摘要：采用炉内低氮燃烧和烟气脱硝是降低燃煤锅炉烟气中氮氧化物的主要手段。低氮燃烧的空气分级技术在降低氮氧化物的同时对锅炉效率有不利的影响，采用电科院锅炉性能测试试验的数据，通过对采用低氮燃烧技术降低氮氧化物供电煤耗的成本增加和采用脱硝技术降低氮氧化物还原剂成本的增加对比分析，总结出低氮燃烧和脱硝系统相互配合优化运行的基本方法。在保证燃煤锅炉达标排放的同时，最大化的实现了锅炉的经济运行。
引言
我国当前的大气环境形势依然严峻，区域性大气污染问题突出，直接影响经济社会可持续发展和人民群众身体健康。2010年我国二氧化硫、氮氧化物排放总量位居世界第一位，重点区域城市的二氧化硫、可吸入颗粒物年均浓度是欧美发达国家的2至4倍。“十二五”期间是我国全面建设小康社会的关键时期、工业化、城镇化将继续快速发展，为了切实改善定期环境质量，降低大气中氮氧化物的排放，国家规定加快燃煤机组低氮燃烧技术改造及脱硝设施建设、单机容量20万千瓦及以上、投运年限20年内的现役燃煤机组全部配套脱硝设施。
随着国家环保部门对电力污染治理要求的不断提高，结合中国大唐集团公司节能减排工作的总体部署，天津大唐国际盘山发电有限责任公司2013年在3号机组大修时，进行了锅炉低氮燃烧系统改造和脱硝改造。
1.设备及项目简介
天津大唐国际盘山发电有限责任公司2*600MW火电机组是我国华北地区建设投产最早的600MW亚临界火电机组，是京津唐电网的主力机组。被国家计委列为1996年利用国家外汇储备购买国产发电设备发展民族工业的试点项目。工程于1998年10月开工，其中三号机组于2001年12月18日正式投产，四号机组于2002年6月5日正式投产。
锅炉由哈尔滨锅炉有限责任公司制造HG-2023/17.6-YM4型锅炉，亚临界、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、Π型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉。锅炉采用三分仓回转式空气预热器，平衡通风，摆动式四角切圆燃烧器。设计燃料为准格尔煤。6套正压直吹式制粉系统，配置ZGM123型中速磨煤机，A、B磨煤机对应的燃烧器装有等离子点火装置。
1.1低氮燃烧系统介绍
3号锅炉燃烧器改造采用“分拉垂直亲和浓淡煤粉燃烧”立体分级低氮燃烧专利技术，即燃料分级与空气分级同步进行，利用垂直煤粉浓淡分离技术将同一股煤粉气流分离成上下布置的浓相和淡相两股射流，结合燃烧器顶部大间距布置5层顶部燃尽风，顶部燃尽风量增加到30%。通过采用上述技术，从而达到实现降低NOx生成及排放的目的。
主燃烧器采用CE公司传统的大风箱结构，由隔板将大风箱分隔成若干风室，主燃烧器有6层煤粉风室、9层二次风室，4个油风室组成。在各风室的出口处布置数量不等的燃烧器喷嘴，油风室可做上下各30°摆动，一次风煤粉喷嘴可上下摆动各20°，二次风空气喷嘴可做上下各30°的摆动.
