1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐降低 水冷壁高溫腐蝕影響的試驗(yàn)研究

岳峻峰， 鄒 磊， 張恩先， 管詩(shī)駢， 丁建良， 孔俊俊， 賈 濤

(江蘇方天電力技術(shù)有限公司，南京 211102)

目前，我國(guó)燃煤發(fā)電量占比較大[1]，與煤電相關(guān)的煤炭消耗和污染物排放較高。在眾多節(jié)能減排技術(shù)中，提高潔凈燃煤發(fā)電效率是當(dāng)前節(jié)能減排總量最大、最具發(fā)展?jié)摿Φ募夹g(shù)[2]。采用二次再熱技術(shù)可使機(jī)組的熱效率相對(duì)超超臨界一次再熱機(jī)組提高1%～2%[3]，在相同參數(shù)下降低了煙塵、CO2、SO2和NOx等的排放量，超超臨界二次再熱技術(shù)是中國(guó)火力發(fā)電機(jī)組未來(lái)發(fā)展的重要方向[4-5]。為了充分發(fā)揮超超臨界二次再熱機(jī)組的減排作用，超超臨界二次再熱鍋爐均配備了先進(jìn)的低NOx燃燒系統(tǒng)。而這些低NOx燃燒系統(tǒng)無(wú)一例外都采用了深度分級(jí)燃燒技術(shù)，導(dǎo)致水冷壁附近產(chǎn)生不同程度的還原性氣氛。研究表明，鍋爐水冷壁近壁面存在還原性氣氛是造成水冷壁高溫腐蝕的重要原因[6-7]。對(duì)于超超臨界二次再熱鍋爐，其水冷壁出口設(shè)計(jì)介質(zhì)溫度比超超臨界一次再熱鍋爐高20 K左右，因此其水冷壁壁溫也會(huì)相應(yīng)提高，1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁最高壁溫通常在480～500 ℃，故處于還原性氣氛下的水冷壁就面臨著不同程度的高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。發(fā)生高溫腐蝕后的水冷壁管逐漸減薄，強(qiáng)度降低，在交變熱應(yīng)力作用下腐蝕產(chǎn)物還會(huì)加速橫向裂紋的擴(kuò)展，造成水冷壁爆管事故，嚴(yán)重影響燃煤鍋爐運(yùn)行的安全性[8]。因此，對(duì)于我國(guó)剛誕生的超超臨界二次再熱機(jī)組，有必要對(duì)其所承受的水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行研究，以提高超超臨界二次再熱機(jī)組的安全、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保運(yùn)行水平。

水冷壁近壁面還原性氣氛增強(qiáng)會(huì)導(dǎo)致煙氣中的H2S濃度迅速升高，水冷壁近壁面較高的H2S濃度是水冷壁高溫腐蝕的最主要因素[9-12]。在還原性氣氛下，煙氣中的H2S與金屬Fe反應(yīng)生成FeS，F(xiàn)eS又與純金屬反應(yīng)生成低熔點(diǎn)的共晶體。H2S透過(guò)疏松的Fe2O3層，與較致密的磁性氧化鐵層中的復(fù)合FeO作用，其反應(yīng)方程式如下：

H2S+Fe??FeS+H2↑

(1)

H2S+FeO??FeS+H2O

(2)

反應(yīng)生成的FeS會(huì)進(jìn)一步被氧化生成Fe2O3。因此，水冷壁外部的腐蝕產(chǎn)物中既有FeS也有Fe2O3，而這一層Fe2O3和FeS是多孔性的，不起保護(hù)作用，腐蝕將繼續(xù)。此外，水冷壁近壁面還原性氣氛還會(huì)導(dǎo)致灰熔點(diǎn)溫度下降和灰沉積過(guò)程加快，進(jìn)一步加劇了水冷壁的高溫腐蝕。

基于以上分析，抑制和減弱超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕的首要運(yùn)行手段是控制水冷壁近壁面還原性氣氛及煙氣中的H2S濃度。基于此，筆者對(duì)投產(chǎn)的世界首臺(tái)1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行了研究和評(píng)估。通過(guò)試驗(yàn)，得到了不同運(yùn)行方式下水冷壁近壁面還原性氣氛分布規(guī)律及NOx排放特性，提出了控制水冷壁高溫腐蝕的有效策略，可為今后該類型鍋爐的設(shè)計(jì)和運(yùn)行提供有益的參考。

