煙氣再循環(huán)對燃煤鍋爐運行性能影響試驗研究

張利孟，董信光，趙中華，張緒輝，劉 科

（1.山東電力研究院，山東 濟南 250003；2.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

近年來，隨著新能源并網(wǎng)規(guī)模逐步擴大，火電機組參與深度調(diào)峰成為常態(tài)，而鍋爐再熱汽溫和選擇性催化還原（Selective Catalytic Reduction，SCR）系統(tǒng)入口煙溫偏低成為制約機組靈活性的重要因素［1］。為改善機組調(diào)峰能力，國內(nèi)已有較多的機組進行了靈活性改造，鍋爐側(cè)的改造技術(shù)包括省煤器分級布置、加裝煙氣旁路、設置0 號高加、煙氣再循環(huán)等，主要目的是提升SCR 系統(tǒng)入口煙溫［2］。在提升再熱汽溫和降低爐內(nèi)NOx生成量方面，較多的研究表明，煙氣再循環(huán)是有效手段之一。胡滿銀［3］運用fluent 軟件對燃煤鍋爐采用煙氣再循環(huán)技術(shù)前后的爐內(nèi)溫度場、NOx生成量進行了數(shù)值模擬，發(fā)現(xiàn)煙氣再循環(huán)能夠降低爐膛內(nèi)平均溫度，從而降低NOx生成量。林魯徽［4］采用數(shù)值模擬與熱力計算相結(jié)合的方式，研究了煙氣再循環(huán)對鍋爐運行特性的影響，發(fā)現(xiàn)隨著煙氣再循環(huán)比例的增加，爐膛出口NOx濃度呈降低趨勢。孫俊威［5-6］研究了不同煙氣再循環(huán)方案對超超臨界1 000 MW 二次再熱鍋爐運行參數(shù)的影響，并對再循環(huán)煙氣的抽取點和煙氣再循環(huán)率提出建議。龐力平［7］利用電站仿真軟件Ebsilon professional 對比了2種煙氣再循環(huán)方案對二次再熱機組受熱面區(qū)域煙溫及汽溫的影響情況，確定了煙氣再循環(huán)量和一次、二次再熱蒸汽溫度提升程度的關(guān)系。

某電廠為提高機組鍋爐的靈活調(diào)節(jié)能力，設計加裝煙氣再循環(huán)系統(tǒng)，將引風機后的煙氣送至一次風、二次風。為充分掌握煙氣再循環(huán)系統(tǒng)對機組運行特性的影響，需對機組進行煙氣再循環(huán)系統(tǒng)投運方式的試驗研究。

1 設備概況及試驗方法

1.1 設備概況

某電廠220 MW 機組鍋爐是超高壓、一次中間再熱、自然循環(huán)、單爐膛，平衡通風、負壓燃燒、固態(tài)排渣、Π 型布置的煤粉鍋爐，采用四角布置切圓燃燒方式。制粉系統(tǒng)采用中速磨煤機正壓直吹，一次風機送粉方式。每臺爐設5 臺MPS-212 型中速磨煤機（四運一備）。鍋爐設計參數(shù)見表1，煤質(zhì)特性分析見表2。

表1 鍋爐設計參數(shù)

表2 煤質(zhì)特性分析

煙氣再循環(huán)系統(tǒng)如圖1 所示。煙氣取自引風機出口，份額按鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量（Boiler Maximum Continuous Rating，BMCR）工況煙氣量的15%設計，分兩路回流至一次風空預器入口和二次風空預器出口，兩路風道的煙氣量分配原則：回流至一次風煙道為BMCR 工況煙氣量的6%，回流至二次風煙道為BMCR 工況煙氣量的9%。兩路煙道各配一臺100%容量的煙氣增壓風機，分別為一次煙氣再循環(huán)風機和二次煙氣再循環(huán)風機，并配變頻電機。一次煙氣再循環(huán)風機為離心式高壓風機，設計壓頭為21.45 kPa，最大容量為54 729 m3／h；二次煙氣再循環(huán)風機為離心式風機，設計壓頭為9.49 kPa，最大容量為82 080 m3／h。

圖1 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)

1.2 試驗方法

在215 MW（鍋爐蒸發(fā)量650～660 t／h）、135 MW（鍋爐蒸發(fā)量400～410 t／h）負荷下，研究不同的煙氣再循環(huán)投運方式對鍋爐燃料效率（鍋爐效率）、過／再熱器出口汽溫、爐內(nèi)NOx生成量等指標的影響，從而得到煙氣再循環(huán)系統(tǒng)對機組經(jīng)濟性的影響。在每個負荷下，煙氣再循環(huán)系統(tǒng)有以下4 種投運方式：方式A——只投用一次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)；方式B——投用一／二次風組合煙氣再循環(huán)系統(tǒng)；方式C——只投用二次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)；方式D——不投用煙氣再循環(huán)系統(tǒng)。

鍋爐效率計算以GB／T 10184—2015《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》為參考，計算方法為：

