低N Ox燃烧器改造引起锅炉再热汽温降低的调整和改进

刘福国，赵万峰，郭新根，周新刚，李 瑞，崔福兴

（1.国网山东省电力公司电力科学研究院，济南 250002；2.国电石横发电有限公司，山东 泰安 271621）

0 引言

炉内低NOx燃烧技术，与选择性催化还原（SCR：Selective Catalytic Reduction）燃烧后 NOx控制工艺相结合，是目前火力发电厂脱除烟气中氮氧化物最有效和最经济的方式；为实现氮氧化物排放浓度低于100 mg／m3的目标，近年来，电厂锅炉进行了大量低NOx燃烧技术改造，有效降低了NOx排放量，但也带来了一些负面效应［1－2］，其中，燃烧器改造对汽温的影响是较为突出的问题。

低NOx燃烧技术主要是通过空气分级来实现，空气分级改变了煤粉的燃烧分布，从而改变了炉膛温度场以及出口烟气温度，蒸汽温度及调节特性也随之发生变化；有些锅炉的燃烧器改造后，汽温升高，减温水量增大，而有些锅炉改造后再热汽温明显降低，难以达到设计值；由于再热汽系统的吸热量远小于过热汽，低NOx燃烧器改造对再热汽系统的影响比过热汽系统更大。

1 锅炉低NOx燃烧技术改造及对汽温的影响

1.1 设备概况

某电厂3号、4号锅炉为上海锅炉厂生产的亚临界、一次再热、控制循环锅炉，型号为 SG－1025.7／18.3－M840，采用正压直吹式制粉系统，配有5台RP923磨煤机，四角布置、切向燃烧摆动式燃烧器，每台磨煤机向同层4只燃烧器供粉；锅炉设计燃用烟煤，干燥无灰基挥发分Vdaf为34.30%，收到基低位发热量Qar，net为 22.27 MJ／kg。

1.2 低NOx燃烧器改造

2013年，3号、4号锅炉进行了低NOx燃烧系统改造，对燃烧器喷口进行重新布置，见图1，主要改造为：1）增加了分离燃尽风（Separated Overfire Air，SOFA）；2）一次风喷口采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器，在两层一次风喷口之间增加贴壁风；3）下端部风及一次风仍为逆时针方向旋转，但切圆减小，其它二次风改为与一次风小角度偏置，顺时针反向切入，形成横向空气分级；4）减少了主燃烧器区一、二次风喷口面积，重新分配了垂直方向二次风量，形成纵向空气分级；5）煤粉燃烧器轴线的平均水平高度有一定降低，煤粉燃烧器轴线标高的变化见表1；燃烧器采用新的摆动机构，可以整体上下摆动，SOFA喷口可同时做上下左右摆动，左右摆动可以调整炉膛出口烟温偏差，并强化飞灰可燃物燃尽。

表1 改造前后煤粉喷口标高变化 m

1.3 燃烧器改造对再热汽温的影响及分析

图1 燃烧器改造前后对比

图2 锅炉再热器布置

3号、4号锅炉再热器布置见图2，高温再热器的吹灰器长期不能投用，汽轮机通流部分改造引起再热器入口汽温较原来有所降低，在低NOx燃烧器改造前，已存在再热汽温偏低的问题；燃烧器改造又进一步加剧了再热汽欠温，改造后锅炉低负荷时再热汽温降低8～10℃，图3是4号锅炉2个月内的再热汽温随负荷的变化，图中统计数据来自电厂SIS（Supervisory Information System in plant level）系统，在220 MW负荷下，4号机组再热汽平均温度为517℃，3号机组为525℃，而机组在210 MW负荷滑压运行的设计再热汽温为541℃。

