620 t·h—1循环流化床锅炉及低NOx改造

　　某公司自备电站安装一台国产620 t·h-1循环流化床(CFB)锅炉.该锅炉采用单锅筒自然循环、集中下降管、平衡通风、绝热式旋风气固分离器、循环流化床燃烧方式、滚筒冷渣器，后烟井内布置对流受热面，过热器采用两级喷水调节蒸汽温度，不带再热器，并配套一台100 MW双抽凝汽式汽轮机组.该锅炉设计为煤与石油焦混烧，煤焦比为7∶3，并于2008年建成投产.自投产以来，锅炉性能基本达到了运行要求，但由于排烟温度高等原因使得锅炉效率达不到性能保证值91.2%;存在NOx排放浓度超性能保证值、风帽堵塞和磨损较快的问题.

　　近年来，公司开展了炉效达标治理工作，对锅炉实施提效技术改造.该锅炉的提效治理目标为92.3%.另一方面，《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)规定：自2014年7月1日起，现有循环流化床火力发电锅炉NOx排放限值为100 mg·Nm-3(重点地区)[1].为进一步提高循环流化床锅炉低污染排放的能力，使之符合新排放标准，计划采取有效措施在满足NOx排放性能保证值的前提下，纯烧煤工况时NOx排放浓度小于200 mg·Nm-3 (干烟气，6%含氧量)，并为日后进一步降低NOx排放打好基础.计划减排措施与提效措施同步实施，以实现污染物减排和提高炉效的双赢.

　　1 锅炉基本情况

　　1.1 基本情况

　　该锅炉主要由锅筒、悬吊式全膜式水冷壁炉膛、绝热式旋风分离器、“U”型返料回路以及后烟井对流受热面组成.锅炉的锅筒、炉膛水冷壁和尾部包覆墙部分均采用悬吊结构.锅炉炉膛和后烟井包覆过热器整体向下膨胀，锅炉在炉膛水冷壁、旋风分离器和后烟井设置三个膨胀中心，每个独立膨胀的组件之间均有柔性的非金属膨胀节连接.锅炉整体呈左右对称布置.

　　炉膛上部布置10 片水冷屏和10 片屏式过热器(简称屏过)，其中水冷屏对称布置在左右两侧.炉膛与后烟井之间，布置有两台绝热钢板式旋风分离器.旋风分离器下部各布置一台非机械的“U”型回料器.回料器底部布置流化风帽，使物料流化返回炉膛.在后烟井内按烟气流向依次布置高温过热器、中温过热器和省煤器.过热器系统中，在屏过出口设置一级喷水减温器，在中温过热器和高温过热器之间布置二级喷水减温器.

　　该锅炉一次风从炉膛底部经布风板、风帽进入炉膛，二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛.锅炉共设有6个给煤点和6个石灰石给料口，均匀地布置在炉前.炉膛底部设有钢板式一次风室，悬挂在炉膛水冷壁下集箱上.该锅炉采用床上启动点火方式.床上共布置4 支(左右侧墙各2支)大功率的点火油枪.同时在炉底布置两台滚筒式冷渣器.

　　1.2 主要参数

　　该锅炉主要参数如表1所示.

　　2 炉效分析

　　循环流化床锅炉的热效率为[2]

　　式中，η为循环流化床锅炉热效率;q2为排烟热损失;q3为可燃气体未完全燃烧热损失;q4为固体未完全燃烧热损失;q5为锅炉散热损失;q6为灰渣物理显热损失;q7为石灰石脱硫热损失.

　　该锅炉通过性能试验测得热效率为90.7%，各项热损失如表2所示.

　　对照表2数据，热损失超过设计值的主要是排烟热损失q2和固体未完全燃烧热损失q4.

　　2.1 排烟热损失分析

　　排烟热损失是该锅炉的主要热损失.实际运行中排烟温度明显高于设计值.以2010年9月份与2011年3月份典型数据为例，如表3所示.

　　从表3可见，环境温度对排烟温度影响较大.夏季工况时，由于环境温度较高(约为32℃)，对应的空预器进口一、二次风温及排烟温度较高;同理在冬季工况时，空预器进口一、二次风温及排烟温度较低.锅炉原设计工况是环境温度为20℃，空预器进口一、二次风温平均为35℃，设计排烟温度约为140℃.如果折算到设计环境温度20℃工况下，实际的排烟温度修正后约为158℃左右.因此实际的排烟温度比设计值偏高约18℃左右，这是造成锅炉效率降低的最主要原因.

　　造成空预器排烟温度偏高的原因主要有三个：

　　一是省煤器设计给水温度为223℃，但实际给水温度约235℃左右，超过设计值10℃，造成空预器进口烟温偏高，提升了空预器出口排烟温度.同时在省煤器的出口，水温基本达到饱和温度315℃，说明省煤器的换热已基本达到上限.

