最大连续蒸发量( BMCR)为2 290t/h。该炉设计燃用神府东胜煤和进口煤（澳洲），燃烧器四角切圆布置(假想切圆直径1 891 mm)，制粉系统为直吹式，配6台液压加载式MVM25R型三菱立式磨煤机（设计满负荷5台磨煤机运行）。
锅炉的主／再热蒸汽系统设有三级过热器（位于锅炉尾部的一级过热器、炉膛上方的二级过热器和炉膛出口末级过热器）和三级再热器（水冷壁上部的壁式再热器、水平烟道的二级再热器以及末级再热器）。过热蒸汽系统设有两级喷水减温器调节汽温；再热蒸汽温度以调整燃烧器摆角为主要调节手段，此外在再热器入口设有事故喷水减温装置。主／再热气温设计值分别为541/568℃。
1 改造依据
1.1燃烧系统概况
改造前锅炉燃烧系统组成：6层（24只）煤粉喷燃器、三层辅助风（二次风）、三层轻油枪及四层OFA(Over Fire Air燃尽风)，详细布置参见表2。改造前煤粉喷燃器为三菱重工设计的水平浓淡燃烧器，分布在炉膛四角各设独立气动执行机构可上下摆动，最大摆角为±25。。
1.2存在缺陷及分析
锅炉自投严后运行过程中长期存在以下缺陷：主汽温和再热汽温偏低、再热汽温两侧偏差大，结焦情况偏离设计工况，燃烧器摆角长期上摆运行且容易烧损等问题，且Nq的排放也不符合目前的环保排放标准。
造成以上缺陷原因分析如下。珠海电厂锅炉设计于20世纪90年代中期，当时国内600 MW以上同类型燃煤机组普遍受到炉膛结焦的困扰，在此背景下，电厂业主方为防止锅炉结焦采用了较为保守的炉膛尺寸设计，炉膛结构参数及ECR( 700MW)工况下炉膛热负荷设计值见表1。表1 炉膛结构及700 MW工况热负荷设计值炉／m3积 ．。620芝罗惹雾热负荷 80 80—120
／m3v.lll-3）炉膛截／21. 643×炉膛截面热负荷3. 937 4. 2～5.4（宽×深）／m 18.605 q。／(MW.m-Z)“’燃烧器 ，L 95喾竺嚣詈域热负o．98 L 2—2．o区域高度／m1W,m-z）注：(1)同类设备指设计燃用同类型煤种鬲丙；磊鬲量亚临界强制循环汽包炉；(2)燃烧器区域高度为最上、最下排燃烧器煤粉喷口中心线之间的垂直距离加3m。
锅炉结构及设计参数是决定锅炉实际运行参数及性能的主要因素。炉膛容积热负荷q。反映的是煤粉在炉膛内部的停留时间和整个炉膛的燃烧强度；炉膛截面热负荷q。反映了炉膛水平断面上煤粉的平均活动速度和着火稳燃条件，在口，确定的前提下，q。的大小也决定了炉膛的高矮；燃烧器区域热负荷口，作为大型燃煤锅炉截面热负荷的补充指标，反映了炉内燃烧中心的温度水平，也反映出火焰的疏散和集中情况。
珠海电厂在锅炉设计上选取过低的炉膛容积热负荷和炉膛截面热负荷，虽然有利于煤粉的燃尽同时也降低了水冷壁结焦的可能性，但也造成了炉膛水冷壁基本没有结焦，炉膛出口烟气温度分布偏差大，炉膛出口高温受热面局部容易结焦等偏离设计工况的问题。过低的燃烧器区域热负荷也导致炉内火焰疏散，假想切圆偏离设计值，火焰中心温度降低，辐射受热面受热情况欠佳。
综合以上炉膛结构参数的影响，机组在运行过程中水冷壁区域不结焦，不投运水冷壁的吹灰器，否则将导致主再热气温降低到500℃以下。水冷壁设计装设的88台吹灰器只在停炉前进行一次清扫性质的吹灰。