图3 再热汽温随负荷的变化

式中：hrA、hrB、hrC、hrD、hrE分别为图 1 中 A、B、C、D、E 层燃烧器的中心线高度坐标，本锅炉冷灰斗二等分面为0坐标，其标高为11.294 m，炉膛高度h＝40.4 m，根据表 1 的数据可计算这些坐标；BA、BB、BC、BD、BE分别为A、B、C、D、E层燃烧器的给煤量，假定各层燃烧器均匀给粉，得到低NOx燃烧器改造前燃烧器轴线的

低NOx燃烧器改造对再热汽温的影响主要表现在如下几个方面。

1）低NOx燃烧通过空气分级，改变了煤粉燃烧分布，火焰中心上移，炉膛出口烟温上升［3］，图2中的墙式再热器和屏式再热器吸热量增加，锅炉再热汽温有升高的趋势。

2）为消除空气分级引起的火焰上移和汽温升高，在低NOx燃烧器改造时，通常采取降低煤粉燃烧器平均水平标高的措施，表1是各层煤粉燃烧器喷嘴改造前后标高的变化。

燃烧器水平标高应考虑煤质、二次风量分配以及原设计汽温特性等多种因素确定，标高位移量过大使汽温降低。

煤粉燃烧器平均水平高度［4］水平高度 hr＝10.8 m，改后 hr＝10.0 m，平均标高降低0.8 m。

平均水平高度hr与炉膛高度h之比称为燃烧器相对高度xr，在炉膛传热计算公式中，与火焰中心有关的系数M由xr决定。该锅炉的热力计算表明，燃烧器标高降低0.8 m后，机组240 MW负荷运行时，再热汽温降低4.6℃。

3）有关研究表明［5］，低 NOx燃烧器改造后，主燃烧区温度降低，炉内温度分布更加均匀，对于有些煤种，炉膛沾污会有较大改善，水冷壁吸热量增加，炉膛出口烟温下降，汽温降低。

4）对于采用墙式再热器的锅炉，低NOx燃烧器改造后，再热汽温波动增加，运行中汽温控制难度增大，导致再热汽温统计平均值降低。低NOx燃烧器改造后，主燃烧区燃烧波动大［3］，这是炉内受热面吸热量波动的主要原因。

为满足电网调节需要，该机组运行中投入自动发电量控制 AGC（Automatic Generation Control）；对300 MW配直吹式制粉系统的汽包炉，目前AGC调整速率为4.5 MW／min，带中间储仓式制粉系统的同类机组，AGC调整速率为6 MW／min；3号、4号机组AGC的调节速率为8 MW／min；调节速率过大加剧了汽温调整难度，即使机组稳定运行时能够达到541℃的设计值，为防止蒸汽超温，运行中汽温的统计平均值也难以到达设计值。

2 低NOx燃烧系统的运行调整

该锅炉在低NOx燃烧器改造后，针对再热汽欠温问题进行了专项调整试验，主要通过燃烧器摆角和二次风配风调整，提高再热汽温，同时兼顾环保和经济效益。

燃烧器摆角试验是在240 MW和300 MW两个负荷下进行。主燃烧器摆角可在0%～100%之间调整，对应实际角度为－30°～＋30°，每个负荷下进行3个摆角位置试验，同一负荷的试验除摆角外保持其它参数不变，试验结果见图4，主燃烧器摆角每升高10°，240MW负荷下再热汽温约提高3℃，300MW负荷下再热汽温约提高2℃；摆角对NOx排放浓度影响不明显，300MW负荷下NOx质量浓度在253～260mg／m3（烟气中O2体积分数6%），240 MW负荷下NOx质量浓度在 224～238 mg／m3（烟气中 O2体积分数 6%）；燃烧器摆角每提高10°，排烟温度约升高1～1.5℃；摆角对飞灰未燃尽碳含量也有一定影响，摆角每升高10°，飞灰未燃尽碳含量增加0.3%～0.8%。

