1 设备简介
大唐淮南洛能发电有限公司上海锅炉厂生产的控制循环锅炉，其型号为SG1025/18.3—M838。亚临界控制循环汽包炉，采用一次中间再热、四角同心反切燃烧技术、固态排渣、单炉膛π形布置。制粉系统为钢球磨中间储仓式乏气送粉，设计煤种为烟煤。锅炉的设计效率92.3%，锅炉的最大连续蒸发量为1025t/h;主蒸汽出口温度为541℃，压力为18.3MPa;再热蒸汽出口温度541℃，出口压力3.63MPa，进口温度为323℃，进口压力为3.83MPa，再热器流量为835t/h。锅炉采用乏气送粉，四角同心反向切向燃烧、直流式摆动燃烧器。
1.1 改造前#4炉效率及烟气成分数据
表一 改造前#4炉效率及烟气成分数据附表1
序号项目符号(单位)数据来源数值
1试验负荷N(MW)实测取平均值287
2全水份Mt(%)燃煤取样分析6.80
空干基水份Mad(%)燃煤取样分析1.60
外在水份Mf(%)燃煤取样分析5.28
空干基灰份Aad(%)燃煤取样分析35.14
空干基挥发份Vad(%)燃煤取样分析25.15
固定碳Fcad(%)燃煤取样分析37.76
低位热值Qnet，ar(kJ/kg)燃煤取样分析18893.00
收到基水份My(%)燃煤取样分析6.80
收到基灰份Ay(%)燃煤取样分析33.28
输入热量Qr(KJ/kg)Qr≈Qnet，ar18893.00
3飞灰比例αfh(%)取用90
4炉渣比例αlz(%)取用10
5飞灰可燃物Cfh(%)飞灰取样分析1.48
6炉渣可燃物Clz(%)炉渣取样分析6.79
7送风均温Tsf(℃)实测取平均值30.40
8基准温度t0(℃)t0(℃)=Tsf(℃)30.40
9保证进口空气温度t(℃)设计值20.00
10排烟温度甲侧θ1py(℃)实测取平均值149.16
乙侧θ2py(℃)实测取平均值152.40
均温θpy(℃)左右平均150.78
11飞灰温度tfh(℃)tfh=θpy150.78
12炉渣温度tlz(℃)定值800.00
13飞灰比热 查表0.79
14炉渣比热 查表1.11
15飞灰可燃物损失q4fh(%)计算0.80
16炉渣可燃物损失q4lz(%)计算0.43
17空预器进口烟气氧量A侧O2'(%)实测取平均值4.31
B侧O2'(%)实测取平均值4.26
平均O2'(%)左右平均4.285
18排烟氧量A侧O2"(%)实测取平均值5.27
B侧O2"(%)实测取平均值5.07
平均O2"(%)左右平均5.17
19空预器漏风率A侧O2'(%)(O2"- O2')/(21- O2")×905.49
B侧O2'(%)(O2"- O2')/(21- O2")×904.58
20空预器进口过量空气系数α'α'=21/(21-O2')1.26
21排烟过量空气系数α"α"=21/(21-O2")1.33
22排烟过量空气系数修正值αpyαpy=21/(21-O2")×(100-q4)/1001.31
23排烟热损失q2(%)q2=(k1·αpy+k2)×(θpy-tsf)/1006.14
24空气预热器进口烟温θkyb(℃)实测取平均值338.00
25修正后的排烟温度θpyb(℃)见GB10184-88144.45
26修正后的飞灰比热容 见GB10184-880.78
27修正后的排烟损失q2b(%)见GB10184-886.35
28K1 取用3.56
29K2 取用0.44
30额定蒸发量下散热损失q5e(%)q5e=5.82×( q5e)-0.3780.44
31额定蒸发量De(t/h)设计值907.00
32主蒸汽流量D(t/h)实测取平均值910.00
33固体未完全燃烧热损失q4(%)见GB10184-881.24
34气体未完全燃烧热损失q3(%)取用0.00
35散热损失q5(%)q5=De/D×q5e0.44
36飞灰物理显热损失q6fh(%)见GB10184-880.15
37落渣物理显热损失q6lz(%)见GB10184-880.16
38灰渣物理热损失q6(%)见GB10184-880.31
39修正后灰渣物理显热损失q6b(%)见GB10184-880.31
40热损失总和∑q(%)∑q=q2+q3+q4+q5+q68.14
