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【摘要】台山电厂1号炉进行了600MW锅炉燃烧器的改造，显著降低了NOx的排放，同时也引发了锅炉再热汽温远达不到原设计温度的严峻问题，本文论述台山电厂1号锅炉再热蒸汽温度低的原因及采取的提高汽温的策略。
【关键词】锅炉；燃烧器改造；再热汽温低
一、台山电厂1号炉现状
台山电厂1号炉进行了600MW锅炉燃烧器的改造，显著降低了NOx的排放，同时也引发了锅炉再热汽温达不到原设计温度的严峻问题。当前机组降负荷过程中再热蒸汽温度下降幅度较大，频繁低过500度，最低达480度左右，同时低负荷为了确保NOx不超限，SOFA风门的调节受到较大的限制，也导致再热蒸汽温度进一步降低，已无调整手段。
改造后燃烧器保持原制粉系统与煤粉管道布置不变，现有的4个主燃烧器（含水冷套）进行整体更换。主风箱设有6层WR煤粉喷嘴，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风。在每相邻2层煤粉喷嘴之间布置有3层辅助风喷嘴，其中包括上下2只偏置的辅助风喷嘴（CFS）和1只直吹风喷嘴。在主风箱顶端设有2层紧凑燃尽风喷嘴（COFA），在主风箱底端设有2层二次风喷嘴。在主风箱上部布置有两级高位燃尽风（SOFA）燃烧器，每级包括3层可水平摆动的高位燃尽风（SOFA）喷嘴。在锅炉改造后，新低氮燃烧器整体下移加上采取新的燃烧策略（下部缺氧燃烧，上部富氧燃烧），水冷壁结焦较慢且焦比较酥松易掉，目前采取了减少锅炉吹灰次数和吹灰数量来提高锅炉的整体汽温和锅炉出口烟温。台山电厂1号锅炉燃烧器的改造是比较成功的，大幅度降低了锅炉NOX的排放，同时提高了锅炉的防结渣能力，扩大了锅炉燃用煤种的范围。
二、再热蒸汽温度偏低的原因分析
根据水蒸汽的特性，再热蒸汽的压力低，再热汽温高，比容小，蒸汽在获得相同的热量时再热汽温的变化幅度要大；其次再热汽温受到高缸排汽温度及高旁减温水内漏影响，导致再热器入口温度就相对偏低，再次大幅度的机组调峰运行加剧了再热汽温的变化幅度，所以再热汽温变化更敏感，更不易控制，通常再热汽温有波动幅度较大时间久的特性。目前的情况420MW以上再热汽温与额定值低3-8度，420MW以下比额定值低10-30度左右。
主要原因有以下几个方面：
（1）锅炉受热面及新型低氮燃烧器设计问题
按照锅炉及燃烧器设计锅炉运行时过热及再热汽温均可达540度，但从现场台山1号锅炉改造后来看再热蒸汽温度均低较多，这说明过热器和再热器受热面设计存在问题。从台山1号锅炉日常运行操作上看，为了提高再热汽温一直将喷燃器摆角上摆至最高位30°，此时过热器减温水量某侧已达到最大流量时再热汽温远未达到锅炉设计值540度，也证明了再热器受热面设计布置不足。
2013年1号炉进行低NOx燃烧技术改造后主燃烧器整体压缩下移，在主燃烧器上方约9米处增加6层分离燃尽风SOFA喷口，这样形成主燃烧区缺氧燃烧，中间还原脱氮区，上层SOFA燃尽区，炉内燃烧特性变化很大，改造后脱硝反应器进口前NOx含量基本在200mg/m3以下，脱氮效果显著，但火焰中心相比之前存在一定下移。
（2）锅炉两侧再热汽温有偏差