式中：η 為鍋爐效率，%；q2為排煙熱損失百分率，%；q3為可燃氣體未完全燃燒熱損失百分率，%；q4為固體未完全燃燒熱損失百分率，%；q5為鍋爐散熱損失百分率，%；q6為灰渣物理熱損失百分率，%；qoth為其他熱損失百分率，包括石子煤排放熱損失百分率，%；qex為外來熱量與燃料低位發(fā)熱量的百分比，%；Δq 為回流煙氣引起的熱損失增量百分率，%，其計算公式為

式中：Qcg，out、Qcg，in分別為再循環(huán)煙氣帶出、帶入系統(tǒng)邊界的熱量，kJ／kg；Qnet，ar為燃煤的低位發(fā)熱量，kJ／kg。

2 試驗結(jié)果及分析

2.1 煙氣再循環(huán)對鍋爐效率的影響

煙氣再循環(huán)系統(tǒng)投運方式對鍋爐效率的影響結(jié)果如圖2 所示。

圖2 煙氣再循環(huán)對鍋爐效率的影響

由圖2 可以看到，在215 MW、135 MW 負荷時，均是未投運煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時鍋爐效率最高，投運一次／二次風組合煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時鍋爐效率降低最多，這主要是因為再循環(huán)煙氣帶入系統(tǒng)的熱量小于帶出邊界的熱量（即Δq＞0）。此外，投運煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時，再循環(huán)煙氣的溫度高于冷空氣溫度，空預器換熱量減少，導致排煙溫度上升，也是鍋爐熱效率降低的原因之一。

2.2 煙氣再循環(huán)對汽溫的影響

在控制運行氧量一致的前提下，投運一次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時，一次風率降低，大量空氣從二次風或燃盡風進入爐膛會使煤粉燃盡延遲，引起爐膛火焰中心上升，有利于提升主汽溫和再熱汽溫。投運二次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時，二次風門開大，爐膛內(nèi)溫度水平降低，爐內(nèi)輻射換熱量降低，對流換熱量增加，有利于提升再熱汽溫。煙氣再循環(huán)系統(tǒng)投運方式對機組再熱汽溫與過熱汽溫的影響見圖3 和圖4。

由圖3 可以看到，在215 MW、135 MW 負荷時，投運煙氣再循環(huán)系統(tǒng)后，鍋爐再熱汽溫明顯提升，尤其是投運一次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時效果最好，與未投運時相比，再熱汽溫分別提升18 ℃、25 ℃；由圖4 可以看到，煙氣再循環(huán)對主汽溫提升效果明顯，在215 MW 負荷時，一次／二次風組合煙氣再循環(huán)投運方式較為有效，主汽溫可提升14 ℃；在135 MW 負荷時，投運二次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)，可使主汽溫最高提升16 ℃。

圖3 煙氣再循環(huán)系統(tǒng)對再熱汽溫的影響

圖4 煙氣再循環(huán)對過熱汽溫的影響

2.3 煙氣再循環(huán)對SCR 運行的影響

煙氣再循環(huán)可有效降低爐膛出口NOx的排放，其主要原因在于［8］：1） 投運一次風煙氣再循環(huán)，可降低制粉系統(tǒng)出口氧量，降低一次風率，提高二次風率以及燃盡風率，其本質(zhì)是一種深度的空氣分級燃燒技術(shù)，能夠強化主燃燒區(qū)域的還原性氣氛，從而抑制燃料型NOx的生成；2） 投運二次風煙氣再循環(huán)，可增加爐膛煙氣總量，使爐膛燃燒溫度降低，降低熱力型氮氧化物的生成速率，從而降低爐內(nèi)氮氧化物的生成。煙氣再循環(huán)投運方式對SCR 入口NOx濃度、入口溫度的影響見圖5、圖6。

圖5 可以看到，投運二次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)對于降低爐內(nèi)NOx生成效果最好，在215 MW 負荷時，二次風煙氣再循環(huán)投入后，SCR 入口NOx濃度最高從347 mg／m3降為244 mg／m3，下降幅度為30%，而投運一次風煙氣再循環(huán)和一次／二次風組合煙氣再循環(huán)系統(tǒng)后，爐膛出口NOx濃度分別降低了61 mg／m3和84 mg／m3，下降幅度分別為17%和24%；在135 MW負荷時，煙氣再循環(huán)系統(tǒng)對SCR 入口NOx濃度的影響規(guī)律同215 MW 工況一致，但對NOx的抑制作用更加明顯，投運二次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)，爐膛出口NOx濃度最高可降低172 mg／m3，降低幅度達48%。

圖5 煙氣再循環(huán)對爐內(nèi)NOx 生成的影響

圖6 煙氣再循環(huán)對SCR 入口煙溫的影響

圖6 可以看出，三種煙氣再循環(huán)投用方式均可提升SCR 入口煙氣溫度，但提升效果不同，其中一次／二次風組合煙氣再循環(huán)方式對提升SCR 入口煙溫效果明顯好于其他兩種方式；另外二次風煙氣再循環(huán)方式對SCR 入口煙溫的影響效果優(yōu)于一次風煙氣再循環(huán)方式，因此僅從提高SCR 入口煙溫的角度來說，應采用一次／二次風組合煙氣再循環(huán)方式。