　　二是原有的管式空预器管子超过2万根，数量多，横向跨距6.6 m，长度大，在运输、装卸、现场安装等过程中，容易造成管子开裂以及管子与管箱之间存在缝隙;运行中低温腐蚀等原因也会引起管子泄漏.损坏的管子处理受到检修空间和穿管难度大的限制，无法在现场更换，只能采取封堵的办法解决，造成了空预器有效受热面积不断减少，排烟温度不断升高.另外当运行中发生省煤器泄漏时，大量的灰积在空预器管排之间，由于管排间距较小，积灰无法冲洗干净，造成空预器烟气侧换热面积减少，换热效果差，排烟温度上升.

　　三是炉膛内床温偏高，使得锅炉尾部的过热器、省煤器等整体温度上升.以2010年9月14日的工况为例，平均床温895.40℃，高温过热器进口平均烟温为936℃，超过设计温度(876.1℃).高、中温过热器间的二级喷水减温水量比较大，为8.53 t·h -1，设计流量为4.65 t·h -1.这也可证明尾部烟道整体温度偏高，使排烟温度上升.

　　2.2 固体未完全燃烧热损失分析

　　试验测得飞灰含碳量为9%左右，设计值为7.9%;灰渣含碳量为2%，与设计相差不大.飞灰含碳量高是造成固体未完全燃烧热损失大的主因.影响飞灰含碳量的因素有很多，如入炉煤粒径、炉膛尺寸、床压与床温、旋风分离器的效果等[3].

　　对于该锅炉，飞灰含碳量高的主要原因是燃料中细颗粒成分严重偏高.大量的细碎煤焦尚来不及在锅炉内充分燃烧，便随气流吹到尾部烟道，引起飞灰含碳量高，降低锅炉效率.另外，因风帽存在磨损和堵塞，造成流化质量下降，也增加了固体未完全燃烧热损失.

　　3 NOx排放分析

　　该锅炉的NOx排放的性能保证值为150 mg·Nm-3 (干烟气，6%含氧量)，工况条件为：燃用设计煤质(煤焦比为7∶3).实际运行中，按照设计煤质运行时，NOx的排放浓度曾达到保证值，如2010年9月10日NOx排放浓度为141.5 mg·Nm-3.但实际运行中煤焦比经常根据煤、焦价格及库存情况发生变化，加之负荷的波动，NOx排放浓度一般在200～300 mg·Nm-3之间，少数情况下出现超过300 mg·Nm-3的情况.

　　炉膛运行床温对NOx排放的影响业已取得共识.一般来说，床温越高，NOx的排放浓度越高.当温度超过一定值(如900℃)，NOx排放有加速增长的趋势，床温下降则相反[2，4].该锅炉运行中床温较设计值偏高：锅炉蒸发量在620 t · h -1左右时，平均床温在898℃左右，局部床温超过940℃.选取蒸发量600～620 t · h -1之间的20个工况点，得出平均床温与NOx排放浓度之间的关系，如图1所示.

　　图1显示出床温与NOx排放浓度有较明显的线性关系.可以判断床温偏高是该锅炉NOx排放浓度超过性能保证值的主要原因.另外，风帽的磨损与堵塞造成的流化质量下降，炉膛出现的局部高温在一定程度上提升了NOx排放.

　　锅炉设计燃料(煤焦混合燃料)的挥发份Vdaf约为28.95%，氮元素含量Nar约为0.9%，燃烧特性偏向中挥发份烟煤特性;而纯煤的Vdaf 约为37.50%，Nar约为0.8%，燃烧特性偏向高挥发份烟煤特性.通常，在同样的燃烧温度以及相近的含氮量情况下，高挥发份烟煤的NOx排放浓度要高于中挥发份烟煤的排放浓度.如果在接近900℃的平均床温下纯烧煤，那么排放浓度将超过300 mg·Nm-3.若把纯烧煤时的NOx排放浓度降低到200 mg·Nm-3以下，那么要适当降低床温10～15℃.

　　4 改造思路与主要措施

　　锅炉的改造是一个系统性工程，改造后容易发生单个部位的效率得到提高，而相关其它部位效率下降，严重时甚至影响到整台锅炉的正常运行.因此，提效与低NOx改造同步实施必须综合考虑，统筹兼顾，采用热力计算与成熟经验结合的方式.

　　4.1 改造思路

　　根据对锅炉热损失和NOx排放的分析，锅炉提效必须降低排烟温度，减少飞灰含碳量.

　　降低排烟温度采取增加锅炉尾部的过热器、省煤器、空预器的吸热量及降低床温的措施.增加换热器的吸热量，对于已安装设备增加换热面积是最直接的方式，但由于省煤器出口水温基本上达到了饱和温度，已不能再通过增加省煤器面积降低烟气温度.高温过热器减温水的量已大于设计值，说明过热器的面积已足够.因此只能增加空预器的吸热量和降低床温实现排烟温度的降低.

　　减少飞灰含碳量采用提高流化质量，减少燃料中细颗粒成分的措施.由于不考虑增加燃料处理的新设备，减少燃料细颗粒需要在运行中优化破碎机的工作状况实现.

　　低NOx排放需要降低锅炉床温.炉膛内局部高温不利于NOx排放，因此也需要提高流化质量.

