CN109058969B - 一种超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法 - Google Patents

一种超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法，步骤为：投入煤种，逐步启动6台磨煤机、2台一次风机、2台送风机、2台引风机、2台空气预热器和锅炉，机组逐步升负荷至1000MW；进行一次风速热态调平；油层风开度优化调整；煤粉细度优化调整；偏置风开度优化调整；燃烧器上下摆角优化调整；SOFA风上下摆角优化调整；SOFA风配风方式优化调整；二次风配风方式优化调整；低位SOFA风水平角度优化调整；运行氧量优化调整。本发明控制方法可以调整超超临界二次再热塔式锅炉运行方式，改善炉膛燃烧，降低飞灰含碳量和省煤器出口CO浓度，提高锅炉效率，优化运行氧量，提高锅炉经济性、安全性和环保性。

Description

一种超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法
技术领域
本发明涉及一种锅炉运行控制方法，具体涉及一种超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法。
背景技术
目前，超超临界二次再热机组效率最高、供电煤耗较超超临界一次再热机组低，机组经济性明显。国内超超临界二次再热塔式锅炉运行机组数量较少，尤其是1000MW超超临界二次再热锅炉运行只有2台，锅炉运行过程中存在高负荷下省煤器出口氧量和CO浓度高、炉膛水冷壁气氛参数差、飞灰含碳量高的问题，严重影响锅炉的经济性、环保性和安全性。
研究如何改善超超临界二次再热塔式锅炉的运行控制方式意义重大，合理的运行方式可以改善炉膛燃烧、优化省煤器出口氧量、降低省煤器出口氮氧化物浓度和CO浓度、降低飞灰含碳量、改善水冷壁壁面气氛参数，提高锅炉效率、降低喷氨量，预防锅炉水冷壁高温腐蚀。提高锅炉经济性、环保性和安全组性。锅炉运行控制方法对后续超超临界二次再热塔式锅炉的运行提供参考依据。
发明内容
本发明的目的是为了解决现有技术中存在的缺陷，提供一种能有效改善超超临界二次再热塔式锅炉炉膛燃烧、优化省煤器出口氧量、降低省煤器出口氮氧化物浓度和CO浓度、降低飞灰含碳量、改善水冷壁壁面气氛参数，提高锅炉效率、降低喷氨量，预防锅炉水冷壁高温腐蚀。提高锅炉经济性、环保性和安全性的方法。
为了达到上述目的，本发明提供一种超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法，通过以下步骤实现：
第一步：在锅炉正常运行方式下，维持磨煤机运行方式、锅炉运行氧量、二次风配风方式、燃烧器摆角、SOFA风配风方式及摆角、SOFA风水平角度等不变，开展锅炉摸底试验，实际测量锅炉效率、省煤器出口CO浓度、飞灰含碳量等，分析锅炉运行过程中存在的问题。
第二步：在锅炉正常运行方式下，维持各台磨煤机运行煤量、通风量不变，实际测量每台磨煤机各粉管一次风速，并进行一次风速热态调平，将各粉管风速偏差控制在5％以内。
第三步：油层风开度优化调整。
第四步：煤粉细度优化调整。
第五步：偏置风开度优化调整。
第六步：燃烧器上下摆角优化调整。
第七步：SOFA风上下摆角优化调整。
第八步：SOFA风配风方式优化调整。
第九步：二次风配风方式优化调整。
第十步：低位SOFA风水平角度优化调整。
第十一步：运行氧量优化调整。通过以上的调整可以有效的改善炉膛燃烧、优化省煤器出口氧量、降低省煤器出口氮氧化物浓度和CO浓度、降低飞灰含碳量、改善水冷壁壁面气氛参数，提高锅炉效率、降低喷氨量，预防锅炉水冷壁高温腐蚀。提高锅炉经济性、环保性和安全性。
本发明超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法的具体步骤如下：
(1)投入煤种，逐步启动6台磨煤机、2台一次风机、2台送风机、2台引风机、2台空气预热器和锅炉，机组逐步升负荷至1000MW；
(2)调整运行的6台磨煤机各粉管一次风速偏差在5％以内，一次风可调缩孔开度为20％-100％；
(3)调整每台磨的油层风开度至10％-100％；优选40-65％；
(4)调整每台磨煤机动态分离器转速在400rpm-800rpm；优选600-700rpm；
(5)调整BDF磨煤机对应燃烧器的偏置风开度至30％-100％；优选40-70％；
(6)调整燃烧器上下摆角至45％-100％；优选60-80％
(7)调整SOFA风上下摆角至45％-100％；优选45-65％；
(8)将高位SOFA风由下往上4层风门(UAGP-1、UAGP-2、UAGP-3和UAGP-4)开度均调整至20％-100％，优选调整方式分别为60％-100％、60％-100％、25％-100％、25％-100％；将低位SOFA风由下往上4层风门(BAGP-1、BAGP-2、BAGP-3和BAGP-4)开度均调整至20％-100％，优选调整方式分别为20％-100％、60％-100％、60％-100％、60％-100％；
(9)将每台磨煤机对应的燃烧器其余二次风门开度分别调整为：A层底部二次风开度至50％-100％(优选90％)、A层煤层风开度至10％-80％(优选40％)、A层顶部二次风开度至20％-100％(优选40-50％)。B层煤层风开度至10％-80％(优选35％)。C层底部二次风开度至30％-100％(优选40-50％)、C层煤层风开度至10％-80％(优选40％)、C层顶部二次风开度至30％-100％(优选40-50％)。D层煤层风开度至10％-80％(优选40％)。E层底部二次风开度至20％-100％(优选45-50％)、E层煤层风开度至10％-80％(优选45％)、E层顶部二次风开度至20％-100％(优选45-50％)。F层煤层风开度至10％-80％(优选45％)；
(10)调整低位SOFA风水平角度至-20°-+20°；优选-10°-+10°；
(11)调整省煤器出口氧量平均值至3％-4％。
其中，超超临界二次再热塔式锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的SG-2710/33.03-M7050型单炉膛塔式布置，四角切向燃烧方式，摆动喷嘴调温，平衡通风，全钢架悬吊结构，露天布置的锅炉。投运的6台磨煤机分别为ABCDEF6台磨煤机。
以上各步骤中的最佳调整参数如下：
(2)调整A磨煤机A1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为35％、50％，A2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60％、75％，A3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60％、70％，A4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为100％、85％。调整B磨煤机B1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为45％、60％，B2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60％、70％，B3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80％、60％，B4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为90％、95％。