摘要：某600 MW机组超临界直流烟煤锅炉，掺烧褐煤后出现再热器减温水量大、NOx排放浓度高等问题。通过制粉、燃烧系统摸底试验、燃烧调整等方法，分析了问题产生的原因。结果表明：掺烧褐煤后炉膛内燃烧存在一定程度的滞后，火焰中心整体有所抬高，导致了主燃烧器火焰与OFA的相对距离减小，再热器吸热量变大，而火焰在还原区的停留时间过短，一定程度上增加了NOx排放。通过对燃烧器实际运行工况的计算，提出针对性改造方案并通过数值模拟、冷态试验等方法加以验证后，对该电厂实施了相应改造，改造后锅炉再热器减温水量明显下降，NOx排放浓度也得到了有效控制。
关键词：褐煤掺烧； 数值模拟； 燃烧器改造；
Abstract:Some 600 MW unit supercritical dc bituminous coal boiler burning mixed with lignite, has the problem of large temperature reduction water and high concentration og NOx emission. The reason of the problem is analyzed by means of powder making, combustion system experiment and combustion adjustment. The results show that combustion in the furnace is lagging behind to some extentafter blending, the center of the flame is elevated. This results in a decrease in the relative distance between the pulverized coal burner flame and OFA burner, the reheater absorbs more heat. And the residence time of flame in the reduction zone become very short, which increases NOx to a certain extent. Based on the calculation of the actual operating condition of burner, the improvement measures are put forward. After numerical simulation and cold test verification, the corresponding transformation of the power plant was carried out. Temperature reduction water of reheater was decreased obviously, NOx emission concentration was also effectively controlled.
Keyword:lignite blending; numerical simulation; burner modification;
中国是世界上最大的能源消费国之一，基于我国煤炭储量丰富，价格低廉等特点，煤炭成为目前以及未来很长一段时间内中国能源消费的主要部分[1,2,3,4].低阶劣质煤占我国煤炭储量的55%以上，在一次能源供应方面发挥着重要的作用[5].电站锅炉通常按照特定设计煤种进行设计和制造，然而由于我国煤炭种类繁多、供需不平衡导致电厂实际用煤与设计煤质存在较大的差别，严重影响机组运行安全性和电厂的经济效益。通过大量的实验研究和理论计算发现，混煤燃烧技术是通常是解决煤质差别问题的有效途径，不仅可以保证机组性能，而且能够大幅提高锅炉的煤质适应性[6,7].然而，配煤之间的物理、化学结构存在显著差别，并不是简单的数学相加，混煤在燃烧过程中不同煤质之间会发生复杂的化学反应，燃烧效率、污染物排放等特性可能大幅偏离期望值，配煤有可能解决不了问题甚至起到相反的作用。
本文以某电厂600 MW机组超临界对冲烟煤锅炉为例，分析了掺烧褐煤后出现再热器减温水量大、NOx排放浓度高等问题的原因，并通过燃烧系统改造予以解决，为同类掺烧褐煤机组提供参考。
1 研究对象
某电厂的HG-1913/25.4-YM3型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司利用英国三井巴布科克能源公司（MB）的技术支持，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（见图1）。锅炉岛为露天布置，设计煤种为神华煤。原为30只低NOx轴向旋流燃烧器（LNASB）采用前后墙布置、对冲燃烧，其中下两层共10只燃烧器为等离子燃烧器。在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙各布置1层燃尽风燃烧器，前后墙各6只，共12只燃尽风燃烧器。6台HP963中速磨煤机配正压直吹制粉系统。后经低氮改造，更换中上层共20只煤粉燃烧器为哈锅新型超洁净燃烧旋流燃烧器（HG-UCCS燃烧器），同时将原12只OFA燃烧器拆除，更换为10只哈锅燃尽风燃烧器。低氮改造后锅炉运行参数优异，NOx排放浓度控制在260 mg/Nm3（6%,O2）以内。
图1 锅炉总图
2 掺烧褐煤出现的问题与分析
由于优质烟煤稀缺，价格较高，电厂在锅炉上两层煤粉燃烧器改用高水分印尼褐煤，由原纯烧烟煤运行改为烟煤褐煤混烧运行。锅炉出现汽水系统中间点温度下降、低负荷屏过易超温、再热器事故减温水量上升明显、NOx排放浓度升高等问题。且水冷壁两侧还原性气氛明显升高，可能引起水冷壁高温腐蚀，锅炉运行的安全性大大降低。
针对以上出现的问题，从锅炉制粉、燃烧系统摸底试验、燃烧器设计参数校核等几个方面对锅炉进行了全面技术分析。
3 改造措施
对燃用褐煤的燃烧器，增大其一次风出口通流面积，封堵部分二次风、三次风、四次风喷口通流面积，配合风箱风门开度，减小褐煤层二次风量，提高烟煤层二次风量。同时对OFA燃烧器喷口进行部分封堵，提高OFA风速用于压制炉膛火焰中心，同时增大OFA阻力，使更多的二次风从煤粉燃烧器二次风箱进入炉膛，将燃烧器出口风速恢复至设计值。鉴于电厂常用上层A、D两台磨燃用高水分褐煤，故煤粉燃烧器改造仅针对上层10只。
4 模拟验证
基于以上改造方案建立数学模型，结合现场实际运行情况，进行了改造前后锅炉全炉膛数值模拟计算。神混煤、印尼煤为电厂实际运行中最具代表性的煤种，选作本次模拟计算用煤。两种煤质皆为电厂常用煤质，主要数值模拟计算参数也均截取自电厂实际运行画面，从而更真实的还原煤粉燃烧器的实际运行状态。其中DCS运行画面取摸底实验6台磨运行工况，其中两台磨煤机运行印尼煤，四台磨运行神混煤。
工况设置：工况1,现有燃烧器结构、实际运行工况，即一次风量为摸底试验实测值，二次风量根据现场运行二次风门均等开度设定为二次风均等分配；工况2,在工况1基础上，优化燃褐煤燃烧器结构、调整不同层燃烧器及OFA二次风比例。
图2 改造前后单只燃烧器模拟结果对比
单只燃烧器数值模拟结果显示：燃用印尼煤时，速度场显示，实际运行一次风速较高，高速区拉长，喷口处已无回流区，喷口改造同时降低二次风量后一次风速降低，回流区重新形成，动力场恢复。温度场显示，实际运行一次风速较高，着火推迟，出口平均温度降低，喷口改造同时降低二次风量后，着火情况大幅改善，出口平均温度升高。氧量分布显示，喷口改造同时降低二次风量后，印尼煤出口氧量大幅减小。
图3 炉膛出口水平截面温度场
全炉膛数值模拟计算结果表明：改造后炉膛出口烟温明显下降，证明火焰中心下移，再热器减温水量大问题可以得到有效缓解。
5 结论
基按上述改造方案对该电厂锅炉进行改造后，上层两台磨燃用印尼煤，中下4台磨燃用烟煤运行工况下，炉膛火焰中心明显下降，燃烧器喷口煤粉黑龙和扰流现象消失，火焰稳定集中。再热器减温水量相比改造前有明显的改善，满负荷600 MW不抽汽的情况下，再热器减温水量为零，正常抽汽量的情况下减温水量约为10~20 t/h.满负荷600 MW工况下NOx折算到标态值约260~300 mg/Nm3,550MW以下负荷NOx在250 mg/Nm3以下，改造效果明显。
参考文献
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