CN116146966A - 一种自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，包括以下步骤：（1）锅炉点火后，利用省煤器再循环管及省煤器再循环门，通过增加煤量，强化燃烧，提高汽包内炉水温度，提高省煤器内水温；（2）当机组启动至汽轮机冲转时，通过提高除氧器水温和对汽轮机进行双段式暖机，提高省煤器进水温度，减少省煤器吸收烟气热量；（3）机组准备并网前，进行锅炉燃烧调整优化：增开一台上层磨煤机，增开的上层磨煤机磨制的煤粉向火焰中心提供，在启动上层磨煤机后，通过增加送风机风量的方式，增加锅炉烟气量。本发明的控制方法，无硬件投入，节约成本，且不存在降低炉效的问题，符合目前节能、减排、降碳的国家政策。

Description

一种自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法

技术领域

本发明涉及燃煤发电技术领域，尤其是涉及一种自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法。

背景技术

随着大气环境污染问题日渐突出，国内有若干规定都要求了机组需要满足全负荷脱硝运行。在《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）实施后，锅炉NOx排放浓度必须严格低于100mg/ m3。对于江苏沿江重点区域，锅炉NOx排放浓度要满足超低排放要求，即低于50mg/m3。这样，在机组所有正常运行工况下，都必须保持脱硝装置运行，否则将作为环境违法案件处理，对企业社会，经济都会造成巨大影响。

然而，现有技术的燃煤机组，只有机组并网后，加至50%负荷后，脱硝装置入口烟气温度才能达到催化剂的正常使用温度，即机组并网后至50%负荷时间段，脱硝装置无法正常投运。

针对这一环保标准，全国机组先后进行改造，主要采用了以下技术方案：

（1）复合给水再循环技术。其技术特点是增加省煤器旁路、炉水泵，抽取汽包内高温炉水进行省煤器加热，减少省煤器吸热，提高烟温，其投资较高，需2000万。

（2）给水加热技术。其技术特点是增加一台#0高压加热器，在机组并网前，加热给水，减少省煤器吸热，提高烟温，其投资需约1000万。

（3）锅炉后竖井低温过热器和省煤器的烟气量分配调节技术。目前有2种方案，第一种是增加烟气旁路，其技术特点是利用低过进口的高温烟气，直接到脱硝进口，提高脱硝进口烟温，但现场管道布置困难，后期如果挡板内漏，会使锅炉效率降低，其投资约900万。第二种方案是省煤器分割挡板技术，其技术特点是直接拆除部分省煤器管，在省煤器内部形成旁路烟道，提高提高脱硝烟温，其技术特点是现场布置方便，但锅炉效率降低是必然的，其投资约800万。

（4）旁路烟道补燃技术，目前应用较少。

然后，现有技术的这些改造方案，普遍存在以下问题：

（1）改造费用较高，改造需投入资金少则近千万，多着数千万，增加企业负担。

（2）改造后造成炉效降低。经测算，改造后，炉效降低0.3%，以一台300MW发电机组为例，将增加成本近50万元，与现在的节能、减排、降碳的国家目标不符合。

（3）存在安全隐患，设备都处于烟气高温区，容易发生泄漏、卡涩的故障，严重时需停炉处理。

发明内容

本发明的目的是提供一种自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，主要应用于燃煤锅炉的SCR脱硝装置，完全利用原有设备，不需通过改造，就可实现燃煤发电机组从并网运行至解列前，烟气排放均符合国家环保要求，即机组并网后SCR 脱硝装置可以立即达到投运条件。

本发明的目的是这样实现的： 一种自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，包括以下步骤：

（1）锅炉点火后，利用省煤器再循环管及省煤器再循环门，通过增加煤量，强化燃烧，提高汽包内炉水温度，提高省煤器内水温，减少省煤器吸收烟气热量，进而提高脱硝装置进口烟温；

（2）当机组启动至汽轮机冲转时，通过提高除氧器水温和对汽轮机进行双段式暖机，提高省煤器进水温度，减少省煤器吸收烟气热量，提高省煤器出口烟温，从而提高SCR脱硝装置进口烟温；

（3）机组准备并网前，进行锅炉燃烧调整优化：增开一台上层磨煤机，增开的上层磨煤机磨制的煤粉向火焰中心提供，在启动上层磨煤机后，通过增加送风机风量的方式，增加锅炉烟气量。

