低N Ox燃燒器改造引起鍋爐再熱汽溫降低的調整和改進

劉福國，趙萬峰，郭新根，周新剛，李 瑞，崔福興

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

0 引言

爐內低NOx燃燒技術，與選擇性催化還原（SCR：Selective Catalytic Reduction）燃燒后 NOx控制工藝相結合，是目前火力發電廠脫除煙氣中氮氧化物最有效和最經濟的方式；為實現氮氧化物排放濃度低于100 mg／m3的目標，近年來，電廠鍋爐進行了大量低NOx燃燒技術改造，有效降低了NOx排放量，但也帶來了一些負面效應［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燃燒技術主要是通過空氣分級來實現，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，蒸汽溫度及調節特性也隨之發生變化；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，難以達到設計值；由于再熱汽系統的吸熱量遠小于過熱汽，低NOx燃燒器改造對再熱汽系統的影響比過熱汽系統更大。

1 鍋爐低NOx燃燒技術改造及對汽溫的影響

1.1 設備概況

某電廠3號、4號鍋爐為上海鍋爐廠生產的亞臨界、一次再熱、控制循環鍋爐，型號為 SG－1025.7／18.3－M840，采用正壓直吹式制粉系統，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；鍋爐設計燃用煙煤，干燥無灰基揮發分Vdaf為34.30%，收到基低位發熱量Qar，net為 22.27 MJ／kg。

1.2 低NOx燃燒器改造

2013年，3號、4號鍋爐進行了低NOx燃燒系統改造，對燃燒器噴口進行重新布置，見圖1，主要改造為：1）增加了分離燃盡風（Separated Overfire Air，SOFA）；2）一次風噴口采用上下濃淡中間帶穩燃鈍體的燃燒器，在兩層一次風噴口之間增加貼壁風；3）下端部風及一次風仍為逆時針方向旋轉，但切圓減小，其它二次風改為與一次風小角度偏置，順時針反向切入，形成橫向空氣分級；4）減少了主燃燒器區一、二次風噴口面積，重新分配了垂直方向二次風量，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，煤粉燃燒器軸線標高的變化見表1；燃燒器采用新的擺動機構，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；燃燒器改造又進一步加劇了再熱汽欠溫，改造后鍋爐低負荷時再熱汽溫降低8～10℃，圖3是4號鍋爐2個月內的再熱汽溫隨負荷的變化，圖中統計數據來自電廠SIS（Supervisory Information System in plant level）系統，在220 MW負荷下，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負荷滑壓運行的設計再熱汽溫為541℃。

圖3 再熱汽溫隨負荷的變化

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，本鍋爐冷灰斗二等分面為0坐標，其標高為11.294 m，爐膛高度h＝40.4 m，根據表 1 的數據可計算這些坐標；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高的措施，表1是各層煤粉燃燒器噴嘴改造前后標高的變化。

燃燒器水平標高應考慮煤質、二次風量分配以及原設計汽溫特性等多種因素確定，標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，與火焰中心有關的系數M由xr決定。該鍋爐的熱力計算表明，燃燒器標高降低0.8 m后，機組240 MW負荷運行時，再熱汽溫降低4.6℃。

3）有關研究表明［5］，低 NOx燃燒器改造后，主燃燒區溫度降低，爐內溫度分布更加均勻，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，導致再熱汽溫統計平均值降低。低NOx燃燒器改造后，主燃燒區燃燒波動大［3］，這是爐內受熱面吸熱量波動的主要原因。

