姜 宇，李德波，周杰联，陈 拓，冯永新，钟 俊，苏湛清

(广东电科院能源技术有限责任公司，广州 510080)

大型燃煤电厂锅炉进行低氮技术改造后，炉膛主燃烧器区域处于还原性气氛，导致水冷壁高温腐蚀，严重影响锅炉安全稳定运行，因此需要开展主燃烧器区域贴壁气氛测量，准确评估锅炉水冷壁运行安全。国内一些研究者在防止锅炉高温腐蚀方面开展了理论研究、数值模拟和现场试验等工作。

肖琨等[1]进行了600 MW四角切圆燃烧锅炉防高温腐蚀方案研究。贺桂林等[2]进行了600 MW锅炉低氮燃烧器改造炉膛高温腐蚀分析研究。李德波等[3]开展了对冲旋流燃烧煤粉锅炉高温腐蚀现场试验与改造的数值模拟研究。国内其他研究者开展了现场燃烧优化调整试验研究，并取得了一些成果[4-11]。这些研究工作主要针对前后对冲旋流燃烧锅炉发生高温腐蚀现场开展了现场试验、数值模拟研究，笔者进行了320 MW四角切圆燃烧锅炉燃烧器区域贴壁气氛现场测量工作，分别在锅炉60%和100%额定负荷工况下，测试主燃烧器区域贴壁气氛中H2S、CO、NO、O2的体积分数，并调整对比工况，获得贴壁气氛随运行工况的变化规律，从而获得在保证水冷壁安全前提下，兼顾NOx排放的运行调整工况，为防止锅炉发生高温腐蚀提供参考。

1 锅炉设备概况

某热电有限公司2台320 MW机组锅炉型号为 HG1065/17.52-YM28。锅炉为亚临界自然循环锅炉，单炉膛、一次中间再热、燃烧器摆动调温、平衡通风、四角切圆燃烧、紧身封闭、固态排渣、全钢架悬吊结构。锅炉燃用烟煤，制粉系统采用冷一次风机、正压直吹式制粉系统，配置5台中速磨煤机，其中4台运行，1台备用。锅炉主要设计参数见表1。

表1 锅炉主要设计参数

锅炉的设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种为山西大同烟煤，适当掺烧澳大利亚和印尼煤，入炉煤为混煤：60%(质量分数，下同)印尼煤+40%神华煤，煤质数据见表2。

表2 煤质分析 %

表2(续)

为了适应环保排放控制要求，2 号机组进行了低氮燃烧器改造，除A层外，其他一次风喷口全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器。燃烧器纵向布置图见图1。

图1 燃烧器纵向布置

2 现场燃烧调整试验内容

采用GB/T 10184—2015 《电站锅炉性能试验规程》、GB/T 16157—1996 《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》中的方法开展现场试验[1-5]。由于机组运行负荷大多在60%、100%额定负荷2个工况点，试验拟安排在这2个负荷点进行。其中，60%额定负荷工况进行了4次贴壁风气氛测量，包括机组有4台磨煤机运行和3台磨煤机运行2种运行工况测量，1个调整工况测量及1个换煤种工况贴壁风气氛测量；100%额定负荷工况进行了2次贴壁风气氛测量。

采用NGA2000烟气分析仪测量 NO、CO体积分数，测量原理为红外法。其中，由于CO体积分数比一般气氛条件高出较多，选用的仪器测试范围在0%～100%。采用顺磁氧量计测量O2体积分数。对于H2S体积分数的测量，由于测量点位置CO体积分数特别高，常规的电化学法受CO干扰，无法获得准确的测试结果，故拟采用醋酸铅纸带法进行测量，原理是醋酸铅和H2S反应生成硫化铅+醋酸留在纸带上，通过光谱分析确定醋酸铅的浓度，以分析被测气体中H2S的体积分数。该方法可以准确地测量贴壁气氛中H2S体积分数，试验选用的仪器为加拿大进口S3331型H2S分析仪。

为了进行贴壁气氛测量，在2号机组前、后墙各安装了3个取样测点，测点位于前、后墙中部，标高在C、D层燃烧器范围内。实际试验时，为了进行比对，除了对新装测点进行测量外，还对同一标高附近的2个看火孔进行贴壁气氛测量。因此，每个测试工况，在前、后墙各进行5个测点贴壁气氛测量，包括2个看火孔和3个新装测点。

