【内容摘要】：乌鲁木齐分公司1 号机组（330MW）锅炉为DG1146/17.55-II13，四角切圆燃烧锅炉。为满足超净排放改造需要，于2017年启动了低氮燃烧改造工程，低氮燃烧器改造后，NO化物降低明显，但由于改造后炉内燃烧工况发生了变化，CO浓度、锅炉效率、飞灰含碳量、锅炉壁温、主再热蒸汽温度等参数也发生变化，针对锅炉参数变化，本文对锅炉燃烧现状进行分析并提出改进措施，保证锅炉安全经济运行。
【关键词】：低氮；燃烧；运行分析
【引言】：根据新发改能源﹝2017﹞1218号及《关于做好2018年度燃煤机组超低排放和全工况脱硝改造工作的通知》，我厂两台机组进行低氮改造工作。改造后锅炉燃烧工况发生了变化，高负荷运行工况CO浓度超标；主再热蒸汽温度达不到额定值，受外部因素影响，设计煤种碱沟供煤中断或减少后，煤量大幅增加，磨煤机出口温度同比下降15℃，燃烧滞后，管壁易超温；由于电网要求机组AGC投入，机组负荷波动加大，造成主再热蒸汽温度变化较大，运行人员花费大量时间精力，调整主再热蒸汽温度，燃烧调整进一步滞后，运行工况进一步恶化；喷氨量控制不当，空预器有不同程度的堵塞。
华电新疆乌鲁木齐分公司2×330MW供热机组采用水平浓淡燃烧器，四角布置，切圆燃烧，所有喷口均可上下摆动30°，为满足环保要求，进行了低氮改造，根据性能考试试验和低氮工况摸底试验，#1机组低氮改造前脱硝入口NOX浓度在450-510mg/m3左右。机组各项指标正常，主再热蒸汽温度维持在536-540℃，氧量正常稳定在3-6%，锅炉效率、飞灰含碳量、锅炉壁温等都在指标控制范围内。
各项指标满足中电联考核值，在供热基础上，机组能耗低于300MW机组能耗要求。同时满足电网一次调频和AGC指令需要，直吹式制粉系统负荷响应率要求额定负荷1.5%，我公司锅炉机组达到2%，满足电网调频和调峰要求。
一、低氮改造情况：
A层一次风为微油煤粉点火装置，本次改造过程中不作改动，更换B、C、D、E、F五层一次风喷嘴体、一次风方圆节以及一次风喷口。在炉膛垂直高度空间上，仍然维持目前的两组布置格局，即A、B、C三层为下组， D、E、三层为上组。重新设计、更换全部主燃烧器区二次风喷口，重新设计风率。
增加四层高位燃尽风，调整高位燃尽风标高，高位燃尽风中心线距离E层一次风中心线的距离为6981mm，使得燃烧器形成深度空气分级，同时再高位燃尽风喷口可以水平、上下方向摆动。上下摆动± 30°，水平方向上±10°范围内调整。
二、#1炉改造后主要参数运行工况：
NOx浓度：1000t/h工况，试验测得 SCR 入口 NOX 平均浓度为 199.86mg/Nm3（标态、干基、6%O2）；CO浓度：1000t/h工况，空预器出口 CO平均浓度为228.30 μL/L；锅炉效率：1000t/h工况，锅炉效率（修正后）为92.70%，未满足性能保证值要求；飞灰含碳量：1000t/h工况，飞灰含碳量为4.88%。
三、#1炉改造后运行存在问题：
1.AGC调节特性能差：机组在经过低氮燃烧器改造后，炉内的燃烧方式发生了明显变化，在使用原有协调方式的情况下，机组在投入AGC控制时，主汽压力偏差大、汽包水位波动；负荷调节速率较快时，由于脱硝喷氨反应存在滞后，容易造成NOx排放指标在短时间内超标，严重影响负荷调节速率；同步进行 引风机改造的机组，改造后未进行引风机调节特性试验，在低负荷时，在原有控制方式下，炉膛压力波动大。
