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摘要：随着电网系统的日益完善和容量的日益增大，为了快速响应和满足电网的需求，大部分机组根据需要会投入AGC模式运行。但机组投入AGC模式运行时，为满足电网需求，负荷波动大，对机组的经济运行影响很大。同时在机组负荷大幅度变化时，NOx的波动也尤为大，目前环保形势十分严峻，为确保环保指标满足要求，也迫使在此种模式下运行要花费更多的精力来控制NOx的生成。所以如何在AGC模式下能够更加经济的运行和有效的控制NOx的生成是我们需要讨论的。
关键词：AGC模式；经济指标调整；NOx的控制
1.我厂锅炉基本介绍
我厂目前有2台300MW亚临界燃煤机组。锅炉型号为武汉锅炉厂WGZ1079/17.5-Ⅰ型亚临界自然循环锅炉，单炉膛“Π”型布置，采用正压直吹制粉系统、四角切圆、摆动燃烧器。并于2013年完成脱硝改造，采用SCR脱硝法（选择性催化还原法）。锅炉采用四组水平浓淡分离、摆动式燃烧器，由主燃烧器和SOFA燃烧器组成，在炉内形成双切圆燃烧。主燃烧器设置5层一次风喷口和16层二次风喷口；SOFA燃烧器设计用于控制NOx的生成量，共有4层二次风喷口；为控制炉膛出口左右烟温偏差，主燃烧器顶部两层二次风CCOF-A和CCOF-B采用反切布置顺时针旋转，反切角12º，其余喷口均为逆时针旋转，其中8层CFS喷口沿偏向水冷壁方向与主燃烧器主气流正切22º，从而在燃烧器区域及上部水冷壁附近形成氧化性气氛，防止结焦和高温腐蚀。每只煤粉喷嘴四周布置周界风，既作为燃料风，又防止结焦和高温腐蚀，也可起到一定的托粉作用。一、二次风相间布置。为满足锅炉汽温调节的需要，燃烧器喷嘴采用摆动结构；主燃烧器21只喷嘴由一台摆动汽缸带动上下同时摆动，一次风喷口上下摆动20±2°，二次风喷口上下摆动30±2°。SOFA燃烧器的4只喷嘴由一台摆动汽缸带动上下摆动22±2°，同时为满足炉膛出口烟温偏差调整的需要，还可水平摆动15±2°。
2.AGC模式下经济指标的调整
2.1 AGC模式下经济指标的调整存在的问题
针对我厂的情况和其他电厂对标的情况，目前在机组AGC模式下，机组负荷波动频繁，指标调整存在一些共性问题。主要表现如下：设备存在一些问题，尤其是过热器一级减温水调整门调整线性较差，需通过手动控制调整；锅炉协调控制存在一定的滞后，导致锅炉总风量等参数实际值跟踪设定值较慢，导致在升降负荷、煤量大幅波动过程中，氧量指标偏离较大。在降负荷过程中容易导致NOx超标。且在指标调整过程中运行人员对锅炉总风量、氧量调整不重视，长时间未对氧量进行调整，氧量参数偏离设计值较多；运行人员在调整过程中，并不能形成统一的、有效的调整思路，总是各自为战，导致在运行人员交接盘后，需要花费更多的时间去稳定参数，造成了经济指标进一步较差；运行人员在汽温的调节过程中，不能够灵活运用二次风门、主燃烧器摆角。升降负荷过程中对于过热器一级减温水的作用存在忽视的现象，煤量的控制不能很快找到对应的平衡点。不能够及时、合理利用背压；汽温的调整过于依赖变化率，指标调整过程中超前预判的意识不够；运行人员对锅炉受热面的吹灰比较混乱，不能够合理的运用吹灰；部分新提岗运行人员在指标调整过程经验不足，在此方面应作为一个重点培训；运行人员在升降负荷过程中，过多的干预CCS自身的控制，尤其是对煤量的控制干预过大，没有找到平衡点，造成主汽参数波动较大。
2.2调整的思路与方向
