進口亞臨界機組鍋爐燃燒器改造

黃國恩

(四川巴蜀江油發電廠，四川江油 621709)

1 機組概況

巴蜀江油發電廠330 MW機組1991年相繼投產，鍋爐設計燃用60%渭北煤+40%廣旺煤，天然氣點火、助燃。最大連續蒸發量為:1 004 t/h，主蒸汽壓力:18.4 MPa，主蒸汽溫度:543℃，配330 MW汽輪發電機，鍋爐系法國斯坦因工業公司制造的亞臨界、強制循環、中間再熱、四角切向燃燒、固態排渣。N型布置煤粉爐，采用4組共20只四角布置直流燃燒器分別由5層煤粉燃燒器和3層天然氣燃燒器，開式制粉系統:制粉乏氣排大氣不作為三次風進入爐內燃燒。四角燃燒器周圍均布置有衛燃帶。鍋爐過熱器則低溫過熱器、中溫過熱器、高溫過熱器共3級組成，2級噴水減溫調節汽溫;再熱器由壁式低溫再熱器，對流式高溫再熱器組成，主要采用改變燃燒器噴口傾角方式調節汽溫。低溫再熱器布置在水冷壁前墻和兩側墻35 M標高以上，與水冷壁形成復式壁結構。

2 存在的問題

近年來，鍋爐運行存在兩大問題。

一是鍋爐出現滿負荷熄火，尤其是2005年4月份以來，鍋爐頻繁出現滿負荷熄火，影響了鍋爐機組的經濟、安全運行;

二是鍋爐的帶負荷能力受到嚴重影響，31號爐投運所有給粉機，并投運一層天然氣(4 000 Nm3/h)，鍋爐也僅能帶260 MW左右的負荷。

3 初步原因分析

從鍋爐運行情況看，由于鍋爐實際燃用煤種變差:主要表現為灰份大(約45% ～55%)、發熱量低(約12 500～14 000 kJ/kg)。嚴重偏離設計煤種，導致鍋爐出現一系列問題:由于煤種變差，鍋爐要達到滿負荷，燃料量增加，風量增加，導致鍋爐爐內溫度水平低，直接導致煤粉氣流的著火熱源溫度低，煤粉氣流著火困難，這是導致鍋爐滿負荷熄火的根本原因;另外由于燃料發熱量降低，要達到滿負荷運行，必須大大加大入爐煤量，根據現有分析煤種的分析結果，要達到滿負荷，與設計煤種相比，煤量要增加近40%，從而導致給粉機出力達不到現有煤種的要求，導致鍋爐出力降低。因此，煤質惡化(偏離設計煤種)是鍋爐熄火的主要原因。

鍋爐燃燒器采用法國STEIN公司設計的直流燃燒器，對煤質變化的適應能力差，當煤質偏離設計煤種，鍋爐燃燒會急劇惡化。這是鍋爐熄火的另一主要原因。

煤質因受地理位置、運力等影響在今后較長時間不會有根本性好轉。因此，在現有煤質情況下，如何通過技術改造，保證鍋爐能滿負荷安全運行，是擺在江油發電廠技術人員面前的一個難題。

4 改造初步方案

針對江油發電廠330 MW機組鍋爐運行情況的現狀，根據專家建議，確定改造的初步方案。

(1)針對煤粉氣流著火難、鍋爐滿負荷熄火的情況，采用濃淡燃燒技術，在一定程度上降低對著火熱的需求。根據鍋爐的燃燒器布置情況，采用水平濃淡燃燒技術以適應鍋爐燃燒系統的布置。

(2)在燃燒器區域敷設一定面積的衛燃帶，提高燃燒器區域的溫度水平，滿足煤粉氣流著火的需求。

(3)針對鍋爐出力不足的問題，更換給粉機，加大給粉機出力，滿足鍋爐在現有煤種的情況下鍋爐所需的燃料量要求。

該廠330 MW機組鍋爐燃燒器區域在建設時期已經安裝有衛燃帶，所以未作改動;對于鍋爐出力不足有多種原因:主要是煤粉未完全燃燒、未按設計煤種配煤、結焦嚴重影響出力，從機組原有設計上來看，給粉機是能滿足機組的負荷要求的，所以也未對給粉機進行擴容改造。而百葉窗水平濃淡燃燒器能在不改變燃燒系統的情況下，有效地克服鍋爐上述問題。因此重點對燃燒器本體進行改造。

5 燃燒器改造措施

水平濃淡燃燒器在布置上使濃側氣流靠近向火側(見圖1)，使進入爐膛的濃側煤粉氣流直接與上游來的高溫煙氣混合。上游來的高溫煙氣直接沖刷濃側一次風氣流，使一次風氣流迅速得到加熱。煤粉氣流能通過這種強烈的混合得到大量的著火燃燒所需要的熱量，能及時地著火燃燒，提高含粉氣流的著火穩定性。

燃燒器改造是在原有燃燒器中心標高和燃燒器框架及燃燒器擺動執行機構的結構、尺寸、擺角不變的情況下，對下三層(A、B、C層)一次風燃燒器進行重新設計更換，使之與現有煤種適應。改造后燃燒設備的布置與改造前相同，采用四角布置、切向燃燒、直流擺動式百葉窗水平濃淡煤粉燃燒器。風、粉氣流從爐膛四角噴進爐膛后，在爐膛中心形成假想雙切圓，假想雙切圓直徑分別為 Φ1 610/Ф1 770 mm。將下3層煤燃燒器原有的12個噴口和大風箱內煤粉管道全部更換為百葉窗水平濃縮器和噴口;一次風噴口采用周界風及向外翹邊。

