電站鍋爐煤改氣實踐應用

摘 要：為實現污染物減排、控制煤炭消耗量，國內某石化基地內電站鍋爐實施了煤改氣項目，利用燃氣做鍋爐燃料，不僅減少了污染物排放，提高了鍋爐效率，而且實現了鍋爐燃料多元化。現通過對改造項目實施過程詳細分析、多種燃氣耦合可行性研究及改造后效果驗證，確定了大型電站鍋爐煤改氣可行性，為火電行業今后多燃料耦合及碳減排技術提供了實踐經驗。

關鍵詞：電站鍋爐；燃煤；燃氣；煤改氣；燃料耦合

中圖分類號：TK22? ? 文獻標志碼：A? ? 文章編號：1671-0797（2023）16-0073-04

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2023.16.019

0? ? 引言

隨著國家“雙碳”目標確定，各地區對燃料用煤指標及環保排放管控更加嚴格，為積極踐行綠色低碳發展理念，近年來國內燃煤發電機組積極推動燃料改造或多燃料耦合技術。本文對某電站鍋爐煤改氣項目實施過程進行全面分析，對改造后效果進行驗證，希望可以為火電行業今后多燃料耦合及碳減排技術提供實踐經驗。

1? ? 鍋爐設備簡介及燃料參數

1.1? ? 鍋爐主要參數

鍋爐為額定蒸發量670 t/h、超高壓、無中間再熱、自然循環、單爐膛、平衡通風、固態排渣、尾部單煙道、全鋼構架、全懸吊結構、切圓燃燒方式、露天布置、背靠背式煤粉鍋爐[1]。

1.2? ? 鍋爐燃燒系統

原燃煤鍋爐燃料系統采用中速磨煤機正壓冷一次風機直吹式系統，燃燒設備四角布置，切向燃燒，除16.69 m層4只煤粉燃燒器采用微油點火燃燒器外，剩余4層煤粉燃燒器均為百葉窗式水平濃淡直流擺動式燃燒器。

1.3? ? 燃料參數

（1）設計燃煤收到基低位發熱量22 MJ/kg；

（2）燃氣系統按天然氣設計，天然氣進氣壓力0.6 MPa，甲烷含量99.61%（v/v%），無氫氣組分，低位熱值34 MJ/Nm3。

1.4? ? 環保設施

鍋爐煙氣脫硝采用低氮燃燒+SCR法，煙氣脫硫采用海水脫硫，煙氣除塵采用低溫靜電除塵器+濕式電除塵器。

2? ? 鍋爐煤改氣改造原則

（1）改造后能滿足鍋爐安全運行及各種負荷下主蒸汽壓力、溫度的要求；

（2）燃料改造后能保證鍋爐出力；

（3）原有設備及系統應盡可能利舊；

（4）改造后污染物排放濃度滿足超低排放要求。

3? ? 鍋爐煤改氣性能計算

3.1? ? 鍋爐改造性能計算對比

100%THA工況參數如表1所示，60%THA工況參數如表2所示。

3.2? ? 性能計算結論

3.2.1? ? 鍋爐效率

從表1、表2可以看出，燃氣燃燒效率比煙煤高，這是因為燃氣著火燃燼好，無機械未燃燼熱損失。

3.2.2? ? 主汽溫度

由于燃氣熱值比燃煤高，改燒燃氣時，產生的煙氣量有一定減少，從計算結果看，高負荷時主汽溫度可以達到額定值，但60%THA負荷時因煙氣量減少，對流傳熱亦減少，主汽出口溫度僅能達到530 ℃。為了使鍋爐在燃氣低負荷工況汽溫達到540 ℃，需要增加對流換熱量來提高主汽溫度，因此需要增加煙氣再循環系統。

3.2.3? ? 風量

改燒燃氣時，已經不需要參與制粉的一次風，而鍋爐所需二次風量卻大幅增加，原設計的二次風量明顯不夠，因此可以考慮將原一次風量并入二次風系統。經過計算，100%THA工況時，燃氣需要總風量較燃煤需要總風量多35 152 Nm3/h，原一次風機、二次風機TB點總風量為779 169 Nm3/h，燃氣所需風量僅為原風機TB點的77.6%，且燃氣所需二次風壓頭小于原一次風機TB點壓頭，一次風量并入二次風系統完全可以滿足燃氣需要總風量，因此原一次風機、送風機均可利舊。但燃氣燃燒所需總風量全從空預器二次風側通過，則空預器二次風側阻力和風速都會超，因此原一次風不能在空預器前并入二次風，只能考慮一次熱風并入二次風系統來補充二次風增量[2]。

