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省电站燃烧设备工程中心 国内大型锅炉制造企业配套单位
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大唐乌沙山电厂低NOx改造

1 前言

大唐乌沙山发电有限责任公司(以下简称乌沙山电厂)#3锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国三井巴布科克能源公司(Mitsui Babcock Energy Limited)的锅炉技术,进行设计、制造的。锅炉型号为HC—1890/25.4—YM4型锅炉,20079303#机组投入商业运行。锅炉燃烧器采用30 只低NOX 轴向旋流燃烧器(LNASB)前后墙布置、对冲燃烧,配有6 HP1003中速磨直吹式制粉系统,B-MCR 工况下5台运行,一台备用。

为了解决锅炉NOx排放量较高(平均500 mg/m3(O2=6%)以上)、燃烧器易磨部件磨损严重、锅炉燃烧器区域结焦现象,乌沙山发电厂在对我国先进的煤粉燃烧器调研考证后,由哈尔滨博深科技发展有限公司承担#3锅炉燃烧器的改造任务。在乌沙山电厂和哈尔滨博深科技发展有限公司的共同努力下,锅炉低氮改造工作取得成功,圆满完成了国内首台600MW超临界锅炉旋流燃烧器低氮改造。


2 改前锅炉燃烧器概况

2.1燃烧器

燃烧器布置方式采用前后墙布置,对冲燃烧。前后墙上各布置3层燃烧器,每层各有5LNASB燃烧器,总共30只。在最上层煤粉燃烧器上方,前后墙各布置1层燃尽风口,每层布置5只,共10只燃尽风口。LNASB旋流煤粉燃烧器结构如图1所示。燃烧器上排一次风喷嘴中心线到屏式过热器底部(19.374m)、下排一次风喷嘴中心线到冷灰斗弯管处(3.007m)

LNASB燃烧器设计煤种普遍为挥发分含量较高的烟煤,燃烧器结构见图1所示。

1 LNASB旋流煤粉燃烧器结构简图

LNASB (Low NOx Axial Swirl Burner)旋流燃烧器把分级送风技术和煤粉局部浓集燃烧法结合起来,中和了两者的优点,从而达到初步降低NOx生成量的目的。该燃烧器燃烧风的分级是通过把燃烧风分为独立的旋流内二次风和旋流外二次风(三次风)来实现的,从而形成双调风型旋流燃烧器。旋流内二次风分别由手动套筒挡板和手动旋流器拉杆调节风量和旋流强度,旋流外二次风仅由手动旋流器拉杆调节旋流强度,安装时预先将旋流器位置调整好,运行中不能调整。在二次风压不变的前提下,通过改变内二次风套筒挡板位置来改变内二次风量与外二次风量的比例,通过移动内二次风旋流叶片来改变绕过叶片的直流风和通过叶片的旋流风的比例,最终达到改变内二次风旋流强度的目的。煤粉局部浓集燃烧是通过安装在一次风管炉膛端的4个收集器来实现的。4个收集器壳体固定在一次风管内表面上,旋转的一次风通过收集器,在燃烧器出口形成4股独立的高煤粉浓度风粉流,得以控制一次风环行套筒周围风粉比的变化,这符合分段燃烧降低NOx生成的原则:在煤粉着火和挥发物燃烧的区域尽量增大燃料浓度,减小过量空气系数。在一次风管入口装有一煤粉分配器,以达到均匀分配煤粉的目的,在燃烧器尖部安装有一个火焰保持器,用以稳定火焰根部。燃烧器设中心风管,用以布置点火设备。一股小流量的中心风通过中心风管送入炉膛,以提供点火设备所需要的风量,并在点火设备停运时防止灰渣在此部位聚集。

2.2燃尽风

燃料完全燃烧所要求的风量的差额通过最上排燃烧器上方的燃尽风补充。燃尽风结构如图2所示。燃尽风喷口以二股气流高速进入炉膛:第一股以较高的轴向速度的二次风气流冲出以保证穿透炉膛气流,称之为一次风;第二股二次风气流在外围旋流进入炉膛以保证空气与燃烧产物中的未燃颗粒充分混合,称之为二次风。

每一个燃尽风喷嘴通过一次风挡板调整一、二次风比例。调整杆穿过OFA喷嘴的面板与这个挡板连接,并允许挡板的位置变化。调整杆上的指杆和面板上的标尺示出了挡板的位置,观察孔和连杆的开孔也在OFA喷嘴面板上。

