660 MW超超临界机组锅炉基准运行氧量试验研究

周新刚，路 云

（1.山东电力集团公司电力科学研究院，山东 济南 250002；2.山东诚信工程建设监理有限公司，山东 济南 250100）

0 引言

随着国家节能减排工作的深入开展，各发电企业都在挖掘自身潜力，优化各项经济和环保指标。对于燃煤锅炉，运行氧量是一项主要指标，也是运行人员调整的主要参数，其与飞灰含碳量、炉渣含碳量、排烟热损失、风机电耗和NOx排放量等各项指标具有较强的相关性，因此，寻求运行氧量的最优值即基准运行氧量值是非常必要和有益的。

目前，现场运行规定的氧量值多针对额定负荷，一般根据锅炉的燃用煤种凭经验选取，具有较大的随意性。国内科研技术人员对基准运行氧量值的获取进行了研究，并取得了一定成果，主要分两种方法：一种为建立数学模型的软测量方法［1-4］；一种为现场试验对比测试方法［5］。

以660 MW超超临界机组锅炉为研究对象，通过现场变氧量试验测试，得出其对锅炉热效率、风机电耗和NOx排放量等经济和环保指标的影响规律，进而确定基准运行氧量。

1 设备概况

某电厂3号机组锅炉为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊∏型结构、露天布置、超超临界参数变压运行螺旋管圈直流燃煤锅炉，型号为SG-2031/26.15-M623。

制粉系统为正压直吹式，配6台HP1003型中速磨。燃烧方式为四角切圆方式，配24只直流式燃烧器，分6层布置于炉膛下部四角。燃烧器上部设5层SOFA风，以降低炉内NOx的生成量，同时在省煤器出口与空预器入口之间配置选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，深度降低NOx的排放量。

过热器汽温通过煤水比调节和三级喷水来控制。再热器汽温采用尾部烟道档板、燃烧器摆动和过量空气系数调节，高温再热器进口连接管道上设置事故喷水。

锅炉配2台型号为AN33e6的静叶调节轴流式引风机、2台型号为ASN-2875/1250的动叶调节轴流式送风机、2台型号为AST-1792/1120的动叶调节轴流式一次风机。

设计煤种为神府东胜煤田活鸡兔煤，校核煤种为晋北烟混煤。

2 试验研究

2.1 试验煤质

煤种为影响锅炉经济性、环保性和安全性的重要因素，在目前煤炭卖方市场的大环境下，也是较难控制的试验条件。试验期间，利用电厂输煤皮带的实时采集器进行取煤，试验结束后进行混合缩分并化验。从表1可看出，试验期间煤质参数波动较小，因此，可认为试验煤质稳定。

表1 试验煤质参数

2.2 试验工况

为了提高试验结果的全面性和实用性，本次试验电负荷确定为100%、80%、70%和60%额定负荷，同时为了对电厂习惯运行氧量值进行评估，在每一电负荷下，采用单因素法分别进行习惯运行氧量的增减试验，以确定常规运行氧量的合理性，同时挖掘机组的节能潜力。此次试验共进行12个工况，具体如表2所示。

表2 试验工况安排

2.3 试验结果及分析

2.3.1 运行氧量对锅炉热效率的影响

由反平衡热损失法可知，燃煤锅炉热效率主要取决于排烟热损失q2和固体未完全燃烧热损失q4，而运行氧量为这两项热损失的主要影响要素［6］。随着运行氧量的增加，飞灰含碳量和炉渣含碳量减小，即固体不完全燃烧热损失q4减小，而排烟热损失q2增大，因此，其对锅炉热效率的影响取决于q2+q4的耦合结果。由图1、图2可看出，运行氧量与q2+q4为同向变化，与锅炉热效率为反向变化。

在各试验工况下，主汽温的变化范围为603.55～607.77℃，满足汽温变化（605±5）℃的要求；再热汽温的变化范围为599.29～604.88℃，满足汽温变化（603±5）℃的要求；过热器减温水流量在 4.17～15.43 t/h；再热器减温水流量在5.52～25.58 t/h。可看出，运行人员为了维持汽温参数使用的减温水量较多，这也是影响机组经济性的一个重要原因。因此，在以后运行中应适当采用燃烧调整、改变燃烧器摆角和利用尾部烟气挡板等手段作为调节汽温的首选手段，进一步提高机组运行的经济性。

图1 运行氧量对q2+q4的影响

图2 运行氧量对锅炉热效率的影响

2.3.2 运行氧量对风机电耗的影响

调节运行氧量主要是通过改变送风机出力实现的，因此，氧量变化时，风机耗功也会随之变化。由图3可看出，在不同电负荷下，随着运行氧量的增加，风机电耗随之增加。

图3 运行氧量对风机电耗的影响

2.3.3 运行氧量对NOx排放量的影响

由于该炉设计为分级送风降低NOx，SOFA的风门开度变化会影响NOx的排放量，为了掌握运行氧量对NOx排放量的影响规律，此次试验中，同一电负荷下变氧量时的风门开度保持不变，如表3所示。

由图4可看出，在不同电负荷下，随着运行氧量的增加，NOx排放量随之增加。因为氧量增大时，煤粉燃烧器区域火焰温度上升，热力型NOx生成量增加；同时，也为燃料氮的中间产物与氧的反应提供了可能，燃料型NOx二次生成量随之增加，导致总NOx排放量增加［7］。试验中NOx的测试值在34.37～63.87 mg/Nm3范围内变化，处于较低的水平。可见，炉内分级送风和炉后SCR脱硝装置配合利于控制NOx的排放量。

表3 燃尽风风门开度

图4 运行氧量对NOx的影响

2.3.4 基准运行氧量的确定

通过对运行氧量的单因素试验研究可看出，运行氧量与锅炉热效率反向变化、与风机电耗和NOx排放量同向变化，综合考虑锅炉的经济性和环保性，确定基准运行氧量值，如图5所示。

图5 机组基准运行氧量值

3 结语

由表6可看出，电厂习惯运行氧量高于基准运行氧量值，因此，运行人员应根据表5给出的基准运行氧量值进行氧量调整。

图6 机组运行氧量对比

电厂运行人员按表5给出的基准运行氧量进行调整，660 MW电负荷时，供电煤耗率可降低0.56 g/kWh；530 MW电负荷时可降低0.38 g/kWh；460 MW电负荷时可降低0.65 g/kWh；396 MW电负荷时可降低1.03 g/kWh，具有明显节能效果。

建议电厂定期利用等截面网格法对表盘氧量值进行标定，以利于运行人员调整氧量。