3.2.4? ? 煙氣量

每爐原配置兩臺50%風量的離心式引風機，鍋爐改燒燃氣后較改造前煙氣量及阻力略有減少。引風機可通過變頻或液耦調速滿足改造后的流量、壓頭要求。

3.3? ? 各級受熱面溫升

受熱面溫升如圖1所示，改燒燃氣后，低過、全大屏、后屏、高過等受熱面進出口汽溫沒有明顯變化，各受熱面焓增[3]均較燃煤時微降，壁溫也未超過原設計值，因此鍋爐本體受熱面可以不用改動。

3.4? ? 改造后環保性能

改燒燃氣后，鍋爐出口原始煙塵和SO2濃度很低，不投脫硫和除塵裝置即可滿足超低排放要求。NOx原始濃度改造前后基本保持不變，脫硝入口均在270～290 mg/Nm3范圍內。改造前后環保數據對比如表3所示。

4? ? 鍋爐煤改氣具體改造方案

4.1? ? 燃燒器改造

因燃料發生改變，燃燒器必須改造。原煤粉燃燒設備為四角布置，切向燃燒，燃燒器噴口中心線與爐膛中心線的假想切圓相切，假想切圓直徑為？準770/

？準514。每角煤粉燃燒器分上、下兩組，共布置13層噴口，分別為5層二次風噴口（包括3層帶油槍二次風噴口）、5層煤粉噴口（包括1層配置微油點火器煤粉噴口）、3層降低NOx排放用燃燼風口。為了使改動最小化，燃氣燃燒器仍采用四角布置，噴口仍分為上、下兩組，布置13層，除燃氣噴口替換煤粉噴口外，其余噴口功能均保持不變。新的燃燒器尺寸也同原煤粉燃燒器尺寸保持一致，燃燒器冷卻用水冷夾套配合新燃燒器重新設計，施工時只需用新燃燒器替換煤粉燃燒器即可，原煤粉管道按與改造設備安裝不沖突的原則進行局部拆除，以最大限度降低拆除工作量。

全爐共布置20只燃氣噴口，燃氣總出力相當于鍋爐100%B-MCR輸入熱量，單個燃氣噴口額定出力約為2 648 Nm3/h，每個燃氣噴口配置1只燃氣氣槍，燃氣氣槍采用多槍小孔式。

4.2? ? 新增煙氣再循環系統

性能計算發現鍋爐60%THA負荷需要新增煙氣再循環系統方能主汽溫度達到540 ℃。煙氣再循環系統增加兩臺流量34 716 Nm3/h、壓頭2 160 Pa的風機及風機進出口煙道。風機布置在鍋爐0 m，風機入口接至鍋爐省煤器出口煙道底部，風機出口接至鍋爐冷灰斗區域側墻水冷壁處。因原冷灰斗區域側墻為膜式水冷壁，為了利于再循環煙氣流通進入鍋爐，需將膜式水冷壁局部改造為拉稀管式水冷壁。另，鍋爐高負荷時主汽溫度可以達到540 ℃，此時可以停用煙氣再循環風機，但為了防止爐內高溫煙氣反竄損壞設備及高溫煙氣從再循環煙道短路直接進入省煤器出口煙道造成熱量損失，在靠近冷灰斗區域的再循環煙道上設置耐高溫雙插板風門，在再循環風機入口處也設置雙插板風門，為了保證雙插板風門密封性，從熱二次風道引入密封風進入雙插板門，在雙插板門關閉時聯鎖打開密封風，保證插板門密封性。

4.3? ? 風道改造

性能計算發現改燒燃氣后，不再需要一次風進入制粉系統，但需要一次風補充進入二次風系統。因此需要增加旁路風道連接熱一次風與熱二次風。通過計算發現，直接連接熱一次風與熱二次風會造成匯合后風道超流速，解決此問題最有效的措施是將原二次風大風箱擴大，熱一次風直接接入大風箱，在大風箱內熱一次風與熱二次風可充分混合，且大風箱尺寸較大，匯入的熱一次風風速會迅速降低，動壓轉變成靜壓，有利于提高大風箱靜壓，促進爐內混合燃燒。

4.4? ? 新增燃氣及氮氣管道

因燃料改變，需要新增燃氣管道和氮氣管道，氮氣主要用于燃氣管道投運和退出時置換。因燃氣輸送量大，為了減小廠區燃氣輸送管徑尺寸，將燃氣壓力提高至0.6 MPa，到鍋爐本體后再通過減壓閥減壓到氣槍燃燒壓力。考慮點火安全性，每個燃燒器噴口氣槍均配置1只點火小氣槍，用點火小氣槍點燃主氣槍，因此鍋爐本體范圍內燃氣管道分為主燃氣管道和點火燃氣管道，具體布置如下：

（1）主燃氣管道采用母管二級減壓，進氣母管上設置有兩級調節閥組，一級調節閥組將燃氣壓力從0.6 MPa調壓至0.2 MPa，并設置100%旁路，二級調節閥組將進氣壓力從0.2 MPa調壓至氣槍燃燒所需30～50 kPa壓力，并設置100%旁路及30%旁路。減壓后燃氣再由母管分配至各氣槍支管，每只氣槍支管路上依次設置有手動球閥、調節閥、快關閥組、阻火器等設備，可以實現單只氣槍獨立操作。

