火电厂机组锅炉再热器出口蒸汽温度偏低对机组运行的经济性影响较大。针对该问题，火电厂多采取增加受热面的改造措施^[1]。但增加受热面会造成再热器阻力增大及再热器出口管屏蒸汽温度偏差增大，对锅炉出力造成一定影响。而提高再热器烟气侧和蒸汽侧温差可有效增强再热器换热能力，达到提高再热器出口蒸汽温度的目的。本文以某电厂600 MW超临界机组锅炉为例，通过进行燃烧器改造，在有效降低NO_x排放量的基础上提高了锅炉炉膛出口烟温，以增强再热器换热能力，使再热器出口蒸汽温度达到设计值。

某电厂600 MW超临界机组锅炉为HG-1913/25.4-HM型、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、紧身封闭布置的∏型锅炉。锅炉采用中速磨直吹式制粉系统，每台锅炉配7台MPS212HP-Ⅱ磨煤机，燃用设计煤种时6运1备。锅炉采用墙式切圆燃烧方式，主燃烧器布置在水冷壁的四面墙上，每层4只燃烧器对应1台磨煤机。锅炉脱硝装置采用SCR（Selective Catalytic Re-duction）脱硝方式，催化剂层数为2+1布置方式。设计煤种为劣质褐煤，煤粉细度R₉₀=35%。锅炉设计煤种及校核煤种指标见表 1所示，锅炉设计参数见表 2所示。

表1(Table 1)

表 1 锅炉设计及校核煤种指标

表 1 锅炉设计及校核煤种指标

表2(Table 2)

表 2 锅炉设计参数

表 2 锅炉设计参数

由于锅炉燃用高水分褐煤，为保证磨煤机的干燥出力，一次风率高达41.53%（600 MW工况下），二次风包裹煤粉气流能力减弱；锅炉燃烧时，切圆直径为10 900 mm，火焰刷墙现象严重。以上原因造成锅炉水冷壁结焦严重，焦渣接近熔融状态，频繁引发水冷壁拉裂、灰斗堵塞、碎渣机棚焦等故障。

锅炉炉膛内燃烧直径较大，燃烧不集中，火焰中心温度和位置均偏低，导致炉膛辐射受热面吸热量较大，汽水分离器蒸汽温度高于设计值15 ℃，从而影响锅炉对流受热面的吸热量，最终造成锅炉再热器出口蒸汽温度低于设计值30 ℃左右，严重影响了锅炉运行的经济性。

目前SCR脱硝装置（脱硝效率约为80%）入口NO_x质量浓度为350 mg/m³左右，出口NO_x质量浓度为70 mg/m³。为达到烟气“近零排放”目标^[2]，需要将SCR脱硝装置入口NO_x质量浓度降至250 mg/m³以下，出口NO_x质量浓度降至50 mg/m³以下。

为了解决水冷壁结焦和再热器出口蒸汽温度偏低的问题，根据锅炉特点，确定改造目标为：炉内燃烧更集中，炉膛出口烟气温度得以提高，再热器出口蒸汽温度达到设计值；减小切圆直径，减轻炉膛水冷壁结焦现象。具体方案为：将一次风、二次风喷燃器喷口向炉膛中心偏转20°，将切圆直径由原来的10 900 mm调整为3016 mm，使得火焰及高温区域更加向炉膛中心集中，以降低水冷壁贴壁烟温；切圆直径减小后，炉膛火球位置提高，从而使屏底烟气温度及末级再热器换热烟气温度提高，末级再热器换热能力增强，最终使再热器出口蒸汽温度得以提高^{[3, 4, 5]}。

根据分级燃烧理论，对主燃烧器及SOFA燃烧器进行改造，使炉膛出口NO_x质量浓度降至250 mg/m³以下。

主燃烧器采用低NO_x水平浓淡燃烧器。一次风在燃烧器百叶窗分离器的作用下，使煤粉浓淡分离；通过燃烧器出口喷嘴上设置的波形钝体的导向作用，使煤粉形成浓淡两股气流喷入炉膛，达到“风包粉”的燃烧效果；煤粉进入炉膛后，在钝体下游形成一个稳定的回流区，使炉内火焰稳定燃烧。燃烧器喷口设置波形结构板，有利于增大一次风与炉内热烟气的接触面积，使一次风中的煤粉初期着火容易，从而降低未燃尽碳损失，提高锅炉燃烧效率。由此保证炉膛出口NO_x质量浓度在250 mg/m³以下，SCR脱硝装置出口NO_x质量浓度低于50 mg/m^{3[5, 6, 7, 8, 9]}。除此之外，本次燃烧器改造采用偏置周界风技术，在一次风浓侧（向火侧）周界风量较小，保证煤粉稳定着火；在一次风淡侧（背火侧）周界风量较大，保证贴壁形成氧化性区域，防止水冷壁结焦及高温腐蚀。水平浓淡燃烧器结构见图 1所示。

图1(Figure 1)

图1 水平浓淡燃烧器结构示意图

为了提高燃烧器对煤种的适应性，使锅炉在煤质发生变化时排放的NO_x质量浓度不会有较大波动，对SOFA燃烧器进行改造，由原来的水平摆动改造为垂直、水平均能摆动，水平方向可摆动-15°~15°，垂直方向可摆动-20°~20°。如果煤质发生变化，可以通过SOFA燃烧器的垂直摆动来调整燃烧，整个锅炉的燃烧调整更为灵活。改造前、后SOFA燃烧器平面布置对比图如图 2所示。

图2(Figure 2)

图2 改造前后 SOFA燃烧器平面布置对比图

改造后锅炉运行参数见表 3所示。下炉膛及炉膛出口烟气温度均有所上升，炉膛水冷壁吸热量减少，对流受热面吸热量增加，分离器蒸汽温度降低12 ℃，过热器两级减温水比例更趋于合理。且由于烟气温度的提高，使得再热器出口蒸汽温度由541 ℃提高至568 ℃，达到额定值。

表3(Table 3)

表 3 改造前后 600 MW负荷下锅炉运行参数对比

表 3 改造前后 600 MW负荷下锅炉运行参数对比

由于炉膛火焰切圆直径减小，炉膛水冷壁结焦现象得到明显改善。在炉膛正常吹灰的情况下，不再出现水冷壁结焦、灰斗堵塞、碎渣机棚焦等问题，大大提高了机组运行的安全性。

对燃烧器进行改造后，600 MW负荷下SCR脱硝装置入口NO_x质量浓度下降约160 mg/m³，出口NO_x质量浓度低于50 mg/m³，达到超低排放要求^[2]。降低NO_x排放量的同时，液氨耗量由0.31 t/h下降至0.20 t/h（单台炉），年液氨成本下降约两百万元，提高了电厂经济效益。

本次对600 MW超临界锅炉进行燃烧器改造，不仅减少了NO_x排放量，而且提高了再热器出口蒸汽温度，减轻了水冷壁结焦现象，改造经验对解决同类问题有一定的指导意义。