岳峻峰， 鄒 磊， 張恩先， 管詩駢， 丁建良， 孔俊俊， 賈 濤

(江蘇方天電力技術有限公司，南京 211102)

目前，我國燃煤發(fā)電量占比較大[1]，與煤電相關的煤炭消耗和污染物排放較高。在眾多節(jié)能減排技術中，提高潔凈燃煤發(fā)電效率是當前節(jié)能減排總量最大、最具發(fā)展?jié)摿Φ募夹g[2]。采用二次再熱技術可使機組的熱效率相對超超臨界一次再熱機組提高1%～2%[3]，在相同參數(shù)下降低了煙塵、CO2、SO2和NOx等的排放量，超超臨界二次再熱技術是中國火力發(fā)電機組未來發(fā)展的重要方向[4-5]。為了充分發(fā)揮超超臨界二次再熱機組的減排作用，超超臨界二次再熱鍋爐均配備了先進的低NOx燃燒系統(tǒng)。而這些低NOx燃燒系統(tǒng)無一例外都采用了深度分級燃燒技術，導致水冷壁附近產生不同程度的還原性氣氛。研究表明，鍋爐水冷壁近壁面存在還原性氣氛是造成水冷壁高溫腐蝕的重要原因[6-7]。對于超超臨界二次再熱鍋爐，其水冷壁出口設計介質溫度比超超臨界一次再熱鍋爐高20 K左右，因此其水冷壁壁溫也會相應提高，1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁最高壁溫通常在480～500 ℃，故處于還原性氣氛下的水冷壁就面臨著不同程度的高溫腐蝕風險。發(fā)生高溫腐蝕后的水冷壁管逐漸減薄，強度降低，在交變熱應力作用下腐蝕產物還會加速橫向裂紋的擴展，造成水冷壁爆管事故，嚴重影響燃煤鍋爐運行的安全性[8]。因此，對于我國剛誕生的超超臨界二次再熱機組，有必要對其所承受的水冷壁高溫腐蝕風險進行研究，以提高超超臨界二次再熱機組的安全、經濟、環(huán)保運行水平。

水冷壁近壁面還原性氣氛增強會導致煙氣中的H2S濃度迅速升高，水冷壁近壁面較高的H2S濃度是水冷壁高溫腐蝕的最主要因素[9-12]。在還原性氣氛下，煙氣中的H2S與金屬Fe反應生成FeS，F(xiàn)eS又與純金屬反應生成低熔點的共晶體。H2S透過疏松的Fe2O3層，與較致密的磁性氧化鐵層中的復合FeO作用，其反應方程式如下：

H2S+Fe??FeS+H2↑

(1)

H2S+FeO??FeS+H2O

(2)

反應生成的FeS會進一步被氧化生成Fe2O3。因此，水冷壁外部的腐蝕產物中既有FeS也有Fe2O3，而這一層Fe2O3和FeS是多孔性的，不起保護作用，腐蝕將繼續(xù)。此外，水冷壁近壁面還原性氣氛還會導致灰熔點溫度下降和灰沉積過程加快，進一步加劇了水冷壁的高溫腐蝕。

基于以上分析，抑制和減弱超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕的首要運行手段是控制水冷壁近壁面還原性氣氛及煙氣中的H2S濃度?；诖耍P者對投產的世界首臺1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕風險進行了研究和評估。通過試驗，得到了不同運行方式下水冷壁近壁面還原性氣氛分布規(guī)律及NOx排放特性，提出了控制水冷壁高溫腐蝕的有效策略，可為今后該類型鍋爐的設計和運行提供有益的參考。