41锅炉热效率η(%)η=100-∑q91.86
42修正后锅炉热效率ηb(%)见GB10184-8891.66
1.2 #4锅炉2012年氮氧化物排放汇总
表二 #4锅炉2012年氮氧化物排放汇总附表2
月 份氮氧化物浓度氮氧化物排放量
1558.32231.54
2573.74172.01
3536.18145.32
4429.37170.69
5521.5239.95
6495.87226.13
7537.56238.73
8535.6857.25
9停机停机
10524185.77
11496.28232.65
12495.87226.69
1.3 改造的必要性
根据2012年月度数据显示，#4炉氮氧化物排放量超过500mg/Nm3 左右, 达不到《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011中NOx排放要求，也不满足《中国大唐集团公司燃煤发电企业氮氧化物排放控制指导意见》的要求的同时，再加上表1锅炉效率偏差，为此我厂研究决定对#4炉的燃烧器采用低氮燃烧技术进行改造，从源头上降低氮氧化物的生成，从而降低锅炉氮氧化物的排放。
2 低NOx燃烧器改造措施
采用空气分级技术对燃烧器进行低NOx燃烧器综合改造，其方案布置附图1、附图2和附图3所示。具体措施包括：对现有四角燃烧器进行局部改造，同时更换高位燃尽风;保留A层微油燃烧器，更换其它三层一次风组件，一次风喷口全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器;取消部分二次风喷口，适当减小二次风喷口的面积;采用节点功能区技术，在部分二次风喷口两侧加装贴壁风.
一次风仍旧为逆时针方向，其假想切圆不变;调整二次风射流方向，二次风改为与一次风小角度偏置，顺时针反向切入，形成横向空气分级。风量重新合理分配，通过调整主燃烧器区一二次风喷口面积，使一次风速满足入炉煤种的燃烧特性要求，主燃烧器区的二次风量适当减小，形成纵向空气分级。
在主燃烧器上方约7米处重新布置4层分离SOFA喷口，其布置方式仍旧为四角布置，SOFA喷口可同时作上下左右摆动。分离燃尽风的取风口位于炉膛两侧墙大风箱上，保证分配足量的燃尽风量。适量的高位燃尽风量将对炉内火焰中心位置及炉膛出口烟温偏差带来影响,通过将燃尽风喷口设计成上下左右摆动燃烧器,可以同时实现炉膛出口温度及烟温偏差同时调整,还可强化飞灰可燃物燃尽。
图一 锅炉改造后燃烧系统布置图1
图2 燃烧器立面布置图
图3 燃烧器平面布置图
2.1 燃烧器低NOx改造措施
2.1.1 纵向三区布置
附图4所示，改造后燃烧器从下至上大致分为三个区，依次为主燃烧器区、主还原区及燃尽区。主燃烧器区为集中氧化还原区，风量约占总风量的70-80%，保证煤粉初期燃烧;在主燃烧器上方合适位置引入适量的燃尽风，约占总风量的20-30%，燃尽风采用多喷口多角度射入;在主燃烧器区与燃尽区之间形成了主还原区。
由于部分助燃风从燃尽区引燃，主燃烧器区内氧化与还原交替相存，氧化有助于煤粉初期燃烧，升高炉温，促进煤粉燃尽，但会产生较多的NOx，局部还原区可以初步还原产生的NOx，使NOx在初始燃烧时就得到抑制;在主还原区内，来自主燃区的NOx得到充分还原;燃尽区内将作为燃尽风的二次风及时补充进来，促进焦碳最后燃尽。通过纵向三区布置，形成纵向空气分级，NOx将得到极大抑制，飞灰可燃物也会得到控制。
由于实现纵向空气分级，相对地燃烧器区域有所扩大，燃烧器区域热负荷降低，炉内温度峰值降低，可以减少或消除热力型NOx产生。
2.1.2 横向双区布置
附图2所示，一次风仍旧为逆时针方向，其假想切圆适当减小;调整二次风射流方向，二次风改为与一次风小角度偏置，顺时针反向切入，形成横向空气分级。两层一次风之间还会布置我公司特有的贴壁风喷口，形成横向空气分级。这种横向布置，可使一次风初始燃烧时，二次风不能过早混合进来，形成缺氧燃烧，在火焰内就进行NOx还原，抑制NOx产生;在火焰末端，二次风再及时掺混合进来，使缺氧燃烧时产生的焦炭再燃烧;二次风反向切入，可以延长火焰行程，强化煤粉后期着火燃烧，并防止煤粉颗粒冲刷炉墙造成结焦。横向空气分级与纵向空气分级一起形成空间空气分级。