调整C磨煤机C1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为40％、70％，C2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80％、70％，C3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50％、60％，C4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80％、95％。调整D磨煤机D1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为35％、50％，D2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50％、65％，D3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为88％、65％，D4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为100％、90％。调整E磨煤机E1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50％、65％，E2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为75％、70％，E3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为85％、65％，E4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80％、90％。调整F磨煤机F1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为55％、40％，F2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为70％、50％，F3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60％、65％，F4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为90％、85％；
(3)调整ABCDEF磨煤机各自对应的燃烧器油层风门开度均为55％；
(4)在保证磨煤机出力的前提下，调整ABCDEF磨动态分离器转速分别为650rpm、650rpm、615rpm、650rpm、650rpm、616rpm；
(5)调整B磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为60％，调整D磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为60％，调整F磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为70％。
(6)调整燃烧器上下摆角至80％。
(7)调整SOFA风上下摆角至55％。
(8)调整UAGP-1、UAGP-2、UAGP-3和UAGP-4风门开度分别为100％、100％、60％、35％。BAGP-1、BAGP-2、BAGP-3和BAGP-4风门开度分别为25％、60％、100％、100％。
(9)调整A层底部二次风开度至90％、A层煤层风开度至40％、A层顶部二次风开度至40％。B层煤层风开度至35％。C层底部二次风开度至40％、C层煤层风开度至40％、C层顶部二次风开度至40％。D层煤层风开度至40％。E层底部二次风开度至45％、E层煤层风开度至45％、E层顶部二次风开度至45％。F层煤层风开度至45％。
(10)调整低位SOFA风水平角度至-10°。
(11)调整省煤器出口氧量平均值至3.3-3.5％。
本发明相比现有技术具有以下优点：采用本发明控制方法能有效地改善超超临界二次再热塔式锅炉炉膛燃烧、优化省煤器出口氧量、降低省煤器出口氮氧化物浓度和CO浓度、降低飞灰含碳量、改善水冷壁壁面气氛参数，提高锅炉效率、降低喷氨量，预防锅炉水冷壁高温腐蚀。提高锅炉经济性、环保性和安全性。本发明控制方法准确度高、改善效果明显、操作简单、结果可靠，可有效提高锅炉经济性、环保性和安全性，为超超临界二次再热塔式锅炉的运行调整提供依据。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。
本发明实施例以上海锅炉厂有限公司生产的SG-2710/33.03-M7050，采用单炉膛塔式布置，四角切向燃烧方式，摆动喷嘴调温，平衡通风，全钢架悬吊结构，露天布置，固态排渣方式和干式除渣系统的超超临界二次再热塔式锅炉。设计燃用神华煤。尾部烟道出口有2台SCR脱硝反应装置，下部各布置一台转子直径为17286mm的三分仓容克式空气预热器。锅炉制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每台锅炉配置ABCDEF六台中速磨煤机。
锅炉主要设计参数见下表1。
表1锅炉主要参数表(设计煤种)
本发明超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法的调整试验中，煤种为电厂实际运行煤种，煤种见表2。试验期间保持煤种稳定。本发明着重考虑各粉管一次风可调缩孔、燃烧器油层风门开度、磨煤机动态分离器转速、燃烧器偏置风门开度、燃烧器上下摆角、燃尽风上下摆角、燃尽风配风方式、二次风配风方式和省煤器出口氧量的控制。
表2锅炉调整试验煤种数据
实施例
本实施例具体投运的磨煤机为ABCDEF6台磨煤机。
本发明超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法具体步骤如下：
(1)投入煤种，逐步启动6台磨煤机、2台一次风机、2台送风机、2台引风机、2台空气预热器和锅炉，机组逐步升负荷至1000MW；
(2)在锅炉正常运行方式下，维持磨煤机运行方式、锅炉运行氧量、二次风配风方式、燃烧器摆角、SOFA风配风方式及摆角、SOFA风水平角度等不变，开展锅炉摸底试验，实际测量锅炉效率、省煤器出口CO浓度、飞灰含碳量等，分析锅炉运行过程中存在的问题。
(3)所述调整运行的6台磨煤机各粉管一次风速偏差在5％以内的方法为：调整A磨煤机A1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为35％、50％，A2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60％、75％，A3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60％、70％，A4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为100％、85％。调整B磨煤机B1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为45％、60％，B2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60％、70％，B3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80％、60％，B4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为90％、95％。调整C磨煤机C1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为40％、70％，C2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80％、70％，C3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50％、60％，C4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80％、95％。