600 MW机组锅炉燃烧调整试验研究

初泰青，王钰森 ，蒲建业 ，王东旭，冯兆兴

（1.沈阳工程学院a.研究生部；b.能源与动力学院，辽宁沈阳110136；2.辽宁中电投电站燃烧工程技术研究中心有限公司，辽宁沈阳110179）

锅炉是火力发电厂的重要设备，是火电厂的动力源头。其燃烧状态的好坏关系到锅炉的生产能力、运行可靠性和经济性。因此，众多学者对300 MW、600 MW机组锅炉进行了燃烧调整试验，对锅炉的燃烧情况进行监测，及时调整相关参数，保证锅炉在最佳参数下运行是十分必要的。某电厂600 MW机组锅炉存在调峰时省煤器出口氧量表和CO表显示不准、炉内火焰倾斜、飞灰炉渣含碳量偏高、尾部两烟道NOx含量不同等问题，对此进行了不同运行工况下的氧量标定、一次风速测量、煤粉细度测定、SCR脱硝系统B侧入口NOx调整试验。

1 设备概况

某电厂采用HG-1900/25.4-HM2型锅炉，该锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，以最大连续出力工况为设计参数。锅炉为全封闭布置，单炉膛、固态排渣、全钢架、π型布置、尾部双烟道。炉膛宽为22.187 m，深度为16.839 m，水平烟道深度为5.322 m，尾部前烟道深度为6.555 m，尾部后烟道深度为10.235 m，水冷壁下集箱标高为8.0 m，顶棚管标高为70.525 m。炉内有35只低NOx轴向旋流燃烧器，采用前后墙布置、对冲燃烧方式。7台HP1103中速磨煤机配正压直吹制粉系统。锅炉系统先后进行过低氮燃烧器改造和超低排放改造，增加烟水复合系统和低低温省煤器系统。

过热器采用两级喷水减温器，一级减温器布置在低温过热器和屏式过热器之间，另一级减温器布置在屏式过热器和末级过热器之间。再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温，并在再热器入口管道备有事故喷水减温器。再热器采用低温再热器和高温再热器两段布置，中间无集箱连接，低温再热器布置于尾部双烟道中的前部烟道，高温再热器布置于水平烟道中部。

制粉系统采用中速磨正压直吹系统，每炉配7台磨煤机，在6台磨煤机运行时能带满负荷（BMCR工况）。每台磨煤机为布置于前墙或后墙同一层的LNASB燃烧器供煤，前墙4层，后墙3层，每层布置5只燃烧器。在煤粉燃烧器上方的前、后墙各布置1层燃烬风，每层有5个一次风口。

锅炉内共有74只炉膛吹灰器，其中60只为长伸缩式吹灰器，12只为半伸缩式吹灰器，2只为空气预热器吹灰器。炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针，同时设置炉膛监视闭路电视系统的摄像头用于监视炉膛燃烧状况。锅炉除渣采用一台刮板式捞渣机，装于炉膛冷灰斗下部。

2 燃烧调整试验及结果分析

2.1 运行氧量标定

氧量是锅炉运行的重要数据，运行人员通过烟气中氧气含量的高低来调节送风量。通常烟气中的氧含量在3%～6%。当烟气中氧量过大，意味着送入炉膛的空气过多，过剩的空气会吸收燃料的热量而降低燃料的有效利用率，同时还会增加送风机和引风机的耗电量；当氧量偏低时，燃料不能充分燃烧，造成不完全燃烧损失。如果氧量不能准确地反应炉内空气的含量，将影响运行人员的判断，进行错误的操作，严重影响锅炉运行的安全性和经济性。因此，对省煤器出口氧量进行多个工况的标定对比试验是十分必要的。试验测得的数据如表1所示。其中，表盘偏差=实测氧量-表盘显示氧量（运行氧量）。

表1 氧量标定结果

氧量标定试验结果表明，受到负荷波动和测试误差的影响，大多数负荷工况下，A侧省煤器出口氧量表盘显示值比实测值低0.2%～0.7%，B侧省煤器出口氧量表显示值比实测值低0.5%～1.0%。但在深度调峰工况下，B侧省煤器出口氧量表显示值比实测值高0.8%～1.2%。

