660 MW超超臨界機組鍋爐基準運行氧量試驗研究

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理有限公司，山東 濟南 250100）

0 引言

隨著國家節能減排工作的深入開展，各發電企業都在挖掘自身潛力，優化各項經濟和環保指標。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值即基準運行氧量值是非常必要和有益的。

目前，現場運行規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排放量等經濟和環保指標的影響規律，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，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的靜葉調節軸流式引風機、2臺型號為ASN-2875/1250的動葉調節軸流式送風機、2臺型號為AST-1792/1120的動葉調節軸流式一次風機。

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、環保性和安全性的重要因素，在目前煤炭賣方市場的大環境下，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，以確定常規運行氧量的合理性，同時挖掘機組的節能潛力。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。可看出，運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

調節運行氧量主要是通過改變送風機出力實現的，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。可見，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。