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350MW超临界机组冷态启动全负荷脱硝控制策略

国际节能环保网  来源:“2017年电力行业节能环保创新论坛”论文集  作者:田桂萍  日期:2018-04-17
  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。

  4达到的效果分析
 
  4.1对烟气侧影响效果分析
 
  (1)至汽轮机冲转阶段,炉膛出口烟温升高约12℃、低再出口烟温升高约62℃、SCR入口烟温升高约87℃。下图1为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动至汽轮机冲转阶段锅炉各部烟温对比分析。
 


 
  图1汽轮机冲转阶段锅炉各部烟温对比分析
 
  (2)至汽轮机定速3000rpm阶段,炉膛出口烟温升高约20℃、低再出口烟温升高约78℃、SCR入口烟温升高约106℃。下图2为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动至汽轮机定速3000rpm阶段锅炉各部烟温对比分析。
 


 
  图2汽轮机定速3000rpm阶段锅炉各部烟温对比分析
 
  4.2对蒸汽侧影响效果分析
 
  (1)至汽轮机冲转阶段,省煤器入口给水温度升高约87℃、水冷壁出口温度基本持平、低温过热器出口温度降低约16℃、屏式过热器出口温度升高约39℃、高温过热器出口温度升高约43℃。下图3为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动至汽轮机冲转阶段锅炉一次汽系统蒸汽温度对比分析。
 


 
  图3汽轮机冲转阶段一次汽系统蒸汽温度对比分析
 
  (2)至汽轮机定速3000rpm阶段,省煤器入口给水温度升高约43℃、水冷壁出口温度升高约12℃左右、低温过热器出口温度基本保持不变、屏式过热器出口温度升高约32℃、高温过热器出口温度升高约68℃。下图4为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动至汽轮机定速3000rpm阶段锅炉一次汽系统蒸汽温度对比分析情况。
 


 
  图4汽轮机定速3000rpm阶段一次汽系统蒸汽温度对比分析
 
  (3)至汽轮机定速3000rpm阶段,低再入口温度升高约22℃、低再出口温度升高约133℃、高再入口温度升高约26℃、高再出口温度升高约36℃。下图5为2017年3月16日、7月5日#2机组冷态启动至汽轮机定速3000rpm阶段锅炉二次汽系统蒸汽温度对比分析。
 
 
 
  图5汽轮机定速3000rpm阶段二次汽系统蒸汽温度对比分析
 
  5采用全负荷脱硝控制策略机组启动过程中的安全注意事项
 
  (1)由于采用等离子点火,为了较早的提高尾部烟道烟温,存在尾部烟道二次燃烧的风烟,启动过程必须注意尾部烟道各段烟温变化情况,必须投入脱销、空预器连续吹灰。
 
  (2)由于启动过程中再热侧烟气挡板全开、过热侧烟气挡板全关,在机组并网初期及低负荷阶段,再热蒸汽流量小,随着锅炉热负荷的持续增大,使得低再、高再出口汽温上升较快,此时高再出口蒸汽温度可通过减温水进行控制,避免再热汽温大幅度上升,同时应严格再热减温水量的控制,保证蒸汽温度有合适的过热度,防止高温再热器进水;另外,还需加强对低再出口汽温的控制,防止低再管壁超温,可通过缓慢、小幅度开大过热烟气挡板进行控制,调节过程需重点关注SCR入口烟温的变化。
 
  (3)并网后再热烟气挡板的调节应以SCR入口烟温高于投入允许值、低再管壁金属温度不超限及高再出口汽温不超限为原则进行控制,应控制好调节幅度,防止SCR入口烟温突降造成SCR退出运行。
 
  (4)严格按设计要求脱硝系统,防止脱硝催化剂的热力及化学损坏。一是防止烟温低投入脱硝系统造成催化剂堵塞、失活;二是严格烟温控制,避免催化剂温升超限导致催化剂机械破坏,下表6为机组启动过程中SCR入口烟温升速率控制情况。
 

 
  表6SCR入口烟温升速率控制情况
 
  6结论
 
  通过采取上述运行控制措施,在锅炉点火后4小时左右SCR入口烟温即可达到脱硝装置允许投入烟温,#2机组本次启动并网前SCR入口烟温分别为:A侧324℃、320℃、300℃,B侧为302℃、321℃、313℃,在保证机组安全和脱硝催化剂使用寿命的前提下,顺利实现了机组启动并网前脱硝系统投入运行。
 

 
  表7两次启动过程中SCR入口烟温控制情况


 
  图6两次启动过程中SCR入口烟温对比分析
 
  随着国家环保要求的日益严格,华能荆门热电通过运行操作优化,以提升SCR入口烟温为原则,通过调整给水温度、汽温、烟温及加强运行精细化操作等措施,在机组冷态启动过程中实现了全负荷脱硝。为国内火电机组在以不改造设备的前提下,实现冷态启动全负荷脱硝提供了借鉴。
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