【摘 要】通过对国家能源费县发电有限公司2×650MW锅炉NOx排放浓度较高。经南京电力设备质量性能检验中心测试，611MW负荷下，锅炉NOx排放浓度为826.2 mg/m3。据电厂统计，满负荷条件下NOx平均排放浓度为800mg/m3左右。根据最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》，费县发电有限公司执行NOx允许排放浓度标准为＜50mg/m3，如果完全依赖SCR系统来进行脱硝处理，综合脱硝效率要达到87.5%，氨的耗量巨大，发电成本大幅度升高。因此，锅炉改造低氮燃器成为锅炉脱硝的首选。该项目于2014年7月完成，经过调试后，#1、2炉先后正式投入运行。
【关键词】燃烧器 氮氧化物 调整 对策
1 前言
1.1 2010年1月27日国家环保部公布了《氮氧化物防治技术政策》，系统分析了当前各项控制燃煤锅炉NOx排放的技术手段，综合考虑技术、经济因素，明确指出：“低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。”从技术和经济的角度出发，低NOx燃烧控制技术一直是应用最广泛的燃煤锅炉控制NOx排放的措施，即使是为了达到严格的排放标准的要求不得不使用投资和运行成本昂贵的烟气净化技术，仍须采用低NOx燃烧技术来降低净化装置入口的NOx浓度，从而达到节省运行费用的目的。选用是烟台龙源电力技术股份公司先进的低NOx燃烧技术，可在不影响锅炉机组安全性、经济性的基础上实现50%以上的氮氧化物减排。综合考虑机组燃煤条件、锅炉及辅机等设备条件，确定炉内低NOx燃烧技术实施后，脱硝装置入口氮氧化物排放浓度不高于350 mg/m3。
1.2 提高锅炉运行的安全性，主要包括：提高锅炉燃烧稳定性；防止火焰发生偏斜，减少炉膛出口烟温偏差；避免水冷壁附近产生较强的局部还原性气氛，防止水冷壁高温腐蚀；减少锅炉结渣、防止燃烧器烧损。
2 设备概况
国家能源费县发电有限公司的2台650MW机组采用HG-1913/25.4-YM3型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国三井巴布科克能源公司（MB）的技术，进行设计、制造的。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（Benson）直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置。锅炉岛为露天布置。锅炉燃用山东济宁北部矿区许厂、岱庄、唐口、葛亭矿的低硫烟煤。30只低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB）采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM113N 中速磨煤机配正压直吹制粉系统。磨煤机为6台，B-MCR工况时5台投运，1台备用。每台磨煤机供布置于前、后墙同一层的LNASB燃烧器。系统配有2台动叶调节轴流式一次风机，2台密封风机。锅炉主要设计参数如表1所示：
表1 锅炉主要设计参数
3 锅炉整体燃烧优化工作的实施
项目组首先拟定了总体研究方案，但是考虑到电厂实际运行条件的变化，具体的工作内容并不是按照方案预设的那样按部就班的进行，一些工作的开展也是根据电厂负荷及设备的实际情况，最终各项锅炉整体燃烧优化试验中几个关键性工作介绍如下：
3.1 锅炉最下层10只LNASB燃烧器改造为LYSC-Ⅰ型燃烧器，其中B层燃烧器改造为具有等离子点火功能的LYSC-I型燃烧器，E层燃烧器增加等离子体点火系统设备(两台炉共用一套电源和控制系统)，使用LYSC-I型燃烧器，实现无油点火功能。LYSC-I型燃烧器具有较强的低负荷稳燃能力和降低NOx排放的能力。
3.2 将其他20只燃烧器改为LYSC-Ⅱ型低NOx燃烧器，并针对实际燃用煤质的条件，对燃烧器结构及功能尺寸进行优化。
3.3取消锅炉前、后墙标高34.713m处的原燃尽风喷口。
3.4 在锅炉前、后墙水冷壁标高约36.75m处各开设5个直径约0.86m的墙孔，对应安装LYOFA型燃尽风喷口装置，其水平位置与原喷口位置一一对应。将原燃尽风风箱、风道适当扩容，使新的燃尽风喷口容纳其中。从两侧墙二次风总风道上引一段风道至新燃尽风风箱，并在其中设置挡板门及风速测量装置，用以监测、控制风量。
燃烧器结构
图1-1 LYSC-I型燃烧器
图1-2 LYSC-II型燃烧器
3.5 燃烧器内部调风装置定位检查