1 設(shè)備概況

1.1 鍋爐簡(jiǎn)介

世界首臺(tái)1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐為上海鍋爐廠有限公司設(shè)計(jì)生產(chǎn)的塔式爐，配高級(jí)復(fù)合空氣分級(jí)低NOx切向燃燒系統(tǒng)，共設(shè)12層快速著火煤粉噴嘴，煤粉噴嘴四周布置有周界風(fēng)。每臺(tái)磨煤機(jī)對(duì)應(yīng)的相鄰2層煤粉噴嘴之間布置1層燃油輔助風(fēng)噴嘴，在其上方布置1個(gè)預(yù)置水平偏角的偏置輔助風(fēng)(CFS)噴嘴與直吹風(fēng)噴嘴各占約50 %出口流通面積的組合噴嘴。主燃燒器上方布置有低位燃盡風(fēng)(BAGP)和高位燃盡風(fēng)(UAGP)燃燒器，2組燃盡風(fēng)均布置4層且每一層均可水平擺動(dòng)。

在燃燒系統(tǒng)中，一次風(fēng)假想切圓直徑為0；二次風(fēng)中的所有偏置輔助風(fēng)采用順時(shí)針偏角，為啟旋二次風(fēng)；部分二次風(fēng)(FF)及高位燃盡風(fēng)、低位燃盡風(fēng)需通過(guò)水平擺動(dòng)調(diào)整試驗(yàn)確定逆時(shí)針偏角，為消旋二次風(fēng),以上共同構(gòu)成了對(duì)沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)。設(shè)計(jì)中啟旋二次風(fēng)包裹火球于爐膛中心區(qū)域，燃燒區(qū)域上部和四周水冷壁附近形成富空氣區(qū)，起到防止水冷壁高溫腐蝕的作用。對(duì)沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)示意圖如圖1所示。

1.2 測(cè)點(diǎn)布置

在爐膛水冷壁鰭片上安裝測(cè)點(diǎn)，共4層，分別位于F層燃燒器與下層低位燃盡風(fēng)之間53.5 m標(biāo)高位置、近F層燃燒器48.0 m標(biāo)高位置、近D層燃燒器38.5 m標(biāo)高位置以及A、B層燃燒器中間28.0 m標(biāo)高位置。由于左右側(cè)墻安裝有風(fēng)箱，無(wú)法布置測(cè)點(diǎn)，故測(cè)點(diǎn)僅安裝于前后墻。相同標(biāo)高處單面墻裝3個(gè)測(cè)點(diǎn)，分別監(jiān)測(cè)火炬上游、中游、下游氣氛，中心測(cè)點(diǎn)位于前后墻中央，兩側(cè)測(cè)點(diǎn)位于距側(cè)墻中心線2 500 mm位置，共24個(gè)測(cè)點(diǎn)。

圖1 燃燒器噴口及試驗(yàn)測(cè)點(diǎn)布置示意圖Fig.1 Arrangement of burner nozzles and measuring points

1.3 煤種特性

鍋爐燃用煤質(zhì)特性如表1所示。鍋爐設(shè)計(jì)煤種為神華煤，電廠常用煤為混煤。試驗(yàn)煤種即為常用煤種，主要為國(guó)燃混煤(C1)、褐煤(C2)、金莊優(yōu)煤(C3)和神混煤(C4)。除褐煤水分高、熱值低外，其他試驗(yàn)煤種均為煙煤。煙煤灰分和全水分含量適中，干燥無(wú)灰基揮發(fā)分質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化范圍為35.75%～39.21%，收到基水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化范圍為8.50%～14.80%，收到基灰分質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化范圍為7.38%～17.00%，收到基硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化范圍為0.37%～1.37%，低位發(fā)熱量變化范圍為22.84～23.93 MJ/kg。常用煙煤的收到基硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化范圍較寬，將對(duì)爐膛的水冷壁近壁面氣氛帶來(lái)重要影響。

