一种辅助燃煤机组的宽负荷脱硝与稳燃系统的制作方法

本实用新型属于燃煤机组技术改造领域，具体涉及一种辅助燃煤机组的宽负荷脱硝与稳燃系统。

背景技术：

目前，绝大部分煤电机组脱硝装置的工作温度为300～420℃。当机组深度调峰时，随着锅炉负荷的降低，脱硝装置入口烟温将降至300℃以下，长期低与工作温度下运行会造成脱硝催化剂失去活性，用氨量增大，甚至导致氮氧化物排放超标，机组调峰中止。而电厂深度调峰改造工程中，多侧重于提高锅炉的低负荷稳燃能力方面，忽视了机组低负荷时脱硝入口烟温低，造成烟气排放环保压力增大，脱硝装置工作环境恶化，催化剂寿命受损的负面影响。因此，针对深度调峰期间，需要同步进行稳燃和提高脱硝装置入口烟温改造。

技术实现要素：

为了解决现有技术中存在的问题，本实用新型提供一种辅助燃煤机组的宽负荷脱硝与稳燃系统，基于炉水循环泵的热水再循环与省煤器水旁路管道，利用现有的炉水循环泵实现热水再循环，利用已有的锅炉上水阀进行节流增大压差，提高省煤器水旁路流量实现机组深度调峰时脱硝装置入口烟温的大幅度提升，使其满足调峰要求。

为了实现上述目的，本实用新型采用的技术方案是，一种辅助燃煤机组的宽负荷脱硝与稳燃系统，包括热水再循环管路、锅炉上水阀以及省煤器水旁路管道，省煤器水旁路管道的入口设置在锅炉上水阀前给水管道上，省煤器水旁路管道的出口设置在省煤器水出口管道上；省煤器水旁路管道上设有阀门。

阀门包括第一手动截止阀、第二手动截止阀、电动截止阀和电动调节阀；沿着介质流向省煤器水旁路管道上设置手动截止阀、电动截止阀、电动调节阀和第二手动截止阀。

省煤器水旁路管道上设置流量计。

省煤器水出口处设置温度和压力测点。

热水再循环管路的入口设置在锅炉上水阀后，热水再循环管路的出口设置在省煤器水入口管道上；锅炉上水阀出口还连通省煤器水入口，省煤器水入口处设置压力和温度测点。

省煤器水旁路管道的通流面积省煤器水入口管道的通流面积的四分之一。

与现有技术相比，本实用新型至少具有以下有益效果：

在锅炉上水进口阀前给水管路上增设省煤器水旁路管道，通过利用现有的锅炉水循环泵实现热水再循环，利用已有的锅炉上水阀进行调节锅炉给水流量增大压差，提高省煤器水旁路流量，能通过省煤器水旁路管道来减少省煤器的进水量，能实现同时利用炉水循环泵将高温炉水注入给水管道，提高省煤器入口水温，减少省煤器换热量，提高scr入口烟气温度；既保证运行安全，有确保低负荷下脱硝的正常投运。

附图说明

图1为本实用新型所述系统可实施案例示意图。

图2为40％额定负荷燃烧器喷口温度测量结果示意图。

图3为35％额定负荷燃烧器喷口温度测量结果示意图。

附图中，1-省煤器，2-省煤器水旁路管道，3-阀门，4-锅炉上水阀，5-热水再循环管路，6-汽水分离器，7-温度和压力测点。

具体实施方式

下面结合具体实施方式及附图对本实用新型进一步解释。

参考图1，一种辅助燃煤机组的宽负荷脱硝与稳燃系统，包括热水再循环管路5、锅炉上水阀4以及省煤器水旁路管道2，省煤器水旁路管道2的入口设置在锅炉上水阀前给水管道上，省煤器水旁路管道2的出口设置在省煤器水出口管道上；省煤器水旁路管道2上设有阀门3