测试中发现，在高负荷工况下，当表盘氧量为2.5%左右，实测氧量在2.8%～3.2%时，升负荷阶段有CO排放量超过200 ppm的情况，而稳定运行时CO排放量都小于200 ppm，表盘显示的CO浓度基本不变，建议对CO表进行校准。当实测氧量低于2.2%时，实测CO含量超过400 ppm，数值偏高，建议实测氧量不要长时间低于2.2%。

2.2 一次风速测量

一次风携带煤粉进入炉膛，如果风速过大则刚性太强，使火焰长度增加，严重时会造成结焦；当风速过小时可能会烧坏喷嘴；一次风速的偏差会造成炉内火焰倾斜，进而导致热偏差的产生。通常认为一次风速偏差在±5%范围内，同层粉管风速热态调平可以避免炉膛火焰中心偏斜，减小对炉膛出口及烟道烟气流场的影响，有效防止锅炉偏烧和结焦情况的发生。一次风管风速的测量结果如表2所示。

采用经过校验的测速管测量每根一次风管内的动压及静压，并用经过校验的标准T型热电偶测量一测风的温度。通过查阅相关资料，由以下公式计算一次风风速和风量：

式中，k为测速管系数；A为风道截面积；pd为气流平均动压；ρql为气流密度。

式中，ρ0为标准状态下气体密度；t为气体温度；pact为当地大气压；ps为管内气体静压。

管道风速偏差计算方法如下：

式中，Δϖmax为管道风速的偏差；ωi,max为风速最高（或最低）的第1根管风速；ϖ为各管风速的平均值。

根据测量数据及公式计算得到：C磨煤机通风量为130.15 t/h，D磨通风量为161.13 t/h，E磨煤机通风量为127.8 t/h，F磨通风量为158.76 t/h，而A磨煤机侧孔位置不合理，计算结果没有参考价值，B磨煤机仅有一根出粉管能测量数据。将计算结果绘制成如图1所示的折线图，可以清晰地看出C磨煤机出口粉管的一测风速波动最大，整条曲线存在两个峰值，与其他磨煤机出口粉管一次风速偏差曲线存在明显差别，其他几台磨煤机波动不大。

图1 一次风速偏差

实验结果表明：C磨煤机出口粉管风速偏差较大，其余磨煤机出口粉管风速偏差基本符合偏差在±5%范围内的要求。

通过测量发现，一次风速存在偏差，但偏差不大，需要及时作出调整。建议更改A磨煤机出口粉管取样孔位置，B磨出口粉管开孔处进行打磨处理，保证开孔大小与管座内径一致。对C磨进行风速调整，使风速偏差在允许范围内，避免因一次风速偏差引起的热偏差、偏烧等现象发生，进而影响锅炉的安全性和经济性。

表2 一次风管风速测量结果 m/s

2.3 煤粉细度调整

煤粉越细，煤粉颗粒的表面积总和越大，与空气接触面积越大，燃烧效果越好。当煤粉较粗时，在一次风管中的预热效果差，进入炉膛与空气接触的总面积小，燃烧效果不好，使着火时间延长，造成不完全燃烧损失，低负荷时会导致炉膛灭火。为了提高机组运行的经济性，在不影响制粉系统出力的情况下，需要降低煤粉细度，从而提高煤粉着火特性，降低飞灰、炉渣中的含碳量。试验前记录制粉系统中每台磨煤机出口的粗粉分离器挡板开度。煤粉取样在细粉分离器煤粉取样孔取样，分别称重、筛分。通过调整每台磨煤机出口粗粉分离器挡板角度来调整煤粉细度，每次调整后进行煤粉取样，做好记录。试验期间保持磨煤机出力和热一次风风压不变。煤粉取样测试结果如表3所示。

表3 煤粉细度测试结果 %

由表3可以看出：A磨煤机出口粉管测点位置不符合要求，取粉细度偏低，煤粉细度不具有代表性，但是A3号管道煤粉R90相对大些；B磨煤机出口粉管测得的数据不准确；C磨煤机出口粉管煤粉细度相差较大，C3号粉管煤粉最粗，R90达到56.4%，C1粉管煤粉最细，R90为12.5%，C磨平均煤粉细度为34.76%，与设计值相差不大；D磨的D1、D2粉管煤粉细度R90%分别是49.2%和36.6%；E磨的E3粉管煤粉细度R90%是40.4%；F磨的F3粉管煤粉细度R90%是54.6%；G磨的G3粉管煤粉细度R90%是53.4%。计算每台磨煤机出口粉管所取粉样的R90%平均值在29%～35%，都能达到设计要求，分离器挡板可以不做调整。D磨煤粉细度偏大，如果出现灰渣含碳量升高的问题，建议先将D磨煤机分离挡板调整到40%～45%。