2.1.3 低NOx燃烧器(附图3)
一次风设计喷口为上下浓淡分离形式，中间加装稳燃钝体形式，浓淡燃烧除可降低NOx外，还可对煤粉稳燃、提前着火有积极作用。同时钝体能优先增加卷吸的高温烟气量，进一步强化稳燃。
图4 浓淡燃烧低NOx原理图
适当降低一次风率，保证煤粉及时着火，并可有效降低NOx生成。 节点功能区的建立(附图5和附图6)
将下层一次风设计为上浓下淡燃烧器喷口，上层一次风布置为下浓上淡一次风喷口，两层一次风喷口中间的二次风小角度与一次风射流偏置，同时布置贴壁风喷口。这样的喷口组合，同时具有稳燃、降低NOx的作用，将中间二次风和贴壁风风门开大，可实现NOx和飞灰可燃物同时降低。
图5 节点功能区示意图
图6 中间二次风及贴壁风门开度对NOx和飞灰可燃物的影响
2.2 防结渣、防腐蚀措施
2.2.1 横向双区布置
通过一二次风射流调整及布置独特的贴壁风，在炉膛截面上形成了三场特性截然不同的中心区与近壁区分布，中心区具有较高的煤粉浓度、较高的温度和相对较高的氧浓度分布，而近壁区具有较低的温度、较低的颗粒浓度和适宜的氧浓度，可同时实现防止结渣及高温腐蚀。一次风在内部形成更小且与炉内主气流相反的切圆时，更加易于控制煤粉气流冲壁，熔融灰渣更难甩向水冷壁从而达到强防渣的效果。
2.2.2 加装贴壁风
增加双尺度燃烧技术特有的附壁射流的贴壁风喷口能有效提高近壁区域的氧化性气氛，提高灰熔点，大大缓解炉膛的结渣。同时，作为水平断面分级燃烧中后期掺混的一部分，贴壁风可作为控制炉内NOx的生成的有效手段。
2.2.3 纵向空气分级
由于实现纵向空气分级，相对地燃烧器区域有所扩大，燃烧器区域热负荷降低，炉内温度峰值降低，可以有效防止燃烧器区域附所壁面结渣。
2.2.4 适当降低一次风率。
2.3稳燃高效措施
2.3.1 稳燃型浓淡燃烧器
所有一次风喷口改为上下浓淡喷口，浓相由于煤粉浓度较高，析出挥发份较多，更易实现早着火。并且浓淡相之间布置有较宽的波形钝体结构，强化热烟气回流，实现早期着火。
2.3.2节点功能区建立
如图4所示，上下两层一次风及其之间的二次风实现功能组合，通过一二次风射流偏置，实现功能区内的浓相与回流热烟气混合，促进及早着火。
2.3.3多喷口多角度燃尽风喷口(附图7)
图7 燃尽风多角度供风示意图
考虑到燃烧器改造后将彻底解决结焦问题，炉膛出口烟温会出现下降，加装适量燃尽风后，将SOFA喷口设计为可上下左右摆动的喷口，通过燃尽风喷口上下摆动可控制炉膛出口烟温水平。同时燃尽风喷口还可实现水平摆动，可向炉膛内不同区域内按需供风，实现对炉膛有效覆盖，保证飞灰可燃物控制，降低飞灰可燃物含量，保证降低NOx同时取得较高的锅炉经济性。
2.4采用分区优化调试方法
双尺度燃烧过程的实现是由燃烧器改造与分区优化调试法两大途径组成。燃烧器改造后采用独有的分区优化调试方法进行调试，使锅炉改造达到最优水平。
3 技术特点
上述改造措施是在实现降低NOx功能的同时实现防渣、防腐、高效稳燃，多种措施相互作用，相互耦合，促使多功能一体化得以实现。
3.1同时采用横向、纵向空气分级，实现低NOx排放
空气分级是降低NOx的炉内重要技术手段，通过高温低氧还原区的建立，实现已生成的NOx还原，可大幅度降低NOx生成。
3.2采用低NOx燃烧器及低NOx功能小区，同时实现稳燃及降低NOx功能
一次风射流方向配合一次风集中布置及一次风喷口的浓淡形式有利于在炉膛主燃烧器区域组织一个高温低氧的燃烧核心区，煤粉气流准确及时的进入高温低氧的核心区域后，较低的过量空气系数，相对较高的燃烧温度，对煤粉及时有效的燃烧都会形成有利的条件。同时，在较低的过量空气系数下，燃料型NOx的生成会得到有效抑制，较低的燃烧温度可在根本上抑制温度型NOx的产生，从而达到炉内燃烧深度降低NOx的目标。
3.3 横向双区分布等措施防止炉内结渣及高温腐蚀
通过一二次风射流组合在炉内形成中心区和近壁区双区分布，非常有利于防结渣。
贴壁风喷口的加装，作为二次风的一部分，可以在炉内水平断面形成浓淡分布的同时，射流方向与水冷壁一致，并且位置处于近水冷壁区域，这部分二次风不直接混入主燃烧区域，而是随着煤粉燃烧，有组织的及时补入，同时，这部分二次风在近壁区域形成了较高的氧化性气氛，在有效冷却冲击的高温灰粒防治炉膛结渣的同时，可抑制水冷壁的高温腐蚀，有效形成对水冷壁的保护。