本发明的燃煤发电机组免改造实现全负荷脱硝运行控制方法，相对于现有改造方案，具有以下优点：

（1）充分利用原机组配套的汽包、省煤器再循环管、省煤器形成循环回路，引入高温炉水，减少省煤器吸热，同时配合燃烧调整实现燃煤发电机组从并网运行至解列前，烟气排放均符合国家环保要求。

（2）无需进行任何硬件设备改造，相对现有技术可为企业节约至少近二千万成本投入。

（3）因为没有进行任何设备改造，所以不存在改造后锅炉效率降低的问题，符合目前节能、减排、降碳的国家政策。

作为本发明的进一步改进，步骤（1）包括以下两步操作：

(A) 当机组启动至锅炉汽水系统进水完成，汽包内水位至锅炉点火水位后，打开省煤器再循环门，通过省煤器再循环门，将汽包、省煤器再循环管、省煤器连成循环回路；

(B) 当机组启动至锅炉点火后，通过提高汽包压力至6.0-6.8Mpa，提高汽包内炉水温度至275-280℃，利用汽包、再循环管、省煤器，管形成的自然循环回路，提高省煤器内水温，减少省煤器吸收烟气热量，进而提高脱硝装置进口烟温至280℃以上。

作为本发明的进一步改进，步骤（2）包括以下两步操作：

(A) 在锅炉点火后，同步开大除氧器辅助加热蒸汽门，将除氧器水温提高至150℃-160℃，使得SCR脱硝装置进口烟温达到280°以上；

(B) 在中速暖机的基础上，增加高速暖机步骤，通过加大进入汽轮机的蒸汽流量，提高汽轮机暖机效果，提高抽汽温度，当抽汽温度提高至300℃以上时，投运高压加热器系统，使得SCR脱硝装置进口烟温保持在290°以上。通过增加高速暖机，可以有效防止因抽汽波动导致SCR脱硝装置达不到理想的脱硝效果。

作为本发明的进一步改进，步骤（3）中增开上层磨煤机的同时做好已启动磨煤机的煤量分配，配煤方式为金字塔式，下层磨煤机出力大于上层磨煤机。这样可以保证锅炉火焰下部燃烧强度大，利于火焰稳定。

作为本发明的进一步改进，步骤（3）中通过增加送风机风量的方式，增加锅炉烟气量至不低于500 km³/h -550 km³/h，确保脱硝装置能够稳定投运。

作为本发明的进一步改进，所述锅炉型号为 DG1036/18.2-Ⅱ4。所述汽轮机型号为C300/N330-16.7/538/538。

附图说明

图1为应用本发明的自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法的燃煤发电机组的系统结构示意图。

图2为图1所示的燃煤发电机组的系统运行情况截图（汽包压力4.2Mpa时）。

图3为图1所示的燃煤发电机组的系统运行情况截图（汽包压力6.0Mpa时）。

图4为图1所示的燃煤发电机组的系统运行情况截图（汽包压力6.8Mpa时）。

图5为图1所示的燃煤发电机组的系统运行情况截图（汽轮机2100r/min中速暖机结束后，试投高压加热器时）。

图6为图1所示的燃煤发电机组的系统运行情况截图（汽轮机3000r/min高速暖机后，试投高压加热器时）。

图7为图1所示的燃煤发电机组的系统运行情况截图（煤量分配趋势）。

图8为图1所示的燃煤发电机组的系统运行情况截图（启动#2磨煤机后，总风量未增加时）。

图9为图1所示的燃煤发电机组的系统运行情况截图（启动#2磨煤机后，总风量增加时）。

实施方式

本发明的自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，可以适用于系统结构如图1所示的各种类型的燃煤发电机组，无需进行任何硬件设备改造。

在本实施例中，燃煤发电机组为某发电有限公司装设的一台300MW亚临界参数燃煤汽轮发电机组，锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉。单炉膛п型露天布置，型号为 DG1036/18.2-Ⅱ4。汽轮机型号为C300/N330-16.7/538/538。该机组2013年进行了脱硝改造，在锅炉省煤器出口至空预器进口安装有脱硝SCR烟道。在锅炉左侧第一根下降管处和省煤器进口给水管之间，设有省煤器再循环管，通过省煤器再循环门控制。

锅炉设置五层燃烧器。每层燃烧器对应#1至#5五个从低到高排列的磨煤机（即#1-#5磨煤机）。磨煤机把煤磨成煤粉，通过燃烧器喷入炉膛进行燃烧，燃烧产生的烟气中含有大量有害物质，通过脱硝装置去除，达到清洁排放，以满足环保要求。