针对以上存在的问题，属于设备问题我们不过多的讨论，对于其他问题，我们采取以下措施，进行经济指标控制，并在日常调整中发现取得一定的效果。以我厂#1机组为例，目前我厂#1机组AGC负荷多在180-315MW之间波动频繁，负荷变化率在8MW/min左右，在此区间的目的主要是控制再热汽减温水量、主再热汽温以及氧量等参数尽量再设计值范围内。
2.2.1确定影响机组主再热汽温的因素和特性的合理性
理论上讲大部分锅炉汽温特性介于辐射与纯对流之间，炉膛内部呈辐射式、屏式过热器属于半对流半辐射、水平烟道主要呈对流特性。汽压对于汽温的影响通过工质焓升分配和蒸汽比热容的变化来实现的。通过汽化潜热的变化，来判断蒸汽量的多少，进而判断影响温度变化的方向。
2.2.2超前调节汽温
当负荷变动时，例如升负荷时，机侧人员首先主动的手动干预煤量的调节，我们要清楚多少负荷大概多少煤，预加煤量多少合适，一即比对应负荷煤量多5t，煤量达到后要根据汽温情况及时减回，使煤量呈波浪线，一定不要使煤量达到后呈直线。同时机侧人员可通过降低背压作为辅助。炉侧人员第一时间降低摆角、增加过热器一级减温水量，一方面能一定时间内维持主汽压力，另一方面对主汽温提前控制，降低主汽二减前温度也可抑制再热汽温。当汽温、汽压均上涨较快，说明煤量偏多，要及时减煤，同时放快负荷变化率，但煤量减少到比对应负荷煤量少时，不要维持过长时间，2min即可，然后及时把煤量加上否则后期就会低温、压力下降。在此期间左右侧再热汽温的调整要及时调整二次风配比，关于二次风门配比后面做讨论。同样对于降负荷采用相反的方法。
2.2.3能量分析法。
一般来讲一定负荷对应一定的煤量，所需的热负荷是一定的。当主、再汽温均出现上涨或者下降，说明能量富裕或欠缺，此时机侧人员要及时调整煤量，炉侧及时调整主燃烧器摆角。对于再热汽温出现偏斜，炉膛出口烟温出现偏斜，有两种可能：一是能量转移，即一侧能量多、一侧能量少。二是，积灰造成吸热不均。这个时候我们应该根据情况作出调整或者吹灰。那么如何判断这两种情况，首先我们要观察屏再出口烟温，当一侧炉膛出口烟温高，而且过热器一减前汽温、二减前汽温偏高，一减水量更多，说明是第一种情况；如果一侧炉膛出口烟温高而同侧过热器一减前汽温、二减前汽温偏低，一减水量更少，说明可能存在结焦或积灰造成吸热不均，另外此时要关注壁温是否偏高。
2.2.4.汽温调整过程中存在的误区
第一，升负荷过程中必然汽温上升很快，初期必须采用一定量的减温水；第二，降负荷时汽温出现低温，特别是有高负荷降至低负荷过程，再热减温水过度长时间收缩。其实我们发现在持续涨负荷时，一般在升负荷中期会出现短暂的低温，也可能更长，到后期出现汽温快速上升，甚至超温。那么同样，再降负荷过程中一般在中期会出现超温现象，后期出现长时间低温。这就说明我们在调整的过程中出现很大的问题。首先说升负荷过程，一般接到升负荷指令时，我们会预加煤量，降低摆角，投入再热器减温水，随着煤量的增多，总觉得汽温难以控制，于是采取投入更多的减温水、过多减低煤量，这就造成煤量欠缺，而负荷仍在增加，蒸汽流量增加，带走的热量增加，势必导致汽温降低，而此时采取收减温水，那么压力更加下降，后期压力过低，需要增加更多的煤量、如果之前减温水收缩过多，势必导致汽温迅速上涨。这个过程减温水用量多、汽温波动也大，这是不可取的。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆所以在持续升负荷时，预加煤量一定要足，同时降低燃烧器摆角，增大过热器一级减温水量，初期开大上层二次风压火，下层风不必开大，初期氧量满足要求，投入短支吹灰，机侧适当降低背压，减温水不必着急投入，通过采取以上手段，仍不能控制汽温，可适量投入减温水，此时煤量不会欠缺，可以适当方块负荷速率，整个过程一定不能为了压低汽温而采取过多降低煤量导致欠煤而且时间过长，超过3min（一般出现汽温暴涨可能是预加煤量过多，而负荷没有到位，煤量没有及时减回）。