（2）點火燃氣管道從主燃氣系統流量計后引出，設計供氣量1 600 Nm3/h，單只點火小氣槍額定出力為80 Nm3/h，點火燃氣管道閥門設置與主燃氣管道相同。

（3）為保證燃氣系統安全及方便置換操作，主燃氣母管、支管及點火燃氣母管、支管上均設置有放散閥、手動閥、取樣閥、充氮、疏水及就地、遠傳儀器儀表等設備。

4.5? ? 防爆區域劃分及改造

改燒燃氣后，需要根據GB 50058—2014《爆炸危險環境電力裝置設計規范》的要求設定爆炸危險區域，對防爆區域的原設備進行防爆升級、斷電或移位。防爆升級的設備有爐管泄漏探頭、消防箱報警按鈕、壓力/差壓變送器、儀表保溫箱、火檢壓力開關、火檢風壓力變送器、鍋爐本體閥門電動執行機構、省煤器輸灰倉泵儀表測點及氣動電磁閥、電源配電柜等。斷電設備有吹灰器系統電源柜、粉管執行器及測量儀表、原燃油系統儀表及執行機構、電除塵系統等。移位設備主要是將可以再利用的非防爆設備移出防爆區域，如火檢風機等。

4.6? ? 土建改造

主要新增再循環風機的基礎及風機進出口煙道支墩。

5? ? 多種燃氣耦合可行性研究

因天然氣價格波動較大且供應不穩定，為解決燃氣鍋爐燃料問題，進行了石化基地內自產多種燃氣耦合可行性研究。

5.1? ? 可供耦合燃氣

（1）煉油裝置產燃料氣，進氣壓力0.6 MPa，甲烷含量73.23%（wt%），碳2～碳4組分含量26.24%（wt%），氫氣含量0.53%（wt%），低位熱值39.87 MJ/Nm3。

（2）制氫單元產合成氣，進氣壓力0.6 MPa，一氧化碳含量82.33%（wt%），氫氣含量4.87（wt%），低位熱值9.2 MJ/Nm3。

5.2? ? 多燃氣耦合限制條件

（1）合成氣、燃料氣熱值與天然氣均存在較大差異，不能單獨替代天然氣使用，必須耦合后才能作為鍋爐燃料使用。

（2）合成氣、燃料氣與天然氣最大區別是組分中含氫氣，天然氣管線設計時管道流速一般按15～30 m/s考慮，而合成氣、燃料管線設計時管道流速最高不超過15 m/s。因此，當鍋爐本體燃氣管線規格固定后，合成氣與燃料氣輸送量就受到限制，經過計算，耦合后的管路最大輸氣量為41 000 Nm3/h。

5.3? ? 鍋爐不同負荷下耦合量計算

通過燃氣管道最大進氣量反算混合氣熱值和摻燒合成氣比例：

（1）當燃氣爐100%負荷時，燃料氣與合成氣無法耦合。

（2）當燃氣爐80%THA以下負荷時，燃料氣與合成氣可以耦合，合成氣最大耦合量8 533 Nm3/h，合成氣耦合比例20.8%，耦合后燃氣熱值35 MJ/Nm3。

（3）為保證主蒸汽溫度，燃氣爐負荷不建議低于65%THA，此時合成氣最大耦合量16 789 Nm3/h，合成氣耦合比例40.9%，耦合后燃氣熱值28.5 MJ/Nm3。

5.4? ? 耦合實施

為保證多種燃氣耦合均勻，需增加靜態混合器及在線熱值儀，混合器前各燃氣管道設置調閥及在線熱值儀，根據混合前后熱值調整各燃氣比例。

6? ? 結論

（1）改造后鍋爐各項性能均滿足要求，證明了大型電站鍋爐煤改氣的可行性。

（2）煤改氣后，鍋爐效率保證值達94%，高于燃煤鍋爐的設計效率92.9%。

（3）煤改氣后各污染物排放量均有降低，SO2排放量降低可達51.7%，可為改善周圍區域的大氣環境做出巨大貢獻。

（4）此次改造項目實施為火電行業今后多燃料耦合及碳減排技術提供了實踐經驗。

[參考文獻]

[1] 周強泰.鍋爐原理[M].3版.北京：中國電力出版社，2013.

[2] 何川，郭立君.泵與風機[M].5版.北京：中國電力出版社，2013.

[3] 陶文銓.傳熱學[M].5版.北京：高等教育出版社，2019.

收稿日期：2023-04-06

作者簡介：魏大偉（1981—），男，江蘇人，工程師，研究方向：熱能與動力工程。