表1 試驗(yàn)煤質(zhì)特性分析Tab.1 Quality analysis of coal tested

2 試驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)分析

在正式調(diào)整前先進(jìn)行基準(zhǔn)工況試驗(yàn)，試驗(yàn)負(fù)荷為1 000 MW，煤種為國(guó)燃混煤C1、褐煤C2和金莊優(yōu)煤C3的摻燒混煤，配風(fēng)方式為均等配風(fēng)，BAGP風(fēng)門全開(kāi)，下兩層UAGP風(fēng)門開(kāi)度為60%，上兩層UAGP風(fēng)門開(kāi)度為50%，測(cè)試超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁近壁面煙氣成分、爐膛煙氣溫度分布及水冷壁壁溫等參數(shù)。結(jié)果表明，F(xiàn)層燃燒器與BAGP之間的還原性氣氛較強(qiáng)，φ(CO)最高達(dá)到9.71%，φ(H2S)最高達(dá)到102×10-5，φ(O2)低于0.2%，測(cè)試現(xiàn)場(chǎng)區(qū)域有強(qiáng)烈的刺激性臭雞蛋氣味，這說(shuō)明該位置鍋爐水冷壁管段面臨著強(qiáng)烈的高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。從爐膛煙氣溫度分布(見(jiàn)圖2)分析，煙氣溫度屬適中水平，最高煙氣溫度在1 200 ℃左右，位于標(biāo)高36～46 m，其對(duì)水冷壁高溫腐蝕的影響也屬中性。水冷壁壁溫測(cè)試結(jié)果表明，水冷壁最高壁溫在485～495 ℃，主要分布在右側(cè)墻居中位置的垂直水冷壁管壁位置，測(cè)點(diǎn)在爐外布置，水冷壁最高壁溫比超超臨界一次再熱鍋爐高30～40 K[13]。通過(guò)與某超超臨界一次再熱鍋爐設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)的比較(見(jiàn)表2)可知，超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁吸熱量占爐膛吸熱量的比例是下降的。這說(shuō)明超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁壁溫比超超臨界一次再熱鍋爐高，與爐膛內(nèi)水冷壁布置吸熱比例的高低無(wú)關(guān)，其主要原因一方面是由于超超臨界二次再熱鍋爐能效高、流經(jīng)水冷壁的給水流量低，另一方面則是由于超超臨界二次再熱鍋爐省煤器進(jìn)、出口給水溫度高，進(jìn)而使得水冷壁的進(jìn)口水溫升高。研究[14]表明，H2S等腐蝕性介質(zhì)的腐蝕性隨著溫度升高逐步增強(qiáng)，即溫度每升高50 K，腐蝕程度將增加一倍。這也說(shuō)明在同樣的還原性氣氛和φ(H2S)下，超超臨界二次再熱鍋爐將比超超臨界一次再熱鍋爐面臨更高的水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。因此，為了預(yù)防超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕，需要減弱水冷壁近壁面的還原性氣氛，同時(shí)也要保證燃燒的均勻性以降低水冷壁的壁溫峰值。

圖2 不同爐膛高度的平均煙氣溫度分布

Fig.2 Distribution of average gas temperature along vertical direction of furnace

表2超超臨界二次再熱與超超臨界一次再熱鍋爐爐膛吸熱量設(shè)計(jì)值比較

Tab.2Comparisonofheatabsorptionbetweenultrasupercriticalboilerswithsingleordoublereheatcycles

名稱一次再熱鍋爐吸熱量/(GJ·h-1)一次再熱鍋爐吸熱量占比/%二次再熱鍋爐吸熱量/(GJ·h-1)二次再熱鍋爐吸熱量占比/%過(guò)熱蒸汽2 146.0026.25 52047.8一次再熱蒸汽1 482.3018.11 23510.7二次再熱蒸汽008967.8省煤器611.247.44924.3水冷壁3 959.3048.33 39729.4

2.2 運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)的影響

保持煤質(zhì)、蒸汽及其他參數(shù)穩(wěn)定，煤種為國(guó)燃混煤C1、褐煤C2和金莊優(yōu)煤C3的摻燒混煤，在1 000 MW、900 MW和800 MW負(fù)荷下分別進(jìn)行變運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)試驗(yàn)，得到了水冷壁近壁面煙氣成分、鍋爐熱效率和NOx排放質(zhì)量濃度(見(jiàn)圖3和圖4)。NOx排放質(zhì)量濃度在脫硝系統(tǒng)進(jìn)口截面通過(guò)等面積網(wǎng)格法測(cè)得，按照慣例再修正到φ(O2)=6%條件下進(jìn)行比較。

從圖3可以看出，不同負(fù)荷下?tīng)t膛出口運(yùn)行O2

圖3 運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)對(duì)水冷壁近壁面煙氣成分的影響

Fig.3 Influence of oxygen concentration on flue gas components near water wall

圖4 運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)對(duì)鍋爐熱效率和NOx排放質(zhì)量濃度的影響