3 试验结果分析与讨论

3.1 60%额定负荷工况贴壁风气氛测量

3.1.1 工况1

60%额定负荷习惯工况(工况1)测试负荷为186.1 MW，主蒸汽和再热蒸汽温度分别为536.8 ℃和537.6 ℃。制粉系统为A、B、C、D磨煤机运行，其中A、C磨煤机磨神华煤，B、D磨煤机磨印尼煤。炉膛O2体积分数为4.8%，A侧和B侧选择性催化还原(SCR)脱硝系统进口NO质量浓度分别为221.1 mg/m3和253.7 mg/m3。由此可见此运行工况比较兼顾锅炉效率和环保排放。

工况1贴壁风气氛测量结果见图2。

图2 工况1贴壁风气氛测量结果

由图2可知：虽然水冷壁及看火孔测点没有检测出H2S，但是后墙CO体积分数明显高于前墙，NO体积分数低于前墙，且后墙上部测点(靠近D燃烧器)和中部测点CO体积分数均大于3%，运行O2体积分数低于3%，后墙CO体积分数呈现出下部向上部增大的现象，后墙O2体积分数呈现出由下部向上部逐渐降低的现象。说明后墙靠近D燃烧器水冷壁区域还原气氛强烈。

炉膛4个角处看火孔测量数据可以看出靠近向火侧的2号角和4号角CO体积分数较高(4号角CO体积分数最大达到7%)，O2体积分数较低。2号角和4号角CO体积分数较高，可能与煤粉浓度分布不均匀有关，同时与风量分配不均匀性也有关系。

综上可以推断炉膛火焰切圆较靠炉后，炉膛火焰中心的偏斜会造成风粉靠炉右后贴壁燃烧，不仅使水冷壁表面温度升高，水冷壁附近严重缺氧，而且高CO体积分数的贴壁风也会加强煤粉颗粒对水冷壁表面的冲刷磨损。

3.1.2 工况2

60%额定负荷配风调整后工况(工况2)关小了2、3层分离燃尽风(SOFA)风门，适当加大了下层燃烧器的二次风。主要目的是增加下部燃烧器区域的风量，减轻由于风量不足导致下部燃烧器区域CO体积分数高。工况2测试负荷为185.8 MW，主蒸汽和再热蒸汽温度分别为536.5 ℃和537.3 ℃。制粉系统为A、B、C、D磨煤机运行，其中A、C磨煤机磨神华煤，B、D磨煤机磨印尼煤。炉膛O2体积分数为3.9%，A侧和B侧SCR脱硝系统进口NO质量浓度分别为282.7 mg/m3和326.9 mg/m3。

工况2贴壁风气氛测量结果见图3。

图3 工况2贴壁风气氛测量结果

由图3可知：调整后水冷壁及看火孔测点也没有检测出H2S，后墙CO体积分数明显高于前墙，且后墙上部测点(靠近D燃烧器)和中部测点CO体积分数均大于2.8%，运行O2体积分数低于3.4%(后墙上部测点O2体积分数低于0.5%)，后墙CO体积分数也有从下部向上部增大的现象，后墙O2体积分数也呈现出由下部向上部逐渐降低的现象。说明后墙靠近D燃烧器水冷壁区域还原气氛也较为强烈。

炉膛4个角处看火孔测量数据可以看出靠近向火侧的2号角和4号角CO体积分数较高，O2体积分数较低，2个角CO体积分数基本一样。

综上可以推断炉膛火焰切圆较为偏炉后，相对于工况1火焰切圆改善不是很明显。配风调整后锅炉蒸汽主要参数和排烟温度相差不大，但由于SOFA关小得比较多，造成炉膛O2体积分数有所减小，而且上层SOFA减小，使得炉膛出口NO生成量有所增加。

