燃煤锅炉房改造为燃气锅炉房技术方案（精选8篇）
在我国北方的大部分地区采用锅炉作为热源进行集中供暖是冬季采暖的主要方式。目前锅炉形式仍以燃煤锅炉占主导地位。而在全球气候变化和发展低碳经济的压力下燃煤锅炉占地面积大煤灰粉尘、噪音、污水严重等缺点日益凸显。天然气作为一种清洁和高效能源近几年消费量获得了突飞猛进的增长燃气锅炉也开始出现逐步取代燃煤锅炉的趋势。
一、工程概况
锅炉房内安装为燃煤热水锅炉以及配套辅机设备。现有锅炉烟尘排放、氮氧化物排放均不符合国家规定的大气污染物排放标准，为此决定改为使用燃气锅炉来代替原有燃煤锅炉。
二、改造方案
设备布置将锅炉间内原有两台燃煤锅炉拆除，布置两台燃气锅炉。风机房内鼓、引风机多管除尘器拆除。原控制室内控制锅炉、鼓、引风机的电控设备拆除，布置燃气锅炉相关的电控设施。原有水处理间、泵房内的设备须经计算后确定是否予以保留。
三、土建改造
改造后锅炉房燃料由煤改为天然气，根据《锅炉房设计规范》GB50041-2008中相关规定，锅炉房火灾危险性仍为丁类，但天然气属于甲类气体，锅炉间属于爆炸性危险环境。根据原有锅炉房的布局，锅炉房为单层布置。锅炉间处于居中位置，三面分别和水处理间及泵房、风机及除尘间，电控室及辅助用房相邻，另一侧为外墙。现将和锅炉问相邻的三面墙体均改造成为防火墙，墙体上向锅炉间开的门调整为甲级防火门。电控室向锅炉间开的窗改为固定抗爆窗，满足《锅炉房设计规范》及《建筑设计防火规范》GB50016-2006的要求。改造后，锅炉间属于爆炸危险性环境，其他房间则可按照非爆炸危险陛环境处理。锅炉间屋顶原为大型屋面板结构，且外墙上门窗面积较小，经计算，锅炉间泄爆面积、泄压比均不能满足规范要求。故此，将原有大型屋面板结构拆除，改造为钢结构轻型屋面板结构，每平米重量小于120kg。校核计算后,满足《锅炉房设计规范》及《建筑设计防火规范》中对于泄爆面积泄压比的要求。原有锅炉房内辅助用房较少,工作人员办公及日常活动场地有限。在本次改造工程中,风机房内的全部设备已拆除.故将其改造成为行政办公区，解决了工作人员行政办公的场地问题。同时又对锅炉房内的生产区和办公区做出了有效分割。锅炉房外所有室外设备在本次改造中均予以拆除，脱硫循环池可以改造后作为景观池，原有煤场改造为绿地。
四、系统调整
气水系统中原有的循环水泵、补水泵以及软化水设备均已老化或难以满足正常运转需求。为此，决定采用新的水泵，水泵选用上海成峰品牌。软水水设备采用美国富莱克品牌。考虑到燃气锅炉对水质的要求较高，应增加炉外水除氧设备，减少氧腐蚀对锅炉的损害。另可根据实际情况，采用内、外水循环系统，即增加系统换热器。一次水循环系统封闭在锅炉房内部，系统失水量极少，极大降低了软化除氧水的消耗。外循环系统根据供暖面积、水温的要求，选用合适的换热器。
五、自控系统
新增燃气热水锅炉为全自动化产品，控制系统均成套带来，无需另行考虑。锅炉房采用燃料为天然气，属甲类气体，故在锅炉间需增设一套可燃气体浓度报警装置，并和天然气总管自动切断阀及锅炉间事故风机联锁，以实现锅炉间内可燃气体浓度达到限值后自动切断天然气供应。并同时开启事故风机排出可燃气体与空，实现供热分时间分阶段的质调节。
六、电气系统 对于改造后的燃气锅炉房，其用电设备相比原有燃煤锅炉房用电设备要少了很多，经计算后锅炉房用电无需增容。只需在原有低压配电系统的基础上进行改造调整即可。锅炉房采用燃料为天然气，属甲类气体，根据《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058—1992中相关规定,燃气管道同锅炉燃烧机接口法兰处属二级释放源。故在本次改造中,凡属以释放源为中心的二区范围内,所有的电气设施均调整为防爆型。主要包括锅炉间内的照明灯具、电气开关、事故通风机等。锅炉房原有一次水循环泵为软启动方式，本次改造中新增一台变频器，将其中一台循环泵改为变频启动方式，降低了启动电流，同时节能降耗。原有一次水定压泵为高低压力启停泵方式。本次改造中，将其改造变频运行方式，可减少泵启停次数，延长泵的使用寿命。同时可是定压补水曲线更为平缓，降低系统因水容积变化导致定压安全阀起跳泄水的可能。
七、通风系统
锅炉改造为燃气锅炉后，鼓风机布置在锅炉炉前，吸取锅炉间内空气，故在锅炉间外墙上布置两套进风消声器，满足锅炉鼓风进风量要求。同时布置事故风机一台，满足事故时12次换气量。在平时做通风机使用，满足锅炉房新风量要求。
八、燃烧系统
1燃煤锅炉
锅炉也称蒸汽发生器, 是一种利用燃料等能源的热能或工业生产中的余热, 将工质 (一般为水) 加热到一定温度和压力的燃烧和换热设备[]。当以燃煤作为燃料时即为燃煤锅炉。燃煤锅炉按照燃烧方式的不同, 可分为层燃炉、室燃炉、旋风炉、沸腾燃烧炉等;根据除渣方式的不同, 可分为固态除渣炉、液态除渣炉等;根据结构安装方式不同, 可分为悬吊式锅炉、支承式锅炉等[]。
2燃煤锅炉热效率与节能
2.1锅炉热效率
锅炉热效率是指锅炉在热交接过程中, 被水、蒸汽或导热油等工质所吸收的热量, 在进入锅炉的燃料完全燃烧所放出的热量中所占的百分比。煤炭燃烧存在能量转化效率问题。锅炉热效率测定时采用正平衡法和反平衡法, 取两者的平均值[]。
通过直接测量输入热量和输出热量来确定锅炉热效率的方法称为正平衡测量法。对于饱和蒸汽锅炉和过热蒸汽锅炉, 其正平衡效率计算分别如公式 (1) (、2) 所示:
其中,
η1--锅炉正平衡效率, %
Dgs--蒸汽锅炉给水流量, kg/h
hbq--饱和蒸汽焓, k J/kg
hgs--蒸汽锅炉给水焓, k J/kg
γ--汽化潜热, k J/kg
ω --蒸汽湿度, %
Gs--测定蒸汽湿度时, 锅水取样量, kg/h
B--燃料消耗量, kg/h
Qr--输入热量, k J/kg
通过测定各种燃烧产物热损失和锅炉散热损失来确定锅炉热效率的方法称为反平衡测量法, 其计算如公式 (3) 所示。
其中,
η2--锅炉反平衡效率, %
q2--排烟热损失, %
q3--气体未完全燃烧热损失, %
q4--固体未完全燃烧热损失, %
q5--散热损失, %
q6--灰渣物理热损失, %
2.2燃煤锅炉节能
燃煤锅炉节能与其设计和燃烧控制等有直接关系。锅炉热效率作为锅炉设计和运行中关键技术指标, 提高锅炉热效率是燃煤锅炉节能的关键之所在。目前, 我国燃煤锅炉热效率普遍较低, 主要是由于排烟热损失和不完全燃烧热损失过大。对燃煤锅炉进行改造, 具有巨大的节能潜力。
3燃煤锅炉技术改造[, ]
锅炉包括本体和辅助设备, 其中炉膛、锅筒、燃烧器、水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、构架、炉墙等为锅炉本体, 此外的燃料供应、磨煤制粉、送风引风、给水、除灰除渣、除尘、自动控制等系统为辅助设备。
对于半新以下的锅炉, 可采取技术改造的方式解决能耗大、效率低等问题;对于接近寿命期的锅炉, 或以设备更新为佳。究竟采用何种方式方法, 应从技术先进性、经济合理性、安全可靠性等方面进行考量。
3.1锅炉本体改造
3.1.1炉拱改造
锅炉炉拱主要起到加强炉膛内气流混合、合理组织炉内传热和燃烧等作用。炉拱形状尺寸与所用煤种关系密切, 锅炉运行中出现实际燃煤偏离设计煤种的, 将造成炉内燃烧工况不佳, 影响锅炉热效率。实际运行中, 可根据锅炉实际燃用煤种, 对炉拱的形状和位置进行适当地改造, 以改善燃煤燃烧状况, 增强火焰辐射, 提高燃烧效率。
3.1.2锅炉烟气余热回收
燃煤锅炉烟气排放温度高, 未经处理排放不仅浪费了烟气余热资源, 又产生了环境污染。欲改善这种情况可采用热管换热技术。回收的锅炉烟气余热, 或用以预热助燃空气, 或用以预热给水, 将产生显著的经济与社会效益。
3.1.3炉膛内壁喷涂节能涂料
锅炉水冷壁、过热器、省煤器等管壁受烟气粉尘冲刷, 加之材质高温氧化, 致使管壁磨损严重, 存在安全隐患;更为重要的是管道远红外辐射系数低, 炉膛内的热量传导速率慢。针对这种情况, 可采取在现役燃煤锅炉水冷壁管、过热器管、省煤器管表面喷涂远红外辐射节能涂料的方法, 提高辐射系数, 保护炉体及运行安全、有效辐射炉膛内红外热能, 提高炉膛内的热传递效率。
3.1.4锅炉本体保温