Fig.4 Influence of oxygen concentration on boiler efficiency and NOxemission

體積分?jǐn)?shù)對(duì)水冷壁近壁面還原性氣氛的影響效果不同。1 000 MW負(fù)荷下，隨著運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)的升高，水冷壁近壁面還原性氣氛明顯減弱，φ(H2S)大幅下降，改善水冷壁的高溫腐蝕環(huán)境效果顯著，實(shí)測(cè)得出的φ(H2S)與φ(CO)存在正相關(guān)性，這與文獻(xiàn)[9]的結(jié)果相吻合。隨著負(fù)荷的降低，鍋爐燃煤量減小，運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)逐漸升高，NOx排放質(zhì)量濃度升高，水冷壁近壁面的還原性氣氛逐漸減弱，H2S最高體積分?jǐn)?shù)下降到200×10-6以下，單一負(fù)荷下運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)對(duì)水冷壁近壁面還原性氣氛的影響不再敏感。900 MW負(fù)荷下，運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)從2.9%升高到3.5%，H2S最高體積分?jǐn)?shù)從178×10-6下降到146×10-6；800 MW負(fù)荷下，運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)從3.5%升高到3.8%，H2S最高體積分?jǐn)?shù)從126×10-6下降到110×10-6。因此，從水冷壁近壁面的還原性氣氛來(lái)看，負(fù)荷降低，超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)明顯降低。若能保證1 000 MW負(fù)荷下水冷壁還原性氣氛處于較弱水平，就可使鍋爐在較寬負(fù)荷范圍內(nèi)的高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)顯著降低。

由圖4可知，1 000 MW負(fù)荷下鍋爐熱效率隨運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)的升高呈先升后降的趨勢(shì)，運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)為3.0%時(shí)，鍋爐熱效率達(dá)到最高;NOx排放質(zhì)量濃度隨運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)的升高雖有升高，但都在可控范圍之內(nèi)。

綜合考慮，在1 000 MW、900 MW和800 MW負(fù)荷下，建議運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)分別控制在3.0%、3.2%和3.5%左右。

2.3 煤粉細(xì)度的影響

通過(guò)改變磨煤機(jī)動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速來(lái)調(diào)節(jié)煤粉細(xì)度，動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速越高，煤粉細(xì)度越小。保持負(fù)荷為1 000 MW，煤種為國(guó)燃混煤C1和神混煤C4的摻燒混煤，運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)在3.0%左右，動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速分別為500 r/min、600 r/min和650 r/min。

煤粉細(xì)度對(duì)水冷壁近壁面煙氣成分的影響如圖5所示。由圖5可知，隨著動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速的升高，煤粉細(xì)度逐漸變小，水冷壁近壁面還原性氣氛逐漸減弱，φ(H2S)也相應(yīng)下降，H2S最高體積分?jǐn)?shù)從動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速為500 r/min時(shí)的537×10-6下降到動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速為650 r/min時(shí)的257×10-6，鍋爐高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)明顯降低。其主要原因是煤粉變細(xì)后，其接觸比表面積增加，焦炭粒子比較容易燃盡，火焰相對(duì)縮短，燃盡時(shí)所需要的總O2體積分?jǐn)?shù)降低，這樣在大量細(xì)小的煤粉粒子周圍缺氧的狀況得到改善。另一方面，由于大顆粒煤粉動(dòng)量大，沖刷水冷壁時(shí)會(huì)破壞管道表面的氧化層，造成表面磨損，從而加劇腐蝕，當(dāng)煤粉變細(xì)后，運(yùn)動(dòng)到水冷壁附近的未燃盡炭粒子粒徑逐漸減小，飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)下降，從而減輕對(duì)水冷壁的沖刷和磨損，同時(shí)水冷壁附近的焦炭粒子燃燒強(qiáng)度減弱，進(jìn)一步減弱了還原性氣氛。因此，總體上煤粉變細(xì)有助于超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕預(yù)防。

圖5 動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速對(duì)水冷壁近壁面煙氣成分的影響

Fig.5 Influence of dynamic classifier's rotation speed on flue gas components near water wall

煤粉細(xì)度對(duì)飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)和NOx排放質(zhì)量濃度的影響如圖6所示。如前所述，煤粉變細(xì)后，焦炭粒子的燃盡效果變好，飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐漸下降。NOx排放質(zhì)量濃度隨煤粉細(xì)度的減小而下降，這也與文獻(xiàn)[15]中細(xì)煤粉有助于抑制NOx生成的結(jié)論一致。

圖6 動(dòng)態(tài)分離器轉(zhuǎn)速對(duì)NOx排放質(zhì)量濃度和飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)的影響

Fig.6 Influence of dynamic classifier's rotation speed on NOxemission and carbon content in fly ash

2.4 煤種的影響

變煤種試驗(yàn)是為了研究入爐煤硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)水冷壁高溫腐蝕的影響。2個(gè)試驗(yàn)工況如下：工況1是煤種C1、C2、C3以質(zhì)量比例2∶1∶2混合，工況2為煤種C1、C2、C4以質(zhì)量比例2∶1∶2混合。2個(gè)工況平均收到基硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)從1.09%下降至0.69%，保持鍋爐運(yùn)行方式基本一致，負(fù)荷均為1 000 MW。不同入爐煤收到基硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)見(jiàn)表3。

表3 變煤種試驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.3 Test results obtained with different combinations of coal