每台磨煤机的5根粉管的煤粉细度相差很大，说明磨煤机分离器出口分配效果很差。总体上看，中间粉管的煤粉细度最大，这样使得不同的磨煤机组合会出现不同的燃烧特性，汽温分布、烟温分布、壁温分布都会出现较大的差别。建议在磨煤机分离器出口安装均粉装置，使得各个粉管煤粉细度均衡。

运行中发现在某些负荷工况下，C层燃烧器部分火检闪烁，燃烧变差，通过调整分离器挡板，由35%开大到42.5%，火检闪烁情况变好。测试煤粉细度发现，分离器挡板开大后，平均煤粉细度R90%虽然没有显著变化，但是3号管煤粉细度R90%由56.6%降低到39.8%，显著变低，1号管煤粉细度R90%由12.4%升高到21.2%，各管分配均匀性变好。

2.4 SCR脱硝系统B侧入口NOx调整

NOx排放量一直是电厂监测的重要指标，对脱硝系统进行优化调整，有利于提高脱硝效率、延长系统使用寿命并保证系统安全运行。由于受到煤粉分配的影响，即使进风量相同，燃烧产物中的NOx也会有很大偏差，这就要根据实际情况重新调整燃尽风门开度，以保证两侧烟道的NOx值接近。

通过查看（表盘）A、B侧烟道SCR系统入口的NOx值，计算两侧偏差，实测A、B侧烟道SCR入口的NOx值，计算两侧NOx偏差。检查就地燃尽风中心直流风开度和外环旋流风开度，对于NOx偏高的一侧，开大中心直流风开度，在外环旋流风旋流强度不变的情况下，增大通风量，再测试A、B侧烟道SCR入口的NOx值，计算两侧偏差。如果偏差依然很大，尝试关小NOx偏低的一侧的中心直流风开度和外环旋流风开度，直到两侧NOx值相差不大。

根据表4数据，B侧SCR入口的NOx排放值比A侧高40 mg/Nm3左右。燃尽风就地风门1#、2#外环风开度为90°，与A侧对应；4#、5#外环风开度分别是45和60，与B侧对应。调整4#、5#号外环风开度到90，与1#、2#外环风开度相同。调整完成后观察运行参数变化，发现A、B侧SCR入口的NOx排放值接近，实测显示B侧SCR入口的NOx排放值比A侧低10 mg/Nm3左右。在没有产生其他不良结果的时候，先保持这个开度运行。调整后如果出现垂直水冷壁超温现象，应及时回调。调整前后的测量结果如表4所示。

表4 相同负荷工况NOx值对比

3 试验结论

1）氧量标定试验结果表明：满负荷工况运行下的氧量（表盘）为2.3%～2.7%，省煤器出口实测氧量在2.8%～3.2%，CO小于200 ppm。建议按配风方式及氧量表运行，利用冷态启炉机会重新标定一次风量和二次风量，低负荷工况表盘显示总风量偏低，表盘CO显示值与实测CO值变化规律相差很大，需校准。

2）一次风速测试表明：C磨煤机出口粉管风速偏差较大，建议调整C磨煤机出口粉管风速，B磨煤机出口粉管开孔处进行打磨处理。

3）煤粉细度测试表明：D磨煤机煤粉细度平均值偏大。每台磨煤机5根粉管的出粉细度相差很大，建议在磨煤机分离器出口安装均粉装置，使得各个粉管煤粉细度均衡。

4）SCR系统入口的NOx值调整表明：燃尽风4#、5#燃烧器外环风开度调整到90，两侧SCR入口的NOx排放值接近。在无其他不良结果时，先保持这个开度，如果出现超温现象，应及时回调。

4结 论

作出相应的调整后，深度调峰工况下B侧省煤器出口氧量实测值，CO表校核后接近实测值；C磨出口粉管风速调整后，观察到火焰倾斜现象减弱，甚至消失；安装均粉装置后，各粉管的煤粉细度均匀，灰检发现煤灰中碳含量降低，燃烧效果提高；重新调整燃尽风门开度后，两侧SCR入口的NOx排放值接近。通过对不同运行工况下的氧量标定、煤粉细度测定、一次风速测量等方面进行试验，对存在的问题提出相应的调整建议，对实际的锅炉运行有一定的指导意义。