麦电网讯：摘要：本文对某电厂锅炉的脱硝技术改造、燃烧调整进行了介绍和分析，以供参考。

1设备概况

电厂3、4号锅炉为超临界燃煤、螺旋管圈直流锅炉，单炉膛、四角切圆燃烧，采用低NOx同轴燃烧系统（LNCFS）。配6层制粉系统及7层燃尽风（OFＡ）（5层分离燃尽风（SOFA）、2层紧凑燃尽风（CCOFA））。脱硝装置为高灰型选择性催化还原（SCR）工艺，催化剂层数按2＋1模式布置，初装2层预留1层，结构为平板式。

2、NOx生成原理

煤燃烧过程中形成的NOx有3种：燃料型、热力型和快速型。其中快速型所占比例很小，可略去不计。热力型的NOx生成量与燃烧反应温度和氧浓度有关，是氮气在高温下直接氧化而成，高温高氧是其生成的主要原因。在温度足够高时，热力型NOx可占总量的20％左右。降低热力型生成量的措施有：避免炉膛局部高温；降低炉膛高温区的氧浓度；缩短烟气在高温区的停留时间。

燃料型的NOx在几个类型中份额较大，是NOx的主要来源，在挥发物燃烧及焦炭燃烧过程中均能产生这种现象，其生成量与火焰附近的氧浓度有关：在氧化气氛下，挥发分氮直接被氧化成NOx；在还原气氛下，挥发分氮可将部分已生产的NOx还原成N2。通常燃料型NOx占总量的60％～80％，而挥发分燃烧生成的NOx又占其中的60％～80％。挥发分的燃烧主要发生在煤粉燃烧初期，因此应在煤粉火焰核心区域营造一种还原气氛，即欠氧富燃区来减少NOx的生成。

3脱硝技术应用和优化

3.1低氮燃烧技术的应用

电厂3、4号锅炉采用低NOxLNCFS，其技术特点主要有：

ａ）强化着火煤粉喷嘴，能使火焰稳定在喷嘴出口一定距离内，使挥发分在富燃料的气氛下快速着火，保持火焰稳定，从而有效降低NOx的生成。煤粉喷嘴四周布置有周界风，将煤粉分级燃烧减少NOx的生成。

ｂ）每相邻两层煤粉喷嘴之间有一层辅助风喷嘴，采用同心切圆燃烧方式（CFS），部分二次风气流在水平方向分级，在始燃阶段推迟了空气和煤粉的混合，NOx形成量少。

ｃ）LNCFS通过在炉膛的不同高度布置CCO-FA和SOFA，将炉膛分成3个相对独立的部分：初始燃烧区、NOx还原区和燃料燃尽区。每个区域的过量空气系数由3个因素控制：总的OＦＡ风量、CCOFA和SOFA风量的分配以及总的过量空气系数。这种改进的空气分级方法通过优化每个区域的过量空气系数，在有效降低NOx排放的同时能最大限度地提高燃烧效率。

3.2、全负荷SCR脱硝技术

3.2.1、SCR脱硝技术改造

根据最新环保政策和实际生产需求，电厂3、4号锅炉烟气脱硝系统采用龙净环保股份有限公司提供的SCR的烟气脱硝技术。3、4号锅炉的脱硝工程采用EP＋C（设计供货由一家单位承包，施工由另一家单位承包）建设模式，采用高灰型SCR工艺，催化剂层数按2＋1模式布置，即初装2层预留1层，在设计工况、处理100％烟气量、在布置2层催化剂条件下脱硝装置的脱硝效率均不小于80％。

SCR脱硝技术原理：从锅炉省煤器来的烟气经SCR装置入口补偿器、喷氨格栅、反应器入口补偿器，然后进入反应器内（无旁路烟道），还原剂（氨）在催化剂的作用下与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx，经处理后的烟气直接进入锅炉空预器内。