從表1和表3可以看出，工況1由于摻燒了金莊優(yōu)煤C3，入爐煤平均硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)升高。從工況2到工況1,隨著入爐煤硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)的升高，水冷壁近壁面CO和H2S最高體積分?jǐn)?shù)均升高，飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)略微升高，脫硝系統(tǒng)進(jìn)口NOx排放質(zhì)量濃度則小幅下降。H2S最高體積分?jǐn)?shù)升高是由于入爐煤硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)升高，另外也可能與金莊優(yōu)煤中灰分質(zhì)量分?jǐn)?shù)略高、黃鐵礦硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高有關(guān)。黃鐵礦煤種較難磨制，因此較難燃盡。未燃盡的含黃鐵礦硫煤粉粒子在運(yùn)動(dòng)到水冷壁附近時(shí)繼續(xù)燃燒消耗大量氧氣，進(jìn)而使得水冷壁近壁面的還原性氣氛進(jìn)一步增強(qiáng)，同時(shí)也增加了對(duì)水冷壁的沖刷和磨損。此外，煤粉粒子燃燒時(shí)，在高溫火焰核心區(qū)強(qiáng)還原性氣氛下，黃鐵礦硫主要以H2S和硫單質(zhì)的形式釋放出來(lái)，使得水冷壁面臨著巨大的高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。因此，應(yīng)盡量減少類似金莊優(yōu)煤等含較多黃鐵礦硫煤種的摻燒量。

2.5 一次風(fēng)量的影響

為確定一次風(fēng)量對(duì)爐內(nèi)燃燒的影響，在1 000 MW負(fù)荷下進(jìn)行了變一次風(fēng)量試驗(yàn)。試驗(yàn)過(guò)程中保持煤質(zhì)、蒸汽及其他參數(shù)不變，煤種為國(guó)燃混煤C1和神混煤C4的摻燒混煤，2個(gè)試驗(yàn)工況一次風(fēng)母管風(fēng)壓(以下簡(jiǎn)稱一次風(fēng)壓)分別為10.9 kPa和10.5 kPa，磨煤機(jī)進(jìn)口平均一次風(fēng)量分別為142.6 t/h和135.8 t/h，試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表4。

表4變一次風(fēng)量試驗(yàn)數(shù)據(jù)

Tab.4Testresultsobtainedatdifferentflowratesofprimaryair

參數(shù)變一次風(fēng)量工況1變一次風(fēng)量工況2一次風(fēng)壓/kPa10.910.5一次風(fēng)量/(t·h-1)142.6135.8CO最高體積分?jǐn)?shù)481×10-4710×10-4H2S最高體積分?jǐn)?shù)362×10-6598×10-6空氣預(yù)熱器出口φ(CO) 255×10-6338×10-6飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%2.092.44脫硝系統(tǒng)進(jìn)口NOx排放質(zhì)量濃度/(mg·m-3)197241磨煤機(jī)總功耗/kW2 3712 505一次/二次再熱汽溫/℃599.9/611.2600.2/605.7

試驗(yàn)結(jié)果表明，磨煤機(jī)進(jìn)口平均一次風(fēng)量從142.6 t/h減小到135.8 t/h時(shí)，一次風(fēng)壓從10.9 kPa降低到10.5 kPa，水冷壁近壁面CO和H2S最高體積分?jǐn)?shù)大幅升高，飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)和空氣預(yù)熱器出口φ(CO)略有升高，脫硝系統(tǒng)進(jìn)口NOx排放質(zhì)量濃度上升。這主要與超超臨界二次再熱鍋爐爐內(nèi)燃燒組織有關(guān)。在該燃燒系統(tǒng)中，為了降低鍋爐兩側(cè)的煙氣溫度偏差和防止水冷壁的高溫腐蝕，采用了對(duì)沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)設(shè)計(jì)，一次風(fēng)采用對(duì)沖布置以減小燃燒切圓。實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中采用這種設(shè)計(jì)有效地降低了鍋爐兩側(cè)的煙氣溫度偏差，但也會(huì)產(chǎn)生其他問(wèn)題。一次風(fēng)量減小雖有助于降低煤粉著火點(diǎn)，但也會(huì)導(dǎo)致?tīng)t內(nèi)擾動(dòng)變?nèi)酰淮物L(fēng)沒(méi)有足夠的剛性射流到爐膛中央而提前被二次風(fēng)卷吸偏轉(zhuǎn)，鍋爐燃盡效果較差，飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)升高，大量未燃盡的焦炭粒子在二次風(fēng)的夾帶下運(yùn)動(dòng)到水冷壁附近時(shí)繼續(xù)燃燒，消耗大量氧氣，從而造成水冷壁近壁面還原性氣氛增強(qiáng)，φ(CO)和φ(H2S)大幅升高，進(jìn)一步惡化了水冷壁的高溫腐蝕。此外一次風(fēng)量減小，磨煤機(jī)總功耗升高，二次再熱汽溫略有下降，這對(duì)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行是不利的。而隨著一次風(fēng)量減小，脫硝系統(tǒng)進(jìn)口NOx排放質(zhì)量濃度升高，這也與煤粉著火點(diǎn)降低相吻合。

