（国电石嘴山第一发电有限公司 宁夏回族自治区石嘴山市 753000）
摘要：国电石嘴山第一发电有限公司＃1、＃2锅炉为使烟气排放指标达到国家标准，相继进行了锅炉低氮燃烧改造，燃烧器采用全炉膛分级燃烧技术，尾部烟气采用尿素水解氨蒸汽作为催化剂还原烟气脱硝来降低NOx。但是改造后锅炉的NOx较高且未达到设计值，并且在锅炉运行过程中氨单耗高，导致尿素用量大，造成发电成本上升。在运行中通过调整摸索后，上述问题得到明显改善，降低了发电成本，取得了一定的经济效益。
关键词：低氮燃烧；氮氧化物；耗氨量；运行调整；发电成本
一、引言
环境问题关系到国计民生，也关系到后代子孙的生存。随着人民生活水平的提高，环境问题日益受到人民的关注，为创造一个绿色的世界，国家要求各火力发电企业烟气、粉尘、氮氧化物的排放必须满足环保要求。针对这一情况，火力发电厂大都采用国内较伟成熟的技术，通过低氮燃烧和烟气脱硝来降低烟气氮氧化物的生成。但是本厂进行低氮燃烧器改造后，在降NOX燃烧的过程中，同时出现氨单耗高，导致尿素用量大，一方面造成发电成本上升，另一方面由于耗按量增加也间接导致空预器差压增大影响锅炉效率。为此，我们成立公关组，通过原因分析并采取了相应的运行调整对策，使情况得以改善。
二、锅炉概况
国电石嘴山第一发电有限公司#1、2锅炉型号为WGZ1018-18.44-2，系武汉锅炉厂生产制造的亚临界自然循环汽包锅炉。锅炉采用中速磨直吹制粉系统，采用前后墙对冲布置，燃烧器前墙三层后墙二层，每层5只旋流燃烧器，B层配等离子，其它层为小油枪。锅炉低氮燃烧改造采用LYSC系列低氮燃烧器，前、后墙10个燃烬风采用LYOFA型摆动式燃烬风喷嘴，A、B层燃烧器对冲、C、E层燃烧器对冲，D层喷燃器布置最高。每台锅炉配置2台SCR反应器，锅炉尾部烟气通过低温省煤器下部引出口至SCR反应器本体入口、SCR反应器本体出口至回转式空预器入口之间的连接烟道。尾部烟气采用“选择性催化剂还原烟气脱硝”技术，其反应产物为对环境无害的水和氮气，一炉两个反应器；还原剂采用氨蒸汽，还原剂的制备通过两套尿素水解反应器实现。
三、改造后存在问题
经过改造后锅炉的NOx仍然较高，未达到设计值，并且在锅炉运行过程中氨单耗高，导致尿素用量大，造成发电成本上升；耗氨量增大，还使反应后的氨盐生成量增加，该物质粘性大，易粘结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，造成空预器堵塞现象，影响锅炉通风量，降低了锅炉运行效率。
四、存在问题的原因分析
1、通过运行分析得出：低氮燃烧器煤粉浓淡分离效果较差，虽然通过调节燃烧器内外二次风量及二次风挡板开度来降低主燃烧器区域的氧量，但燃烧器扩角增大和一次风率过高的设计，造成煤粉在初期燃烧时产生的NOx仍然较大，并且燃烬风设计和二次风配比不合理，弱化了还原区的作用，最终导致炉膛出口NOx生成较高。
2、燃烬风的直流设计造成风道阻力较小，实际运行过程中燃烧器区域的空气量大约为65%左右，燃烬风区域的空气量大约为35%左右。当其开度与二次风挡板配比不合适时，燃烬风穿透火焰的能力明显不足，导致燃尽作用下降。在低负荷时，为控制主燃烧器区域的氧量和NOx生成，前后墙燃烬风挡板保持全开，反而使得部分燃烬风成为炉膛漏风进入，从而降低了炉膛出口烟温，导致脱硝入口氧量上升，造成反应器入口NOx增加，为控制出口不超标而被迫加大氨蒸汽喷入量。
3、锅炉燃烧器位置进行了改造，在煤粉燃烧过程中，弱化了主燃烧器区域的炉膛温度和水冷壁的辐射吸热量。在机组加、减负荷过程中，送风、一次风出力调整后，由于燃烧器内外二次风节流的作用，导致二次风箱阻力较大，燃烧器区域的风量增加明显大于燃烬风量，造成送风不能及时与煤粉混合燃烧，导致主再热汽温、主汽压力波动较大，锅炉响应负荷变化迟缓性大。值班人员为响应AGC负荷调整，手动大幅调整一、二次风量，造成脱硝入口烟气量、氧量大幅波动，喷氨量不稳定且偏大。
四、运行调整对策及效果比较
针对出现的问题，我们先根据机组的各负荷段，锅炉不同的制粉系统运行方式，并结合常用的配煤方式进行各数据的收集，然后进行数据的对比，首先确定出脱硝入口NOx最低的制粉系统方式，其次对一二次风率和燃烧器内外二次风的配比进行数据收集和寻优，然后根据飞灰含碳量对煤粉细度进行了调整，进一步降低脱硝入口NOx，制定出成熟的配风调整卡和制粉系统运行方式指导集控运行人员目标控制脱硝入口NOx＜480mg/Nm3。＃1炉NOx440±20mg/Nm3，＃2炉NOx415±20mg/Nm3。
1、NOx调整原则：（下表为ABCE磨组运行方式，其它磨组运行方式参照下表进行调整）
2、制粉系统方式的选择：