该燃煤机组配置三台高压加热器（编号#1、#2、#3），一台除氧器。机组配置的除氧器用于辅助加热。在机组启动时加热给水，供锅炉使用，辅助加热汽源由辅汽联箱提供。除氧器的型号为：GC1080/GC150，卧式、压力式，制造厂家为上海动力设备有限公司。

目前环保标准提高，要求机组并网后即立即投用SCR 脱硝装置，所以并网前需提高SCR 脱硝装置进口烟温，达到投运条件。如果脱硝装置入口烟气温度低于280℃，将对脱硝装置里面核心部件造成严重损坏，造成失效。针对这种情况，本发明的控制方法通过如下步骤提高脱硝装置入口烟气温度：

1、锅炉点火后，利用锅炉原有配套设备省煤器的再循环管及省煤器再循环门，通过增加煤量，强化燃烧，提高汽包内炉水温度，提高省煤器内水温，减少省煤器吸收烟气热量，进而提高脱硝装置进口烟温。具体包括以下两步操作：

当机组启动至锅炉汽水系统进水完成，汽包内水位至锅炉点火水位后，打开省煤器再循环门，通过省煤器再循环门，将汽包、省煤器再循环管、省煤器连成循环回路。

当机组启动至锅炉点火后，通过提高汽包压力至6.0-6.8Mpa，提高汽包内炉水温度至275-280℃，利用汽包、再循环管、省煤器，管形成的自然循环回路，提高省煤器内水温，减少省煤器吸收烟气热量，进而提高脱硝装置进口烟温至280℃以上。

再循环管作用原理：在锅炉点火初期或停炉过程中，因不能连续进水而停止给水时，省煤器管内的水基本不流动，管壁得不到很好冷却易超温烧坏。故设置省煤器再循环管，当锅炉在点火过程中不上水的情况下，将再循环管阀门开启，由于省煤器在烟气的加热下，管内水温升高并产生部分蒸汽，重度小；汽包内的水温度低，不含蒸汽，重度大，这样，就由汽包、再循环管、省煤器管组成了循环回路。再循环管相当于下降管，省煤器管相当于上升管，汽包里的炉水在此循环压头的推动下，不断地流经省煤器进入汽包，防止了省煤器因无水流过而过热损坏。利用这一工作原理，形成了汽包、再循环管、省煤器管自然循环回路。

通过增加煤量，强化燃烧，提高汽包压力，来提高炉水温度，以达到脱硝装置投运脱硝条件，具体试验过程：

如图2所示，汽包压力4.2Mpa（现有技术中锅炉启动后未并网前正常的汽包压力）时，省煤器再循环管进口温度为245℃，此时省煤器出口烟温为247℃，SCR脱硝装置进口烟温为252℃，达不到投运脱硝所需温度。

如图3所示，汽包压力6.0Mpa时，省煤器再循环管进口温度为269℃，此时省煤器出口烟温为273℃，SCR脱硝装置进口烟温为281℃，达到投运脱硝所需最低温度。

如图4所示，汽包压力6.8Mpa时，省煤器再循环管进口温度为278℃，此时省煤器出口烟温为284℃，SCR脱硝装置进口烟温为290℃，达到投运脱硝所需温度。

汽包压力与SCR脱硝装置进口烟温关系表：

综上，利用汽包内的压力决定了饱和压力下的汽包内的炉水温度，提高汽包压力，根据试验，当汽包压力达到6.0Mpa时，饱和水温度275.6，此时脱硝进口温度达到281℃，已满足投运脱硝条件。即通过提高汽包压力，提高炉水温度，减少省煤器吸热，提高烟温是有效的。本实施例中采用的型号DG1036/18.2-Ⅱ4的锅炉，最大可使汽包压力达到18.2Mpa，即可以根据需要，灵活调整汽包压力。试验证明汽包压力在6.0~6.8Mpa时，即可很好的满足脱硝投运条件，无需继续增大汽包压力，造成成本浪费。综上，通过省煤器再循环管，配合提高汽包压力，可实现SCR脱硝装置进口烟温有效提升，并且提温效果可控。