綜上所述，對(duì)于采用一次風(fēng)對(duì)角對(duì)沖方式的超超臨界二次再熱鍋爐，一次風(fēng)量不應(yīng)大幅減小，1 000 MW負(fù)荷下磨煤機(jī)進(jìn)口平均一次風(fēng)量控制在142.6 t/h左右為宜。

2.6 燃盡風(fēng)(AGP)水平擺角的影響

在對(duì)沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)設(shè)計(jì)中，AGP水平擺角調(diào)整范圍為-25°～+25°，通過(guò)合理調(diào)整AGP水平擺角可使進(jìn)入燃燒器上部區(qū)域氣流的旋轉(zhuǎn)強(qiáng)度得到減弱乃至消除。試驗(yàn)過(guò)程中維持負(fù)荷為1 000 MW，保持鍋爐運(yùn)行方式基本不變，煤種為國(guó)燃混煤C1、褐煤C2和神混煤C4的摻燒混煤，調(diào)整各工況AGP水平擺角分別為反切20°(即-20°)、反切10°(即-10°)、對(duì)沖0°(即0°)和正切10°(即+10°)。AGP水平擺角對(duì)水冷壁近壁面煙氣成分及NOx排放質(zhì)量濃度的影響如圖7所示，對(duì)飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)和空氣預(yù)熱器出口φ(CO)的影響如圖8所示。

圖7 AGP水平擺角對(duì)水冷壁近壁面煙氣成分和NOx排放質(zhì)量濃度的影響

Fig.7 Influence of AGP offset angel on flue gas components near water wall and NOxemission

由圖7可知，隨著AGP水平擺角從-20°、-10°、0°到+10°逐漸轉(zhuǎn)變，水冷壁近壁面還原性氣氛雖略有增強(qiáng)但總體上變化不大，φ(H2S)基本不變。由圖8可知，在AGP水平擺角的轉(zhuǎn)變過(guò)程中，飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化并不明顯，但空氣預(yù)熱器出口φ(CO)的變化較大，水冷壁壁溫偏差也在增大。當(dāng)AGP水平擺角從反切逐步轉(zhuǎn)為正切，空氣預(yù)熱器出口φ(CO)上升較大，尤其是AGP水平擺角轉(zhuǎn)為正切后更為顯著，其主要原因是隨著消旋氣流的弱化，爐內(nèi)氣流的擾動(dòng)明顯減弱，爐內(nèi)燃燒變得不均衡，從而加劇了煤粉氣流的不完全燃燒程度，造成化學(xué)不完全燃燒熱損失大幅增加，降低了鍋爐熱效率。與此同時(shí)，爐內(nèi)擾動(dòng)的弱化及燃燒強(qiáng)度的減小也使得在AGP水平擺角從反切轉(zhuǎn)為正切的過(guò)程中NOx排放質(zhì)量濃度降低。

圖8 AGP水平擺角對(duì)飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)和空氣預(yù)熱器出口 φ(CO)的影響

Fig.8 Influence of AGP offset angel on carbon content in fly ash and CO concentration at AH outlet

試驗(yàn)結(jié)果表明，AGP水平擺角為-20°時(shí)的消旋效果較為理想，能夠較好地平衡爐內(nèi)正切氣流的旋轉(zhuǎn)動(dòng)量，使切圓保持在大小適度且居中的位置，實(shí)現(xiàn)相對(duì)理想的“風(fēng)包火”燃燒過(guò)程，在一定程度上降低了焦炭粒子從火焰中離析逃逸到水冷壁附近繼續(xù)燃燒的概率,減弱了水冷壁近壁面的還原性氣氛，降低了φ(H2S)。

綜上分析，AGP水平擺角控制在反切20°，消旋風(fēng)與爐內(nèi)切圓的匹配性最好，能更好地體現(xiàn)對(duì)沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)的設(shè)計(jì)思想。