1 設備概況

1.1 鍋爐簡介

世界首臺1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐為上海鍋爐廠有限公司設計生產的塔式爐，配高級復合空氣分級低NOx切向燃燒系統(tǒng)，共設12層快速著火煤粉噴嘴，煤粉噴嘴四周布置有周界風。每臺磨煤機對應的相鄰2層煤粉噴嘴之間布置1層燃油輔助風噴嘴，在其上方布置1個預置水平偏角的偏置輔助風(CFS)噴嘴與直吹風噴嘴各占約50 %出口流通面積的組合噴嘴。主燃燒器上方布置有低位燃盡風(BAGP)和高位燃盡風(UAGP)燃燒器，2組燃盡風均布置4層且每一層均可水平擺動。

在燃燒系統(tǒng)中，一次風假想切圓直徑為0；二次風中的所有偏置輔助風采用順時針偏角，為啟旋二次風；部分二次風(FF)及高位燃盡風、低位燃盡風需通過水平擺動調整試驗確定逆時針偏角，為消旋二次風,以上共同構成了對沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)。設計中啟旋二次風包裹火球于爐膛中心區(qū)域，燃燒區(qū)域上部和四周水冷壁附近形成富空氣區(qū)，起到防止水冷壁高溫腐蝕的作用。對沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)示意圖如圖1所示。

1.2 測點布置

在爐膛水冷壁鰭片上安裝測點，共4層，分別位于F層燃燒器與下層低位燃盡風之間53.5 m標高位置、近F層燃燒器48.0 m標高位置、近D層燃燒器38.5 m標高位置以及A、B層燃燒器中間28.0 m標高位置。由于左右側墻安裝有風箱，無法布置測點，故測點僅安裝于前后墻。相同標高處單面墻裝3個測點，分別監(jiān)測火炬上游、中游、下游氣氛，中心測點位于前后墻中央，兩側測點位于距側墻中心線2 500 mm位置，共24個測點。

圖1 燃燒器噴口及試驗測點布置示意圖Fig.1 Arrangement of burner nozzles and measuring points

1.3 煤種特性

鍋爐燃用煤質特性如表1所示。鍋爐設計煤種為神華煤，電廠常用煤為混煤。試驗煤種即為常用煤種，主要為國燃混煤(C1)、褐煤(C2)、金莊優(yōu)煤(C3)和神混煤(C4)。除褐煤水分高、熱值低外，其他試驗煤種均為煙煤。煙煤灰分和全水分含量適中，干燥無灰基揮發(fā)分質量分數(shù)變化范圍為35.75%～39.21%，收到基水分質量分數(shù)變化范圍為8.50%～14.80%，收到基灰分質量分數(shù)變化范圍為7.38%～17.00%，收到基硫質量分數(shù)變化范圍為0.37%～1.37%，低位發(fā)熱量變化范圍為22.84～23.93 MJ/kg。常用煙煤的收到基硫質量分數(shù)變化范圍較寬，將對爐膛的水冷壁近壁面氣氛帶來重要影響。

