燃烧调整的目的是在保证锅炉设备安全、满足汽轮机对锅炉参数要求的前提下，调整燃烧器各层的燃料分配，调整一、二次风的分配，以达到炉膛热负荷均匀、炉膛受热面不结渣、火焰不冲刷水冷壁、低NOx排放，使锅炉在最安全、经济的条件下运行。给水控制系统投入稳定运行是超临界直流炉安全稳定运行的关键，通过对超临界直流炉给水控制系统的深入研究、控制参数整定及优化改进，系统能长期投入稳定运行，保证了机组的安全经济运行。
1 设备概述
我公司二期工程为2×630MW国产超临界燃煤机组，采用哈锅型号为HG-1970/25.4-PM18超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，炉顶采用大罩壳密封结构，前后墙对冲燃烧方式，前后墙燃烧器各4层。最大连续蒸发量1970t/h，额定蒸发量1912.6t/h。
制粉系统：正压直吹式，由两台动叶调节轴流式一次风机提供介质流动动力，每台炉配置4台双进双出磨煤机，BMCR工况设计煤种下四台磨煤机全部投入运行无备用。
汽水系统：设内置式启动系统，包括四个启动分离器、一个贮水箱、一台炉水循环泵、水位控制阀、截止阀、管道及附件等。
风烟系统：配有两台动叶调节轴流式送风机，两台动叶调节轴流式引风机。空气预热器为三分仓回转式空气预热器。
2 燃烧调整
我公司的MGS-4360双进双出钢球磨煤机铭牌出力75t/h，正常运行时(锅炉负荷大于50%)磨煤机出力在额定出力的50%-100%、差压料位在400-800Pa之间运行。
2.1制粉系统运行投运方式：
锅炉正常运行时，根据负荷指令不同，磨检修、检查的需要，磨的运行方式有：
①A、B、C、D运行：此运行方式一般在机组负荷大于500MW或煤质较差时，过热度要求一般在45℃左右，锅炉各受热面壁温水平较高，汽温比较好控制，各磨负荷风门开度均大于40%,一次风机出力余度一般较大。
②A、B、C运行：此运行方式对过热度要求一般在30℃以上，水冷壁壁温一般较高、汽温水平不高，此方式的调节要点在于加大运行磨每层二次风门开度，A磨出力相对来说减小，燃料成倒三角控制，将炉膛火焰中心上移。
③A、B、D运行：此运行方式对过热度要求一般在15℃左右，水冷壁壁温一般也较高、汽温水平适中，此方式的调节要点在于加大运行磨每层二次风门开度，A、B磨出力相对来说减小，D磨出力加大。
④A、C、D运行：此运行方式机组负荷不应太低，一般400MW左右，主要是入炉燃料煤质所致。
⑤B、C、D运行：此运行方式对过热度要求一般在10℃左右，水冷壁壁温比较好控制，但屏过壁温不太好控制，一级减温水调门开度较大。
锅炉配煤方式及发热量
根据机组运行经验的积累，一般在A磨运行时，前墙垂直水冷壁壁温比较难控制，究其原因还是配煤方式及双进双出钢球磨特性的影响，经过试验调整，在相同的磨出力的情况下偏置A1\A2负荷风门开度得出：适当减小A2负荷风门开度，壁温水平会往下降。通过数学空间建模分析，在磨内一个动态过程呈现，磨内高贫和劣质在磨内经过钢球研磨，经A1分离器吹出的粉通过A1-A4分管输送至前墙，经A2分离器吹出的粉通过A5-A8分管输送至后墙。在A1\A2负荷风门开度相等时，由于输送至后墙阻力难度较前墙大，此时前墙出粉相对较多，热负荷较强，致使前墙壁温高;减小A2负荷风门开度，此时磨内粉趋于A2侧，A1侧粉浓度变小，但A1侧相对风速、风压加大，炉膛火焰拉长，前墙热负荷降低，壁温下降。同样的原理可以引申到B、C、D磨。
2.2风量及二次风的调整：
