600MW锅炉低NO_x燃烧器改造后汽温调整
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1 锅炉设备概述
台山电厂2号机组600MW亚临界锅炉系上海锅炉厂有限公司设计制造，配用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，单炉膛Π型露天布置，全钢悬吊结构，采用四角切向燃烧方式，出渣设备为机械除渣。
锅炉燃烧器采用四角布置，共24只切向燃烧摆动式，分6层布置，每层设置4只燃烧器。
在顶部燃烧器上方各设一层燃尽风和辅助风喷口。
煤粉喷口、二次风喷口、燃尽风喷口均可上下摆动，用以调节再热汽温。
一组燃烧器共有14个喷嘴，其中6个煤粉喷嘴和7个二次风喷嘴间隔布置，最上面有1个燃尽风喷嘴作为控制NO x 生成的主要措施。
为了更好地组织燃烧和保护煤粉喷嘴，二次风中的一部分作为煤粉喷嘴的周界风，其余由各二次风喷口送入炉膛。
燃烧器自下而上布置依次为：FF、F、EF、E、DE、D、CD、C、BC、B、AB、A、AA、OFA。
2 改造后燃烧器概述
厂家采用高级复合式空气分级低NO x 燃烧技术的改造方案。
保持原制粉系统与煤粉管道布置不变，现有的4个主燃烧器（含水冷套）进行整体更换。
主风箱设有6层WR煤粉喷嘴，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风。
在每相邻2层煤粉喷嘴之间布置有3层辅助风喷
嘴，其中包括上下2只偏置的辅助风喷嘴（CFS）和1只直吹风喷嘴。
在主风箱顶端设有2层紧凑燃尽风喷嘴（COFA），在主风箱底端设有2层二次风喷嘴。
在主风箱上部布置有两级高位燃尽风（SOFA）燃烧器，每级包括3层可水平摆动的高位燃尽风（SOFA）喷嘴。
3 改造后产生的问题
燃烧器改造后，2号炉存在再热汽温明显偏低的问题，尤其是在变负荷过程中再热汽温下降较快。
原设计ECR工况下再热蒸汽出口温度可达541℃（改造前能够达到设计值）。
改造后，ECR工况下，高侧再热蒸汽出口温度仅525℃，低侧不到510℃。
不但左右两侧形成了更加明显的偏差，而且严重影响了机组的综合效率。
4 燃烧调整试验
4.1 试验调整手段
在通过燃烧器摆角调整，找出摆角与汽温的特性关系；在吹灰频率减少时，观察炉膛沾污系数变化对再热汽温的影响；在吹灰频率减少时，观察炉膛沾污系数变化对排烟温度的影响；不同磨煤机组合方式运行对再热汽温的影响；氧量与再热汽温的关系；通过对改造的CFS、COFA、SOFA二次风门调整，找出辅助风与汽温的特性关系。
６００ＭＷ锅炉低ＮＯｘ燃烧器改造后汽温调整探讨
陈邦焕
（广东国华粤电台山发电有限公司，广东 台山 529228）
摘要：
台山电厂2号炉率先进行了600MW 锅炉燃烧器的改造，显著降低了NO x 的排放，同时也引发了锅炉再热汽温达不到原设计温度的严峻问题。
经过长期的燃烧调整试验，再热汽温得到了显著的提升，实现了环保与能耗的双赢。
关键词：
600MW 锅炉；低NO x 燃烧器；再热汽温；改造调整中图分类号：
TK223 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）25-0041-032012年第25期（总第232期）NO.25.2012
（CumulativetyNO.232）
考虑到运行人员的实际操作尽可能多地投自动，其中燃烧器摆角、优化吹灰作为改善再热汽温的主要手段，磨组合方式与氧量作为次要手段备用。
另外，针对再热汽温偏差的情况，通过改变炉内烟气的启旋和消旋进行各级受热面左右侧吸热特性的定性分析，得到再热汽温左右侧偏差调整的规律。
4.2 试验工况
根据运行负荷情况主要进行了600MW、500MW、450MW、400MW、330MW、300MW一些工况的试验。
（试验数据庞大，故省去。
）
4.3 试验结论
在锅炉改造后，因为燃烧器采取了一些防结渣措施，水冷壁相对比较干净，需要通过减少吹灰来满足锅炉水冷壁沾污达到设计以满足各段受热面吸热对炉膛出口烟温的要求。
总之，燃烧器的改造提高了锅炉的防结渣能力，提高了煤种适应性能，扩大了炉膛沾污系数的可调范围。
通过调整燃烧器摆角和调整吹灰控制炉膛沾污系数，就能使2号锅炉再热汽温在不同煤种下各负荷段均能达到设计要求，但是需要运行过程中根据煤种的结渣特性变化趋势进行相应的吹灰调整和运行调整。