旋流燃烧器在燃烧调整中，主要依靠改变内、外二次风风量配比和旋流强度来实现，因此提前对燃烧器内部结构进行定位和检查：分别将内、外二次风门置于0%、50%、100%开度，并进行刻度标记和记录。内部检查结束后，将各层燃烧器内、外二次风门开度、旋流强度调整一致，用信号笔对燃烧器外部拉杆刻度盘进行标注。
3.6 SOFA风箱挡板开度检查、SOFA燃烧器摆动角度检查
对SOFA燃烧器风门开度、水平摆角、垂直摆角进行定位检查。设置风箱挡板0%、50%、100%开度，进行就地开度检查及挡板指针位置标记。将SOFA燃烧器水平摆角、垂直摆角进行全行程摆动，在炉膛内检查实际摆动角度并做好记录。
3.7 各层二次风箱挡板开度检查
分别将各二次风箱风门开度置于0%、25%、50%、75%、100%开度，进入二次风箱内检查风门实际开度。
3.8 一次风管风速调平（包括调平前后可调缩孔指针刻度标记）
启动引风机，送风机后，开启各一次风管电动门，保持各风管风速在20m/s左右，用风速仪测量各风管内的风速，根据风速偏差调整可调缩孔，将同层风管间风速偏差控制在5%以内。
调整前后记录可调缩孔位置，并就地使用信号笔对可调缩孔指针位置进行标记。
3.9 燃烧器喷口气流均匀性分布测量
按等截面划分原则将燃烧器一次风喷口分为1~2个测量同心圆环；内二次风喷口为1个测量同心圆环，外二次风喷口为1个测量同心圆环。利用风速仪在各测量圆环圆周方向上以0°、90°、180°、270°（设定水平为0°，按逆时针旋转）测量喷口风速。
3.10 空气动力场试验
选择单只燃烧器，风机启动前，将冷态空气动力场测量仪器风车布置在炉膛内固定平台上。风车：在距离燃烧器喷口0.2D、0.5D、0.8D、1.1D、1.4D、1.7D、2.0D、2.5D、3.0D处（D为燃烧器出口的标称直径），且与燃烧器轴线垂直的平面上布置多个风片，通过风片的串动方向确定风向。送、引风机和一次风机均投入运行，保持运行参数稳定。根据工况要求改变内外二次风风量大小、内二次风旋流器开度和外二次风旋流器角度，测量燃烧器射流扩散角、回流区大小及位置，绘制燃烧器射流流场。在所有的工况中选择一个最佳工况，该工况下燃烧器射流的扩散角、回流区大小、位置和流场最佳，此时内外二次风风量拉杆位置、内二次风旋流器开度和外二次风旋流器角度为热态启动时的初始位置。确定单只燃烧器的最佳位置后，再将结果应用到其它燃烧器上。
3.11烟花示踪试验
确定LYSC 型燃烧器内、外二次风叶片的最佳开度和角度，在燃烧器的一次风筒、内二次风筒、外二次风筒沿周向均分布置4只烟花示踪发生器，烟花示踪器的喷射方向与气流方向相反。
启动引风机、送风机后，维持炉膛负压稳定，模拟实际运行工况，进行烟花示踪试验，在炉膛上部或炉膛侧面对气流形状进行拍摄。
4 运行调整
针对上述问题及关键点，对喷燃器旋流角度及一二次风配比进行调整，通过对锅炉管壁温度变化及炉内气氛进行监测，确定合理的喷燃器旋流角度及一二次风配比来适应神华煤。
4.1 喷燃器旋流角度介绍，二次风旋流挡板刻度在“0°”，喷燃器火焰与水冷壁夹角为“45°”；二次风旋流挡板刻度在“＋10°”，喷燃器火焰与水冷壁夹角为“55°”旋流减弱，反之旋流加强，不同角度依此类推。
4.2 我厂锅炉在燃用山西晋北煤时喷燃器二次风旋流角度为“0°”，由于该煤种着火温度较高，为提高着火稳定性，避免火焰冲到对侧墙，因此维持较大的旋流角度，各别喷燃器为“负”角度。
4.3 目前燃用神华煤，由于神华煤燃点较低，因此在燃烧稳定性上不变过多考虑（重点考虑低负荷运行时由于旋流角度变化对火检探头的影响，应及时调整探头运行工况，避免误发信号，同时考虑点火阶段及深度调峰应适当增加旋流强度保证燃烧稳定），主要是均匀分布热负荷，避免火焰集中和防止大面积结焦。通过手工调整二次风旋流叶片的位置来调整二次风旋向参数。二次风旋流叶片在0°～45°范围内增大，相当于降低二次风旋流强度，延长火焰行程。试验结果显示，二次风旋流强度由15°增大到30°，二次风旋流强度降低，燃烧中心上移，炉膛出口温度由1088℃增加到1174℃。可见调整二次风旋流强度可以有效的调整炉内温度场的分布，有利于降低燃烧器区域的燃烧温度。由于1、2号炉下1、2层燃烧器为点火燃烧器，为保证启炉以及低负荷工况的着火稳定性，将下层（B、E）燃烧器旋流强度调整为15°，而上3、4层燃烧器旋流强度调整为30°。有效延长了锅炉火焰分布，对抑制燃用神华煤火焰集中问题效果明显。工况整体上移火焰中心，不利于均匀分布热负荷。
4.4 磨煤机出口风温尽量保持在75℃左右，加褐煤的磨控制60℃。
4.5 降低煤粉细度.