炉膛出口过量空气系数21/(21-O2)(氧量)的调整：锅炉运行时一次风量的比例变化不大，因此控制炉膛出口过量空气系数主要靠调整二次风量。本炉设计炉膛出口过量空气系数为1.19。运行中，保持合适的过量空气系数可以获得较高的锅炉热效率，燃烧调整时，可以通过观察炉膛火焰，及时查看飞灰、炉渣含碳量，来确定合理的过量空气系数。根据本炉投运来的运行经验，额定负荷600MW附近，炉膛出口过量空气系数为1.13—1.17(氧量在2.5—3.0左右)时，负荷500MW左右，炉膛出口过量空气系数为1.2(氧量在3.5左右)时，负荷400MW左右，炉膛出口过量空气系数为1.24—1.27(氧量在4—4.5左右)时，负荷300MW左右，炉膛出口过量空气系数1.31—1.35(氧量在5—5.5左右)时，各项参数均较好。
二次风挡板的控制：各层二次风挡板运行时的开度为入炉煤量的函数，通过燃烧器各挡板开度的调节来达到分级配风，以调节一次风气流的着火点、抑制燃烧中心NOx的生成及进入炉膛的风量。由于逻辑设计当中没有考虑二次风箱结构的特点，导致运行时上层燃烧器二次风量偏大，下层偏小，运行时可适当通过偏置来调节。投运以来，本炉存在前墙热负荷较其他均大，通过调节二次风挡板开度及燃烧强度可以在一定程度缓解，当然还需调整磨两侧出力降低前墙热负荷。
2.3 NOx的调整：
①在燃烧初期，燃烧区域可以采用低氧燃烧，适当降低氧量;②燃烧后期增大风量，即适当开大燃尽风;③降低停运燃烧器的漏风量;④及时调整燃烧器运行方式;⑤根据情况降低运行最上层燃烧器风量;⑥保证脱硝系统正常运行。
3 给水控制分析
超临界直流锅炉的运行调节特性有别于汽包炉，给水控制与汽温调节的配合更为密切，下面谈一下自己的认识。
根据锅炉的运行方式、参数可分为三个阶段：启动及低负荷运行阶段;亚临界直流炉运行阶段;超临界直流炉运行阶段。每个阶段的调节方法和侧重点有所不同。
3.1锅炉启动及低负荷运行阶段
不同容量的锅炉其转干态直流运行的最低负荷有所不同，一般在25%～35%BMCR之间，在湿态情况下，其运行方式与强制循环汽包炉是基本相同的。汽水分离器及储水箱就相当于汽包，但是两者容积相差甚远，储水箱的水位变化速度也就更快。由炉水循环泵将储水箱的水升压进入省煤器入口,与给水共同构成最小循环流量。其控制方式较之其它超临界直流锅炉(不带炉水循环泵，储水箱的水经361阀直接排放至锅炉疏扩等)有较大不同，控制更困难。给水主要用于控制储水箱水位，炉水循环泵出口调阀控制省煤器入口流量保证锅炉的最小循环流量，储水箱水位过高时则通过溢流阀排放至锅炉疏水扩容器，此阶段汽温的调节主要依赖于燃烧控制，通过投退油枪的数量及层次、投粉数量、减温水，烟气挡板等手段来调节主再热蒸汽温度。
此阶段贮水箱小溢流调阀投自动(调节范围6030—8500mm);炉水泵出口调阀投自动(调节范围2000—6000mm);给水走给水旁路，由于给水旁路调阀调节特性不太好使，手动控制(控制好前后差压8-10MPa，但随着负荷及给水量的增加，要控制好旁路调阀的开度以使此差压要逐渐减小);汽泵投自动，给水通过给水控制来控制，但在加水的过程中要监视好汽泵的转速，通过控制汽泵再循环调阀维持汽泵转速在稳定区。
在此阶段需要掌握好的几个关键点：
①工质膨胀：工质膨胀产生于启动初期，水冷壁中的水开始受热初次达到饱和温度产生蒸汽阶段，此时蒸汽会携带大量的水进入分离器，造成储水箱水位快速升高，锅炉有较大排放量，此过程较短一般在几十秒之内，具体数值及产生时间与锅炉点火前压力、温度、水温度、投入油枪的数量等有关。此时要及时排水，同时减少给水流量，在工质膨胀阶段附近，应保持燃料量的稳定，此时最好不要增投油枪。
