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专业 | 350MW超临界机组冷态启动全负荷脱硝控制策略

北极星电力网新闻中心  来源:“2017年电力行业节能环保创新论坛”论文集    2018/4/17 8:47:45  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 超低排放 超临界机组 火电

北极星火力发电网讯:摘要:目前国内燃煤电厂降低氮氧化物排放普遍采用的技术方案是低氮燃烧+尾部选择性催化还原(SCR)烟气脱硝,该方案存在的主要问题是在机组启动及低负荷运行期间脱硝入口烟气温度低于脱硝允许最低喷氨温度,导致脱硝装置无法正常投运,造成锅炉氮氧化物排放超标。

本文对华能荆门热电2×350MW超临界机组冷态启动过程全负荷脱硝可行性进行研究,对机组启动过程中各节点参数进行深入分析,以提高SCR入口烟温为原则,通过采取提高给水温度、提高烟气温度、提高蒸汽温度及加强并网后各参数精细化调整,在不改造设备的前提下,不断地优化运行操作,成功实现了机组冷态启动全负荷脱硝。

1引言

为积极响应国家生态文明建设要求,持续实施大气污染防治行动,满足国家和地方环保政策要求,依据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)、《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)相关要求,积极改善环境质量,实现机组启动过程全负荷脱硝,本文对机组冷态启动过程进行分析,以提升SCR入口烟温为原则,通过优化运行操作,改变机组启动过程中锅炉各受热面吸热量分配,对启动过程中全负荷脱硝控制策略进行了研究。

2设备概述

华能荆门热电1、2号锅炉为东方 锅炉厂生产的350MW超临界直流锅炉,为超临界压力、一次中间再热、变压运行、单炉膛、平衡通风、采用低NOx旋流式、前后墙对冲布置燃烧器,每台炉配置五台冷一次风正压中速直吹式制粉系统,锅炉点火方式为等离子点火。每台机组配置一台100%B-MCR汽动给水泵,两台机组共用一台30%B-MCR容量的定速电动给水泵。锅炉的启动系统为不带再循环泵的大气扩容式启动系统,机组配置容量为35%BMCR一级大旁路系统。锅炉尾部烟道采用双烟道结构,其中低温再热器布置于前部烟道,低温过热器、省煤器布置于后部烟道,再热汽温度采用烟气挡板辅以微量喷水作为调节手段。脱硝系统采用选择性催化还原法(SCR)方式进行脱硝处理,脱硝催化剂设计运行温度为295~430℃。1、2号锅炉分别于2017年5月、2016年12月分别完成超低排放改造,现阶段执行的环保污染物控制标准为:NOx≤50mg/Nm3、SO2浓度≤35mg/Nm3、粉尘浓度≤10mg/Nm3。

3机组启动过程中全负荷脱硝控制策略

机组启动全负荷脱硝总体控制策略为:改变锅炉各受热面吸热分配,提高SCR入口烟温。采取的主要控制措施有:

1)提高给水温度;

2)提高烟气温度;

3)提高蒸汽温度;

4)加强并网后各参数精细化调整。

以下分析选取2017年3月16日、2017年7月5日2号机组两次冷态启动过程进行对比分析。

3.1提高给水温度

由于本厂无临机加热系统,2017年7月5日#2机组启动采用临机4段抽汽供本机除氧器对给水进行加热。为确保#2机组除氧器有足够的汽源,机组启动过程中始终保持临机负荷在300MW以上,同时采取了电泵开机、启动过程中及时退出A磨暖风器、切换空预器吹灰汽源等措施,进一步减少了辅汽的消耗,为除氧器加热创造了有利条件。开机过程中始终维持约21%BMCR的启动流量(230T/H左右),确保了给水温度较高且稳定的水平,启动阶段水冷壁金属温度均匀、无偏差。中速暖机期间随机投入高低加系统,在机组并网前适当延长了机组3000RPM暖机时间,确保了给水温度的持续上升。锅炉点火前给水温度达到99.2℃,整个升温、升压过程中始终维持在120-130℃之间,机组并网前达到了132℃。下表1为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动给水温度对比分析。

表1给水温度控制情况

3.2提高烟气温度

3.2.1提高炉膛出口烟温

锅炉点火至并网期间维持较小的锅炉风量,开机过程中始终维持约40%BMCR的锅炉总风量,通过关小各层燃烧器二次风挡板及燃尽风挡板,燃烧稳定后逐步全开A层燃烧器二次风挡板,抬高炉膛火焰中心。机组冲转后、并网前,不退出一级大旁路系统,进一步增加燃料量,通过旁路来控制蒸汽参数,从而进一步提高了炉膛出口及SCR入口烟温,但燃料的增加应以主蒸汽温升速率不超限、锅炉不转态为原则进行控制。下表2为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动炉膛出口烟温对比分析。

表2炉膛出口烟温控制情况

3.2.2改变尾部烟道受热面吸热分配

锅炉点火后,保持再热侧烟气挡板全开、过热烟气挡板全关,在机组并网前始终保持此方式不变,通过减小省煤器、低温过热器受热面吸热量,增加低温再热器受热面吸热量,逐步提高脱硝入口烟气温度。下表-3为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动低温再热器、省煤器出口烟温对比分析。

表3低温再热器、省煤器出口烟温控制情况

3.2.3提高主、再热汽温

由于我厂旁路系统为一级大旁路,汽机冲转前再热器处于无蒸汽流通状态,为防止因再热器积水造成冲转后再热蒸汽温度上升缓慢,在机组抽真空阶段对再热器进行抽真空,消除了再热器系统积水,提高了冲转后再热汽温的升温速率。在机组暖机至并网过程中逐步将主蒸汽提升至460℃左右,通过提高蒸汽温度,减小蒸汽管道对烟气的换热,进一步提高SCR入口烟气温度。同时利用旁路系统维持较低且稳定的主汽压,提高暖机效果,避免汽机胀差超限,为机组并网后主、再汽温进一步提升及加负荷创造有利条件。同时在机组并网前,适当延长300rpm暖机时间,达到进一步提高烟温的目的。下表4、表5为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动主汽温、再热汽温对比分析。

表4主汽温控制情况

表5再热汽温控制情况

3.2.4加强并网后各参数的精细化调整

并网后操作的总体原则是保持各项操作的连贯性,维持并逐步提高SCR入口烟温,防止烟温突降造成SCR退出。并网前将小机冲至3000RPM备用,做好汽泵并电泵操作准备,并网后及时启动第二套制粉系统,将负荷升至50MW完成并汽泵操作;转干态前继续保持锅炉启动流量,转干态后根据中间点温度控制给水流量,调节过程中防止给水流量大幅度波动;随着负荷上升,逐步投入高低加系统,进一步提高给水温度,当四抽压力大于除氧器压力时逐步退出除氧器加热;并网后随着燃料增加,当氧量低于6%以下时,逐步提高总风量;并网后再热烟气挡板以SCR入口烟温不下降、低再管壁不超温为原则进行控制。

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