锅炉本体在常温条件下的散热损失一般在2%以内。锅炉本体若保温性能不良, 通过热辐射、热对流等方式散失到环境中的热量将加剧。采用专用保温膏涂敷锅炉本体, 或采用满足性能技术指标的保温材料, 可增强锅炉整体的密封性能, 增强保温, 减少散热损失, 提高锅炉热效率。同时, 此举对改善工作条件和工作环境亦能起到积极的作用。
3.1.5燃烧系统改造
用清洁能源天然气替代锅炉燃煤, 锅炉受热面污染和积灰将明显减小, 传热条件得以改善。同时, 排烟过程中过剩空气系数和排烟温度均有所下降, 不完全燃烧损失减少, 锅炉热效率将得以提高。为充分发挥天然气的优点, 可适当加大炉膛, 增设水冷壁;若燃烧器选择恰当, 则无需更换鼓风机和引风机。
3.1.6其他
锅炉炉膛和尾部漏风现象较为普遍。漏风使烟气量增加, 炉膛温度降低, 影响燃烧。锅炉热力管道及其附件等处或存在“跑、冒、滴、漏”等现象, 锅炉能够有效利用的热量将减少, 补水量相应增加, 降低了锅炉热效率。发生上述情况时, 应及时设法封堵, 进行检维修。
3.2辅助设备改造
3.2.1给煤装置改造
链条炉排锅炉斗式给煤应用中存在原煤不分粒径大小、堆实于炉排之上, 致布风不均, 燃尽率低下。将其改造成分层给煤方式, 利用重力作用, 在原煤下落过程中, 大颗粒在下、中颗粒在中、小颗粒在上, 均匀铺撒在炉排之上, 颗粒之间存有空隙, 形成一种松散、分层、透风空隙大的煤层结构, 有效避免炉排上出现火口和燃烧不均的现象, 提高煤层燃尽速度, 进而提升了锅炉热效率。
3.2.2激波吹灰
积灰结焦严重降低了锅炉热效率。采用激波吹灰技术, 对锅炉过热器、空预器、省煤器等表面上沉积的灰渣和结焦进行震荡、撞击和冲刷, 使其破碎脱落。激波吹灰具有彻底、不留死角, 运行成本低, 经济效益良好等特点, 可作为燃煤锅炉清灰首选方案。
3.2.3控制系统改造
将锅炉控制系统由手工或半自动改造为全自动, 对于负荷变化幅度较大且频繁的锅炉, 可按照负荷要求, 实时调节给煤量、给水量、鼓风量和引风量, 使其处于良好的运行状态;对于供暖锅炉, 可根据室内外温度变化, 实时调节锅炉的输出热量, 达到舒适、节能、环保的目的。
3.2.4送引风系统改造
鼓风机和引风机的运行参数与锅炉热效率和能耗直接相关。采用变频调速技术, 根据锅炉负荷来调节其鼓风量、引风量, 可使锅炉运行在最佳状态, 既节约燃煤, 又节约风机能耗, 效果显著。
4结语
加强节能减排, 实现低碳发展, 是生态文明建设的重要内容, 是促进经济提质增效升级的必由之路。实施燃煤锅炉节能技术改造可以从锅炉本体和辅助设备着手, 重点开展燃烧优化、低温余热回收、自动控制、主辅机优化和变频控制等方面的工作。鼓励通过产品能效测试、系统能效诊断等工作, 提高节能改造的科学性和有效性。
参考文献
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近年来，以天然气等清洁燃料为主的环保型供热系统在城市集中供热系统中获得了广泛的应用，燃气锅炉也在是向小型化、轻量化、高效率低污染、提高组装化程度和自动化程度的方向发展。特别是采用一些新型燃烧技术和强化传热技术，使燃气锅炉的体积比以前大为降低，锅壳式蒸气锅炉的热效率已高达92％～93％。其经济性、安全性、可使用性具体表现在以下几个方面：
(1)锅炉的高效率。环保型燃气锅炉，特别是蒸汽锅炉，由于采用了低阻力型火管传热技术和低阻力高扩展受热面的紧凑型尾部受热面，燃气锅炉的排烟温度基本上和大容量的工业锅炉相同，可达130～140℃。
(2)结构简单。采用简单结构的受热面，对锅壳式锅炉，采用单波形炉胆和双波形炉胆燃烧，强化型传热低阻力火管，以及低阻型扩展尾部受热面。除此之外还可根据具体要求配备低温过热器(≤250℃)受热面。对水管式锅炉，采用膜式壁型炉膛，紧凑的对流受热面，可配备引风装置，除此之外还可根据具体要求配备高温过热器(≥250℃)受热面。
(3)使用简易配套的辅机。给水泵、鼓风机和其它一些辅机要和锅炉本体一起装配，且保证运输的可靠性。
(4)全智能化自动控制并配有多级保护系统。不仅配有完善的全自动燃烧控制装置，更配有多级安全保护系统，具有锅炉缺水、超压、超温、熄火保护、点火程序控制及声、光、电报警。
(5)配备燃烧器(送风机)和烟道消音系统，降低锅炉运行的噪音。(6)装备自动加药装置，水处理装置。
(7)配备其它监测和限制装置，至少应保证锅炉24小时无监督安全运行。
锅炉参数指锅炉容量、工作压力、工作温度。
工业蒸气锅炉的容量用额定蒸发量（D）表示。额定蒸发量（D）表明锅炉在额定蒸气压力、蒸气温度、规定的锅炉效率和给水温度下，连续运行时的必须保证的最大蒸发量，单位为t/h。工业热水锅炉以额定供热量（Q）表示，其单位为MW。
蒸气锅炉额定工作压力和温度是指未经过热器出口集箱主蒸气阀出口处的过热蒸气压力和蒸气温度，对于无过热器的锅炉，可用主蒸气阀出口处的蒸气压力和温度来表示；热水锅炉额定工作压力和温度是指额定热水出水阀口处的热水压力和温度。压力的单位用MPa，温度的单位为℃。
蒸气锅炉给水温度是指进省煤器的水温度，对无省煤器的锅炉是指进入锅炉锅筒的水温度；热水锅炉一般称为额定进口水温度。
随着能源结构的调整、环境保护意识的提高，我国开始强制推行清洁燃料供热和采暖。如北京市，从1997年开始将三环路以内各机关、事业单位、餐馆等公共服务设施现有的燃煤炉灶全部改用天然气，市区内分散的中、小型燃煤锅炉逐步改烧天然气；上海市，内环线内不允许新建燃煤锅炉房；西安市从1998年开始，二环路以内不再批建燃煤锅炉，一律采用天然气锅炉，并已通过政府的一些优惠政策限期要求原有燃煤锅炉的单位对锅炉进行燃气改造。因此，将正在运行的中小型燃煤锅炉改造成燃气就成为我们面临的任务之一。
改造原则
燃气和燃煤的特性存在很大的差异。主要表现如下：
(1)燃气时，炉内火焰辐射传热比燃煤时弱；
(2)燃气时，三原子气体特别是水蒸气的辐射能力比燃煤时强；
(3)燃气时，受热面的的积灰和污染比燃煤时大为减轻，增大了传热温差和热有效系数，一般燃气时的对流受热面的热有效系数比燃煤时增加20％，比燃油时增加10％；
(4)燃气时的过量空气系数比燃煤时小很多，如果改燃气后锅炉出力不变，则烟气流速将明显降低，另一方面也表明如果增大燃气量，可适当提高锅炉的出力。
采用层燃方式燃煤时，炉膛内有一个高温燃烧着的燃料层，形成强烈的辐射面；同时炉内烟气中的飞灰也形成固体辐射，这些都是燃煤锅炉炉内辐射传热的有利因素。燃气时，烟气中没有固体辐射，但三原子气体辐射比燃煤时强。这是因为燃气时烟气中水蒸气含量比燃烟煤时约高1倍。虽然CO2含量相应降低，但水蒸气的辐射能力比CO2强，三原子气体的总辐射能力还是比燃煤时强。另外，燃气时辐射受热面的积灰和污染大大减轻，增大了传热温差。所以层燃的燃煤锅炉改燃气后，炉膛出口烟气温度变化不大或略有升高。如果在炉内装有比较有效的二次辐射装置，则炉膛出口烟温还可能比燃煤时低。
一般层燃的燃煤锅炉改燃气后，锅炉热效率能提高10％～15％以上。这是因为受热面的污染和积灰明显减轻，传热条件改善；排烟中过剩空气系数和排烟温度都有所降低，而且没有固体不完全燃烧损失，气体不完全燃烧损失也可控制得比较小。
对于锅炉和燃用煤粉的锅炉．改燃气后热效率往往提高很少，有时甚至略有降低。这是因为锅炉和煤粉炉的各项损失原来就比较小，改燃气后带来的好处并不太明显，而排烟热损失却因烟气中水蒸气含量较高而增大了。
层燃燃煤锅炉改燃气后，出力可提高30％～50％。这时，如果燃烧器选择恰当，锅炉的鼓、引风机一般不需要更换。如果采用引射式燃烧器，也可以不用鼓风机。
燃煤锅炉改燃气时，还有下列几个特点：
(1)改燃气后，对流受热面的烟速不受飞灰磨损条件的限制，因而可以适当提高烟速。例如，可以加多烟程、增设烟气挡板等，提高对流受热面的传热系数，在不增加锅炉受热面的情况下，使锅炉出力明显提高。
(2)燃煤锅炉一般炉膛容积都比较大，改燃气后增大燃气量．在燃烧上不会有困难。同时可以利用燃煤比较大的炉膛容积，适当增加炉内的辐射受热面，例如，在燃煤时，由于燃烧要求未能敷设水冷壁的炉墙上可加设水冷壁；还可装设双面曝光的水冷壁及屏式受热面。这样，提高了锅炉的出力，而又不增大锅炉的体积。这是燃煤锅炉改燃气时增大锅炉出力优先选择的方案。
(3)对于有除灰层(双层布置)的锅炉改燃气时，可以把炉膛向下加大，增加水冷壁和尾部受热面以提高出力。这也是燃煤锅炉改燃气时可供选择的较好方案。
