近几年,我国电力工业发展极为迅速,对机组节能减排、科学发展提出了更高要求。《GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准》中提出了在役火电机组的NOx排放指标[1],在此基础上,《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》又提出了超低排放的要求,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放质量浓度分别不高于10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3[2]。因此许多锅炉机组需要通过燃烧器改造及脱硝技术改造,以达到排放要求。本文对某发电公司330 MW机组锅炉低氮燃烧改造技术进行分析,采用能耗分析原则对改造效果进行综合评价,为同类型锅炉改造提供参考。
1 设备概况某发电公司330 MW机组(1号机组)锅炉由北京巴布科克·威尔科克斯有限公司设计生产,为亚临界、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、分隔式大风箱、固态排渣燃煤汽包炉。锅炉炉膛断面宽、深、高分别为14 100 mm、12 300 mm、49 850 mm;最上排主喷嘴到屏底距离18 695 mm,最下排主喷嘴到灰斗渣上沿距离3048 mm。制粉系统采用中速磨正压直吹式系统,每台锅炉配5台中速磨煤机。燃烧器型式为EI-XCL,前后墙对冲布置,前墙布置10只,由下至上对应D、B、C磨煤机;后墙布置10只,由下至上对应E、A、C磨煤机。顶层前后墙各配2只燃烧器,中下层各配4只燃烧器。锅炉正常运行时磨煤机4台投运、1台备用,即可满足锅炉最大出力。
2 低氮燃烧技术改造为满足国家环保政策要求,对该厂1号机组锅炉进行低氮燃烧技术改造。
煤粉燃烧过程中生成的NOx由90%以上的NO和10%以下的NO2(按体积分数计算)组成。NOx生成机理主要包括燃料型、热力型和快速型3种,其中快速型NOx所占比例不超5%。影响燃料型和热力型NOx生成的主要因素包括:火焰温度、过量空气系数、煤粉停留时间以及燃煤中氮质量分数,任一因素的变化均会造成NOx生成量的变化[3],因此,本机组主要采用低氮燃烧器、空气分级燃烧,以及降低煤粉细度和过量空气系数综合技术进行改造。
2.1 低氮燃烧器改造锅炉前墙下层D磨煤机对应的4只燃烧器装设了微油点火装置,因此将其更换为中心可装设微油枪的DRB-4Z型超低NOx双调风旋流燃烧器,将其余16只燃烧器更换为AireJet型燃烧器。
2.1.1 DRB-4Z型燃烧器DRB-4Z型燃烧器基于空气分级燃烧技术设计,燃烧器中心为一次风煤粉喷口,能够对煤粉和空气在火焰根部的混合情况进行有效控制。一次风喷口外侧布置了3个环形二次风道,可以调节二次风量,紧贴一次风喷口的环形二次风所占比例较小,通过控制该贴壁过渡风量,可以调整火焰中心富燃料区的氧量,从而抑制燃烧初期NOx的生成。内、外二次风道依次布置在过渡风区外,通过调整可调轴向叶片来控制内、外二次风旋转强度。内二次风旋流强度用于控制火焰着火位置,外二次风旋流强度用于控制火焰扩散角,通过控制二次风量和燃煤量可降低NOx的生成量。整个燃烧过程中,3层二次风与煤粉及燃烧产物逐步混合,最终使煤粉燃尽。
2.1.2 AireJet型燃烧器AireJet型燃烧器基于特定富燃料状态下的煤粉气流高效燃烧降低NOx生成量的原理设计,通过与燃尽风喷口联合使用来大幅降低NOx的生成量。AireJet型燃烧器的煤粉喷口位于中心二次风管外围的环形风区,通过合理调整内外二次风,在燃烧器喉口建立稳定的着火点,中心二次风直接供到燃烧器的火焰内部加速燃烧,提供完全燃烧所需停留时间的热环境。AireJet型燃烧器能够在更低的过量空气系数下运行,有利于降低烟气中一氧化碳体积分数和飞灰中碳的质量分数[4-5]。
