姜 宇，李德波，周杰聯(lián)，陳 拓，馮永新，鐘 俊，蘇湛清

(廣東電科院能源技術(shù)有限責(zé)任公司，廣州 510080)

大型燃煤電廠鍋爐進行低氮技術(shù)改造后，爐膛主燃燒器區(qū)域處于還原性氣氛，導(dǎo)致水冷壁高溫腐蝕，嚴重影響鍋爐安全穩(wěn)定運行，因此需要開展主燃燒器區(qū)域貼壁氣氛測量，準(zhǔn)確評估鍋爐水冷壁運行安全。國內(nèi)一些研究者在防止鍋爐高溫腐蝕方面開展了理論研究、數(shù)值模擬和現(xiàn)場試驗等工作。

肖琨等[1]進行了600 MW四角切圓燃燒鍋爐防高溫腐蝕方案研究。賀桂林等[2]進行了600 MW鍋爐低氮燃燒器改造爐膛高溫腐蝕分析研究。李德波等[3]開展了對沖旋流燃燒煤粉鍋爐高溫腐蝕現(xiàn)場試驗與改造的數(shù)值模擬研究。國內(nèi)其他研究者開展了現(xiàn)場燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗研究，并取得了一些成果[4-11]。這些研究工作主要針對前后對沖旋流燃燒鍋爐發(fā)生高溫腐蝕現(xiàn)場開展了現(xiàn)場試驗、數(shù)值模擬研究，筆者進行了320 MW四角切圓燃燒鍋爐燃燒器區(qū)域貼壁氣氛現(xiàn)場測量工作，分別在鍋爐60%和100%額定負荷工況下，測試主燃燒器區(qū)域貼壁氣氛中H2S、CO、NO、O2的體積分數(shù)，并調(diào)整對比工況，獲得貼壁氣氛隨運行工況的變化規(guī)律，從而獲得在保證水冷壁安全前提下，兼顧NOx排放的運行調(diào)整工況，為防止鍋爐發(fā)生高溫腐蝕提供參考。

1 鍋爐設(shè)備概況

某熱電有限公司2臺320 MW機組鍋爐型號為 HG1065/17.52-YM28。鍋爐為亞臨界自然循環(huán)鍋爐，單爐膛、一次中間再熱、燃燒器擺動調(diào)溫、平衡通風(fēng)、四角切圓燃燒、緊身封閉、固態(tài)排渣、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)。鍋爐燃用煙煤，制粉系統(tǒng)采用冷一次風(fēng)機、正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配置5臺中速磨煤機，其中4臺運行，1臺備用。鍋爐主要設(shè)計參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設(shè)計參數(shù)

鍋爐的設(shè)計煤種為神府東勝煙煤，校核煤種為山西大同煙煤，適當(dāng)摻燒澳大利亞和印尼煤，入爐煤為混煤：60%(質(zhì)量分數(shù)，下同)印尼煤+40%神華煤，煤質(zhì)數(shù)據(jù)見表2。

表2 煤質(zhì)分析 %

表2(續(xù))

為了適應(yīng)環(huán)保排放控制要求，2 號機組進行了低氮燃燒器改造，除A層外，其他一次風(fēng)噴口全部采用上下濃淡中間帶穩(wěn)燃鈍體的燃燒器。燃燒器縱向布置圖見圖1。

圖1 燃燒器縱向布置

2 現(xiàn)場燃燒調(diào)整試驗內(nèi)容

采用GB/T 10184—2015 《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》、GB/T 16157—1996 《固定污染源排氣中顆粒物測定與氣態(tài)污染物采樣方法》中的方法開展現(xiàn)場試驗[1-5]。由于機組運行負荷大多在60%、100%額定負荷2個工況點，試驗擬安排在這2個負荷點進行。其中，60%額定負荷工況進行了4次貼壁風(fēng)氣氛測量，包括機組有4臺磨煤機運行和3臺磨煤機運行2種運行工況測量，1個調(diào)整工況測量及1個換煤種工況貼壁風(fēng)氣氛測量；100%額定負荷工況進行了2次貼壁風(fēng)氣氛測量。