2、当机组启动至汽轮机冲转时，提高省煤器进水温度，减少省煤器吸收烟气热量，提高省煤器出口烟温，从而提高SCR脱硝装置进口烟温。具体包括以下两步操作：

提高除氧器水温。在锅炉点火后，同步开大除氧器辅助加热蒸汽门，将除氧器水温提高至150℃-160℃，使得SCR脱硝装置进口烟温达到280°以上。

对汽轮机进行双段式暖机：在原有的2100r/min（根据不同的锅炉型号会有所不同）中速暖机的基础上，增加3000r/min高速暖机步骤，通过加大进入汽轮机的蒸汽流量，使得蒸汽流量从中速暖机时的6吨/h提高至13吨/h，提高汽轮机暖机效果，提高抽汽温度，当抽汽温度从89℃提高至300℃以上时，投运高压加热器系统，使得SCR脱硝装置进口烟温保持在290°以上，防止因抽汽波动导致SCR脱硝装置达不到理想的脱硝效果。

原理：由于本技术方案为免改造方案，省煤器再循环管管径固定，其通过高温炉水流量为定值，所以当机组启动至汽轮机冲转时，此时锅炉与汽轮机之间汽水循环建立，汽轮机侧的水，通过除氧器、高压加热器和省煤器再循环管来的高温炉水混合，进入省煤器。故汽轮机冲转（即用锅炉里面的蒸汽来提升汽轮机转速）以后，省煤器进口水温会降低，导致省煤器吸收烟气热量增多，省煤器出口烟温降低，进而使得SCR脱硝装置进口烟温达不到投运脱硝条件。运脱硝条件。因此，本实施例通过提高除氧器水温和对汽轮机进行双段式暖机的方法来提升省煤器进口水温。由于除氧器水从常温提高至160℃大概需2个小时以上，所以提高除氧器水温的操作需提前至锅炉点火时进行。由于是免改造方案，除氧器的加热为辅助加热，蒸汽流量有限，随着启动的进程，汽轮机侧水越来越多，除氧器水温会有所下降，故投运高压加热器接替除氧器继续加热。

具体试验过程：

如图5所示，汽轮机2100r/min中速暖机结束后，试投高压加热器，除氧器水温157℃，省煤器进口水温150℃，从抽汽温度趋势可以看出，因为抽汽温度基本都在150℃，即在汽轮机中速暖机结束后投运高压加热器无效果。但此时SCR脱硝装置进口烟温也可以达到284℃，即仅通过步骤（1）提高除氧器水温，可以满足基本的投运脱硝条件。

如图6所示，汽轮机3000r/min高速暖机后，试投高压加热器，除氧器水温123℃，省煤器进口水温176℃，从抽汽温度趋势可以看出，因为抽汽温度最低176℃，最高232℃，高压加热器提升水温53℃。此时SCR脱硝装置进口烟温可达到295℃，投运脱硝效果更为理想。

分析：采用3000r/min高速暖机后，由于蒸汽流量的提升，由6吨/h提升至12吨/h，中压缸可获取更多的蒸汽热量，缸温由250℃上升至307℃，导致#3高加进汽温度上升，由101℃上升至232℃，高加出水整体升温达53℃，此时SCR脱硝装置进口烟温可以达到295℃，能够很好的保证脱硝装置的脱硝效果。

3、机组准备并网前，进行锅炉燃烧调整优化

当机组启动达10小时左右，达到稳态运行状态后，准备并网。

此时，机组达到3000转，主蒸汽流量约12-13吨/h，如不采取任何措施，机组并网后，主蒸汽流量会迅速增加至50吨/h，这时燃烧运行提前调整会非常重要，根据试验，燃烧的滞后调整，会让脱硝装置进口温度下降到280℃以下，最低到275℃，这个时候，如果脱硝继续喷氨，对催化剂损坏非常大。本发明在机组准备并网前采用以下两部操作，取得了较好的技术效果。

机组并网前，在保持#1磨煤机运行的同时，增开上层#2磨煤机运行，以抬高火焰中心高度和扩充火焰整体高度，以达到烟气温度提高的目的，同时做好#1磨煤机和#2磨煤机煤量分配，其配煤方式为金字塔式，#1磨煤机出力应大于#2磨煤机，这样可以保证锅炉火焰下部燃烧强度大，利于火焰稳定，如图7所示。

