張思海，張雙銘，張俊杰，苗 苗，王家興，張 縵，楊海瑞

(1.寧夏國華寧東發(fā)電有限公司 寧夏 銀川 750408； 2.清華大學(xué) 能源與動力工程系 電力系統(tǒng)及發(fā)電設(shè)備控制和仿真國家重點實驗室，北京 100084； 3.煙臺龍源電力技術(shù)股份有限公司，山東 煙臺 264000)

0 引 言

隨著近年來新能源的不斷發(fā)展，電力系統(tǒng)參與調(diào)峰的形勢越來越嚴峻，為了消納更多的新能源上網(wǎng)，要求火電機組實現(xiàn)深度調(diào)峰靈活性運行[1-2]。盡管循環(huán)流化床(CFB)鍋爐較煤粉爐有更好的調(diào)峰能力，但在深度調(diào)峰低負荷運行時，為了確保密相區(qū)內(nèi)顆粒充分流化，當(dāng)負荷低于50%時，一次風(fēng)總量將維持不變，通過降低二次風(fēng)份額來維持爐膛出口的過量空氣系數(shù)。因此，導(dǎo)致密相區(qū)內(nèi)氧量過剩，呈宏觀富氧的燃燒狀態(tài)，引起NOx原始排放增加；二次風(fēng)份額降低，進一步弱化了二次風(fēng)分級對NOx還原能力[3]。隨負荷降低爐膛平均溫度降低，密相區(qū)和爐膛出口溫度差降低更多，導(dǎo)致分離器入口溫度甚至低于800 ℃。CFB鍋爐NOx超低排放技術(shù)中，除了爐膛內(nèi)燃燒優(yōu)化調(diào)整降低NOx的原始生成外，還需通過選擇性非催化還原噴氨技術(shù)(SNCR)進一步保證排放濃度達到超低標(biāo)準，CFB鍋爐中SNCR脫硝反應(yīng)要求的窗口溫度在800 ℃以上[4-5]。以300 MW亞臨界CFB鍋爐機組為例，機組負荷低于100 MW時，鍋爐床溫常低于720 ℃，嚴重偏離了SNCR脫硝反應(yīng)的窗口溫度，繼續(xù)在分離器入口噴入尿素等溶液，還原效率將大幅降低，從而造成氨逃逸量加劇，既增加了尿素用量，也會對設(shè)備造成腐蝕、堵塞[6]。

低負荷運行時NOx易超標(biāo)，使CFB鍋爐的深度調(diào)峰能力受到極大限制，也無法發(fā)揮其寬負荷調(diào)整的優(yōu)勢，很難滿足現(xiàn)階段電力市場需求，因此CFB鍋爐低負荷下實現(xiàn)NOx環(huán)保指標(biāo)的合格排放，也是目前CFB鍋爐深度調(diào)峰期間需要迫切解決的問題之一。

為了CFB鍋爐低負荷控制NOx原始排放，根據(jù)煤種的成灰特性優(yōu)化入爐煤粒度，降低爐內(nèi)床料的平均粒度，粒度降低一方面可增加密相區(qū)內(nèi)氣固傳質(zhì)阻力，強化固體可燃物表面的還原性，抑制NOx生成；另一方面可延遲可燃物的燃燒，增加爐膛上部燃燒份額，避免爐膛出口溫度降低。床料粒度降低后，密相區(qū)的最低流化風(fēng)量降低，使一次風(fēng)份額適當(dāng)降低，從而顯著降低了密相區(qū)的氧化氣氛，減少NOx生成[7]。同時，可優(yōu)化二次風(fēng)口位置，適當(dāng)提高二次風(fēng)口高度可強化空氣分級的作用，延長底部還原區(qū)高度，進而達到降低NOx的目的[8]。近年來，通過在爐膛中上部安裝SNCR系統(tǒng)，利用爐內(nèi)高溫區(qū)進行脫氮的工業(yè)[9]。

煙氣再循環(huán)(簡稱“煙再”)技術(shù)也是一種適合CFB鍋爐低負荷運行的NOx控制技術(shù)[10-11]。CFB低負荷運行階段，由于存在最低流化風(fēng)量、二次風(fēng)口防燒損等基本要求，使密相區(qū)氧量很難降低，通過煙氣再循環(huán)可獲得低負荷低氮燃燒氧量理想匹配，料層以欠氧模式充分流化。同時，煙再的欠氧緩燃能力適度推遲了燃盡，上部煙溫可提高30～60 ℃，使?fàn)t膛出口溫度與床溫趨于一致，同時解決了低負荷時SNCR區(qū)域煙溫不足的問題。