2.运行经济性差：①飞灰含碳量增大：机组进行低氮燃烧器改造后，由于燃烧方式的改变，如果风粉配比不佳，主燃烧区的缺氧燃烧及燃烬区的低温燃烧均不利于煤粉的燃尽。另外，改造后机组进行的燃烧调整更多的倾向于降低NOx排放量的调整，导致飞灰含碳量增大，机组经济性降低。②空预器传热效果下降，排烟温度升高：机组脱硝系统投入运行后，脱硝副产物硫酸氢氨在低于露点温度下，容易在空预器的受热面上粘结，且极具粘性，流经空预器烟气中的飞灰容易沉积在空预器受热面上，致使空预器传热效果下降，排烟温度升高，锅炉效率降低。③引风机出力不足:燃用常规煤种，当机组电负荷增加至330 MW时，实际运行氧量不足1%，表盘SCR入口氧量显示值均为0%，排烟中CO浓度达到16000 ppm，如此大的化学未燃尽热损失导致锅炉热效率降低约7%，且高浓度还原性气体不仅加剧炉膛内部结焦，还可能引起水冷壁高温腐蚀。④锅炉贴壁燃烧严重：根据不同负荷下试验过程观察，各级对流受热面管壁金属壁温均呈现乙侧高而甲侧低的趋势，低温过热器和高温再热器时常出现超温报警问题，时刻威胁机组锅炉运行安全，增加了运行控制难度，过度吹灰则不仅降低机组运行经济性，还可能加剧管壁磨损。⑤炉渣可燃物含量大：200 MW以上机组负荷下，1号锅炉炉渣样品颜色焦黑，目测可燃物含量在5%以上，其份额虽小，但对锅炉运行经济性不可小觑。
四、改进措施：
1.更新现有即将到期的SCR系统催化剂，而后进行喷氨优化试验，降低氨逃逸率，缓解空预器堵塞。
2.尾部烟道加装CO监测系统，运行操控小指标中喷氨量、飞灰和炉渣含量并重，重视烟气中CO浓度对机组运行经济性的影响。
3.在引风机出力不足情况得以根本解决后，针对排烟温度偏高的问题，改造联合暖风器系统。提高冷风温度，避免低温腐蚀。
4.周期性进行一次风调平试验乃至制粉系统与燃烧系统调整试验，给出基于准确测量的优化运行卡片，解决偏烧和管壁超温问题。
5.日常运行中须加强煤粉细度监测。磨煤机分离器进行改造，更换出粉可调缩孔，日常加强灰分颗粒度检测，避免空预器堵塞。
6.入炉煤合理掺配，保证燃烧稳定：入炉煤低位发热量不得低于15MJ/kg，不得高于18MJ/kg。入炉煤全水分不得高于20%，尤其是冬季，避免原煤仓蓬煤。入炉煤空气干燥基的挥发分不得低于27%，不得高于35%。挥发分偏低，煤粉不利于燃烧，挥发分太高，制粉系统容易爆燃。
7.提高输煤和制粉系统维护水平：机组低负荷运行时，必须保证输煤系统运行正常，避免设备缺陷导致入炉煤热值大幅度波动；机组低负荷运行时，必须保证给煤机、磨煤机、动态分离器运行正常，做好一次风机调平工作，形成理想切圆，燃烧充分。
3.优化运行调整、优化燃烧方式，机组低负荷时，保持磨煤机动态分离器转速在370rpm至400rpm。磨煤机组合方式：可采用#1、2、3磨煤机或#2、3、4磨煤机运行；其中#1、2、3磨煤机运行时，更有利于低负荷稳燃，机组负荷降至100MW及以下时，给煤量增、减幅度必须控制在2吨/5分钟以内，动态分离器转速增、减必须均匀，不得猛增，猛减，导致燃烧不稳。
辅助风采用缩腰配风，低层辅助风风门开度保持在45%左右，SOFA一、二层风门开度保持在50%，其余相邻磨煤机运行的辅助风风门开度保持在20%，未相邻磨煤机运行的辅助风风门可以全部关闭，提高二次风压。
机组减负荷的过程中，必须逐步降低运行磨煤机入口风量至60t/h,逐步降低一次风机出力，燃烧中心在切圆范围内。
低氮改造炉内工况发生了改变，需要通过技术改造，制定组织技术措施，优化运行调整，保证锅炉燃烧正常，在满足超低排放的要求下，保证锅炉运行的经济性。
注释：低氮改造
参考文献:
1、2018年华电新疆发电有限公司乌鲁木齐热电厂2号机组低氮燃烧性能考核试验报告