3.1.3 工况3

60%额定负荷切磨工况(工况3)主要将4台磨煤机运行工况切换到3台磨煤机运行，研究不同磨煤机组合运行方式对贴壁气氛的影响。配风方式为基本关闭上层燃烧器二次风和SOFA。工况3测试负荷为183.5 MW，主蒸汽和再热蒸汽温度分别为535.7 ℃和530.7 ℃。制粉系统为A、B、C磨煤机运行，其中A、C磨煤机磨神华煤，B磨煤机磨印尼煤。炉膛O2体积分数为3.9%，A侧和B侧SCR脱硝系统进口NO质量浓度分别为266.0 mg/m3和289.9 mg/m3。3台磨煤机运行时水冷壁及看火孔测点没有检测出H2S。后墙CO体积分数高于前墙，且后墙上部测点(靠近D燃烧器)和中部测点CO体积分数均大于2.8%，运行O2体积分数低于3.4%(后墙上部测点O2体积分数低于0.5%)，后墙CO体积分数也呈现出从下部向上部增大的现象，后墙O2体积分数呈现出由下部向上部逐渐降低的现象)。说明该工况下后墙靠近D燃烧器水冷壁区域还原气氛也较为强烈。

炉膛4个角处看火孔测量数据可以看出靠近向火侧的2号角和4号角CO体积分数较高，O2体积分数较低。

综上可以推断炉膛火焰切圆为偏炉左后，相对于前2个工况火焰切圆有了一定改善，火焰切圆已经向前墙有所前移。但3台磨煤机运行时锅炉主蒸汽和再热蒸汽参数均有所下降，其中再热蒸汽温度只有530.7 ℃，排烟温度变化不大，由于SOFA及上层燃烧器二次风关小得比较多，造成炉膛O2体积分数有所减小，排烟中CO体积分数有所增加，飞灰和炉渣含碳量可能有所增加，锅炉效率势必有所下降。炉膛出口NO排放量介于工况1和工况2之间。

3.1.4 工况4

60%额定负荷切磨工况(工况4)主要是3台磨煤机运行，将B、E磨煤机更换为神华煤，运行方式为控制较低NO生成量的配风方式，具体设置为开大SOFA风门，同时上摆燃烧器，使火焰中心上移。工况4测试负荷为182.2 MW，主蒸汽和再热蒸汽温度分别为537.9 ℃和537.0 ℃。制粉系统为A、B、C磨煤机运行，3台磨煤机均磨神华煤。炉膛O2体积分数为4.0%，A侧和B侧SCR脱硝系统进口NO质量浓度分别为142.8 mg/m3和155.2 mg/m3。3台磨煤机均磨神华煤运行时水冷壁及看火孔测点也没有检测出H2S。前墙CO体积分数高于后墙，且前墙所有测点CO体积分数均大于3%(最大CO体积分数超过7%)，运行O2体积分数基本为0%。后墙上部和中部测点CO体积分数比较高，其中后墙上部测点CO体积分数大于3%。说明该工况下前墙靠近C、D燃烧器水冷壁区域还原气氛很强烈，而且后墙靠近D燃烧器水冷壁区域还原气氛同样比较强烈。

炉膛4个角处看火孔测量数据可以看出靠近向火侧的2号角和4号角CO体积分数较高，2个角的CO体积分数都在7%左右，O2体积分数较低。

工况4使用控制生成最少NO的配风方式，导致炉膛内燃烧器区域均处于缺氧燃烧状态，整个燃烧器水冷壁区域的还原性气氛都很强烈，水冷壁极容易发生高温腐蚀现象。燃烧器上摆有利于提高主蒸汽和再热蒸汽温度，但主蒸汽压力较工况1偏低。

3.2 100%额定负荷工况贴壁风气氛测量

3.2.1 工况5

100%额定负荷4台磨煤机运行工况(工况5)测试负荷为290.8 MW，主蒸汽和再热蒸汽温度分别为526.9 ℃和525.6 ℃。制粉系统为A、B、C、E磨煤机运行，4台磨煤机均磨神华煤。炉膛O2体积分数为3.7%，A侧和B侧SCR脱硝系统进口NO质量浓度分别为227.4 mg/m3和237.4 mg/m3。高负荷下水冷壁及看火孔测点也没有检测出H2S。前墙CO体积分数略高于后墙，且前墙所有测点CO体积分数均大于5%(最大CO体积分数超过7%)，运行O2体积分数基本为0%。后墙测点CO体积分数也比较高，均大于4%。说明该工况下前墙和后墙水冷壁区域还原气氛都比较强烈。