②虚假水位：虚假水位在此阶段都有可能产生，汽压突然下降出现的情况较多，运行中应对虚假水位有思想准备，及时增加给水满足蒸发量的需要，加强燃烧恢复汽压。运行中造成汽压突然下降的原因主要有：汽机调门、高旁突然开大、安全阀动作、机组并网，切缸过中都有可能造成虚假水位，这一点和汽包炉是基本相同的。
③投退油枪的时机及速度：投退油枪时要及时协调沟通，及时增减给水。保持一定的水煤比就基本上能维持汽温的稳定。为保持水位稳定，应避免在低水位时连续投入数支油枪，或者水位很高调节困难时连续退出油枪。
④投入制粉系统：投入煤粉后汽压会升高很快，储水箱水位波动很大，很难控制。此时最重要的是要控制好给煤量和一次风量，避免进入炉膛的煤粉过多。同时控制好升压速度，及时控制给水，必要时退掉油枪(尤其是上层油枪)。投入减温水控制汽温，防止超温及主机差胀增大。
⑤并网及带初负荷：机组并网及负荷过程中负荷上升很快，此时应加强燃烧，及时增加给水。必要时手动关小高旁，稳住汽压避免汽压下降过大。
⑥并给水泵：并泵时，保持锅炉负荷稳定，减少扰动。运行给水泵投自动，待并入泵手动，打开待并入泵出口门，匀速提高待并泵的转速升高泵出口压力，监视运行泵转速转速下降，降低出口流量，两台泵的增减速度协调，保持稳定的一个给水流量，加减转速，不可太快、太猛，防止其出口压力激增造成另一台泵出口逆止门关闭给水流量剧减。由于是低负荷并泵，所以在并泵的过程中泵的再循环阀(最小流量阀)保持大开度基本不变。两台汽泵并列运行时尽量保持两台小机转速相同，偏差不要太大。
⑦给水主旁路切换：此时应保持锅炉负荷稳定，切换过程中匀速稳定，保持省煤器入口足够流量及储水箱水位的稳定，必要时排放多余给水。水位下降时及时提高电泵转速，开大调门。建议切换时就地手动开大给水主电动门，每开一点，就关小一点旁路门，可以在相当长的时间内保持给水主旁路都有一定的开度，这样调节起来裕度较大，安全性更高。
锅炉点火后要密切监视过热器、再热器的金属壁温和出口汽温，具体应注意以下三点：
出口汽温忽高忽低，说明还有积水，应加强疏水;出口汽温稳定上升，说明积水已经消除。
各受热面的金属壁温在点火后会出现不均匀现象，如水冷壁一般中间温度高，两侧温度低。这时不应再增加燃料，当所有温度均超过该汽压下对应的饱和温度40℃，以及各管间最大温差在50℃以内时，才允许增加燃烧强度。
从增加省煤器入口给水流量到储水箱水位增加要经过比较长的时延，所以在手动控制给水时重在提前干预，根据水位变化速度，蒸汽流量(主汽流量及高旁流量)变化，燃烧情况等提前调节，否则很难调平衡。此时小溢流阀投自动，炉水循环泵出口调阀自动，单调给水，控制水位，必要时可有一定排放。给水旁路调阀前后保持一定压差，但也不应太高，以免造成调门开度过小工作在非线性区域，使调门工作环境恶劣减少使用寿命。此过程中要始终保持省煤器入口流量 ，在大于锅炉MFT流量以上的一个数值，一般来说高出100t/h就可以。随着负荷逐渐上升，炉水循环泵出口流量逐渐减少，应注意出口流量突然变化对省煤器入口流量的影响。
3.2亚临界直流运行阶段