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

2 低NOx燃燒系統的運行調整

該鍋爐在低NOx燃燒器改造后，針對再熱汽欠溫問題進行了專項調整試驗，主要通過燃燒器擺角和二次風配風調整，提高再熱汽溫，同時兼顧環保和經濟效益。

燃燒器擺角試驗是在240 MW和300 MW兩個負荷下進行。主燃燒器擺角可在0%～100%之間調整，對應實際角度為－30°～＋30°，每個負荷下進行3個擺角位置試驗，同一負荷的試驗除擺角外保持其它參數不變，試驗結果見圖4，主燃燒器擺角每升高10°，240MW負荷下再熱汽溫約提高3℃，300MW負荷下再熱汽溫約提高2℃；擺角對NOx排放濃度影響不明顯，300MW負荷下NOx質量濃度在253～260mg／m3（煙氣中O2體積分數6%），240 MW負荷下NOx質量濃度在 224～238 mg／m3（煙氣中 O2體積分數 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

試驗發現，燃燒器擺角對爐膛通風阻力有一定影響，燃燒器下擺時，爐膛通風阻力明顯增加。300 MW負荷下，燃燒器擺角水平、引風機出力達到最大時，爐膛出口煙氣含氧量可維持在2.6%；當擺角下傾到－20°，爐膛通風阻力增加，由于引風機開度已達最大，無法繼續增加出力，只有降低送風量，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；要保證爐膛燃燒穩定，擺角最大只能下傾到－12°，因此，引風機余量不足限制了燃燒器擺角的調整。

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

二次風配風調整在270 MW負荷下進行，通過調整圖1所示的二次風開度，共進行3個試驗工況，配風方式見圖5，在這3個工況中，最上面3層分離燃盡風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。

二次風配風對再熱汽溫、NOx排放濃度及爐內溫度的影響見圖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，標高23 m（D層煤粉燃燒器位置，見圖1）處的爐內火焰溫度升高。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體積分數6%），D層煤粉燃燒器處的火焰溫度升高70℃，可見，分級配風強弱對爐內燃燒有較大影響。

另外，機組低負荷運行時，主汽參數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 二次風配風

圖6 二次風配風的影響

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分較高，易于燃盡，分級配風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。

經過燃燒調整，3號鍋爐不同負荷下再熱汽溫的可達值見圖7，這里的可達值是機組穩定運行能夠達到的參數；當該機組投入電網自動控制AGC時，負荷最大調節速率可達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運行，運行中的平均再熱汽溫無法達到圖7中相應的數據，因此，汽溫波動較大是汽溫統計平均值難以達到額定參數的原因之一。

圖7 不同負荷下再熱汽溫的可達值

3 再熱器受熱面優化改造分析

經過燃燒調整，低負荷運行再熱汽仍存在欠溫，從圖6看出，210 MW負荷下再熱汽欠溫13℃，要進一步提高汽溫，需對受熱面進行改造。

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

從圖6可知，高負荷時再熱汽不存在欠溫問題，增加再熱器面積后，應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仍能夠達到設計值，這是再熱器優化改造設計的原則和邊界。

目前，燃燒器擺角的可調范圍是受熱面改造設計中要考慮的重要因素，檢修中應通過受熱面清灰或引風機改造，使風機有足夠的余量，保證高負荷時燃燒器擺角可在－30°～＋30°的設計范圍內自由調整。

根據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）根據增加后的受熱面積，通過校核熱力計算，驗證低負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負荷下，再熱汽溫可提高到9.2℃；如前所述，改造前210 MW負荷下再熱汽欠溫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，但滿負荷時可能要投入減溫水，降低了機組運行經濟性。

表2 再熱器改造設計

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，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，但新增管圈需要穿爐頂，施工工作量大，且易產生流量分配偏差；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，低負荷運行時，再熱汽溫提高約4.2℃。

表3 改前和改后對比

5 結語

低NOx燃燒器改造會引起爐內溫度場分布的改變，主燃燒區溫度降低，改善水冷壁沾污狀態；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行調整，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配風，可以調整再熱汽溫，同時也引起其它運行指標的變化；燃燒器擺角調節受到運行中其它因素的制約。

低NOx改造后汽溫波動增大，這是汽溫的統計平均值降低的原因之一。

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

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