调整D磨煤机D1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为35％、50％，D2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50％、65％，D3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为88％、65％，D4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为100％、90％。调整E磨煤机E1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50％、65％，E2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为75％、70％，E3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为85％、65％，E4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80％、90％。调整F磨煤机F1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为55％、40％，F2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为70％、50％，F3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60％、65％，F4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为90％、85％；
(4)所述调整每台磨的油层风开度至10％-100％的具体方法如下：调整ABCDEF磨煤机各自对应的燃烧器油层风门开度均为55％；
(5)所述调整每台磨煤机动态分离器转速在400rpm-800rpm的具体方法如下：在保证磨煤机出力的前提下，调整ABCDEF磨动态分离器转速分别为650rpm、650rpm、615rpm、650rpm、650rpm、616rpm；
(6)所述调整BDF磨煤机对应燃烧器的偏置风开度至30％-100％的具体方法如下：调整B磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为60％，调整D磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为60％，调整F磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为70％。
(7)所述调整燃烧器上下摆角至45％-100％的具体方法如下：调整燃烧器上下摆角至80％。
(8)所述调整SOFA风上下摆角至45％-100％的具体方法如下：调整SOFA风上下摆角至55％。
(9)所述调整高位SOFA风由下往上4层风门(UAGP-1、UAGP-2、UAGP-3和UAGP-4)开度均调整至20％-100％；低位SOFA风由下往上4层风门(BAGP-1、BAGP-2、BAGP-3和BAGP-4)开度均至20％-100％的具体方法如下：UAGP-1、UAGP-2、UAGP-3和UAGP-4风门开度分别为100％、100％、70％、35％。BAGP-1、BAGP-2、BAGP-3和BAGP-4风门开度分别为25％、60％、100％、100％。
(10)所述调整每台磨煤机对应的燃烧器其余二次风门开度分别调整为：A层底部二次风开度至50％-100％、A层煤层风开度至10％-80％、A层顶部二次风开度至20％-100％。B层煤层风开度至10％-80％。C层底部二次风开度至30％-100％、C层煤层风开度至10％-80％、C层顶部二次风开度至30％-100％。D层煤层风开度至10％-80％。E层底部二次风开度至20％-100％、E层煤层风开度至10％-80％、E层顶部二次风开度至20％-100％。F层煤层风开度至10％-80％的具体方法为：A层底部二次风开度至90％、A层煤层风开度至40％、A层顶部二次风开度至40％。B层煤层风开度至35％。C层底部二次风开度至40％、C层煤层风开度至40％、C层顶部二次风开度至40％。D层煤层风开度至40％。E层底部二次风开度至45％、E层煤层风开度至45％、E层顶部二次风开度至45％。F层煤层风开度至45％。
(11)所述调整低位SOFA风水平角度至-20°-+20°的具体方法为：低位SOFA风水平角度至-20°。
(12)所述调整省煤器出口氧量平均值至3％-4％的具体方法为：调整省煤器出口氧量平均值至3.5％左右。
1、摸底试验过程及结果
1000MW负荷下开展摸底试验，机组习惯运行方式见表2。
表2 1000MW负荷工况机组习惯运行方式
1000MW负荷机组习惯运行方式下，省煤器出口运行氧量约4.3％，脱硝进口氮氧化物浓度约190mg/Nm3，脱硝系统喷氨量145kg/h。B侧省煤器出口烟气中CO浓度为650ppm，AB侧飞灰含碳量分别为2.52％和3.9％，平均值为3.21％，大渣含碳量为0.64％。
机组习惯运行方式下锅炉热效率试验结果如表3。
表3 1000MW负荷摸底工况锅炉热效率试验结果表
由表3可以看出，1000MW负荷ABCDEF6台磨运行工况下，锅炉运行氧量为4.4％，燃烧煤种干燥无灰基挥发分为43.08％、收到基低位热值为19.868MJ/kg，磨煤机动态分离器转速在38％50rpm-500rpm之间，飞灰含碳量为3.21％，大渣含碳量为0.64％，烟气中CO浓度平均值约为630ppm，干灰渣未燃尽碳热损失为0.613％，干烟气热损失为4.738％，锅炉热效率为93.77％，修正后热效率93.77％，较设计值(94.65％)低0.88个百分点。锅炉习惯运行方式下，干灰渣热损失和干烟气热损失均较设计值偏高，造成锅炉热效率偏低。
通过摸底试验发现，锅炉在满负荷工况下主要存在以下问题：
(1)掺烧经济煤种时飞灰含碳量偏高、锅炉热效率偏低；
(1)每台磨煤机动态分离器转速均偏低；
(2)运行氧量和总风量偏高，造成脱硝进口氮氧化物浓度偏高和脱硝系统喷氨量偏大；
(3)飞灰含碳量偏高、B侧省煤器出口烟气中CO浓度偏高。
针对锅炉存在的问题，后期重点开展每台磨煤机动态分离器转速调整和燃烧系统相关调整。
2、燃烧器油层风门开度优化调整结果
保持总煤量、运行氧量、磨煤机运行方式、燃尽风配风方式、燃烧器摆角、偏置风开度和煤层风开度不变，开展了3个工况变油层风开度(40％、55％和65％)试验。
不同油层风开度方式下锅炉热效率试验结果如表4。
表4 1000MW负荷不同油层风开度工况锅炉热效率试验结果表
油层风开度为40％时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为161mg/Nm3和155mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为129kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为36ppm和550ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为4.3％，大渣含碳量1.5％。
