周新剛，路 云

（1.山東電力集團公司電力科學研究院，山東 濟南 250002；2.山東誠信工程建設監(jiān)理有限公司，山東 濟南 250100）

0 引言

隨著國家節(jié)能減排工作的深入開展，各發(fā)電企業(yè)都在挖掘自身潛力，優(yōu)化各項經濟和環(huán)保指標。對于燃煤鍋爐，運行氧量是一項主要指標，也是運行人員調整的主要參數，其與飛灰含碳量、爐渣含碳量、排煙熱損失、風機電耗和NOx排放量等各項指標具有較強的相關性，因此，尋求運行氧量的最優(yōu)值即基準運行氧量值是非常必要和有益的。

目前，現(xiàn)場運行規(guī)定的氧量值多針對額定負荷，一般根據鍋爐的燃用煤種憑經驗選取，具有較大的隨意性。國內科研技術人員對基準運行氧量值的獲取進行了研究，并取得了一定成果，主要分兩種方法：一種為建立數學模型的軟測量方法［1-4］；一種為現(xiàn)場試驗對比測試方法［5］。

以660 MW超超臨界機組鍋爐為研究對象，通過現(xiàn)場變氧量試驗測試，得出其對鍋爐熱效率、風機電耗和NOx排放量等經濟和環(huán)保指標的影響規(guī)律，進而確定基準運行氧量。

1 設備概況

某電廠3號機組鍋爐為單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼懸吊∏型結構、露天布置、超超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流燃煤鍋爐，型號為SG-2031/26.15-M623。

制粉系統(tǒng)為正壓直吹式，配6臺HP1003型中速磨。燃燒方式為四角切圓方式，配24只直流式燃燒器，分6層布置于爐膛下部四角。燃燒器上部設5層SOFA風，以降低爐內NOx的生成量，同時在省煤器出口與空預器入口之間配置選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置，深度降低NOx的排放量。

過熱器汽溫通過煤水比調節(jié)和三級噴水來控制。再熱器汽溫采用尾部煙道檔板、燃燒器擺動和過量空氣系數調節(jié)，高溫再熱器進口連接管道上設置事故噴水。

鍋爐配2臺型號為AN33e6的靜葉調節(jié)軸流式引風機、2臺型號為ASN-2875/1250的動葉調節(jié)軸流式送風機、2臺型號為AST-1792/1120的動葉調節(jié)軸流式一次風機。

設計煤種為神府東勝煤田活雞兔煤，校核煤種為晉北煙混煤。

2 試驗研究

2.1 試驗煤質

煤種為影響鍋爐經濟性、環(huán)保性和安全性的重要因素，在目前煤炭賣方市場的大環(huán)境下，也是較難控制的試驗條件。試驗期間，利用電廠輸煤皮帶的實時采集器進行取煤，試驗結束后進行混合縮分并化驗。從表1可看出，試驗期間煤質參數波動較小，因此，可認為試驗煤質穩(wěn)定。

表1 試驗煤質參數

2.2 試驗工況

為了提高試驗結果的全面性和實用性，本次試驗電負荷確定為100%、80%、70%和60%額定負荷，同時為了對電廠習慣運行氧量值進行評估，在每一電負荷下，采用單因素法分別進行習慣運行氧量的增減試驗，以確定常規(guī)運行氧量的合理性，同時挖掘機組的節(jié)能潛力。此次試驗共進行12個工況，具體如表2所示。

表2 試驗工況安排

2.3 試驗結果及分析

2.3.1 運行氧量對鍋爐熱效率的影響

由反平衡熱損失法可知，燃煤鍋爐熱效率主要取決于排煙熱損失q2和固體未完全燃燒熱損失q4，而運行氧量為這兩項熱損失的主要影響要素［6］。隨著運行氧量的增加，飛灰含碳量和爐渣含碳量減小，即固體不完全燃燒熱損失q4減小，而排煙熱損失q2增大，因此，其對鍋爐熱效率的影響取決于q2+q4的耦合結果。由圖1、圖2可看出，運行氧量與q2+q4為同向變化，與鍋爐熱效率為反向變化。

在各試驗工況下，主汽溫的變化范圍為603.55～607.77℃，滿足汽溫變化（605±5）℃的要求；再熱汽溫的變化范圍為599.29～604.88℃，滿足汽溫變化（603±5）℃的要求；過熱器減溫水流量在 4.17～15.43 t/h；再熱器減溫水流量在5.52～25.58 t/h?？煽闯觯\行人員為了維持汽溫參數使用的減溫水量較多，這也是影響機組經濟性的一個重要原因。因此，在以后運行中應適當采用燃燒調整、改變燃燒器擺角和利用尾部煙氣擋板等手段作為調節(jié)汽溫的首選手段，進一步提高機組運行的經濟性。

圖1 運行氧量對q2+q4的影響

圖2 運行氧量對鍋爐熱效率的影響

2.3.2 運行氧量對風機電耗的影響

調節(jié)運行氧量主要是通過改變送風機出力實現(xiàn)的，因此，氧量變化時，風機耗功也會隨之變化。由圖3可看出，在不同電負荷下，隨著運行氧量的增加，風機電耗隨之增加。

圖3 運行氧量對風機電耗的影響

2.3.3 運行氧量對NOx排放量的影響

由于該爐設計為分級送風降低NOx，SOFA的風門開度變化會影響NOx的排放量，為了掌握運行氧量對NOx排放量的影響規(guī)律，此次試驗中，同一電負荷下變氧量時的風門開度保持不變，如表3所示。

由圖4可看出，在不同電負荷下，隨著運行氧量的增加，NOx排放量隨之增加。因為氧量增大時，煤粉燃燒器區(qū)域火焰溫度上升，熱力型NOx生成量增加；同時，也為燃料氮的中間產物與氧的反應提供了可能，燃料型NOx二次生成量隨之增加，導致總NOx排放量增加［7］。試驗中NOx的測試值在34.37～63.87 mg/Nm3范圍內變化，處于較低的水平?？梢?，爐內分級送風和爐后SCR脫硝裝置配合利于控制NOx的排放量。

表3 燃盡風風門開度

圖4 運行氧量對NOx的影響

2.3.4 基準運行氧量的確定

通過對運行氧量的單因素試驗研究可看出，運行氧量與鍋爐熱效率反向變化、與風機電耗和NOx排放量同向變化，綜合考慮鍋爐的經濟性和環(huán)保性，確定基準運行氧量值，如圖5所示。

圖5 機組基準運行氧量值

3 結語

由表6可看出，電廠習慣運行氧量高于基準運行氧量值，因此，運行人員應根據表5給出的基準運行氧量值進行氧量調整。

圖6 機組運行氧量對比

電廠運行人員按表5給出的基準運行氧量進行調整，660 MW電負荷時，供電煤耗率可降低0.56 g/kWh；530 MW電負荷時可降低0.38 g/kWh；460 MW電負荷時可降低0.65 g/kWh；396 MW電負荷時可降低1.03 g/kWh，具有明顯節(jié)能效果。

建議電廠定期利用等截面網格法對表盤氧量值進行標定，以利于運行人員調整氧量。