表1 試驗煤質特性分析Tab.1 Quality analysis of coal tested

2 試驗結果與分析

2.1 基礎數(shù)據(jù)分析

在正式調整前先進行基準工況試驗，試驗負荷為1 000 MW，煤種為國燃混煤C1、褐煤C2和金莊優(yōu)煤C3的摻燒混煤，配風方式為均等配風，BAGP風門全開，下兩層UAGP風門開度為60%，上兩層UAGP風門開度為50%，測試超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁近壁面煙氣成分、爐膛煙氣溫度分布及水冷壁壁溫等參數(shù)。結果表明，F(xiàn)層燃燒器與BAGP之間的還原性氣氛較強，φ(CO)最高達到9.71%，φ(H2S)最高達到102×10-5，φ(O2)低于0.2%，測試現(xiàn)場區(qū)域有強烈的刺激性臭雞蛋氣味，這說明該位置鍋爐水冷壁管段面臨著強烈的高溫腐蝕風險。從爐膛煙氣溫度分布(見圖2)分析，煙氣溫度屬適中水平，最高煙氣溫度在1 200 ℃左右，位于標高36～46 m，其對水冷壁高溫腐蝕的影響也屬中性。水冷壁壁溫測試結果表明，水冷壁最高壁溫在485～495 ℃，主要分布在右側墻居中位置的垂直水冷壁管壁位置，測點在爐外布置，水冷壁最高壁溫比超超臨界一次再熱鍋爐高30～40 K[13]。通過與某超超臨界一次再熱鍋爐設計數(shù)據(jù)的比較(見表2)可知，超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁吸熱量占爐膛吸熱量的比例是下降的。這說明超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁壁溫比超超臨界一次再熱鍋爐高，與爐膛內水冷壁布置吸熱比例的高低無關，其主要原因一方面是由于超超臨界二次再熱鍋爐能效高、流經水冷壁的給水流量低，另一方面則是由于超超臨界二次再熱鍋爐省煤器進、出口給水溫度高，進而使得水冷壁的進口水溫升高。研究[14]表明，H2S等腐蝕性介質的腐蝕性隨著溫度升高逐步增強，即溫度每升高50 K，腐蝕程度將增加一倍。這也說明在同樣的還原性氣氛和φ(H2S)下，超超臨界二次再熱鍋爐將比超超臨界一次再熱鍋爐面臨更高的水冷壁高溫腐蝕風險。因此，為了預防超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕，需要減弱水冷壁近壁面的還原性氣氛，同時也要保證燃燒的均勻性以降低水冷壁的壁溫峰值。

圖2 不同爐膛高度的平均煙氣溫度分布

Fig.2 Distribution of average gas temperature along vertical direction of furnace

表2超超臨界二次再熱與超超臨界一次再熱鍋爐爐膛吸熱量設計值比較

Tab.2Comparisonofheatabsorptionbetweenultrasupercriticalboilerswithsingleordoublereheatcycles

名稱一次再熱鍋爐吸熱量/(GJ·h-1)一次再熱鍋爐吸熱量占比/%二次再熱鍋爐吸熱量/(GJ·h-1)二次再熱鍋爐吸熱量占比/%過熱蒸汽2 146.0026.25 52047.8一次再熱蒸汽1 482.3018.11 23510.7二次再熱蒸汽008967.8省煤器611.247.44924.3水冷壁3 959.3048.33 39729.4

2.2 運行O2體積分數(shù)的影響

保持煤質、蒸汽及其他參數(shù)穩(wěn)定，煤種為國燃混煤C1、褐煤C2和金莊優(yōu)煤C3的摻燒混煤，在1 000 MW、900 MW和800 MW負荷下分別進行變運行O2體積分數(shù)試驗，得到了水冷壁近壁面煙氣成分、鍋爐熱效率和NOx排放質量濃度(見圖3和圖4)。NOx排放質量濃度在脫硝系統(tǒng)進口截面通過等面積網(wǎng)格法測得，按照慣例再修正到φ(O2)=6%條件下進行比較。