2.1四台磨组运行时，优先A、B、C、E磨组方式；当发生无法满足负荷曲线或事故状态时，方可考虑A、B、C、D磨组运行方式，脱硝入口NOx相比升高约50 ～100 mg/Nm3；当A、C、D、E或B、C、D、E磨组方式运行时，脱硝入口NOx相比升高约100 ～150 mg/Nm3。
2. 2三台磨组运行时，A、B、C（E）磨组方式，脱硝入口NOx最低，但对再热器温度影响较大（偏低）；在冬季运行时，排烟温度低，不利于空预器的维护。优先A、C、E磨组运行，其次B、C、E磨组运行，脱硝入口NOx相比升高约30 ～50 mg/Nm3。
3、根据锅炉空预器运行参数的变化，进行脱硝出口NOx的测量和调平工作，减少脱硝出口烟气中NOx的偏差，降低脱硝出口与脱硫出口的偏差，降低氨单耗。
1）#2炉脱硝出口NOx浓度调平测试数据
原始测试数据
调平后测试数据
脱硝、脱硫出口NOx浓度在线数据与脱硝出口实测数据对比
4、制定技术措施，进一步指导集控人员进行氨单耗的控制。
1）加强脱硝各参数表计的监视和分析能力，表计发生异常或显示失真时尤其在自动投入工况下，会造成喷氨量增加，应及时通知热控进行处理，故障侧喷氨量参照正常侧喷氨量进行控制。
2）当入炉煤质全水、挥发份变化较大，在防止磨煤机结焦的措施中冷一次风用量较大，对NOx生成起到积极性作用，当运行磨组冷风调门开度＞50％时，造成NOx升高约100 mg/Nm3。应根据磨组结焦情况，降低一次风压和调节热风调门，减少冷一次风用量，降低NOx和氨单耗。
3）现由于火检冷却风、油枪冷却风、等离子载体风均来自冷一次风母管，一次风压过高，也会增加锅炉风量，对NOx生成起到积极性作用。应根据磨组出口风压、入口风量、石子煤量控制合理的一次风压。
4）负荷在250MW～280MW之间，脱硝入口NOx最容易控制，应严格控制＃1炉NOx440±20mg/Nm3，＃2炉NOx415±20mg/Nm3区间。
5）负荷＞300MW时，为控制飞灰含碳量，控制脱硝入口NOx＜480mg/Nm3之间运行，CO＜150mg/Nm3。
6）负荷在230MW～250MW之间，脱硝入口NOx控制难度最大，控制脱硝入口NOx＜450mg/Nm3，CO＜200mg/Nm3。
7）负荷＜230MW根据煤质积极执行三台磨组运行节能措施，控制脱硝入口＜415mg/Nm3，CO＜100mg/Nm3。
8）在停运磨组过程中，应现将待停运磨煤机煤量提前减至＜18T/h，减少抽粉时间，降低NOx生成和氨单耗。
9）根据两侧烟气量偏差，手动调整喷氨量时，根据烟气量的对比关系，结合理论喷氨量，控制两侧喷氨量，维持脱硫出口“6％NOx”折算值在75mg/Nm3～90 mg/Nm3区间。
10）在机组AGC投入减负荷过程中，由于煤量波动幅度较大，需控制一次风压和二次风压，根据总燃料量和磨组运行情况，及时将一次风压调整至与煤量对应，甚至可以略低于0.2～0.3Kpa，但严禁将一次风母管压力＜6.2Kpa。送风机出力根据燃料量、氧量，超驰调整，但严禁调整送风机电流＜24A。
11）加强锅炉漏风和炉底水封检查，炉底漏风大造成炉内NOx生成较高。
12）、根据月度负荷曲线和季节性特点，合理安排下排磨组退备检修工作，避免高负荷时段NOx的生成，进一步降低氨单耗。
五、效果评价
通过采取上述手段，2016年消耗尿素3363.99吨，2017年消耗尿素2190.42吨，剔除发电量影响，折合为同一利用小时，2016年度电尿素耗量9.88g/kwh，2017年度电尿素耗量7.88 g/kwh，同比节省尿素569.23吨，按2017年每吨尿素1670元计算，2017年节约费用569.23*1670=950614.1元。
六、结论
针对我公司锅炉低氮燃烧超低排放改造后存在的耗氨量大问题，对低氮燃烧器的配风和燃烬风进行调整及优化运行操作和运行方式后，有效的降低了我公司＃1、＃2锅炉的耗氨量，尿素耗量同比下降明显，节约发电生产费用95万余元，取得了明显的经济效益。
参考文献
［1］黄新元.电站锅炉运行与燃烧调整 中国电力出版社，2002 ISBN 7-5083-1330-5
［2］李青 高山 薛彦廷 火力发电厂节能技术及其应用中国电力出版社，2007 ISBN 978-7-5083-5297-8
［3］WGZ1004/18.40-2型锅炉燃烧器说明书.武汉锅炉股份有限公司
［4］设备厂家说明书及有关技术资料
论文作者:时国栋
论文发表刊物:《电力设备》2018年第17期
论文发表时间:2018/11/11
标签：锅炉论文; 烟气论文; 燃烧器论文; 尿素论文; 入口论文; 风压论文; 风量论文; 《电力设备》2018年第17期论文;