一、 前言

　　当前，我国大气污染形势严峻，以可吸入颗粒物(PM10)、细颗粒物(PM2.5)为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出。随着我国工业化、城镇化的深入推进，能源消耗持续增大，大气污染防治压力继续加大。按照国家大气污染防治行动计划，到2017年，京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物分别下降25%、20%、15%左右。而我国以火电为主体的能源结构在30年内不可能得到根本转变，因此，如何

　　降低火电厂污染物排放成为国家减排的首要目标。按照江苏省大气污染防治行动计划实施方案要求，2018年底前所有现役火电机组实现超低排放，主要污染物指标排放标准为：SO2≤35mg/NM3、NOX≤50mg/NM3、烟尘≤35mg/NM3。泰州电厂#2、#1机组分别于2014年11月、2015年04月实现超低排放。下面重点讲诉泰州电厂如何选择低NOX技术路线、发生的问题及对策。

　　二、 概况

　　国电泰州电厂一期工程2×1000MW超超临界燃煤机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司在日本三菱重工业株式会社(Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd)的技术支持下，设计的超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、改进型低NOX PM(Pollution Minimum)主燃烧器和MACT(Mitsuibishi Advanced Combustion Technology)型低NOx 分级送风燃烧系统、反向双切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用神府东胜、兖州、同忻煤。锅炉型号：HG-2980/26.15-YM2型。

　　三、 设备改造选型特点

　　为解决进行SCR改造后带来空预器可能发生ABS堵塞问题，进一步降低排烟温度，减少空预器漏风，公司决定配套进行低低NOX燃烧器及空预器改造，目标是在不影响燃烧器防结渣、高温腐蚀、稳燃和燃烧效率的前提下，SCR入口NOX≤170 mg/Nm3(6%氧量折算)，排烟温度降低15℃。

　　1、 低低NOX燃烧器改造的特点

　　本次燃烧器改造采用了烟台龙源的空气分级燃烧双尺度低NOx燃烧器技术。双尺度低NOx燃烧技术是近年来较为常用的一种新技术，它以炉内影响燃烧的两大关键尺度(炉膛空间尺度和煤粉燃烧过程尺度)为重点关注对象，全面实施系统优化，达到防渣、燃尽、低NOx一体化的目的。

　　主要特点：

　　1) 在炉膛竖直方向，保留原有八个燃烧器组件不变，风室隔舱不变，一次风标高不变，拆除A-A风，在主燃区上方约7米处新增6层分离燃尽风SOFA，以获得足量的燃尽风量，SOFA喷口可同时做上下左右摆动。

　　2) 保留原有的PM燃烧器布置方式，仅更换一次风弯头及喷口，调整高度方向上浓煤粉与淡煤粉的布置次序。

　　3) 取消上面两层油点火燃烧器，仅保留最下层油点火燃烧器。

　　4) 更换主燃区的二次风喷口，适当减小端部风喷口和中间助燃风喷口的面积;采用节点功能区技术，两层一次风喷口中间加装贴壁风;为了防止还原区水冷壁高温腐蚀，在OFA喷口两侧加装贴壁风。

　　通过调整主燃烧器区的喷口面积，使风量重新合理分配，一次风速和风率能够满足入炉煤种的燃烧特性要求，主燃烧器区的二次风量适当减小，形成纵向空气分级。燃烧器的摆动机构保持不变，可以整体上下摆动20°。

　　在炉膛水平截面方向，维持一次风射流方向不变，一次风仍旧为反向双切圆布置;除下端部风以外，其它二次风射流改为与一次风射流小角度偏置，反向切入方式，形成横向空气分级。

　　2、 空预器改造特点

　　利用现有空气预热器结构进行改造，主要参数如下图。为有效防止SCR脱硝装置对空气预热器带来的影响，对SCR脱硝空气预热器的受热面结构做如下调整：

　　1) 硫酸氢氨(Ammonium Bisulfate)形成是有固定温度区域的，在预热器传热元件中该温度区域对应相应的位置区域统称为ABS区域。通过大量的实验得出结论，NH4HSO4形成的温度区域在：

　　146℃—207℃ LOW DUST

　　146℃—232℃ HIGHT DUST

　　对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢氨在146℃°—207℃温度范围内为液态，ABS区域为距预热器传热元件底部381mm—813mm位置之间。本工程空预器冷端高度900mm，采用DU3E板型，该板型为封闭式板型，非常有利于清除飞灰和粘结物。