從圖3可以看出，不同負荷下爐膛出口運行O2

圖3 運行O2體積分數(shù)對水冷壁近壁面煙氣成分的影響

Fig.3 Influence of oxygen concentration on flue gas components near water wall

圖4 運行O2體積分數(shù)對鍋爐熱效率和NOx排放質量濃度的影響

Fig.4 Influence of oxygen concentration on boiler efficiency and NOxemission

體積分數(shù)對水冷壁近壁面還原性氣氛的影響效果不同。1 000 MW負荷下，隨著運行O2體積分數(shù)的升高，水冷壁近壁面還原性氣氛明顯減弱，φ(H2S)大幅下降，改善水冷壁的高溫腐蝕環(huán)境效果顯著，實測得出的φ(H2S)與φ(CO)存在正相關性，這與文獻[9]的結果相吻合。隨著負荷的降低，鍋爐燃煤量減小，運行O2體積分數(shù)逐漸升高，NOx排放質量濃度升高，水冷壁近壁面的還原性氣氛逐漸減弱，H2S最高體積分數(shù)下降到200×10-6以下，單一負荷下運行O2體積分數(shù)對水冷壁近壁面還原性氣氛的影響不再敏感。900 MW負荷下，運行O2體積分數(shù)從2.9%升高到3.5%，H2S最高體積分數(shù)從178×10-6下降到146×10-6；800 MW負荷下，運行O2體積分數(shù)從3.5%升高到3.8%，H2S最高體積分數(shù)從126×10-6下降到110×10-6。因此，從水冷壁近壁面的還原性氣氛來看，負荷降低，超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕風險明顯降低。若能保證1 000 MW負荷下水冷壁還原性氣氛處于較弱水平，就可使鍋爐在較寬負荷范圍內的高溫腐蝕風險顯著降低。

由圖4可知，1 000 MW負荷下鍋爐熱效率隨運行O2體積分數(shù)的升高呈先升后降的趨勢，運行O2體積分數(shù)為3.0%時，鍋爐熱效率達到最高;NOx排放質量濃度隨運行O2體積分數(shù)的升高雖有升高，但都在可控范圍之內。

綜合考慮，在1 000 MW、900 MW和800 MW負荷下，建議運行O2體積分數(shù)分別控制在3.0%、3.2%和3.5%左右。

2.3 煤粉細度的影響

通過改變磨煤機動態(tài)分離器轉速來調節(jié)煤粉細度，動態(tài)分離器轉速越高，煤粉細度越小。保持負荷為1 000 MW，煤種為國燃混煤C1和神混煤C4的摻燒混煤，運行O2體積分數(shù)在3.0%左右，動態(tài)分離器轉速分別為500 r/min、600 r/min和650 r/min。

煤粉細度對水冷壁近壁面煙氣成分的影響如圖5所示。由圖5可知，隨著動態(tài)分離器轉速的升高，煤粉細度逐漸變小，水冷壁近壁面還原性氣氛逐漸減弱，φ(H2S)也相應下降，H2S最高體積分數(shù)從動態(tài)分離器轉速為500 r/min時的537×10-6下降到動態(tài)分離器轉速為650 r/min時的257×10-6，鍋爐高溫腐蝕風險明顯降低。其主要原因是煤粉變細后，其接觸比表面積增加，焦炭粒子比較容易燃盡，火焰相對縮短，燃盡時所需要的總O2體積分數(shù)降低，這樣在大量細小的煤粉粒子周圍缺氧的狀況得到改善。另一方面，由于大顆粒煤粉動量大，沖刷水冷壁時會破壞管道表面的氧化層，造成表面磨損，從而加劇腐蝕，當煤粉變細后，運動到水冷壁附近的未燃盡炭粒子粒徑逐漸減小，飛灰含碳質量分數(shù)下降，從而減輕對水冷壁的沖刷和磨損，同時水冷壁附近的焦炭粒子燃燒強度減弱，進一步減弱了還原性氣氛。因此，總體上煤粉變細有助于超超臨界二次再熱鍋爐水冷壁高溫腐蝕預防。

圖5 動態(tài)分離器轉速對水冷壁近壁面煙氣成分的影響

Fig.5 Influence of dynamic classifier's rotation speed on flue gas components near water wall

煤粉細度對飛灰含碳質量分數(shù)和NOx排放質量濃度的影響如圖6所示。如前所述，煤粉變細后，焦炭粒子的燃盡效果變好，飛灰含碳質量分數(shù)逐漸下降。NOx排放質量濃度隨煤粉細度的減小而下降，這也與文獻[15]中細煤粉有助于抑制NOx生成的結論一致。

圖6 動態(tài)分離器轉速對NOx排放質量濃度和飛灰含碳質量分數(shù)的影響

Fig.6 Influence of dynamic classifier's rotation speed on NOxemission and carbon content in fly ash

