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某廠機(jī)組投運(yùn)以來，鍋爐總體上運(yùn)行平穩(wěn)，但也存在高負(fù)荷運(yùn)時鍋爐局部床溫較高、床溫偏差較大，燃燒時NO_x排放較高，脫硝劑氨水耗量偏大等問題，在通過加強(qiáng)燃煤粒度控制與優(yōu)化燃燒調(diào)整等措施后，上述問題仍未得到很好的解決。因此，如何降低燃燒時NOx原始排放，在保證環(huán)保排放的基礎(chǔ)上減少脫硝劑氨水耗量，已成為該廠面臨的重要課題。

1設(shè)備概況

某廠建設(shè)有2臺330MW 循環(huán)流化床鍋爐發(fā)電機(jī)組，鍋爐為 DG1165/17.5-II 1 型亞臨界參數(shù)國產(chǎn)化循環(huán)流化床汽包爐、自然循環(huán)、單爐膛、一次中間再熱、汽冷式旋風(fēng)分離器、平衡通風(fēng)、露天布置、燃煤、固態(tài)排渣、受熱面采用全懸吊方式，剛架為雙排柱鋼結(jié)構(gòu)。機(jī)組環(huán)保工藝中脫硝采用選擇性非催化還原 SNCR (ive non-catalytic reduction） 脫硝技術(shù)，在鍋爐分離器入口煙道噴入氨水，利用氨水與爐內(nèi)生成的氮氧化物反應(yīng)從而實(shí)現(xiàn)脫硝。

某廠投產(chǎn)以來，鍋爐整體運(yùn)行平穩(wěn)，氮氧化物排放滿足 《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》GB13223—2011 要求 (NO_x排放≤100mg/Nm3)。2016 年山西省開始推行火電機(jī)組超低排放改造，公司積極響應(yīng)政府文件精神，進(jìn)行了超低排放改造，并開始超低排放試運(yùn)行 (NO_x排放≤50mg/Nm3)。

2氨水耗量偏大原因分析

從NOx生成機(jī)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，再加上超低排放運(yùn)行，使氨水用量增加，其次 SNCR 脫硝存在最佳反應(yīng)窗口溫度，脫離窗口溫度后 SNCR 脫硝效率下降，氨水耗量將增加。循環(huán)流化床 CFB（circulating fluidized bed） 鍋爐NOx原始排放主要受燃料中氮元素含量、鍋爐運(yùn)行床溫及床溫均勻性、密相區(qū)氧量等因素影響，而 SNCR 脫硝效率主要取決于分離器入口煙溫。

目前該廠煤種較穩(wěn)定，燃料中氮元素含量不高，而鍋爐布風(fēng)板寬深比較大，整體運(yùn)行床溫偏高 （尤其高負(fù)荷段），床溫均勻性也較差，床溫偏高運(yùn)行人員不得不增加一次風(fēng)量來控制床溫，使得密相區(qū)局部氧量相對偏高，最終導(dǎo)致鍋爐NOx原始排放偏高，同時分離器入口煙溫的偏低導(dǎo)致 SNCR 脫硝偏離最佳反應(yīng)溫度，脫硝氨水耗量偏大。

2.1 高負(fù)荷時鍋爐運(yùn)行床溫高、床溫偏差大

鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量 BMCR (boiler maxi-mum continue rate) 工況下設(shè)計床溫 910 ℃，實(shí)際鍋爐在滿負(fù)荷運(yùn)行時平均床溫約 950 ℃，中間局部床溫達(dá) 990 ℃，兩側(cè)平均床溫約 900 ℃，高負(fù)荷運(yùn)行時中部床溫明顯高于兩側(cè)床溫，最大偏差達(dá) 90 ℃。

造成該廠鍋爐運(yùn)行床溫高的原因，一是爐膛差壓偏低，300 MW 負(fù)荷爐膛差壓僅 0.75 KPa，在燃煤粒徑控制基本穩(wěn)定時，爐膛差壓直接反應(yīng)鍋爐分離器效率，分離器效率偏低說明鍋爐返料量較少，而 CFB 鍋爐床溫的冷卻主要依靠返料，返料量少，鍋爐密相區(qū)熱量被返料帶走的份額減少，造成鍋爐床溫升高；二是基建期鍋爐安裝了防磨梁，減小了水冷壁內(nèi)循環(huán)貼壁流和水冷壁吸熱面積，對床溫也有一定影響。