　　2) 冷段采用搪瓷传热元件，提高空预器传热元件的抗粘附特性。搪瓷元件可以防止低温腐蚀，搪瓷表面比较光滑，受热元件不易粘污，即使粘污也易于清除。实际经验证明采用搪瓷镀层换热元件后硫酸氢铵的结垢速率明显降低。氨逃逸率为3.3ppm时，搪瓷层换热元件表面的结垢只有非搪瓷镀层换热元件的15%;氨逃逸率为0.7ppm时，搪瓷层换热元件表面的结垢只有非搪瓷镀层换热元件的25%;因此采用镀搪瓷的换热元件是防止空气预热器低温段堵灰的有力措施。

　　3) 空气预热器冷、热端配置蒸汽和高压水双介质吹灰器。吹灰压力为1.0 MPa-1.37 MPa, 介质为310℃以上的过热蒸汽，高压水参数为压力15-20MPa,流量为10~15T/H， 以保持空预器传热元件的清洁。

　　4) 为防止漏风扩大，冷、热端均采用LCS控制。

　　序号 项 目 单位 国电泰州电厂(1000MW机组)

　　改造之前各项参数 改造之后各项参数

　　1 空气预热器型号 — 34 34.5

　　2 生产厂家 — 哈锅预热器 哈锅预热器

　　3 排烟温度/(修正后) ℃ 146 114(性能试验报告)

　　4 预热器漏风率 % 6.81/7.04 4.61/4.82

　　5 烟气侧阻力 Pa 1070 1600/1440

　　6 一次风侧阻力 Pa 1130 960

　　7 二次风侧阻力 Pa 370 690

　　8 高温段传热元件的高度 mm 1000 400+250

　　9 中温段传热元件的高度 mm 550 1000

　　10 低温段传热元件的高度 mm 300 950

　　11 高温段传热元件的板型 — DU3 FNC

　　12 中温段传热元件的板型 — DU3 DU3

　　13 低温段传热元件的板型 — DU3 DU3E

　　14 空气侧换热效率 %　85.9% 　94.6%(设计不小于92.9%)

　　15烟气侧换热效率%66%70%

　　15 换热元件总高度 mm 1990 2600

　　16 空气预热器转子直径 mm 16422 17566

　　四、 存在问题

　　其实超低排放最核心的两个问题是燃烧器低NOX改造后的燃烧器区域高温腐蚀和空预器的ABS问题。

　　1、 高温腐蚀

　　#2炉低低NOX燃烧器和空预器改造改造于2012年12月改造完成，超低排放改造于2014年11月改造完成;#1炉低低NOX燃烧器和空预器改造改造于2013年06月改造完成，超低排放改造于2015年04月改造完成。燃烧器改造均经历一个小修周期，检查发现#1、2炉水冷壁均存在较严重的局部高温腐蚀,其中，#2炉受高温腐蚀的管排，集中处于D-F层燃烧器高度区域，如下图#1-#8角范围内均存在不同程度的高温腐蚀，后墙及#5、#8角侧墙水冷壁尤为严重，SOFA风层水冷壁做过防磨防腐喷涂，只发现个别点存在轻微高温腐蚀，共需换管的水冷壁长度在200米左右。

　　#1炉如下图，高温腐蚀区域主要集中在#5、#8角D层燃烧器至SOFA风喷嘴(标高30m至标高40米)之间，#2、#3角之间存在轻微腐蚀现象。与#2炉比较，#5、#8角的水冷壁高温腐蚀程度更为严重，共换管500米左右。

　　2、 高温腐蚀原因分析

　　燃烧器改造前我厂曾在前墙燃烧器#2、3角AA风和OFA中间存 在局部高温腐蚀，这和燃烧器大风箱前后墙布置有关系。#1、2炉却在侧后墙发现较大面积的高温腐蚀，设计不合理、调试工作不到位和运行方式是产生高温腐蚀的主要原因：

　　1) 设计存在的主要问题

　　设计时，没有考虑八角切圆燃烧存在“热角”问题，后墙#5、8角偏置二次风没有充分发挥作用;二次风口面积偏大，风速偏低，目前送风机厂用电率仅占0.15%(正常应在0.2~0.25%)。

　　2) 调试存在的问题

　　燃烧器改造后，动力场试验应该对一次风进行调平、贴壁风 速进行测量，同时对相关二次风速特别是带贴壁风的风门进行调整，确保一次风速平衡、不贴壁，自炉膛中心形成小的切园;二次风速达到设计值，贴壁风形成一个大切园。但是，由于各种原因，只做了一次风调平试验，没有做二次风的相关试验。

