含碳量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，尤其在低负荷下提升效果较为明显。实测600 MW时锅炉效率为94.04%(原设计93.87%)［6］。

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8 混煤煤质特性

表9 燃烧调整前后NOx变化

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。

4 燃煤掺烧措施

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1台高熔点煤，低负荷时可把高熔点煤停运，可达到降低NOx排放目的，同时考虑到高负荷防结焦及低负荷提高再热器汽温。

由于燃煤对锅炉NOx排放具有明显影响，如掺烧不当，在300～450 MW时，会导致SCR入口NOx或SO2浓度过高，使脱硝系统退出运行。为此必须减少高灰分、低水分煤种的掺烧。实际中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。

a.正常情况下的配煤方案: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。

b.当锅炉结焦加剧，再热器减温水增加时，掺烧1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)。

c.控制来煤平均硫分＜0.6%，以减小SO2浓度，降低喷氨温度。

5 减少省煤器吹灰

积结在省煤器上的灰大多是干松散灰，较容易清理。省煤器采用光管蛇形管，顺列排列，横向节距112 mm，纵向节距101.6 mm.顺列布置相对错列布置磨损较小、烟气阻力较小，积灰后清灰方便。省煤器吹灰器共有3层，每层8只。为解决380 MW以下排烟温度低不能喷氨的问题，采取减少省煤器吹灰的方法，控制措施如下。

a.省煤器最底部第三层每天白班只吹一半;第一、二层每月吹灰1次。

b.当空预器入口烟气温度达到365℃时或300 MW及以下烟气温度达到315℃时，投运省煤器第一、二层吹灰器。

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℃，300 MW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。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℃。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［7］。

6 250 MW调整手段

250 MW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。通过继续降低氧量、开大SOFA4或SOFA5风门+20%～+30%开度、加大神华煤量掺烧力度等手段，NOx可再降低，最终使NOx排放浓度＜300 mg/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排放浓度高时，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:600 MW负荷≮2.0%，500 MW负荷≮2.5%，其它负荷段0.3% ～0.5%。

7 最终锅炉NOx排放结果

采取上述措施后的锅炉NOx排放及SCR投运情况如表10所示，300～600 MW负荷段SCR喷氨可投入，NOx排放＜300 mg/Nm3，月平均排放65 mg/Nm3。

表10 锅炉NOx排放及SCR投运情况

8 结束语

通过调整SCR最低喷氨温度运行曲线及减少省煤器吹灰2种方式相结合，使SCR连续喷氨负荷由450 MW降至300 MW，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250～600 MW调峰范围内，NOx排放＜300 mg/Nm3(小时平均值)。综合采取上述措施后，月平均排放浓度＜100 mg/Nm3，综合脱硝率73%。锅炉NOx排放满足国家最新环保要求。

目前国内部分机组存在低负荷时烟气温度较低，脱硝系统无法投运的情况，且低负荷时脱硝运行温度压低限运行，存在催化剂失活、空气预热器堵塞的风险。上述措施可为同类型电厂提供技术借鉴。

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