CN105953259B - 燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供的燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化方法，包括以下步骤：对制粉系统运行优化调整；对燃烧系统运行优化调整；对脱硝系统运行优化调整；对燃煤锅炉NOx排放控制与SCR脱硝系统氨逃逸控制耦合优化调整，结合炉膛水冷壁近壁区还原性气氛分布特征和脱硝氨逃逸情况,确定不同负荷下燃煤锅炉最佳运行氧量范围和最佳氧量运行范围内燃尽风喷口的最佳开度范围；确定不同负荷下脱硝系统最优脱硝效率范围。本发明提供的三个系统运行协同优化方法是将锅炉系统与脱硝系统看作一个大系统，从大系统的角度解耦三个系统之间的相互关联和影响，优化得到大系统最经济、安全的运行方式。

Description

燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化方法
技术领域
本发明属于电力生产工艺技术领域，具体涉及一种燃煤电站锅炉燃烧、制粉系统与脱硝系统运行协同优化方法。
背景技术
我国燃煤发电机组运行具有“煤质多变、参与调峰、负荷范围宽、排放要求高”的特点。多煤种、宽负荷的运行方式不仅影响机组的性能指标，而且给设备安全稳定运行带来了诸多问题，安装SCR烟气脱硝装置后，这些问题更为突出。
SCR烟气脱硝技术虽在国外已被广泛应用，但在国内尚处于起步阶段。已建和在建烟气脱硝工程均由国内大型锅炉厂或环保公司总承包，技术从国外引进。由于当初技术引进方将主要精力集中在市场和工程建设上，无暇顾及引进技术的本土化吸收及优化,投产脱硝装置尚不能完全适应我国燃煤发电机组的运行特点，在整体设计、设备安装及运行方面尚存在诸多问题。
燃煤发电机组安装脱硝装置后，由于脱硝系统设计不当、喷氨控制不合理，脱硝出口氨逃逸较高，空预器堵塞问题十分突出。为了满足NOx排放要求，在脱硝效率不达标、氨逃逸严重的情况下，或低氮燃烧技术改造不达标的情况下，运行人员采取降低运行氧量、增大燃尽风量的方式控制脱硝入口NOx浓度，以期改善脱硝喷氨量，降低氨逃逸，但由此导致炉膛主燃区和还原区严重缺氧，水冷壁高温腐蚀十分严重。空预器堵塞和水冷壁高温腐蚀已成为安装脱硝装置后机组运行的两大难题，严重危及机组的安全经济运行。
导致空预器堵塞和水冷壁高温腐蚀的主要原因主要包括：
第一，锅炉系统出口(省煤器出口)烟气流场、组分浓度场与脱硝系统整流导流装置和反应器结构设计不匹配。
反应器中流动均匀性对喷氨量的分布、NH3/NOx的混合有重要影响，是SCR装置设计和运行中的重点和难点。在脱硝反应器及内部导流板设计时，脱硝系统入口边界条件一般按均等设置，即烟气流场和组分浓度场分布均匀，而实际运行过程中脱硝系统入口边界条件不仅非均等，且受锅炉系统运行影响而多变。设计边界条件与实际边界条件的差异导致不同运行条件下(负荷、磨组方式、配风方式等)脱硝反应器内流场差异性较大，并不能达到设计标准，运行过程中若不能及时调整，系统脱硝效率降低、喷氨量增大、排放超标、氨逃逸量增加，会导致空气预热器堵塞，严重影响机组安全稳定运行。目前，关于脱硝系统优化调整过程中，并没有考虑锅炉系统运行工况的差异对脱硝系统的影响，亦未针对锅炉开展适应脱硝运行的调整工作。
第二，锅炉低氮燃烧系统NOx排放控制与脱硝系统性能不匹配。