　　3) 运行存在的主要问题

　　u 协调PROFI改造带来的负面影响:为了快速响应电网负荷需

　　求，PROFI通过大幅超调煤量、先加煤后加风方式，结果即使变50MW负荷，煤总的超调量瞬时最大达到100T，风的延后加大变负荷时缺氧;

　　u 长期6台磨煤机运行，一次风率偏高，二次风偏小，二次风速

　　偏低(二次风压偏低，#1炉比#2炉母管二次风压偏低 0.3KPa)，一次风速设计23m/S，实际运行28m/S，偏高，二次风形成不了大切园，贴壁风起不到形成“气幕”且在局部形成富氧燃烧区，同时二次风也不能穿透一次风到达火焰中心，进行高效混合，导致火焰根部氧量过大，影响火检工作。#1炉在700MW时多次出现火检强度不够就是改原因。

　　3、 机组高负荷时防止高温腐蚀的运行措施

　　通过烟气成分分析发现，机组负荷在850MW以上、特别是变负

　　荷时，后墙#5、8角F层燃烧器区域CO偏高，最高可达50000ppm，故要求：

　　1) 正常运行时，CO≤200mg/m³;氧量设置正偏置，以引风机出力为限制条件;

　　2) 带有偏置二次风的CD-L/EF-L/OFA保持50%以上开度;

　　3) 磨煤机一次风量保持-10T/H运行，降低一次风量;

　　4) 900MW及以上负荷时，通过关小SOFA节流，保持二次风压母管压力在0.6KPa以上;

　　5) 调整时注意兼顾SCR入口NOX，6%折算不超过210 mg/m³。

　　五、 空预器ABS问题

　　#1、2炉超低排放已经实现半年，期间经历过一个冬天和春节低负荷运行，空预器压差基本稳定，可控。采取的主要运行措施是：

　　1、 SCR入口烟气NOX浓度≯200Mg/NM3(6%),喷氨单侧≯100kg/h，瞬时≯120kg/h，喷氨量纳入小指标管理。

　　2、 严格控制SCR烟气中氨气逃逸率平均值<2ppm。每季度联系方天对SCR进出氨气浓度场核对，偏差大时调整SCR入口喷氨蝶阀开度进行调整。

　　3、 空预器每班自动吹灰一次，热端50分钟、冷端100分钟，采用本体汽源，冷、热端提升阀后压力分别为1.3MPa、0.8 MPa。

　　4、 运行每天、专业每周对空预器、SCR压差进行分析，发现压差增大趋势时分析原因并立即采取加强吹灰措施。

　　5、 SCR入口烟气温度低于310℃联锁退出脱硝系统运行。

　　6、 排烟温度低于95℃时投入热风再循环，或者适当增大磨煤机制粉冷风以提高排烟温度。入炉煤硫份每增加0.1%，排烟温度提高1.5℃控制。

　　7、 空预器压差超过设计值50%(0.65KPa)或未达到该值，但已经影响机组带负荷或引风机运行安全，即为严重堵灰，投用高压水冲洗。

　　六、 其他建议

　　1、 超低排放燃烧器改造是核心，不应单独追逐低NOX指标，要根据设备、燃料的特点，全面考虑可能带来的高温腐蚀、汽温特性和煤粉燃尽特性等综合指标，结合SCR改造，以及国家可能进一步降低排放标准，系统规划好。

　　2、 SCR改造，需要重点关注以下几个问题：

　　1) SO2/SO3转化率：和煤中硫份、烟气温度、催化剂中V2O5含量成正比，和流过催化剂的截面速度成反比。大家往往重视氨逃逸率，该问题没有得到充分重视。超低排放一般采用“2+1”方式，如果加装3层，SO2/SO3转化率将达到1.4%，此时即使控制氨逃逸率<2ppm，ABS问题也不可避免。高硫煤燃用也要谨慎。

　　2) 对脱硝烟气流场进行模化试验。#2炉脱硝刚上时，SCR出口和烟囱处NOX不一致，喷氨自动不好。经过模化试验发现喷氨角度不对，#1炉小修修正后，效果良好，#2炉也同样修改。

　　3) 氨逃逸率测量值偏小且只有一个测点，不具备代表性。应定期对浓度场进行测量，氨表进行比对;

　　4) 每个喷氨支管蝶阀后加装流量计，便于调试和运行调整;

　　5) 重视空预器压差监视和分析，一旦上堵塞，将不可逆转;

　　6) 烟温低于305℃，果断退出脱硝运行。