主汽温和再热汽温均存在达不到设计值的问题。具体表现为：机组正常运行在各种工况再热汽温均无法迭到设计值且两侧存在偏差；主汽温在高负荷（600 MW以上）和投运A磨煤机（最下层煤粉燃烧器）时汽温汽温低于额定值15℃～40℃，A磨煤机只能作为紧急备用。在改造前测试的A/B/C/D/E磨煤机运行方式，机组负荷限高640 MW，主汽温降至508℃/515℃（左／右侧）。
由于运行中锅炉主、再热汽温低于设计值，在燃烧控制过程中燃烧器摆角指令长期上摆，达到或接近+25。。这种运行方式首先是加剧了炉膛出口两侧烟温偏差，引起再热汽温两侧偏差，不同负荷段左右侧差值达20℃～40℃；其次为降低炉膛出口两侧烟温偏差，在燃烧控制上还长期设置燃烧器4个角不同指令偏差，导致在实际运行中4个角的燃烧器摆角不在同一个平面，加剧了炉膛出口烟温分布的不均匀性，处于炉膛正上方的二级过热器受热效果降低；还有烟气温度分布不均匀引起的局部高温同时也造成了末级过热器较多的结焦，部分负荷段变工况期间可能出现末级过热器局部管壁金属温度达到报警值；在设备可靠性方面，燃烧器摆角长期上摆25。运行，且四角不平衡也造成喷燃器容易烧损，近年来每一个小修周期必须更换大部分喷燃器。
在低氮燃烧方面，原设计中虽然也有4层OFA的设置，但原始设计目的圭要是为煤粉的燃尽考虑，NO，排放远不能达到现有的环保要求。
1.3改造方案的选择
本次燃烧器改造目的是实现炉内低氮燃烧并消除原始设施带来的蒸汽温度和燃烧器摆角等存在的缺陷。方案的选择从抑止NO，的产生和改善过热汽温和再热汽温特性出发。
燃煤锅炉NO，生成的机理主要有以下3种：(1)热力型：锅炉中助燃空气中的氮气在高温环境中氧化生成，约占NO，总量的2026；(2)燃料型：燃料中的氮化合物在燃烧过程中分解后氧化而成，约占NO。总量的6026～80%;(3)瞬发型：煤粉燃烧初期助燃空气中的氮在煤粉中的碳氢合物影响下生成，含量最低。
根据生成机理，影响NO，生成的主要因素有燃烧温度、尤其是火焰温度峰值，燃料的含氮量、燃烧区域空气系数和燃烧产物在高温富氧区停留时间。其中燃料的含氮量相对固定，空气系数属于燃烧调整手段，低氮燃烧改造的的方向在于降低燃烧温度、减少燃煤在高温富氧区的停留时间。根据上述理论依据，目前成熟的炉内低氮燃烧技术有以下3种：
燃料分级燃烧：该技术特点是将燃烧分成主燃烧区、再燃区和燃尽区3个区域。将80%～85%的燃料送人主燃烧区生成NO。，其余15%～20%的燃料则在再燃区送人并形成鞍强的还原性气氛，将主燃烧区形成的NO．。还原成N2.燃尽区喷人燃尽风以保证燃料在炉膛中的完全燃烧。
空气分级燃烧：该技术是将燃烧用的空气分两级送人，从主燃烧区供人60%～70%的锅炉总风量，使燃料先在缺氧的富燃料燃烧条件下燃烧，其余空气以炉膛上部的AA风形式喷人炉膛，使燃料完全燃烧。其基本原理是避免高温和富氧条件同时出现。空气分级燃烧会造成炉膛的温度场分布发生较大变化，主要表现为主燃区温度降低，火焰中心上移，直接影响锅炉的过热汽温、再热汽温特性。
低氮燃烧器：该技术是通过特殊设计的燃烧器结构，以及通过改变燃烧器的燃料和空气的比例，将低氮燃烧理论，包括空气分级、燃料分级等燃烧原理用于燃烧器，通过尽可能地降低燃烧器，等：2 290 t/h锅炉燃烧器改造与应用出口着火区氧的浓度，适当降低着火区的温度，达到抑制NO，生成的目的。改造内容只需用低氮燃烧器替换原来的燃烧器，燃烧系统和炉膛结构不需更改，是最容易实现的改造措施。但单靠此项改造，NO，降低幅度非常有限。
