劉福國，趙萬峰，郭新根，周新剛，李 瑞，崔福興

（1.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，濟南 250002；2.國電石橫發(fā)電有限公司，山東 泰安 271621）

0 引言

爐內(nèi)低NOx燃燒技術(shù)，與選擇性催化還原（SCR：Selective Catalytic Reduction）燃燒后 NOx控制工藝相結(jié)合，是目前火力發(fā)電廠脫除煙氣中氮氧化物最有效和最經(jīng)濟的方式；為實現(xiàn)氮氧化物排放濃度低于100 mg／m3的目標(biāo)，近年來，電廠鍋爐進(jìn)行了大量低NOx燃燒技術(shù)改造，有效降低了NOx排放量，但也帶來了一些負(fù)面效應(yīng)［1－2］，其中，燃燒器改造對汽溫的影響是較為突出的問題。

低NOx燃燒技術(shù)主要是通過空氣分級來實現(xiàn)，空氣分級改變了煤粉的燃燒分布，從而改變了爐膛溫度場以及出口煙氣溫度，蒸汽溫度及調(diào)節(jié)特性也隨之發(fā)生變化；有些鍋爐的燃燒器改造后，汽溫升高，減溫水量增大，而有些鍋爐改造后再熱汽溫明顯降低，難以達(dá)到設(shè)計值；由于再熱汽系統(tǒng)的吸熱量遠(yuǎn)小于過熱汽，低NOx燃燒器改造對再熱汽系統(tǒng)的影響比過熱汽系統(tǒng)更大。

1 鍋爐低NOx燃燒技術(shù)改造及對汽溫的影響

1.1 設(shè)備概況

某電廠3號、4號鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界、一次再熱、控制循環(huán)鍋爐，型號為 SG－1025.7／18.3－M840，采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配有5臺RP923磨煤機，四角布置、切向燃燒擺動式燃燒器，每臺磨煤機向同層4只燃燒器供粉；鍋爐設(shè)計燃用煙煤，干燥無灰基揮發(fā)分Vdaf為34.30%，收到基低位發(fā)熱量Qar，net為 22.27 MJ／kg。

1.2 低NOx燃燒器改造

2013年，3號、4號鍋爐進(jìn)行了低NOx燃燒系統(tǒng)改造，對燃燒器噴口進(jìn)行重新布置，見圖1，主要改造為：1）增加了分離燃盡風(fēng)（Separated Overfire Air，SOFA）；2）一次風(fēng)噴口采用上下濃淡中間帶穩(wěn)燃鈍體的燃燒器，在兩層一次風(fēng)噴口之間增加貼壁風(fēng)；3）下端部風(fēng)及一次風(fēng)仍為逆時針方向旋轉(zhuǎn)，但切圓減小，其它二次風(fēng)改為與一次風(fēng)小角度偏置，順時針反向切入，形成橫向空氣分級；4）減少了主燃燒器區(qū)一、二次風(fēng)噴口面積，重新分配了垂直方向二次風(fēng)量，形成縱向空氣分級；5）煤粉燃燒器軸線的平均水平高度有一定降低，煤粉燃燒器軸線標(biāo)高的變化見表1；燃燒器采用新的擺動機構(gòu)，可以整體上下擺動，SOFA噴口可同時做上下左右擺動，左右擺動可以調(diào)整爐膛出口煙溫偏差，并強化飛灰可燃物燃盡。