(4)燃气燃烧后烟气中水蒸气的含量比燃烟煤时要多1倍左右。比无烟煤多3倍左右，充分利用这一部分水蒸气的汽化潜热是提高燃气利用率的有效措施。在有热水供应负荷的地方，增设用烟气直接接触加热水的省煤器，可以使锅炉的热效率提高到90％～96％(按煤气的高热值计算)。为了提高热水温度，可以把这种省煤器与一般表面式省煤器或加热器联合使用。
(5)采用层燃方式的燃煤锅炉，有一个燃烧着的燃料层，在炉内形成强烈的辐射。而燃气时火焰辐射能力较低。为此，可以采取措施增强炉内的辐射传热。对中小型锅炉，目前比较有效的办法是采用辐射式燃烧器和在炉内设置二次辐射装置。辐射式燃烧器和二次辐射装置的传热过程是：高温烟气以对流和辐射的方式(主要是对流的方式)把热量传给辐射面，使辐射面温度升高到800～1300℃；高温辐射面再以辐射的方式把热量传给炉内受热面。
燃煤锅炉改装燃气，还要考虑以下具体情况：
(1)如果燃煤锅炉在安装使用之前就决定改为燃气锅炉，这时，允许对锅炉的结构和布置进行比较大的修改，使其尽量适于燃气。特别对那些散装出厂的锅炉，可供选择的改装方案就更多。一般在这种情况下改装燃气的中小型锅妒，均应单层布置，取消原燃煤的除灰层，以简化锅炉房的结构，方便操作。燃煤时的燃烧设备，运煤除灰系统不再需要安装。层燃锅炉所必须的前后拱管束，在安装时应改为垂直管束。未布置水冷壁的炉墙可加设水冷壁。燃煤时烟道部分的落灰斗、吹灰器等设备在时可予以保留，在燃气时可不装。
(2)对于已在使用的燃煤锅炉改燃气时，一般应拆除原有的燃烧设备，如给煤机、炉排等。但应尽量利用原锅炉的鼓(引)风机。在锅炉出力有较大提高而原配鼓(引)风机的容量不够时，首先应考虑提高风机转速，以节省改装费用。这时燃烧器的容量，应考虑到改燃气后，锅炉出力可以明显提高的普遍情况。一般可按鼓(引)风机的能力反算燃气量。燃烧器的空气阻力，不应超过鼓风机所能提供的压头。燃煤时的前后拱管束在没有可能改为垂直管束时，至少应取掉其上的挂砖，以增大其吸热量。
(3)为了使改造后的燃气锅炉能够处于较佳的运行状态，达到改造设计的出力，对容量较大的燃煤锅炉应进行燃气改造的热力和阻力计算；对和锅筒、集箱连接的受热面进行改造时，还需要对锅炉的强度进行核算。在热力计算时主要计算改造后所需要的燃气量，辐射和对流受热面的吸热比例，对流受热面的烟气流速等。
燃煤锅炉在实际使用运行中，热效率低，能源浪费大，排尘浓度大，煤的含硫量高，对大气污染严重。尤其是近年来，能源供需和环境污染的矛盾日益突出。而燃气锅炉的热效率高，对大气污染又低，有很好的环保性能。发达国家的燃气锅炉占有相当大的比重，俄罗斯占60%，美国占98%，日本占99%，发展燃气锅炉是大势所趋。因此，我国越来越多的大中城市制定了相应的强制性法规，限制燃煤锅炉的使用，例如北京、上海、西安等地不再批准建设新的燃煤锅炉房，原有的锅炉房一律改造为燃气锅炉。根据新的环保法，对产生大气污染的设备要实行监管，严格限定污染物的排放量，实施“碧水蓝天工程”，推荐使用清洁燃料或天然气，各级政府会采取相应措施，推行燃煤全面及燃气化改造。天然气是目前世界上一种最清洁的燃料，它燃烧充分，产生的灰份、含硫量和含氮量比燃煤低的多。同时，气体燃料通过管道输送，可极大的减小劳动强度，改善劳动条件，降低运行成本。国家“西气东输”、“忠气进汉”等工程的实施，使孝感市年底即可用上天然气，为锅炉的煤改气提供了优质、充足、廉价的气源。
一、基本情况
青岛啤酒应城分厂原有10t/h燃煤蒸汽锅炉一台，该锅炉为上海四方锅炉厂生产，型号SHL-1.25-AⅡ型，2000年生产，2003年投入使用。锅炉炉体受压元件基本完好，有继续使用价值；锅炉的给水系统和送、引风系统基本完好，非常适宜改造为燃气锅炉。
1、锅炉参数 ① 额定出力 10t/h ② 额定工作压力 1.25Mpa ③ 给水温度 105ОC ④ 设计效率 ≥90% ⑤ 使用燃料： 燃煤 ⑥ 燃料消耗量： 5t标准煤/吨蒸汽 ⑦ 燃烧方式 室燃 ⑧ 电能消耗（风系统）96.4Kw
2、改造要求
用户要求将现有的一台10t/h燃煤蒸汽锅炉改造为天然气锅炉。并达到如下目标： 1）保持原锅炉的额定参数（如汽温、汽压、给水温度等不变）2）保持或提高原锅炉的出力和效率
3）通过改造达到消除烟尘，满足环保要求 4）改造方案简单易行，投资少、见效快，工期短，因此改炉时涉及面越小越好。改造时不超出锅炉本体基本结构之外。
二、改造技术方案
1、燃煤锅炉改成燃气锅炉注意要点
1）燃烧器的选型和布置与炉膛型式关系密切，应使炉内火焰的充满度好，不形成气流死角；避免相临燃烧器的火焰相互干扰；低负荷时保持火焰在炉膛中心位置，避免火焰中心偏离炉膛对称中心；未燃尽的燃气空气混合物不应接触受热面，以免形成气体不完全燃烧；高温火焰要避免高速冲刷受热面，以免受热面强度过高使管壁过热等。燃烧器的布置还要考虑燃气管道和风道的布置合理，操作、检修和维修方便。
2）燃气锅炉炉膛出口烟气温度不会受积灰和高温腐蚀等限制，一般允许在1300℃左右的较高范围。
3）一般燃煤锅炉改造成燃气锅炉后，由于受热面和积灰明显减轻，传热条件改善，不完全热损失也可控制得较小，所以锅炉效率可提高约5%-10%。
2、技术方案总的构思 ① 炉膛设计考虑天然气燃烧的火焰直径（φ1500mm）和火焰长度（4500mm），使炉膛空间与火焰的充满度达到最佳。炉膛容积热负荷设计为≤100×104cal/m3h ② 考虑到天然气主要成份为CH4，其燃烧后产生的H2O，蒸汽份额较大，故其辐射能力较强，炉膛受热可适当增加，以充分利用其辐射传热，提高热效率，降低钢材消耗，确保锅炉出力，并可能提高锅炉出力。③ 锅炉炉膛内采用微正压燃烧。要求锅炉的炉墙，密封性能要加强。④ 由于燃气锅炉的空气过剩系数较小，只有1.05~1.2之间，燃烧所需风量较少一些，加上拆除除尘器后，以及烟道系统烟尘较小，所以烟道阻力较小，引风机风量有较多的富余采用档板风门调节，功率损耗较大，建议可考虑采用变频调速方式对引风机进行调控。⑤ 在炉膛和后烟室看火门处，增加一个至两个防爆门，提高锅炉的抗爆性能。⑥ 新增加燃烧器控制系统与原有的锅炉控制有机结合在一起，具有燃烧程控功能，能预吹扫自动点火，火焰检测器自检，负荷自动调节，火焰监测故障报警联锁停炉。燃气阀阻检漏，压力高低报警，水位调节水位高低报警，极低水位停炉。蒸汽压力超高炉膛温度超高报警，引风机与燃烧机顺控联锁功能。
3、技术方案简要阐述 ① 配置进口燃气燃烧器：“芬兰”“奥林”GP—700M，DN100一体化全自动燃烧器及包括，组合电磁阀调压阀、过滤器、检漏装置，高压气压开关，气压表及连杆等组成阀组一套，该机输出功率2—8.4MW，火焰尺寸Φ1500X4800 ② 拆除煤斗：在原锅炉基础平面±0.00处以上到锅炉前炉墙面板以前煤斗部分前落灰斗，以及炉排的全轴部分。③ 拆除炉排：拆除炉排的全炉炉排，以及前后轴和后部老鹰铁。④ 拆除炉排中间的风箱组成燃烧室空间：根据火焰的尺寸要求，将上下炉排中间的风箱部分拆除，形成一个圆弧形炉膛底部。⑤ 密封炉排下面的落灰室以及管部的排渣斗，用炉渣将炉排底部的落灰室和后部的渣斗堵住并在炉渣上部放置保温混凝土80mm厚，再在混凝土上放置两层耐火砖（圆弧形放置），最后用耐火混凝土浇注抹面形成耐火保温炉膛底。⑥ 制作全炉墙及燃烧器的连接面板：用厚度为16mm的钢板在炉座基础平面处以上与锅炉全炉墙平面处进行焊接固定（与钢架相连焊接）根据燃烧头的安装固定尺寸要求，开孔并钻四个固定螺栓孔（攻丝），用耐火砖在钢板内侧砌筑耐火前墙（在钢板与耐火砖之间适当留50—80mm间隙用来填充保温材料）和原有前炉墙，以及新做炉底相连，形成完全密封的新前炉墙。⑦ 用原有左侧和后部的看火门，改成两个防爆门。⑧ 拆除原有的鼓风机，除尘器，以及空气预热器，将原有的鼓风机及送风道全部拆除（预热器可根据情况考虑），原除尘器被拆除后，钢制烟道将原除尘器卷入口和出口之间空间进行连接。形成完整烟道。⑨ 清除炉内水冷壁管对流管束等受热面上的烟垢，同时将锅炉内水侧的水垢进行清洗，提高锅炉受热面的传热能力。⑩ 对所有的炉墙及炉门进行密封：由于燃气锅炉在微正压状态运行，为了安全，需要对所有的炉墙及炉门进行密封。⑾ 安装燃烧机：先将燃烧头拆下，装在前炉墙上的燃烧器连接面板上，并用耐火材料将燃烧筒与炉墙处进行密封；然后按要求依次装上燃气阀组及附件，最后装上燃烧机主体部分。⑿ 根据燃烧机要求，结合原有的控制系统，设计制作新的控制系统，充分利用原有的系统保留部分的控制器件，新增加部分重新做一个控制柜，将新控制柜与原有控制内保留部分结合，形成新的完整控制系统，能达到如下功能： a.水位自动调节，指示。
