引言通过研究四角切圆燃烧锅炉运行探究烟气侧和蒸汽侧存在温度偏差的原因，切圆燃烧锅炉烟气在炉膛出口附近产生残余旋转会引起烟温偏差，结构偏差等原因也会造成工质在并联管屏间的流量偏差和同屏各管间的吸热偏差。针对温度偏差现状，国内锅炉厂和相关研究机构对锅炉受热面和集箱的结构进行了改进并应用于锅炉的设计和制造中，具有缓减烟气侧和蒸汽侧温度偏差的效果[1]。某发电厂锅炉自投运以来，燃用偏离设计煤种较大的煤种，运行时发现锅炉存在飞灰可燃物含量偏大、锅炉效率达不到设计值等问题，另外发现锅炉部分受热面（如高温再热器）金属壁温局部点偏高，且高温再热器出口两侧汽温偏差大，需要根据目前所燃用煤质，对锅炉进行热态燃烧调整试验，从而降低飞灰可燃物含量，提高锅炉效率，缓减金属壁温局部高值以及汽温偏差大的问题。以某发电厂350 MW超临界机组锅炉为例，通过热态带粉一次风速调平、煤粉细度调整、二次风配风调整、燃尽风燃烧器水平反切摆角调整、最佳运行氧量调整等方式进行优化，为电厂开展以提高锅炉安全性和经济性为目的的热态调整提供参考。1设备概述研究对象是1台350 MW超临界锅炉，由上海锅炉厂有限公司自主研制，型号为350 MW超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、尾部挡板调温、Π型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构，采用不带循环泵的大气扩容式启动系统，锅炉尾部设置SCR脱硝装置，炉后尾部布置1台四分仓容克式空气预热器。2试验内容及结果分析2.1摸底试验为了解锅炉运行现状，正式进行燃烧调整试验前需进行摸底试验，根据锅炉运行特点和存在的问题确定相应的调整步骤。2.2一次风速调平试验同层燃烧器喷口一次风速以及携带煤粉量的不均衡均会引起炉内空气动力场工况发生变化[2]。热态一次粉管带粉条件下通过调节磨煤机各粉管可调缩孔，将各粉管一次风速偏差控制在±5%以内[3]，从而减小炉膛内燃烧偏斜。A磨、B磨、C磨、D磨、E磨分别调整各粉管的可调缩孔，磨煤机出口一次风速最大偏差由调整前的10.11%、9.32%、11.28%、8.69%、7.98%分别降至3.64%、3.90%、4.81%、3.65%、4.12%，均调节至合理范围内。2.3磨煤机出口煤粉分配特性试验磨煤机出口处每根粉管上按不同截面标记6个点，进行等速取样，每个点取样时间为30 s。一次风速调平后，受磨煤机各粉管管道自身阻力特性以及磨煤机静态分离器自身分离的影响，各台磨煤机出口4根粉管内的粉量分配偏差均较大。A磨煤粉分配特性试验数据如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T001表1A磨煤粉分配特性试验数据项目A1A2A3A4取粉量/g63.9200.086.252.1平均取粉量/g100.6粉量偏差/%-36.799.4-14.4-48.52.4磨煤机最佳煤粉经济细度调整试验煤粉经济细度主要影响机组运行的经济性[4]。通过调节磨煤机分离器折向挡板的开度，确定煤粉经济细度。煤粉细度对锅炉燃烧具有重要影响。煤粉越细，煤粉燃烧越完全，未燃尽碳热损失越小，锅炉效率越高，另外还会使煤粉着火提前，降低炉膛火焰中心，但会增加制粉电耗。因此，煤粉的细度存在一个最佳值，使锅炉的固体未完全燃烧损失和制粉电耗之和最小，即最佳煤粉经济细度[5]。磨煤机分离器挡板原始开度及对应煤粉细度如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T002表2磨煤机分离器挡板原始开度及对应煤粉细度磨煤机编号分离器挡板开度/(°)煤粉细度R90/%平均细度A磨5023.9622.91B磨4519.49C磨5019.66D磨4526.61E磨4524.83以每台磨煤机当前的分离器折向挡板开度作为基准，分别开大和关小5°，化验磨煤机煤粉细度值，磨煤机分离器挡板开度第一次、第二次调整结果如表3、表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T003表3磨煤机分离器挡板开度第一次调整结果磨煤机编号分离器挡板开度/(°)煤粉细度R90/%平均细度A磨4519.6919.43B磨4017.28C磨4515.06D磨4025.94E磨4019.1710.