運(yùn)行床溫偏差大主要因?yàn)殄仩t水冷風(fēng)室進(jìn)風(fēng)方式為兩側(cè)進(jìn)風(fēng)，這種進(jìn)風(fēng)型式的水冷風(fēng)室靜壓分布特點(diǎn)是風(fēng)室中部靜壓高于兩側(cè)，導(dǎo)致爐膛布風(fēng)不均勻，布風(fēng)板中部氧量更充足，燃燒更好，中部床溫明顯高于兩側(cè)床溫，造成鍋爐運(yùn)行床溫偏差。

因鍋爐床溫高，床溫不均勻偏差大，滿負(fù)荷局部床溫甚至超過 990 ℃，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過NOx反應(yīng)最佳高效溫度 (880~900 ℃) ,直接導(dǎo)致NOx排放增加。而高床溫使得運(yùn)行人員不得不增加一次風(fēng)量來控制床溫，進(jìn)一步增加了密相區(qū)氧量，違背了鍋爐分級配風(fēng)燃燒降低 NOx生成的原則，加劇了鍋爐原始NOx的生成。機(jī)組NOx原始排放最高達(dá)到 330 mg/Nm3。

2.2 分離器入口煙溫偏離SNCR脫硝最佳反應(yīng)溫度

SNCR 脫硝存在反應(yīng)窗口溫度 (850~950 ℃)，當(dāng)鍋爐爐膛差壓偏低時，鍋爐大部分燃燒聚集在密相區(qū)，鍋爐上部燃燒份額降低，鍋爐出口煙溫偏低，分離器入口煙溫偏低，SNCR 脫硝不能具備最佳反應(yīng)溫度，脫硝效率下降，為達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)，不得不簡單地增加氨水噴入量，造成氨水耗量升高。

3低氮燃燒改造方案

3.1 改造思路

針對目前的問題，根據(jù)上述分析，鍋爐低氮燃燒改造方案主要思路如下。

a） 增加爐內(nèi)換熱面積，降低床溫，降低NOx生成。通過在鍋爐中部增加水冷屏以增加換熱面積，加強(qiáng)吸熱，從而降低爐膛中間局部床溫，降低主循環(huán)回路溫度水平以減少 NO_x排放，此思路常規(guī)方案為在爐內(nèi)增加新水冷屏受熱面，達(dá)到降低床溫的作用，但水冷壁換熱量的增加會使得整體爐膛溫度下降，原本爐膛上部溫度就偏低，加水冷屏后上部溫度會進(jìn)一步降低，會引起爐膛上部爐內(nèi)過熱汽與再熱汽吊屏吸熱量減少，鍋爐出口煙溫降低，尾部受熱面吸熱受影響，可能會影響主汽溫度和再熱汽溫度，該思路需謹(jǐn)慎實(shí)施。

此外，鍋爐基建期增加的防磨梁減少了水冷壁換熱面積，若將部分防磨梁拆除則可以增加一定爐內(nèi)換熱面積，從而達(dá)到降低床溫的目的。

b） 增加鍋爐外循環(huán)量以降低床溫，降低NOx生成。 一是通過分離器提效，來增加外循環(huán)量。根據(jù)上節(jié)分析，目前分離器效率偏低，若能將分離器效率提高，則會增加鍋爐外循環(huán)量，鍋爐返料量的增加，會加強(qiáng)鍋爐密相區(qū)冷卻，降低運(yùn)行床溫，降低NOx原始生成，同時分離器效率的提高會增加鍋爐爐膛差壓，增加鍋爐上部燃燒份額，提高分離器入口煙溫，從而為 SNCR 脫硝提高更好的反應(yīng)溫度條件。二是通過加強(qiáng)配煤摻燒，降低燃煤發(fā)熱量，增加循環(huán)灰量。通過增加中煤摻燒量，提高燃煤灰分含量，從而增加循環(huán)灰量，最終來降低床溫。

c） 布風(fēng)板阻力優(yōu)化，減少床溫偏差。通過風(fēng)帽阻力優(yōu)化，增加風(fēng)室中部風(fēng)帽阻力，使得布風(fēng)更加均勻，爐內(nèi)物料流場和溫度流場更均勻，以降低床溫偏差。