2 燃尽风喷燃烧器简图

2.3运行情况

锅炉自投运以来燃烧状况稳定,经济性较高。但也存在一些问题,亟待解决:首先是锅炉NOx排放量较高,平均500 mg/m3(O2=6%)以上。目前我国NOx污染越加严重,国家的环保法规对电站锅炉NOx的排放量的限制越来越严格,降低电厂NOx的排放量势在必行;其次是燃烧器易磨部件磨损严重、锅炉燃烧器区域结焦和喷口烧坏变形的现象时有发生。煤质情况如下表所示:

燃煤成分及特性表

序号

单 位

设计煤种

(神府东胜煤)

校核煤种

(大同塔山煤)

1

燃煤

成分

Car

60.33

63.09

Har

3.62

3.95

Oar

9.94

5.93

Nar

0.70

0.82

St,ar

0.41

0.45

Aar

13.0

11.76

Mar

12.0

14.0

Vdaf

36.44

33.80

2

燃煤

特性

可磨性系数(HGI

56

51

收到基低位发热值Qnet.ar

kJ/kg

22760

24190


2.4存在问题的原因

乌沙山发电有限责任公司3号锅炉存在的问题有:NOx排放量高,燃烧器组件磨损严重,燃烧器喷口结渣严重,存在喷口烧坏变形。

NOx 排放高的主要原因在于:

(1)燃烧器结构型式欠妥,没有采用外浓内淡周向分离技术,燃烧器一、二次风混合提前,不利于抑制NOx 生成;

(2)原设计虽然进行了全炉膛分级燃烧,但燃尽风率偏小,燃烧所需要的空气过多从燃烧器区域加入,给氮氧化物的产生创造了有利条件。

燃烧器喷口结渣、烧坏变形主要是因为LNASB燃烧器在燃烧器出口处形成回流区,并且回流区的起点在燃烧器内部,回流区卷吸的高温烟气易使燃烧器喷口结渣、烧坏变形。


3 乌沙山电厂3#锅炉改造目标

1改造方案NO X排放达到的指标:在B-MCR工况下,5台磨煤机运行(ABCDE运行或ABCEFABCDF运行或ABDEF运行) NO X排放浓度不超过200mg/Nm 3 (O 2 =6%);在B-MCR工况下,6台磨煤机运行,NO X排放浓度不超过240mg/Nm 3 (O 2 =6%);在低负荷工况下,4台磨煤机运行(ABCE运行),NO X排放浓度不超过180mg/Nm 3 (O 2 =6%)。在低负荷稳燃工况下(ABC运行或ABE运行),NO X排放浓度不超过240mg/Nm 3 (O 2 =6%)

2锅炉改造后,运行稳定,炉膛负压稳定,主蒸汽压力、主蒸汽温度达到设计要求。

3在燃用现运行煤质时,锅炉在额定负荷下运行时,锅炉效率不低于改造前的效率,飞灰可燃物含量不提高。

4燃烧器区无结渣现象。

5煤粉燃烧器使用寿命达到2个大修期。

6水冷壁进行改造后,不破坏锅炉的水动力特性。


4 改造试验

4.1 改造前的试验

为了解改前锅炉燃烧效率和NOX排放等运行状况,为旋流燃烧器低NOX技术改造方案的设计提供考察依据。

试验内容包括入炉煤样分析,灰渣分析,给水、炉水、蒸汽品质分析,环境测试,烟气分析,煤粉取样分析,炉温测量,OFA风量测量等。锅炉主要运行参数以计算机打印间隔(1分钟或5分钟)为准,同时记录一次锅炉运行主要参数。

4.2 改造后冷态试验

4.2.1 试验项目及方法

1)一次风调平试验

2)磨煤机风量标定试验

3)正常运行情况下燃烧器和燃尽风的流场观察测量

1)燃烧器及燃尽风喷口风速的测量

2)燃烧器流场示踪

3)燃烧器粉末流场示踪

4.2.2 试验结论

1)通过对一次风管风速的测量进行调平,一次风管的最小偏差为 2.8%,最大偏差为 4.9%,满足实际锅炉实际运行要求;

2)对所有一次风管风速测量,表盘参数与测量值最大偏差为 6.7%,最小偏差为 0.6%,得出了每台磨煤机的实际风量并与表盘值的对照值,为锅炉安全稳定运行提供参考;

3)二次风叶轮拉出0mm,射流扩展角度在79.890°之间;中心回流区直径为0.480.68d,长度为0.540.68d。射流结构大小合适,满足锅炉稳燃的要求;