b.水位高低报警，极低水位报警联锁停炉。c.炉膛出口温度超高报警，停炉。d.蒸汽压力超压报警，停炉。
e.燃烧负荷自动调节，大、小火自动转接。f.根据压力，工作性自动起停。
g.燃烧程控自动控制，自动实现预吹扫，高压点火，火焰自检，火焰监测，故障熄火报警停炉联锁。
h.燃气高、低压报警。
i.燃气系统泄漏报警，停炉。j.燃烧机停炉后吹扫。
k.引风机与燃烧机顺控联锁，起动时引风机先开，燃烧器后开，停炉时燃烧器先停，引风机后停。
l.所需的电机控制回路，都有短路，缺相，过载等保护功能。⒀ 调试时要对引风机的风量和压头进行调整：由于改造后引风机有较大富裕量，需要将引风门关小到一定程度，以减少风量和降低风压。⒁ 引风机改为变频控制：由于引风机功率较大，且改燃气后风量要求较燃煤时少，拆除除尘器和空预器的烟道阻力减小，引风机富裕量较大，采用加挡板调节时，电耗较大，改为变频调节后，能耗会降到原能耗的1/2~1/3，因此节能效果明显。
4、改造工程费用预算
序号
项目名称
型号
数量
金额
备注 1
燃烧器
GP-700M DN100
18.90 2
燃气阀组
DN100
6.5 3
电控柜
GKF-10-Q
1.4 4
锅炉拆除
1.6 5
改造材料
8.3 6
改造工费
2.6 7
检验费
8
小计
40.30 注:若引风改造为变频控制，加炉膛负压调节控制器, 另增加费用3.4万元整。
三、燃气系统
1、天然气的组份、热性及物理特性 ① 组份（%）
CO:0.1 H2:0.2 CH4:95.5 CmHm:1.0 CO2:0.5 N2:2.7 ② 热值
8000kcal/Nm3 ③ 物理特性
a.标态下密度 0.7435kg/Nm3
b.燃烧所需要的空气量 9.64Nm3/ Nm3 c.燃烧产物的烟气含尘量 10.648mg/ Nm3 d.最低着火温度 400ОC e.理论燃烧温度 1700ОC
2、燃烧器对天然气的参数要求： ① 天然气供气压力（动压）1100mmH2O—1500mmH2O ② 热值 ≥8000kcal/Nm3 ③ 流量：80 Nm3/吨蒸汽.h
3、燃气管道流程及设备：
本工程接自市政道路上天然气管道为中压A，为达到锅炉燃烧器前的压力要求，同时又可以防止燃气压力的上下波动，需要在厂区设置一台落地式燃气调压计量柜，该调压柜可完成过滤、调压、稳压、计量、安全切断等功能。为保证向锅炉24小时不间断供气，可采用2+1型式，及双回路加旁通。
4、燃气工程费用预算：
设备材料
规格
数量
造价 调压计量柜
1000 Nm3/h
1台
10万 PE管
DR160
100米
2万 钢管
D159X4.5
0.6万 钢管
D89X3.5
0.36万 钢管
D57X3.5
0.24万 阀门（埋地）
D150
0.4万 阀门（室内）
DN80
0.4万 阀门（室内）
DN50
0.16万 燃气报警系统
3路
0.60万 工程安装
2万 总计
16.76万
四、燃煤锅炉、燃气锅炉使用成本比较
燃煤锅炉如使用煤炭，煤炭的热值为5500Kcal/Kg（按标准煤计算）左右，其市场价每吨460元（煤炭的价格有不断上升趋势，且购销渠道不畅通，为控制目前的能源烂采和浪费严重的形势下，煤炭的价格有继续上升的势头）。10t蒸汽锅炉每吨蒸汽耗煤为0.2吨，价格为92元。天然气的热值为8000kcal/ Nm3，每立方天然气价格为2.0元，按天然气消耗量每吨蒸汽耗气80Nm3计算，价格为160元。以全年生产2000小时计算，两者费用比较详见下表（以1吨蒸汽比较）：
序号
燃煤锅炉
燃气锅炉 1 产生费用项目
消耗量
单价(元)
价格(元)
消耗量
单价(元)
价格(元)
燃料耗费
0.2t
460
80Nm3
2.0
160 电力耗费（风系统、煤系统、灰渣系统）
消耗量
9.6Kwh
2.2Kwh
单价(元)
0.58
0.58
价格(元)
5.57
1.28 3 灰渣清除(人力、运费)
3万元/年
1.5元
0元 4 环保费
10万/年
5元
0元 5 人力成本 6人
2万元/人.年
2万元/人.年
6元1人
1元 小计
110.07
一、组织机构及相关职责
为切实保障好广大困难群众冬季取暖用煤，县人民政府决定成立子洲县困难群众冬季取暖用煤保障工作领导小组(以下简称领导小组)，领导小组下设到户摸底核查组、煤炭运输道路保障组、煤炭供应保障组，按照县镇联动、镇村主体的原则，根据职责分工统筹做好冬季取暖用煤保障工作。
组长：
副组长：
成员：
领导小组下设办公室，办公室设在县民政局，办公室主任由县民政局局长万雄兼任。主要职责是协调各乡镇、各有关部门按职责分工统筹推进保障工作及领导小组日常事务。
到户摸底核查组。由县民政局牵头，各乡镇配合，主要负责对困难群众冬季取暖用煤情况开展入户抽查核查，统计困难群众采暖用煤需求数量。煤炭运输道路保障组。由县交通局负责，县交警大队配合，主要职责是建立运输道路协调机制，做好县域内镇、村道路的安全排查，确保困难群众在运煤期间的道路畅通。煤炭供应保障组。由县工业商贸局牵头，主要职责是与横山区工贸局以及供煤企业协调对接，保障煤炭及时供应，各乡镇具体负责辖区困难群众的运煤、供煤工作，自行组织车辆，从供煤企业将煤运输至各乡镇确定的储煤点，对于无劳动能力的老年人、残疾人等困难群众，由各乡镇负责组织运煤到户。
各职能部门必须确定1名负责人，精心组织安排，全力抓好困难群众冬季取暖用煤保障工作。
各乡镇是保障群众温暖过冬的主体责任单位，乡镇长(主任)必须亲自抓，并确定一名副职具体负责，夯实工作职责，制定工作细则，精心组织安排，确保困难群众温暖过冬。
二、保障措施
(一)补贴对象
1.城乡低保对象
2.城乡分散供养特困对象
3.纳入全国防返贫监测信息系统的脱贫不稳定户、边缘易致贫户、突发严重困难户(除低保、特困外)
4.子洲县敬老院
(二)保障方式
取暖季内，以实物煤的方式，对上述三类困难群众按照每户不超过2吨散煤进行补贴。集中供暖或使用天然气供暖的困难家庭不在补贴范围。
(三)煤炭价格
困难群众冬季取暖所用散煤价格均执行国家发改委煤炭基准价，每吨向群众收取550元。散煤价格按照每吨660元执行，其中煤炭企业销售价格按每吨550元执行，原每吨110元差价补贴调整为乡镇雇佣车辆的运费补贴，运费不足部分由县级财政承担。对困难群众所承担的资金由各乡镇统一收缴。
(四)补贴资金
对困难群众购买冬季取暖所用散煤给予110元/吨(企业运输到销售点与困难群众购买散煤的差价)的资金补贴，补贴资金由市县两级财政按比例分担，市县财政分担比例为7:3。子洲县敬老院补贴的供暖费20万元由市级财政全额补贴。
(五)保障计划
1.县民政局、各乡镇按照节约、实惠、适用的原则，统计各乡镇散煤补贴对象数量及用煤量。
2.各乡镇要提前因地制宜选择好本乡镇的储煤点。
3.县工业商贸局、交通运输局、应急管理局根据全县散煤补贴对象数量及用煤量，综合考虑天气、道路运输等情况，确保于20xx年12月10日全面完成运煤到户。对不能按时完成运煤到户任务的乡镇，县政府将进行约谈，直至追责。
三、工作要求
(一)加强组织领导。各乡镇、有关部门要切实提高政治站位，强化组织领导，加强工作协调，高度重视困难群众冬季取暖用煤保障工作。要按照职责分工，定人员、定任务、定时间、定要求，督促各乡镇在认真履行已落实的保供任务基础上，扎实推进此次困难群众冬季取暖用煤保障工作，不折不扣完成各项工作任务。
(二)抓好安全生产。各有关部门要牢固树立安全发展理念，进一步压实安全监管责任，在确保安全的基础上保障困难群众冬季取暖用煤。进一步完善煤炭应急保障预案，针对雨雪冰冻等重大自然灾害和突发性事件，要及时启动预案，做到早预警、早部署、早应对，确保煤炭供应持续稳定。
(三)加强督查督导。各有关部门要加强困难群众冬季取暖用煤保障工作日常检查和专项督导工作。各街道、镇、乡、便民服务中心要切实履行属地责任，确保困难群众冬季取暖用煤保障工作有序推进。县政府办督查室将根据工作进展情况组织专项督查检查。
以奖代补资金管理办法 第一章 总 则
第一条 为贯彻落实市政府发布实施的“清洁空气行动计划”以及北京市《锅炉大气污染物排放标准》（DB11/139-2015），鼓励燃气（油）锅炉业主单位开展低氮改造工作，切实控制全市燃气（油）锅炉氮氧化物排放水平，制定本办法。