2.2 燃尽风改造在位于最上层燃烧器7700 mm位置处增加10只B & W公司生产的双风区燃尽风喷口,喷口下倾13°~15°,前后墙各5只、对冲布置,其旋流方向与主燃烧区燃烧器一致,实现空气分级燃烧。燃尽风喷口中心为直流二次风区,以保证燃尽风有足够的刚性和穿透力覆盖炉膛纵深;外环风区为可调旋流风区,以保证燃尽风均匀分布在炉宽方向上,具有较强的扰动性;燃尽风喷口下倾,以保证屏式过热器受热面壁温不超限。燃尽风喷口的进风量通过可调二次风套筒进行调节。炉膛出口过量空气系数维持原设计不变,燃尽风量按总二次风量20%~25%设计,使得主燃烧区域过量空气系数降低、富燃料环境得以加强,同时主燃烧区域的还原气氛可促使燃烧推迟、火焰温度降低。另外,最上层燃烧器至SOFA喷口7700 mm区域构成低氮还原区,欠氧还原气氛使得已生成的NOx被还原为N2,减少了燃料型NOx的生成量。最终,所有未燃尽燃料和前期产生的还原性气体与燃尽风混合,以确保燃料燃尽。
3 燃烧调整试验对1号机组锅炉进行低氮燃烧改造后,针对新设计的燃烧方式和设备适应性的调试需求,为降低NOx质量浓度和提高锅炉效率,进行了现场试验研究。
3.1 制粉系统调控试验主燃烧区采用低过量空气系数的缺氧燃烧状态,考虑到一次风风速不均匀、风量过高不利于控制烟气中NOx质量浓度,煤粉细度偏大易造成飞灰和大渣中碳质量分数增加,同时兼顾磨煤机出力要求,对1号机组锅炉进行制粉系统热态一次风速调平、磨煤机出口煤粉细度调整和风煤比调整试验。在冷态一次风速调平基础上,在热态工况下1号锅炉5台磨煤机出口风速最大偏差分别调整到3.54%、0.92%、0.93%、1.96%、2.56%。5台磨煤机调整前煤粉细度R90为25.0%~29.0%,调整后为17.0%~20.0%;一次风管道速度调整前为29~32 m/s,调整后为24~26 m/s,风煤比约1.8。
3.2 氧量控制试验在机组330 MW负荷下,A、B、C、E磨煤机组运行,OFA风门开度100%,二次风门开度35%。DCS运行氧量分别调整为3.58%、2.69%及1.65%时,NOx质量浓度逐渐变小,分别为305 mg/m3、289 mg/m3、285 mg/m3(如图 1所示)。在氧量为1.65%时,将OFA风门开度从100%关至90%、80%,NOx质量浓度分别为285 mg/m3、270 mg/m3及240 mg/m3。这表明氧量对NOx质量浓度的影响非常明显,低氧量运行时,NOx质量浓度也相对较低;氧量降至2.5%以下时,NOx质量浓度降低的趋势变缓,此时关小OFA风门,NOx质量浓度依然会继续降低,但是过小的化学燃烧当量比使得煤粉颗粒的燃尽度下降,机组整体性能变差,同时,低氧量控制不利于机组变负荷响应控制。综合考虑,氧量控制在2%~3%较好。
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图 1 氧量优化控制试验曲线 |
在机组330 MW负荷下,A、B、C、E磨煤机组运行,以省煤器出口NOx质量浓度作为主要控制指标,空气预热器入口氧量控制为2.0%~2.3%。OFA风门开度为100%、燃烧器二次风门开度为70%时,NOx质量浓度为390 mg/m3;将燃烧器二次风门逐步关小至45%、40%、35%,NOx质量浓度逐渐下降至305 mg/m3、285 mg/m3、282 mg/m3,如图 2所示。二次风门关至40%时,将OFA风门开度由100%关至60%,NOx排放质量浓度由282 mg/m3逐渐升高至296 mg/m3、315 mg/m3、326 mg/m3,如图 3所示。这表明,二次风门开度小于40%时,NOx质量浓度相对较小并趋于平稳,此时,如果OFA风门开度小于90%,则NOx质量浓度会逐步升高。
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图 2 二次风门优化控制试验曲线 |
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图 3 OFA风门优化控制试验曲线 |
在机组330 MW负荷下,运行氧量2.28%,OFA风门开度100%、AireJet型燃烧器二次风门开度35%,DRB-4Z型燃烧器二次风门开度分别调整到35%、40%、45%,NOx质量浓度由286 mg/m3增至288 mg/m3、302 mg/m3。DRB-4Z型燃烧器二次风门开度为40%时,AireJet型燃烧器二次风门开度分别调整到30%、35%、40%,NOx质量浓度从278 mg/m3逐渐增至283 mg/m3、289 mg/m3(见图 4所示)。由此可知,2种低氮燃烧器的低氮燃烧性能随二次风的减少有所提高。综合考虑机组整体性能指标,Air-jet、DRB-4Z型燃烧器二次风门开度分别在30%和35%时比较合适,且Airjet型燃烧器的低氮燃烧性能优于DRB-4Z型燃烧器。
