660 MW超临界锅炉燃用生物酶预处理煤的试验研究

刘忠轩， 宁新宇， 张清福， 商显耀

(中电华创电力技术研究有限公司， 江苏苏州 215123)

火力发电厂污染物排放是我国大气污染物的主要来源之一，截至2017年我国煤电装机量为10.2亿kW，占装机总量58%，全年发电量为42 000亿kW·h，占比更是高达67%。火力发电在未来较长时间内仍将占据我国电力生产的主体位置，减少火电厂污染物排放是节能减排的关键[1]。 NOx和SO2是火电厂排污中的主要酸性气体[2]，近年来随着我国大气环境条件不断恶化，GB 13223—2011 《火电厂大气污染物排放标准》中关于SO2和NOx的排放指标要求远远超过欧美国家[3]。选择性催化还原(SCR)脱硝技术和石灰石-石膏湿法脱硫技术是大型燃煤机组控制NOx和SO2排放的主要技术[4-6]，而通过生物酶对煤炭进行预处理，从源头上降低电厂烟气中NOx和SO2的含量，以降低电厂SCR脱硝反应器和脱硫岛的运行费用的研究工作较少，尚无关于电厂大规模燃用生物酶预处理煤的报道。

目前针对煤炭的微生物处理研究方向主要是微生物溶煤[7-8]和微生物脱硫[9-10]。煤炭的微生物脱硫研究及应用主要在脱除无机硫方面，脱除有机硫难度较大，尚未进入工业化应用阶段[11]。笔者通过在某660 MW超临界锅炉上燃用生物酶预处理煤，研究了生物酶洁净煤技术在大规模工业化使用时对锅炉效率、NOx及SO2生成量的影响。

1 试验概况

1.1 试验设备

该锅炉为HG-1950/25.4-YM1型一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、П形布置，锅炉岛为露天布置。锅炉燃用神府东胜煤、大同煤及混煤。32个低NOx轴向旋流燃烧器(LNASB)采用前后墙布置、对冲燃烧。锅炉主要设计参数见表1(BMCR为锅炉最大连续出力；TRL为锅炉额定出力)，锅炉设计煤和校核煤的煤质指标见表2。

表1 锅炉主要设计参数

表2 锅炉设计与校核煤种的主要指标

1.2 生物酶洁净煤技术

当煤炭折算硫质量分数为1%时，生物酶和煤按质量的添加比例为1∶10 000。将生物酶适当稀释后均匀喷洒在煤炭上，静置72 h后可发挥效果，功效可持续6个月。

生物酶对煤炭的作用主要有：(1)重组碳链，大分子团结构小分子化，促进煤炭均匀同步燃烧和完全燃烧，提升燃烧效率；(2)脱氢加氧，使煤炭具备富氧燃料特性，减少助燃空气，降低排烟热损失同时降低NOx生成量；(3)抑制煤炭中有害菌的滋生，降低煤炭堆存期间的热值损失，有效预防煤堆自燃；(4)将煤炭中的可燃硫转化为硫酸盐，减少SO2的生成量。

2 试验研究

2.1 试验依据

(1)ASME PTC 4.1 《锅炉性能试验规程》。

(2) GB 13223—2011 《火电厂大气污染物排放标准》。

(3) 试验中锅炉效率均是基于燃煤收到基低位发热量进行计算，所有煤质化验数据如无说明，均为收到基分析值。

2.2 试验内容

测试不同工况下燃用生物酶预处理煤对锅炉效率、SCR脱硝反应器入口NOx质量浓度、脱硫塔入口SO2质量浓度等参数的影响。使用未添加生物酶煤的工况称为对照组工况，使用生物酶预处理煤的工况称为试验组工况，对不同工况进行编号，具体见表3。

表3 工况编号

2.3 结果修正

2.3.1 标准煤吨数

根据生物酶的特性，喷洒过生物酶的煤放置数天后进行煤质工业分析，其发热量比原煤有所提高，提高的百分比称为生物酶促燃热值化验差异，在计算标准煤吨数时应折算回来，试验煤的标准煤折算公式为：

试验煤标准煤吨数=试验煤吨数×炉前煤低位发热量×

(1)