采用NGA2000煙氣分析儀測量 NO、CO體積分數(shù)，測量原理為紅外法。其中，由于CO體積分數(shù)比一般氣氛條件高出較多，選用的儀器測試范圍在0%～100%。采用順磁氧量計測量O2體積分數(shù)。對于H2S體積分數(shù)的測量，由于測量點位置CO體積分數(shù)特別高，常規(guī)的電化學(xué)法受CO干擾，無法獲得準(zhǔn)確的測試結(jié)果，故擬采用醋酸鉛紙帶法進行測量，原理是醋酸鉛和H2S反應(yīng)生成硫化鉛+醋酸留在紙帶上，通過光譜分析確定醋酸鉛的濃度，以分析被測氣體中H2S的體積分數(shù)。該方法可以準(zhǔn)確地測量貼壁氣氛中H2S體積分數(shù)，試驗選用的儀器為加拿大進口S3331型H2S分析儀。

為了進行貼壁氣氛測量，在2號機組前、后墻各安裝了3個取樣測點，測點位于前、后墻中部，標(biāo)高在C、D層燃燒器范圍內(nèi)。實際試驗時，為了進行比對，除了對新裝測點進行測量外，還對同一標(biāo)高附近的2個看火孔進行貼壁氣氛測量。因此，每個測試工況，在前、后墻各進行5個測點貼壁氣氛測量，包括2個看火孔和3個新裝測點。

3 試驗結(jié)果分析與討論

3.1 60%額定負荷工況貼壁風(fēng)氣氛測量

3.1.1 工況1

60%額定負荷習(xí)慣工況(工況1)測試負荷為186.1 MW，主蒸汽和再熱蒸汽溫度分別為536.8 ℃和537.6 ℃。制粉系統(tǒng)為A、B、C、D磨煤機運行，其中A、C磨煤機磨神華煤，B、D磨煤機磨印尼煤。爐膛O2體積分數(shù)為4.8%，A側(cè)和B側(cè)選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)進口NO質(zhì)量濃度分別為221.1 mg/m3和253.7 mg/m3。由此可見此運行工況比較兼顧鍋爐效率和環(huán)保排放。

工況1貼壁風(fēng)氣氛測量結(jié)果見圖2。

圖2 工況1貼壁風(fēng)氣氛測量結(jié)果

由圖2可知：雖然水冷壁及看火孔測點沒有檢測出H2S，但是后墻CO體積分數(shù)明顯高于前墻，NO體積分數(shù)低于前墻，且后墻上部測點(靠近D燃燒器)和中部測點CO體積分數(shù)均大于3%，運行O2體積分數(shù)低于3%，后墻CO體積分數(shù)呈現(xiàn)出下部向上部增大的現(xiàn)象，后墻O2體積分數(shù)呈現(xiàn)出由下部向上部逐漸降低的現(xiàn)象。說明后墻靠近D燃燒器水冷壁區(qū)域還原氣氛強烈。

爐膛4個角處看火孔測量數(shù)據(jù)可以看出靠近向火側(cè)的2號角和4號角CO體積分數(shù)較高(4號角CO體積分數(shù)最大達到7%)，O2體積分數(shù)較低。2號角和4號角CO體積分數(shù)較高，可能與煤粉濃度分布不均勻有關(guān)，同時與風(fēng)量分配不均勻性也有關(guān)系。

綜上可以推斷爐膛火焰切圓較靠爐后，爐膛火焰中心的偏斜會造成風(fēng)粉靠爐右后貼壁燃燒，不僅使水冷壁表面溫度升高，水冷壁附近嚴重缺氧，而且高CO體積分數(shù)的貼壁風(fēng)也會加強煤粉顆粒對水冷壁表面的沖刷磨損。

3.1.2 工況2

60%額定負荷配風(fēng)調(diào)整后工況(工況2)關(guān)小了2、3層分離燃盡風(fēng)(SOFA)風(fēng)門，適當(dāng)加大了下層燃燒器的二次風(fēng)。主要目的是增加下部燃燒器區(qū)域的風(fēng)量，減輕由于風(fēng)量不足導(dǎo)致下部燃燒器區(qū)域CO體積分數(shù)高。工況2測試負荷為185.8 MW，主蒸汽和再熱蒸汽溫度分別為536.5 ℃和537.3 ℃。制粉系統(tǒng)為A、B、C、D磨煤機運行，其中A、C磨煤機磨神華煤，B、D磨煤機磨印尼煤。爐膛O2體積分數(shù)為3.9%，A側(cè)和B側(cè)SCR脫硝系統(tǒng)進口NO質(zhì)量濃度分別為282.7 mg/m3和326.9 mg/m3。