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图 4 2种燃烧器二次风门优化控制试验曲线对比 |
低氮燃烧的改造效果可以从设备安全、减排效果、能效指标方面进行评价。设备安全的重点在于锅炉受热面是否能够在机组全工况下安全稳定运行。能效指标分析主要在锅炉热效率试验基础上,利用耗差原理对锅炉可控参数进行定量分析,计算参数偏差造成的煤耗率变化,实现能效指标的综合定量评价[6-7]。表 1为1号锅炉低氮燃烧改造前后性能测试参数对比,测试试验在A、B、C、E磨煤机最佳组合、锅炉满负荷下完成。
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表 1 1号锅炉330 MW负荷下低氮燃烧改造前后性能参数对比 |
由表 1看出,1号机组锅炉低氮燃烧改造后NOx质量浓度大幅下降,从618 mg/m3降至285 mg/m3,基本达到设计要求[8]。
4.2 锅炉受热面壁温由表 1可知,进行低氮燃烧改造后,过热器、再热器总体不存在超温情况,但壁温均有所增加,末级过热器出口壁温增加13.67℃,再热器出口最高壁温增加了7.69℃。这是由于炉膛火焰中心上移、燃烧滞后造成的。
4.3 锅炉能效指标对比由表 1可知,改造前后锅炉效率变化不大,飞灰中碳质量分数由2.05%上升到2.26%,煤耗率上升0.237 g/kWh;灰渣中碳质量分数由3.92%降至1.93%,煤耗率下降约0.398 g/kWh;排烟中CO体积分数从201×10-6增至587×10-6,煤耗率上升0.457 g/kWh;排烟温度略有下降,造成煤耗率下降约0.216 g/kWh;主再热器温度、压力的变化不大,对煤耗率的影响也较小。过热器减温水量变化较大,由47.2 t/h增加到了132.0 t/h,造成供电煤耗率上升约1.0 g/kWh;再热器减温水量增加约1 t,造成供电煤耗率增加约0.49 g/kWh。综合比对,改造后较改造前煤耗率水平有所下降。
4.4 存在的不足该机组主要采用低氮燃烧改造、燃烧分析技术,在燃烧器区域与炉膛立体燃烧区域构建了主燃区、还原区、燃尽区,从燃烧机理上抑制NOx生成。这也造成炉膛整体燃烧火焰中心上移,炉膛出口与尾部受热面换热比例加大、受热面减温水量上升,另外,由于风煤混合不均匀、炉内局部存在欠氧区,使得煤粉颗粒燃尽度下降、飞灰中碳质量分数、烟气中CO体积分数都有所上升。
5 结束语本次改造主要采用低氮燃烧器、空气分级燃烧以及降低煤粉细度和过量空气系数综合技术,改造后,NOx排放指标与能效指标均达到较好水平,改造方法可为同类型锅炉改造提供参考。但由于该机组锅炉采用旋流燃烧器,其着火特点限制了NOx排放指标的进一步降低。另外,本次改造采用的兼顾NOx排放指标和机组能效指标的整体系统优化与性能评价方法,对开展低氮改造效果评价工作有借鉴价值。
[1] | 环境保护部.GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准[S].北京:中国环境科学出版社, 2011. |
[2] | 国家发展与改革委员会, 环境保护部, 国家能源局.燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知[R].北京:国家发展与改革委员会, 2015. |
[3] | 刘永江, 高正平, 韩义, 等. 燃煤机组低NOx燃烧技术现状与发展前景[J]. 内蒙古电力技术 , 2011, 29 (5) :94–97. |
[4] | 于英利, 于洪涛, 刘永江, 等. 大型电站锅炉低氮燃烧技术改造方案的选择[J]. 电站系统工程 , 2014, 30 (1) :36–38. |
[5] | 胡荫平. 电站锅炉手册[M]. 北京: 中国电力出版社, 2005 : 260 -365. |
[6] | 蔡斌. 对冲旋流燃烧器低NOx技术改造[J]. 电站系统工程 , 2015, 31 (6) :46–48. |
[7] | 赵刚, 应明良, 王磊, 等. 对冲燃烧锅炉低氮燃烧改造中2种燃烧器的应用分析[J]. 浙江电力 , 2014, 29 (4) :29–33. |
[8] | 环境保护部.GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准[S].北京:中国环境科学出版社, 2011. |