台山电厂1号锅炉采用的是四角切圆燃烧方式，一次风对冲，二次风助燃加偏转，这种燃烧方式产生的烟气进入水平烟道时普遍存在残余旋转，从而出现再热蒸汽温度出现两侧偏差，也可以通过燃烧调整减少烟气产生的参与旋转消除再热汽温偏差；目前是通过上部的6层SOFA风门，其中A、E、F层正旋转，B、C、D层反旋转，各层角度不一样。但很多情况下在无法完全消除的情况下，只能通过投入某侧减温水来提高总体的再热蒸汽温度，从而尽量提高再热汽温，减少对汽轮机组经济性和煤耗指标的影响。
上海锅炉厂600MW亚临界锅炉的过热器再热器布置看从整体表现为对流特性，即主再热汽温随负荷下降而下降；但分隔屏、后屏过热器区域确呈现辐射特性，即随着负荷下降，分隔屏、后屏过热器反而上升。当前运行经验表明在机组低负荷情况下，如果煤量发生过调，分隔屏、后屏过热器区受热面金属更易短时超温，从而低负荷时将分隔屏、后屏过热器区域的温度控制相对偏低以防止加减负荷过程中分隔屏后屏区域的过热器金属超温，这也影响了整体的再热汽温的提高。
（3）汽机顺序阀运行方式的影响
目前，台电600MW汽轮机组的运行方式基本都由单阀改为顺序阀，当然汽机切至顺阀运行是机组煤耗下降较多，因为顺序阀运行时，过热蒸汽在高压缸内节流损失小，高压缸相对内效率得到提高，但高压缸排汽温度也随之下降，从各个负荷段比较看高压缸排汽温度相比降低了10-12度左右，这也影响了再热蒸汽温度提升。
（4）锅炉吹灰对再热蒸汽汽温的影响
在锅炉吹灰过程中，再热汽温受吹灰的影响较大，因炉膛焦的特性酥松脱落，吹灰后炉膛内部相比燃烧器改造前干净较多，再热汽温恢复起来较慢，目前是本班锅炉吹灰结束后需要4h后再热汽温缓慢升高吹灰前的数值，这样一来再热气温的平均值下降较多，从此看出新燃烧器运行过程中提高锅炉沾污系数是个相当慢的过程。吹灰较多虽然会降低排烟温度，但引起再热蒸汽温度的降低，二者对煤耗的影响来说再热汽温下降更影响煤耗，因此需要继续对吹灰进行优化，基本原则应该时低负荷少吹，高负荷多吹，壁温高加吹。
（5）负荷变动与调节品质的影响
目前，机组一般均投入AGC参与电网调频，台电还投入了节能项目厂级AGC优化模式，负荷变动较为频繁而且幅度更大，在升降负荷过程中一般均会出现短时再热汽温偏低或超温现象。根据当前情况可以看出，1号机组的再热汽温波动幅度较大，达45K左右。一方面是AGC指令变动较频繁，且波动幅度较大；另一方面是协调控制系统的调节品质较差。我厂采用西门子的PROFI协调控制系统，PROFI的主再热汽温调节品质目前已很难满足大幅度负荷波动的调整，频繁出现主再热汽温超温及金属壁温超限等。因1号机组进行了低氮燃烧器改造后，PROFI的调节性能存在问题，未能进行相应的参数修改，导致主再热蒸汽温度控制较差。因此建议我厂尽快进行改造后锅炉的各项热控调整试验，以满足改造后锅炉的运行性能。 （6）台山电厂1号机组目前存在缺陷的影响
台山电厂1，2号机组相同工况下比较中发现1号机组高旁阀后温度较2号机组偏低15-20度左右，说明1号机组高旁减温水存在较大的内漏，这也是影响再热蒸汽温度偏低的原因之一，但因高旁减温水阀在线无法彻底处理，只能待机组停机后处理。另外再热蒸汽减温水调门及电动门也存在一定的内漏，也是影响因素之一。
三、提高再热蒸汽温度的解决措施