在實際運行調(diào)整中，煙氣再循環(huán)的工業(yè)化應(yīng)用效果顯著[12-16]，但也出現(xiàn)了循環(huán)風(fēng)機腐蝕等問題，特別是在大型CFB鍋爐機組上的運行經(jīng)驗較少。

本文主要針對某臺330 MW亞臨界CFB機組，對投運煙氣再循環(huán)系統(tǒng)前后性能進行對比，探討了該技術(shù)對鍋爐燃燒、污染物排放等參數(shù)的影響，從而為眾多深度調(diào)峰CFB機組提供參考。

1 鍋爐、環(huán)保設(shè)施及主要問題

寧東電廠2臺亞臨界CFB鍋爐采用東方鍋爐廠設(shè)計制造的330 MWe 亞臨界CFB鍋爐(型號DG1177/17.5-Ⅱ3)，整體布置為單爐膛、單布風(fēng)板、一次中間再熱、汽冷式旋風(fēng)分離器、尾部雙煙道結(jié)構(gòu)。爐膛內(nèi)布置有12片屏式過熱器、6片屏式再熱器和2片水冷蒸發(fā)屏。尾部前煙道布置了低溫再熱器，后煙道從上到下依次布置有高溫過熱器、低溫過熱器，向下前后煙道合成一個煙道，從上到下依次布置省煤器和空氣預(yù)熱器。爐前布置10個給煤口，爐后布置6個排渣口。水冷風(fēng)室為兩側(cè)進風(fēng)。3臺汽冷式旋風(fēng)分離器下部各布置一臺“J”閥回料器，回料器為一分為二結(jié)構(gòu)。鍋爐主要參數(shù)見表1，入爐煤參數(shù)見表2。

表1 鍋爐主參數(shù)

表2 入爐煤工業(yè)分析

煙氣污染物執(zhí)行超低排放標(biāo)準，脫硝采用SNCR，還原劑采用氨水(20%溶液)，每臺分離器入口煙道布置12支噴槍，每臺爐共36支。脫硫采用“爐內(nèi)石灰石干法”+“爐外石灰石濕法”，根據(jù)硫分不同，爐內(nèi)鈣硫比控制在1.5～1.8。爐外脫硫采用單塔一體化脫硫除塵。

隨著西北電網(wǎng)新能源大量并入電網(wǎng)，電網(wǎng)要求機組實現(xiàn)深度調(diào)峰功能，寧東一期機組于2018年實現(xiàn)了30%負荷深度調(diào)峰工作，但由于煙氣溫度過低(650 ℃)，脫硝效率降低，投入脫硝劑后造成氨逃逸超標(biāo)，影響鍋爐尾部煙道設(shè)備安全運行。為控制NOx，采取了低風(fēng)量和低氧量運行方式，但同時也出現(xiàn)了以下問題：

1)為了降低負荷，動態(tài)工況下一次流化風(fēng)量需過調(diào)至保護值(180 kNm3/h)以下，長時間運行存在流化不良結(jié)焦的風(fēng)險。低負荷鍋爐流化出現(xiàn)異常時，受NOx限制無法提高一次流化風(fēng)量。

2)二次風(fēng)量控制過低甚至降至0，導(dǎo)致下方二次風(fēng)管超溫、開焊漏灰。

3)由于燃用高揮發(fā)性高硫煤，需要爐內(nèi)摻燒石灰石脫硫，30%深度調(diào)峰工況下，一次風(fēng)量和二次風(fēng)量已達最低值，無法進一步降低調(diào)峰深度。

4)深度調(diào)峰工況下，煙氣量偏小，使主、再熱汽溫相對偏低。

為了有效解決上述問題，經(jīng)研究論證，通過改造增加煙氣再循環(huán)系統(tǒng)。

2 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)運行分析

2.1 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)

煙氣再循環(huán)示意如圖1所示，利用引風(fēng)機出口壓頭，煙氣從引風(fēng)機出口匯合煙道處引出，通過一套煙氣再循環(huán)風(fēng)機及配套管道接入到2臺一次風(fēng)機入口，分別為A一次風(fēng)機和B一次風(fēng)機，煙氣再循環(huán)管道設(shè)置電動關(guān)斷門與電動調(diào)節(jié)門，實現(xiàn)與尾部煙道系統(tǒng)的切斷和隔離功能，用于在煙氣再循環(huán)系統(tǒng)不投入時，防止煙氣竄入，造成低溫酸腐蝕。同時為防止低溫腐蝕，對煙氣再循環(huán)系統(tǒng)、一次風(fēng)機及相應(yīng)的冷風(fēng)道做防腐處理。煙氣再循環(huán)系統(tǒng)投運前后參數(shù)對比分析見表3，其中5月17日、5月21日運行數(shù)據(jù)為不同煙氣再循環(huán)量下的運行參數(shù)，6月2日運行數(shù)據(jù)為高比例煙氣再循環(huán)量下的運行參數(shù)。