油层风开度为55％时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为171mg/Nm3和167mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为138kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为15ppm和50ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为3.84％，大渣含碳量1.35％。
油层风开度为65％时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为178mg/Nm3和190mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为149kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为10ppm和30ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为3.36％，大渣含碳量量1.4％。垂直水冷壁壁温最大值达到503℃，接近壁温报警值。
通过试验可以发现，油层风开度增加后，飞灰含碳量和省煤器出口CO浓度均呈降低趋势，省煤器出口氮氧化物浓度和脱硝系统喷氨量均呈增加趋势，但油层风开度达到65％时，垂直水冷壁壁温最高值接近报警值。
油层风开度为55％时与开度为40％时相比较，脱硝系统喷氨量增加9kg/h，B侧省煤器出口CO浓度降低500ppm，飞灰含碳量降低约0.46个百分点，锅炉热效率为93.84％，高0.13个百分点，影响煤耗降低约0.4g/(kW·h)。
油层风开度为55％工况与开度为65％工况相比较，脱硝系统喷氨量降低11kg/h，省煤器出口CO浓度变化不明显，飞灰含碳量增加约0.5个百分点。锅炉热效率降低约0.1个百分点，影响煤耗增加约0.30g/(kW·h)。且油层风开度为65％工况下的燃烧器区域燃烧加强会造成垂直水冷壁壁温接近报警值。
综合分析，油层风开度不宜过大，开度为55％工况下的飞灰含碳量虽然偏高，但后期可以通过磨煤机动态分离器转速、燃烧器摆角、偏置风开度等进行调整优化。综合机组安全、环保和经济性考虑，油层风开度建议为55％左右。
3、磨煤机动态分离器转速调整结果
保持总煤量、运行氧量、油层风开度、燃尽风配风方式、燃烧器摆角、偏置风开度和煤层风开度不变，开展了6个变动态分离器转速工况。
不同工况下测试锅炉热效率、辅机耗电和水冷壁壁面气氛。机组运行方式见表6。各工况下炉效计算参数见表7。不同工况下水冷壁壁面参数见表8-表9。
表6 1000MW负荷变分离器转速机组运行方式
表7 1000MW负荷不同分离器转速工况锅炉热效率试验结果表
表8 1000MW负荷习惯运行工况煤粉下水冷壁壁面氛围
表9 1000MW负荷提高动态分离器转速(工况5)煤粉下水冷壁壁面氛围
由表7可以看出，1000MW负荷下，运行氧量在3.95％左右，总风量为3750t/h，AE磨为神混煤、B磨为大友煤、D磨为平五煤、CF磨为印尼煤时，随着动态分离器转速的提高，煤粉细度降低，飞灰大渣含碳量呈降低趋势，锅炉热效率呈提高趋势，磨煤机耗电量呈增加趋势，再热减温水量呈降低趋势，排烟温度呈降低趋势，省煤器出口氮氧化物浓度整体上呈降低趋势，但变化量不大。
目前，机组习惯运行工况为工况1，实际运行中每台磨动态分离器转速比较低。习惯运行方式下，飞灰和大渣含碳量分别为3.84％和1.35％，均比较高。提高动态分离器转速至工况5和工况6时，飞灰大渣含碳量大幅降低，飞灰和大渣含碳量分别为1％左右和0.15％左右，说明煤粉细度降低后有利于降低灰渣含碳量。工况6的锅炉热效率为94.45％，较工况5高0.05个百分点，但是磨煤机耗电量较工况5增加90kW·h，工况5和工况6飞灰大渣含碳量变化不大，说明磨煤机动态分离器转速在600rpm-650rpm区间时煤粉细度已经能够满足较好的燃烧，动态分离器转速在650rpm-700rpm之间时虽然煤粉细度会进一步降低，但是对燃烧影响不大。
机组习惯运行方式下，磨煤机动态分离器转速控制在450rpm-500rpm，通过提高动态分离器转速至600rpm-650rpm，飞灰含碳量降低2.94个百分点，大渣含碳量降低1.25个百分点，再热减温水量降低7t/h，排烟温度降低1.7℃，省煤器出口氮氧化物浓度降低9mg/Nm3，SCR脱硝系统喷氨量降低5kg/h，锅炉热效率提高约0.62个百分点，影响煤耗降低约1.9g/(kW·h)。动态分离器转速提高后，磨煤机耗电量为3740kW·h，较习惯工况增加468kW·h。综合分析，提高动态分离器转速降低煤粉细度后，煤耗降低成本和脱硝节约成本大于磨煤机耗电量成本增加，机组综合成本较好。
此外，由表8和表9可以看出，提高动态分离器转速后，水冷壁壁面氛围CO和硫化氢浓度整体呈降低趋势，最高点CO浓度由30000ppm降低至25000ppm，降低了5000ppm，说明煤粉细度降低后有利于燃烧，可以改善水冷壁壁面氛围，减少还原性气氛，可以减缓高温腐蚀和结焦。建议，在保证磨煤机出力的前提下，ABCDEF磨动态分离器转速分别为650rpm、650rpm、615rpm、650rpm、650rpm、616rpm运行较好。
通过试验发现，1000MW负荷下，将动态分离器转速提高至600rpm-650rpm，煤粉细度降低后，对锅炉各系统影响为：
(a)飞灰含碳量由3.84％降低至0.9％，降低2.94个百分点，大渣含碳量由1.35％降低至0.10％，降低1.25个百分点，锅炉热效率提高0.62个百分点。
(b)再热器减温水量和排烟温度呈降低趋势，说明煤粉细度降低有利于降低火焰中心。再热减温水量降低7t/h，降幅达58％。排烟温度降低约1.7℃。
(c)动态分离器转速提高后，水冷壁壁面氛围CO和硫化氢浓度整体呈降低趋势，最高点CO浓度由3000ppm降低至25000ppm，降低了5000ppm，说明煤粉细度降低后有利于燃烧，可以改善水冷壁壁面氛围，减少还原性气氛，可以减缓高温腐蚀和结焦。
(d)动态分离器转速提高后，磨煤机耗电量由3272kW·h增加至3740kW·h，增加468kW·h，增幅达14.3％，对厂用电率影响约0.04个百分点。一次风机、送风机和引风机耗电量变化不大。
(e)动态分离器转速提高后，省煤器出口氮氧化物浓度呈降低趋势，但变化不大。
4、偏置风门开度调整结果
进行了3个变偏置风开度工况，工况1(FDB层偏置风开度分别为70％、60％和60％)，工况2(FDB层偏置风开度分别为55％、50％和50％)，工况3(FDB层偏置风开度分别为45％、40％和40％)。不同工况下机组运行方式见表10。各工况下炉效计算参数见表11。
表10 1000MW负荷变偏置风开度机组运行方式
表11 1000MW负荷不同偏置风开度工况锅炉热效率试验结果表
由表11可以看出，工况1偏置风开度较大时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为166mg/Nm3和161mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为124kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为45ppm和210ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.86％，大渣含碳量0.16％。
工况2偏置风开度减小时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为162mg/Nm3和157mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为124kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为85ppm和350ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为2.2％，大渣含碳量0.36％。