（1）对锅炉存在的低负荷下主汽温和再热汽温不协调的问题，联系上海锅炉厂专家进行核算确定锅炉各受热面是否匹配，利用大修机会完善。
（2）通过燃烧调整试验，进一步摸清燃烧器摆角、六层SOFA风门和两层COFA风门对汽温偏差的影响规律。
（3）对锅炉的吹灰时间、间隔以及吹灰组合方式进行优化调整，以减小吹灰对汽温的影响，如在低负荷下，可适当对水平烟道的长吹进行单独吹灰，可有效提高再热汽温。
（4）再热汽温偏低分析原因主要是汽压响应过慢，为了加快负荷响应，煤量过调较大引起。减负荷时主汽压居高不下，水冷壁吸热占比增大，煤量减得过多，这就使汽温下降过大。
（5）主要通过调整炉膛内不同高度的燃烧强度和吸热份额，从而将主再热汽温稳定在合理的范围内。其基本原理是，在升负荷过程中增大炉膛下部风量，增加蒸发受热面的吸热，加快主汽压力对负荷指令的响应速率，防止因总煤量过渡增加造成屏式过热器出口蒸汽超温；在降负荷过程中减小炉膛下部风量，维持过再热器的吸热，防止因总煤量的过度减少造成再热和过热气温急剧下降。
四、当前提高再热蒸汽温度的手段
（1）燃烧器摆角的使用。燃烧器改造前一般摆角均不超过15度，现在对新燃烧器机构已充分了解后可见摆置最高位置30度，摆角15度摆到30度再热器温度有明显的提高，之前再热器温度频繁低过480度，后期基本稳定在480度之上，确保了汽轮机的安全运行。
（2）关于SOFA风门的使用。B、C、D层和A、E、F层的使用，既可控制偏转，又能降低NOX，降负荷过程中，在NOX的不超限的情况下，可以尽量减小各层SOFA风门的开度，为防止NOX超限可适当加大COFA。
（3）改造后的辅助风喷嘴CFS主要起强化燃烧、稳定燃烧的作用，在二次风箱与炉膛差压>400kPa前提下，300～600MW负荷区间内，只要对应层CFS开度≮30%，是能够实现稳定燃烧的，如果在30%基础上继续开大、深度强化燃烧，则会使煤粉提前燃尽，从而影响再热器的吸热，因此降负荷过程中在燃烧稳定前提下可关小CFS层风门，提高再热汽温
（4）炉膛沾污系数变化对排烟温度的影响较小。在通过减少吹灰频率来提高再热汽温的过程中，降负荷过程及低负荷及时停止吹灰，或减少吹灰，避免汽温进一步下降，另外需要合理安排4-16号长吹吹灰，一般安全在机组调峰阶段吹，1-4号长吹遇到降负荷立即需要停止。
（5）机组降负荷过程中磨煤机的停运要及时，还需要关注煤量和负荷的对应关系，负荷高煤量偏低，再热汽温肯定是要继续下降，此时必须采取手段增加煤量，降低主汽压力。我们可以通过改变火焰中心加快汽压响应方法来调节，也就是减负荷时减少主燃烧器区域风量，加大SOFA风风量，抬高火焰中心，加快汽压响应，降低燃料过调量，来控制再热汽温下降。SOFA风摆角及主燃烧器摆角对汽温影响作用还是比较明显，这也是汽温主要调节手段。另外选择性吹灰一直以来都是调节汽温的手段。
（6）大幅度降负荷过程中如果遇到再热汽温下降幅度过快，可适当解除AGC温度负荷，防止汽温过低影响汽轮机安全。
（7）还可以使用煤量偏置，形成倒宝塔煤层燃烧布置。
参考文献
[1]容銮恩.电站锅炉原理[M].北京：中国电力出版社，1997.
[2]岑可法.锅炉燃烧试验研究方法及测量技术[M].北京：水利电力出版社，1987.
[3]黄新元.电站锅炉运行于燃烧调整[M].北京：中国电力出版社，2003.