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T004表4磨煤机分离器挡板开度第二次调整结果磨煤机编号分离器挡板开度/(°)煤粉细度R90/%平均细度A磨5531.2927.53B磨5020.64C磨5522.24D磨5035.65E磨5027.85通过进行单台磨煤机出口分离器挡板不同开度的特性试验，确定工况1、工况2、工况3。不同工况下的运行参数及煤粉经济细度如表5所示。煤粉经济细度试验结果曲线如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T005表5不同工况下的运行参数及煤粉经济细度项目工况1工况2工况3A磨~E磨分离器挡板开度/(°)45/40/45/40/4050/45/45/40/4055/50/55/45/45A磨耗电量/kWh630540630B磨耗电量/kWh585495540C磨耗电量/kWh540585585D磨耗电量/kWh495405585E磨耗电量/kWh585495540A一次风机耗电量/kWh2 1601 8001 980B一次风机耗电量/kWh1 9801 9801 800制粉总耗电量/kWh6 9756 3006 660制粉单位小时耗电量/kWh3 487.53 442.63 248.8燃料量/(kg/h)186 800187 350177 600燃料低位热值/(kJ/kg)16 88218 10816 714计算制粉单耗/%0.9720.8920.962飞灰可燃物含量/%1.231.482.59大渣可燃物含量/%4.304.479.14未燃尽碳热损失/%1.011.042.25煤粉细度/%19.4320.7225.1210.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F001图1煤粉经济细度试验结果曲线由表5和图1可知，将制粉电耗与未燃尽碳热损失两者之和最小的工况作为最佳煤粉经济细度工况，在试验煤质、负荷350 MW工况下，机组制粉系统经济煤粉细度为20.72%（工况2），运行调节可以根据分离器挡板特性曲线调节每台磨煤机的制粉细度，保证其平均值为20.72%，确保机组的经济运行。2.5二次风配风优化调整试验机组维持稳定负荷下，分别选取4个典型工况，试验机组在175 MW、265 MW、300 MW、350 MW共4个负荷段分别进行瘦腰型、鼓腰型、均等型、正宝塔型共4种配风方式运行。175 MW、265 MW、300 MW、350 MW不同配风方式对壁温及偏差的影响如图2~图5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F002图2175 MW不同配风方式对壁温及偏差的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F003图3265 MW不同配风方式对壁温及偏差的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F004图4300 MW不同配风方式对壁温及偏差的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F005图5350 MW不同配风方式对壁温及偏差的影响（1）175 MW负荷下主燃区采用均等配风方式时再热器汽温偏差最小，且末级再热器壁温最高值低于其他工况；265 MW负荷下正宝塔型配风方式为较优方式，再热器汽温偏差最小；300 MW负荷下瘦腰型配风为较优方式，再热器汽温偏差最小；350 MW负荷下均等配风方式时，壁温及汽温的控制效果最好，但为了提高锅炉效率，降低飞灰含碳量，壁温不超限的情况下，建议考虑采用正宝塔型配风方式。（2）煤质变化不大的情况下，燃尽风控制原则为①低负荷时，开大BAGP-Ⅱ、BAGP-Ⅲ，使高温再热器出口汽温升高，随着负荷升高，燃尽风从上到下打开；②UAGP层燃尽风降氮效果较好；③主燃区缺氧状态下，过度地开大分离燃尽风特别是UAGP层燃尽风无法实现压火作用，会导致整体火焰中心上移，炉膛出口烟温升升，不利于高再壁温的控制，还会使主燃区氧量占比减少，从而影响煤粉的燃尽率，使飞灰可燃物含量增大。2.6磨组合方式对再热汽温偏差及末级再热器壁温的影响T-57工况ABC磨、T-58工况ABCD磨、T-59工况ABCE磨运行末级再热器壁温分布曲线如图6~图8所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F006图6T-57工况ABC磨运行末级再热器壁温分布曲线10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F007图7T-58工况ABCD磨运行末级再热器壁温分布曲线10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F008图8T-59工况ABCE磨运行末级再热器壁温分布曲线T-57工况壁温分布状态明显趋于平缓，ABC三台磨运行情况下开大BAGP-Ⅱ、BAGP-Ⅲ有利于提升再热汽温以及平衡两侧烟温。