工况3偏置风开度较小时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为156mg/Nm3和151mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为120kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为105ppm和550ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为2.89％，大渣含碳量0.38％。
随着偏置风开度的降低，飞灰含碳量呈增加趋势，大渣含碳量变化不明显，省煤器出口两侧氧量偏差呈增加趋势，B侧烟气中CO浓度呈增加趋势。省煤器出口氮氧化物浓度变化不明显。偏置风开度降低至40％左右时，飞灰含碳量较60％-70％开度时增加约1个百分点，锅炉热效率降低0.21个百分点，影响煤耗增加约0.63g/(kW·h)，且省煤器出口CO浓度增加350ppm。综合对比分析，1000MW负荷下，偏置风开度在60％-70％机组经济性较好。
5、燃烧器上下摆角调整结果
进行了3个燃烧器摆角工况，工况1(燃尽风上下摆角65％、燃烧器摆角80％)，工况2(燃尽风上下摆角50％、燃烧器摆角60％)，工况3(燃尽风上下摆角60％、燃烧器摆角70％)。
不同燃烧器摆角工况机组运行方式见表12。不同燃烧器摆角方式下锅炉热效率试验结果如表13。
表12 1000MW负荷变燃烧器摆角机组运行方式
表13 1000MW负荷不同燃烧器摆角工况锅炉热效率试验结果表
由表13可以看出，工况1燃尽风和燃烧器摆角均上摆时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为166mg/Nm3和167mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为135kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为16ppm和40ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.55％，大渣含碳量0.26％。
工况2燃尽风水平、燃烧器摆角上摆较小时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为158mg/Nm3和155mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为124kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为86ppm和300ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.86％，大渣含碳量0.46％。
工况3燃尽风和燃烧器摆角均上摆中等角度时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为162mg/Nm3和147mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为129kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为16ppm和700ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为2.47％，大渣含碳量0.61％。
通过改变燃尽风和燃烧器上下摆角可以发现，随着燃烧器摆角的降低，AB侧省煤器出口氧量偏差增加，B侧烟气中CO浓度大幅增加，且飞灰含碳量增加较多，最大增加约0.9个百分点，此外，由于燃烧器摆角的降低，还原段高度增加造成省煤器出口氮氧化物浓度和脱硝系统喷氨量降低，喷氨量最大降低11kg/h。工况1燃烧器上摆角度较大时，飞灰含碳量最小，分别较其他工况降低0.7和0.9个百分点，锅炉热效率分别提高0.11和0.28个百分点，影响煤耗降低分别为0.33g/(kW·h)和0.85g/(kW·h)。综合分析，1000MW负荷时，燃烧器摆角尽量上摆，角度为80％左右。
6、燃尽风上下摆角调整结果
改变燃尽风上下摆角，共进行3个工况(65％、55％和45％)。
燃尽风上下摆角65度时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为165mg/Nm3和163mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为131kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为50ppm和110ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为2.63％，大渣含碳量0.56％，锅炉热效率为93.99％。
燃尽风上下摆角55度时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为167mg/Nm3和170mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为134kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为40ppm和130ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.77％，大渣含碳量0.45％，锅炉热效率为94.15％。
燃尽风上下摆角45度时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为166mg/Nm3和168mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为132kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为30ppm和330ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.69％，大渣含碳量0.18％，锅炉热效率为94.12％。
通过改变燃尽风上下摆角，随着摆角角度的降低，飞灰大渣含碳量呈降低趋势，说明火焰中心相对下移，有利于提高煤粉在炉膛的燃尽时间，降低灰渣含碳量。省煤器出口氮氧化物浓度变化不明显。此外，随着摆角角度的减小，AB侧省煤器出口氧量偏差增加，B侧烟气中CO浓度略有增加。
燃尽风摆角55％和45％时相比较，飞灰含碳量相差不大，但是45％时B侧省煤器出口CO浓度达到330ppm。与摆角65％时相比较，飞灰含碳量降低约0.9个百分点，锅炉热效率提高0.16个百分点，影响煤耗降低0.5g/(kW·h)。综合分析，1000MW负荷时燃尽风上下摆角在55％左右较好。
7、燃尽风配风方式调整结果
改变燃尽风配风方式，共进行4个工况，工况1(高位燃尽风1-4层开度分别为100％、100％、60％和35％，低位燃尽风1-4层开度分别为25％、60％、100％和100％)，工况2(高位燃尽风1-4层开度分别为100％、100％、100％和100％，低位燃尽风1-4层开度分别为25％、60％、60％和60％)，工况3(高位燃尽风1-4层开度分别为60％、60％、25％和25％，低位燃尽风1-4层开度分别为100％、100％、100％和100％)，工况4(高位燃尽风1-4层开度分别为100％、100％、25％和25％，低位燃尽风1-4层开度分别为25％、60％、100％和100％)。