作者简介：施卫平（1980—），男，工程师，现供职于神华广东粤电台山电厂，主要从事电厂集控运行工作。
【关键词】锅炉；燃烧器改造；再热汽温低
一、台山电厂1号炉现状
台山电厂1号炉进行了600MW锅炉燃烧器的改造，显著降低了NOx的排放，同时也引发了锅炉再热汽温达不到原设计温度的严峻问题。当前机组降负荷过程中再热蒸汽温度下降幅度较大，频繁低过500度，最低达480度左右，同时低负荷为了确保NOx不超限，SOFA风门的调节受到较大的限制，也导致再热蒸汽温度进一步降低，已无调整手段。
改造后燃烧器保持原制粉系统与煤粉管道布置不变，现有的4个主燃烧器（含水冷套）进行整体更换。主风箱设有6层WR煤粉喷嘴，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风。在每相邻2层煤粉喷嘴之间布置有3层辅助风喷嘴，其中包括上下2只偏置的辅助风喷嘴（CFS）和1只直吹风喷嘴。在主风箱顶端设有2层紧凑燃尽风喷嘴（COFA），在主风箱底端设有2层二次风喷嘴。在主风箱上部布置有两级高位燃尽风（SOFA）燃烧器，每级包括3层可水平摆动的高位燃尽风（SOFA）喷嘴。在锅炉改造后，新低氮燃烧器整体下移加上采取新的燃烧策略（下部缺氧燃烧，上部富氧燃烧），水冷壁结焦较慢且焦比较酥松易掉，目前采取了减少锅炉吹灰次数和吹灰数量来提高锅炉的整体汽温和锅炉出口烟温。台山电厂1号锅炉燃烧器的改造是比较成功的，大幅度降低了锅炉NOX的排放，同时提高了锅炉的防结渣能力，扩大了锅炉燃用煤种的范围。
二、再热蒸汽温度偏低的原因分析
根据水蒸汽的特性，再热蒸汽的压力低，再热汽温高，比容小，蒸汽在获得相同的热量时再热汽温的变化幅度要大；其次再热汽温受到高缸排汽温度及高旁减温水内漏影响，导致再热器入口温度就相对偏低，再次大幅度的机组调峰运行加剧了再热汽温的变化幅度，所以再热汽温变化更敏感，更不易控制，通常再热汽温有波动幅度较大时间久的特性。目前的情况420MW以上再热汽温与额定值低3-8度，420MW以下比额定值低10-30度左右。
主要原因有以下几个方面：
（1）锅炉受热面及新型低氮燃烧器设计问题
按照锅炉及燃烧器设计锅炉运行时过热及再热汽温均可达540度，但从现场台山1号锅炉改造后来看再热蒸汽温度均低较多，这说明过热器和再热器受热面设计存在问题。从台山1号锅炉日常运行操作上看，为了提高再热汽温一直将喷燃器摆角上摆至最高位30°，此时过热器减温水量某侧已达到最大流量时再热汽温远未达到锅炉设计值540度，也证明了再热器受热面设计布置不足。
2013年1号炉进行低NOx燃烧技术改造后主燃烧器整体压缩下移，在主燃烧器上方约9米处增加6层分离燃尽风SOFA喷口，这样形成主燃烧区缺氧燃烧，中间还原脱氮区，上层SOFA燃尽区，炉内燃烧特性变化很大，改造后脱硝反应器进口前NOx含量基本在200mg/m3以下，脱氮效果显著，但火焰中心相比之前存在一定下移。
（2）锅炉两侧再热汽温有偏差