T-58工况调整燃尽风后开大BAGP-Ⅱ、BAGP-Ⅲ有利于平衡左右两侧壁温偏差，削平壁温高值点。T-59工况在主流区汽温分布较平缓，但是右侧壁温明显偏低，两侧汽温也出现偏差。综上所述，在60%~70%负荷段ABCE磨运行再热汽温偏差会增大，同样壁温偏差会增加，通过燃尽风的调整壁温可以控制在合理范围内。2.7最佳氧量调整试验在不同运行氧量工况下进行锅炉热效率试验[6]，计算氧量对机组供电煤耗的影响，确定不同负荷下锅炉的最佳运行氧量。最佳氧量调整试验工况如表6所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T006表6最佳氧量调整试验工况电负荷/MW工况运行氧量/%350T-012.7T-022.4T-033.0262T-043.3T-053.0T-062.4175T-073.8T-084.4T-094.8（1）运行氧量对锅炉热效率的影响。350 MW、262 MW、175 MW变氧量调整试验结果如表7~表9所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T007表7350 MW变氧量调整试验结果项目运行氧量/%2.72.43.0排烟温度/℃124.1124.1125.8修正后的排烟温度/℃113.5114.1116.1排烟含氧量/%4.84.45.1飞灰含碳量/%1.882.391.63大渣含碳量/%3.943.683.25空预器后烟气CO含量/%0.006 80.015 10.003 4排烟热损失/%4.4034.3034.576气体未完全燃烧热损失/%0.0260.0560.013固体未完全燃烧热损失/%1.2881.5631.105散热损失/%0.1900.1900.190灰渣物理热损失/%0.2940.2940.295锅炉热效率/%94.3094.0594.27进风温度修正后锅炉热效率/%94.0693.8294.05实测脱硝入口NOx浓度/(mg/m3)279.4272.2277.1折算脱硝入口NOx浓度/(mg/m3)241.6232.6250.810.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T008表8262 MW变氧量调整试验结果项目运行氧量/%3.33.02.4排烟温度/℃115.4116.0118.1修正后的排烟温度/℃107.2106.8108.7排烟含氧量/%5.14.74.1飞灰含碳量/%1.701.751.83大渣含碳量/%3.513.933.73空预器后烟气CO含量/%0.001 80.002 60.014 5排烟热损失/%4.1594.0844.045气体未完全燃烧热损失/%0.0070.0100.054固体未完全燃烧热损失/%1.5261.5991.641散热损失/%0.1900.1900.190灰渣物理热损失/%0.3690.3710.375锅炉热效率/%94.1594.2094.16进风温度修正后锅炉热效率/%93.8793.9193.87实测脱硝入口NOx浓度/(mg/m3)248.2239.9249.7折算脱硝入口NOx浓度/(mg/m3)218.3209.4203.110.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.T009表9175 MW变氧量调整试验结果项目运行氧量/%3.84.44.8排烟温度/℃120.2114.5114.0修正后的排烟温度/℃110.3105.0104.7排烟含氧量/%6.07.17.6飞灰含碳量/%1.360.900.83大渣含碳量/%3.143.992.42空预器后烟气CO含量/%0.001 30.000 80.000 8排烟热损失/%4.5324.5744.714气体未完全燃烧热损失/%0.0050.0040.004固体未完全燃烧热损失/%0.9180.7230.586散热损失/%0.1900.1900.190灰渣物理热损失/%0.2780.2710.267锅炉热效率/%94.5894.7294.75进风温度修正后锅炉热效率/%94.3094.4794.45实测脱硝入口NOx浓度/(mg/m3)241.8262.7272.0折算脱硝入口NOx浓度/(mg/m3)222.5245.2252.3锅炉运行过程中，氧量变化会影响各项热损失数值，排烟热损失和固体未完全燃烧热损失受氧量变化的影响最明显，氧量过高会导致排烟热损失变大，氧量过低导致炉内缺氧，燃料燃烧不完全造成固体未完全燃烧热损失增大。