一种火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法

摘要

本发明公开了一种火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法，该方法包括：对锅炉运行过程中的炉膛出口烟气中的CO气体含量进行监测；通过不同机组负荷试验，利用锅炉运行过程中烟气含氧量和CO含量的变化，结合机组运行能耗，确定机组负荷对应的最佳氧量，实现最佳氧量控制。本发明利用在机组运行时通过不断摸索试验总结，同时利用机组停备期间对逻辑进行修改，减少了运行人员劳动强度，提高了调节精度，实现了机组节能优化环保安全运行。

说明书

技术领域

本发明涉及火电厂锅炉节能控制技术领域，特别涉及一种火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法。

背景技术

根据锅炉设计说明要求，机组正常运行锅炉烟气含氧量一般控制在4-6％之间，运行氧量值较高，这是由于锅炉运行氧量值一般测量的是烟道氧量，而不是炉膛氧量。所以大容量锅炉一般根据不同负荷(负荷越低氧量越大)氧量控制在3.5-6％之间，通过运行观察，氧量控制在3.5-6％之间时，此氧量值还是明显偏大，就会给锅炉运行带来一系列的问题，如锅炉损失增加，风机电耗增加，SCR入口NOx浓度上升，喷氨量加大，空预器易堵塞等问题。所以，寻找出烟气中最佳氧量是提高锅炉燃烧安全经济环保运行迫切需要解决的问题。

发明内容

本发明提供了一种火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法，以解决现有技术中机组正常运行锅炉烟气含氧量值较高，造成锅炉运行损失增加，风机电耗增加的技术问题。

为解决上述技术问题，本发明提供了如下技术方案：

一种火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法，包括：

对锅炉运行过程中的炉膛出口烟气中的CO气体含量进行监测；

通过不同机组负荷的试验，利用锅炉运行过程中烟气含氧量和CO含量的变化，结合机组运行能耗，确定机组负荷对应的最佳氧量，实现最佳氧量的控制。

进一步地，对锅炉运行过程中的炉膛出口烟气中的CO气体含量进行监测，包括：

在预设的监测点安装CO浓度测量装置；利用所述CO浓度测量装置对锅炉运行过程中的炉膛出口烟气中的CO气体含量进行监测。

进一步地，在预设的监测点安装CO浓度测量装置；利用所述CO浓度测量装置对锅炉运行过程中的炉膛出口烟气中的CO气体含量进行监测，包括：

在锅炉省煤器出口水平烟道加装CO浓度测量装置；

利用所述CO浓度测量装置，直接测得炉膛出口烟气中的CO气体含量。

进一步地，在预设的监测点安装CO浓度测量装置；利用所述CO浓度测量装置对锅炉运行过程中的炉膛出口烟气中的CO气体含量进行监测，包括：

在脱硝测量装置中增加CO浓度测量装置；

利用所述CO浓度测量装置测得脱硫系统净烟气侧的CO浓度；

将脱硫系统净烟气侧的CO浓度，根据脱硫系统净烟气侧氧量值和省煤器入口排烟氧量，换算成省煤器入口CO浓度。

进一步地，将脱硫系统净烟气侧的CO浓度，根据脱硫系统净烟气侧氧量值和省煤器入口排烟氧量，换算成省煤器入口CO浓度的换算公式为：

其中，C

进一步地，对锅炉运行过程中的炉膛出口烟气中的CO气体含量进行监测，还包括：

设置延迟时间和校正速率对CO气体含量的监测值进行校正，以避免CO气体含量的监测值大幅度变化引起的锅炉风量变化。

进一步地，所述机组运行能耗包括引风机电耗和尿素用量。

进一步地，确定机组负荷对应的最佳氧量，实现最佳氧量的控制，包括：

当机组负荷为300MW及以下时，设置对应的氧量为4％；

当机组负荷为350MW时，设置对应的氧量为3.2％；

当机组负荷为400MW时，设置对应的氧量为2.6％；

当机组负荷为450MW时，设置对应的氧量为2.0％；

当机组负荷为500MW时，设置对应的氧量为1.8％；

当机组负荷为550MW时，设置对应的氧量为1.5％；

且在启停机负荷低于300MW时，氧量校正采用手动方式进行控制。

本发明提供的技术方案带来的有益效果至少包括：

本发明通过试验，将锅炉氧量校正逻辑进行了优化修改，并投入自动使用，减轻了运行人员劳动强度，提高了调节精度。以燃烧产生的CO浓度来判断并控制锅炉最佳氧量，将无法直观判断氧量是否合适、摸索调节，变成了可具体化、精细化的调整，在不影响安全的前提下，大大提高了锅炉运行的经济性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例提供的火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法的执行流程示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