台山电厂1号锅炉采用的是四角切圆燃烧方式，一次风对冲，二次风助燃加偏转，这种燃烧方式产生的烟气进入水平烟道时普遍存在残余旋转，从而出现再热蒸汽温度出现两侧偏差，也可以通过燃烧调整减少烟气产生的参与旋转消除再热汽温偏差；目前是通过上部的6层SOFA风门，其中A、E、F层正旋转，B、C、D层反旋转，各层角度不一样。但很多情况下在无法完全消除的情况下，只能通过投入某侧减温水来提高总体的再热蒸汽温度，从而尽量提高再热汽温，减少对汽轮机组经济性和煤耗指标的影响。
上海锅炉厂600MW亚临界锅炉的过热器再热器布置看从整体表现为对流特性，即主再热汽温随负荷下降而下降；但分隔屏、后屏过热器区域确呈现辐射特性，即随着负荷下降，分隔屏、后屏过热器反而上升。当前运行经验表明在机组低负荷情况下，如果煤量发生过调，分隔屏、后屏过热器区受热面金属更易短时超温，从而低负荷时将分隔屏、后屏过热器区域的温度控制相对偏低以防止加减负荷过程中分隔屏后屏区域的过热器金属超温，这也影响了整体的再热汽温的提高。
（3）汽机顺序阀运行方式的影响
目前，台电600MW汽轮机组的运行方式基本都由单阀改为顺序阀，当然汽机切至顺阀运行是机组煤耗下降较多，因为顺序阀运行时，过热蒸汽在高压缸内节流损失小，高压缸相对内效率得到提高，但高压缸排汽温度也随之下降，从各个负荷段比较看高压缸排汽温度相比降低了10-12度左右，这也影响了再热蒸汽温度提升。
（4）锅炉吹灰对再热蒸汽汽温的影响
在锅炉吹灰过程中，再热汽温受吹灰的影响较大，因炉膛焦的特性酥松脱落，吹灰后炉膛内部相比燃烧器改造前干净较多，再热汽温恢复起来较慢，目前是本班锅炉吹灰结束后需要4h后再热汽温缓慢升高吹灰前的数值，这样一来再热气温的平均值下降较多，从此看出新燃烧器运行过程中提高锅炉沾污系数是个相当慢的过程。吹灰较多虽然会降低排烟温度，但引起再热蒸汽温度的降低，二者对煤耗的影响来说再热汽温下降更影响煤耗，因此需要继续对吹灰进行优化，基本原则应该时低负荷少吹，高负荷多吹，壁温高加吹。
（5）负荷变动与调节品质的影响
目前，机组一般均投入AGC参与电网调频，台电还投入了节能项目厂级AGC优化模式，负荷变动较为频繁而且幅度更大，在升降负荷过程中一般均会出现短时再热汽温偏低或超温现象。根据当前情况可以看出，1号机组的再热汽温波动幅度较大，达45K左右。一方面是AGC指令变动较频繁，且波动幅度较大；另一方面是协调控制系统的调节品质较差。我厂采用西门子的PROFI协调控制系统，PROFI的主再热汽温调节品质目前已很难满足大幅度负荷波动的调整，频繁出现主再热汽温超温及金属壁温超限等。因1号机组进行了低氮燃烧器改造后，PROFI的调节性能存在问题，未能进行相应的参数修改，导致主再热蒸汽温度控制较差。因此建议我厂尽快进行改造后锅炉的各项热控调整试验，以满足改造后锅炉的运行性能。 （6）台山电厂1号机组目前存在缺陷的影响
台山电厂1，2号机组相同工况下比较中发现1号机组高旁阀后温度较2号机组偏低15-20度左右，说明1号机组高旁减温水存在较大的内漏，这也是影响再热蒸汽温度偏低的原因之一，但因高旁减温水阀在线无法彻底处理，只能待机组停机后处理。另外再热蒸汽减温水调门及电动门也存在一定的内漏，也是影响因素之一。
三、提高再热蒸汽温度的解决措施
（1）对锅炉存在的低负荷下主汽温和再热汽温不协调的问题，联系上海锅炉厂专家进行核算确定锅炉各受热面是否匹配，利用大修机会完善。
（2）通过燃烧调整试验，进一步摸清燃烧器摆角、六层SOFA风门和两层COFA风门对汽温偏差的影响规律。