炉膛火焰中心高度和炉膛沾污系数对锅炉的再热汽温影响非常大，以下简述再热汽温影响因素的几个结论：
4.3.1 炉膛火焰中心高度对再热汽温的影响较大。
在燃烧器上摆过程中，从水平上摆至15°时，再热器温升较小，在从15°上摆至30°的过程中，再热器温升较大，效果更好（见图1所示）：
图1 摆角与再热器温升
4.3.2 炉膛沾污系数变化对再热汽温影响较大。
总体来说，炉膛沾污系数变化对再热汽温的影响可达到20℃以上，减少吹灰频率，低负荷时统计的再热汽温较之前提高11℃，中负荷提高8℃，满负荷提高4℃，总体效果明显。
4.3.3 炉膛沾污系数变化对排烟温度的影响较小。
在通过减少吹灰频率来提高再热汽温的过程中，在各种负荷时，排烟温度相对正常吹灰时提高了约2℃～3℃，其对锅炉效率的影响约为0.1%～0.15%，基本可忽略不计。
4.3.4 不同磨组合方式，投运上层磨对再热汽温肯定有利，由于试验条件限制，未进行不同负荷磨投运方式的变化，只是根据600MW负荷时磨的运行层的变化，初步判断投运A磨时较不投运时汽温约高5℃～10℃。
4.3.5 氧量的变化对再热汽温的影响因初步判断通过燃烧器摆动和控制吹灰频率就可以满足再热汽温的要求，暂没有进行相关试验，避免影响锅炉的效率。
4.3.6 改造后的辅助风喷嘴CFS主要起强化燃烧、稳定燃烧的作用，在二次风箱与炉膛差压＞400kPa前提下，300～600MW负荷区间内，只要对应层CFS开度≮30%，是能够实现稳定燃烧的，如果在30%基础上继续开大、深度强化燃烧，则会使煤粉提前燃尽，从而影响再热器的吸热，但影响程度不大。
燃尽风喷嘴COFA对NO
x
浓度有非常大的影响，但就对再热汽温而言，其影响程度不及顶层的高位燃尽风SOFA。
400MW以上负荷时，SOFA开大对再热汽温的提升效果非常明显。
COFA与SOFA对再热汽温的
图2 COFA对再热汽温的影响
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4.3.7 关于后屏出口汽温的限制：在降负荷过程中，由于吸热分配上的变化，后屏出口温度会逐渐升高，见图4所示，设计上，在300MW负荷时，后屏出口温度为535℃，而实际运行时，运行人员一般不会让后屏出口温度超过530℃，限制了低负荷时燃烧器的上摆，不利于再热汽温的提高。
图4 后屏出口温度的控制
4.3.8 关于再热汽温的偏差问题：在顺时针切圆的锅炉上，炉膛出口辐射受热面吸热呈右高左低的趋势，水平烟道对流受热面呈左高右低的趋势，并且偏差量不同。
通过SOFA风的消旋，可有效减少再热器吸热上的偏差。
SOFA风量的控制原则上根据负荷来控制，偏差的调整可通过SOFA风量的微调来控制，观察末级再热器的吸热量，450MW负荷以上时末级再热器温升右侧较左侧高10℃左右，330MW以下时末级再热器温升右侧较左侧高20℃左右，450～330MW之间，末级再热器温升随负荷降低右侧较左侧高的温度逐渐由10℃提高到20℃左右。
4.3.9 关于负荷变化中再热汽温下降较快：主要是与滑压运行方式和煤量超调有关。
亚临界600MW机组在滑压运行时，主汽压力越高，高排温度越低；主汽压力提高2M P a，高排温度降低约6℃，相应的主汽流量大9吨，再热汽流量大约3吨；考虑到温度变化与吸热量变化基本为正比关系，流量变大约影响1℃再热汽温，那么因为滑压曲线变化造成的高排温度低6℃则影响再热汽温约5℃。
总之，改造后高排温度较改造前低10℃～15℃，则再热汽温相应影响约9℃～14℃。
在降负荷过程中，煤量超调严重，如某日负荷变化50MW，煤量超调约18t，对应负荷约40MW，严重影响再热汽温，如负荷变化更多，超调更严重。
因此需对机组的滑压运行方式和协调控制进行优化。
5 结语
通过试验结果分析，可得出以下结论：锅炉的再热汽温可以满足设计要求，燃烧器系统的改造主要改变了水冷壁区域的结渣特性和吸热特性，通过优化吹灰能够满足各段受热面的吸热需求，从而保证过热汽温和再热汽温。
参考文献
[1] 广东国华粤电台山发电有限公司．600MW机组集控运
行规程[S]．2011．
[2] 上海锅炉厂有限公司．广东台山电厂2号锅炉低NOx
改造项目煤粉燃烧设备说明书[S]．2011．
作者简介：陈邦焕（1981-），男，浙江人，广东国华粤电台山发电有限公司助理工程师，研究方向：火电厂集控运行。
（责任编辑：周加转）
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