第二条 本办法所称低氮改造，是指燃气（油）锅炉业主单位通过采取更换低氮燃烧器、整体更换燃气锅炉等方式，有效降低氮氧化物排放浓度的污染治理工程。
第三条 资金的管理遵循计划先行、统筹安排、绩效导向、科学监管的原则，充分发挥资金的引导带动作用。
第二章 补助范围
第四条 本市范围内于2015年7月1日之前建成的在用燃气（油）锅炉业主单位（含中央、部队、市属、区属等单位）实施锅炉低氮改造，可享受补助资金。
第三章 资金补助标准
第五条 根据治理效果，实行差别化的资金补助政策。第六条 单台20蒸吨及以下燃气（油）锅炉低氮改造项目，资金补助标准为：
（一）通过更换低氮燃烧器的方式进行改造，氮氧化物排放浓度削减幅度大于等于50%，且浓度值低于30毫克/立方米的项目（简称方式一）：
1.单台锅炉容量小于等于4蒸吨 补助资金=2×锅炉容量+3.5（万元）2.单台锅炉容量大于4蒸吨
补助资金=1.5×锅炉容量+6（万元）
（二）通过更换低氮燃烧器的方式进行改造，氮氧化物排放浓度削减幅度大于等于50%，且浓度值达到30-80毫克/立方米之间的项目（简称方式二）：
1.单台锅炉容量小于等于4蒸吨
补助资金=1.2×锅炉容量+1.5（万元）2.单台锅炉容量大于4蒸吨 补助资金=锅炉容量+2.5（万元）
（三）通过整体更换锅炉，氮氧化物排放浓度削减幅度大于等于50%，且浓度值低于30毫克/立方米的项目（简称方式三）：
1.单台锅炉容量小于等于4蒸吨 补助资金=2.6×锅炉容量+7（万元）2.单台锅炉容量大于4蒸吨
补助资金=2.5×锅炉容量+8（万元）
第七条 单台锅炉20蒸吨以上的，采用低氮改造或末端脱硝，氮氧化物排放浓度削减幅度大于等于50%，且浓度值低于30毫克/立方米的项目，按照改造投资额的30%给予补助资金；氮氧化物排放浓度削减幅度大于等于50%，且浓度值达到30-80毫克/立方米之间的，按照改造投资额的25%给予补助资金。
第八条 市属全额预算拨款单位实施改造的，按照改造投资额的70%先行预拨；项目完工后，根据财政评审中心对竣工结算的审核结果进行清算，多退少补。
第九条 市属差额预算拨款单位实施改造的，按照补助标准上浮50%安排，给予补助。
第四章 资金申领及拨付程序
第十条 各锅炉业主单位，在完成改造方案编制、旧设备拆除、新设备采购后，方可申请资金。各区政府主管部门接到资金申请后，进行材料审核及现场查验。
第十一条工程改造完成后，锅炉业主单位提出验收申请，区政府主管部门依据《北京市燃气（油）锅炉低氮改造验收要求》（见附件）组织验收。
第十二条 各区政府主管部门将项目验收情况报送区财政局，由区财政局将补助资金拨付到各锅炉业主单位。
第十三条单台20蒸吨以上的改造项目，由各区政府主管部门项目验收后，报市环保局复核，复核同意后，由区政府相关部门进行补助资金拨付工作。
第十四条 各区政府主管部门会同区财政局于每年年底前，将下一低氮改造拟补助清单和资金预算报市环保局。市环保局汇总审核后，送市财政局。市财政局复核后，安排预算资金。附件:北京市燃气（油）锅炉低氮改造验收要求
各区政府应严格按照北京市《锅炉大气污染物排放标准》（DB11/139-2015）的要求，制定科学合理的验收监测方案、安排验收专项资金，原则上由各区环境监测部门对低氮改造项目开展验收监
测，并出具监测报告。改造单位应于项目启动当年年底前拆除原燃烧器或原锅炉，完成低氮改造，并确保改造后燃气锅炉设备运行安全和稳定达标排放。具体要求如下:
一、指标合格
采用方式
一、方式二的改造项目，燃烧系统应采用电子调节控制方式。氮氧化物排放浓度削减幅度须大于等于50%，且浓度值须按要求稳定在30毫克/立方米或80毫克/立方米以内，一氧化碳排放浓度值须稳定在95毫克/立方米以内，改造后锅炉热效率应不降低。
采用方式三的项目，氮氧化物排放浓度削减幅度须大于等于50%，且浓度值须稳定在30毫克/立方米以内，一氧化碳排放浓度值须稳定在95毫克/立方米以内。
进行上述指标监测时，须将锅炉负荷调至75%及以上（可由热水锅炉耗气量100m3/h/MW、蒸汽锅炉耗气量80m3/h/（t/h）验证）。
二、资料完备
各区政府主管部门应建立“一户一档”项目管理档案，并存档备查。项目管理档案需至少包含以下材料：
1.锅炉业主单位提交的补助资金申请（加盖单位公章）；若业主单位委托其他改造实施单位申领，需提交有效委托证明（加盖委托方、受托方单位公章）。
2.原锅炉使用登记证，或环保审批手续，或排污申报登记及缴费相关证明材料。
3.锅炉改造前、改造中、改造后的照片。4.改造前锅炉初始排放水平监测报告。5.有效的设备采购和安装合同。
6.区政府主管部门现场勘查笔录。
7.锅炉业主单位盖章的承诺稳定达到《锅炉大气污染物排放标准》（DB11/139-2015）中2017年4月1日之后相关标准限值要求和本项目未申领其他市级环保资金的环保承诺书及业主单位与改造实施单位双方认可的验收测试条件确认书。
8.燃烧器型式试验证书。锅炉业主单位安全承诺书，至少应包括以下内容：低氮改造后的燃烧器及燃烧系统符合《燃油（气）燃烧器安全技术规则》、《锅炉安全技术监察规程》的规定。锅炉发生结构变化或整体更换的项目，还应提供监督检验证书。
9.改造后的锅炉烟气排放水平验收监测报告。
三、项目验收
区环保会同质监部门对低氮改造项目逐一进行现场验收，并出具书面验收认定意见（加盖公章）。内容应包括：项目概况，原锅炉规模及改造后锅炉规模，改造前、后氮氧化物排放浓度及削减幅度，改造前、后燃烧器品牌和型号，改造所采用的低氮技术和是否同意给予资金补助的意见等。
四、项目抽查
能源是国家战略性资源,是一个国家经济增长和社会发展的重要物质基础。长期以来,中国经济快速增长,但也付出了资源的沉重代价。目前中国万元GDP能耗水平是发达国家的3倍到11倍,能源使用率仅为美国的26.9%、日本的11.5%。为此,中国将节能减排作为基本国策[1]。在这种大背景下,从2007年开始,中央财政奖励连续六年安排节能专项资金,采取“以奖代补”方式对十大重点节能工程给予支持和奖励,奖励资金与企业节能技术改造项目实际节能量挂钩[2]。燃煤工业锅炉,作为除发电锅炉以外的第二大耗能设备,具有极大的节能潜力。燃煤工业锅炉节能改造,被列为十大重点节能工程的第一项[3],针对此类项目的节能量确认,有多种计算方法[4]。通过实践发现燃煤工业锅炉节能改造,改造前初步审核(以下简称“初审”)时无改造后产品产量和能耗数据,改造后最终审核(以下简称“终审”)时改造前后的能耗数据计量通常不完善,没有一种计算方法可以精确且万能的核算节能量。如何选取合适的节能量计算方法来保证项目核查时的准确性,是本文探讨的主要问题。
1 燃煤工业锅炉节能改造技术
燃煤工业锅炉型式各异,主要是层燃烧锅炉(链条炉排锅炉占总数的60%以上),由于种种原因,它们的热效率普遍较低,如结构设计不合理,制造质量不良,辅机配套不协调,可用煤种与设计不符,运行操作不当等,都会造成锅炉出力不足、热效率低下和输出参数不合格等问题,结果是能源消耗量过大,甚至不能满足生产要求。对于半新以下的锅炉,一般采取技术改造措施来解决问题;对于接近寿命期的锅炉,则以更新为佳。由于在用的工业锅炉链排炉锅炉居多数,当前推广的节能改造技术,大部分是针对链条炉排炉的[5]。燃煤工业锅炉节能改造技术,主要有以下几点:
1.1 给煤装置改造
层燃锅炉都是燃用原煤,其中占多数的是链条炉排锅炉,原有的斗式给煤装置,使得块、末煤混合堆实在炉排上,阻碍锅炉进风,影响燃烧。将斗式给煤改造成分层给煤,即使用重力筛选将原煤中块、末自下而上松散地分布在炉排上,有利于进风,改善了燃烧状况,提高煤的燃烧率,减少灰渣含碳量,可获得5%~20%的节煤率,节能效果视改前炉况而异,炉况越差,效果越好。投资很少,回收很快。
1.2 燃烧系统改造
对于链条炉排炉,燃烧系统技术改造是从炉前适当位置喷入适量煤粉到炉膛的适当位置,使之在炉排层燃基础上,增加适量的悬浮燃烧,可以获得10%左右的节能率。但是,喷入的煤粉量喷射速度与位置要控制适当,否则将增大排烟温度,影响节能效果。对于燃油、燃气和煤粉锅炉,是用新型节能燃烧器取代陈旧、落后的燃烧器,改造效果与原设备状况相关,原装越差,效果越好,一般可达5%~10%。
1.3 炉拱改造
