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

某電廠為提高機組鍋爐的靈活調節能力，設計加裝煙氣再循環系統，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系統對機組運行特性的影響，需對機組進行煙氣再循環系統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、單爐膛，平衡通風、負壓燃燒、固態排渣、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）。鍋爐設計參數見表1，煤質特性分析見表2。

表1 鍋爐設計參數

表2 煤質特性分析

煙氣再循環系統如圖1 所示。煙氣取自引風機出口，份額按鍋爐最大連續蒸發量（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風機和二次煙氣再循環風機，并配變頻電機。一次煙氣再循環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 煙氣再循環系統

1.2 試驗方法

在215 MW（鍋爐蒸發量650～660 t／h）、135 MW（鍋爐蒸發量400～410 t／h）負荷下，研究不同的煙氣再循環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NOx生成量等指標的影響，從而得到煙氣再循環系統對機組經濟性的影響。在每個負荷下，煙氣再循環系統有以下4 種投運方式：方式A——只投用一次風煙氣再循環系統；方式B——投用一／二次風組合煙氣再循環系統；方式C——只投用二次風煙氣再循環系統；方式D——不投用煙氣再循環系統。

鍋爐效率計算以GB／T 10184—2015《電站鍋爐性能試驗規程》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分別為再循環煙氣帶出、帶入系統邊界的熱量，kJ／kg；Qnet，ar為燃煤的低位發熱量，kJ／kg。

2 試驗結果及分析

2.1 煙氣再循環對鍋爐效率的影響

煙氣再循環系統投運方式對鍋爐效率的影響結果如圖2 所示。

圖2 煙氣再循環對鍋爐效率的影響

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系統時鍋爐效率最高，投運一次／二次風組合煙氣再循環系統時鍋爐效率降低最多，這主要是因為再循環煙氣帶入系統的熱量小于帶出邊界的熱量（即Δq＞0）。此外，投運煙氣再循環系統時，再循環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系統時，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系統時，二次風門開大，爐膛內溫度水平降低，爐內輻射換熱量降低，對流換熱量增加，有利于提升再熱汽溫。煙氣再循環系統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，投運煙氣再循環系統后，鍋爐再熱汽溫明顯提升，尤其是投運一次風煙氣再循環系統時效果最好，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系統，可使主汽溫最高提升16 ℃。

圖3 煙氣再循環系統對再熱汽溫的影響

圖4 煙氣再循環對過熱汽溫的影響

2.3 煙氣再循環對SCR 運行的影響

煙氣再循環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，可降低制粉系統出口氧量，降低一次風率，提高二次風率以及燃盡風率，其本質是一種深度的空氣分級燃燒技術，能夠強化主燃燒區域的還原性氣氛，從而抑制燃料型NOx的生成；2） 投運二次風煙氣再循環，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，從而降低爐內氮氧化物的生成。煙氣再循環投運方式對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系統對于降低爐內NOx生成效果最好，在215 MW 負荷時，二次風煙氣再循環投入后，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和一次／二次風組合煙氣再循環系統后，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，煙氣再循環系統對SCR 入口NOx濃度的影響規律同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系統，爐膛出口NOx濃度最高可降低172 mg／m3，降低幅度達48%。

圖5 煙氣再循環對爐內NOx 生成的影響

圖6 煙氣再循環對SCR 入口煙溫的影響

圖6 可以看出，三種煙氣再循環投用方式均可提升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方式對SCR 入口煙溫的影響效果優于一次風煙氣再循環方式，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方式。

綜合上述試驗結果，計算煙氣再循環對噴氨成本的影響。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范》：

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

圖7 煙氣再循環對SCR 噴氨量的影響

由圖7 可以看到，投運煙氣再循環系統后，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4 500 h，氨成本2 400 元／t 計算，則全年可節約氨成本20 余萬元。

2.4 煙氣再循環對廠用電率的影響

煙氣再循環系統布置有兩臺離心式風機，當投運煙氣再循環系統時，會對鍋爐側輔機廠用電率造成影響，結果如圖8 所示。

圖8 煙氣再循環對鍋爐側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系統時，鍋爐側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下鍋爐側輔機的運行電耗情況，發現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系統時達到最大；煙氣回流風機是導致爐側輔機廠用電率增加的主要原因。

2.5 煙氣再循環對機組運行經濟性影響

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

表3 215 MW 時煙氣再循環系統對供電煤耗影響 g／kWh

表4 135 MW 時煙氣再循環系統對供電煤耗影響 g／kWh

由表3、表4 可以看到，不同煙氣再循環投運方式，對機組供電煤耗產生的影響不同：單獨投運一次或二次風煙氣再循環系統時，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方式時，由于同時運行兩臺煙氣再循環風機，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 結語

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

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

采用不同的煙氣再循環投運方式，會對機組經濟性產生不同影響，合理的煙氣再循環方式能夠降低機組供電煤耗，應根據機組實際情況選取煙氣再循環方式。