燃煤锅炉NOx控制技术分低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术。低NOx燃烧技术主要是通过空气分级或燃烧器径向分级方式设法营造缺氧富燃料的燃烧区域抑制燃烧过程中NOx的生成，同时还原部分已生成的NOx。烟气脱硝技术主要通过喷射氨、尿素等还原剂，在催化剂的作用下将炉膛内部生成的NOx还原为N2。目前，国内新建和现役的大型燃煤发电机组均同时采用上述两种技术控制NOx排放。在运行过程中，当脱硝系统低于设计值，NOx排放达不到环保要求时，若采用增大喷氨量的方式降低NOx排放，虽可达到排放要求，但脱硝出口NH3逃逸会显著增高，对后续设备(空预器、除尘器及风机)造成严重影响。若采用控制锅炉运行氧量的方式降低脱硝入口NOx浓度，此做法虽可在不提高氨逃逸的情况下控制NOx排放，但炉膛主燃区在过低氧量条件下运行，会出现高温腐蚀的问题。
当低氮燃烧技术性能指标低于设计值时，若要NOx排放达标SCR脱硝系统需在接近或高于设计效率的条件下运行，此时若脱硝系统喷氨分布合理、流场分布均匀、脱硝系统出口NOx和NH3分布均匀，则脱硝出口氨逃逸可以满足低于3ppm设计值，若脱硝系统运行不合理且效率高于设计值，脱硝系统出口氨逃逸将极高。若采用进一步降低运行氧量或增大燃尽风风量的方式控制脱硝入口NOx浓度，会导致炉膛主燃区在过低氧量下运行，出现高温腐蚀问题。
综上可知，目前大型燃煤发电机组均同时采用低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术控制NOx排放，安全经济有效控制NOx排放需低氮燃烧技术与SCR脱硝技术高度协调运行，不同机组存在一个最佳的运行方式。因此，如何协同优化脱硝系统与锅炉低氮燃烧系统的运行，对经济安全可靠地控制NOx排放，及有效控制氨逃逸防止空预器堵塞和高温腐蚀具有重要的意义。
第三，脱硝系统喷氨量的分布与烟道内流场和组分浓度场分布不匹配。
目前，脱硝系统喷氨门均为手动门，无法在线时时调整，当脱硝入口边界条件变化时，就地喷氨门无法随着烟道内烟气流场、组分浓度场的变化而调整，由此导致脱硝系统喷氨量的分布与烟道内流场和组分浓度场分布不匹配，出现局部区域NH3过量，其它区域NH3不足的现象，经催化剂层后脱硝出口出现局部区域NH3逃逸浓度极高的现象。
关于锅炉燃烧系统、制粉系统及脱硝系统的单系统优化调整，国内外已有大量研究。
专利(201410100354.3、201410020138.8)提出了切圆燃烧锅炉和W火焰锅炉SCR脱硝系统脱硝运行方法，采用数值模拟的方法建立锅炉三维数值模型，分析SCR脱硝系统入口流动和NOx分布的均匀性和偏差，并以此为边界条件，模拟分析SCR脱硝系统流动和NH3/NOx分布的均匀性和偏差，结合脱硝出口NOx和NH3浓度测量值，给出喷氨流量和位置的优化方案。专利(201310405144.0)提出了一种SCR脱硝系统现场运行优化方法，该方法亦基于数值模拟手段，通过测量脱硝系统入口真实边界条件，优化脱硝系统的运行参数。专利(201110043604.0)提出了一种基于试验测试的SCR烟气脱硝系统的优化调整方法，通过测量脱硝反应器出口NOx和O2的浓度分布，计算截面NOx分布的不均匀度，然后调整喷氨门，依此反复计算、调整直至不均匀度达到15～30％。专利(201110209347，201310493039.7)提出了一种脱硝系统中喷氨与烟气流场匹配的喷氨装置参数优化方法，通过构建氨氮相对浓度偏差与喷氨装置几何设计参数的关系，建立优化模型，优化计算最小浓度偏差时喷氨装置的几何参数。专利(201310329161.0)提出了一种基于SCR脱硝系统实时动力学参数的优化方法，通过测量NO反应的表观反应速率，建立SCR反应的控制模型，通过数值模拟计算的方法优化脱硝系统的效率。专利(201310405144.0、201410720745.5、)均基于CFD数值模拟提出一种SCR脱硝系统的优化调整方法。
综上可知，关于脱硝系统的优化方法有数值模拟和试验测量两种方法，但均未考虑锅炉运行变化导致的脱硝入口条件改变对脱硝性能的影响，仅仅针对脱硝系统静态开展优化。关于燃烧、制粉系统的优化调整均以机组经济性或安全性为优化目标，并不考虑脱硝系统安全经济运行，且优化过程中三个系统的优化调整是相互独立的，难以很好解决空预器堵塞和水冷壁高温腐蚀的问题。
