我国一次能源结构中约70~80%由煤炭提供，每燃烧一吨煤炭，约产生5~30kg氮氧化物。据中国环保产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计显示，火电约占全国NOx 排放总量的35~40%。在普遍安装高效率脱硫装置后，电站锅炉排放的NOx 已成为主要的大气污染固定排放源之一。随着国内节能减排环保指标的日益提升，低NOx燃烧器在各发电公司不断得到应用，目前，国内通过燃烧系统改造达到降低NOx排放量的主要技术是：浓淡分离燃烧器加燃尽风系统。
1 研究方向及低氮燃烧器工作原理
对于煤粉燃烧，NOx主要分为燃料型NOx和热力型NOx。燃料型NOx是燃料中的N元素转化生成的，约占60%--80%，其生产量的多少主要取决于燃料特性、燃料的化学当量比及在还原性或氧化性气氛中停留时间。热力型NOx是空气中的N在高温下燃烧形成的，约占20～40%，炉膛内温度是其主要决定因素。
目前国内降低NOx排放的主要研究方向是浓淡分离燃烧器 燃尽风系统。浓淡分离燃烧技术的核心内容是：煤粉喷入位置正对中心回流区的中心部分，增加了穿过回流区的煤粉量，并延长了煤粉在回流区的停留时间。使煤粉在还原性气氛中燃烧，延长在还原性气氛中的停留时间，可有效抑制NOx的形成。中心回流区为低氧还原性气氛区，有利于抑制燃料型NOx的形成。二次风分成了内外旋流二次风两部分，通过调节风门挡板开度，可改变二次风分级燃烧的程度。浓淡燃烧与二次风分级燃烧相结合，可实现最大限度的降低NOx的生成。同时，在炉膛上部加开燃尽风喷口，实现了炉内轴向空气分级燃烧，降低了主燃区过量空气系数，使主燃区还原性气氛增强，可进一步降低烟气中NOx的排放量至350mg/ Nm3以下。
2 调研情况
目前国内旋流式低NOx燃烧器在300MW～600MW机组上已经开始得到应用，但数量并不多。盘电技术人员针对大唐乌沙山电厂、北仑电厂、托克托电厂的实际应用情况进行了调研。
2.1 北仑电厂
2号炉为加拿大产亚临界汽包炉，前后墙对冲煤粉炉。2010年由东方锅炉厂完成了低氮燃烧器的改造，首次改造后由于炉内热负荷发生变化，温度场后移，造成过热器、再热器超温严重，一度达到减温水全投仍无法控制气温的局面，后经对燃烧器的二次改造、受热面改造后，目前运行状况逐渐稳定，NOx的排放量至350mg/ Nm3以下，减温水量接近改前指标。但由于北仑电厂为汽包炉，蒸发段受热面高度限制，燃尽风加在最上层燃烧器上方4.3米位置，和最佳跨度7米相差较多，因此，改造后在燃烧器上部集中燃烧的问题没有得到根本解决，燃烧器上部区域存在局部高温腐蚀现象，后经燃烧调整后继续观察运行中。
2.2 大唐乌沙山电厂
2号炉为哈尔滨锅炉厂制造的600MW超临界直流炉，2011年4月由哈尔滨工业大学设计完成了低NOx燃烧器改造。改造前NOx排放在450mg/Nm3以上，改造后满负荷状态下最低NOx排放达到170mg/Nm3，低负荷情况下亦能达到300 mg/Nm3以内的地区排放指标，但受改造时工期的影响只对燃烧器做了局部改进，运行中同样存在的问题是如过分强调NOx排放指标，增大燃尽风开度会导致再热器减温水量增加，改造后飞灰及排烟温度基本保障在修前值。目前乌沙山电厂和哈尔滨工业大学签了另外三台炉的燃烧器改造合同，计划对改造方案进行优化，增加对燃烧器扩口的改造等措施，预计会达到更佳的改造效果。
2.3 大唐托克托电厂