3.4四大技术特点保证锅炉改造后锅炉经济性不降低
3.5一、二次风射流方向差异性
一、二次风射流差异性可保证煤粉及时有效混入高温低氧区的同时，加大煤粉燃烧中后期的混合，加大煤粉颗粒在炉膛内的停留时间，可有效降低飞灰可燃物含量。
3.6一次风的集中浓淡布置和大回流钝体
改造后一次风的集中布置，在一次风射流的近喷口区域形成较高的煤粉浓度，大回流钝体能最大程度的卷吸高温烟气加大高温烟气对煤粉的传热，保证一次风着火时间提前，相对于普通的一次风形式，相当于进一步增加了煤粉的停留时间。
3.7一次风附近局部功能区
两层一次风喷口及中间布置的偏折二次风，在此区域形成一个高稳燃、高析出功能性还原物质的功能区。在两层一次风喷口集中浓淡的同时，可摆动二次风可有效控制功能区煤粉着火时间，着火距离及此区域的相对燃烧气氛，对进一步降低NOx和保证碳及时燃烧有极为重要的作用。
3.8分离燃尽风(SOFA)的摆动
SOFA的垂直摆动，可对炉内火焰中心标高进行调整，同时能保证一部分少量碳的及时燃尽。SOFA水平摆动对调节炉膛出口的烟温偏差作用明显，在以往改造锅炉中，水平摆动的燃尽风能有效改变炉膛出口的烟温偏差。
4 结构特点
4.1 主燃烧器四角布置在炉膛，切圆燃烧，一、二次风射流方向差异性，每角燃烧器一次风喷口采用浓淡燃烧。
4.2 新增加燃尽风风室均设有风门挡板，每个风室的风门挡板配一个执行器。
4.3 一、二次喷口均为耐热铸钢件。
4.4 燃尽风布置在四角，可进行左右摆动。
4.5 燃尽风喷口均为耐热铸钢件。
5 改造后效率
表三 改造后效率附表3
序号项目符号单位数据来源数值1数值2数值3数值4数值5
1试验编号№----工况1工况2工况3工况4工况5
2测试目的------热效率热效率热效率热效率热效率
5机组负荷NMW试验记录值160220240300300
6锅炉蒸发量DT/H试验记录值502689748937940
燃料及灰渣工业分析
7煤 种------
8工业分析干燥基灰分Ag%取样分析结果35.14 35.14 35.14 35.14 35.14
9干燥基挥发分Vg%取样分析结果25.1527.4422727.4422726.5731426.57314
10可燃基挥发分Vdaf%取样分析结果41.02 42.31 42.31 40.97 40.97
11可燃基发热量Qdafkj/kg计算结果2093432496.5132496.5132496.5132496.51
12内在水分Wad%取值1.60 1.60 1.60 1.60 1.60
13分析基灰分Aad%计算结果35.434.5777634.5777634.5777634.57776
14分析基挥发分Vad%计算结果25.1527.0031927.0031926.1479726.14797
15分析基低位发热量QaddKJ/Kg计算结果1945219452194521945219452
16分析基高位发热量QadgKJ/Kg计算结果2074020740207402074020740
17应用基全水份Wy%取样分析结果6.8 6.8 6.8 6.8 6.8
18应用基灰份Ay%计算结果33.28 32.75 32.75 32.75 32.75
19应用基挥发份Vy%计算结果24.58 25.58 25.58 24.77 24.77
20应用基低位发热量QdyKJ/Kg取样分析结果1889318250182501756017560
21应用基高位发热量QdyKJ/Kg计算结果----------
22元素分析分析基固定碳Cad%计算结果37.85 36.8190536.8190537.6742737.67427
23可燃基碳Cr%计算结果83.59583.46683.46683.562283.5622
24可燃基固定碳系数X--计算结果16.2421716.0204516.0204516.2505916.25059
25参考系数x--取值13.6713.6713.6713.71213.712
26可燃基固定碳Cdaf%计算结果58.9857.6957.6959.0359.03
27可燃基硫Sr%计算结果1.82151.853751.853751.820251.82025