4)粉末示踪试验,燃烧器一次风速合理,可以携带粉末到达炉膛中心,有利于形成形成对冲燃烧,燃烧器不存在刷墙现象。

4.3 改造后热态试验

4.3.1 试验项目

1)习惯运行工况试验

习惯运行工况试验为额定负荷下运行人员习惯操作方式时的锅炉试验,试验的目的在于摸清锅炉目前的运行状态、各项热损失的大小及NO X的排放量,为以后的燃烧调整做铺垫。

行标定。

2)变中心风量工况试验

额定负荷下将燃烧器中心风打开100%50%0%(全关)保持不变。试验的目的在于摸清中心风对煤粉着火及燃烧的影响。

3)变燃尽风挡板开度试验

额定负荷下通过试验确定锅炉运行的最佳燃尽风挡板开度,尽风布置方式对NO X的排放量的影响。

4.3.2 试验方法

1)原煤取样

2)单只燃烧器中心线温度测量

3)尾部烟气成分测量分析

4)烟温测量

5)飞灰取样

6)大渣取样

7)运行参数记录

4.3.3 试验结论

1mg/m 3以上,降低到平均200mg/m 3,低值180 mg/m 3左右(O 2 =6%)

2)燃烧器中心风关闭不利于煤粉的着火燃烧,建议运行时锅炉中心风全部打开,此时煤粉着火点在炉膛内,距水冷壁0.1m左右;

3)旋流燃烧器可以独立组织燃烧,相同工况下的不同燃烧器中心线温度分布差别不大;

4600MW负荷下,上下两层燃尽风中只有内直流风进入炉膛且挡板开度分别为30%10%、中心风全开的工况,锅炉效率最高为93.51%,此时飞灰含碳量为1.11%、大渣含碳量为1.08%,测得空预器出口烟气的氧量是3.86%NOx浓度为194.2mg/m 3O 2 =6%

5 改造效果分析

锅炉燃烧系统改造后,锅炉点火取得一次性成功,蒸汽主参数达到设计值,锅炉燃烧稳定。氮氧化物排放浓度由改造前的500 mg/m 3降低到186 mg/m 3(折O 2 =6%),飞灰可燃物含量、排烟温度、锅炉热效率与改造前基本相同,锅炉运行稳定,没有发现燃烧器喷口结渣和烧坏和变形的现象。改后数据如下:

改前

改后

时间

113151416

11911214

机组负荷

600MW

600MW

飞灰含碳量

0.78%

0.92%

大渣含碳量

0.43%

1.43%

空预器进口烟气温度

357.5

347.5

锅炉效率

93.8%

93.9%

锅炉NOx排放量的降低,为电厂节省了相当可观的运行费用,具体经济效益分析如下:

1节约氮氧化物排污费

#3锅炉满负荷工况下机组烟气量为2511t/h,按照年运行5500h计,改造前NOx 500 mg/m 3 (O 2 =6%) NOx 180mg/m 3 (O 2 =6%),则锅炉每年向大气排放的NO X改造前为5311.6t,改造后为1912.2 t,改造后每年NO X减排量为3399.4t。按照现行大气污染物排污费为0.6/kg计算,则进行改造后,#3锅炉每年少缴的氮氧化物排污费为204万元。

2当采用尿素作为脱硝剂

1)节约SCR喷尿素材料费

利用烟气脱销SCR方法,如果采用尿素脱硝时,通过化学反应式计算以及考虑氨的逃逸量,脱除1kgNOx(折算成NO 2 )需要消耗0.7059kg尿素,尿素价格按2000/吨,那每年节省费用为:

3399.4×0.7059×2000= 480万元

2)节约SCR运行费用

采用尿素脱硝时,每吨尿素水解需要266.67公斤柴油(每吨按8200)46.67KW/h电量(KW/h0.7)1吨除盐水(每吨10)以及4.89吨蒸汽( 吨按33),则水解每吨尿素需要的运行费用为:

0.26667×8200+0.7×46.67+1×10+4.89×33=2390.7

如果采用尿素脱硝时,那每年节省运行费用为:

3399.4×0.7059×2390.7= 573.7万元

当采用采用尿素作为脱硝剂每年的总费用=480+573.7=1053.7万元

3当采用液氨作为脱硝剂

如果用液氨作为脱硝剂(液氨按每吨2800元),单台锅炉脱除这些NOx,每年消耗液氨量:

0.4×3399.4=1359.76

需要花费的费用为:1359.76×2800=380.73万元

1吨液氨需要消耗1吨蒸汽(每吨按33元),折合每年的费用为1359.76×33=4.49万元

所以,采用SCR烟气脱硝系统,仅考虑脱硝剂消耗费用,当用液氨作为脱硝剂时,每年烟气脱硝系统运行费用至少为:380.73+4.49=385.22万元。




 
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