链条炉排锅炉的炉拱是按设计煤种配置的,有不少锅炉不能燃用设计煤种,导致燃烧状况不佳,直接影响锅炉的热效率,甚至影响锅炉出力。按照实际使用的煤种,适当改变炉拱的形状与位置,可以改善燃烧状况,提高燃烧效率,减少燃煤消耗,现在已有适应多种煤种的炉拱配置技术。这项改造能获得10%左右的节能效果。
1.4 锅炉辅机节能改造
燃煤锅炉的主要辅助———鼓风机和引风机的运行参数,与锅炉的热效率和耗能量直接相关,用适当的调速技术,按照锅炉的负荷需要调节鼓风量、引风量,维持锅炉运行在最佳状况,一方面可以节约锅炉燃煤,又可以节约风机的耗电。锅炉的最佳效率区大约在额定蒸发量的85%~100%范围内。低于80%的负荷下运行或短时超出100%负荷运行,锅炉效率将急剧下降,效率降低10%~20%[6]。
1.5 层燃锅炉改造成循环硫化床锅炉
循环硫化床锅炉是煤粉在炉膛内循环硫化燃烧,一般改造后平均热效率约为80%±2。所以,它的热效率比层燃锅炉高15%~20%,而且可以燃用劣质煤。由于可以使用石灰石粉在炉内脱硫,所以,不但可以大大减少燃煤锅炉酸雨气体SO2的排放量,而且其灰渣可直接生产建筑材料。这种改造已有不少成功案例,但它的改造投资较高,约为购置新炉费用的70%。
1.6 旧锅炉更新
这项改造是用新锅炉替换就锅炉,包括用新型节能锅炉替换就型锅炉,用大型锅炉替换多台小型锅炉,用高参数锅炉替换低参数锅炉,以实现热电联产等,如用适当台数大容量循环硫化床锅炉替换多台小容量层燃锅炉,实现热电联产。由于可以较大幅度提高锅炉的能源效率,节能效益可观,投资回收期较短。
1.7 控制系统改造
工业锅炉控制系统节能改造有两大类,一是按照锅炉的负荷要求,实时调节给煤量、给水量、鼓风量和引风量,使锅炉经常处在良好的运行状态。将原来的手工控制或半自动控制改造成全自动控制。这类改造,对于负荷变化幅度较大,而且变化频繁的锅炉来说,其节能效果很好,一般可达10%左右。二是对供暖锅炉,在保持足够室温的前提下,根据户外温度的变化,实时调节锅炉的输出热量,达到舒适、节能、环保的目的。实现这类控制,可使锅炉节约20%左右的燃煤。
2 燃煤工业锅炉改造项目节能量计算方法(见表1)
燃煤工业锅炉节能改造节能量计算方法有3种,即按锅炉效率计算、利用热水(蒸汽)单耗计算和利用产品单耗计算,3种计算方法的优缺点对比情况如表1所示。通常初审项目按锅炉效率计算节能量,终审项目优先考虑利用热水(蒸汽)单耗计算,当用能企业蒸汽计量不完善时,可利用产品单耗计算节能量,按锅炉效率计算的情况较少。
2.1 按锅炉效率计算节能量
当锅炉改造前后近期的效率已知易求且运行负荷变化不大,可按照锅炉改造前后热效率和锅炉改造前的耗煤量计算节能量[7]。即:
式(1)中:ΔE为改造锅炉节能量,tce;η0n为改造前锅炉效率,%;η1n为改造后锅炉效率,%;E0n为改造前单台锅炉年耗煤量,tce。
这种方法需要获得改造前后的锅炉的运行效率,可通过第三方检测机构出具的锅炉运行测试效率报告、锅炉设计参数或经验值获取。通常情况下,锅炉实际运行热效率比设计热效率低,在进行节能量估算时,可参照表2所示的锅炉热效率经验值进行取值[8]。通过此种方法估算的节能量,精确性较差,但对于计量的要求不高,因此适用范围广,在初审时广泛采用。终审时,通常采用这种方法验证计算出的节能量的合理性。
2.2 利用吨热水(蒸汽)单耗计算节能量
若改造前后锅炉煤耗有完善统计,热水(蒸汽)产量有完善计量,则可通过用吨热水(蒸汽)单耗计算节能量。若改造后热水(蒸汽)品质发生明显变化,则利用水及蒸汽焓值表查出改造前后热水及蒸汽各自的焓值,通过焓值比例,将改造后实际热水(蒸汽)折算为改造前同品质的量。利用吨热水(蒸汽)单耗计算节能量,即:
式(2)中:ΔE所有改造锅炉总节能量,tce;E0为改造前所有锅炉年耗能量,tce;E1改造后所有锅炉年耗能量,tce;G0改造前所有锅炉年产生的能量,tce;G1改造后所有锅炉年产生的能量,tce。
采用此种方法计算节能量时,边界范围清晰,不受其它因素影响,因此计算结果较为精确,是终审时节能量确认首选计算方法,但此种方法要求锅炉改造前后的煤耗和蒸汽产量都有单独的计量,在初审时一般难以采用。
2.3 利用产品单耗计算
通过现场核查和查阅用能企业产量报表和能源消耗台账,核实改造前后耗能量和产品年产量,利用产品单耗计算节能量[9],即:
式3中:Eu0=E0/M0,Eu1=E1/M1;ΔE为项目节能量,tce;Eu0为改造前单位产品能耗量,tce/t;Eu1为改造后单位产品能耗量,tce/t;M0为改造前产品产量(应折为标准产品产量),t;M1为改造后产品产量(应折为标准产品产量),t。
这种方法是《节能项目节能量审核指南》推荐的节能项目计算方法,对计量要求低,但这种计算方法扩大了项目边界[10],受其它改造因素的影响。当产品工艺复杂,蒸汽管道较多时,其他改造对项目节能量会产生影响,造成节能量计算不准确。
3 节能量确定计算应用实例
某造纸厂燃煤工业锅炉节能改造项目终审,采用1台15 t/h高效率的循环流化床锅炉(SHXF15-1.25-AII),替代公司原有的2台10 t/h链条式燃煤锅炉(DZL10-1.25-AII)。用能企业蒸汽产量没有计量,煤耗和产品产量统计情况如表3所示。
该项目为终审项目,理论上首选吨热水(蒸汽)单耗法计算节能量,但由于用能企业蒸汽产量没有计量,此种方法计算缺乏基础数据,因此难以采用。另外,用能企业产品结构单一,且改造前后煤耗数据有完善统计,可利用产品单耗计算节能量。但此种方法易受其它改造的影响,通常,在终审时,需按锅炉效率估算节能量,将两种方法计算出的结果进行对比,从而验证利用产品单耗计算结果的合理性。
3.1 利用产品单耗计算节能量
改造前锅炉年耗煤量:
改造后锅炉年耗煤量:
改造前产品产量M0=35 513 t;
改造后产品产量M1=17 878 t;
锅炉改造节能量:
3.2 按锅炉效率计算节能量
改造前锅炉年耗煤量:
改造前2台10 t/h链条式燃煤锅炉效率η0n取经验值65%;
改造后1台15 t/h高效率的循环流化床锅炉效率取经验值80%;
锅炉改造节能量:
通过对比两种方法计算出的节能量,节能率相差仅为1.07%,因此利用产品单耗计算结果较为合理,在此种情况下,一般采用利用产品单耗法的计算结果,认定该项目最终节能量为3 317 tce。
若通过对比发现,两种方法计算出的节能量差别较大(具体见表4),则需要进一步核实在锅炉改造之外是否有其它改造行为发生,如其它改造项目的节能量无法单独剔除,利用产品单耗法的计算结果不准确,此种情况下,一般将按锅炉效率计算的节能量认定为该项目最终节能量。
4 结语
文中对燃煤工业锅炉改造节能量计算的3种方法:按锅炉效率计算、利用热水(蒸汽)单耗计算和利用产品单耗计算,进行了全面的分析和比较,3种方法在精确性、适用范围和计量要求方面存在着差异。在实际的节能量认定过程中,需要根据现场实际情况,加以灵活运用,给出相对合理的计算方法和计算结果。
摘要：在分析大量文献资料的基础上,结合现场经验,对燃煤工业锅炉常用节能改造技术进行了归纳总结,并对燃煤工业锅炉节能改造节能量计算的3种方法:锅炉效率法、热水(蒸汽)单耗法和产品单耗法,进行了对比分析,并针对初审和终审项目的不同情况,对如何选取合适的计算方法进行了总结,最后结合实际案例进行了具体分析。
关键词：燃煤工业锅炉,节能改造,节能量计算
参考文献
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[6]Rosa L,Tosato R.Experimental evaluation of seasonal effi-ciency of condensing boilers Original Research Article[J].Energy and Buildings,1990,14(3):237-241.
2.法人营业执照
3.环评文件（低氮改造类项目，更换锅炉总吨数应小于等于原环评规定的锅炉吨数，否则应当编制环评报告表）
4.资金申请报告/可研报告/项目实施方案（模板2）
5.燃气锅炉低氮改造项目定额补助资金申请表（市局大文件附件2-1-13）
6.低氮改造前燃气锅炉技术参数档案相关文件（需能证明锅炉规模等技术参数, 清晰复印件），如原锅炉使用登记证（正反面清晰复印件）及锅炉登记表/卡等；同时提供低氮改造前纸版彩色照片，包括单位牌匾照片、能够显示锅炉数量的全景照片、每台锅炉及其铭牌照片、燃烧器及其铭牌照片，照片需逐项进行标注说明。