炉膛4个角处看火孔测量数据可以看出靠近向火侧的2号角和4号角CO体积分数较高，2个角的CO体积分数都在7%左右，O2体积分数较低。

工况5炉膛燃烧器区域生成CO均比较多(NO均比较少)，说明炉膛内燃烧器区域均处于缺氧燃烧状态，整个燃烧器水冷壁区域的还原性气氛都很强烈，水冷壁极易发生高温腐蚀现象。同时，该燃烧方式主蒸汽和再热蒸汽的温度和压力都较低，锅炉运行不够经济。

3.2.2 工况6

100%额定负荷5台磨煤机运行工况(工况6)测试负荷为298.9 MW，主蒸汽和再热蒸汽温度分别为535.6 ℃和534.5 ℃。制粉系统为A、B、C、D、E磨煤机运行，其中A、B、C、E磨煤机磨神华煤，D磨煤机磨印尼煤。炉膛O2体积分数为3.7%，A侧和B侧SCR脱硝系统进口NO质量浓度分别为251.1 mg/m3和260.2 mg/m3。水冷壁及看火孔测点也没有检测出H2S。前墙CO体积分数略高于后墙，且前、后墙所有测点CO体积分数均大于1.5%(最大CO体积分数超过6%)，运行O2体积分数在1%左右。说明该工况下前墙和后墙水冷壁区域还原气氛比较强烈，但相对于工况5水冷壁区域还原气氛稍好。

炉膛4个角处看火孔测量数据可以看出靠近向火侧的2号角和4号角CO体积分数较高，2个角的CO体积分数都在7%左右，O2体积分数较低。

工况6炉膛燃烧器区域生成CO和NO相对比较均衡，炉膛内燃烧器兼顾高温腐蚀和NO生成。但该运行方式再热器减温水量显著增大(试验期间A侧、B侧再热器减温水质量流量共28 t/h)，锅炉运行不够经济。

3.3 锅炉运行存在的问题分析

电厂现有一次风喷口全部采用上下浓淡中间带稳燃钝体的燃烧器，由于燃烧器实现初步的分级送风燃烧,起到了降低NOx排放量的作用,同时煤粉浓缩, 对低负荷稳燃也有一定作用。但是,如果一次风的刚性小于二次风,浓淡一次风就会先于二次风偏向水冷壁,此时浓股一次风煤粉含量多,与二次风混合差,缺少足够的O2，容易形成局部还原性气氛, 加剧水冷壁高温腐蚀。目前,煤粉浓淡分离燃烧技术逐渐趋向于采用水平浓淡布置,将浓股射流布置在向火侧,将淡股射流布置在背火侧，并在淡股射流的背火侧增加1股二次风，从而在强化燃烧的同时，削弱近壁还原性气氛，避免发生高温腐蚀。建议电厂开展相关的技术改造。

煤粉细度对高温腐蚀的影响比较大。煤粉颗粒太粗将导致火炬拖长，同时影响煤粉的燃尽，使大量未燃尽煤粉颗粒聚集在水冷壁附近，加剧高温腐蚀。建议电厂对所有磨煤机煤粉细度进行测量。

锅炉设计入炉煤Qar,net为23.000 MJ/kg，但实际运行入炉煤Qar,net为18.770 MJ/kg(见表1)，与设计煤种的发热量偏差较大。对发热量低的煤，燃用的煤量和一次风量均相应增加；而一次风速增加的同时会使磨煤机出力，使入炉煤粉颗粒变粗，导致进入炉内的灰分增多，高速的风粉混合物以及灰分势必加强了对燃烧器附近水冷壁的冲刷，加剧了水冷壁的减薄，由此间接引发水冷壁减薄速度加快。建议电厂进行配煤掺烧，保证入炉煤热值与设计煤接近。

4 结语

通过研究可得出以下结论：

(1) 不同负荷、不同配风方式下炉膛水冷壁区域均检测出高浓度CO，说明炉膛水冷壁区域均存在不同程度的强烈还原性气氛，这是可能导致水冷壁产生高温腐蚀的一个重要原因。

(2) 在工况1～工况3中，后墙水冷壁CO体积分数高于前墙水冷壁CO体积分数；在工况4中，前墙水冷壁CO体积分数高于后墙水冷壁CO体积分数；在工况5中，前墙区域和后墙区域CO体积分数都比较高；在工况6中，水冷壁还原性气氛不算很强烈，后墙水冷壁CO体积分数略高于前墙水冷壁CO体积分数。