第一实施例

本实施例提供了一种火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法，如图1所示，该火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法包括：

S1，对锅炉运行过程中的炉膛出口烟气中的CO气体含量进行监测；

S2，通过不同机组负荷试验，利用锅炉运行过程中烟气含氧量和CO含量的变化，结合机组运行能耗确定机组负荷对应的最佳氧量，实现最佳氧量控制。

本实施例通过试验，将锅炉氧量校正逻辑进行了优化修改，并投入自动使用，减轻了运行人员劳动强度，提高了调节精度。以燃烧产生的CO浓度来判断并控制锅炉最佳氧量，将无法直观判断氧量是否合适、摸索调节，变成了可具体化、精细化的调整，在不影响安全的前提下，大大提高了锅炉运行的经济性。

第二实施例

本实施例结合具体的应用场景来说明本发明的火电厂锅炉燃烧最佳氧量节能控制优化方法的实现过程，本实施例着重介绍了大唐淮南洛河发电厂630MW超临界锅炉在实际运行过程中，锅炉氧量根据燃煤锅炉参数设计范围使用，氧量明显偏大，通过不同负荷段的试验，利用锅炉运行过程中烟气含氧量和CO含量的变化，确定机组负荷对应最佳氧量，实现最佳氧量的控制，从而降低各种损失，提高机组经济性安全性，实现锅炉安全节能运行。

一、现状分析：

目前大唐淮南洛河发电厂三期两台630MW级别的机组，不同负荷对应的氧量设定值不合理，导致氧量校正一直在手动状态下运行。各运行人员对锅炉最佳氧量的调节一直没有统一标准，仅靠经验进行控制。这就会增加不必要的经济损失，同时很有可能影响到锅炉燃烧的安全。经调研发现，集团公司有很多电厂对最佳氧量控制都没有确切的参考标准，氧量的控制大多数也是凭借着经验，或直接维持在4％～6％的范围内。而在炉膛出口对燃烧产生的CO也很少有具体的测点，可以说通过CO浓度来分析并控制锅炉最佳氧量是一个真空区。

二、研究内容：

1、锅炉、脱硝的型式

大唐淮南洛河电厂三期采用两台SG-1918/25.4-M968型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，锅炉采用单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、П型露天布置，配备了6台ZGM113N型中速磨煤机，采用冷一次风机正压直吹式制粉系统。锅炉燃烧方式采用从阿尔斯通能源公司引进的摆动式四角切圆燃烧技术—LNCFS-Ⅲ(低NOx同轴燃烧系统)型燃烧设备。

SCR烟气脱硝布置在锅炉省煤器与空预器之间，脱硝反应器位于送风机与一次风机的上方。SCR脱硝装置采用蜂窝式催化剂，按照“2+1”模式布置，反应器安装吹扫装置，采用声波吹灰器。

SCR烟气脱硝装置主要由尿素供应系统、尿素溶解系统、热解炉、催化剂、反应器等组成。尿素颗粒经斗式提升机输送到尿素颗粒仓，再经过中间储仓送到溶解罐里。除盐水将干尿素溶解成55％质量浓度的尿素溶液，再通过尿素溶液混合泵送到尿素溶液罐里。尿素溶液通过循环泵在计量分配模块和尿素罐之间不断循环。

尿素溶液在热解炉内蒸发为氨气，热解炉出口的空气/氨气混合物经母管送入各分支管，分支管内的混合气体经氨注射栅格喷入烟道内与烟气充分混合，流入催化反应器。当反应温度达到一定后，与氨气充分混合的烟气气流流经SCR反应器的催化层，氨气与NOX发生催化还原反应，将NOX还原为无害的N2和H2O。

2、脱硝基本技术及概念

1)NOx生成的基本原理

在煤的燃烧过程中，NOx的生成量和排放量与燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等密切相关。燃烧形成的NOx可分为燃料型、热力型和快速型3种。其中快速型NOx生成量很少,可以忽略不计。

(1)热力型NOx，指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx。当炉膛温度在1350℃以上时，空气中的氮气在高温下被氧化生成NOx，当温度足够高时,热力型NOx可达20％。过量空气系数和烟气停留时间对热力型NOx的生成有很大影响。

(2)燃料型NOx，指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解，继而进一步氧化而生成NOx。其生成量主要取决于空气燃料的混合比。燃料型NOx约占NOx总生成量的75％～90％。过量空气系数越高,NOx的生成和转化率也越高。