2.4 煤種的影響

變煤種試驗是為了研究入爐煤硫質量分數(shù)對水冷壁高溫腐蝕的影響。2個試驗工況如下：工況1是煤種C1、C2、C3以質量比例2∶1∶2混合，工況2為煤種C1、C2、C4以質量比例2∶1∶2混合。2個工況平均收到基硫質量分數(shù)從1.09%下降至0.69%，保持鍋爐運行方式基本一致，負荷均為1 000 MW。不同入爐煤收到基硫質量分數(shù)見表3。

表3 變煤種試驗數(shù)據(jù)Tab.3 Test results obtained with different combinations of coal

從表1和表3可以看出，工況1由于摻燒了金莊優(yōu)煤C3，入爐煤平均硫質量分數(shù)升高。從工況2到工況1,隨著入爐煤硫質量分數(shù)的升高，水冷壁近壁面CO和H2S最高體積分數(shù)均升高，飛灰含碳質量分數(shù)略微升高，脫硝系統(tǒng)進口NOx排放質量濃度則小幅下降。H2S最高體積分數(shù)升高是由于入爐煤硫質量分數(shù)升高，另外也可能與金莊優(yōu)煤中灰分質量分數(shù)略高、黃鐵礦硫質量分數(shù)較高有關。黃鐵礦煤種較難磨制，因此較難燃盡。未燃盡的含黃鐵礦硫煤粉粒子在運動到水冷壁附近時繼續(xù)燃燒消耗大量氧氣，進而使得水冷壁近壁面的還原性氣氛進一步增強，同時也增加了對水冷壁的沖刷和磨損。此外，煤粉粒子燃燒時，在高溫火焰核心區(qū)強還原性氣氛下，黃鐵礦硫主要以H2S和硫單質的形式釋放出來，使得水冷壁面臨著巨大的高溫腐蝕風險。因此，應盡量減少類似金莊優(yōu)煤等含較多黃鐵礦硫煤種的摻燒量。

2.5 一次風量的影響

為確定一次風量對爐內燃燒的影響，在1 000 MW負荷下進行了變一次風量試驗。試驗過程中保持煤質、蒸汽及其他參數(shù)不變，煤種為國燃混煤C1和神混煤C4的摻燒混煤，2個試驗工況一次風母管風壓(以下簡稱一次風壓)分別為10.9 kPa和10.5 kPa，磨煤機進口平均一次風量分別為142.6 t/h和135.8 t/h，試驗數(shù)據(jù)見表4。

表4變一次風量試驗數(shù)據(jù)

Tab.4Testresultsobtainedatdifferentflowratesofprimaryair

參數(shù)變一次風量工況1變一次風量工況2一次風壓/kPa10.910.5一次風量/(t·h-1)142.6135.8CO最高體積分數(shù)481×10-4710×10-4H2S最高體積分數(shù)362×10-6598×10-6空氣預熱器出口φ(CO) 255×10-6338×10-6飛灰含碳質量分數(shù)/%2.092.44脫硝系統(tǒng)進口NOx排放質量濃度/(mg·m-3)197241磨煤機總功耗/kW2 3712 505一次/二次再熱汽溫/℃599.9/611.2600.2/605.7