在当前试验燃用煤质和设备条件下，不同负荷工况时的锅炉排烟热损失随排烟氧量的增大而增大。（2）运行氧量对供电煤耗的影响。锅炉运行氧量的变化会引起锅炉主要热损失及辅机电耗的变化，从而影响锅炉效率以及厂用电率。通过供电煤耗变化体现，通常以供电煤耗作为经济性评价准则之一，以确定机组的最佳运行氧量。分别以每个负荷的第一个调整工况作为基准点，假设T-58、T-61、T-64工况对应的机组供电煤耗分别为X、Q、Z，探究运行氧量变化对供电煤耗的影响。不同负荷下对应各调整氧量工况的供电煤耗相对值如图9所示。图9不同负荷下对应各调整氧量工况的供电煤耗相对值10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F9a1（a）调整工况一（350 MW）10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F9a2（b）调整工况二（262 MW）10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F9a3（c）调整工况三（175 MW）T-59和T-60工况下的机组供电煤耗分别是T-58工况时的1.001倍和1.002倍，机组在350 MW负荷附近运行时，试验T-58工况下（运行氧量为2.7%）机组供电煤耗最低。T-62和T-63工况下的机组供电煤耗分别是T-61工况时的0.999 3倍和0.999 6倍，机组在262 MW负荷附近运行时，试验T-62工况下（运行氧量为3.0%）机组供电煤耗最低。T-65和T-66工况下的机组供电煤耗分别是T-64工况时的0.998 2倍和0.998 6倍，机组在175 MW负荷附近运行时，试验T-65工况（运行氧量为4.4%）下机组供电煤耗最低。对锅炉在350 MW、262 MW、175 MW负荷下变氧量调整试验进行分析，拟合锅炉负荷与表盘最佳运行氧量关系的曲线，如图10所示。通过拟合公式预测不同工况下的最佳运行氧量，试验结果可为运行人员提供参考，从而降低供电煤耗，提高机组运行的安全性和经济性。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.015.F010图10锅炉最佳运行氧量拟合曲线试验燃用煤种和当前设备运行状态下，不考虑机组烟风道漏风的情况，机组在350 MW负荷附近运行时，应将表盘低过、低再侧氧量平均值控制在2.7%附近；机组在262 MW负荷附近运行时，应将表盘低过、低再侧氧量平均值控制在3.0%附近；机组在175 MW负荷附近运行时，应将表盘低过、低再侧氧量平均值控制在4.4%附近。3调整前后的效果分析经过燃烧优化调整试验调整，高温再热器壁温无超温迹象，稳定负荷下，高温再热器金属壁温最高值小于605 ℃，距壁温报警值温度预留10 ℃，再热汽温可以达到额定值569 ℃，高温再热器出口左、右两侧汽温偏差小于10 ℃，飞灰含碳量明显降低，额定负荷下锅炉效率比调整前效率提高1.33%。4结语（1）调整前各磨煤机出口粉管一次风速最大偏差达11.28%，经一次风速调平，磨煤机各粉管风速偏差均小于±5%，处于合理范围之内。（2）通过经济煤粉细度试验，机组在350 MW负荷试验状态下经济煤粉细度为20.72%，A磨煤机、B磨煤机、C磨煤机、D磨煤机、E磨煤机分离器开度状态分别为50°、45°、45°、40°、40°（3）175 MW负荷工况下主燃区采用均等配风方式较为合理，265 MW负荷工况下正宝塔型配风方式为较优方式，300 MW负荷工况下瘦腰型配风为较优方式，350 MW负荷工况下采用瘦腰型配风方式有助于控制壁温及汽温，但是为了提高锅炉效率，建议采用正宝塔型配风方式。（4）燃用煤质相对稳定状态下，从锅炉效率、NOx排放值、飞灰可燃物含量以及最终影响供电煤耗的变化程度综合考虑，350 MW负荷下，DCS表盘显示低过、低再侧氧量平均值控制在2.7%较为合适；262 MW负荷下，低过、低再侧氧量平均值控制在3.0%较为合适；175 MW负荷下，低过、低再侧氧量平均值控制在4.4%较为合适。（5）燃烧优化调整试验发现，高温再热器金属壁温无超温迹象，高温再热器左、右侧汽温均能达到额定值569 ℃。