表1 改造前后煤粉噴口標(biāo)高變化 m

1.3 燃燒器改造對再熱汽溫的影響及分析

圖1 燃燒器改造前后對比

圖2 鍋爐再熱器布置

3號、4號鍋爐再熱器布置見圖2，高溫再熱器的吹灰器長期不能投用，汽輪機通流部分改造引起再熱器入口汽溫較原來有所降低，在低NOx燃燒器改造前，已存在再熱汽溫偏低的問題；燃燒器改造又進(jìn)一步加劇了再熱汽欠溫，改造后鍋爐低負(fù)荷時再熱汽溫降低8～10℃，圖3是4號鍋爐2個月內(nèi)的再熱汽溫隨負(fù)荷的變化，圖中統(tǒng)計數(shù)據(jù)來自電廠SIS（Supervisory Information System in plant level）系統(tǒng)，在220 MW負(fù)荷下，4號機組再熱汽平均溫度為517℃，3號機組為525℃，而機組在210 MW負(fù)荷滑壓運行的設(shè)計再熱汽溫為541℃。

圖3 再熱汽溫隨負(fù)荷的變化

式中：hrA、hrB、hrC、hrD、hrE分別為圖 1 中 A、B、C、D、E 層燃燒器的中心線高度坐標(biāo)，本鍋爐冷灰斗二等分面為0坐標(biāo)，其標(biāo)高為11.294 m，爐膛高度h＝40.4 m，根據(jù)表 1 的數(shù)據(jù)可計算這些坐標(biāo)；BA、BB、BC、BD、BE分別為A、B、C、D、E層燃燒器的給煤量，假定各層燃燒器均勻給粉，得到低NOx燃燒器改造前燃燒器軸線的

低NOx燃燒器改造對再熱汽溫的影響主要表現(xiàn)在如下幾個方面。

1）低NOx燃燒通過空氣分級，改變了煤粉燃燒分布，火焰中心上移，爐膛出口煙溫上升［3］，圖2中的墻式再熱器和屏式再熱器吸熱量增加，鍋爐再熱汽溫有升高的趨勢。

2）為消除空氣分級引起的火焰上移和汽溫升高，在低NOx燃燒器改造時，通常采取降低煤粉燃燒器平均水平標(biāo)高的措施，表1是各層煤粉燃燒器噴嘴改造前后標(biāo)高的變化。

燃燒器水平標(biāo)高應(yīng)考慮煤質(zhì)、二次風(fēng)量分配以及原設(shè)計汽溫特性等多種因素確定，標(biāo)高位移量過大使汽溫降低。

煤粉燃燒器平均水平高度［4］水平高度 hr＝10.8 m，改后 hr＝10.0 m，平均標(biāo)高降低0.8 m。

平均水平高度hr與爐膛高度h之比稱為燃燒器相對高度xr，在爐膛傳熱計算公式中，與火焰中心有關(guān)的系數(shù)M由xr決定。該鍋爐的熱力計算表明，燃燒器標(biāo)高降低0.8 m后，機組240 MW負(fù)荷運行時，再熱汽溫降低4.6℃。

3）有關(guān)研究表明［5］，低 NOx燃燒器改造后，主燃燒區(qū)溫度降低，爐內(nèi)溫度分布更加均勻，對于有些煤種，爐膛沾污會有較大改善，水冷壁吸熱量增加，爐膛出口煙溫下降，汽溫降低。

4）對于采用墻式再熱器的鍋爐，低NOx燃燒器改造后，再熱汽溫波動增加，運行中汽溫控制難度增大，導(dǎo)致再熱汽溫統(tǒng)計平均值降低。低NOx燃燒器改造后，主燃燒區(qū)燃燒波動大［3］，這是爐內(nèi)受熱面吸熱量波動的主要原因。

為滿足電網(wǎng)調(diào)節(jié)需要，該機組運行中投入自動發(fā)電量控制 AGC（Automatic Generation Control）；對300 MW配直吹式制粉系統(tǒng)的汽包爐，目前AGC調(diào)整速率為4.5 MW／min，帶中間儲倉式制粉系統(tǒng)的同類機組，AGC調(diào)整速率為6 MW／min；3號、4號機組AGC的調(diào)節(jié)速率為8 MW／min；調(diào)節(jié)速率過大加劇了汽溫調(diào)整難度，即使機組穩(wěn)定運行時能夠達(dá)到541℃的設(shè)計值，為防止蒸汽超溫，運行中汽溫的統(tǒng)計平均值也難以到達(dá)設(shè)計值。