2.3.2 烟气量

每个工况烟气量通过取样的煤质分析，并结合O2体积分数进行计算。

2.3.3 煤的全硫质量分数

喷洒过生物酶的煤放置数天后进行煤质工业分析，其全硫质量分数比原煤有所降低，降低的百分比称为生物酶固硫化验差异。为避免低估试验煤的原始全硫质量分数，试验煤折算硫质量分数为：

试验煤折算硫质量分数=炉前煤化验全硫质量分数×(1+生物酶固硫化验差异)×

29 308/炉前煤低位发热量

(2)

测试期间入炉煤的全硫质量分数不同，因此对比SO2质量浓度时，须将对照组入炉煤及试验组入炉煤的折算硫质量分数修正一致后，再进行SO2质量浓度对比，按照经验，煤中的全硫质量分数增加1%，SO2质量浓度升高约2 000 mg/m3。因此，对照期与测试期的试验煤基全硫质量分数每变化0.1%，对SO2质量浓度按照200 mg/m3进行修正。

2.3.4 煤的氮质量分数

NOx生成主要分为快速型、热力型、燃料型，只有燃料型与煤的氮质量分数相关，煤的氮质量分数与NOx生成量关系较煤的全硫质量分数与SO2生成量关系小很多，因此收到基氮质量分数变化在±0.3%，暂不考虑对NOx生成量的修正。由于NOx排放受运行控制影响因素较大，在燃烧测试期应尽可能维持相同的运行方式，在额定负荷稳定后，将锅炉的配风控制(所有二次风门开度)切换成手动模式，在相同运行工况下对比NOx质量浓度。

2.3.5 锅炉效率

对照期及测试期锅炉效率对比时，应在磨煤机入口前的煤样化验指标对测试期及对照期的入炉煤含水指标进行修正，避免因雨天等环境因素影响测试结果。

锅炉效率设计的修正按ASME PTC 4.1进行修正。设计燃料、环境条件、空气基准温度和排烟温度，均根据标准进行修正。

3 结果及分析

3.1 煤、灰、渣化验结果

各工况下煤、灰、渣化验结果见表4。

表4 各工况下煤、灰、渣化验结果

3.2 锅炉效率

经过煤质分析、环境条件、排烟温度等项修正后，各工况下的锅炉效率见图1。

图1 试验组与对照组修正后锅炉效率对比

仅有TT01、TT02工况修正后锅炉效率比对照组稍高，其他4个工况下试验组锅炉效率均低于对照组。所有工况下试验组平均锅炉效率为92.21%，比对照组修正后平均锅炉效率(92.78%)低了0.61%，未体现出生物酶重组碳链提升燃烧效率的效果。

3.3 NOx质量浓度

以O2体积分数为6%计算时，各工况下NOx质量浓度见表5。

表5 各工况NOx质量浓度

从表5可以看出：试验组只有TT06工况NOx质量浓度高于对照组，其他工况下试验组NOx质量浓度均低于对照组。所有工况下试验组NOx质量浓度平均值比对照组NOx质量浓度平均值低了4.76%，可以认为生物酶洁净煤技术对于降低NOx排放具有一定效果。

3.4 SO2质量浓度

以生物酶固硫化验差异为5%、O2体积分数为6%计算时，各工况下SO2质量浓度见表6，试验组的结果为折算后SO2质量浓度。

表6 各工况SO2质量浓度

从表6可以看出：各个工况下试验组SO2质量浓度均低于对照组SO2质量浓度。所有工况下试验组SO2质量浓度平均值比低对照组低了20.40%，生物酶洁净煤技术在降低SO2生成量方面效果明显。

4 结语

(1) 采用生物酶洁净煤技术对锅炉效率没有提升效果，所有工况下试验组修正后平均锅炉效率比对照组低了0.61%。

(2) 采用生物酶洁净煤技术对于降低NOx生成量有一定效果，所有工况下试验组NOx质量浓度平均值比对照组低了4.76%；采用生物酶洁净煤技术对于降低SO2生成量效果明显，所有工况下试验组SO2质量浓度平均值比对照组低了20.40%。

(3) 目前大规模工业化使用生物酶洁净煤技术的经验仍然不足，对于采用生物酶洁净煤技术后仍沿用以往的运行方式是否合理、是否需要有针对性对运行方式进行调整以找出采用生物酶洁净煤技术的最佳运行方式，是下一步需要解决的问题。