工况1时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为167mg/Nm3和170mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为134kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为40ppm和130ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.77％，大渣含碳量0.45％。
工况2时，将高位燃尽风4层风门全开时，AB侧省煤器出口CO浓度大幅增加，均超过1000ppm，说明炉膛燃烧状况恶化，终止试验。
工况3时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为182mg/Nm3和175mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为154kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为80ppm和90ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.75％，大渣含碳量0.52％。
工况4时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为190mg/Nm3和179mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为153kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为70ppm和80ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.68％，大渣含碳量0.33％。
通过改变燃尽风配风方式发现，工况2、工况3和工况4方式下均会造成省煤器出口氮氧化物浓度大幅增加，燃尽风配风方式的改变对飞灰大渣含碳量影响不大，锅炉热效率变化不大，均在94.1％左右。工况1方式下省煤器出口氮氧化物浓度较另外几个工况低10mg/Nm3-15mg/Nm3，喷氨量少20kg/h左右。综合锅炉热效率、省煤器出口氮氧化物浓度分析。1000MW负荷下，高位燃尽风1-4层开度分别为100％、100％、60％和35％，低位燃尽风1-4层开度分别为25％、60％、100％和100％配风方式较好。
8、二次风配风方式调整结果
通过改变二次风配风方式，即逐步开大(除煤层风)所有风门开度的方式，降低二次风箱压力和送风机耗电量。
不同二次风配风方式及机组运行方式见表14。
表14 1000MW负荷变二次风配风方式机组运行方式
工况1时，二次风箱压力1.4kPa，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为167mg/Nm3和170mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为134kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为40ppm和130ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.77％，大渣含碳量0.45％。送风机耗电量为2450kW·h。
工况2时，二次风箱压力1.2kPa，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为165mg/Nm3和163mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为138kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为40ppm和70ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为2.13％，大渣含碳量0.24％。送风机耗电量为2375kW.h。
工况3时，二次风箱压力1.1kPa，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为164mg/Nm3和163mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为132kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为60ppm和50ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为2.62％，大渣含碳量0.67％。送风机耗电量为2301kW.h。
工况4时，二次风箱压力1.0kPa，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为154mg/Nm3和160mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为128kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为60ppm和80ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.97％，大渣含碳量0.14％。送风机耗电量为2211kW.h。
通过改变二次风配风方式，改变二次风箱压力，随着二次风门开度的增加，风箱压力的降低，送风机耗电量呈降低趋势，飞灰含碳量先呈增加后呈降低趋势。工况4的脱硝系统喷氨量较其他工况降低4kg/h-6kg/h。工况2和工况3方式下，飞灰含碳量较高，分别为2.13％和2.62％，该两种方式机组经济性较差。
工况1和工况4比较，飞灰含碳量为1.77％，较工况4低0.2个百分点，锅炉热效率提高约0.05个百分点，影响煤耗降低约0.15g/(kW·h)，节约煤炭成本约115元/h。脱硝系统喷氨量增加6kg/h，送风机耗电量增加239kW·h，成本增加约90元/h。煤耗成本降低大于喷氨成本和耗电成本增加。综合分析二次风配风方式按工况1较经济。
9、低位燃尽风水平角度调整结果
油层风开度55％，二次风配风方式、燃尽风配风方式和燃烧器摆角为之前工况确定的最佳工况，改变低位燃尽风水平摆角。分析燃尽风水平摆角对汽温偏差、氧量偏差的影响。维持磨煤机运行方式和二次风配风方式、燃烧器摆角、燃尽风摆角等不变，改变燃尽风反切角度。
习惯运行方式下，低位燃尽风水平角度为反切10度，该种工况下AB侧省煤器出口氧量偏差较小，两侧烟气中CO浓度较低，均在100ppm以内，汽温偏差在可接受范围内。
将4个角的低位燃尽风反切角度均调整至最大(反切20度)，该种工况下造成AB两侧省煤器出口氧量偏差较大，A侧氧量较B侧低1.5个百分点，且A侧烟气中CO浓度大幅增加，超过1000ppm。汽温偏差未见明显改善。
将4#角低位燃尽风反切角度恢复至调整前的反切10度，123#角还是反切最大，该种工况下造成AB两侧省煤器出口氧量偏差较大，A侧氧量较B侧低1.4个百分点，且A侧烟气中CO浓度大幅增加，超过1000ppm。汽温偏差略有改善改善，一再入口偏差减小约2度。
再继续将3#较低位燃尽风反切角度恢复至调整前的反切10度，12#还是反切最大，该种工况下造成AB两侧省煤器出口氧量偏差较大，A侧氧量较B侧低1.4个百分点，且A侧烟气中CO浓度大幅增加，超过1000ppm。
再继续将2#较低位燃尽风反切角度调整为正切10度，1#还是反切最大，该种工况下造成AB两侧省煤器出口氧量偏差仍然较大，B侧氧量又偏低较多，且B侧烟气中CO浓度较高。
将2#、3#和4#角低位燃尽风反切角度均恢复至调整前的反切10度，将1#角反切角度调整为正切10度，氧量偏差改善较小，汽温偏差改善也不明显。