2 低NOx燃燒系統(tǒng)的運行調(diào)整

該鍋爐在低NOx燃燒器改造后，針對再熱汽欠溫問題進(jìn)行了專項調(diào)整試驗，主要通過燃燒器擺角和二次風(fēng)配風(fēng)調(diào)整，提高再熱汽溫，同時兼顧環(huán)保和經(jīng)濟效益。

燃燒器擺角試驗是在240 MW和300 MW兩個負(fù)荷下進(jìn)行。主燃燒器擺角可在0%～100%之間調(diào)整，對應(yīng)實際角度為－30°～＋30°，每個負(fù)荷下進(jìn)行3個擺角位置試驗，同一負(fù)荷的試驗除擺角外保持其它參數(shù)不變，試驗結(jié)果見圖4，主燃燒器擺角每升高10°，240MW負(fù)荷下再熱汽溫約提高3℃，300MW負(fù)荷下再熱汽溫約提高2℃；擺角對NOx排放濃度影響不明顯，300MW負(fù)荷下NOx質(zhì)量濃度在253～260mg／m3（煙氣中O2體積分?jǐn)?shù)6%），240 MW負(fù)荷下NOx質(zhì)量濃度在 224～238 mg／m3（煙氣中 O2體積分?jǐn)?shù) 6%）；燃燒器擺角每提高10°，排煙溫度約升高1～1.5℃；擺角對飛灰未燃盡碳含量也有一定影響，擺角每升高10°，飛灰未燃盡碳含量增加0.3%～0.8%。

圖4 燃燒器擺角對再熱汽溫的影響

試驗發(fā)現(xiàn)，燃燒器擺角對爐膛通風(fēng)阻力有一定影響，燃燒器下擺時，爐膛通風(fēng)阻力明顯增加。300 MW負(fù)荷下，燃燒器擺角水平、引風(fēng)機出力達(dá)到最大時，爐膛出口煙氣含氧量可維持在2.6%；當(dāng)擺角下傾到－20°，爐膛通風(fēng)阻力增加，由于引風(fēng)機開度已達(dá)最大，無法繼續(xù)增加出力，只有降低送風(fēng)量，爐膛出口煙氣含氧量維持在1.8%，才能保證合理的爐膛壓力，煙氣含氧量較低引起了爐膛燃燒波動；要保證爐膛燃燒穩(wěn)定，擺角最大只能下傾到－12°，因此，引風(fēng)機余量不足限制了燃燒器擺角的調(diào)整。

采用擺角調(diào)溫的鍋爐，擺角調(diào)節(jié)有時受到限制而不能充分投入，擺角過大對燃燒穩(wěn)定性以及未燃盡碳含量有一定影響，這導(dǎo)致擺動調(diào)節(jié)不能正常投入，低負(fù)荷運行時存在較為普遍的再熱汽欠溫問題［6］。

二次風(fēng)配風(fēng)調(diào)整在270 MW負(fù)荷下進(jìn)行，通過調(diào)整圖1所示的二次風(fēng)開度，共進(jìn)行3個試驗工況，配風(fēng)方式見圖5，在這3個工況中，最上面3層分離燃盡風(fēng)SOFA（Separated over Fire Air）的開度分別為100%、80%和60%，從工況1到工況3，垂直方向空氣分級程度依次減弱。

二次風(fēng)配風(fēng)對再熱汽溫、NOx排放濃度及爐內(nèi)溫度的影響見圖6，隨著空氣分級程度的減弱，再熱汽溫降低，NOx排放濃度增加，標(biāo)高23 m（D層煤粉燃燒器位置，見圖1）處的爐內(nèi)火焰溫度升高。與工況1相比，工況3中再熱汽溫約降低7℃，NOx排放濃度比工況1增加30 mg／m3（煙氣中O2體積分?jǐn)?shù)6%），D層煤粉燃燒器處的火焰溫度升高70℃，可見，分級配風(fēng)強弱對爐內(nèi)燃燒有較大影響。