主燃烧器上下两部分由两组执行器单独控制。以此来改变燃烧中心区的位置，调节炉膛内各辐射受热面的吸热量，从而调节再热汽温;燃烬风(SOFA)燃烧器参照CE的风箱结构，由隔板将风箱分隔成若干风室，燃烬风(SOFA)风室喷嘴，既能做左右10°的摆动，也可做上下30°的摆动，以此来改变反切动量矩，达到最佳平衡动量矩效果的同时，通过改变燃烬风(SOFA)同主燃烧器的间距，达到降低NOx排放及提高燃烧效率的目的，为了保证顶部燃尽风的风量，在原有大风箱上加装分风挡板，系统布置如下图：
改造后每角燃烧器共有24个风室。燃烬风(SOFA)风室5个，空气风室9个，煤粉风室6个(含2个等离子点火煤粉风室)，油风室4个。根据各风室的高度不同，布置数量不等的喷嘴，燃烬风(SOFA)风室一个风室布置五个喷嘴，煤粉风室布置6个一次风喷嘴，自下(底层)向往上数第一、二层是等离子燃烧器，满初期点火节油要求。A层油风室中间布置有带稳燃叶轮的喷嘴。
1.2SCR脱硝系统介绍
天津大唐国际盘山发电有限责任公司脱硝系统采取选择性催化还原(SCR)法去除烟气中NOx。还原剂采用纯氨(纯度≥99.6%)，由液氨槽车运送液氨，利用卸料压缩机，将液氨从槽车输入液氨储罐内，并依靠自身重力和压差将液氨储罐中的液氨输送到液氨蒸发槽内利用辅汽提供的热蒸发为氨气，后经与稀释风机鼓入的空气在氨/空气混合器中混合后,送达氨喷射系统。在SCR入口烟道处，喷射出的氨气和来自锅炉省煤器出口的烟气混合后进入SCR反应器，SCR反应器采用高灰型工艺布置(即反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间)，通过催化剂进行脱硝反应，最终从出口烟道至锅炉空预器，达到脱硝目的。整套脱硝装置主要由SCR反应区和氨站区两个区域组成。
脱硝系统布置在锅炉省煤器和空预器之间的位置。根据锅炉机组现状，SCR反应器系统按一台机组配置两台脱硝反应器，烟道分两路从省煤器后接出，经过垂直上升后变为水平，接入SCR反应器，反应器为垂直布置，经过脱硝以后的烟气经水平烟道接入空预器入口烟道。
选择性催化还原法(SCR)是利用氨(NH3)对NOx的还原功能，使用氨气(NH3)作为还原剂，将体积浓度为5%的氨气通过氨注入装置(AIG)喷入温度为280℃-420℃的烟气中，在催化剂作用下，氨气(NH3)将烟气中的NO和NO2还原成无公害的氮气(N2)和水(H2O)，“选择性”的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择NOx还原。其化学反应式如下：
4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O
2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O
催化剂是整个SCR系统的核心和关键，催化剂的设计和选择是由烟气条件、组分来确定的，影响其设计的三个相互作用的因素是NOx脱除率、NH3的逃逸率和SO2转化率。
上述脱硝反应是在反应器内进行的，反应器布置在省煤器和空气预热器之间。反应器内装有催化剂层，进口烟道内装有氨注入装置和导流板，为防止催化剂被烟尘堵塞，每层催化剂上方布置了吹灰器。SCR脱硝反应所需的还原剂氨气，可以通过液氨、氨水及尿素三种化学药品获取。在能保证药品正常供应的情况下，优先选择液氨作为还原剂。
本工程烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气垂直布置的SCR反应器，经过均流器后进入催化剂层，每台锅炉配有二个SCR反应器，经过脱硝以后的烟气直接接入空预器入口烟道，然后经空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。在进入烟气催化剂前设有氨注入的系统，烟气与氨气充分混合后进入催化剂反应，脱去NOx。系统布置如下图：
2.低氮燃烧系统和脱硝系统运行经济性比较
