潘存華 彭 榮 李 德

（安徽省電力科學研究院，安徽 合肥 230601）

1 引言

某電廠鍋爐為超臨界壓力變壓運行、單爐膛、一次中間再熱、尾部雙煙道、平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構、Π型布置燃煤直流鍋爐，鍋爐采用冷一次風機正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配6臺北京重型電力設備總廠制造的ZGM113G型中速磨煤機，采用前后墻對沖燃燒方式，24只煤粉燃燒器分三層布置在爐膛前后墻上，在最上排燃燒器上方布置一排燃燼風口（OFA），減少NOx的生成，煤粉燃燒器采用日立-巴布科克公司（BHK）的HT-NR3型低NOx旋流燃燒器，設計煤種為淮北煙煤，鍋爐型號為DG1913/25.4-II3。鍋爐自投產運行以來，運行過程中出現了飛灰可燃物含量偏高，CO排放量高，過熱器、再熱器壁溫超溫等問題，嚴重影響機組的經濟與安全運行；后經過理論分析、試驗摸索與調整，解決了上述問題，為機組的的安全經濟運行提供了保障。

2 飛灰可燃物含量高及解決辦法

鍋爐飛灰可燃物含量是反應火力發(fā)電廠燃煤鍋爐燃燒效率的主要經濟和技術指標之一，直接反應鍋爐燃燒效果的好壞[1]。該廠鍋爐運行一段時間后，發(fā)現飛灰可燃物含量偏高，達到3%以上，飛灰可燃物熱損失達到1%以上。煤粉顆粒在爐內燃盡所需時間與煤粉顆粒直徑是平方的關系,煤粉細度直接影響煤粉在爐膛內的燃盡程度[2]，飛灰可燃物含量偏高的原因與煤粉細度及燃燒配風問題有關，基于上述分析判斷，通過采用德國ACOMA裝置在各磨煤機出口一次風粉管進行煤粉等速取樣，并利用氣流篩對煤粉細度進行分析，對煤粉細度偏大的B、C兩臺磨煤機進行優(yōu)化調整，調整前后數據如表1所示。

表1 B、C磨煤機制粉系統(tǒng)調整前后數據

經過制粉系統(tǒng)調整后，飛灰可燃物含量由3.32%下降至2.37%，考慮到制粉出力及制粉單耗影響，未再對制粉系統(tǒng)進行調整。

鍋爐自投產以來，燃盡風的旋流強度長期設置較大，針對目前的燃燒狀況，在不改變燃盡風量的情況下將前后墻燃盡風的旋流強度關小，以加強燃盡風的穿透能力，同時為煤粉的后期燃燼提供足夠的氧量，旋流擋板開度調整如表2所示。

表2 前后墻燃盡風旋流擋板開度調整（10格為全開狀態(tài)，0格為全關狀態(tài)）

調整結果表明，采用上述方法調整燃燼風旋流強度并適當的降低下層兩臺磨煤機出力，飛灰可燃物含量由2.37%下降低至1.16%，經過調整后的鍋爐熱效率較前提升接近0.8%。

3 爐內CO含量偏高及高溫腐蝕現象解決

鍋爐在額定負荷進行熱力試驗時，經過測試發(fā)現鍋爐爐膛出口CO含量超過2500mg/m3，個別測點位置CO含量甚至超過5000mg/m3，這是由于當前通常由運行人員根據經驗進行操作，很難保證鍋爐在最佳運行狀態(tài)下[3]，按照經驗運行模式，并且無法知曉爐膛出口煙氣實際CO含量時，造成的鍋爐熱效率損失高達1%以上，從后期的停爐檢查看，由于爐內CO含量的長期超高，爐內水冷壁尤其是燃燒器區(qū)域存在不同程度的高溫腐蝕現象，部分水冷壁管壁厚度減薄超過1mm。

從燃燒理論分析，造成爐內CO含量偏高的原因在于參與爐內燃燒氧量的不足，運行人員從控制NOX排放角度考慮，將額定負荷下的運行氧量控制在2.5%左右運行，但是卻忽略了由此產生的CO對鍋爐的影響。試驗表明，在機組額定負荷情況下，按照此運行方式CO排放量偏高較為明顯，而當機組負荷在80%甚至更低時，按照運行習慣，爐膛出口CO含量基本在250 mg/m3以內，對鍋爐熱效率影響可忽略不計。按照鍋爐廠家給定的負荷氧量曲線，我們進行了適當調整，調整后的運行曲線如圖1所示。在額定負荷下，將原來的氧量由2.75%提升至3.5%左右后，鍋爐的CO排放量基本忽略不計，而爐內水冷壁貼壁位置的測量結果也表明氧量較調整前有很大提高，爐內貼壁處還原性氣氛在試驗調整后有了明顯改觀，調整前后的爐膛貼壁氣氛如圖2所示。對于80%及其以下負荷，由于爐膛出口CO含量很小，同時爐內貼壁處有較高氧氣存在，因此還是按照鍋爐廠家給定的負荷氧量曲線進行運行，不做改動。