图4 燃烧器摆角对再热汽温的影响

试验发现，燃烧器摆角对炉膛通风阻力有一定影响，燃烧器下摆时，炉膛通风阻力明显增加。300 MW负荷下，燃烧器摆角水平、引风机出力达到最大时，炉膛出口烟气含氧量可维持在2.6%；当摆角下倾到－20°，炉膛通风阻力增加，由于引风机开度已达最大，无法继续增加出力，只有降低送风量，炉膛出口烟气含氧量维持在1.8%，才能保证合理的炉膛压力，烟气含氧量较低引起了炉膛燃烧波动；要保证炉膛燃烧稳定，摆角最大只能下倾到－12°，因此，引风机余量不足限制了燃烧器摆角的调整。

采用摆角调温的锅炉，摆角调节有时受到限制而不能充分投入，摆角过大对燃烧稳定性以及未燃尽碳含量有一定影响，这导致摆动调节不能正常投入，低负荷运行时存在较为普遍的再热汽欠温问题［6］。

二次风配风调整在270 MW负荷下进行，通过调整图1所示的二次风开度，共进行3个试验工况，配风方式见图5，在这3个工况中，最上面3层分离燃尽风SOFA（Separated over Fire Air）的开度分别为100%、80%和60%，从工况1到工况3，垂直方向空气分级程度依次减弱。

二次风配风对再热汽温、NOx排放浓度及炉内温度的影响见图6，随着空气分级程度的减弱，再热汽温降低，NOx排放浓度增加，标高23 m（D层煤粉燃烧器位置，见图1）处的炉内火焰温度升高。与工况1相比，工况3中再热汽温约降低7℃，NOx排放浓度比工况1增加30 mg／m3（烟气中O2体积分数6%），D层煤粉燃烧器处的火焰温度升高70℃，可见，分级配风强弱对炉内燃烧有较大影响。

另外，机组低负荷运行时，主汽参数对再热汽温有明显影响，保持较高的主汽温度，或采用滑压运行方式，能够提高再热器入口蒸汽温度，因而有利于再热汽温的提高。

图5 二次风配风

图6 二次风配风的影响

投用上层煤粉喷嘴，或采用上层煤粉喷嘴粉量大、下层粉量小的运行方式，也有利于提高再热汽温。对于本锅炉，如图1所示，根据表1和式（1），投用A、B、C层煤燃烧器且均匀给分粉时，煤粉燃烧器平均水平高度 hr＝［（19.024－11.294）＋（20.192－11.294）＋（21.306－ 11.294）］／3＝8.9（m），同样可计算投用 C、D、E层粉时，hr＝11.1 m，火焰中心高度有明显上移。

由于该锅炉燃用煤种挥发分较高，易于燃尽，分级配风强弱对飞灰含碳量的影响较小。

燃用煤种变化对再热汽温有较大影响，某300MW锅炉燃用烟煤时存在欠温问题，而改烧贫煤后，要投入大量减温水。

经过燃烧调整，3号锅炉不同负荷下再热汽温的可达值见图7，这里的可达值是机组稳定运行能够达到的参数；当该机组投入电网自动控制AGC时，负荷最大调节速率可达8 MW／min，再热汽温波动增大，为防止超温，运行人员只能降低参数运行，运行中的平均再热汽温无法达到图7中相应的数据，因此，汽温波动较大是汽温统计平均值难以达到额定参数的原因之一。

图7 不同负荷下再热汽温的可达值

3 再热器受热面优化改造分析

经过燃烧调整，低负荷运行再热汽仍存在欠温，从图6看出，210 MW负荷下再热汽欠温13℃，要进一步提高汽温，需对受热面进行改造。

要提高低负荷时的再热汽温，需增加受热面面积。增加受热面积后，在保证低负荷汽温提高的同时，高负荷时不应投入减温水，且再热汽不超温。

从图6可知，高负荷时再热汽不存在欠温问题，增加再热器面积后，应通过燃烧器摆角下倾来保证再热汽不超温，但摆角下倾后主汽温度应仍能够达到设计值，这是再热器优化改造设计的原则和边界。