2.7 AGP風(fēng)量的影響

保持負(fù)荷為1 000 MW，煤種為國(guó)燃混煤C1、褐煤C2和神混煤C4的摻燒混煤，控制運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)為3.0%，保持其他參數(shù)基本不變，共進(jìn)行3個(gè)工況調(diào)整試驗(yàn)，分別是AGP風(fēng)門開(kāi)度為80%、60%以及1層全關(guān)、其余層全開(kāi)，AGP風(fēng)門開(kāi)度的改變以脫硝系統(tǒng)進(jìn)口NOx排放質(zhì)量濃度不超標(biāo)且能夠滿足脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行要求為基礎(chǔ)，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

由表5可知，同步關(guān)小各層AGP風(fēng)門開(kāi)度比1層全關(guān)、其余層全開(kāi)更有利于減弱水冷壁近壁面還原性氣氛。同步關(guān)小各層AGP風(fēng)門開(kāi)度至80%，水冷壁近壁面CO最高體積分?jǐn)?shù)為251×10-4，H2S最高體積分?jǐn)?shù)為205×10-6，水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較低。繼續(xù)同步關(guān)小各層AGP風(fēng)門開(kāi)度至60%，水冷壁近壁面還原性氣氛的改善并不明顯，但脫硝系統(tǒng)進(jìn)口NOx排放質(zhì)量濃度上升了近20 mg/m3。總體上，減小AGP風(fēng)量有助于減弱水冷壁近壁面還原性氣氛，因?yàn)锳GP風(fēng)量占總二次風(fēng)量比例較大，在總風(fēng)量一定的條件下，關(guān)小AGP風(fēng)門開(kāi)度，意味著大幅增加了主燃燒區(qū)域的燃燒空氣,進(jìn)而改善了水冷壁近壁面還原性氣氛。而整體關(guān)小AGP風(fēng)門開(kāi)度比1層全關(guān)、其余層全開(kāi)更有利，主要是因?yàn)槊恳粚覣GP均設(shè)置了同樣的反切角度，從而增加了反切氣流高度，使得每一層的AGP反切力量更均衡，反切更加有力，擾動(dòng)也進(jìn)一步增強(qiáng)，從而抑制了燃燒切圓的擴(kuò)大，減少了未燃盡焦炭粒子運(yùn)動(dòng)到水冷壁附近繼續(xù)燃燒的可能性，這也能從飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)降低的結(jié)果得到佐證。AGP風(fēng)門整體關(guān)小到一定程度，水冷壁近壁面還原性氣氛改善效果減弱，這可能與對(duì)沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)有關(guān)。由于一次風(fēng)采用對(duì)沖設(shè)計(jì)，一次風(fēng)中少量的焦炭粒子會(huì)離析逃逸到水冷壁附近繼續(xù)燃燒，這是無(wú)法避免的，但可以通過(guò)合理組織燃燒方式使其對(duì)運(yùn)行的危害降到最低程度。

表5 變AGP風(fēng)量試驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.5 Test results at different flow rates of AGP air

綜上所述，1 000 MW負(fù)荷下建議AGP風(fēng)門開(kāi)度設(shè)置在70%～80%。

2.8 偏置輔助風(fēng)量的影響

超超臨界二次再熱鍋爐低 NOx切向燃燒系統(tǒng)采用預(yù)置水平偏角的偏置輔助風(fēng)設(shè)計(jì)，包裹火球于爐膛中心區(qū)域，在燃燒區(qū)域上部及四周的水冷壁附近形成富空氣區(qū)，達(dá)到防止?fàn)t內(nèi)沾污、結(jié)渣和高溫腐蝕的目的。試驗(yàn)過(guò)程中維持負(fù)荷為1 000 MW，煤種為褐煤C2和神混煤C4的摻燒混煤，調(diào)整CFS風(fēng)門開(kāi)度分別在40%、60%和80%。CFS風(fēng)門開(kāi)度對(duì)水冷壁近壁面煙氣成分及NOx排放質(zhì)量濃度的影響如圖9所示，對(duì)飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)和空氣預(yù)熱器出口φ(CO)的影響如圖10所示。

圖9 CFS風(fēng)量對(duì)水冷壁近壁面煙氣成分和NOx排放質(zhì)量濃度的影響

Fig.9 Influence of CFS air flow rate on flue gas components near water wall and NOxemisson

圖10 CFS風(fēng)量對(duì)飛灰含碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)和空氣預(yù)熱器出口φ(CO)的影響

Fig.10 Influence of CFS air flow rate on carbon content in fly ash and CO concentration at AH outlet