在负荷大于25%～35%BMCR 以上时锅炉即转入直流运行方式，此后锅炉运行在亚临界压力以下。锅炉进入直流状态，给水控制与汽温调节和前一阶段控制方式有较大的不同，给水不再控制分离器水位而是和燃料一起控制汽温即控制水煤比。如果水煤比保持一定，则过热蒸汽温度基本能保持稳定;反之，水煤比的变化，则是造成过热汽温波动的基本原因。因此，在直流锅炉中汽温调节主要是通过给水量和燃料量的调整来进行。但在实际运行中，考虑到上述其它因素对过热汽温的影响，要保证水煤比的精确值是不现实的。特别是在燃煤锅炉中，由于不能很精确地测定送入炉膛的燃料量，所以仅仅依靠水煤比来调节过热汽温，则不能完全保证汽温的稳定。一般来说，在汽温调节中，将水煤比做为过热汽温的一个粗调，然后用过热器喷水减温做为汽温的细调手段。
对于直流锅炉来说，在本生负荷以上时，汽水分离器出口汽温是微过热蒸汽，这个区域的汽温变化，可以直接反映出燃料量和给水蒸发量的匹配程度以及过热汽温的变化趋势。所以在直流锅炉的汽温调节中，通常选取汽水分离器出口汽温做为主汽温调节回路的前馈信号，此点的温度称为中间点温度，而我厂主要是通过分离器出口焓值修正以及低过出口温度△T进行修正对燃料量和给水量进行微调。直流锅炉一定要严格控制好水煤比和中间点过热度。一般来说在机组运行工况较稳定时只要监视好中间点过热度就可以了，不同的压力下中间点温度是不断变化的，但中间点过热度可维持恒定，一般在30℃左右，中间点过热度是水煤比是否合适的反馈信号，中间点过热度变小，说明水煤比偏大，中间点过热度变大，说明水煤比偏小。在运行操作时要注意积累中间点过热度变化对主汽温影响大小的经验值，以便超前调节时有一个度的概念。但在机组出现异常情况时，如给煤机、磨煤机跳闸等应及时减小给水，保持水煤比基本恒定，防止水煤比严重失调造成主蒸汽温度急剧下降。总之，水煤比和中间点过热度是直流锅炉监视和调整的重要参数
从转入直流到锅炉满负荷，水煤比因煤质变化、燃烧状况不同、炉膛及受热面结焦程度等不同有较大变化，一般从7.6～9.0不等。 如果机组协调性能不好，可在锅炉转入直流状态后手动控制，通过手动增减小机转速来调节给水，控制中间点温度。负荷变动过程中，利用机组负荷与主蒸汽流量做为前馈粗调，主蒸汽流量是根据调节级压力计算出来的不是很准确，推荐使用机组负荷做为前馈粗调整用。一般用机组负荷(万kW)乘以30t，得出该负荷所对应的大致给水流量，然后根据分离器出口温度细调给水流量。调整分离器出口温度时，包括调节给水时都要兼顾到过热器减温水的用量，使之保持在一个合适的范围内，不可过多或过少，留有足够的调节余地。同时还要监视好再热汽温度、受热面壁温等，严防超温，汽温也不可过低。锅炉升降负荷过程中，燃料变化很快锅炉的负荷波动也较大。由于使用双进双出钢球磨，从启动给煤机加煤到磨制出煤粉需要建立煤位的时间，停止给煤后磨煤机内仍有较多的存粉，因此给煤量并不等于实际进入炉膛的煤量，不易及时判断出此时的升降负荷速度。推荐看分离器压力及其变化速度来控制给水流量。分离器出口温度建议看到小数点后的位数，做曲线时区间尽量小一些。再热汽温主要靠烟气挡板来调整，时滞性较大，一定要提前调整，在投停高加时要加强对主再热汽温的调整。
3.3超临界直流运行阶段
在机组负荷达75%MCR左右时转入超临界状态。从理论上讲，机组过临界时存在一大比热区，蒸汽参数如比容、比热变化较大，实际运行情况是基本上无明显变化，原因是锅炉的蓄热减缓了影响，而且协调方式下参数的自动调整在一定程度上弥补了波动。第三阶段运行调节情况和第二阶段无明显区别。
4 结束语
锅炉运行，本质就是燃料与给水的配合，掌握燃料调整和给水控制策略，为机组的安全经济运行提供了保障。