工況2貼壁風(fēng)氣氛測量結(jié)果見圖3。

圖3 工況2貼壁風(fēng)氣氛測量結(jié)果

由圖3可知：調(diào)整后水冷壁及看火孔測點也沒有檢測出H2S，后墻CO體積分數(shù)明顯高于前墻，且后墻上部測點(靠近D燃燒器)和中部測點CO體積分數(shù)均大于2.8%，運行O2體積分數(shù)低于3.4%(后墻上部測點O2體積分數(shù)低于0.5%)，后墻CO體積分數(shù)也有從下部向上部增大的現(xiàn)象，后墻O2體積分數(shù)也呈現(xiàn)出由下部向上部逐漸降低的現(xiàn)象。說明后墻靠近D燃燒器水冷壁區(qū)域還原氣氛也較為強烈。

爐膛4個角處看火孔測量數(shù)據(jù)可以看出靠近向火側(cè)的2號角和4號角CO體積分數(shù)較高，O2體積分數(shù)較低，2個角CO體積分數(shù)基本一樣。

綜上可以推斷爐膛火焰切圓較為偏爐后，相對于工況1火焰切圓改善不是很明顯。配風(fēng)調(diào)整后鍋爐蒸汽主要參數(shù)和排煙溫度相差不大，但由于SOFA關(guān)小得比較多，造成爐膛O2體積分數(shù)有所減小，而且上層SOFA減小，使得爐膛出口NO生成量有所增加。

3.1.3 工況3

60%額定負荷切磨工況(工況3)主要將4臺磨煤機運行工況切換到3臺磨煤機運行，研究不同磨煤機組合運行方式對貼壁氣氛的影響。配風(fēng)方式為基本關(guān)閉上層燃燒器二次風(fēng)和SOFA。工況3測試負荷為183.5 MW，主蒸汽和再熱蒸汽溫度分別為535.7 ℃和530.7 ℃。制粉系統(tǒng)為A、B、C磨煤機運行，其中A、C磨煤機磨神華煤，B磨煤機磨印尼煤。爐膛O2體積分數(shù)為3.9%，A側(cè)和B側(cè)SCR脫硝系統(tǒng)進口NO質(zhì)量濃度分別為266.0 mg/m3和289.9 mg/m3。3臺磨煤機運行時水冷壁及看火孔測點沒有檢測出H2S。后墻CO體積分數(shù)高于前墻，且后墻上部測點(靠近D燃燒器)和中部測點CO體積分數(shù)均大于2.8%，運行O2體積分數(shù)低于3.4%(后墻上部測點O2體積分數(shù)低于0.5%)，后墻CO體積分數(shù)也呈現(xiàn)出從下部向上部增大的現(xiàn)象，后墻O2體積分數(shù)呈現(xiàn)出由下部向上部逐漸降低的現(xiàn)象)。說明該工況下后墻靠近D燃燒器水冷壁區(qū)域還原氣氛也較為強烈。

爐膛4個角處看火孔測量數(shù)據(jù)可以看出靠近向火側(cè)的2號角和4號角CO體積分數(shù)較高，O2體積分數(shù)較低。

綜上可以推斷爐膛火焰切圓為偏爐左后，相對于前2個工況火焰切圓有了一定改善，火焰切圓已經(jīng)向前墻有所前移。但3臺磨煤機運行時鍋爐主蒸汽和再熱蒸汽參數(shù)均有所下降，其中再熱蒸汽溫度只有530.7 ℃，排煙溫度變化不大，由于SOFA及上層燃燒器二次風(fēng)關(guān)小得比較多，造成爐膛O2體積分數(shù)有所減小，排煙中CO體積分數(shù)有所增加，飛灰和爐渣含碳量可能有所增加，鍋爐效率勢必有所下降。爐膛出口NO排放量介于工況1和工況2之間。