7.低氮改造实施前燃气锅炉正常使用的证明材料（清晰复印件，如多页需加盖骑缝章），如锅炉年检报告（近三年内检及外检报告）等
黄文静1，戴苏峰2，艾春美2，康志宏2
(1.上海电力股份有限公司闵行发电厂，上海 200245;2.上海电力股份有限公司，上
海 200010)
关键词：NOx排放，燃煤锅炉，SCR入口烟温，全负荷低NOx排放控制技术
摘 要：随着环保形势的日益严峻，新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》对燃煤火力发电厂NOx排放浓度限值提出了更高的要求，研究高效的低NOx排放控制技术刻不容缓。目前国内采用低氮排放控制技术的燃煤机组在额定工况下基本能满足排放要求，但在低负荷时，由于SCR入口烟温低于催化剂正常工作温度窗口而导致脱硝系统无法投运，针对这一问题的主要对策有增加省煤器旁路、提高锅炉给水温度以及开发宽温度窗口SCR脱硝催化剂。目前国内所采用的省煤器旁路烟道等技术是以牺牲一定的经济性为代价的，高效节能的锅炉全负荷低NOx排放控制技术的研究对于逐步改善周围大气环境质量具有显著的经济效益和社会效益。本文旨在为燃煤锅炉进行全负荷低NOx排放控制提供参考。
Discussion about Low NOx Emission Control Technology under Full Load in a Coal-Fired Boiler
Huang wenjing 1，Dai sufeng 2，Ai chunmei 2，Kang zhihong 2
(1.Shanghai Electric Power co.,LTD.Minhang Power Plant，Shanghai 200245;2.Shanghai Electric Power co., LTD.Shanghai 200010)
Abstract: As the environmental situation is becoming more and more serious,the new “Emission standard of air pollutants for thermal power plants”stipulates lower NOx emission concentration limit,so it is urgent to study efficient low NOx emission control technology.Most coal-fired units can meet the emission requirements under rated conditions,but SCR de-NOx system can not work normally because temperature of SCR inlet flue gas is too low when the unit is under low load.The measures to solve the problem is installing economizer bypass, raising boiler feed-water temperature and developing SCR denitration catalyst which can be used under wide temperature range.Economizer bypass technology adopted at home now will lead to low unit efficiency.Study of energy-efficient low NOx emission technology has significant economic and social benefit on improving the atmospheric environment quality.This paper aims at providing reference of controlling NOx emission under full load for coal-fired boiler.Key words：NOx emission;coal-fired boiler;SCR inlet flue gas;low NOx emission control technology under full load 前言
我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，以煤为主的资源禀赋以及石油、天然气等一次能源对外依存度日益增加，决定了燃煤火力发电在我国的电力工业中占主导地位的格局。由于工业不断发展，能源消耗逐年增加，氮氧化物(NOx)的排放量也迅速增加，燃煤电厂(主要是煤粉炉)产生的大气污染物(特别是NOx)的排放急需得到控制，如何有效地控制NOx的生成已经成为人们普遍关注的焦点。根据中国环境监测总站提供的数据，2011年我国氮氧化物排放总量为2404.3万吨[1]，其中电力行业的氮氧化物排放占45%，占各种燃烧装置NOx排放总量的一半以上，而电力行业排放的氮氧化物80%以上由燃煤锅炉排放[2]。因此，2011年7月29日，我国新颁布了GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》，新标准明确规定新建燃煤火力发电锅炉NOx(以NO2计)排放浓度必须低于100mg/m3[3]，达到了国际先进或领先水平，降低NOx排放的任务非常紧迫。
全负荷低NOx排放控制现状
控制NOx排放的技术包括低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。目前普遍采用的低氮燃烧技术主要有：低氮燃烧器、燃料分级燃烧技术、空气分级燃烧技术等。应用在电站燃煤锅炉上的成熟的烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术[4,5]。
目前，我国火电行业已形成以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。截至2010年底，我国已投运的烟气脱硝机组约81675MW，占全国煤电机组容量的12.47%。截至2011年3月底，全国已投运的烟气脱硝容量达96885MW，其中采用SCR工艺的占93.31%，采用SNCR工艺的占6.28%，采用SNCR与SCR组合工艺的占0.41%[6]。“十一五”期间新建燃煤机组全部采用了先进的低氮燃烧技术，烟气脱硝关键技术和设备国产化等方面均取得了重要进展。
催化剂是SCR脱硝系统的核心部件，其性能对脱硝效果有直接影响。而烟气温度对反应速度和催化剂的反应活性及寿命有决定作用，是影响SCR脱硝效率的重要因素之一。目前国内燃煤电站常用的SCR催化剂为中温催化剂，正常活性温度区间一般为320～400℃。锅炉省煤器和空预器之间的烟气温度与这个温度范围接近，因此，国内燃煤电站SCR脱硝装置一般布置在锅炉省煤器和空预器之间。SCR催化剂最佳反应温度窗口为340～380℃，入口烟温在360～380℃以下时，SCR反应效率随着温度的提高而提高，相应的氨逃逸率则逐渐降低。如图1所示为NH3/NOx摩尔比一定时，不同烟气温度下的SCR反应效率[7,8,9]。
当烟气温度低于催化剂的适用温度范围下限时，在催化剂上会发生副反应，NH3与SO3和H2O反应生成(NH4)2SO4或NH4HSO4，减少与NOx的反应，降低脱硝效率，生成物附着在催化剂表面，堵塞催化剂通道或微孔，降低催化剂的活性，同时局部堵塞还会造成催化剂的磨损。另外，如果烟气温度高于催化剂的适用温度，会导致催化剂通道和微孔发生变形，有效通道和面积减少，从而使催化剂失活，缩短催化剂的使用寿命。典型燃煤锅炉烟气SCR脱硝工艺流程为：锅炉→省煤器→脱硝反应器→空预器→除尘脱硫装置→引风机→烟囱。
图1 SCR反应效率与烟温的关系曲线
下图为典型火电厂烟气SCR脱硝系统流程图：
图2 典型火电厂烟气SCR脱硝系统流程图