在启动#2磨煤机后，通过增加送风机风量的方式，增加锅炉烟气量至500-550km³/h之间。

如图8所示，蒸汽流量增加，总风量未增加，SCR脱硝进口烟温下降至277℃，达不到投运条件。

如图9所示，总风量由420km³/h增加至530km³/h，SCR脱硝进口烟温回至290℃，并持续上升。

具体试验数据如下：

并网前，主要参数煤量16.7吨，负荷7MW，SCR脱硝装置进口烟温290℃，给水温度153℃，总风量400km³/h，SCR脱硝装置进口烟温292℃。

并网后，煤量不增加，增加送风机风量与SCR脱硝装置进口烟温关系表：

综上，通过增加送风机风量可以提高脱硝装置进口烟温10℃以上。试验表明，当送风机风量在500-550 km³/h时，即可很好的满足脱硝投运条件，无需继续调高送风机风量。

综上，本发明利用锅炉原有配套设备省煤器再循环管，通过提高汽包压力，提高饱和水温度，再利用汽包、再循环管、省煤器管形成自然循环回路，提高省煤器内水温，减少省煤器吸热，提高SCR脱硝装置进口烟温；同时利用除氧器加热和对汽轮机进行双段式暖机，在汽轮机冲转时提高省煤器进水温度，减少省煤器吸热，进一步提高SCR脱硝装置进口烟温；机组并网后，通过燃烧调整，确保进口烟温满足SCR脱硝装置投运脱硝要求，保证烟气排放均符合国家环保要求。此外，本发明无需进行任何设备改造，无投资，相对现有技术可为企业节约至少近千万成本投入，且本发明不增加附属烟道，不存在降低炉效的问题，符合目前节能、减排、降碳的国家政策。

本发明并不局限于上述实施例，在本发明公开的技术方案的基础上，本领域的技术人员根据所公开的技术内容，不需要创造性的劳动就可以对其中的一些技术特征作出一些替换和变形，这些替换和变形均在本发明的保护范围内。

Claims (6)

1.一种自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

（1）锅炉点火后，利用省煤器再循环管及省煤器再循环门，通过增加煤量，强化燃烧，提高汽包内炉水温度，提高省煤器内水温，减少省煤器吸收烟气热量，进而提高脱硝装置进口烟温；

（2）当机组启动至汽轮机冲转时，通过提高除氧器水温和对汽轮机进行双段式暖机，提高省煤器进水温度，减少省煤器吸收烟气热量，提高省煤器出口烟温，从而提高SCR脱硝装置进口烟温；

（3）机组准备并网前，进行锅炉燃烧调整优化：增开一台上层磨煤机，增开的上层磨煤机磨制的煤粉向火焰中心提供，在启动上层磨煤机后，通过增加送风机风量的方式，增加锅炉烟气量。

2.根据权利要求1所述的自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，其特征在于，步骤（1）包括以下两步操作：

(A) 当机组启动至锅炉汽水系统进水完成，汽包内水位至锅炉点火水位后，打开省煤器再循环门，通过省煤器再循环门，将汽包、省煤器再循环管、省煤器连成循环回路；

(B) 当机组启动至锅炉点火后，通过提高汽包压力至6.0-6.8Mpa，提高汽包内炉水温度至275-280℃，利用汽包、再循环管、省煤器，管形成的自然循环回路，提高省煤器内水温，减少省煤器吸收烟气热量，进而提高脱硝装置进口烟温至280℃以上。

3.根据权利要求1所述的自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，其特征在于，步骤（2）包括以下两步操作：

(A) 在锅炉点火后，同步开大除氧器辅助加热蒸汽门，将除氧器水温提高至150℃-160℃，使得SCR脱硝装置进口烟温达到280°以上；

(B) 在中速暖机的基础上，增加高速暖机步骤，通过加大进入汽轮机的蒸汽流量，提高汽轮机暖机效果，提高抽汽温度，当抽汽温度提高至300℃以上时，投运高压加热器系统，使得SCR脱硝装置进口烟温保持在290°以上。

4.根据权利要求1所述的自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，其特征在于：步骤（3）中增开上层磨煤机的同时做好已启动磨煤机的煤量分配，配煤方式为金字塔式，下层磨煤机出力大于上层磨煤机。

5.根据权利要求1所述的自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，其特征在于：步骤（3）中通过增加送风机风量的方式，增加锅炉烟气量至不低于500 km³/h -550 km³/h。

6.根据权利要求1-5任一项所述的自然循环燃煤机组实现全负荷脱硝运行控制方法，其特征在于：所述锅炉型号为 DG1036/18.2-Ⅱ4，所述汽轮机型号为C300/N330-16.7/538/538。

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