試驗結果表明，磨煤機進口平均一次風量從142.6 t/h減小到135.8 t/h時，一次風壓從10.9 kPa降低到10.5 kPa，水冷壁近壁面CO和H2S最高體積分數(shù)大幅升高，飛灰含碳質量分數(shù)和空氣預熱器出口φ(CO)略有升高，脫硝系統(tǒng)進口NOx排放質量濃度上升。這主要與超超臨界二次再熱鍋爐爐內燃燒組織有關。在該燃燒系統(tǒng)中，為了降低鍋爐兩側的煙氣溫度偏差和防止水冷壁的高溫腐蝕，采用了對沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)設計，一次風采用對沖布置以減小燃燒切圓。實際運行過程中采用這種設計有效地降低了鍋爐兩側的煙氣溫度偏差，但也會產生其他問題。一次風量減小雖有助于降低煤粉著火點，但也會導致爐內擾動變弱，一次風沒有足夠的剛性射流到爐膛中央而提前被二次風卷吸偏轉，鍋爐燃盡效果較差，飛灰含碳質量分數(shù)升高，大量未燃盡的焦炭粒子在二次風的夾帶下運動到水冷壁附近時繼續(xù)燃燒，消耗大量氧氣，從而造成水冷壁近壁面還原性氣氛增強，φ(CO)和φ(H2S)大幅升高，進一步惡化了水冷壁的高溫腐蝕。此外一次風量減小，磨煤機總功耗升高，二次再熱汽溫略有下降，這對機組的經濟運行是不利的。而隨著一次風量減小，脫硝系統(tǒng)進口NOx排放質量濃度升高，這也與煤粉著火點降低相吻合。

綜上所述，對于采用一次風對角對沖方式的超超臨界二次再熱鍋爐，一次風量不應大幅減小，1 000 MW負荷下磨煤機進口平均一次風量控制在142.6 t/h左右為宜。

2.6 燃盡風(AGP)水平擺角的影響

在對沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)設計中，AGP水平擺角調整范圍為-25°～+25°，通過合理調整AGP水平擺角可使進入燃燒器上部區(qū)域氣流的旋轉強度得到減弱乃至消除。試驗過程中維持負荷為1 000 MW，保持鍋爐運行方式基本不變，煤種為國燃混煤C1、褐煤C2和神混煤C4的摻燒混煤，調整各工況AGP水平擺角分別為反切20°(即-20°)、反切10°(即-10°)、對沖0°(即0°)和正切10°(即+10°)。AGP水平擺角對水冷壁近壁面煙氣成分及NOx排放質量濃度的影響如圖7所示，對飛灰含碳質量分數(shù)和空氣預熱器出口φ(CO)的影響如圖8所示。

圖7 AGP水平擺角對水冷壁近壁面煙氣成分和NOx排放質量濃度的影響

Fig.7 Influence of AGP offset angel on flue gas components near water wall and NOxemission

由圖7可知，隨著AGP水平擺角從-20°、-10°、0°到+10°逐漸轉變，水冷壁近壁面還原性氣氛雖略有增強但總體上變化不大，φ(H2S)基本不變。由圖8可知，在AGP水平擺角的轉變過程中，飛灰含碳質量分數(shù)變化并不明顯，但空氣預熱器出口φ(CO)的變化較大，水冷壁壁溫偏差也在增大。當AGP水平擺角從反切逐步轉為正切，空氣預熱器出口φ(CO)上升較大，尤其是AGP水平擺角轉為正切后更為顯著，其主要原因是隨著消旋氣流的弱化，爐內氣流的擾動明顯減弱，爐內燃燒變得不均衡，從而加劇了煤粉氣流的不完全燃燒程度，造成化學不完全燃燒熱損失大幅增加，降低了鍋爐熱效率。與此同時，爐內擾動的弱化及燃燒強度的減小也使得在AGP水平擺角從反切轉為正切的過程中NOx排放質量濃度降低。

圖8 AGP水平擺角對飛灰含碳質量分數(shù)和空氣預熱器出口 φ(CO)的影響

Fig.8 Influence of AGP offset angel on carbon content in fly ash and CO concentration at AH outlet

試驗結果表明，AGP水平擺角為-20°時的消旋效果較為理想，能夠較好地平衡爐內正切氣流的旋轉動量，使切圓保持在大小適度且居中的位置，實現(xiàn)相對理想的“風包火”燃燒過程，在一定程度上降低了焦炭粒子從火焰中離析逃逸到水冷壁附近繼續(xù)燃燒的概率,減弱了水冷壁近壁面的還原性氣氛，降低了φ(H2S)。