由于低氮燃烧降氮的主要原理是主燃烧区缺氧燃烧，因此低氮系统投入后造成锅炉飞灰及大渣含碳量增大、CO含量增大，综合表现为锅炉效率降低，直接影响供电煤耗指标。
华北电科院对600MW、450MW和300MW负荷下，低氮投入和退出工况的锅炉主要经济指标测试如下表：
上述数据明细可以看出，低氮投入的不利影响比较大。实际运行中，如果退出低氮系统，为了保证NOX达标排放，必然导致脱硝系统喷氨量的增加。需要说明的是，低氮燃烧器性能验收试验时，改造厂家为了追求将炉膛出口氮氧化物降到200mg/Nm3的范围内，过度缺氧燃烧，导致飞灰含碳高达6.7%、CO含量高达2468ppm，因此锅炉效率下降幅度较大。以下对450MW以上负荷低氮投退的经济性进行分析(未考虑送风机电耗的增加)。
2.1计算公式说明
2.1.1理论喷氨量
理论喷氨量的计算公式：
液氨耗量=脱硝入口流量×脱硝入口浓度×(17/46)×氨氮摩尔比×10-6;
其中：
氨氮摩尔比=(氨逃逸率/脱硝入口浓度)×(17/46)+脱硝效率/100;
2.1.2氨逃逸率
氨逃逸率一般用ppm表示，脱硝入口浓度用mg/Nm3表示，其换算公式为：
mg/m3=M/22.4˙ppm˙[273/(273+T)]*(Ba/101325)
上式中：M----为气体分子量;ppm----测定的体积浓度值;T----温度;Ba----压力
由于换算比较麻烦，下文中氨氮摩尔比采用与设计值换算的建议方法计算：设计效率80%对应的设计氨氮摩尔比为0.815，根据实际效率可以换算出实际的氨氮摩尔比。
2.2600MW工况经济性对比
2.2.1低氮退出时脱硝喷氨量增加成本
600MW工况低氮低氮退出时，脱硝入口NOX为563mg/Nm3，烟气流量为1800kNm3/h，如果脱硝出口NOX要达到100mg/Nm3，则：
脱硝效率应为：(563-100)/563=82.2%
脱硝系统氨气和NOX反应的氨氮摩尔比为(80%效率对应的摩尔比为81.5%，依此推算)：0.815/0.8*0.822=0.837
脱硝系统的理论喷氨量为(入口烟气量×入口NOX含量/NO2分子量×氨氮摩尔比成氨气分子量)：1800*563/46*0.837*17=313kg/h
600MW工况低氮低氮投入时，脱硝入口NOX为150mg/Nm3，烟气流量为1800kNm3/h，如果脱硝效率要达到80%，则：
脱硝系统氨气和NOX反应的摩尔比为：0.815
脱硝系统的理论喷氨量为：1800*150/46*0.815*17=81kg/h
综上，600MW负荷时低氮投退影响氨气用量增加313-71=232kg/h，按3000元/吨单价计算，增加费用为：232*3=696元/小时;日氨气成本增加：696*24=1.67万元;
2.2.2低氮投入时供电煤耗增加成本
按照上述试验数据，600MW负荷低氮投入影响锅炉效率下降1.8%，折合供电煤耗6.12g/kWh，标煤单价按700元/吨计算，增加费用为：600000*6.12/1000000*700=2570元/小时，日燃煤成本增加2570*24=6.17万元
2.2.3600MW工况低氮投退经济性对比
低氮投入时，燃料成本增加每日增加6.17万元，低氮退出时，氨气成本每日增加1.67万元，则：低氮退出比低氮投入时每日节约费用4.5万元(按负荷率100%计算)。
2.3450MW工况分析
2.3.1低氮退出时脱硝喷氨量增加成本
450MW工况低氮低氮退出时，脱硝入口NOX为327mg/Nm3，烟气流量为1500kNm3/h，如果脱硝出口NOX要达到100mg/Nm3，则：
脱硝效率应为：(327-100)/327=71%不满足环保要求，应按80%计算
脱硝系统氨气和NOX反应的摩尔比为：0.815
脱硝系统的理论喷氨量为：1500*327/46*0.815*17=147kg/h
450MW工况低氮低氮投入时，脱硝入口NOX为179mg/Nm3，烟气流量为1500kNm3/h，如果脱硝效率要达到80%，则：
脱硝系统氨气和NOX反应的摩尔比为：0.815