圖1 水平濃淡燃燒器布置示意圖

在噴口內加裝水平鈍體等結構，因實際燃用煤質變化范圍大，為有效防止在燃用煤質較好的情況下出現燒損噴口的問題，采用一次風噴口向外翹邊的措施，解決周界風過早混合的問題，增加高溫煙氣回流量，加強煤粉氣流的著火穩定性。

濃縮器根據鍋爐燃用煤質情況，采用具有丘體+開口葉片式濃縮器(圖2)，百葉窗水平濃淡燃燒器由一次風風管相連的法蘭、方圓接、百葉窗濃淡器、風管過渡段、風管頭部和噴口組成。改造后的燃燒器部體尺寸:1 300 mm。燃燒器噴燃口在外形尺寸上和原位置盡量一致。

圖2 水平濃淡燃燒器結構示意圖

改造后，采用水平濃淡煤粉燃燒器百葉窗濃縮器的設計參數。

濃淡側風量比:1.1 ～1.30

煤粉濃縮比:≥2

阻力系數比:≤2

阻力:≤42 mmH2O

為改造后燃燒器燃燒煤種相適應，調整一次風速，以進一步提高鍋爐運行經濟性和穩定性。改造后燃燒器阻力增加，在不改造一次風機、空氣預熱器的前提下加強一次風門的調節靈活性和能力;對空氣預熱器蓄熱組件進行清洗，保持風煙系統內通風正常;制粉要求煤粉細度(R90)不大于20%。

6 燃燒器改造的不足及改進措施

經過一段試運行，發現水平濃淡燃燒器存在以下不足。

1)噴口燒損現象普遍，燒損情況嚴重;

2)一次風管、燃燒器內易發生堵粉事故;

3)濃縮器箱體、葉片和噴口鈍體處有嚴重的磨損。

經過論證，采取如下改進措施。

1)根據該廠燃料特性對燃燒器噴口進行重新設計，優化噴口結構;適當提高一次風風壓，提高一次風流速;

2)改進百葉窗濃縮器結構，運行中加強對一次風速、風壓的監視，增加吹掃裝置等方式減少堵粉情況的發生;

3)濃縮器箱體、葉片和噴口鈍體處采用耐磨材料制作或采用陶瓷貼片防磨等方法減少局部磨損，提高燃燒器的使用壽命。

通過改進，31號機組鍋爐有效地解決了上述問題，具備運行的條件。

7 燃燒器改造前后性能試驗對比

7.1 燃燒器改造前機組熱效率

發電機組負荷325 MW時，機組熱效率為88.522 3% 。

發電機組負荷285 MW時，機組熱效率為89.962 5% 。

發電機組負荷240 MW時，機組熱效率為88.178 4% 。

在燃燒器改造前試驗期間煤質灰份含量較高、固定碳含量和發熱量明顯偏低，另外，由于近兩年燃煤熱值下降較多且波動大，鍋爐機組經常出現高負荷滅火現象，對機組的安全運行帶來了很大的影響。為此電廠被迫采取低氧量的運行方式，雖然對煤粉著火有利，但對煤粉的燃燼不利，飛灰可燃物較以前大幅度增加了2.0%左右，這些都將明顯影響鍋爐機組的熱效率。試驗結果表明:在發電負荷為325 MW時鍋爐的飛灰含碳量達到了4.00%，機械不完全燃燒熱損失達到了5.28%。

鍋爐回轉式空氣預熱器的漏風系數和漏風率有明顯增大，漏風和堵灰情況較為嚴重。空氣預熱器漏風率大，一方面降低鍋爐熱效率，對鍋爐的熱效率影響較大，另一方面增加送、引風機的電耗，從而增加廠用電;更為嚴重的是由于空氣預熱器大量的漏風和大面積的堵灰導致鍋爐燃燒用風嚴重不足和一次風壓太低，最終導致鍋爐機組不能正常帶負荷。

7.2 燃燒器改造后機組熱效率

發電機組負荷325 MW時，機組熱效率為92.466 43% 。

發電機組負荷280 MW時，機組熱效率為92.389 7% 。

發電機組負荷230 MW時，機組熱效率為92.752 5% 。

就改造前后熱效率對比:鍋爐機組熱效率(發電機組在3種負荷下)分別提高3.944 1%、2.427 2%、4.574 1%，在燃用煤質和現有設備狀況以及相關試驗條件下，鍋爐機組熱效率較改造前有所提高;鍋爐機組運行穩定，主、再熱蒸汽參數與改造前相當;鍋爐燃用12 500～21 000 kJ/kg范圍內煤種，對煤質變化的適應能力增強;鍋爐停用天然氣助燃的情況下，穩燃最低負荷為626.0 t/h，對應機組發電負荷為230 MW，達到機組設備改造設計要求，鍋爐運行中結焦情況也有了較大的改善。

8 結語

神華巴蜀江油發電廠進口亞臨界鍋爐燃燒器改造后，煤質變化的適應能力增強，低負荷(40%BMCR)時可不投天然氣穩燃，煤粉燃燼率高，未出現水冷壁高溫腐蝕和結渣現象，NOx排放量大大降低。對國內其他類似電廠燃燒器改造有一定的借鑒意義。