如图1所示，热水从汽水分离器6流出后，通过利用现有的炉水循环泵以及热水再循环管路5实现热水再循环，利用已有的锅炉上水阀4进行节流增大压差，提高省煤器水旁路流量；在锅炉上水阀前给水管道上增设省煤器水旁路管道2，形成省煤器给水旁路，即自省煤器进口给水管路上接出省煤器水旁路管道2，省煤器水旁路管道2引至省煤器出口管，通过给水旁路来减少省煤器1的进水量，同时利用炉水循环泵将高温炉水注入给水管道，提高省煤器入口水温，减少省煤器1的换热量，提高scr入口烟气温度；省煤器水旁路管道2上沿介质流向设置第一手动截止阀、电动截止阀、电动调节阀用来控制省煤器水旁路水量，同时省煤器水旁路管道设有流量计用以测量省煤器水旁路流量大小，为监测省煤器出口水温过冷度，在省煤器出口管道2上增设了温度和压力测点7。

省煤器出口连接脱硝装置入口，本实用新型通过降低省煤器换热量，提高脱销装置入口烟气温度。

本实用新型所述系统使用方式灵活，热水再循环管路5与省煤器水旁路能单独投用；当调峰负荷在35％-50％额定负荷，提升烟温要求不高时，只投运省煤器水旁路，热水再循环管路关闭；当调峰负荷在30％-40％时，省煤器水旁路管路与热水再循环管路5复合投运，脱硝装置入口烟温可升高30℃左右，完全满足脱硝入口烟温需求。

锅炉仅能投运省煤器水旁路时，将部分锅炉给水直接引至省煤器出口管道2，减少流经省煤器1的介质从而减小省煤器的吸热量，进而提高scr入口烟温。但在投运中，全开省煤器水旁路上的调阀后旁路流量仅为150t/h左右，需要通过关小锅炉上水阀的节流方式来提高给水压力，进而增大省煤器水旁路流量。随省煤器给水旁路流量的增加，省煤器1的介质减少，省煤器1出口的水温不断升高，从而达到提高脱硝入口烟温的目的。

热水再循环管路5和省煤器给水旁路结合投运，能实现提高省煤器出口烟温、同时控制省煤器出口水温，合理调整旁路水量可以保证省煤器给水不致沸腾，既保证运行安全、又提高了脱硝入口温度，确保低负荷脱硝的正常投运。该改造方案在机组运行中使用方式灵活，热水再循环管路与省煤器给水旁路可单独投用。

当调峰负荷在35％-50％额定负荷时，提升烟温要求不高时，可采用仅能投运省煤器水旁路系统；当调峰负荷在30％-40％时，投运省煤器给水旁路与热水再循环管路复合系统，scr入口烟温可升高30℃左右，完全满足脱硝入口烟温需求。

在锅投运省煤器给水旁路与热水再循环管路复合系统，通过省煤器水旁路减少至省煤器水入口给水流量，炉水循环泵将热水与给水混合，两方面叠加提高省煤器水入口的水温。通过提高省煤器热水再循环流量及省煤器水旁路流量，进一步地减少了省煤器水侧的吸热；实际运行数据显示，在204mw负荷下，scr入口烟温可提升30℃，烟温仍可达到303℃，完全满足scr入口烟温要求，通过与两次开机204mw工况下scr入口烟温对比，投运热水再循环管路与省煤器给水旁路复合系统后，scr入口烟温可升高30℃左右，达到了预期效果。

实施例，以下是基于本实用新型所述系统结合锅炉系统实施深度调峰运行的一次操作过程。

以下是基于本实用新型所述系统，结合高精度喷口温度场和高频火焰强度测量技术，实施了一种超低负荷下基于锅炉稳燃的风和粉均衡调节方式；实现无设备改造前提下锅炉低负荷稳燃能力的挖掘，依次开展40％、35％、30％负荷下稳燃实施过程，实现机组35％负荷以上无助燃稳定运行的能力。