綜上分析，AGP水平擺角控制在反切20°，消旋風與爐內切圓的匹配性最好，能更好地體現(xiàn)對沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)的設計思想。

2.7 AGP風量的影響

保持負荷為1 000 MW，煤種為國燃混煤C1、褐煤C2和神混煤C4的摻燒混煤，控制運行O2體積分數(shù)為3.0%，保持其他參數(shù)基本不變，共進行3個工況調整試驗，分別是AGP風門開度為80%、60%以及1層全關、其余層全開，AGP風門開度的改變以脫硝系統(tǒng)進口NOx排放質量濃度不超標且能夠滿足脫硝系統(tǒng)的運行要求為基礎，試驗結果見表5。

由表5可知，同步關小各層AGP風門開度比1層全關、其余層全開更有利于減弱水冷壁近壁面還原性氣氛。同步關小各層AGP風門開度至80%，水冷壁近壁面CO最高體積分數(shù)為251×10-4，H2S最高體積分數(shù)為205×10-6，水冷壁高溫腐蝕風險較低。繼續(xù)同步關小各層AGP風門開度至60%，水冷壁近壁面還原性氣氛的改善并不明顯，但脫硝系統(tǒng)進口NOx排放質量濃度上升了近20 mg/m3?？傮w上，減小AGP風量有助于減弱水冷壁近壁面還原性氣氛，因為AGP風量占總二次風量比例較大，在總風量一定的條件下，關小AGP風門開度，意味著大幅增加了主燃燒區(qū)域的燃燒空氣,進而改善了水冷壁近壁面還原性氣氛。而整體關小AGP風門開度比1層全關、其余層全開更有利，主要是因為每一層AGP均設置了同樣的反切角度，從而增加了反切氣流高度，使得每一層的AGP反切力量更均衡，反切更加有力，擾動也進一步增強，從而抑制了燃燒切圓的擴大，減少了未燃盡焦炭粒子運動到水冷壁附近繼續(xù)燃燒的可能性，這也能從飛灰含碳質量分數(shù)降低的結果得到佐證。AGP風門整體關小到一定程度，水冷壁近壁面還原性氣氛改善效果減弱，這可能與對沖同心正反切圓燃燒系統(tǒng)有關。由于一次風采用對沖設計，一次風中少量的焦炭粒子會離析逃逸到水冷壁附近繼續(xù)燃燒，這是無法避免的，但可以通過合理組織燃燒方式使其對運行的危害降到最低程度。

表5 變AGP風量試驗數(shù)據(jù)Tab.5 Test results at different flow rates of AGP air

綜上所述，1 000 MW負荷下建議AGP風門開度設置在70%～80%。

2.8 偏置輔助風量的影響

超超臨界二次再熱鍋爐低 NOx切向燃燒系統(tǒng)采用預置水平偏角的偏置輔助風設計，包裹火球于爐膛中心區(qū)域，在燃燒區(qū)域上部及四周的水冷壁附近形成富空氣區(qū)，達到防止爐內沾污、結渣和高溫腐蝕的目的。試驗過程中維持負荷為1 000 MW，煤種為褐煤C2和神混煤C4的摻燒混煤，調整CFS風門開度分別在40%、60%和80%。CFS風門開度對水冷壁近壁面煙氣成分及NOx排放質量濃度的影響如圖9所示，對飛灰含碳質量分數(shù)和空氣預熱器出口φ(CO)的影響如圖10所示。

圖9 CFS風量對水冷壁近壁面煙氣成分和NOx排放質量濃度的影響

Fig.9 Influence of CFS air flow rate on flue gas components near water wall and NOxemisson

圖10 CFS風量對飛灰含碳質量分數(shù)和空氣預熱器出口φ(CO)的影響

Fig.10 Influence of CFS air flow rate on carbon content in fly ash and CO concentration at AH outlet