28可燃基氢Hr%计算结果5.7820995.8617285.8617285.7790125.779012
29可燃基氧Or%计算结果6.8278226.8177856.8177856.8660116.866011
30可燃基氮Nr%计算结果1.9735792.0007372.0007371.9725261.972526
31应用基碳Cy%计算结果50.09 50.45 50.45 50.51 50.51
32应用基氢Hy%计算结果3.46 3.54 3.54 3.49 3.49
33应用基氧Oy %计算结果4.09 4.12 4.12 4.15 4.15
34应用基氮Ny%计算结果1.18 1.21 1.21 1.19 1.19
35应用基硫Sy%计算结果1.09 1.12 1.12 1.10 1.10
36飞灰可燃物含量Cfh%取样分析结果1.50 1.90 2.00 2.60 2.60
37炉渣可燃物含量Clz%取样分析结果6.00 4.10 5.00 5.00 5.00
38飞灰分额αfh%取值0.90.90.90.90.9
39炉渣分额αlz%取值0.10.10.10.10.1
烟气和空气
40理论空气量V0 Nm3/Kg5.2712475.3245045.3245045.3147795.314779
41实际干烟气量Vgy Nm3/Kg5.9946095.8848925.8848925.7179395.717939
42排烟氧量O2%试验记录值3.00 2.50 2.50 2.00 2.00
43排烟过量空气系数αpy--计算结果1.167 1.135 1.135 1.105 1.105
44一氧化碳COPPm试验记录值5531010
%计算结果0.00050.00050.00030.0010.001
45RO2以及CO容积百分数RO2+CO%计算结果15.7194916.1316616.1316616.6191716.61917
46排烟温度Tpy℃试验记录值140.00 142.00 143.00 143.00 143.00
47送风入口温度Tsf℃试验记录值18.618.618.618.618.6
各项热损失及热效率
48排烟损失q2%计算结果5.5485.5025.5465.4155.415
49机械热损失q4%计算结果1.1629961.2802391.3937171.7952571.795257
50散热损失q5%计算结果0.2750.3350.3520.4050.406
51化学热损失q3%计算结果0.0000200.0000200.0000120.0000410.000041
52锅炉热效率η%计算结果93.01 92.88 92.71 92.39 92.38
53计算分析基高位发热量QGfKJ/Kg计算结果22056.4622383.1222383.1222332.0422332.04
54分析基高位发热量差值△QGfKJ/Kg计算结果1316.4641643.121643.121592.0391592.039
55X逼近X'--计算结果14.7396315.0050315.0050315.0055315.00553
56X-X’逼近 --计算结果1.5025421.0154161.0154161.2450591.245059
6 改造后实测工况
工况：1 负荷：160MW
总风量514T，运行下三层排粉机，主汽温度544℃，再热气温500-518℃，氧量3.4-4.0
表四 配风如下附表4
风门SOFA4SOFA3SOFA2SOFA1EEDECDBCABAA
开度0%0%50%100%15%15%15%15%15%100%
表五 烟气成分如下附表5
A侧 O2(%)CO(ppm)CO2(%)NO(ppm)NOX(mg/Nm3)
14412.58120217.06
24.1413.63123223.80
34.2513.66122223.30
44613.39124224.29
平均值4.08 4.75 13.31 122.25 222.11
B侧 O2(%)CO(ppm)CO2(%)NO(ppm)NOX(mg/Nm3)
13.7513.37126223.96