试验过程中发现，低位燃尽风第二层风门开度对两侧氧量偏差和烟气中CO浓度影响也较大，该层风门开度关小至30％以下时，会造成两侧氧量明显偏差较大，烟气中CO浓度急剧上升。风门开度达到60％以上时，氧量分布均匀且烟气中CO浓度较低。综合分析建议，低位燃尽风4个角的水平角度在反切10度。
10、运行氧量调整结果
进行4个变运行氧量工况，工况1(总风量3650t/h，运行氧量约3.5％)，工况2(总风量3700t/h，运行氧量约3.7％)，工况3(总风量3740t/h，运行氧量4.0％)，工况4(总风量3600t/h，运行氧量3.3％)。
工况1(总风量3650t/h，运行氧量约3.5％)时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为158mg/Nm3和145mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为124kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为55ppm和80ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.84％，大渣含碳量0.87％。6大风机耗电量为16796kW·h。
工况2(总风量3700t/h，运行氧量约3.7％)时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为160mg/Nm3和151mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为124kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为40ppm和60ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.48％，大渣含碳量0.49％。6大风机耗电量为17040kW·h。
工况3(总风量3740t/h，运行氧量约4.0％)时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为170mg/Nm3和165mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为137kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为20ppm和40ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.12％，大渣含碳量0.44％。6大风机耗电量为17514kW·h。
工况4(总风量3600t/h，运行氧量约3.3％)时，AB侧脱硝进口氮氧化物浓度分别为148mg/Nm3和135mg/Nm3，脱硝系统喷氨量为106kg/h，AB侧省煤器出口烟气中CO浓度分别为90ppm和140ppm，AB侧飞灰含碳量平均值为1.57％，大渣含碳量0.51％。6大风机耗电量为16347kW·h。
通过运行氧量调整，煤种较好时，随着运行氧量的增加，飞灰含碳量整体呈降低趋势，省煤器出口氮氧化物和脱硝系统喷氨量、风机耗电量呈增加趋势，锅炉排烟损失呈增加趋势。
运行总风量3600t/h，运行氧量约3.3％，此时飞灰含碳量为1.57％，较3700t/h和3740t/h风量时分别高0.1和0.45个百分点，但是由于运行氧量降低，排烟损失也会降低，由于燃用煤种灰分较低，约为11％左右，飞灰变化对锅炉热效率影响不明显，排烟损失的降低造成干烟气热损失的降低大于干灰渣热损失增加对锅炉热效率的影响。运行总风量3600t/h时，锅炉热效率最高为94.39％，分别较工况1、工况2和工况3高0.1、0.15和0.15个百分点，影响煤耗降低约0.3g/(kW·h)-0.45g/(kW·h)，运行风量3600t/h时，氮氧化物大幅和喷氨量大幅降低，喷氨降低20-30kg/h，风机耗电量大幅降低，风机耗电降低693kW·h-1167kW·h，运行风量较低时机组经济性较好。
此外，在运行总风量3600t/h。运行氧量约3.3％时，实际测量水冷壁壁面气氛参数，试验结果见表15。
表15 1000MW负荷运行风量3600t/h时水冷壁壁面氛围
由表15可以看出，在运行氧量3.3％左右，运行总风量3600t/h左右时，水冷壁壁面气氛整体较好，硫化氢浓度基本上在250ppm以内，CO浓度个别点在3000ppm-40000ppm。综合锅炉安全性、经济性和环保性，建议，运行总风量控制在3600t/h-3650t/h，运行氧量3.3％-3.5％。
综上所述，通过优化调整试验发现，油层风开度增加后对燃烧扰动加强，有利于降低省煤器出口CO浓度，降低值在450ppm，在降低飞灰方面有一定的影响，油层风量的增加可以降低飞灰含碳量0.2-0.3个百分点。通过磨煤机动态分离器的调整再配合油层风门开度的调整，对于降低飞灰含碳量效果明显，分离器转速提高后可以降低飞灰含碳量约2.94个百分点。
对于运行氧量、运行总风量偏高的问题，通过动态分离器转速、油层风量、二次风配风方式等综合调整后，将煤粉细度降低后可以给降低运行氧量提供有利的条件，即煤粉细度降低后，运行氧量降低不会造成飞灰含碳量大幅增加甚至略有降低，但锅炉排烟损失、省煤器出口氮氧化物浓度、脱硝系统喷氨量。风机耗电量均会大幅降低，机组经济性、安全性和环保性均较好。
试验发现，磨煤机动态分离器转速提高至600rpm-650rpm，油层风开度55％，其余配风方式按推荐方式运行，在煤种较好时，可以将运行总风量控制在3600t/h-3650t/h，运行氧量(脱硝进口DCS显示值平均值)在3.3％-3.5％之间，风量较调整前(摸底工况)降低150t/h-250t/h，运行氧量降低0.6-1个百分点，可以保证飞灰含碳量在0.8％-1.5％左右，飞灰含碳量较调整前降低明显，省煤器出口氮氧化物浓度降低30mg/Nm3-50mg/Nm3，喷氨量降低30kg/h-40kg/h左右，风机耗电量降低1200kW·h左右。水冷壁壁面氛围参数整体较好。
总体来看，经过优化调整，煤粉细度降低、运行氧量降低，飞灰含碳量、风机耗电和脱硝系统喷氨量均降低，锅炉热效率提高约0.7个百分点，影响煤耗降低约2g/(kW·h)。省煤器出口CO浓度，降低值在450ppm。省煤器出口氮氧化物浓度降低10mg/Nm3-50mg/Nm3，喷氨量降低10kg/h-40kg/h左右。

Claims (5)

1.一种超超临界二次再热塔式锅炉运行控制方法，其特征在于，所述控制方法包括以下步骤：
（1）投入煤种，逐步启动6台磨煤机、2台一次风机、2台送风机、2台引风机、2台空气预热器和锅炉，机组逐步升负荷至1000MW；
（2）调整运行的6台磨煤机各粉管一次风速偏差在5%以内，一次风可调缩孔开度为20%-100%；
（3）调整每台磨煤机的油层风开度至10%-100%；
（4）调整每台磨煤机动态分离器转速在400rpm-800rpm；
（5）调整编号为BDF的磨煤机对应燃烧器的偏置风开度至30%-100%；
（6）调整燃烧器上下摆角至45%-100%；
（7）调整SOFA风上下摆角至45%-100%；
（8）将高位SOFA风由下往上4层风门:UAGP-1、UAGP-2、UAGP-3和UAGP-4的开度均调整至20%-100%；将低位SOFA风由下往上4层风门:BAGP-1、BAGP-2、BAGP-3和BAGP-4的开度均调整至20%-100%；
（9）将每台磨煤机对应的燃烧器其余二次风门开度分别调整为：A层底部二次风开度至50%-100%、A层煤层风开度至10%-80%、A层顶部二次风开度至20%-100%；B层煤层风开度至10%-80%；C层底部二次风开度至30%-100%、C层煤层风开度至10%-80%、C层顶部二次风开度至30%-100%；D层煤层风开度至10%-80%；E层底部二次风开度至20%-100%、E层煤层风开度至10%-80%、E层顶部二次风开度至20%-100%；F层煤层风开度至10%-80%；