2011年10月完成了一台机组的低NOx燃烧器改造，由哈尔滨工业大学设计。改造后NOx排放指标从500～600mg/Nm3降至300～400 mg/Nm3（燃烧方式没有进行优化、燃尽风开度在60%以内的情况下），减温水修前、修后没有明显变化，炉膛结焦状况运行两个月未见异常。详细情况如下：
4号机组600MW亚临界煤粉锅炉采用哈尔滨工业大学中心给粉旋流燃烧器低氮氧化物技术改造后运行稳定。
改造后600MW负荷调试期间运行时锅炉NOx排放量平均为238mg/m3(O2＝6％)，与改造前600 mg/m3(O2＝6％)左右相比，降低了60%；此时锅炉过热器减温水总量和再热器减温水总量分别是194.9t/h和22.4t/h，与改造前基本相同；排烟温度、飞灰及大渣可燃物含量基本相同。
改造后450MW负荷调试期间运行时锅炉NOx排放量平均为227mg/m3(O2＝6％)，与改造前550mg/m3(O2＝6％)左右相比，降低了59%；此时锅炉过热器减温水总量和再热器减温水总量分别是141.5t/h和3.0 t/h，与改造前基本相同；排烟温度、飞灰及大渣可燃物含量基本相同。
改造后300MW负荷调试期间运行时锅炉NOx排放量平均为242mg/m3(O2＝6％)，与改造前500mg/m3(O2＝6％)相比，降低了52%；，此时锅炉过热器减温水总量和再热器减温水总量分别是86.7 t/h和0 t/h，与改造前基本相同；排烟温度、飞灰及大渣可燃物含量基本相同。
2.4．国华绥中电厂
目前完成了燃烧器改造的深度可行性研究，并有上海成套完成了可研评审，同时为了保证其计算结果的可靠性，由华北电力大学完成了燃烧器改造的模型试验。针对燃烧器改造项目，绥中完成了多次项目评审会，不断对可行性研究报告进行修订和优化，基本达到可实施操作的条件。但项目评审会中专家和公司领导也就燃烧器改造后续结果提出了问题，主要内容如下：
（1）设计煤种和校核煤种尚未确定，可研报告中设计煤种为神混：准格尔7:3，校核煤种为神混：褐煤7:3，但目前，绥中电厂尚无法保证保证上述煤种的稳定性，实际运行中煤种差别较大，给燃烧器的设计带来很大难度，需进一步对煤种进行确定。煤粉细度无需变化，设计为R90=21%。
（2）微油点火装置选择未确定，磨煤机单台出力最小为18t/h，机组启动时热负荷大，升温速率无法控制，容易发生氧化皮脱落、受热面超温问题，会加剧鳍片撕裂的风险。
（3）炉膛出口温度上升23℃，再热器事故减温水量上升10t/h,此部分问题需汽轮机增容改造才能得到缓解。
（4）燃烧器煤粉分配不均，需对二级分配器进行改造。
（5）燃烧器喉口需进行改造，同时增加16个燃尽风口，燃尽风口距燃烧器7m左右。
（6）改造后主燃烧器锅炉空气系数0.9，锅炉出口1.18。
（7）改造选用东方自主产权的OPCC型燃烧器，该燃烧器能有效改善锅炉结焦，但燃烧器低氧燃烧产生的还原性气体对结焦的影响暂时无法评估。上海成套和东方锅炉的分析结果一致认为结焦会较改造前有所缓解。
（8）关于水动力计算，由于基础资料的局限性，只对改造涉及的水冷壁管的阻力变化情况进行了计算和评估，结论为影响不大，但上海成套院认为，改造后水动力安全呈劣化趋势，回路间水冷壁应力偏差也呈劣化趋势，改造后不会改善水冷壁拉裂问题。
（9）水吹吹改为蒸汽吹灰，结焦性分析认为水冷壁结焦状况得到改善，可以将水冷壁水力吹灰改造为蒸汽吹灰，可缓解水冷壁投水吹灰时的应力过大的拉裂问题。但要在锅炉受热面密密麻麻的加装120台蒸汽吹灰器，锅炉水动力必将受到较大影响，且增加了120个吹灰孔的四角更容易出现局部应力撕裂及局部结焦问题，应慎重考虑，如按改造后结焦缓解，水吹灰器可延长投入周期，同样可以缓解水冷壁应力撕裂问题，也可以考虑将水吹灰喷嘴改小的方式减少吹灰的单位水负荷。