4.6 利用内外二次风喷口角度及风速差，喷口外形成环形回流区，调整火焰着火距离。
4.7 调整燃烬风开度，在保证稳燃的基础上，降低NOX。
4.8 当再热器壁温超温时，为了降低火焰中心，可降低上层磨给煤量。
4.9 针对磨煤机整体运行风量偏大，只要石子煤排放正常，磨煤机电流正常，应减小磨煤机风量。暂规定：磨煤机最小风量75t/h，对应煤量35 t/h；风量85 -95t/h对应50 t/h煤量，中间负荷风量与煤量为正比关系。
4.10 关闭燃烧器中心风，能够增大燃烧器根部回流，强化燃烧。中心风风门全关时仍留有一定的漏风，通过观察中心风管回粉情况，如果从燃烧器尾部观察孔中检查中心风管发现结焦，立即开启中心风门，联系检修处理。
4.11 锅炉负荷、汽温、汽压和风量尽量保持稳定；在试验期间，不吹灰，不允许进行任何扰动运行工况的操作。
4.12 按照试验大纲，详细记录不同负荷段及不同燃烬风、二次风开度下的锅炉侧各参数变化情况。
5 风险点及预防措施
风险点1 主再热器壁温超限及排烟温度升高
预防措施：
1） 保持合适的燃烬风率，控制炉膛火焰上移。
2）#2炉磨煤机整体运行风量偏大，只要石子煤排放正常，磨煤机电流正常，应减小磨煤机风量。暂规定：磨煤机最小风量75t/h，对应煤量35 t/h；风量85 -95t/h对应50 t/h煤量，中间负荷风量与煤量为正比关系。
3） 为了强化燃烧，应提高一次风温，磨煤机出口风温尽量保持在75℃左右，加褐煤的磨除外。
4）当再热器壁温超温时，为了降低火焰中心，可降低上层磨给煤量。5、关闭燃烧器中心风，能够增大燃烧器根部回流，强化燃烧。中心风风门全关时仍留有一定的漏风，通过观察中心风管回粉情况，如果从燃烧器尾部观察孔中检查中心风管发现结焦，立即开启中心风门，联系检修处理。
5）对过热器、再热器吹灰，能有效降低再热器壁温。除非再热器汽温难以控制，运行中按部门规定的吹灰时间进行吹灰。
风险点2 稳燃能力差
预防措施：
1）磨煤机出口风温尽量保持在75℃左右，加褐煤的磨控制60℃。
2）降低煤粉细度。
3）利用内外二次风喷口角度及风速差，喷口外形成环形回流区，调整火焰着火距离。
4）调整燃烬风开度，在保证稳燃的基础上，降低NOX。
风险点3 受热面及喷口结渣
预防措施：
1）及时调整中心风门开度，防止中心风管结焦。
2）调整旋流二次风，实现“风包粉”，避免喷口结焦。
3）调整旋流二次风，形成良好的环形回流区，使煤粉被限制在炉膛中心燃烧，防止贴壁。
4）开大后墙燃尽风量，使燃尽风喷口高度到折焰角下部这段炉膛内的烟气略向前墙倾斜，避免直接冲刷折焰角。
风险点4 发生高温腐蚀
预防措施：
1）合理调整燃烬风开度，在保证着火和燃烧完全的前提下，降低主燃烧区的氧量。
2）调整合适的环形回流区，将炉内高温烟气卷吸过来点燃煤粉，使其在隔离二次风气流的条件下发生反应，煤粉被限制在炉膛中心燃烧，避免了水冷壁处出现墙还原性气氛的可能，有利于防止水冷壁高温腐蚀的发生。
3）保持合适的氧量。
保持负荷500MW稳定运行，在SCR入口前烟道采用网格法实测氧量，与表盘氧量、SCR氧量进行对比。
表2 SCR出口氧量测量记录表
通过上表可以看出，表盘和SCR氧量值基本吻合，实测值与SCR氧量值表盘值相差0.4%左右。
6调整对比
表3 #2炉燃烧优化调整试验主要数据
调整说明：调整前前墙SOFA4中心风门半开，后墙SOFA2、3、4中心风门全关；调整后前墙SOFA4中心风门全开，后墙SOFA2、3、4中心风门全开
经风门调整后，锅炉出口NOX基本能控制在320mg/Nm3左右。
表4 锅炉运行操作配风卡
B\E层二次风门开大能有效降低排烟中CO含量，平衡左右两侧氧量偏差，D\A层二次风门、C\F层二次风门关小能有效降低排烟中NOx含量，并且对燃烧器结焦能有效缓解，OFA风门开大能有效降低低排烟中NOx含量，平衡左右两侧氧量偏差。
7结论
5.1、通过前期的燃烧调整和此次的B层lYSC-I型燃烧器改造，锅炉燃烧器喷口和水冷壁结焦情况得到了有效的遏制。
5.2、锅炉出口NOx排放低于350mg/Nm3；
5.3、锅炉负荷在600MW以上，省煤器出口烟温在350～356℃，相比B层燃烧器碹口取消前降低20℃左右。
参考文献：
[1] HG1913/25.4/571/569-YM3型直流炉使用说明书
[2] 650MW国家能源费县发电有限公司集控运行规程
论文作者:邵才军
论文发表刊物:《电力设备》2019年第6期
论文发表时间:2019/9/17
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