同样由高负荷持续降负荷时，通常会出现第二种现象，一般调整时会上调摆角、收缩减温水、预减煤量，初期由于煤量的降低，汽温会下降，如果预减煤量不够，而减温水过早且长时间收缩，前期到中期汽压下降缓慢，汽温必然反弹，这就会投入大量减温水、过多降低煤量，双重因素导致压力下降缓慢，后期因为减温水的投入，因为压力的过高，导致煤量不能过加，势必导致汽温长期偏低。所以应采取初期预减煤量一定要足够，及时收回过热器一级减温水，适当收缩再减，上提摆角，调高背压、250MW以上时，下层二次风门适当收回，上层风多收点。预减煤量多主要是为后期汽温低时，可以提高煤量，因为此时压力不可能过高。
2.2.5.二次风门及摆角的运用。
通常来讲，二次风配比常采用以下几种配比：正塔型、倒塔型、腰鼓型、束腰型。但是我们在调整过程不必严格按照以上方法调整，因为燃烧是极其复杂的，不能说通过采用哪一种单一的配比就可调好的。在温度调整过程中要根据实际情况采取不同的二次风配比。另外四角切圆直吹燃烧器会存在残余旋转，造成A、B侧汽温有所偏差，采用反切风进行消除余旋，但效果不是很理想，通过二次风配比进行消除有一定的效果。多去尝试，总能总结出经验。
以我厂#1机组为例，一般目前状况下，230MW以下，采用ABC磨运行，230MW以上ABCD运行。首先说180MW-230MW期间二次风门的配比，怎样才能做到有效的压火，以控制减温水，前提是燃烧区域要能做到完全燃烧，在保证这个前提下，CD、CDC开大能起到一定压火作用，对再热汽温有一定压制，AA层、A层开大能够提高A、B侧再热汽温度，摆角上摆对A侧再热汽温、主汽温能够提高，但摆角在30-60期间对B侧再热汽温出现反调节现象。对于二次风门可在25-100之间、燃烧器摆角可在3-98之间灵活运用。EE、CCOFA、SOFA风也会一定程度的实现压火效果，但有一定的时效性。250MW以上，由于四台磨运行，火焰充满度较好，汽温偏差相对较小，此时主要控制减温水量，运行磨主导二次风70-100%，周界风45-65、CFS风50%左右，燃烧器摆角尽量放低至水平以下5%左右。高负荷期间在保证煤粉完全燃烧的情况下，尽量降低总风量，燃烧完全情况可参考氧量以及烟囱入口CO浓度，一般CO量在0-100 mg/m³之间视为燃烧较好。若燃烧风量可能已经不足，此时应视氧量及烟囱入口烟道烟气CO值适当关小SOFA风门开度，以维持燃烧所需氧量，燃尽风门开度根据烟囱入口烟道烟气CO值决定，避免CO长期高限运行。在保证燃烧较好的情况下，EE、DEE对汽温的压制有一定的效果。同时高负荷期间加强水冷壁区域吹灰，可有效地控制减温水量。对于制粉系统要监视到位，定期对煤粉细度、各粉管风速定期测量，出现较大偏差，及时调整，对于调整和二次风门配比也有很大帮助，总之二次风门的配比要根据实际情况，多去尝试摸索，不能固有在某种特定的配比。
3.AGC 模式下NOx的控制
3.1.锅炉NOx产生的机理
在氮氧化物中，NO占有90%以上，二氧化氮占5%-10%，产生机理一般分为如下三种热力型、瞬时反应型和燃料型。第一种是在锅炉燃烧的过程中，当温度低于1500℃时，会生成少量的NO，当温度超过1500℃，温度每增加100℃生成NO的反应速率成倍增加；第二种是在碳氢化合物燃料燃烧在燃料过浓时，在反应区附近会快速生成NOx；第三种是由于燃料中氮的热分解温度低于煤粉燃烧温度，在600－800℃时就会生成燃料型，它在煤粉燃烧NOx产物中占60－80％。