调研结论：通过调研，目前国内所有火电机组都面临着环保指标超标需加装脱硝系统及对燃烧器改装的问题，部分电厂已经完成了实施，通过浓淡分离燃烧器加燃尽风的设计，可以满足脱硝系统的要求。同时，新型低NOx燃烧器采用浓淡分离燃烧方式，不但能减少热力型NOx的生成，而且通过分离燃烧技术提高燃烧器的燃烧效率，分级燃烧还能有效缓解燃烧器及上部区域热负荷局部过高的问题，对燃用高挥发分的神华煤效果将更加突出，可延长煤的着火时间，避免出现局部高温腐蚀。盘电公司锅炉高度较高，燃烧器区域上方7米左右标高加装燃尽风口空间足够。
3 盘电锅炉及辅助系统介绍
3.1 锅炉本体部分
（1）锅炉燃烧情况。在2010年完成燃烧调整试验后有所改观，通过调整燃烧器旋流角度、粉管分配调平等工作，使原燃烧器区域局部剧烈燃烧产生高温区域的问题得到改善，但因设备本身问题，调整范围已经达到极限。
（2）燃烧器结渣情况。神华煤属于低灰熔点、严重结渣煤种，且具有“迅速着火、极速燃烧、快速燃尽”的燃烧特性，在燃烧器区域极易形成“尖峰温度”而加剧结渣。
试验前已经通过调整二次风旋流强度，提高火焰中心，减少了燃烧器区域的燃烧强度，极大的缓解了炉内的结渣趋势。满负荷工况炉内燃烧温度高于其它负荷工况，此工况下燃烧器区域温度低于1350℃，屏过下部火焰温度在1200℃左右，炉内与屏区存在严重结渣的可能性均较低。
运行中检查燃烧器喷口附近左、右墙水冷壁基本上干净无渣，管壁轮廓清晰可见；燃烧器喷口附近前、后墙水冷壁上覆盖一层薄渣，部分区域渣量较大（28m）；47m炉膛两侧墙防焦风喷口处为吹灰盲区，壁面上存在较厚积渣，管壁不可见，但自从增大准格尔煤掺烧比例及添加除焦剂后，该区域结渣较为松散（停炉后会自然脱落）；此外，由主、再热汽参数可以判断屏区以及主要对流受热面无严重结渣。
3.2 制粉系统
（1）锅炉制粉系统运行较为稳定，#1炉故障率较高的刮板式给煤机已经改造为皮带秤计量式给煤机，#2炉计划在2012年完成改造。
（2）磨煤机加载模式为定加载，每套制粉系统均有相应的风煤比曲线，运行中工况稳定，煤粉细度均能保证在R90=18～25%的合格范围内。
（3）磨煤机出口有粗粉分离器，之后有旋转折向式分配器分配至对应的四台燃烧器，2009～2010年对18套制粉系统均进行了燃烧器粉管的调平工作，通过调节煤粉分配器鱼鳞板，可以调整磨各一次风管的粉量。运行实践证明，粉量分配的均匀性对锅炉前后墙热偏差有较为重要的影响。但分配器的折向挡板对煤粉分配调整的效果不好，仍有部分制粉系统对应燃烧器偏差超过10%，燃烧器改造过程中应考虑对分配器的结构进行优化，保证各燃烧器一次风粉的平衡。
3.3 燃烧系统
（1）锅炉主燃烧系统目前存在的主要问题是设备陈旧，运行中一次风管磨损、二次风口变形严重。其中，二次风口的变形对燃烧器直接影响到燃烧器的动力场及锅炉的燃烧，一直采取定期更换二次风口及整形的方式进行处理，效果不好。墙式燃烧方式每个燃烧器为相对独立的燃烧单元，风粉分配不均会在风粉量较多的燃烧器周围形成局部燃烧高温区，加剧炉内结渣。此外，同层风速较低的燃烧器易于烧损喷口，而风速较高的一次风管则磨损严重。
（2）二次风风箱设计不合理，运行中二次风压几乎降至为0，无法实现有据的调整，需考虑对一次风箱设计上调整或加装调整挡板。
（3）受锅炉燃烧器、磨煤机分配器设计的影响，锅炉内不同制粉系统运行方式对锅炉燃烧影响较为突出。2009年2010年委托西安热工院对两台炉分别进行了全面的燃烧调整试验，重点解决粉管调平、一二次风配比、风煤配比、氧量标定及设定等问题。为了使试验结果更准确、更可信，调整的过程中对各工况下的炉内贴壁气氛进行测量。测量结果如下：