(3)快速型NOx，指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成NOx。主要是指燃料中碳氢化合物在燃料浓度较高的区域燃烧时所产生的烃,与燃烧空气中的N2发生反应，形成的CN和HCN继续氧化而生成的NOx。在燃煤锅炉中，其生成量很小，一般在燃用不含氮的碳氢燃料时才予以考虑。

在这三种形式中，快速型NOx所占比例不到5％；在温度低于1300℃时，几乎没有热力型NOx。对常规燃煤锅炉而言，NOx主要通过燃料型生成途径而产生。控制NOx排放的技术指标可分为一次措施和二次措施两类，一次措施是通过各种技术手段降低燃烧过程中的NOx生成量；二次措施是将已经生成的NOx通过技术手段从烟气中脱除。

降低NOx排放主要有两种措施。一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。

2)低NOx燃烧技术

锅炉燃烧调整的基本要求：(1)着火、燃烧稳定，蒸汽参数满足机组运行的要求；(2)减少不完全燃烧损失和排烟损失，提高燃烧的经济性；(3)保护水冷壁、过热器、再热器等受热面的安全，不超温超压，不发生高温腐蚀；(4)减少SOx、NOx的排放量。

燃烧过程的风量调节最佳状态：(1)烟气的含量量在合格范围；(2)炉膛燃烧正常稳定，具有金黄色的光亮火焰，并均匀地充满炉膛；(3)烟囱烟色呈淡灰色；(4)蒸汽参数稳定，两侧烟温差小；(5)有较高的燃烧效率。

为了控制燃烧过程中NOx的生成量所采取的措施原则为：(1)降低过量空气系数和氧气浓度，使煤粉在缺氧条件下燃烧；(2)降低燃烧温度，防止产生局部高温区；(3)缩短烟气在高温区的停留时间。低NOx燃烧技术主要包括：低过量空气系数、空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环、低NOx燃烧器。

锅炉良好燃烧应具备的条件：(1)煤种与炉型及燃烧器应相匹配；(2)供给燃料完全燃烧所必须的空气量；(3)维持适当高的炉膛温度；(4)合理一、二次风配比及良好的炉内空气动力场；(5)合格的煤粉细度及浓度；(6)合理的燃烧器组合。

3)烟气脱硝技术

大唐淮南洛河电厂三期烟气脱硝采用选择性催化还原法，还原剂为尿素，其催化剂工作温度范围是290℃～420℃之间。主要控制锅炉总排口折氧后N0x不超过50mg/Nm

当催化剂效率和氨逃逸率一定的情况下，SCR区进口NOx的浓度就直接决定了喷氨量的多少，而喷氨量又直接决定了电加热器电流的大小。当氧量控制过高时，SCR区进口NOx的浓度必然会上涨，喷氨量也随之上升，同时电加热器的耗电量也会增加。锅炉总排口折算后NOx由于氧量的增加折算值随之增大，若要维持同样的折算后NOx浓度，就必然要降低总排口折算前的NOx浓度，这又是使得喷氨量和电加热耗电量增加的一个因素。因此控制合适的氧量对脱硝系统的经济运行起着重要的影响。

4)引风机型式

大唐淮南洛河电厂6号炉引风机采用静叶可调变频调节轴流风机，正常运行时引风机静叶全开，利用变频器调节引风机转速控制风机出力，维持炉膛负压正常。

表1引风机设备规范及特性参数

表2引风机电机参数

3、氧量对锅炉安全及经济运行的影响

1)氧量对锅炉安全运行的影响

氧量过高或者过低都会影响到锅炉的安全运行。

氧量过高，当锅炉体积容量一定时，炉内燃烧产生的烟气流速会增加，这会使得锅炉内受热面磨损程度更加严重，特别是烟气走廊及受热面拐角处，长期的磨损甚至会造成受热面变薄，承温承压能力变弱，最终形成泄露事故；氧量过高时，烟气量的增加会使对流换热增加，从而导致过热汽温、再热汽温上升，甚至会造成管壁温度超限事故的发生；氧量过高会使送风机和引风机电流增大，送、引风机电耗、锅炉排烟热损失增加；当机组在低负荷运行时，炉内热负荷及温度较低，过大的风量会使炉内燃烧不稳，甚至出现“吹灭”的风险。

氧量过低时，机械及化学不完全燃烧量增加，导致烟道、空预器、电除尘、引风机轴承等处集聚可燃物，增加了二次燃烧的可能性，特别是区部漏风时，当有足够浓度的氧气、温度、可燃物三个条件同时满足时，即产生了二次燃烧；炉内缺氧燃烧，会使还原性气体增加，使炉内结焦更加严重，威胁锅炉的安全运行；当氧量过低时，炉内燃烧处于缺氧状态，燃烧工况恶化，使燃烧不稳。