SCR脱硝系统催化剂的工作温度是在一定范围的，温度过高（超过450℃）时催化剂会加速老化；当温度在300℃左右时，在同一催化剂的作用下，会发生另一副反应，反应如下：2SO2＋O2→2SO3；NH3＋H2O＋SO3→NH4HSO4。

即生成氨盐，该物质黏性大，易黏结在催化剂和锅炉尾部的受热面上，影响锅炉安全运行。因此，原则上在催化剂环境的烟气温度在305～425℃之间时方允许喷射氨气进行脱硝。为了提高脱硝投运率，电厂根据催化剂厂家提供的资料进行了相关允许喷氨温度进行修正，在SO2浓度低时对应喷氨温度也降低，最低为293℃。

3.2.2脱硝NOx排放调整优化

电厂预计在2016年污染物排放浓度要全部优于国家特别排放标准，SO2的质量浓度（以下“浓度”）不超过35mg/m3（标准状态下，下同），NOx浓度不超过50mg/m3，粉尘浓度不超过5mg/m3，实现燃煤机组“到达燃机排放标准”，即“近零排放”。

为了降低机组的NOx排放，提高机组环保性能和减轻环保设备运行压力，从影响NOx产生各个因素入手，对4号锅炉进行燃烧调整试验，得到了各负荷段最佳运行方式。燃烧调整的主要内容包括：SOFA调整、氧量优化调整、偏置风和燃料风的调整等。

全负荷脱硝

ａ）SOFA风量的调整：维持机组运行方式不变的情况下，通过改变SOFA风量，分析受热面的壁温分布的变化，同时观测对锅炉汽温、结焦特性及NOx的影响，综合分析得出该负荷下的最佳SOFA风量。

ｂ）氧量优化调整：首先测量省煤器出口（即SCR入口）氧量，并与分散控制系统（DCS）进行对比后得出氧量修正系数，并将修正后的氧量系数置入DCS中。其次通过变氧量试验，在机组负荷300～600MW之间，通过手动偏置降低氧量设定值，了解氧量变化对NOx排放、风机电流、灰渣含碳量、飞灰含碳量、锅炉排烟损失、锅炉热效率的影响，确定锅炉效率最高的氧量值，并对氧量曲线进行相应的修改。

全负荷脱硝

ｃ）燃料风、偏置风的调整：维持锅炉负荷、磨煤机投运方式、氧量及其余二次风门不变的情况下进行变偏置风调整试验，观察偏置二次风和燃料风的变化对锅炉壁温偏差、锅炉汽温、结焦特性及NOx的影响。

在经过以上调整试验后，得出了机组在各负荷阶段的最佳运行方式，并将其置入DCS曲线中，炉膛与二次风箱差压修改函数见表1、SOFA修改函数见表2、风量修改函数见表3。

从表1和表2可以看出，风箱差压在低风量的时候设定比以往更低，SOFA开度比以往更大，这在低负荷总风量一定的情况下，增加了二次风门的开度，适当增大SOFA开度，降低主燃烧区域氧量，可减少NOx的生成。

根据氧量优化调整试验结果，还做了相应的风量优化函数，从表3可以看出，修改后的风量比原风量减少了2％～7％，进一步降低了主燃烧区域的氧量，最大限度地控制NOx的生成。

经过以上燃烧调整优化后，在低负荷阶段电厂4号锅炉SCR入口处NOx平均浓度由负荷为250MW时的306mg/m3下降至150mg/m3，显著减少了SCR系统的喷氨量，减少了空气预热器堵塞的风险，并使SCR出口NOx排放量一直保持在30mg/m3以下。

4结语

通过对电厂3、4号锅炉脱硝系统的改造和燃烧调整等一系列措施，成功在全负荷工况下实现脱硝系统连续运行，有效降低了锅炉SCR入口NOx平均浓度，明显减少喷氨量，降低了空预器堵塞的风险，减轻了环保设备运行压力。