調整后，額定負荷下空預器出口平均CO含量由原來的2500mg/m3降低至70mg/m3，如圖2所示，調整后的可燃氣體不完全燃燒損失由原來0.7%下降為0；因煙氣量加大造成的排煙熱損失增大0.3%，總的鍋爐效率可以提升0.4%。再考慮到送、引風機的出力增加造成的輔機電耗上升，總的機組煤耗可節(jié)約1g/KW·h左右。在保持原有配風方式下增大爐內氧量后，爐膛出口NOx含量由原來的280mg/m3上升到300mg/m3，對脫硝帶來的影響不明顯。

圖1 調整前后機組負-荷氧量對應曲線

圖2 調整前后爐膛水冷壁貼壁處主要測點O2值

4 過熱器、再熱器壁溫超溫現象及解決辦法

機組額定負荷下過熱器、再熱器壁溫超溫現象嚴重，個別點壁溫達到600℃，590℃以上的超溫測點有8個，爐膛出口處兩側煙溫偏差達到30℃以上，過熱器兩側汽溫偏差最高可以達到15℃以上，由于壁溫溫度已達到報警值，從安全角度考慮，機組被迫降低主汽溫與再熱汽溫運行，機組經濟性受到影響。

過熱器、再熱器壁溫超溫的原因有二，一是由于爐膛出口附近煙氣側溫度偏高，造成輻射及對流傳熱強度增大，管壁吸熱量增大，因而管壁溫度超溫，二是由于管內蒸汽流量減少，管內蒸汽帶走熱量減少，管壁溫度上升而超溫。從運行參數分析，由于超溫管束較多，同時爐膛出口煙氣溫度的偏差，因此，可以判定是爐內煙氣流場的溫度場變化造成的壁溫超溫。

圖3 調整前后爐膛出口主要測點O2/CO值

為解決灰渣可燃物含量偏高問題，電廠將各臺磨煤機折向擋板由原來的45%調整至35%，個別磨煤機折向擋板甚至調整至30%左右。這一調整使分離器阻力加大，在相同制粉出力下，需要提高一次風風壓與風量，分離器的調整傾向于煤粉變細，風量的加大又使得攜帶煤粉變粗，多種因素的作用下使得磨煤機出口煤粉均勻性變差，同時煤粉管內一次風風速偏差較大造成煙氣流場不均也是壁溫超溫的原因所在，由于煤粉變粗，燃燒推遲，火焰中心有上升趨勢，同時爐膛出口處的煙氣溫度升高，造成過熱器、再熱器壁溫超溫。

結合鍋爐的實際運行情況以及燃燒調整試驗摸索，發(fā)現二次風配風方式對改善鍋爐運行存在的問題問題有比較明顯的效果[4]，通過試驗及運行摸索，該鍋爐在總風量不變情況下將前后墻最底層二次風風門開度均調整至100%，前后墻中間二次風風門開度均調整至80%，前后墻上層二次風開度均調整至60%，采用類似寶塔形配風方式，加強爐內燃燒，同時將原有燃盡風風門開度由40%關小到10%，以保證主燃燒區(qū)域的空氣量。通過加大主燃燒區(qū)的空氣量，使得煤粉能在這一區(qū)域劇烈燃燒，主燃燒區(qū)域的溫度升高，水冷壁的輻射吸熱量增大，從而降低爐膛出口煙氣溫度并減少過熱器、再熱器的吸熱量。采用上述方法后各測點壁溫較原來都有不同程度的下降,過熱器、再熱器壁溫超溫現象得到有效改善，調整前后的過熱器壁溫如圖4所示，調整前后的再熱器壁溫如圖5所示。

圖4 調整前后高溫過熱器壁溫溫度對比

5 結論

（1）調整磨煤機分離器擋板開度并選擇在40%-45%左右可以得到合適的煤粉細度、同時減小燃盡風的旋流強度可以有效解決飛灰可燃物含量問題。

圖5 調整前后高溫再熱器壁溫溫度對比

（2）適當的提高并選取最佳運行氧量，可以有效的解決爐內高溫腐蝕現象及爐膛出口CO含量高的問題。

（3）調平并降低一次風風速可以減小爐內煙氣溫度偏差，改變二次風配風方式可以降低爐膛出口煙氣溫度，有效解決過熱器、再熱器壁溫超溫現象。

[1]趙麗.電站鍋爐飛灰可燃物含量預報的數學模型研究[D].濟南：山東大學，2006.

[2]張紅軍，賈翠萍.鍋爐飛灰可燃物含量高的調整[J].華東電力，2003，（11）：61-63.

[3]谷俊杰，孔德奇，高大明，等.電站鍋爐燃燒優(yōu)化中最佳煙氣氧量設定值的計算[J].華北電力大學學報，2007，（6）：61-65.

[4]譚建坤.電廠鍋爐過熱器超溫問題分析與對策[J].華中電力，2008，（4）：54-55.