脱硝系统的理论喷氨量为：1500*179/46*0.815*17=81kg/h
综上，450MW负荷时低氮投退影响氨气用量增加147-81=66kg/h，按3000元/吨单价计算，增加费用为：66*3=198元/小时;日氨气成本增加：198*24=4752元;
2.3.2低氮投入时供电煤耗增加成本
按照上述试验数据，450MW负荷低氮投入影响锅炉效率下降1.14%，折合供电煤耗3.88g/kWh，标煤单价按700元/吨计算，增加费用为：450000*3.88/1000000*700=1222元/小时，日燃煤成本增加1222*24=2.9万元
2.3.3450MW工况低氮投退经济性对比
低氮投入时，燃料成本增加每日增加2.9万元，低氮退出时，氨气成本每日增加4752元，则：低氮退出比低氮投入时每日节约费用2.42万元(按负荷率75%计算)。
75%的负荷率接近年实际负荷率，因此450MW的分析数据具有一定的代表性。
2.4300MW工况分析
300MW负荷下，低氮投入时的NOX比低氮退出时还高，即低氮投入时锅炉效率低，喷氨量大，肯定不经济，未做具体数据分析。
3.低氮燃烧系统和烟气脱硝系统优化运行规定
为了实现烟气中NOX达标排放，3号锅炉在大修时同步进行了“低氮燃烧+SCR烟气脱硝”改造。电科院试验表明600MW、450MW和300MW三个典型负荷下，低氮燃烧系统分别投入和退出工况相比锅炉效率分别降低1.82、1.14、0.16个百分点，对机组运行经济性影响较大。
通过低氮燃烧系统投入时燃料增加的成本和退出运行时脱硝液氨增加的成本综合分析，认为以SCR烟气脱硝系统为主要降低NOx手段，尽量少用低氮燃烧系统以减少对供电煤耗的影响是最经济的运行方式。
3.1低氮燃烧投入运行的主要运行调整内容
1)适当降低总风量同时关小主燃烧区的燃料周界风、辅助风挡板为主燃烧区营造缺氧燃烧的大环境;
2)两侧大风箱的分风挡板保持50%左右的开度，打开顶部燃尽风挡板，实现空气分级;
3)燃烧器采用垂直浓淡燃烧器，实现燃料分级燃烧(设备结构，运行中无法调整)。
3.2优化基本原则
通过上述分析，锅炉低氮燃烧系统和烟气脱硝系统优化运行的基本原则如下：
在脱硝系统可以完全满足NOX达标排放的前提下，弱化或退出低氮燃烧系统运行(保持正常的总风量和主燃烧区二次风门开度、两侧大风箱分风挡板全开、关闭顶部燃尽风挡板)，以降低对锅炉效率的影响。
3.3低氮燃烧和脱硝系统优化规定
1)试验证明将5层燃尽风挡板全部关至10%，送风机电流会上升2-3A，同时低氮改造时将原有的顶部反切风OFA1、OFA2堵了盲板，不再具有反切风的功能不利于汽温偏差的调整;为了降低对送风机电流的影响，同时保留汽温偏差的调整手段，低氮退出运行期间规定：上四层燃尽风(SOFA2-5)关至10%，最底层燃尽风(SOFA1)可以根据汽温偏差以及脱硝入口NOX情况进行调整，原则上开度不应过大;
2)机组低负荷350MW以下，应避免最上层磨运行，同时降低氧量运行(空预器入口氧量不得低于2.0%)、适当关小主燃烧区二次风门(不得小于25%)，保持大风箱差压大于0.3kPa以上有利于降低脱硝入口NOX;
3)正常运行中脱硝入口标态NOX应维持在400-500mg/Nm3之间，超过500mg/Nm3(按80%效率计算，此时对于脱硝出口NOX为100mg/Nm3)时，可以适当投入顶部燃尽风，维持脱硝系统达标运行;
4)脱硝系统安装边界效率方式运行，在保证出口NOX不超过100mg/Nm3前提下，脱硝效率保证大于80%且接近于80%运行;
5)当脱硝入口NOX长时间偏高，喷氨调整门开度已经大于90%时，如果脱硝效率或出口NOX接近要求值而调整无效时，可就地手动稍开喷氨调整门旁路手动门以增大喷氨量;
6)由于脱硝系统系统投入，SCR区域、空预器差压增长速度加快，送风机抢风、引风机喘振可能性增大，运行中严格执行防止送风机抢风、引风机喘振及处理的相关措施;
7)随着脱硝催化剂活性的降低，脱硝无法满足NOX达标排放时，根据实际情况对低氮系统运行进行调整，必须保证烟气达标排放。