现场共安装24个测点，包括A、B侧墙标高35m、38m、41m处两两燃烧器之间，共18个测点；前、后墙标高38m处，共6个测点。试验中，通过各测点用抽气泵抽取水冷壁面的烟气，分析水冷壁区域的烟气成分（O2、CO以及H2S），并插入带有保护瓷套管的铂铑-铂热偶测量该区域的烟气温度。
燃烧器区域水冷壁金属温度测量，在水冷壁管的背火侧安装K型热电偶，并用IMP数采系统采集温度信号，由试验人员实时监测水冷壁管壁金属温度，共30个测点（包括A、B侧墙标高25m、35m、38m、41m处两两燃烧器之间24个测点；前、后墙标高38m处6个测点）。
测试结论为：左、右墙贴壁区域以弱氧化性气氛为主，氧量值相对较高，一般在1.0%~5%之间，H2S的含量较低，均在50ppm以下；前、后墙为流动的死滞区，高温烟气积聚形成较强的还原性气氛，在此区域氧含量一般低于1.0%， CO含量超过5000ppm，且部分测点H2S的含量超过了100ppm。
从检测结果看，燃烧器区域及两侧墙均不存在严重的高温腐蚀，只是受燃烧器本身缺陷而造成的局部热负荷偏高的现象，通过燃烧调整已经得到明显改善。
3.4 风烟系统
（1）锅炉风烟系统目前无明显缺陷，每次检修均进行内部检查，空预器、烟风道均未发现明显的积灰及磨损。
（2）锅炉引风机设计余量较大，机组负荷90%以下即出现抢风现象，低负荷时尤为明显，只能维持高氧量运行，对NOx排放指标影响较大。目前，为解决上述问题，低负荷采取一台风机带出力的运行方式，引风机安全才得以保证，但带来的负面影响是单侧烟道流速降低容易积灰，投退风机时负压摆动反正等。
3.5 汽水系统
（）1运行状况：多年运行经验的摸索，严格控制主、再热蒸汽各受热面温度在允许范围内，主、再热蒸汽温度控制指标545（ 5/-10）℃，锅炉蒸汽吹灰过程中或大幅度升降负荷期间，主要控制手段为提前控制及减温水调整。
（2）过热器、再热器受热面化学监督各项指标均在合格范围内，未发生过氧化皮大面积脱落问题。
（3）锅炉水冷壁受热面在最初全烧神华煤时，曾造成高温区受热面大面积超温过热，对过热管屏进行了更换，全烧神华煤改为神混煤与准格尔煤掺烧，效果良好。经过近两年的摸索，适当增大掺烧煤比例可缓解锅炉结焦，我们从原来的17%～20%逐渐调整到40%，最大到60%，锅炉结焦现象得到明显好转。
（4）水冷壁受热面目前存在的问题：组装焊口单面焊、孔门四角及鳍片撕裂。组装焊口单面焊原始安装缺陷是造成锅炉水冷壁泄漏的主要原因，目前已经将泄漏多发区域组装焊口进行了处理，经过两年运行考验，水冷壁泄漏问题得到很好的控制。
（5）2008年，锅炉水冷壁受热面33米至42米两侧墙发现横向裂纹缺陷，通过燃烧调整试验、调整水吹灰负荷及频率、局部缺陷管屏更换等措施得到有效控制。
（6）锅炉受热面孔门四角撕裂问题近两年也得到有效控制，采取的措施为严格控制机组启停升降温速率、孔门四角鳍片打止裂孔及开导向槽，效果明显，孔门撕裂隐患基本得到控制。
（7）锅炉水冷壁受热面未进行过大的改造，为了减少孔门撕裂缺陷，取消了原42米两侧墙的6个水吹灰器、38米前后墙两个人孔、部分看火孔及检修孔22个，但从多年的运行结果看效果良好，未发现因水动力变化而造成的受热面缺陷。我们本次燃烧器改造项目在满足NOx排放指标的前提下，尽可能利用原有设备及系统，特别是在水冷壁上的开口、燃烧器区域扩口等关键环节尽可能减少改动量，对改动所涉及的区域受热面进行水动力核算。
3.6 改造空间及悬吊结构