綜合上述試驗結(jié)果，計算煙氣再循環(huán)對噴氨成本的影響。還原劑耗量計算參考DL／T 260—2012《燃煤電廠煙氣脫硝裝置性能驗收試驗規(guī)范》：

式中：GNH3為還原劑耗量，kg／h；Q 為折算到標準狀態(tài)、干基、6%O2下的SCR 反應器入口煙氣流量，m3／h；ρNOx為折算到標準狀態(tài)、干基、6%O2下的SCR 反應器入口煙氣中NOx質(zhì)量濃度，mg／m3；MNO2為NO2的摩爾質(zhì)量，g／mol；n 為氨氮摩爾比；MNH3為NH3的摩爾質(zhì)量，g／mol。式（3）中，氨氮摩爾比n 取0.90，折算標態(tài)煙氣量Q 根據(jù)試驗煤質(zhì)元素分析結(jié)果、燃料量、SCR 入口氧量及再循環(huán)煙氣量計算得到，噴氨量計算結(jié)果見圖7。

圖7 煙氣再循環(huán)對SCR 噴氨量的影響

由圖7 可以看到，投運煙氣再循環(huán)系統(tǒng)后，SCR噴氨量明顯降低，在215 MW、135 MW 負荷時，采用二次風煙氣再循環(huán)方式時噴氨量分別最大可降低26.0%、45.2%，按全年利用小時數(shù)4 500 h，氨成本2 400 元／t 計算，則全年可節(jié)約氨成本20 余萬元。

2.4 煙氣再循環(huán)對廠用電率的影響

煙氣再循環(huán)系統(tǒng)布置有兩臺離心式風機，當投運煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時，會對鍋爐側(cè)輔機廠用電率造成影響，結(jié)果如圖8 所示。

圖8 煙氣再循環(huán)對鍋爐側(cè)輔機廠用電率的影響

由圖8 可以看到，在215 MW、135 MW 負荷時，投運一次／二次風組合煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時，鍋爐側(cè)輔機廠用電率上升最大，較未投運時分別上升0.44%、0.46%。對比四種運行方式狀態(tài)下鍋爐側(cè)輔機的運行電耗情況，發(fā)現(xiàn)一次風機及送風機電流基本不變，而引風機電流隨著煙氣回流量的增加而明顯增大，尤其是在投運一次／二次風組合煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時達到最大；煙氣回流風機是導致爐側(cè)輔機廠用電率增加的主要原因。

2.5 煙氣再循環(huán)對機組運行經(jīng)濟性影響

綜合考慮煙氣再循環(huán)對鍋爐效率、再熱汽溫、過熱汽溫、鍋爐側(cè)輔機廠用電率的影響，以同一負荷下未投運煙氣再循環(huán)系統(tǒng)的工況為基準，計算煙氣再循環(huán)投運方式對機組運行經(jīng)濟性的影響，結(jié)果如表3、表4 所示。

表3 215 MW 時煙氣再循環(huán)系統(tǒng)對供電煤耗影響 g／kWh

表4 135 MW 時煙氣再循環(huán)系統(tǒng)對供電煤耗影響 g／kWh

由表3、表4 可以看到，不同煙氣再循環(huán)投運方式，對機組供電煤耗產(chǎn)生的影響不同：單獨投運一次或二次風煙氣再循環(huán)系統(tǒng)時，機組供電煤耗降低明顯，在215 MW、135 MW 負荷，投運一次風煙氣再循環(huán)最多可降低機組供電煤耗1.50 g／kWh、2.01 g／kWh。投運一次／二次風組合煙氣再循環(huán)方式時，由于同時運行兩臺煙氣再循環(huán)風機，廠用電率增加明顯，一、二次風均混入煙氣，對于鍋爐燃燒工況擾動較大，鍋爐效率下降較多，因此機組供電煤耗降低較少甚至有所增加。

3 結(jié)語

煙氣再循環(huán)系統(tǒng)能夠明顯提高鍋爐主／再熱汽溫、SCR 入口溫度，抑制爐內(nèi)NOx生成，但會增大機組廠用電率，降低鍋爐效率。

煙氣再循環(huán)投運方式對鍋爐運行各參數(shù)影響效果不同： 一次風煙氣再循環(huán)，提升再熱汽溫效果最好；一次／二次風組合煙氣再循環(huán)方式對提升SCR入口煙溫效果明顯；二次風煙氣再循環(huán)，對抑制爐內(nèi)NOx生成的作用優(yōu)于其他兩種方式。

采用不同的煙氣再循環(huán)投運方式，會對機組經(jīng)濟性產(chǎn)生不同影響，合理的煙氣再循環(huán)方式能夠降低機組供電煤耗，應根據(jù)機組實際情況選取煙氣再循環(huán)方式。