在我国，绝大多数燃煤机组参与电网调度，因此在实际运行过程中，尤其是非用电高峰时，机组常常不能满负荷运行，甚至运行于50%以下的负荷区间。虽然机组在满负荷运行时省煤器出口温度大于350℃，但在中、低负荷下的SCR反应器入口烟温经常会低于SCR催化剂的最佳反应温度窗口，此时氨气将与烟气中的三氧化硫反应生成铵盐，造成催化剂堵塞和磨损，降低催化剂的活性，使SCR脱硝系统无法正常运转，难以满足全负荷下低NOx排放的要求[10]。
针对锅炉低负荷运行时SCR入口烟温过低而导致SCR脱硝系统无法投运，国内多家环保工程公司及发电单位致力于开发适用于电站燃煤锅炉全负荷运行的低NOx排放控制技术，主要分为SCR入口烟温优化调整和开发高效宽温度窗口SCR脱硝催化剂。
2.1 SCR入口烟温优化调整方案
2.1.1 省煤器给水旁路
如图3所示，本方案中省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量，主流水量进入省煤器中吸热升温，旁路水量则绕过省煤器，最终两者在省煤器出口混合。SCR反应器入口烟温是通过调整旁路水量和主流水量的比例来调节的。
经计算[10]表明，由于水侧换热系数远大于烟气侧换热系数(约83倍)，经过给水旁路的调节，SCR反应器入口烟温有一定提升，但烟温提升幅度较小。随着旁路水流量的增加，进入省煤器的主流水量减少，省煤器出口水温升高，严重时会在省煤器出口产生汽化现象，使省煤器无法正常运行甚至烧坏。尽管省煤器出口水温变化很大，但是总的省煤器出口混合水温降低不多，对锅炉主要参数的影响不大。排烟温度则随着SCR反应器入口烟温的提高而不断提高，排烟损失增加，影响锅炉效率[10]。由于给水旁路调节对于省煤器传热系数的影响较小，尽管省煤器吸热量有所变化，但是从热平衡的角度来看，烟气放热量变化不明显，导致需要调节大量的旁路给水才能提高一定温度的SCR反应器入口烟温。因此，认为省煤器给水旁路调节方案的SCR反应器入口烟温调节特性较差。
图3 省煤器给水旁路示意图
2.1.2 省煤器内部烟气旁路方案
本方案设计在省煤器所在烟道区域，减少相应的省煤器面积，使内部旁路烟道和省煤器并列布置。如图4所示，内部旁路烟道出口处设置烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来控制内旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，从而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。
图4 省煤器内部烟道旁路示意图
此方案因省煤器面积减少，省煤器出口烟温具有自我提升作用，在旁路全关的情况下，排烟温度依然有所提升，这对高负荷运行不需要调节SCR反应器入口烟温时的经济性是不利的。
2.1.3 省煤器外部烟气旁路
图5为省煤器外部烟气旁路示意图。在省煤器入口与省煤器出口这段烟道区域外部设置旁路烟道，外部旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例，进而达到调节SCR反应器入口烟温的目的。
与省煤器内部烟气旁路方案相比，不考虑因省煤器面积减少带来的省煤器出口烟温的自我提升，两种方案中同样的烟气份额下，烟温调节能力很接近。但是内部烟气旁路具有抬升烟温的作用，因此，省煤器外部烟气旁路的烟温调节能力更占优势[10]。
图5 省煤器外部烟道旁路示意图
增加省煤器旁路将引起如下问题：
1、旁路运行时降低锅炉效率，增加煤耗及热损失。
2、增加旁路烟道及挡板，增加脱硝系统投资和运行维护费用，旁路挡板可能积灰阻塞，影响系统运行。
3、省煤器旁路将造成进入SCR系统烟气流场紊乱，降低总的脱硝效率。
4、该旁路需在锅炉包覆开孔，对锅炉烟温和烟气量都提出新要求，对锅炉性能及热平衡均有一定影响。
2.1.4 提高锅炉给水温度
提高锅炉给水温度技术主要是通过各种手段来提高进入省煤器的锅炉给水温度，从而减少给水在省煤器的吸热，提高省煤器出口即SCR脱硝反应器入口烟气温度。
以上海某300MW电站燃煤锅炉烟气升温系统(Gas temperature Raising System，以下简称GRS系统)的改造[11]为例说明此方案提高SCR入口烟温的原理及应用。
GRS系统改造方案从省煤器水侧入手，通过低负荷时在给水中加入炉水，提高省煤器入口的水温，减少省煤器的吸热，从而提升SCR反应器入口烟气温度，以满足脱硝SCR反应器入口烟温的要求。
该烟气升温系统结构见图6所示：该系统利用原锅炉炉水循环泵，在循环泵出口分成两路，一路通过电动调节阀与下水包连接;一路通过电动调节阀与省煤器的给水入口并联，这部分炉水和给水的混合提高了省煤器入口给水的温度，降低温差减少烟气放热量提高省煤器出口烟温，从而满足SCR脱硝的适用温度。
该烟气升温系统适用于亚临界和超高压的汽包锅炉。
图6 GRS改造方案原理图
2.2 宽温度窗口SCR脱硝催化剂
开发适用于更低温度的脱硝催化剂是目前SCR脱硝的一个重要课题，目前国内部分高校及环保科研院所均在进行宽温度窗口SCR脱硝催化剂的研发。中国矿业大学的郭凤[12]等人以溶胶—凝胶法制备TiO2为载体的催化剂活性温度窗口为250～400℃，脱硝转化率最高达到理论值80%;南开大学已在实验室里实现了催化剂在260℃以下长时间安全连续运行[13];中国科学院过程工程研究所的科研团队的宽工作温度烟气脱硝催化剂项目得到了国家“863”计划重点项目的支持;国电集团正在进行降低催化剂起活温度和催化剂活性温度窗口范围延展等方面的研究。
然而目前国内对宽温度窗口SCR催化剂的研究工作还停留在实验室小试阶段，尚没有进行大规模的商业应用，或者反应时间过长，或者成本太高，无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。
结论
随着国家环保形势的日益严峻，新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》对NOx的排放浓度提出了更高的要求，国内新建机组均采用了低NOx排放控制技术，大部分现有机组也相应进行了低氮燃烧改造和加装SCR脱硝装置。针对SCR脱硝的机组在低负荷情况下无法投运的问题，国内已有的解决办法有增加省煤器旁路烟道、提高锅炉给水温度以及研发宽温度窗口SCR催化剂。以上技术虽然能一定程度地解决目前低负荷SCR脱硝系统无法正常运转的问题，但省煤器旁路运行时会降低锅炉效率，增加煤耗及热损失，牺牲一定的经济性;而宽温度窗口催化剂的研究尚在实验室小试阶段，无法满足当前电站燃煤锅炉进行烟气脱硝的迫切需求。在保证锅炉效率的前提下，实现机组全负荷下的低NOx排放，是一项重要课题。
我国对NOx的控制研究起步较晚，对各种低NOx排放控制技术使用时间不长，火电厂应能根据自身实际状况，制定可行的全负荷低NOx控制方案。对此，笔者提出以下建议：
(1)综合考虑电力企业的承受能力，结合实际，对不同锅炉所处位置区别对待，对新老机组区别对待，重点突出，以有限投入获得最佳环保效益。
(2)通过锅炉受热面布置的优化设计，主要是理论计算与分析不同负荷下低NOx燃烧炉内烟温特性与锅炉受热面换热特性间的耦合关系，完成适合全负荷低NOx排放的锅炉整体布置方案设计，确保在全负荷工况下满足锅炉主、再热气温的匹配以及SCR入口烟温的需求。确保锅炉全负荷运行工况下满足合适的SCR烟温。
(3)以现有低氮空气燃烧系统为基础，有针对性地开展全负荷低氮燃烧优化工作。通过调整一、二次风、燃尽风风量及燃烧器喷嘴摆动，优化不同条件下炉内化学当量比分布，在降低NOx排放浓度的同时进一步提升低负荷条件下炉膛出口烟温，为SCR设备运行提供合适的工作条件。
(4)研究燃料量、一次风量、二次风量等参数和运行方式改变对锅炉出口NOx含量及锅炉效率的影响，实现锅炉在频繁变负荷下的低氮燃烧和SCR脱硝协调控制，在满足污染物控制排放要求的前提下，实现喷氨量和锅炉效率的优化控制。
参考文献：
【燃煤锅炉房改造为燃气锅炉房技术方案】推荐阅读：
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燃气锅炉各项制度07-24
燃气蒸汽锅炉节能措施09-11
燃煤炉清洁能源改造05-23
锅炉房烟囱施工方案07-23
锅炉整体水压试验方案07-10
锅炉车间技术员的岗位职责05-23
锅炉房承包合同06-27
锅炉房巡视制度07-14
锅炉房承包协议07-25