发明内容
技术问题：本发明提供了一种燃煤锅炉制粉系统、燃烧系统与脱硝系统运行协同优化的方法，以克服现有技术中由于锅炉系统出口(省煤器出口)烟气流场、组分浓度场与脱硝系统整流导流装置和反应器结构设计不匹配，及脱硝系统喷氨量的分布与烟道内流场和组分浓度场分布不匹配导致的脱硝出口局部氨逃逸过高的问题，由于锅炉系统NOx排放控制与脱硝系统性能不匹配导致的锅炉低氧运行、燃尽风量过大带来的水冷壁高温腐蚀问题，以及锅炉系统运行状态与脱硝系统运行状态不同步导致的喷氨过量问题。
技术方案：本发明提供的燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化方法，包括以下步骤：
(1)对制粉系统运行优化调整，确保不同运行工况下制粉系统的各磨煤机出口各一次风粉管内风粉混合物的流速偏差在5％以内，煤粉浓度偏差在10％以内；
(2)对燃烧系统运行优化调整，使各支燃烧器煤粉着火距离相同，确保燃煤锅炉不同运行工况下省煤器出口SCR脱硝系统入口烟道截面上O2和NOx分布均匀；
(3)对脱硝系统运行优化调整，使不同运行工况下烟道内喷氨量与烟气量、NOx浓度分布相匹配，脱硝系统出口NOx分布均匀，脱硝出口烟道截面氨逃逸浓度降低到3ppm以下；
(4)对燃煤锅炉NOx排放控制与SCR脱硝系统氨逃逸控制耦合优化调整，结合炉膛水冷壁近壁区还原性气氛分布特征和脱硝氨逃逸情况，确定不同负荷下燃煤锅炉最佳运行氧量范围和最佳运行氧量范围内燃尽风喷口开度的最佳控制范围；确定不同负荷脱硝系统脱硝效率的最佳运行范围。
进一步的，所述燃煤锅炉制粉系统、燃烧系统与脱硝系统运行协同优化方法，包括以下步骤：
(1)制粉系统运行优化调整：在锅炉运行状态下，测量制粉系统的各台磨煤机不同运行工况下出口各一次风粉管内风粉混合物的流速和煤粉浓度；调整一次风粉管内风粉混合物的速度和煤粉浓度，确保不同运行工况下制粉系统的各台磨煤机出口各一次风粉管内风粉混合物的流速偏差在5％以内，煤粉浓度偏差在10％以内；
(2)燃烧系统运行优化调整：根据步骤(1)制粉系统的各台磨煤机不同运行工况下出口各一次风粉管内的流速和煤粉浓度沿炉膛宽度方向上的分布规律，以不同运行工况下省煤器出口截面O2和NOx分布均匀为调整目标，优化调整燃烧系统各支燃烧器的二次风配风量及配风方式，具体为：
(2.1)将同层各支燃烧器内二次风挡板调整到相同位置，测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，确定各支燃烧器煤粉着火距离；
(2.2)调整各支燃烧器外二次风挡板角度，测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，并调整使各支燃烧器煤粉着火距离相同；
(2.3)测量省煤器出口O2和NOx浓度沿炉膛宽度方向上的分布规律，测量受热面壁面温度沿炉膛宽度方向上的分布规律，通过调节二次风挡板和燃尽风喷口使O2和NOx浓度、受热面壁面温度沿炉膛宽度方向上的分布均匀；调节原则是：燃尽风量可调节时，调整该区域对应的燃尽风风量，燃尽风量不可调节时，增大燃烧器的二次风量，同时测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，并调整使各支燃烧器煤粉着火距离相同；
(2.4)重复步骤(2.1)-(2.3)，至燃煤锅炉不同运行工况下省煤器出口SCR脱硝系统入口截面的O2和NOx分布均匀；
(3)脱硝系统运行优化调整：脱硝系统喷氨量分布的优化调整，具体为：
(3.1)按网格法分别测量SCR脱硝系统喷氨管前烟道截面和催化剂层间的流速分布、NOx和O2浓度分布；