3.1.4 工況4

60%額定負荷切磨工況(工況4)主要是3臺磨煤機運行，將B、E磨煤機更換為神華煤，運行方式為控制較低NO生成量的配風(fēng)方式，具體設(shè)置為開大SOFA風(fēng)門，同時上擺燃燒器，使火焰中心上移。工況4測試負荷為182.2 MW，主蒸汽和再熱蒸汽溫度分別為537.9 ℃和537.0 ℃。制粉系統(tǒng)為A、B、C磨煤機運行，3臺磨煤機均磨神華煤。爐膛O2體積分數(shù)為4.0%，A側(cè)和B側(cè)SCR脫硝系統(tǒng)進口NO質(zhì)量濃度分別為142.8 mg/m3和155.2 mg/m3。3臺磨煤機均磨神華煤運行時水冷壁及看火孔測點也沒有檢測出H2S。前墻CO體積分數(shù)高于后墻，且前墻所有測點CO體積分數(shù)均大于3%(最大CO體積分數(shù)超過7%)，運行O2體積分數(shù)基本為0%。后墻上部和中部測點CO體積分數(shù)比較高，其中后墻上部測點CO體積分數(shù)大于3%。說明該工況下前墻靠近C、D燃燒器水冷壁區(qū)域還原氣氛很強烈，而且后墻靠近D燃燒器水冷壁區(qū)域還原氣氛同樣比較強烈。

爐膛4個角處看火孔測量數(shù)據(jù)可以看出靠近向火側(cè)的2號角和4號角CO體積分數(shù)較高，2個角的CO體積分數(shù)都在7%左右，O2體積分數(shù)較低。

工況4使用控制生成最少NO的配風(fēng)方式，導(dǎo)致爐膛內(nèi)燃燒器區(qū)域均處于缺氧燃燒狀態(tài)，整個燃燒器水冷壁區(qū)域的還原性氣氛都很強烈，水冷壁極容易發(fā)生高溫腐蝕現(xiàn)象。燃燒器上擺有利于提高主蒸汽和再熱蒸汽溫度，但主蒸汽壓力較工況1偏低。

3.2 100%額定負荷工況貼壁風(fēng)氣氛測量

3.2.1 工況5

100%額定負荷4臺磨煤機運行工況(工況5)測試負荷為290.8 MW，主蒸汽和再熱蒸汽溫度分別為526.9 ℃和525.6 ℃。制粉系統(tǒng)為A、B、C、E磨煤機運行，4臺磨煤機均磨神華煤。爐膛O2體積分數(shù)為3.7%，A側(cè)和B側(cè)SCR脫硝系統(tǒng)進口NO質(zhì)量濃度分別為227.4 mg/m3和237.4 mg/m3。高負荷下水冷壁及看火孔測點也沒有檢測出H2S。前墻CO體積分數(shù)略高于后墻，且前墻所有測點CO體積分數(shù)均大于5%(最大CO體積分數(shù)超過7%)，運行O2體積分數(shù)基本為0%。后墻測點CO體積分數(shù)也比較高，均大于4%。說明該工況下前墻和后墻水冷壁區(qū)域還原氣氛都比較強烈。

爐膛4個角處看火孔測量數(shù)據(jù)可以看出靠近向火側(cè)的2號角和4號角CO體積分數(shù)較高，2個角的CO體積分數(shù)都在7%左右，O2體積分數(shù)較低。

工況5爐膛燃燒器區(qū)域生成CO均比較多(NO均比較少)，說明爐膛內(nèi)燃燒器區(qū)域均處于缺氧燃燒狀態(tài)，整個燃燒器水冷壁區(qū)域的還原性氣氛都很強烈，水冷壁極易發(fā)生高溫腐蝕現(xiàn)象。同時，該燃燒方式主蒸汽和再熱蒸汽的溫度和壓力都較低，鍋爐運行不夠經(jīng)濟。

3.2.2 工況6

100%額定負荷5臺磨煤機運行工況(工況6)測試負荷為298.9 MW，主蒸汽和再熱蒸汽溫度分別為535.6 ℃和534.5 ℃。制粉系統(tǒng)為A、B、C、D、E磨煤機運行，其中A、B、C、E磨煤機磨神華煤，D磨煤機磨印尼煤。爐膛O2體積分數(shù)為3.7%，A側(cè)和B側(cè)SCR脫硝系統(tǒng)進口NO質(zhì)量濃度分別為251.1 mg/m3和260.2 mg/m3。水冷壁及看火孔測點也沒有檢測出H2S。前墻CO體積分數(shù)略高于后墻，且前、后墻所有測點CO體積分數(shù)均大于1.5%(最大CO體積分數(shù)超過6%)，運行O2體積分數(shù)在1%左右。說明該工況下前墻和后墻水冷壁區(qū)域還原氣氛比較強烈，但相對于工況5水冷壁區(qū)域還原氣氛稍好。