2)氧量对锅炉经济运行的影响

氧量的高低主要影响锅炉机械不完全燃烧损失、化学不完全燃烧损失、排烟损失和送引风机电耗。

当锅炉处于缺氧状态运行时，增加氧量会使机械不完全燃烧减小，当此损失达到最低时，氧量的增加反而会使机械不完全燃烧损失增加；化学不完全燃烧损失随着氧量的增加而减小；排烟损失随着氧量的增加而增加；送引风机电耗也随着氧量的增加而增加。因此控制合适的氧量才能使机械、化学不完全燃烧损失及送、引风机增加的电耗之和达到最小。

可以看出，氧量的控制对锅炉的安全及经济运行有着深远的影响，确定合适的氧量也成为研究锅炉运行的一项重大项目。

4、通过CO浓度确定合适氧量的分析

常规锅炉运行风量一般根据设计煤种或机组投产燃烧试验确定的风煤比曲线调整，采用氧量曲线校正，在当前大力开展深度配煤掺烧情况下，燃用的煤种偏离设计煤种或制粉系统运行工况发生变化时，锅炉不同出力对应的运行氧量值就会失去参考意义。另外，由于氧量测点一般位于预热器烟气入口，该处烟道截面较大，存在气体成分分层现象，且受烟道漏风的影响，氧量值容易失准；同时即使总风量控制在最佳值，但由于其他原因造成的锅炉局部欠火或燃烧恶化也难以被及时发现。为了改善上述情况，应在炉膛出口安装CO表，采用O

通过研究表明只有炉内出现欠风缺氧现象，过量空气系数接近于零时才会有明显的CO产生，且CO浓度受烟道漏风的影响很小，当燃烧处于最佳状态时，烟气中CO含量一般为0-50mg/m