(3.2)若催化剂层流场在深度方向上偏差在10％以上，则脱硝系统导流板安装不合理，需进行导流板结构及安装位置的优化；具体步骤为：建立SCR系统的三维模型，以试验测得的脱硝系统入口流场作为数值模拟优化的边界条件，优化导流板结构和位置，使催化剂层深度方向上流场偏差小于10％；
(3.3)若催化剂层流场在深度方向上偏差小于10％，则依据SCR脱硝系统喷氨管前烟道截面和催化剂层间横截面的测量结果，调整各支喷氨管的喷氨量，使脱SCR脱硝系统出口NOx分布均匀，脱硝系统出口烟道横截面氨逃逸浓度降低到3ppm以下；
(3.4)改变机组负荷、磨组方式及烟气挡板等运行条件，采用网格法测量SCR脱硝系统出口NOx浓度分布的均匀性和NH3逃逸浓度，验证不同运行工况下的调整效果；
(4)燃煤锅炉NOx排放控制与SCR脱硝系统氨逃逸控制耦合优化调整：
(4.1)测量炉膛水冷壁近壁区烟气中CO、O2和H2S的浓度，按网格法测量省煤器出口SCR脱硝系统入口烟气中NOx、CO和O2浓度分布，按网格法测量SCR脱硝系统出口NOx浓度分布和NH3逃逸浓度；
(4.2)在某一负荷下，保证SCR脱硝系统出口NOx浓度值恒定，升高或降低运行氧量(即省煤器出口烟道O2浓度平均值)，使脱硝入口NOx浓度改变，建立运行氧量与水冷壁近壁区CO、O2和H2S浓度间的函数关系，建立运行氧量与SCR脱硝系统入口NOx浓度间函数关系，建立SCR脱硝系统入口NOx浓度与脱硝效率及氨逃逸浓度之间的函数关系；
(4.3)改变运行负荷，重复步骤(4.2)，建立不同负荷下运行氧量—炉膛水冷壁近壁区烟气组分(O2、CO和H2S)—脱硝入口NOx浓度—脱硝效率—脱硝出口最高氨逃逸浓度之间的函数关系；确定不同负荷下，燃煤锅炉与SCR脱硝系统最佳运行氧量范围；
(4.4)在最佳运行氧量范围内，改变燃尽风喷口的开度，建立燃尽风喷口开度—炉膛水冷壁近壁区烟气组分(O2、CO和H2S)—脱硝入口NOx浓度—脱硝效率—脱硝出口最高氨逃逸浓度之间的关系；确定不同负荷最佳运行氧量范围内，燃尽风喷口开度的最佳控制范围。
本发明还提供了一种燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化锅炉，包括炉膛水冷壁测点(15)、省煤器出口测点(16)、喷氨前测点(17)、喷氨后测点(18)、催化剂层间测点(19)、脱硝出口测点(20)；所述炉膛水冷壁测点(15)设于燃煤锅炉炉膛(1)水冷壁内侧，所述省煤器出口测点(16)设于燃煤锅炉省煤器(6)出口处，所述喷氨前测点(17)设于喷氨格栅或喷氨管(12)入口处，所述喷氨后测点(18)设于喷氨格栅或喷氨管(12)出口处，所述催化剂层间测点(19)设于SCR脱硝系统(9)的催化剂层(14)之间，所述脱硝出口测点(20)设于SCR脱硝系统(9)出口处。
作为改进，包括炉膛(1)、高温过热器(2)、高温再热器(3)、低温过热器(4)、低温再热器(5)、省煤器(6)、燃烧器(7)、燃尽风喷口(8)、SCR脱硝系统(9)、空气预热器(10)、导流板(11)、喷氨格栅或喷氨管(12)、整流格栅(13)、一组催化剂层(14)；所述炉膛(1)、高温过热器(2)、高温再热器(3)依次连接；所述低温过热器(4)、低温再热器(5)并联设置且位于高温再热器(3)出口；所述低温过热器(4)、低温再热器(5)后一次设有省煤器(6)和SCR脱硝系统(9)；所述燃烧器(7)、燃尽风喷口(8)设于炉膛(1)内；所述SCR脱硝系统(9)包括依次连接的喷氨格栅或喷氨管(12)、整流格栅(13)、一组催化剂层(14)；所述空气预热器(10)的热风入口与SCR脱硝系统(9)出口连接，其二次风入口与炉膛(1)的二次风入口连接；所述导流板(11)设于喷氨格栅或喷氨管(12)、整流格栅(13)之间。