（10）调整低位SOFA风水平角度至-20°-+20°；
（11）调整省煤器出口氧量平均值至3%-4%。
2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述超超临界二次再热塔式锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的SG-2710/33.03-M7050型单炉膛塔式布置，四角切向燃烧方式，摆动喷嘴调温，平衡通风，全钢架悬吊结构，露天布置；投运的6台磨煤机分别为ABCDEF6台磨煤机。
3.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于：所述步骤（2）中调整运行的6台磨煤机各粉管一次风速偏差在5%以内的方法为：调整A磨煤机A1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为35%、50%，A2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60%、75%，A3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60%、70%，A4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为100%、85%；调整B磨煤机B1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为45%、60%，B2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60%、70%，B3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80%、60%，B4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为90%、95%；调整C磨煤机C1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为40%、70%，C2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80%、70%，C3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50%、60%，C4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80%、95%；调整D磨煤机D1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为35%、50%，D2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50%、65%，D3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为88%、65%，D4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为100%、90%；调整E磨煤机E1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为50%、65%，E2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为75%、70%，E3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为85%、65%，E4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为80%、90%；调整F磨煤机F1上下粉管一次风可调缩孔开度分别为55%、40%，F2上下粉管一次风可调缩孔开度分别为70%、50%，F3上下粉管一次风可调缩孔开度分别为60%、65%，F4上下粉管一次风可调缩孔开度分别为90%、85%。
4.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：所述步骤（3）中调整每台磨煤机的油层风开度至40-65%；步骤（4）中调整每台磨煤机动态分离器转速在600rpm-700rpm；所述步骤（5）中调整BDF磨煤机对应燃烧器的偏置风开度至40%-70%；所述步骤（6）中调整燃烧器上下摆角至60%-80%；所述步骤（7）中调整SOFA风上下摆角至45%-65%；所述步骤（8）中将高位SOFA风由下往上4层风门:UAGP-1、UAGP-2、UAGP-3和UAGP-4的开度分别调整至60%-100%、60%-100%、25%-100%、25%-100%；将低位SOFA风由下往上4层风门:BAGP-1、BAGP-2、BAGP-3和BAGP-4的开度分别调整至20%-100%、60%-100%、60%-100%、60%-100%；所述步骤（9）中将每台磨煤机对应的燃烧器其余二次风门开度分别调整为：A层底部二次风开度至90%、A层煤层风开度至40%、A层顶部二次风开度至40%-50%；B层煤层风开度至35%；C层底部二次风开度至40%-50%、C层煤层风开度至40%、C层顶部二次风开度至40%-50%；D层煤层风开度至40%；E层底部二次风开度至45%-50%、E层煤层风开度至45%、E层顶部二次风开度至45%-50%；F层煤层风开度至45%；所述步骤（10）中调整低位SOFA风水平角度至-10°-+10°。
5.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于：所述步骤（3）中调整ABCDEF6台磨煤机各自对应的燃烧器油层风门开度均为55%；
所述步骤（4）中调整ABCDEF磨煤机动态分离器转速分别为650rpm、650rpm、615rpm、650rpm、650rpm、616rpm；
所述步骤（5）中调整BDF磨煤机对应燃烧器的偏置风开度如下：调整B磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为60%，调整D磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为60%，调整F磨煤机对应燃烧器的底部偏置风和顶部偏置风开度均为70%；
所述步骤（6）中调整燃烧器上下摆角至80%；
所述步骤（7）中调整SOFA风上下摆角至55%；
所述步骤（8）中调整高位SOFA风由下往上4层风门：UAGP-1、UAGP-2、UAGP-3和UAGP-4风门开度分别为100%、100%、60%、35%；调整低位SOFA风由下往上4层风门：BAGP-1、BAGP-2、BAGP-3和BAGP-4）开度分别为25%、60%、100%、100%；
所述步骤（9）中每台磨煤机对应的燃烧器其余二次风门开度分别调整为： A层底部二次风开度至90%、A层煤层风开度至40%、A层顶部二次风开度至40%；B层煤层风开度至35%；C层底部二次风开度至40%、C层煤层风开度至40%、C层顶部二次风开度至40%；D层煤层风开度至40%；E层底部二次风开度至45%、E层煤层风开度至45%、E层顶部二次风开度至45%；F层煤层风开度至45%；
所述步骤（10）中调整低位SOFA风水平角度至-10°；
所述步骤（11）中调整省煤器出口氧量3.3-3.5%。
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