（3）对锅炉的吹灰时间、间隔以及吹灰组合方式进行优化调整，以减小吹灰对汽温的影响，如在低负荷下，可适当对水平烟道的长吹进行单独吹灰，可有效提高再热汽温。
（4）再热汽温偏低分析原因主要是汽压响应过慢，为了加快负荷响应，煤量过调较大引起。减负荷时主汽压居高不下，水冷壁吸热占比增大，煤量减得过多，这就使汽温下降过大。
（5）主要通过调整炉膛内不同高度的燃烧强度和吸热份额，从而将主再热汽温稳定在合理的范围内。其基本原理是，在升负荷过程中增大炉膛下部风量，增加蒸发受热面的吸热，加快主汽压力对负荷指令的响应速率，防止因总煤量过渡增加造成屏式过热器出口蒸汽超温；在降负荷过程中减小炉膛下部风量，维持过再热器的吸热，防止因总煤量的过度减少造成再热和过热气温急剧下降。
四、当前提高再热蒸汽温度的手段
（1）燃烧器摆角的使用。燃烧器改造前一般摆角均不超过15度，现在对新燃烧器机构已充分了解后可见摆置最高位置30度，摆角15度摆到30度再热器温度有明显的提高，之前再热器温度频繁低过480度，后期基本稳定在480度之上，确保了汽轮机的安全运行。
（2）关于SOFA风门的使用。B、C、D层和A、E、F层的使用，既可控制偏转，又能降低NOX，降负荷过程中，在NOX的不超限的情况下，可以尽量减小各层SOFA风门的开度，为防止NOX超限可适当加大COFA。
（3）改造后的辅助风喷嘴CFS主要起强化燃烧、稳定燃烧的作用，在二次风箱与炉膛差压>400kPa前提下，300～600MW负荷区间内，只要对应层CFS开度≮30%，是能够实现稳定燃烧的，如果在30%基础上继续开大、深度强化燃烧，则会使煤粉提前燃尽，从而影响再热器的吸热，因此降负荷过程中在燃烧稳定前提下可关小CFS层风门，提高再热汽温
（4）炉膛沾污系数变化对排烟温度的影响较小。在通过减少吹灰频率来提高再热汽温的过程中，降负荷过程及低负荷及时停止吹灰，或减少吹灰，避免汽温进一步下降，另外需要合理安排4-16号长吹吹灰，一般安全在机组调峰阶段吹，1-4号长吹遇到降负荷立即需要停止。
（5）机组降负荷过程中磨煤机的停运要及时，还需要关注煤量和负荷的对应关系，负荷高煤量偏低，再热汽温肯定是要继续下降，此时必须采取手段增加煤量，降低主汽压力。我们可以通过改变火焰中心加快汽压响应方法来调节，也就是减负荷时减少主燃烧器区域风量，加大SOFA风风量，抬高火焰中心，加快汽压响应，降低燃料过调量，来控制再热汽温下降。SOFA风摆角及主燃烧器摆角对汽温影响作用还是比较明显，这也是汽温主要调节手段。另外选择性吹灰一直以来都是调节汽温的手段。
（6）大幅度降负荷过程中如果遇到再热汽温下降幅度过快，可适当解除AGC温度负荷，防止汽温过低影响汽轮机安全。
（7）还可以使用煤量偏置，形成倒宝塔煤层燃烧布置。
参考文献
[1]容銮恩.电站锅炉原理[M].北京：中国电力出版社，1997.
[2]岑可法.锅炉燃烧试验研究方法及测量技术[M].北京：水利电力出版社，1987.
[3]黄新元.电站锅炉运行于燃烧调整[M].北京：中国电力出版社，2003.
作者简介：施卫平（1980—），男，工程师，现供职于神华广东粤电台山电厂，主要从事电厂集控运行工作。