圖1 煙氣再循環(huán)示意

2.2 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)對鍋爐運行參數(shù)的影響

2.2.1對一次流化風(fēng)量的影響

煙氣再循環(huán)系統(tǒng)投運后，因煙氣的煙溫較高，與一次風(fēng)機入口的空氣混合后，會造成一次風(fēng)機入口介質(zhì)密度下降。因此不調(diào)整一次風(fēng)機，風(fēng)機電流會降低，一次流化風(fēng)量會減小。圖2為5月17日動態(tài)運行監(jiān)測數(shù)據(jù)，煙氣再循環(huán)量由57 kNm3/h降至0時，若不調(diào)整一次風(fēng)機，風(fēng)量會升高17 kNm3/h。

圖2 煙氣再循環(huán)量與一次風(fēng)量變化關(guān)系

2.2.2對床溫的影響

再循環(huán)煙氣中含氧量較低，約為6%，因此與空氣在一次風(fēng)機混合后會造成一次流化風(fēng)量含氧量下降，導(dǎo)致密相區(qū)氧量降低，相應(yīng)地密相區(qū)燃燒份額降低，造成床溫下降，燃燒后延。圖3為5月17日運行監(jiān)測數(shù)據(jù)，30%負荷下煙氣再循環(huán)量為60 kNm3/h(占一次流化風(fēng)量23%)時，床溫降低31 ℃；煙氣再循環(huán)量為101 kNm3/h(占一次流化風(fēng)量51%)時，平均床溫下降51 ℃。

表3 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)運行參數(shù)

圖3 煙氣再循環(huán)量與床溫變化關(guān)系

2.2.3對氧量及二次風(fēng)量的影響

一次流化風(fēng)量用煙氣置換后，爐內(nèi)整體氧量下降，為維持爐內(nèi)正常燃燒，需通過二次風(fēng)補充氧量。30%負荷下，煙氣再循環(huán)量增加101 kNm3/h后，為了維持爐內(nèi)氧量，二次風(fēng)量增加38 kNm3/h(表3)，增加的二次風(fēng)量可保證下二次風(fēng)管的冷卻。

2.2.4對尾部煙道入口煙溫、排煙溫度及汽溫的影響

圖4 煙氣再循環(huán)量與排煙溫度、尾部煙道入口煙溫的變化關(guān)系

30%負荷下，煙氣再循環(huán)量增加101 kNm3/h后，整體燃燒后移，進入尾部的煙溫升高。圖4為5月17日煙再運行前后的運行監(jiān)測數(shù)據(jù)，A、B側(cè)分別指對應(yīng)側(cè)的測溫點，尾部煙道入口煙溫升高7 ℃，排煙溫度升高4 ℃。其中，排煙溫度測點選取引風(fēng)機入口前煙溫。因尾部的煙溫及煙氣量均上升，對流換熱增強，主汽溫度及再熱汽溫均上升(圖5)，主汽溫度升高12 ℃，再熱汽溫升高23 ℃。

圖5 煙氣再循環(huán)量與主、再熱汽溫變化關(guān)系

2.2.5對環(huán)保指標(biāo)的影響

煙氣再循環(huán)投入后，起到降低爐膛密相區(qū)氧量、強化分級燃燒的作用，有效降低了NOx濃度。同時，通過提高二次風(fēng)量和氧量，還能進一步提高爐內(nèi)脫硫效率，降低原煙氣SO2濃度。

圖6為5月21日動態(tài)運行監(jiān)測數(shù)據(jù)，在95 MW穩(wěn)定工況下，煙氣再循環(huán)量增加102 kNm3/h后，氨水流量由0.21 m3/h降至0，NOx由41.5 mg/Nm3降至39.4 mg/Nm3。在不噴氨水的情況下，NOx量控制在40 mg/Nm3左右。

圖6 煙氣再循環(huán)量與NOx、氨水流量變化關(guān)系

在95 MW穩(wěn)定工況下，煙氣再循環(huán)量增加102 kNm3/h后，二次風(fēng)量由3 kNm3升至43 kNm3，氧量由1.43%升高至1.67%，爐膛出口煙氣SO2由2 469 mg/Nm3降至1 094 mg/Nm3(表3、圖7)。