另外，機組低負(fù)荷運行時，主汽參數(shù)對再熱汽溫有明顯影響，保持較高的主汽溫度，或采用滑壓運行方式，能夠提高再熱器入口蒸汽溫度，因而有利于再熱汽溫的提高。

圖5 二次風(fēng)配風(fēng)

圖6 二次風(fēng)配風(fēng)的影響

投用上層煤粉噴嘴，或采用上層煤粉噴嘴粉量大、下層粉量小的運行方式，也有利于提高再熱汽溫。對于本鍋爐，如圖1所示，根據(jù)表1和式（1），投用A、B、C層煤燃燒器且均勻給分粉時，煤粉燃燒器平均水平高度 hr＝［（19.024－11.294）＋（20.192－11.294）＋（21.306－ 11.294）］／3＝8.9（m），同樣可計算投用 C、D、E層粉時，hr＝11.1 m，火焰中心高度有明顯上移。

由于該鍋爐燃用煤種揮發(fā)分較高，易于燃盡，分級配風(fēng)強弱對飛灰含碳量的影響較小。

燃用煤種變化對再熱汽溫有較大影響，某300MW鍋爐燃用煙煤時存在欠溫問題，而改燒貧煤后，要投入大量減溫水。

經(jīng)過燃燒調(diào)整，3號鍋爐不同負(fù)荷下再熱汽溫的可達(dá)值見圖7，這里的可達(dá)值是機組穩(wěn)定運行能夠達(dá)到的參數(shù)；當(dāng)該機組投入電網(wǎng)自動控制AGC時，負(fù)荷最大調(diào)節(jié)速率可達(dá)8 MW／min，再熱汽溫波動增大，為防止超溫，運行人員只能降低參數(shù)運行，運行中的平均再熱汽溫?zé)o法達(dá)到圖7中相應(yīng)的數(shù)據(jù)，因此，汽溫波動較大是汽溫統(tǒng)計平均值難以達(dá)到額定參數(shù)的原因之一。

圖7 不同負(fù)荷下再熱汽溫的可達(dá)值

3 再熱器受熱面優(yōu)化改造分析

經(jīng)過燃燒調(diào)整，低負(fù)荷運行再熱汽仍存在欠溫，從圖6看出，210 MW負(fù)荷下再熱汽欠溫13℃，要進(jìn)一步提高汽溫，需對受熱面進(jìn)行改造。

要提高低負(fù)荷時的再熱汽溫，需增加受熱面面積。增加受熱面積后，在保證低負(fù)荷汽溫提高的同時，高負(fù)荷時不應(yīng)投入減溫水，且再熱汽不超溫。

從圖6可知，高負(fù)荷時再熱汽不存在欠溫問題，增加再熱器面積后，應(yīng)通過燃燒器擺角下傾來保證再熱汽不超溫，但擺角下傾后主汽溫度應(yīng)仍能夠達(dá)到設(shè)計值，這是再熱器優(yōu)化改造設(shè)計的原則和邊界。

目前，燃燒器擺角的可調(diào)范圍是受熱面改造設(shè)計中要考慮的重要因素，檢修中應(yīng)通過受熱面清灰或引風(fēng)機改造，使風(fēng)機有足夠的余量，保證高負(fù)荷時燃燒器擺角可在－30°～＋30°的設(shè)計范圍內(nèi)自由調(diào)整。

