600mw对冲锅炉低氮燃烧器改造及问题分析

600MW对冲燃烧锅炉低氮燃烧器改造及问题分（电力首阳山，【】为解决炉膛出口NOx排放浓度过高的问题，锅炉的各项参数不偏离设计值，结合实际，【】对冲燃烧低氮燃烧改造结焦飞灰炉渣措引根据国家相关政策，环保要求及氮氧化物指标的制定，为福泽后人，建立可持续发NOx的效果并不理想。根据现场实测数据，正常运行时锅炉省煤器出口NOx浓度最高为850mg/Nm（标态、干基、6%O2。为满足NOx排放标准≤100mg/m3（标态、干基、6%O2）的要求，稳定脱硝效率需高达约89%，这在目前条件下仅依靠烟气脱硝技术是难以保证的。因此，为达到排放标准要求同时降低脱硝改造总投资及运行费用参考目前国内大型机组实际运行经验，先进行低氮燃烧器改造保证锅炉省煤器出口NOx浓度保证值不大于500mg/Nm3（标态、干基、6%O2。低氮燃烧器改造锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1956/25.4-YM1型超临界参数变压运行直流炉，双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，低NOx轴向旋流煤粉燃烧器，前后墙布置，对冲燃烧。燃烧器分四层布置后墙上，每层4只，共计32只。每个燃烧器中心均配置一支点火油枪，并配有火焰检测装置。其中最下层8只燃烧器已改造为小油枪微油点火装置。后墙燃烧器上部布置有燃尽风装置，共14只。燃尽风层距离屏底高度14.456m，最上层煤粉燃烧器距离屏底高度17.964m。由于燃用煤种较为复杂，涉及20多个矿点10来种煤质，所以多家燃烧器厂家对进行现场后都对燃烧器的改造信心不足最终在经过公司专业人员调研评估后，采用了龙高科风包粉系列浓淡煤粉燃烧技术的中心給粉旋流煤粉燃烧器回流区的煤粉量增加，煤粉的穿越时间延长，使煤粉在还原性气氛下燃烧，延长煤粉在还原性气氛中的停留时间，可有效控制型NOx的形成。二次风通过二次风道进入燃烧器后分成两部分，由于二次风被分成了内、外两部分，因而形成了分级燃烧，与中心给粉相结合，实现了低NOx排放。这种燃烧器主要特点是稳然效果好，降NOx效果明显，原理上能够避免锅炉结焦的发生，同时飞灰炉渣可燃物含量升高不明显。为避免出现改造后炉膛出口NOx排放下降幅度较小，需要重新改造的问题。在燃烧器改造前充分考虑了NOx控制余量，目前燃尽风只需要开大到40%，就能够满足炉膛出口NOx低于设计值为500mg/Nm3（标态、干基、6%O2，而脱硝设计SCR入口NOx设计值为600mg/Nm3（标态、干基、6%O2，保证了炉膛出口氮氧化物控制能力和国家NOx排放标准≤100mg/m3（标态、干基、6%O2）的要求。锅炉燃烧方式前后墙对冲不变，燃烧器将原A、B、C层及D层1、4、5、8改为中心给粉旋流煤粉燃烧器，改造后燃烧器结构如图1油枪以及火检，有效缩短了改造时间，同时降低了改造成本。燃烧器布置示意图如图1内二次风管2外二次风管3煤粉分离器4浓缩换支架5图1在燃烧器改造前根据燃尽风改造采层还是单层两个方案充分进行论证。一在原燃尽风基础上新增一层燃尽风，或将燃尽风装置直接上移，燃尽风到屏底的距离由原来的14.456m降为12m左右。优点：有利于降低氮氧化物，尤其是当燃烧器的低氮特性较差。缺点：飞灰可燃物升高明显，可能会升高到10-15%；过热器、再热器壁温超温，再热器减温水量升高，“报捷声”不断，同时改造量相对较大。二将原有的14只OFA更换为新的燃尽风装置，风量增加，位置不动。优点：飞灰可燃物含量易保证，过热器、再热器减温水量基本不变。缺点：通过燃尽风降低氮氧化物的幅度减小。通过与厂家人员反复计算论证最后采用在原有的燃尽风基础上进行改造加大燃尽风比例，将燃尽风占总风量比由12.5%增加到24（占总风量，有效降低火焰中心，避免了再热器减温水量增加的问题,同时降低了改造工程量，降低了改造费用。将布置、后墙燃烧器正上方的8只燃尽风同时更换为新型燃尽风装置扩大燃尽风喷口面积，并重新设计水冷壁开孔；其余6尽风装置结构如图2所示。燃尽风装置布置示意图如图323：燃烧设备布置示意图经过以往运行经验总结微油点火小油枪在锅炉燃烧时稳然能力相对较弱。如果D层全部应用小油枪微油点火，存在一定的安全隐患，但是全用大油枪，在机组启停过程中，燃油耗量将会增加较大，最终通过论证决定将D层采用大小油枪混合布置方式进行改造。D层（2、3、6、7）4支燃烧器（如图4）采用中心给粉气化小油枪改造，D层其它4只更换成中心给粉旋流燃烧器。