李旭升　熊锴彬　刘贤荣

摘要：为适应越来越严格的国家环保政策要求，东方型300MW亚临界“W”型火焰锅炉需要进行改造。文章介绍了东方型300MW亚临界“W”型火焰锅炉采用炉内低氮燃烧方式改造的技术特点及改造后的运行效果，为今后同类型的锅炉低氮及煤种适应性改造提供了参考。

关键词：“W”型火焰锅炉；低氮燃烧技术；尾部烟气脱硝装置；发电机组；环保要求 文献标识码：A

中图分类号：TK221 文章编号：1009-2374（2015）31-0091-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.31.046

1 改造背景

我国优质燃煤储量有限，但无烟煤却有着广泛分布，燃用无烟煤的发电机组普遍采用的“W”型火焰锅炉在燃烧稳定性、运行可靠性及可用率方面均有一定优势，但其氮氧化物（NOx）排放量普遍偏高，均在1000mg/Nm3（换算至O2=6%，以下均是）以上，有的甚至高达1800～2000mg/Nm3，难以满足我国新的排放标准。目前我国已经投运和在建的“W”型火焰锅炉有90台以上，其中300MW等级的49台，几乎包含了世界上所有技术流派的“W”型火焰锅炉炉型，且大部分未采用低氮燃烧技术，可预见为了适应环保要求进行改造是有广阔市场的。为适应越来越严厉的国家环保政策要求，需采用锅炉炉内低氮燃烧技术+尾部烟气脱硝装置（SCR）的综合技术方案，而SCR的初投资与运行维护费用昂贵，若在进入SCR前大幅降低烟气中的NOx浓度，将会大大降低SCR的初投资和运行成本，提升企业经济效益，因此低氮燃烧技术成为电厂的首选方案。目前国内采用“W”型火焰锅炉的电厂均希望通过对原燃烧系统的改造使SCR前的NOx浓度控制在800mg/Nm3以下。由于“W”型火焰锅炉低氮燃烧改造几乎没有先例，多是针对防结焦、降低排烟温度、提高锅炉效率等的局部改造，NOx排放高的问题没有得到根本解决，各电厂仍处于观望阶段。

2 机组简介

山西某电厂一期工程两台机组配套锅炉为东方型（引进吸收美国FW公司技术设计生产）300MW亚临界“W”火焰锅炉，自20世纪90年代中后期投运以来，由于实际燃用煤质与原设计煤存在较大偏差以及当时国内“W”火焰锅炉投运业绩少、设计经验有限等原因，造成锅炉投产后存在燃烧效率低、NOx排放量大、过热器减温水流量大、排烟温度偏高、低过超温等问题，虽经过各方面多次调整，一直未得到明显改善。

鉴于以上因素，电厂委托东方锅炉利用现有技术针对目前实际燃用煤种对#1锅炉设备进行改造，提供改造方案设计和完成主要设备供货，拟通过改造达到节能减排、降低发电成本、提高企业经济效益的目的。

东方型亚临界“W”火焰燃烧锅炉主要技术特点为双旋风浓淡分离式燃烧器和双进双出钢球滚筒磨煤机的配合，燃烧器结构及配风示意图如图1所示：

3 炉内低氮改造技术介绍

改造方案以电厂#1锅炉原炉膛以及燃烧系统为基础，将炉膛前后墙拱上错列布置的24只双旋风筒煤粉分离式燃烧器改造为24只带有乏气分离装置的直流式带中心风新型煤粉燃烧器，主煤粉喷嘴位于前后墙拱上，乏气喷嘴则从拱上改为引至拱下前后墙中部。拱上原A、B、C二次风合并为拱上二次风并与主煤粉喷嘴错列布置，拱下原D、E二次风取消，保留F二次风（减小风口面积和风率）作为拱下二次风。在上炉膛下部增设燃尽风喷口（由旋流风和直流风组成，可分别调节），以降低NOx排放，具体如下：

3.1 一次风改造

基于着火稳燃。通过煤粉浓淡分离使一次风率降低，提高煤粉浓度，减少其着火热，提高无烟煤着火和稳燃能力；使浓缩后的煤粉气流直接面对高温火焰以利于吸收热量；选取合适的一次风速，在保证合适的煤粉着火位置的同时延长一次风下冲行程，增加煤粉气流的加热时间。

3.2 二次风改造

基于形成合适、稳定的下炉膛空气动力场。拱上二次风与一次风分离布置；取消垂直墙D、E二次风风口，仅利用原F二次风挡板风道继续采用“风墙”结构。一方面通过分级送入二次风而避免一、二次风过早混合，抑制燃烧初期NOx的生成；另一方面增加火焰行程，利于煤粉的燃尽，同时缓解炉膛结焦问题。

3.3 乏气风改造

一次风分离出的淡煤粉气流作为乏气布置于原D、E二次风口位置，向下倾斜进入炉膛以减少其对拱上主气流的影响，燃烧器分离出来的乏气风中含有少量细煤粉和大量空气，在燃烧后期引入有利于煤粉燃尽和降低NOx生成量。

3.4 燃烬风改造

在上炉膛下部布置燃烬风风口，将燃烧区域划分为燃烧器区域和燃烬风区域两部分，通过调节两级分级燃烧系统不同的风量配比获得更低的NOx排放水平。改造前、后炉膛燃烧设备布置比较示意图如图2所示：