根據(jù)下述步驟確定增加的再熱汽受熱面面積：1）通過熱力計算，確定機組滿負(fù)荷、主汽溫度額定值運行且主汽減溫水量為0時，燃燒器擺角的下傾角度，并計算該下傾角度下的再熱汽溫值；熱力計算表明，對于該鍋爐，主汽溫度541℃且減溫水量為0時，燃燒器的下傾角度在－20°，該下傾角度時的再熱汽溫為531℃；2）在上述下傾角度下，通過增加再熱汽受熱面，將再熱汽溫度提升到設(shè)計值541℃；對于該鍋爐，再熱器分墻式、屏式和高溫再熱器三段布置，見圖2，將再熱汽溫從531℃提高到541℃，在不同部位增加的受熱面積見表2；3）根據(jù)增加后的受熱面積，通過校核熱力計算，驗證低負(fù)荷運行時的再熱汽溫；若不超溫，則表明增加的受熱面積是合適的；這個面積也是再熱器能夠增加的最大面積；對于該鍋爐，若屏式再熱器增加260.3 m2的面積，見表2，校核計算表明，在210 MW負(fù)荷下，再熱汽溫可提高到9.2℃；如前所述，改造前210 MW負(fù)荷下再熱汽欠溫13℃，改造后欠溫3.8℃，但這種改造方案是提高再熱汽溫的合理幅度，若要提高更大幅度，增加的面積要更多，但滿負(fù)荷時可能要投入減溫水，降低了機組運行經(jīng)濟性。

表2 再熱器改造設(shè)計

要提高再熱汽溫，可選擇在不同位置增加受熱面，表2給出的3種方案各有優(yōu)缺點，增加墻式受熱面的方案所需面積最小，材料和加工成本最低，但墻式受熱面更接近爐膛燃盡區(qū)，改造后再熱汽溫波動會增大，汽溫波動增大會使運行汽溫的平均值降低；在屏式再熱器和高溫再熱器處，需要增加的受熱面積相同，但在計算受熱面積時，屏式再熱器受熱面積按屏計算，高溫再熱器受熱面積按對流受熱面計算，因此，所需材料并不相同；為了不新增集箱開孔，屏式受熱面改造可通過三通管增加管圈數(shù)，但新增管圈需要穿爐頂，施工工作量大，且易產(chǎn)生流量分配偏差；高溫再熱器管圈距煙道底部還有一定的空間，見圖2，可以通過往下延伸管圈，增加高溫再熱器的面積，但增加的數(shù)量受底部空間的限制。

4 改造方案及效果

對比表2的3種方案，選擇了往下延伸高溫再熱器管圈，增加受熱面積的方案，該方案不需要改動進(jìn)出口集箱，沒有新增管穿頂，也不會增加流量分配偏差，但增加的面積受下部空間的限制，且施工時割管和焊縫較多，根據(jù)下部空間，增加受熱面積83 m2，在一次大修中完成施工改造，并修復(fù)了屏式再熱器的吹灰器。改造前后，再熱器溫度的對比見表3，低負(fù)荷運行時，再熱汽溫提高約4.2℃。

表3 改前和改后對比

5 結(jié)語

低NOx燃燒器改造會引起爐內(nèi)溫度場分布的改變，主燃燒區(qū)溫度降低，改善水冷壁沾污狀態(tài)；另外，燃燒器改造時，為平衡溫度場變化的影響，通常對煤粉燃燒器的水平高度進(jìn)行調(diào)整，這些因素會影響燃燒器改造后的再熱汽溫。

通過燃燒器擺角和二次風(fēng)配風(fēng)，可以調(diào)整再熱汽溫，同時也引起其它運行指標(biāo)的變化；燃燒器擺角調(diào)節(jié)受到運行中其它因素的制約。

低NOx改造后汽溫波動增大，這是汽溫的統(tǒng)計平均值降低的原因之一。

在役鍋爐受熱面改造受到設(shè)備狀態(tài)和布置空間等多種因素的制約，改造設(shè)計的原則是，在保證高負(fù)荷不超溫、不投入減溫水的情況下，盡量提高低負(fù)荷時的汽溫。

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