　　因此，改造思路为：增加空预器吸热量，降低锅炉床温，提高流化质量.对应的措施是空预器改造、水冷屏与屏式过热器的改造、风帽改型.

　　4.2 空预器的改造

　　增加空预器吸热量，通过增加原管式空预器的换热面积来实现.

　　经初步计算分析，如果降低排烟温度到140℃左右，需要增加空预器纵向排数总共约30排，且空预器管束需改成三回程，高度方向增加约4.2 m左右.但对于现有的空预器现场空间十分有限，增加高度和改造施工难度很高，基本无法实现.因此空预器改造需要一台尺寸较小，结构紧凑，换热效率高的空预器.

　　经过计算和空间布置情况分析，对照国内类似循环流化床锅炉空预器结构和借鉴部分锅炉改造的经验，将空预器改为体积相对较小的回转式空气预热器是可行的.改造后的排烟温度可降到140℃以下，漏风率可控制在8%以内.回转式空预器在国产200 MW、300 MW 等级的大型循环流化床锅炉中得到较广泛应用，具有漏风率小、低温腐蚀程度轻、排烟温度低的优点.空预器改造的主要内容是空预器本体安装及相应风、烟道的改造.

　　空预器改造完成后，将一、二次热风温度提高至260℃，并将炉膛床温提高4℃.这有利于降低飞灰含碳量，但是对于降低NOx排放有负面作用，且进一步提高锅炉尾部整体温度.空预器改造对床温的影响需通过水冷屏与屏过的改造一并消除.

　　4.3 水冷屏与屏式过热器的改造

　　对该锅炉来说，降低床温可行的方法是增加炉膛内水冷屏和屏式过热器面积以增加吸热量.

　　水冷屏与屏式过热器各10屏在炉膛上部，屏过在中间，水冷屏在两旁各5屏，沿宽度方向均匀布置，横向节距为800.1 mm.由于无法用增加屏数量的办法增加换热面积，只能增加屏的长度实现.经过计算，将水冷屏与屏过在长度方向上各增加2.5 m，实现水冷屏增加换热面积150 m2、屏过增加120 m2的效果.以屏过为例，如图2所示.

　　空预器、水冷屏与屏过改造方案计算结果如表4所示.

　　4.4 风帽的改型

　　原风帽采用钟罩型，在该锅炉上应用效果不好，磨损、烧毁和堵塞严重.2010年锅炉第一次检查性大修时，锅炉运行仅一年多，更换风帽450只，占全部风帽的三分之一多.另外，在发生水冷壁泄漏时，风帽堵塞情况严重，且清理十分缓慢.存在问题的风帽影响锅炉流化质量，使燃烧工况变差.若进一步提高流化效果，需对风帽进行改型.

　　此风帽兼具T 型风帽和钟罩式风帽的优点，风帽外罩小口倒吹设置，相邻排的风帽外罩小口朝向相互转45°布置，使得风帽间的对吹磨损和堵塞得到解决，且布风效果良好，流化均匀稳定.这可在一定程度上提高炉效.在改造中，利用原布风板和风帽导管，只将钟罩部分更换.通过计算，风帽阻力在5～6 kPa，有良好流化质量.

　　5 改造效果分析

　　5.1 相关参数

　　该锅炉改造前后主要参数如表5所示.

　　从改造结果看，排烟温度下降明显，炉效相应提高.风帽的改造达到了预期的效果.NOx排放达到的效果超过预期，其原因主要是新型风帽有效地提高了流化质量，一定程度减少了局部高温;水冷屏与屏过换热面积的增加，有效降低了炉膛上部的温度.

　　5.2 改造需要注意的问题

　　使用回转式空预器后，一、二次热风将携带部分飞灰回到炉膛，热风道特别是二次风管上的膨胀节、风门等的磨损可能会加剧.另外，风帽改造后，如果一次风调整不当，可能造成浓相区上移，造成水冷壁管的快速磨损、泄漏.

　　6 结论

　　通过对620 t·h-1循环流化床锅炉热损失和NOx排放的分析，对空预器、水冷屏和屏过、风帽提出了改造方案.改造后有效提高了锅炉的流化质量，降低了床温和排烟温度，提高了锅炉的效率并降低了NOx排放.对于因排烟热损失大引起炉效降低的大型循环流化床锅炉，可用更换回转式空预器的方法实现锅炉提效.通过合理降低床温，也可以将大型循环流化床锅炉的NOx排放降低到100 mg·Nm-3以内，实现减排与提效的双赢.

　　参考文献：

　　[1] 国家环境保护部，国家质量监督检验检疫总局.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] 蒋敏华，肖平.大型循环流化床锅炉技术[M] .北京：中国电力出版社，2009.

　　[3] 宋永富.降低循环流化床飞灰含碳量的的探析[J] .锅炉制造，2011(6)：26-28.

　　[4] 岑可法，倪明江，洛仲泱，等.循环流化床锅炉理论设计与运行[M] .北京：中国电力出版社，1998.