摘要：我公司#3、4炉投产后，锅炉SCR入口NOX经多方试验调整，仍不能满足设计要求，较设计排放值偏高，#3炉通过对燃尽风的技改和发电部实行合理的指标评价体系，使得目前#3炉的SCR入口NOX排放值大幅降低，降低了喷氨量，有效的防止了空预器堵塞，同时也为地方环保做出了贡献。本文介绍了超临界直流锅炉燃尽风技改前后和发电部实行合理的指标评价体系前后的比对，总结出了对于600MW超临界直流炉SCR入口NOX排放值高的技改建议和运行调整建议。
关键词：超临界直流炉 燃尽风NOX
1 概述
华润电力登封有限公司的2台630MW HG-1970/25.4-PM18型锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行、带内置式再循环泵启动系统的直流锅炉，单炉膛、平衡通风、炉底采用风冷排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置，露天布置。设计煤种、校核煤种为贫煤。32只低NOX轴向旋流燃烧器采用前后墙布置、对冲燃烧，4台BBD4360型双进双出钢球磨煤机配正压直吹制粉系统。
2 燃尽风改造
针对公司#3、4炉SCR入口NOX偏离设计值问题，我司组织哈锅、本公司专业技术人员经过多次的分析讨论，充分考虑了各种改造的利弊后，决定对#3炉实施较为保守的改进，即只对燃尽风进行改造，增大燃尽风量，因考虑到改造燃烧器工期长、工程量大、改造后结焦可能性大，而未采用更换燃烧器的方法，下面主要对燃尽风的改造具体细述
OFA燃烧器改造方案(改：2223(宽)x2948(高))
登封电厂#3炉改造前，燃烧调整最佳工况为机组负荷为630MW、总一次风量为408t/h,总二次风量为1779t/h, OFA风量为442t/h，氧量(DCS)为2.5%，二次风挡板开度为35%。
改造前后最佳工况对比
对比改造前后的最佳试验工况，在负荷相同，运行方式、运行氧量基本相同的情况下，OFA比率大幅提高，由20.2%提高到47.64%，从而使NOx浓度进一步降低。与此同时，送风机出口压力大幅降低1.1KPa、送风机电流降低24A。另外，得益于排烟温度的降低，在NOx降低的同时锅炉效率并未下降。可见，改造效果相当理想。
3 运行技术管理措施优化
在经过以上的改造后，经过一段时间的观察，发现因受值际竞赛中对汽温考核指标比较较大，大家在调整时不愿意牺牲部分汽温来降低SCR入口NOX，另外值际竞赛中仅对SCR出口小时平均超过100 mg/Nm3进行考核，而未对入口NOX进行考核，发现以上问题后，专业迅速行动，降低了汽温的考核权重，增加了SCR入口NOX五个值的均值，每月比均值高的运行值进行考核，我司有以下指标来指导运行人员操作。
自从实施了以上的引导措施后，#3炉SCR入口NOX指标下降幅度较大，调动了大家的积极性，各个值都在尝试不同的降NOX的方法，其中最有效的是：(1)尽量保持ABC磨的运行方式;(2)ABC磨运行时退出两到三个粉管;(3)合适的氧量;(4)二次风挡板保持35%同时开打燃尽风等等。下表为制定和实施以上措施前后的各值SCR入口NOX浓度对比。
通过以上两个表图我们可以明显地看出在实施了新的值际指标评价体系后，#3炉SCR入口NOX均值各个运行值均有大幅度的下降，通过实施以上措施，收到了良好的效果。
4 结束语
华润登封电厂#3机组通过燃尽风的成功技术改造和运行值际竞赛指标的优化，使得#3炉SCR入口NOX排放降低100 mg/Nm3左右，从而减少了氨的用量、减缓了空预器堵塞的可能，更加降低氮氧化物的排放。
所以华润登封采用的从改造和运行两方面降低NOX排放思路值得推广和应用，目前我司#4炉燃尽风的改造工作已经开始实施。