爐膛4個角處看火孔測量數(shù)據(jù)可以看出靠近向火側(cè)的2號角和4號角CO體積分數(shù)較高，2個角的CO體積分數(shù)都在7%左右，O2體積分數(shù)較低。

工況6爐膛燃燒器區(qū)域生成CO和NO相對比較均衡，爐膛內(nèi)燃燒器兼顧高溫腐蝕和NO生成。但該運行方式再熱器減溫水量顯著增大(試驗期間A側(cè)、B側(cè)再熱器減溫水質(zhì)量流量共28 t/h)，鍋爐運行不夠經(jīng)濟。

3.3 鍋爐運行存在的問題分析

電廠現(xiàn)有一次風(fēng)噴口全部采用上下濃淡中間帶穩(wěn)燃鈍體的燃燒器，由于燃燒器實現(xiàn)初步的分級送風(fēng)燃燒,起到了降低NOx排放量的作用,同時煤粉濃縮, 對低負荷穩(wěn)燃也有一定作用。但是,如果一次風(fēng)的剛性小于二次風(fēng),濃淡一次風(fēng)就會先于二次風(fēng)偏向水冷壁,此時濃股一次風(fēng)煤粉含量多,與二次風(fēng)混合差,缺少足夠的O2，容易形成局部還原性氣氛, 加劇水冷壁高溫腐蝕。目前,煤粉濃淡分離燃燒技術(shù)逐漸趨向于采用水平濃淡布置,將濃股射流布置在向火側(cè),將淡股射流布置在背火側(cè)，并在淡股射流的背火側(cè)增加1股二次風(fēng)，從而在強化燃燒的同時，削弱近壁還原性氣氛，避免發(fā)生高溫腐蝕。建議電廠開展相關(guān)的技術(shù)改造。

煤粉細度對高溫腐蝕的影響比較大。煤粉顆粒太粗將導(dǎo)致火炬拖長，同時影響煤粉的燃盡，使大量未燃盡煤粉顆粒聚集在水冷壁附近，加劇高溫腐蝕。建議電廠對所有磨煤機煤粉細度進行測量。

鍋爐設(shè)計入爐煤Qar,net為23.000 MJ/kg，但實際運行入爐煤Qar,net為18.770 MJ/kg(見表1)，與設(shè)計煤種的發(fā)熱量偏差較大。對發(fā)熱量低的煤，燃用的煤量和一次風(fēng)量均相應(yīng)增加；而一次風(fēng)速增加的同時會使磨煤機出力，使入爐煤粉顆粒變粗，導(dǎo)致進入爐內(nèi)的灰分增多，高速的風(fēng)粉混合物以及灰分勢必加強了對燃燒器附近水冷壁的沖刷，加劇了水冷壁的減薄，由此間接引發(fā)水冷壁減薄速度加快。建議電廠進行配煤摻燒，保證入爐煤熱值與設(shè)計煤接近。

4 結(jié)語

通過研究可得出以下結(jié)論：

(1) 不同負荷、不同配風(fēng)方式下爐膛水冷壁區(qū)域均檢測出高濃度CO，說明爐膛水冷壁區(qū)域均存在不同程度的強烈還原性氣氛，這是可能導(dǎo)致水冷壁產(chǎn)生高溫腐蝕的一個重要原因。

(2) 在工況1～工況3中，后墻水冷壁CO體積分數(shù)高于前墻水冷壁CO體積分數(shù)；在工況4中，前墻水冷壁CO體積分數(shù)高于后墻水冷壁CO體積分數(shù)；在工況5中，前墻區(qū)域和后墻區(qū)域CO體積分數(shù)都比較高；在工況6中，水冷壁還原性氣氛不算很強烈，后墻水冷壁CO體積分數(shù)略高于前墻水冷壁CO體積分數(shù)。