圖7 煙氣再循環(huán)量與原煙氣SO2變化關(guān)系

2.3 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)投運后解決的現(xiàn)場問題

1)減負荷動態(tài)工況下，一次流化風(fēng)量可始終控制在180 kNm3/h以上，提高了流化質(zhì)量。

2)可有效提高二次風(fēng)量，保證下二次風(fēng)管的最低冷卻風(fēng)量，避免了超溫和開焊漏灰的問題。

3)燃用高揮發(fā)性高硫煤時，調(diào)峰深度由30%降至20%。

4)深度調(diào)峰工況下，有效提高了主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度。

5)低負荷鍋爐流化出現(xiàn)異常時，可配合煙氣再循環(huán)系統(tǒng)大幅提高一次流化風(fēng)量。

2.4 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)運行存在的腐蝕問題

煙氣再循環(huán)系統(tǒng)運行4個月后，分別在一次風(fēng)機機殼和煙氣再循環(huán)管道膨脹節(jié)處發(fā)現(xiàn)腐蝕問題，如圖8所示。這是因為煙氣再循環(huán)系統(tǒng)停運和投運初期，含酸性煙氣遇冷后冷凝成酸液；或煙氣再循環(huán)系統(tǒng)停運期間，系統(tǒng)關(guān)斷門不嚴密，導(dǎo)致一部分煙氣漏入系統(tǒng)內(nèi)部，經(jīng)冷凝成酸液，對系統(tǒng)內(nèi)局部防腐薄弱區(qū)造成了腐蝕。

圖8 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)腐蝕

3 鍋爐排煙煙氣酸露點計算及預(yù)防措施

3.1 混合后的一次風(fēng)水露點計算

3.1.1排煙煙氣水露點計算

選取含水量為27.5%、熱值為14.65 MJ/kg的燃煤，根據(jù)全年氣壓較大值加風(fēng)室壓力，取煙氣絕對壓力pg=95 kPa，計算公式[17]為

3.1.2大氣水露點計算

參照銀川地區(qū)夏季室外干球溫度30.6 ℃、相對濕度64%，冬季室外干球溫度-18 ℃、相對濕度58%，分別計算出空氣中含濕量為：夏季17.76 g/kg、冬季0.45 g/kg[17]。按夏季極端情況下考慮的大氣含濕量為17.8 g/kg，對應(yīng)大氣的水露點溫度約為23 ℃，計算值取20 ℃。

3.1.3混合后的一次風(fēng)水露點計算

煙氣和空氣混合后的水露點溫度計算，與煙氣和空氣的風(fēng)量混合比例有關(guān)，經(jīng)推導(dǎo)、簡化，混合后的一次風(fēng)水露點計算結(jié)果見表4。其中工況1為300 MW負荷、循環(huán)煙氣量40 kNm3/h、總一次風(fēng)量400 kNm3/h；工況2為85 MW負荷、循環(huán)煙氣量120 kNm3/h，總一次風(fēng)量200 kNm3/h。

表4 混合后的一次風(fēng)水露點計算結(jié)果

3.2 酸露點溫度計算

3.2.1再循環(huán)管道散熱引起溫降計算

再循環(huán)煙氣經(jīng)過管道輸送后，存在散熱損失，管道采用硅酸鋁棉進行保溫處理，計算選取管道綜合長度為200 m、保溫厚度最薄處50 mm(設(shè)計厚度為100 mm)、保溫材料平均導(dǎo)熱系數(shù)0.1 W/(m·K)，得到現(xiàn)有管道在不同循環(huán)煙氣量下隨取煙溫度和環(huán)境溫度變化時的煙溫降公式[17]，即

(2)

式中，ΔT為再循環(huán)管道煙氣溫降，℃；Tpy為引風(fēng)機出口排煙溫度，℃；Thj為鍋爐區(qū)域的環(huán)境溫度，℃。

可知，循環(huán)煙氣量越低、排煙溫度與外界環(huán)境溫度間的溫差越大，管道溫降越強。取極端最低環(huán)境溫度為-20 ℃，最低排煙溫度為110 ℃，為保證循環(huán)煙氣溫降后的溫度不低于排煙煙氣酸露點計算上限88 ℃，最低循環(huán)煙氣量應(yīng)不低于26 kNm3/h。綜上并考慮一定裕量，鍋爐帶煙再運行時的煙氣量應(yīng)不低于40 kNm3/h。

