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高温型SNCR技术是东锅的自主创新,与常规的SNCR系统相匹配应用。高温型SNCR技术是将还原剂喷入炉膛高温还原性气氛区域,解决了常规SNCR技术难于在“W”炉后墙折焰角区域布置和还原剂无法均匀喷入的问题。
与常规SNCR技术相比,高温型SNCR技术温度窗口较宽,主燃区以上到燃尽风之间的合适位置可以布置;前后墙布枪,极大提高还原剂喷射覆盖面积,与烟气混合更均匀;共用已有SNCR还原剂输送系统,降低成本,兼容效果好。高温型SNCR与常规SNCR相互协调、配合可以确保达到30%以上的脱硝效率。
“为了实现‘W’炉超低排放,需要解决SCR+SNCR的协同问题,东锅掌握成熟的SNCR和SCR全过程反应机理模拟能力,可全面实现氮氧化物的超低排放目标。目前已累计签订SNCR脱硝合同40个,脱硝机组86台套,机组容量22360兆瓦。”东锅技术中心高级工程师韦耿表示。
对于纯燃用低挥发分煤,即使综合、全面采用现有改造技术仍无法实现排放标准的“W”炉,东锅提出根据电厂实际煤源情况,进行掺烧或改烧烟煤的技术方案,这不仅降低了氮氧化物排放,还可以提高锅炉效率,但需针对性地对锅炉和制粉系统进行改造。
“合理掺烧烟煤可以彻底解决‘W’炉目前面临的主要问题,达到国家超低排放和供电煤耗指标。”刘泰生在总结掺烧烟煤技术改造方案时说,“安全是制粉系统改造的首要考虑;适当去除卫燃带、设置贴壁风、翼墙防焦风、以及形成合理的‘W’炉结构可以有效防止结大焦;上炉膛布置OFA、拱上采用分级燃烧、下炉膛前后采用分级送风是实现低氮燃烧的主要技术措施;乏气喷口设置在上炉膛可明显提升炉膛出口烟温;综合采用深度机炉耦合、提参数等措施,可以额外获得约10克/千瓦时的节能成效。”
“以某300兆瓦燃高灰份贫煤的‘W’炉为例,掺烧烟煤后,氮氧化物最终排放小于50毫克/立方米,有效避免了空预器硫酸氢铵腐蚀和堵塞问题,降低维护成本和电耗,锅炉效率明显提升,脱硝节约成本750万元/年,节约燃煤成本540万元/年,合计节约成本1290万元/年。”刘泰生举例说。
工程改造减排效果优异
山西阳光电厂共4台300兆瓦亚临界“W”炉,一单元2台锅炉为东锅配备,分别于1996年12月和1997年11月投运,但在实际运行中,锅炉长期燃烧非设计煤种,运行中暴露出氮氧化物排放高、燃烧效率偏低、炉膛结焦、减温水量大、排烟温度高等问题。
“为了优化提高锅炉的经济运行,我们多次尝试各种方式的运行调整,实施了一系列优化改造措施,取得一定效果,但由于燃烧的阳泉煤特性和锅炉炉膛尺寸偏小等原因,仍存在氮氧化物排放高达1300毫克/立方米以上、飞灰含碳量较高、减温水量大等问题。”阳光电厂副总经理刘文伟坦言。
随着国家节能减排指标持续加严,锅炉运行现状严重威胁到电厂的生产和发展,阳光电厂意识到仅仅通过某一单项的局部改造难以实现问题的综合性解决。“2012年我们决定回到源头,组织技术人员到东锅调研,深入了解东锅推出的新型燃烧器及匹配性改造方案,并最终委托东锅制定锅炉整体改造方案及实施。”刘文伟说。
阳光1号炉于2013年2月底完成改造投运,炉膛出口的氮氧化物浓度降低到600-800毫克/立方米,飞灰含碳量和减温水降幅明显、锅炉稳燃能力提高;2号炉于2014年完成改造投运,氮氧化物排放控制效果更加明显、飞灰含碳量及减温水可控。
阳光电厂的成功改造充分验证了东锅技术的可行性、可靠性,同时也为持续优化提供了新的方向。徐鹏透露,“东锅全新‘W’炉环保改造方案已经在山西阳光电厂、华能上安电厂、南阳鸭河口电厂等项目中实施,都取得了较好的改造效果,切实解决了电厂运行中存在的氮氧化物排放过高的难题。”(见表2)
对于“W”炉改造后高效低氮运行控制,东锅技术中心研究所副所长陈灿则建议,“第一,做好冷态试验工作,包括空气动力场试验,为热态良好运行打下坚实基础;第二,加强燃烧系统调整工作,优化各负荷下炉膛高度方向的风量配比及各二次风、燃尽风及乏气风挡板的最佳开度,确保沿炉膛宽度方向输入热量均匀;第三,优化调整制粉系统,保证磨煤机合理的钢球装载量和不同规格钢球配比,确保合理的风煤比、煤粉细度和均匀性;第四,加强配煤管理工作,保障入炉煤的稳定性。”
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