3.2 改造方案

根據(jù)上述改造思路，經(jīng)過計算并根據(jù)爐內(nèi)磨損檢查情況，考慮增加爐內(nèi)換熱面可能會影響鍋爐汽溫，遂放棄這一思路，最終確定改造方案。

a） 加強(qiáng)配煤摻燒。摻燒前燃燒用原煤，灰份含量偏低，根據(jù)分析思路，加強(qiáng)中煤摻燒，提高燃煤灰份含量，降低熱值，來增加鍋爐循環(huán)量，降低床溫。經(jīng)過長時間摸索，目前摻燒比例原煤與中煤約 1∶1，摻燒后煤質(zhì)分析見表1。

b） 分離器入口煙道提速優(yōu)化改造。通過增加分離器入口煙道澆注料厚度，將旋風(fēng)分離器入口煙道寬度減少，提高煙氣速度，以提高分離器效率，從而增加鍋爐外循環(huán)灰量，加強(qiáng)返料對床溫的冷卻作用，降低床溫。經(jīng)與鍋爐廠交流，以分離器入口煙氣流速不超過 30 m/s 為改造原則，改造前分離器入口煙道喉口設(shè)計煙氣流速最高約25.9 m/s，具體改造方案為通過加厚澆注料實(shí)現(xiàn)旋風(fēng)分離器入口煙道喉口寬度減少 210 mm，改造相應(yīng)的固定支撐澆筑料用的金屬錨固件需要加長，改造澆注料施工與原內(nèi)襯材料相接處圓滑過渡，減小煙氣阻力，經(jīng)過計算改造后煙氣流速最高約29.4 m/s，滿足改造原則。

c） 在中部風(fēng)帽通風(fēng)芯管處點(diǎn)焊圓鋼以適當(dāng)增加布風(fēng)板中部阻力，以使風(fēng)量布風(fēng)更加均勻，從而緩解床溫偏差較大的問題，使得床溫更均勻，爐內(nèi)物料流場更均勻，更有利于抑制NOx的生成。

d） 根據(jù)爐內(nèi)防磨防爆檢查，拆除第 4 道，第 6道和第 7 道防磨梁，增加爐內(nèi)換熱面積，降低床溫。

4低氮燃燒改造效果分析

根據(jù)改造后運(yùn)行數(shù)據(jù)監(jiān)測結(jié)果，結(jié)合歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)，機(jī)組改造前、后超低排放運(yùn)行單位氨水耗量對比見表 2，氨水單耗平均下降約 4.1 g/ （kW·h）。

改造前后床溫變化如圖 1 所示，不同負(fù)荷鍋爐前墻床溫與后墻床溫均有不同程度的下降，其中鍋爐原本后墻床溫就高于前墻，改造后墻床溫下降較前墻明顯；同時鍋爐最高床溫下降幅度較大，300 MW 最高床溫下降了 18 ℃，250 MW 最高床溫下降了20℃，165MW最高床溫下降了21℃，改造后整體床溫下降明顯，改造達(dá)到預(yù)期降床溫的效果。

改造前后床溫偏差變化如圖 2 所示，改造后鍋爐床溫偏差均得到降低，其中 300 MW 床溫偏差下降了 61 ℃，改造后均床溫的效果明顯，降低了鍋爐局部床溫，為降低NOx原始生成提供了良好條件。

改造前、后分離器入口煙溫變化如圖 3 所示，改造后分離器入口煙溫得到提升，其中 300 MW 時平均煙溫升高 15 ℃，250 MW 平均煙溫升高 17℃，165 MW 時平均煙溫升高 37 ℃，分離器入口煙溫有利于 SNCR 脫硝效率的提高。

如圖 4 所示，改造后不同負(fù)荷氨水耗量均下降，其中 300 MW 負(fù)荷氨水耗量下降了 1.35 m3/h，250 MW 負(fù)荷氨水耗量下降了 1.02 m3 /h。得益于鍋爐床溫的下降，床溫均勻性更好，分離器入口煙道煙溫的提高及密相區(qū)氧量的降低，NOx原始排放和SNCR 脫硝反應(yīng)溫度更佳，氨水耗量下降。

4結(jié)論

針對某廠超低排放運(yùn)行氨水耗量偏高的問題，制定了加強(qiáng)配煤摻燒、分離器提效改造、布風(fēng)板阻力優(yōu)化改造等改造方案，改造后各負(fù)荷下床溫、床溫偏差、分離器入口煙溫、氨水耗量幾項(xiàng)主要指標(biāo)均有明顯改善，超低排放運(yùn)行氨水單位耗量相比降低 4.1 g/ （kW·h），按 2016 年發(fā)電量 22.2 億 kW·h計，改造后每年可節(jié)省氨水量 9 102 t，節(jié)省氨水費(fèi)用約 900 余萬元，改造經(jīng)濟(jì)效益明顯。

此外，鍋爐低氮燃燒改造的成功降低了鍋爐運(yùn)行風(fēng)量，將減少了鍋爐受熱面的磨損，為鍋爐長周期安全運(yùn)行創(chuàng)造了更好的條件，低氮燃燒改造技術(shù)的成功應(yīng)用為同類型 CFB 鍋爐低氮改造提供了很好的借鑒，將更加有利于 CFB 鍋爐的發(fā)展。