其中燃料分级燃烧由于需要煤粉的分段送人，对锅炉的燃烧系统和制粉系统以及炉膛本体的较大的改动，不适用于本项改造工程；更换低氮燃烧器虽然在无需改动燃烧系统和锅炉本体前提下能在一定程度降低NO，生成，但收效有限，且无法改变过热蒸汽和再热蒸汽的特性；空气分级燃烧仅对现有供风系统和炉膛进行部分改造，能降低NO.排放且对炉内温度特性有重大影响，具备改善蒸汽温度的能力，但存在的主燃烧区的还原性气氛容易引起结焦的问题，根据前文对改造前的缺陷分析，此项特性的变化对于珠海电厂锅炉长期炉膛不结焦的运行特性而言，其影响反而是正面的。
根据以上分析，得出在尽可能利用原始条件，对现有锅炉本体结构改动工作量小，达到低氮燃烧和改善蒸汽温度的改造方案：低氮燃烧器和空气分级燃烧相结合的方案。
2燃烧器改造概况
珠海电厂燃烧器改造项目是结合选择性催化还原法( SCR)脱硝建设进行，为实现炉内低氮燃烧、进一步降低SCR的运行成本，同时也为改善前文所述蒸汽温度等锅炉原始设计缺陷，根据改造依据，决定采用三菱重工最新的A-MACT低氮燃烧技术方案，具体改造情况见表2。表2燃烧系统改造前后对比
本次燃烧器改造采用三菱最新的A-MACT低氮燃烧技术方案，除更换新型A-PM( AdvancedPollution Minimum)低氮煤粉喷燃器以外，改造还包括降低原燃烧器区域的二次风风量（减少60%）和OFA(Over fire air)风量（减少50%），并在OFA上方增加三层AA(Additional air)风。
三菱重工新型A-PM煤粉喷燃器通过内置的分离装置，是将喷燃器出口煤粉分离成环形浓相火焰包围内部的淡相的风粉混合物的燃烧小环境，实现2种不同浓度煤粉燃烧，其结构及火焰特性见图1。
浓相的环形火焰吸收炉膛辐射热后很容易着火燃烧，从而使喷燃器出口点火性能得到改善；环形浓相火焰的形成也延缓了锅炉二次风和高温火焰的混合，有利于减少NO。的产生，同时也有利于在环形浓相火焰所包围的淡相火焰周围产生高温活性炭，形成NO，的还原性气氛，在喷燃器出口小环境下达到低氮燃烧的效果。
新增加的AA风是A-MACT燃烧方案的关键组成部分，AA风风箱与原有燃烧器风箱相距约3 244 mm。3层AA风喷嘴大小（宽×高）分别为：900 mm×677 mm，设计风量占锅炉总风量的约40%，AA风同样采用四角切圆运行方式，假想切圆直径为4 349 mm，由于AA( upper)和AA(lower)两层8个喷嘴在炉膛四角设有4个独立的摆角调节机构和8各独立的风门挡板调节机构，AA风的风量和风向的可调性高，对锅炉整体燃烧工况影响很大。
3燃烧器改造后应用效果
改造后煤粉在炉膛内燃烧过程分主燃烧区域、还原脱硝区域和燃烧完成区域，见图2。
AA风的增设，首先是延长了NO．气体在还原性气氛中的有效停留，在炉膛燃烧大环境中进一步实现了低氮燃烧的目的；同时AA风的增加和圭燃烧区域二次风量的减少，实现了煤粉在炉膛内的的分级燃烧，炉膛内上下部分热量分配得到优化，炉膛上部的辐射热得以增加，改善了位于水冷壁上部的一级再热器（壁式再热器）的受热条件；另外，利用AA风强大的调节功能，在炉膛上部的燃烧完成区域还可以实现对高温烟气的二次调整，使得炉膛上方和出口烟气温度场的分布更趋均匀，在锅炉炉膛出口烟温基本不变的前提下，大幅提高了二级过热器的吸热性能，对于四角切圆燃烧普遍存在的炉膛出口两侧烟气温度偏差也得到明显改善。