1)冷态、热态一次风速调平与磨入口风量标定，冷态、热态条件下，采用系数已标定的靠背管按等截面圆环法测量粉管动压，并计算一次风速，获得一次风速偏差，调整各粉管对应缩孔，将各磨热态一次风速偏差调整至±5％以内；

2)分离器转速特性与煤粉细度调整，维持各磨煤机出力至最大出力的80％±5％，磨煤机风量按照习惯风煤比曲线设置，在不同分离器转速下(大、中、小三个分离器转速)对各台磨煤机出口煤粉管道进行等速取样，测量制粉系统相关参数，化验分析煤粉细度，根据煤粉细度推荐合理的分离器转速。

3)磨煤机变风量，保持磨煤机出力不变，分离器挡板开度放在合适位置时，改变磨煤机入口冷风门和热风门开度，分别在2～3个风量下，测量煤粉细度和磨煤单耗制粉系统相关参数。

4)锅炉低负荷稳燃，低负荷稳燃试验期间，观测炉膛温度、喷口温度、受热面金属壁温以及蒸汽参数；并对对scr入口烟温、scr入口氧量、排烟温度、排烟氧量、飞灰含碳量以及炉渣含碳量进行测量和取样分析。具体操作如下：

由500mw开始逐渐降低机组负荷，降低至40％额定负荷(272mw)以后稳定2小时，经现场测试和分析判断，认为机组还有降负荷潜力，遂紧接着进行238mw(35％额定负荷)不投油稳燃操作，试验结果总结如下：

1)第一阶段低负荷稳燃试验具体流程如下：

从500mw开始降负荷，负荷降至340mw，负压波动稳定，火检信号良好；

负荷降至275mw，负压波动稳定，火检信号良好，此时开启省煤器给水旁路，进行脱硝入口烟温调节；

负荷在270mw维持稳定，主汽温度554℃，再热汽温537℃，abc磨保持投运，总煤量130.9t/h，负压波动稳定，一次风喷口火检信号良好，给水旁路阀门开至74.5％，表盘scr入口ab两侧平均烟温值为288/296℃。在此稳定期间测量燃烧器区域一次风喷口温度，温度数据见图2，结果表明，40％负荷下燃烧器区域一次风喷口温度为1201.5℃；运行参数稳定、现场火焰燃烧状况正常，270mw稳燃工况结束。

2)第二阶段低负荷稳燃试验具体流程如下：

从270mw(39％额定负荷)开始降负荷；负荷降至250mw(37％额定负荷)，负压波动稳定，火检信号良好，各运行参数正常，此时省煤器给水旁路阀门全开，表盘scr入口ab两侧平均烟温值为294/302℃；负荷降至240mw(35％额定负荷)，负压波动稳定，火检信号良好，表盘scr入口ab两侧平均烟温值为294/301℃，锅炉维持干态运行，开始进行稳定观察。在此稳定期间测量燃烧器区域一次风喷口温度，温度数据见图3，试验结果显示，锅炉燃烧器区域一次风喷口温度为1208.6℃。

负荷降至230mw(34％额定负荷)，投运abc磨，磨出力分别为39.6/39.5/39.2t/h，负压波动稳定，火检信号良好，各运行参数正常，总煤量118.7t/h(额定负荷时煤量的％)，维持负荷稳定，在此期间现场实测scr入口烟温(a/b两侧分别为288.3/294.3℃)及锅炉效率。负荷稳定在220mw(32％额定负荷)，各运行参数正常，维持稳定1.5±0.2小时。深度调峰试验过程中，一次风机、送/引风机运行正常，abc磨煤机运行正常，炉膛负压波动在±100pa以内，火检信号相对稳定，锅炉各级受热面正常，环保参数合格。综上所述，本实施例所述机组锅炉至少实现35％额定负荷深度调峰的能力。