（1）现场勘查燃烧器区域周围空间完全满足改造要求，除燃烧器整体更换外二次风道做局部改动，一次风粉管道保持不变。
（2）新燃烧器重量低于原燃烧器，喷燃器扩口是否改动需进行核算及设计。
（3）原燃烧器为悬吊结构，随锅炉整体膨胀。悬吊结构需进行核算及调整，新增燃尽风管道悬吊结构利用锅炉钢结构，对钢结构的影响需进行核算（俄罗斯原设计钢结构粗大，应有足够的裕量）。
3.7 火检及热工传动装置
（1）火焰监测系统设备保持不变，安装位置及接线尽可能保持不变，设计过程予以重点考虑。
（2）燃油系统阀门、油枪传动机构保持不变，如影响新燃烧器改造空间，待燃烧器改造后按原位置进行恢复，尽量减少电缆铺设工作。
4 项目实施前的准备
（1）委托西安热工研究院对盘电1、2号锅炉进行热态燃烧调整试验，并对炉膛贴壁气氛进行了检测，将试验结果、燃烧调整后试验数据作为方案设计的支撑文件。低NOx燃烧器改造后还原性气氛增加，在燃尽风区域发生剧烈的二次燃烧，从而导致水冷壁受热面局部热负荷过高，发生高温腐蚀，此点在北仑电厂燃烧器改造后得到验证。盘电公司进行燃烧调整试验的主要目的就是解决局部热负荷过高及水吹灰造成的水冷壁横行裂纹问题，燃烧器改造项目也要结合相应的燃烧调整试验，通过对贴壁气氛的测量、炉膛温度内贴壁烟气温度的测量充分了解锅炉内温度场分布及气氛，以解决上述问题的发生。
（2）完成了项目的初步可研（和脱硝项目一起）。
（3）改造前期东方锅炉厂、哈尔滨工业大学、烟台龙源等到盘电公司现场进行了勘察和资料、参数收集，且哈尔滨工业大学进行了现场机组各工况试验数据测试，两个单位均进行了初步设计，为盘电燃烧器项目提供了指导性意见；哈尔滨锅炉厂根据我们提供的资料进行了简单的设计。
（4）进行初步设计方案内部评审及讨论，并进行设计标书的评审。对项目研究方向进行思想统一。
（5）完成燃烧器改造设计开标，中标单位进行现场参数采集及资料收集。
（6）完成方案设计，出具原则性系统图。
（7）完成设计方案评审及最终深度可研。
5 改造范围
（1）燃烧器本体（煤粉管道接口、煤粉浓缩器、煤粉喷嘴、稳燃钝体等）与二次风系统（二次风管挡板门、燃烧器内外二次风挡板门、导流叶片、执行机构等）。
（2）分级燃尽风（燃尽风风箱、燃尽风喷嘴、挡板门、执行机构、冷却风喷嘴等）。
（3）水冷壁（燃烧器区域水冷壁、燃尽风水冷壁及冷却风水冷壁的开孔或更改）。
（4）风量测量系统（每只燃烧器的二次风量测量、每只燃尽风的风量测量、每只冷却风的风量测量等）。
（5）助燃油枪与微油点火系统：微油点火附属系统暂未批复，按32套燃烧器全部进行低NOx改造进行设计，原有燃油系统及一、二层燃烧器的大油枪继续保留。如微油点火系统项目得到批复，本项目中13、16制粉系统对应的8台燃烧器要进行相应的设计方案调整。建议进行微油点火及相关配套改造，如不进行微油点火改造，将会产生如下影响：
a）启动初期脱硝系统容易积存未燃尽的油污，脱硝催化剂存在中毒及二次燃烧风险；
b）环保要求日益严格，如脱硫旁路挡板取消机组启动即需启动脱硫系统，而脱硫系统启动就必须启动电除尘系统，如不进行微油改造电除尘无法在点火后即刻启动，从而导致脱硫系统无法投入运行；
c）实现微油点火必须进行磨煤机变加载改造，以保证启动初期锅炉受热面的升温速率在规定范围内。目前，盘电公司制粉系统最低出力为16t/h，改造后可达到8t/h甚至更低。
（6）电气、仪控（控制柜、电缆、线桥和管道、仪用配管、控制系统等）。
（7）风箱及风道的保温、油漆、防腐等。
（8）附属系统（检修起吊设施、支吊架、楼梯平台、设备标识及安全标识、其它）