由圖9可知，CFS風量大小對水冷壁近壁面還原性氣氛的改變作用顯著。隨著CFS風量的增大，水冷壁近壁面還原性氣氛明顯減弱，CFS風門開度從40%增大到80%，水冷壁近壁面CO最高體積分數(shù)從400×10-4降到244×10-4，H2S最高體積分數(shù)從176×10-6降到145×10-6。偏置輔助風采用預置水平偏角，安裝過程中根據(jù)設計固定后不再調整，因此在實際運行中爐內氣流的旋轉動量取決于CFS風量，CFS風量越大，旋轉動量越強，爐內擾動也更為劇烈，同時偏置輔助風又處于一次風射流的外圍，強大的偏置輔助風旋轉動量將一次風氣流緊緊地包裹在爐膛中央，“風包火”燃燒效果明顯。CFS風門開度從40%增大到80%，NOx排放質量濃度從194 mg/m3升高到227 mg/m3，空氣預熱器出口φ(CO)從602×10-6降到374×10-6，說明增大CFS風量改善了爐內燃燒，強化了主燃燒區(qū)域的燃燒，同時也因為早期O2體積分數(shù)的升高和燃燒溫度的提升增加了燃料型NOx的生成量。

綜上所述，合適的CFS風量可以實現(xiàn)燃燒器的設計目標，即有保護水冷壁免受高溫腐蝕風險的作用。1 000 MW負荷下建議CFS風門開度置于80%左右。

3 結 論

(1)在相同的爐內還原性氣氛下，由于超超臨界二次再熱鍋爐的水冷壁壁溫高，比超超臨界一次再熱鍋爐面臨的水冷壁高溫腐蝕風險更高，因此要保證其燃燒均勻性以降低水冷壁壁溫峰值，從而降低水冷壁高溫腐蝕風險。

(2)對于配高級復合空氣分級低 NOx切向燃燒系統(tǒng)的超超臨界二次再熱鍋爐，主要在900 MW負荷以上面臨著水冷壁高溫腐蝕風險，但這種風險可以通過調整運行方式得到改善和控制。提高運行O2體積分數(shù)是減弱水冷壁近壁面還原性氣氛的主要手段。900 MW負荷以下時，由于運行O2體積分數(shù)升高，水冷壁近壁面還原性氣氛有較大改善，H2S最高體積分數(shù)不高于200×10-6，水冷壁高溫腐蝕風險較低。

(3)減小煤粉細度可使水冷壁近壁面還原性氣氛明顯減弱，φ(H2S)顯著降低。

(4)偏置輔助風將火球包裹于爐膛中心區(qū)域，設置較大的CFS風門開度可在燃燒區(qū)域上部及四周的水冷壁附近形成富空氣區(qū)，達到防止爐內沾污、結渣和高溫腐蝕的目的。

(5)隨著入爐煤硫質量分數(shù)的升高，水冷壁近壁面CO和H2S最高體積分數(shù)均升高，不利于水冷壁高溫腐蝕的預防，實際運行中應減少高硫質量分數(shù)煤種的摻燒量。

(6)對于采用一次風對沖方式的配高級復合空氣分級低 NOx切向燃燒系統(tǒng)，一次風壓不應大幅降低，一次風應保持合理的剛性。

(7)在AGP水平擺角從反切到正切的轉變過程中，水冷壁近壁面還原性氣氛雖略微增強但總體上變化并不大。AGP水平擺角置于反切20°時的消旋效果相對較好，可更好地平衡爐內正切氣流的旋轉動量，使切圓保持在大小適度且居中的位置，實現(xiàn)較理想的“風包火”燃燒過程。

(8)減小AGP風量有助于減弱水冷壁近壁面還原性氣氛，但同步關小各層AGP風門開度比1層全關、其余層全開更有利，AGP風量減小到一定程度，水冷壁近壁面還原性氣氛的減弱效果不再顯著。