根据机组改造前的基准试验和改造后的验收试验以及稳定负荷的运行数据分析，燃烧系统改造后锅炉克服了原始设计参数带来的缺陷，改造取得明显的成效。
3.1烟气中NO：浓度明显下降。
锅炉达到了低氮燃烧的改造目的。由于A-PM煤粉燃烧器出口燃烧小环境和炉膛内整体燃烧大环境所创造的低氮燃烧条件，成功降低了炉膛出口烟气的NO.浓度，表3所示为改造前后各典型负荷下SCR入口NO，浓度明显下降。
3.2主蒸汽温度和再热蒸汽温度改善
经过改造和调整，一级再热器和二级过热器的受热得到改善，尤其是大幅提高了二级过热器的吸热性能。表4所示为过热蒸汽减温水流量设计值和改造前后实际值（不投运A磨煤机）。
表4过热蒸汽减温水流量比较
表中数据可见改造后过热蒸汽减温水流量大幅上升且部分工况接近设计值，减温系统的可调节能力同时得到提高。在不投运A磨煤机的情况下，各典型工况主蒸汽温度和再热蒸汽温度均达到设计值，再热汽温两侧偏差也基本消除。
改造后A磨煤机运行方式也从改造前的紧急备用转变为可正常运行方式。表6为投运A磨煤机的运行方式各典型负荷下蒸汽温度和改造前的比较。可见A磨煤机运行方式可以运用在包括700 MW的全负荷段，且再热汽温有7℃～17℃的提升。
汽温改善的同时，锅炉的焦渣特性也趋于接近设计工况，改造后吹灰器投运方式也根据蒸汽温度等运行情况作了优化。每天减少一次末级过热器、二级再热器和末级再热器区域的吹灰（均由原来每天3次改为2次），主燃烧区的还原性气氛导致水冷壁区域灰熔点降低，水冷壁焦量增加，改造前长期不能投运的水冷壁吹灰改为每周完成一次水冷壁所有吹灰器的投运。
3.3燃烧器摆角上摆幅度趋缓
锅炉出口蒸汽温度的上升也缓解了改造前燃烧器摆角的长期上摆25。的缺陷。表7所示，不同磨煤机运行方式下，各典型负荷燃烧器摆角上摆幅度有明显的下降，均在15。以下，部分工况的摆角指令降至5。以下。但改造前煤粉喷燃器容易烧损的现象是否碍到消除，还有待长期运行后观察。
3.4炉膛出口烟气温度偏差降低
燃烧器摆角的上摆幅度下降和AA风对炉内高温烟气的二次调整，提高了炉膛出口烟气的充满度和均匀性，有效降低了炉膛出口两侧的烟温偏差。在蒸汽侧水动力工况不变的前提下，从改造前后末级过热器金属温度的横向分布情况变化反映出温度场分布曲线变平坦，温度偏差下降，见图3。改造前变负荷过程中出现的高温受热面金属温度超温现象也基本杜绝。
3.5锅炉效率提高
燃烧器改造后锅炉主要参数恢复到设计值或接近设计值，高温受热面的吸热效果明显改善导致的排烟热损失降低，还有AA风的增设进一步促进了炉膛内煤粉的燃尽，有效降低了尾部烟气一氧化碳的浓度和飞灰未燃尽碳损失。由于以上原因，改造后锅炉效率在各种工况均有不同程度的上升，验收试验各工况均达到95%以上。
4结 语
通过对燃烧器的改造和锅炉燃烧系统的整体调整优化，珠海电厂2 290 t/h锅炉在达到低氮燃烧的目的之余，也消除了锅炉结构设计参数选择不当造成的汽温低、偏差大，烟气温度场分布偏离设计值等缺陷，很大程度改善了锅炉主要参数，提高了锅炉的可靠性和经济性，使改造后锅炉能安全、环保、经济运行。也为当前环保政策下燃煤电厂的低氮燃烧改造和性能优化提供了
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