（9）燃烧器前一次风粉管道加装可调缩孔（原磨煤机出口分配器存在煤粉分配不均的问题）。
6 低NOx燃烧器改造需解决的几个重点问题
（1）还原性气氛增加、局部热负荷过高导致的结焦问题。解决办法，通过燃烧器改造可改善燃烧状况缓解锅炉燃烧器区域的结焦，改造后必须进行热态燃烧调整试验，对炉内气氛分布情况进行检测，根据检测结果进行精调，避免因硫化氢、一氧化碳等气氛增加而造成受热面高温腐蚀及结焦。
（2）燃烧器改造后温度场、炉内热负荷变化对锅炉受热面温度的影响，通过热态燃烧调整、锅炉受热面测点重点监控锅炉水冷壁受热面金属温度变化情况，进行数据分析并制定调整措施，使炉内保持最佳的燃烧状态。
（3）煤质变化对燃烧器改造后锅炉NOx排放的影响较大，燃烧器改造前应选取合适的煤种进行基准试验，并将其作为燃烧器改造的依据。还要考虑到今后锅炉燃煤煤种变化趋势所带来的影响。设计：校核：
（4）炉内热负荷变化，温度场后移，可能会带来的过热器超温问题。通过热力计算及模型计算理论分析炉内热负荷、温度场、流场的变化情况，得出分析结论，并制定针对性的措施，但实际改造后仍需进行详细的检测和分析，根据实际结果进行热态燃烧调整试验。
（5）微油点火系统改造后启动过程中升温速率控制的问题。脱销系统启动初期运行必须实现微油点火，如进行微油点火，必须进行磨煤机变加载改造工作，以保证锅炉点火初期磨煤机的最低出力可以降至8t/h以下。
（6）水冷壁受热面局部改动造成受热面水动力变化问题。参考绥中的计算结果，锅炉受热面水动力变化不大，建议设计单位尽量避免大范围改造燃烧器喉口的结构，同时燃尽风口也尽量简单化，尽可能减少对水冷壁结构的改动。
（7）炉内热负荷变化，燃烧器结构变化，水冷壁结构变化对锅炉膨胀的影响。改造方案确定后由有资质的单位进行核算。
（8）水吹灰系统暂时不做改动，和绥中电厂不同，盘电公司锅炉水冷壁受热面应力大拉裂的问题不是很明显，特别是2010年将水吹灰喷嘴通径改小及采取闷炉的停炉方式后，检查水冷壁受热面、孔门等易拉裂位置得到明显的改善，同时，燃烧器改造后结焦状况目前只停留在评估阶段，实际结果无法预测；此外，水冷壁增加大量孔洞必将对水动力及结构带来较大影响，建议暂不进行蒸汽吹灰改造。
7 改造前景展望
（1）火电厂脱硝改造是国家环保工程的重点项目，势在必行！而燃烧器配套改造是保证脱硝效率的首要前提，目前，国内各大锅炉厂、科研院所、工科院校都在致力于燃烧器改造工程的研究，近两年也有部分600MW以上机组完成了燃烧器改造项目，燃烧器改造核心技术基本一致，均是通过将燃烧器改造为浓淡分离燃烧及分级燃烧的方式，最大程度的减少锅炉燃烧过程中NOx的生产，技术基本成熟。
（2）燃烧器改造后，NOx排放指标能达到300mg/Nm3以下的标准，但衍生出的问题也必须引起重视。炉膛出口烟温升高问题、煤种适应能力问题、过热器是否超温、结焦问题等等。炉型不同、煤种不同产生的结果会存在很大差别，而计算结果只能作为一个航标和导向，改造后通过有效的燃烧调整试验来进行校核是必须进行的工作。
（3）盘电两台500MW超临界直流炉投入运营已超过10万小时，设计复杂、设备陈旧。锅炉44.7米防焦过量风的设计起到了降低NOx排放的作用，虽然设计位置偏高，但在运行调整过程中发现对NOx排放降低确实效果显著。目前，通过对其的调整可以将NOx的排放控制在450mg/Nm3以下。此外，也给我们在燃烧器及分级风改造后的调整提供了宝贵经验。
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