3.2.2鍋爐尾部排煙酸露點溫度計算

煙氣酸露點分2種算法進行，算法1參照《73版鍋爐熱力計算方法》進行，以煤質(zhì)成分+煙氣水露點的值結(jié)合為主，首先計算煙氣的水露點溫度，再結(jié)合燃料硫分、灰分、熱值的取值，考慮一定爐內(nèi)脫硫效率后算出；算法2參照DLT 5240—2010《火力發(fā)電廠燃燒系統(tǒng)設(shè)計計算技術(shù)規(guī)程》，以煙氣成分為基準，首先計算煙氣中水蒸氣和SO2體積分數(shù)，求出兩者的分壓力，再結(jié)合煙氣的絕對壓力和SO2-SO3轉(zhuǎn)化率算出。鍋爐尾部排煙酸露點計算結(jié)果見表5，其中w(Sar)=2.5%，尾部煙氣SO2質(zhì)量濃度按4 440 mg/Nm3考慮。

表5 鍋爐尾部排煙酸露點計算結(jié)果

3.2.3混合后一次冷風(fēng)道內(nèi)的煙氣酸露點計算

參照3.2.1節(jié)計算可知，再循環(huán)煙氣與一次風(fēng)冷風(fēng)混合后的水露點溫度，將隨再循環(huán)煙氣量和鍋爐總一次風(fēng)量的變化而變化，計算結(jié)果見表6，其中假定w(Sar)=2.5%，對應(yīng)的脫硫入口SO2質(zhì)量濃度為4 440 mg/Nm3。工況1為300 MW負荷、循環(huán)煙氣量40 kNm3/h，總一次風(fēng)量400 kNm3/h；工況2為85 MW負荷、循環(huán)煙氣量120 kNm3/h，總一次風(fēng)量200 kNm3/h。

表6 混合后一次冷風(fēng)道內(nèi)的煙氣酸露點計算結(jié)果

3.3 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)防腐預(yù)控措施

1)混合后的一次風(fēng)水露點Thh作為混合后一次風(fēng)冷風(fēng)溫度控制的底線值，一次風(fēng)冷風(fēng)在此溫度以上運行就不存在風(fēng)中水分自動析出結(jié)露問題。

2)鍋爐運行期間，保持煙氣再循環(huán)最小流量在40 kNm3/h以上，即可保證極端工況下煙氣再循環(huán)管道內(nèi)煙氣工況在水露點以上。

3)混合后一次風(fēng)的酸露點Tdp作為混合后一次風(fēng)冷風(fēng)溫度控制的操作值，需結(jié)合暖風(fēng)器操作控制一次風(fēng)冷風(fēng)在此溫度以上運行,保證不發(fā)生酸腐蝕。

4)一次風(fēng)機蝸殼底部增加疏水點，保持常開連續(xù)疏水。

5)煙氣再循環(huán)系統(tǒng)管道上所有的疏水點保持常開連續(xù)疏水。

6)從二次風(fēng)熱風(fēng)接至一次風(fēng)機入口，增加熱風(fēng)再循環(huán)，主要用于冬季工況下控制一次風(fēng)機的低溫腐蝕。

7)檢修期間對一次風(fēng)機內(nèi)部腐蝕區(qū)域進行防腐修復(fù)。

4 結(jié) 論

1)在低負荷運行動態(tài)變化工況下，一次風(fēng)份額顯著降低，煙氣再循環(huán)的投入保證密相區(qū)流化風(fēng)量高于180 kNm3/h，有效提高了密相區(qū)流化質(zhì)量。燃用高揮發(fā)性高硫煤時，調(diào)峰深度由30%降至20%。

2)有效提高二次風(fēng)量，保證下二次風(fēng)管的最低冷卻風(fēng)量，避免了超溫和開焊漏灰問題。密相區(qū)氧含量降低，床溫下降，強化分級燃燒，有效降低NOx濃度。同時，通過提高二次風(fēng)量和氧量，還能進一步提高爐內(nèi)脫硫效率，降低原煙氣SO2濃度。

3)深度調(diào)峰工況下，整體燃燒后移，進入尾部的煙氣溫度升高。尾部煙道入口煙溫升高7 ℃，排煙溫度升高4 ℃，對流換熱增強，主汽溫度升高12 ℃，再熱汽溫升高23 ℃。

4)煙氣再循環(huán)系統(tǒng)運行4個月，分別在一次風(fēng)機機殼和煙氣再循環(huán)管道膨脹節(jié)處發(fā)現(xiàn)腐蝕問題，通過理論計算得到煙氣再混合后的一次風(fēng)水露點，其作為混合后一次風(fēng)冷風(fēng)溫度控制的底線值和操作值，可有效減輕腐蝕。