经过浓缩的浓煤粉首先进入一级燃烧大大加快煤粉颗粒温度急剧升高爆裂和剧烈燃烧然后进入二级燃烧室已着火燃烧的浓相煤粉在二次室内与稀相煤粉混合并点燃稀相煤粉，实现了煤粉的分级燃烧，逐级点燃，达到点火并加速煤粉燃烧的目的，大大减少煤粉燃烧所需引燃能量,满足了锅炉启、停及低负荷稳燃的需求。图4：微油气化燃烧侧向点燃煤粉技术的优点在于小油点火燃烧器一级燃烧室位于一次风管侧壁上，小油点火油枪系统均在一次风管外侧，无煤粉冲刷，对于一级燃烧室的磨损问题可采用浓缩环支板结构，端面采用贴陶瓷，这样可以有效解决磨损问题。同时原燃烧器整体结构并无大的变化，对于停用小油枪时仍可正常做主燃烧器使用，可有效的抑制NOX的生成。改造目标（主蒸汽流量：1956t/h，再热蒸汽流量1591t/h锅炉效率不低于改前试验值。改造后过热器、再热器减温水量在基准试验值的（5%）范围内，过热器、再热器各部位金属温度均不得超温。机组负荷300～650MW，锅炉NOx排放值（省煤器出口）低于（500）mg/Nm3（标态、干基、6%O2机组负荷300～650MW，烟气中的CO排放量不应超过不投油最低稳燃负荷不大于（35）%BMCR改造前后数据对比（数据来源：山西电科院性能试验报告1234℃1234%5%7℃8℃9℃NOx（4燃烧器改造后出现的问题及应对措在低氮燃烧器改造投运后，出现锅炉结焦和飞灰炉渣可燃物含量增大大问题，一定程度影响了锅炉效率和机组的安全运行。由于燃煤煤种比较复杂达到20多个矿点10几种煤，有陕西烟煤、义马烟煤、高热无烟煤、低热无烟煤、贫瘦煤、煤泥等，部分矿点煤灰较低1150℃，远远低于设计的1300℃，同时为了降低炉膛出口NOx值，控制燃烧区域氧量相对较低，所以在#1机组低氮燃烧器改造后投运初期存在锅炉结焦问题，连续两次出现掉焦造成捞渣机跳闸，且多次发现捞渣机刮板有较大焦块（如图5。经过公司上下齐努力，根据锅炉结焦原理和低氮燃烧器原理，对燃烧器二次风旋流强度反复调试，最终使锅炉结焦问题得到解决。图5：锅炉结焦情况35%。避免锅炉缺氧燃烧形成还原性气氛，保持高氧量运行，控制600MW不小于3.7%，有利于减少煤中矿物元素向低灰化合物的转化，从而起到缓解结焦的作用。并制定氧高灰煤种搭配掺烧（如图7）。对炉膛进温（如图8），根据炉膛温度与煤种灰情况进行掺烧配煤,炉膛温度较低的D层燃用灰相对较低煤种。提高煤粉过调整分离器挡板和添加钢球的粉细度R90由14.04%10.69%，一方面减少了粗颗粒煤粉对水冷壁的冲刷，缓解侧墙结焦；另一方面煤粉。结焦，一次风速过高使未完全燃烧的颗粒粘附在水冷壁上继续燃烧引起结焦利用机组停机检修机会对燃烧器改造控制适合燃煤的一次风速21m/s左右。。煤种未化验灰不得直接上仓入炉。在每日统计的燃煤日报表中加入煤的灰项目根据炉膛温度及煤灰情况进行燃煤掺配，灰相对较低煤种燃用在下层，且每次只能掺烧1个仓。超过390℃时，值长应立即安排进行锅炉受热面全面蒸汽吹灰；锅炉连续550MW以上高负荷550MW8400MW303.7%运行，严禁缺氧运行，尽量减少炉内还原低氮燃烧器改造后，锅炉运行调整思路应当根据新燃烧器特点进行相应的改变，如#1机组低氮燃烧器改造后投运初期，机组氧量控制仍然按照原燃烧器的控制思路调整，飞灰可燃物含量由原来的2%提高到3.5%左右，炉渣可燃物含量由原来的3%提高到6%左右。提高锅炉运行氧量，控制燃尽风开度小于35%，相应的锅炉主燃烧区域的风量同时有利于降低飞灰、炉渣可燃物含量。通过调节磨煤机分离器分离挡板角度，加强磨煤机分离器的清理，保证磨煤机加钢球量等方法降低煤粉细度，将入炉平均煤粉细度R90由降低至，便于煤粉在炉内燃烧，有利于降低飞灰、炉渣可燃物含量。降低一次风压运行，一次风压降低后燃烧器出口一次风速减弱，进入炉膛的煤粉细度将提高，增加了煤粉在炉膛内的燃烧停留时间，有利于降低飞灰、炉渣可燃物含量。进行配煤调整，尽量避免两种煤掺配时因为本身性质差异较大和掺配不均，引起飞灰含碳量较大。如不得已需要进行无烟煤掺烧时，将高热值的烟煤与无烟煤进行掺烧，提高燃烧器着火热量，更利于无烟煤的燃尽。对燃烧方式进行优化调整，制定氧量运行曲线（如图10，有利于降低飞灰、炉渣可燃物含量。图10：氧量调整及新氧量曲线通过对低氮燃烧器改造后燃烧原理的分析，重新调整制定新的氧量运行曲线，目前锅炉飞灰炉渣得到很好的控制（如图11：5结束语

11:20143根据低氮燃烧器厂家给出的设计方案，根据现场实际运行情况，提出改进措施。在低氮燃烧器改造后，炉膛出口的NOx排放质