4 改造前后锅炉运行情况

4.1 改造前

由电厂邀请第三方（具备资质的专业测试单位）依据相关试验规程对#1锅炉进行了改造前摸底测试，结果如下：

4.1.1 入炉煤低位热值在21500～22040kJ/kg范围，修正后的锅炉热效率分别为89.02%（240MW）、89.67%（270MW）、89.30%（290MW），均低于90%。

4.1.2 机组负荷240～290MW范围内，省煤器出口NOx排放浓度在950～1300mg/Nm3，平均在1200mg/Nm3以上。

4.1.3 环境温度较高时（30℃～36℃），锅炉排烟温度较高，机组负荷240MW和270MW下对应的空气预热器出口排烟温度分别为145℃和150℃；环境温度较低时（10℃），290MW负荷下空气预热器出口排烟温度为140℃。换算至设计保证条件下，机组负荷在240～290MW范围内对应的空预器出口排烟温度为131℃～141℃。

4.1.4 锅炉运行氧量控制在4.0%（240MW）、2.80%（270MW）、2.9%（290MW）的最佳值时，飞灰含碳量均在10%左右。endprint

4.1.5 测试期间各工况下的过热器减温水流量均在100t/h以上，最高达到130t/h。

4.2 改造后

#1锅炉改造大修工作于2013年3月完成，第三方依据相关试验规程进行了系统的冷、热态调整试验（包括制粉系统优化试验），随后进行了锅炉性能测试。由于5月初机组临时检修，5月中下旬又进行了168小时试运行，加上电网调度的因素，性能测试分为两个阶段：2013年4月下旬为第一阶段；6月上旬为第二阶段。测试期间各工况及不同负荷下，锅炉运行稳定，主要运行参数达到设计要求。以下是两个阶段的综合测试结果：

4.2.1 入炉煤低位热值在20073～25091kJ/kg范围，机组负荷240～330MW范围内，空预器出口排烟温度在124℃～140℃（换算至设计保证条件下），飞灰含碳量在6.5%～10%，锅炉热效率均在90%以上，最高达到91%。

4.2.2 机组负荷260MW及以下时，省煤器出口NOx排放浓度可轻松控制在800mg/Nm3以下，此时CO排放浓度小于150ppm，燃烧经济性好；机组负荷260～330MW范围内，省煤器出口NOx排放浓度为760～990mg/Nm3，CO排放浓度较高，为130～400ppm，若要将NOx排放浓度控制在800mg/Nm3以下，须牺牲一定燃烧经济性。

4.2.3 机组负荷210～330MW范围内，过热器减温水流量为60～93t/h。

4.2.4 锅炉最大出力可达到1025t/h（设计值），对应机组负荷330MW。

4.2.5 锅炉不投油最低稳燃负荷对应机组负荷为180MW，蒸汽参数正常。

4.2.6 机组负荷180～330MW范围内，过热蒸汽温度可达到额定值540℃±5℃。

4.2.7 测试期间各负荷下锅炉低过、平过、高过、高再等受热面金属壁温正常。

5 运行效果及结论

性能测试结果表明，燃用改造要求的设计和校核煤种时，在机组240MW及以上负荷时，锅炉热效率达到90%以上，较改造前高，同时省煤器出口NOx排放浓度比改造前降低300～500mg/Nm3，空预器出口排烟温度较改造前有所下降；若适当牺牲燃烧经济性，省煤器出口NOx排放浓度均可控制在800mg/Nm3以下；机组负荷180～330MW范围内，锅炉蒸汽参数达到设计值；过热器减温水流量为60～90t/h，优于改造前水平。

改造后第一阶段测试效果好于第二阶段，这是由于锅炉实际入炉煤质产生大幅波动（尤其是第二阶段测试期间的入炉煤种多次偏离改造设计范围），且经过长时间高负荷稳定运行后，炉膛结焦加剧导致炉膛温度升高和受热面换热效果变差、燃烧经济性和NOx排放浓度兼顾性因此变差所致。

机组须经过长期运行后方可真实、客观地反映改造效果，性能测试分为跨度近两个月的两个阶段，是可以反映客观事实的。综合两个阶段的测试结果分析，#1锅炉本次低氮燃烧改造后运行效果得到明显改善，在燃烧经济性略有提高的前提下，氮氧化物排放浓度得到大幅下降，排烟温度有所下降，过热器减温水流量也明显下降，锅炉运行安全、稳定，蒸汽等主要参数正常且达到设计要求，基本达到预期目标。针对改造后运行过程中出现的问题还需优化和完善设计方案，使技术改造水平进一步提高和成熟，增强锅炉在煤种适应性上的能力，为后续改造工程打下良好基础。

参考文献

[1] 电站锅炉性能试验规程（GB 10184-88）[S].

[2] 火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2003）[S].

[3] 黄新元.电站锅炉运行与燃烧调整[M].北京：中国电力出版社，2003.

作者简介：李旭升（1982-），男，四川自贡人，东方电气集团东方锅炉股份有限公司工程师，研究方向：电站锅炉性能及试验研究、调试。

（责任编辑：秦逊玉）endprint