目前，燃烧器摆角的可调范围是受热面改造设计中要考虑的重要因素，检修中应通过受热面清灰或引风机改造，使风机有足够的余量，保证高负荷时燃烧器摆角可在－30°～＋30°的设计范围内自由调整。

根据下述步骤确定增加的再热汽受热面面积：1）通过热力计算，确定机组满负荷、主汽温度额定值运行且主汽减温水量为0时，燃烧器摆角的下倾角度，并计算该下倾角度下的再热汽温值；热力计算表明，对于该锅炉，主汽温度541℃且减温水量为0时，燃烧器的下倾角度在－20°，该下倾角度时的再热汽温为531℃；2）在上述下倾角度下，通过增加再热汽受热面，将再热汽温度提升到设计值541℃；对于该锅炉，再热器分墙式、屏式和高温再热器三段布置，见图2，将再热汽温从531℃提高到541℃，在不同部位增加的受热面积见表2；3）根据增加后的受热面积，通过校核热力计算，验证低负荷运行时的再热汽温；若不超温，则表明增加的受热面积是合适的；这个面积也是再热器能够增加的最大面积；对于该锅炉，若屏式再热器增加260.3 m2的面积，见表2，校核计算表明，在210 MW负荷下，再热汽温可提高到9.2℃；如前所述，改造前210 MW负荷下再热汽欠温13℃，改造后欠温3.8℃，但这种改造方案是提高再热汽温的合理幅度，若要提高更大幅度，增加的面积要更多，但满负荷时可能要投入减温水，降低了机组运行经济性。

表2 再热器改造设计

要提高再热汽温，可选择在不同位置增加受热面，表2给出的3种方案各有优缺点，增加墙式受热面的方案所需面积最小，材料和加工成本最低，但墙式受热面更接近炉膛燃尽区，改造后再热汽温波动会增大，汽温波动增大会使运行汽温的平均值降低；在屏式再热器和高温再热器处，需要增加的受热面积相同，但在计算受热面积时，屏式再热器受热面积按屏计算，高温再热器受热面积按对流受热面计算，因此，所需材料并不相同；为了不新增集箱开孔，屏式受热面改造可通过三通管增加管圈数，但新增管圈需要穿炉顶，施工工作量大，且易产生流量分配偏差；高温再热器管圈距烟道底部还有一定的空间，见图2，可以通过往下延伸管圈，增加高温再热器的面积，但增加的数量受底部空间的限制。

4 改造方案及效果

对比表2的3种方案，选择了往下延伸高温再热器管圈，增加受热面积的方案，该方案不需要改动进出口集箱，没有新增管穿顶，也不会增加流量分配偏差，但增加的面积受下部空间的限制，且施工时割管和焊缝较多，根据下部空间，增加受热面积83 m2，在一次大修中完成施工改造，并修复了屏式再热器的吹灰器。改造前后，再热器温度的对比见表3，低负荷运行时，再热汽温提高约4.2℃。

表3 改前和改后对比

5 结语

低NOx燃烧器改造会引起炉内温度场分布的改变，主燃烧区温度降低，改善水冷壁沾污状态；另外，燃烧器改造时，为平衡温度场变化的影响，通常对煤粉燃烧器的水平高度进行调整，这些因素会影响燃烧器改造后的再热汽温。

通过燃烧器摆角和二次风配风，可以调整再热汽温，同时也引起其它运行指标的变化；燃烧器摆角调节受到运行中其它因素的制约。

低NOx改造后汽温波动增大，这是汽温的统计平均值降低的原因之一。

在役锅炉受热面改造受到设备状态和布置空间等多种因素的制约，改造设计的原则是，在保证高负荷不超温、不投入减温水的情况下，尽量提高低负荷时的汽温。

［1］ 刘志江.低氮燃烧器改造及其存在问题处理［J］.热力发电，2013，42（3）：77－81.

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