要求运行中省煤器入口排烟CO浓度小于200mg/m

其中，C

5、试验过程及分析

1)机组负荷560MW的试验过程

统计机组负荷560MW时，省煤器出口氧量分别为2.2％、1.7％和1.4％时，对应的机组运行能耗结果，如下表所示：

表3 SG-1918/25.4-M968型锅炉560MW变氧量调整结果

从表中看出，560MW负荷下，省煤器出口氧量在1.4％时，对应的CO值为128mg，锅炉总风量最合适，A/B两台引风机电流分别减小45/57A

A引风机节省功率P＝1.73×6×45×0.95＝443.7kw

B引风机节省功率P＝1.73×6×57×0.95＝562.1kw

A+B引风机一小时节电443.7+562.1＝1005.8kw

目前每天机组在560MW负荷段运行时间为4个小时

一天引风机节电1005.8×4＝4023.2kw

脱硝喷氨量一小时少用445-274＝171L

一天脱硝节省尿素溶液171×4＝684L

尿素溶液浓度为55％，折成尿素684×55％＝0.376t

一顿尿素按市场价2500元0.376×2500＝917.5元

一年按机组运行300天，上网电价0.3元计算

引风机年节电1005.8×300×0.3＝9.0522万元

尿素节约917.5×300＝27.525万元

2)机组负荷500MW的实验过程

统计机组负荷500MW时，省煤器出口氧量分别为3.2％、2.1％、1.75％时，对应的机组运行能耗结果，如下表所示：

表4 SG-1918/25.4-M968型锅炉500MW变氧量调整结果

从表中看出，500MW负荷下，省煤器出口氧量在2.1％时，对应的CO值为54mg，锅炉总风量最合适，A/B两台引风机电流分别减小73/62A

A引风机节省功率P＝1.73×6×73×0.95＝719.8kw

B引风机节省功率P＝1.73×6×62×0.95＝611.4kw

A+B引风机一小时节电719.8+611.4＝1331.2kw

目前每天机组在500MW负荷段运行时间为13个小时

一天引风机节电1331.2×13＝17305.6kw

脱硝喷氨量一小时少用506-341＝195L

一天脱硝节省尿素溶液195×13＝2535L

尿素溶液浓度为55％，折成尿素2535×55％＝1.394t

一顿尿素按市场价2500元1.394×2500＝3485元

一年按机组运行300天，上网电价0.3元计算

引风机年节电17305.6×300×0.3＝155.7504万元

尿素节约3485×300＝104.55万元

3)机组负荷450MW的试验过程

统计机组负荷450MW时，省煤器出口氧量分别为2.8％、1.95％时，对应的机组运行能耗结果，如下表所示：

表5 SG-1918/25.4-M968型锅炉450MW变氧量调整结果

从表中看出，450MW负荷下，省煤器出口氧量在1.95％时，对应的CO值为62.9mg，锅炉总风量最合适，A/B两台引风机电流分别减小38/31A

A引风机节省功率P＝1.73×6×38×0.95＝374.7kw

B引风机节省功率P＝1.73×6×31×0.95＝305.7kw

A+B引风机一小时节电374.7+305.7＝680.4kw

目前每天机组在450MW负荷段运行时间为7个小时

一天引风机节电680.4×7＝4762.8kw

脱硝喷氨量一小时少用226-191＝35L

一天脱硝节省尿素溶液35×7＝245L

尿素溶液浓度为55％，折成尿素245×55％＝0.135t

一顿尿素按市场价2500元0.135×2500＝337.5元

一年按机组运行300天，上网电价0.3元计算

引风机年节电4762.8×300×0.3＝42.865万元

尿素节约337.5×300＝10.125万元

三、实践成效

利用大唐淮南洛河电厂6号机组试验可以看出，当控制脱硫净烟气侧CO在100±50mg/Nm

9.05+27.525+155.75+104.55+42.87+101.125＝440.87万元

如果再加上减小排烟损失所获得的效益，实际所得的利润将更高。而在试验过程中，飞灰含碳量及灰渣含碳量基本保持在1.5％和5.5％左右，即不完全燃烧损失并未发生变化。通过此方式来确定锅炉氧量可有效避免风量过大造成不必要的经济损失，同时对锅炉的安全运行也起到了一定的作用。

根据以上试验，对大唐淮南洛河电厂氧量校正逻辑做以下修改：

原负荷与氧量的函数关系由：0MW→7.2；

180MW→7.2；

450MW→4.1；

600MW及以上→3.8；

修改后为：300MW及以下→4；

350MW→3.2；

400MW→2.6；

450MW→2.0；

500MW→1.8；

550MW及以上→1.5；

说明：大唐淮南洛河发电厂三期机组正常均在300MW以上运行，而在启停机负荷低于300MW时，氧量校正在手动方式进行控制，以适应锅炉燃烧的需要。

氧量校正热控逻辑修改后，可以看出不同负荷对应的氧量大幅度降低了。修改以前的氧量校正逻辑根本没有实际使用价值，氧量校正也一直在手动状态下进行控制。当送风机动叶在自动状态时，手动调节氧量校正0～100％，可以改变±600t/h的送风量，以便运行人员合理的控制锅炉氧量。风量的控制主要还是跟踪总煤量。这样的调节方式只能维持固定的风煤比，仍需要运行人员手动增减氧量校正，才能调节出合适的锅炉氧量。因个人操作习惯及水平的差异，必然不可能将锅炉氧量时时控制在合理的范围内；并且在升降负荷的过程中，频繁去手动调节氧量校正，也大大增加了运行人员的操作量。

经过此次试验，已经得出不同负荷下对应的最佳氧量，并将氧量控制逻辑进行了修改，当送风机动叶投入自动后，可直接将氧量校正也投入自动，由系统自动控制合理的锅炉风量。此次逻辑的修改，将不同负荷对应的氧量主要取值在300～550MW及以上的范围内，充分利用了此8点的函数关系，将变化关系取密，这样更有利于在常用负荷下使锅炉氧量控制更加精确。而在0～300MW负荷时，几乎是启停机才会遇到，此时送风机动叶都是在手动状态下控制的，无需使用到氧量校正；即使是事故处理甩负荷至300MW以下，氧量校正自动维持4％的锅炉氧量，也能满足锅炉燃烧需要了。

对氧量校正逻辑进行修改，并投入自动使用，在使用阶段，可参考脱硫净烟气侧CO浓度值，若偏离20～200mg/Nm

此次研究主要利用燃烧产生CO浓度的大小来控制锅炉氧量，并用大唐淮南洛河发电厂三期6号机组进行试验。研究表明：当脱硫净烟气侧CO浓度在20～200mg/Nm

通过试验，将锅炉氧量校正逻辑进行了优化修改，并投入自动使用，减轻了运行人员劳动强度,提高了调节精度。以燃烧产生的CO浓度来判断并控制锅炉最佳氧量是一项十分可行的技术，它将无法直观判断氧量是否合适、摸索调节，变成了可具体化、精细化的调整，在不影响安全的前提下，大大提高了锅炉运行的经济性。同时直观的计算出引风机电耗和尿素用量每年节约的费用，仅这两项在不增加任何投资的情况下,每年便节约了约440.87万元/年。

需要说明的是，以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，尽管已描述了本发明优选实施例，但对于本技术领域的技术人员来说，一旦得知了本发明的基本创造性概念，在不脱离本发明所述原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明实施例范围的所有变更和修改。