由圖9可知，CFS風(fēng)量大小對(duì)水冷壁近壁面還原性氣氛的改變作用顯著。隨著CFS風(fēng)量的增大，水冷壁近壁面還原性氣氛明顯減弱，CFS風(fēng)門開(kāi)度從40%增大到80%，水冷壁近壁面CO最高體積分?jǐn)?shù)從400×10-4降到244×10-4，H2S最高體積分?jǐn)?shù)從176×10-6降到145×10-6。偏置輔助風(fēng)采用預(yù)置水平偏角，安裝過(guò)程中根據(jù)設(shè)計(jì)固定后不再調(diào)整，因此在實(shí)際運(yùn)行中爐內(nèi)氣流的旋轉(zhuǎn)動(dòng)量取決于CFS風(fēng)量，CFS風(fēng)量越大，旋轉(zhuǎn)動(dòng)量越強(qiáng)，爐內(nèi)擾動(dòng)也更為劇烈，同時(shí)偏置輔助風(fēng)又處于一次風(fēng)射流的外圍，強(qiáng)大的偏置輔助風(fēng)旋轉(zhuǎn)動(dòng)量將一次風(fēng)氣流緊緊地包裹在爐膛中央，“風(fēng)包火”燃燒效果明顯。CFS風(fēng)門開(kāi)度從40%增大到80%，NOx排放質(zhì)量濃度從194 mg/m3升高到227 mg/m3，空氣預(yù)熱器出口φ(CO)從602×10-6降到374×10-6，說(shuō)明增大CFS風(fēng)量改善了爐內(nèi)燃燒，強(qiáng)化了主燃燒區(qū)域的燃燒，同時(shí)也因?yàn)樵缙贠2體積分?jǐn)?shù)的升高和燃燒溫度的提升增加了燃料型NOx的生成量。

綜上所述，合適的CFS風(fēng)量可以實(shí)現(xiàn)燃燒器的設(shè)計(jì)目標(biāo)，即有保護(hù)水冷壁免受高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的作用。1 000 MW負(fù)荷下建議CFS風(fēng)門開(kāi)度置于80%左右。

3 結(jié) 論

(1)在相同的爐內(nèi)還原性氣氛下，由于超超臨界二次再熱鍋爐的水冷壁壁溫高，比超超臨界一次再熱鍋爐面臨的水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)更高，因此要保證其燃燒均勻性以降低水冷壁壁溫峰值，從而降低水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

(2)對(duì)于配高級(jí)復(fù)合空氣分級(jí)低 NOx切向燃燒系統(tǒng)的超超臨界二次再熱鍋爐，主要在900 MW負(fù)荷以上面臨著水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，但這種風(fēng)險(xiǎn)可以通過(guò)調(diào)整運(yùn)行方式得到改善和控制。提高運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)是減弱水冷壁近壁面還原性氣氛的主要手段。900 MW負(fù)荷以下時(shí)，由于運(yùn)行O2體積分?jǐn)?shù)升高，水冷壁近壁面還原性氣氛有較大改善，H2S最高體積分?jǐn)?shù)不高于200×10-6，水冷壁高溫腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較低。

(3)減小煤粉細(xì)度可使水冷壁近壁面還原性氣氛明顯減弱，φ(H2S)顯著降低。

(4)偏置輔助風(fēng)將火球包裹于爐膛中心區(qū)域，設(shè)置較大的CFS風(fēng)門開(kāi)度可在燃燒區(qū)域上部及四周的水冷壁附近形成富空氣區(qū)，達(dá)到防止?fàn)t內(nèi)沾污、結(jié)渣和高溫腐蝕的目的。

(5)隨著入爐煤硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)的升高，水冷壁近壁面CO和H2S最高體積分?jǐn)?shù)均升高，不利于水冷壁高溫腐蝕的預(yù)防，實(shí)際運(yùn)行中應(yīng)減少高硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)煤種的摻燒量。

(6)對(duì)于采用一次風(fēng)對(duì)沖方式的配高級(jí)復(fù)合空氣分級(jí)低 NOx切向燃燒系統(tǒng)，一次風(fēng)壓不應(yīng)大幅降低，一次風(fēng)應(yīng)保持合理的剛性。

(7)在AGP水平擺角從反切到正切的轉(zhuǎn)變過(guò)程中，水冷壁近壁面還原性氣氛雖略微增強(qiáng)但總體上變化并不大。AGP水平擺角置于反切20°時(shí)的消旋效果相對(duì)較好，可更好地平衡爐內(nèi)正切氣流的旋轉(zhuǎn)動(dòng)量，使切圓保持在大小適度且居中的位置，實(shí)現(xiàn)較理想的“風(fēng)包火”燃燒過(guò)程。

(8)減小AGP風(fēng)量有助于減弱水冷壁近壁面還原性氣氛，但同步關(guān)小各層AGP風(fēng)門開(kāi)度比1層全關(guān)、其余層全開(kāi)更有利，AGP風(fēng)量減小到一定程度，水冷壁近壁面還原性氣氛的減弱效果不再顯著。