3.2目前锅炉在设计时采用低氮分级燃烧，但是在调整过程中尤其是机组负荷频繁波动的工况下，不可避免的产生较多的NOx，如何去控制，尽量的减少喷NH3量，不但可以防止氨逃逸过大，空预器堵塞，也会大大提高电厂的整体经济效益。在日常的调整过程中也会采取必要的措施来控制NOx的生成。以我厂#1机组为例，经过研究与调整采用以下措施可有效地控制在AGC模式下的NOx的生成。
控制NOx排放总量，可采取：（1）减少燃烧的过量空气系数；（2）控制燃料与空气的前期混合；（3）提高入炉的局部燃料浓度。具体来说，就是在保证锅炉燃烧安全的前提下，采取以下措施来减少氮氧化物的生成：1、低过量空气燃烧 使燃烧过程尽可能在接近理论空气量的条件下进行，随着烟气中过量氧的减少，可以抑制NOx的生成。这是一种最简单的降低NOx排放的方法。一般可降低NOx排放15~20%。但如炉内氧浓度过低，会增加化学不完全燃烧热损失，引起飞灰含碳量增加，甚至结焦，使锅炉燃烧效率下降。因此，在锅炉运行时，应选取最合理的过量空气系数。
3.2.1磨煤机的运行方式
磨煤机的运行方式相当重要，运行磨煤机的数量尽量要与机组负荷匹配，保证磨煤机出口的混合物浓度在正常范围内，避免出现风煤比过大，导致炉内氧量较高。如果磨煤机有检修工作或定期倒换，需上层磨或隔层运行时，停运磨二次风开度开度不宜>15%，适当降低主燃烧器摆角、增加SOFA开度；低负荷期间磨煤机倒换时，在不影响燃烧稳定的情况下，尽量快速完成倒磨。倒换期间，根据负荷情况氧量维持低限，增大底层磨出力，运行磨辅助风周界风、开度不宜大于30%，CFS风25-30%，适当增加SOFA开度；磨煤机停运后冷磨时尽量采用大风量快速冷磨，冷磨结束后及时关闭冷风隔绝门、调整门、出口闸板门；备用磨对应二次风开度关至15%以内。
3.2.2．二次风的配比
二次风的合理配比对于氮氧化物的生成，影响很大。调整二次风门，最主要的目的是在炉膛的燃烧区域形成微欠氧区域，从而抑制NOx的生成，同时在燃烧区域上部，降低烟温，进一步减少NOx的生成。由于NOx的控制与炉膛结焦是相矛盾的，因此如何找取之间的平衡点，是调整中的重点和难点。
3.2.3升降负荷过程中SCR入口NOx控制。
1）.在大幅升降负荷，或需启停磨时，提前控制SCR出口NOx。
2）.升负荷过程中，风量尽量避免过调，尽量与当前煤量匹配，保证完全燃烧即可。煤量的控制避免大幅上下波动，以免造成风煤比失衡。
3）.降负荷过程中，注意风量及时跟踪煤量以及当前负荷，控制氧量与负荷匹配。运行磨二次风及时关小，适当开大SOFA风，避免在燃烧区域形成过度富氧。
4）.升降负荷过程需启停磨时，在保证安全的前提下尽量快速完成启、停磨。尤其是在降负荷期间停磨，快速降低其出力，同时关小其对应的二次风门，停运后采用大风量快速冷磨，冷磨结束后及时关闭冷风隔绝门、调整门、出口闸板门。
4.结语
锅炉的燃烧调整是极其复杂的，尤其是当负荷扰动较大时。我们在研究AGC模式下的经济指标调整与NOx的控制还是很浅显的，当然，我们也会不懈的努力，在生产实践过程中，多去摸索，探讨。从而形成一套行之有效的方法，尽可能提高电厂的经济性和环保性。
参考文献：
[1] 刘建民. 火电厂氮氧化物控制技术[M]. 中国电力出版社，2012.
[2] 牛卫东. 单元机组运行[M]. 中国电力出版社，2013.
论文作者:胡雅琨
论文发表刊物:《电力设备》2017年第32期
论文发表时间:2018/4/17
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