23.9613.54122219.39
34513.52124224.29
43.7713.3122216.85
平均值3.82 5.75 13.43 123.5 221.12
工况：2 负荷：220MW
总风量580T，运行四层排粉机，主汽温度544℃，再热气温530-540℃，氧量2.7-3.3
表六 配风如下附表6
风门SOFA4SOFA3SOFA2SOFA1EEDECDBCABAA
开度0%100%100%100%15%15%15%15%15%100%
表七 烟气成分如下附表7
A侧 O2(%)CO(ppm)CO2(%)NO(ppm)NOX(mg/Nm3)
12.5412.58160265.95
22.7613.63161270.53
32.7813.66162272.21
42.3713.39161264.75
平均值2.55 6.25 13.31 161 268.36
B侧 O2(%)CO(ppm)CO2(%)NO(ppm)NOX(mg/Nm3)
12.3713.37164269.68
22813.54160258.95
32.2413.52164268.24
42.5613.3160265.95
平均值2.25 6.2513.43 162 265.7
工况：3 负荷：240MW
总风量650T，运行四层排粉机，主汽温度538℃-544℃，再热气温530-540℃，氧量2.5-3.0
表八 配风如下附表8
风门SOFA4SOFA3SOFA2SOFA1EEDECDBCABAA
开度50%100%100%100%15%15%15%15%15%100%
表九烟气成分如下附表9
A侧 O2(%)CO(ppm)CO2(%)NO(ppm)NOX(mg/Nm3)
12.5412.58145241.01
22.7613.63147247.01
32.6813.66147245.67
42.5713.39146242.68
平均值2.58 6.25 13.31 146.25 244.09
B侧 O2(%)CO(ppm)CO2(%)NO(ppm)NOX(mg/Nm3)
12.4713.37147243.02
22.3813.54149245.01
32.4413.52151249.64
42.5613.3153254.31
平均值2.4 6.25 13.43 150 248
工况：4 负荷：300MW
总风量680T，运行四层排粉机，主汽温度538℃-544℃，再热气温530-540℃，氧量2.0-2.8
表十 配风如下附表10
风门SOFA4SOFA3SOFA2SOFA1EEDECDBCABAA
开度100%100%100%100%10%10%10%10%10%100%
烟气成分如下附表11
A侧 O2(%)CO(ppm)CO2(%)NO(ppm)NOX(mg/Nm3)
12.3412.58159261.46
22.3613.63161264.75
32.1813.66162263.57
42.2713.39160261.70
平均值2.23 6.25 13.31160.5 262.87
B侧 O2(%)CO(ppm)CO2(%)NO(ppm)NOX(mg/Nm3)
11.9713.37164264.03
21.8813.54160256.25
31.9413.52164264.03
42613.3160258.95
平均值1.9 6.25 13.43 162 260.82
7 总结
经过本次燃烧器技术改造及燃烧器调整后首先通过看火孔观察，炉膛内受热面较为清洁，没有明显出现结焦的情况。改造前4号炉NOx排放在500 mg/Nm3左右，改造后4号炉从低负荷到高负荷NOx排放均控制在210～270mg/Nm3，环保效益非常明显。锅炉运行安全，没有出现参数严重波动情况，整体安全性能较高。其次是改造后可实现锅炉的切圆燃烧的稳定性，锅炉效率随之提高，避免发生燃烧不稳的现象，保证锅炉的安全稳定的运行，也避免了煤粉积粉自燃的可能，不会发生风箱及煤粉自燃的现象，杜绝了环境污染的可能性;最后是将降低平时检修的费用的成本，以及小修的检修费用，对设备降缺陷起到很大的作用。根据改造后的现实效果，目前洛河发电厂#1、2、3锅炉已全部改造。