有益效果：本发明提供的三系统协同优化方法是将锅炉系统(包含制粉和燃烧系统)与脱硝系统看作一个大系统，从大系统的角度解耦三个系统之间的相互关联和影响，优化得到大系统最经济、安全的运行方式。
具体而言，本发明相对于现有技术具有以下突出的优势：
(1)现有技术提出的优化方法主要针对单一系统而言，并未考虑系统间的耦合影响。然而，本发明提出的协同优化方法是将锅炉系统与脱硝系统看作一个大系统，从大系统的角度解耦锅炉与脱硝系统间的相互关联和影响。锅炉燃烧与制粉系统优化调整，不仅是提高锅炉运行的经济性和安全性，而且要为脱硝系统的安全稳定经济运行创造良好的入口边界条件。脱硝系统的优化调整，不仅仅是改善脱硝系统性能、提高脱硝效率，而是要综合考虑不同运行工况下炉膛高温腐蚀的情况及脱硝入口的边界条件，确定锅炉与脱硝系统安全经济运行的方式。
(2)现有技术提出的脱硝优化方法并不能解决因锅炉运行工况变化导致的喷氨不合理、脱硝出口NOx分布不均、局部氨逃逸过量的问题。然而，本发明提出的协同优化方法，首先通过对燃烧与制粉系统综合调整，在提高机组运行经济性的同时，改善脱硝入口边界条件，使不同运行条件下脱硝入口边界条件相似，从而解决不同运行工况下脱硝系统入口边界条件多边的问题。在燃烧、制粉系统调整的基础上，对脱硝系统进行喷氨门、控制逻辑等优化调整，使烟道内喷氨量分布与烟速和NOx浓度分布更匹配，改善脱硝出口NOx分布的均匀性，防止局部氨逃逸过量。
(3)本发明燃烧与制粉系统优化，是以改善脱硝入口边界条件作为优化目标，兼顾考虑机组运行的经济性和脱硝系统运行的安全性。本发明中的燃烧与制粉系统优化调整，不仅能提高锅炉运行的经济性和安全性，而且可为脱硝系统的安全稳定经济运行创造良好的入口边界条件，确保不同运行条件下脱硝入口烟气浓度分布相对均匀，烟气流速分布相似；同时，保证了脱硝入口NOx排放浓度合理(NOx浓度过高导致脱硝系统压力过大，氨逃逸严重；NOx浓度控制过低导致锅炉运行氧量较低，炉膛出现高温腐蚀)、脱硝系统性能最佳(即氨逃逸低、喷氨量少)。
(4)本发明脱硝系统优化是在燃烧与制粉系统优化调整的基础上展开的，是以改善脱硝出口NOx分布的均匀性和降低局部氨逃逸为目标，同时兼顾考虑锅炉运行的安全性。本发明中的脱硝系统的优化调整，不仅仅是改善脱硝系统性能，提高脱硝效率，使烟道内喷氨量分布与烟速和NOx浓度分布更匹配，改善脱硝出口NOx分布的均匀性，防止局部氨逃逸过量，而是要综合考虑不同运行工况下炉膛高温腐蚀的情况及脱硝入口的边界条件，确定锅炉与脱硝系统最佳协同安全经济运行的方式。
(5)本发明通过优化实现锅炉系统出口烟气流场、组分浓度场与脱硝系统整流装置和混合装置设计的匹配，锅炉系统NOx排放浓度与脱硝性能的匹配，烟气流速分布、NOx浓度分布与喷氨量分布的匹配，锅炉运行状态变化与喷氨量控制的匹配，使各系统达到最佳运行状态。
附图说明
图1是燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化锅炉的测点布置示意图；
图2是燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化方法的流程图；
图3是燃烧系统运行优化调整流程图；
图4是脱硝喷氨量分布优化调整的流程图；
图5是锅炉系统NOx排放控制与脱硝系统氨逃逸控制耦合优化控制流程图一；
图6是锅炉系统NOx排放控制与脱硝系统氨逃逸控制耦合优化控制流程图二；
图7a、7b、7c为调整前各台磨煤机各粉管粉量沿炉膛宽度方向上的分布图；
图8a、8b为调整前省煤器出口烟道横截面上O2浓度(图8a)和NOx浓度(图8b)场分布图；
图9a、9b为优化调整前脱硝系统出口烟道横截面NOx浓度(图9a)和NH3浓度(图9b)分布图；
图10a、10b为优化调整后脱硝系统出口烟道横截面NOx浓度(图10a)和NH3浓度(图10b)分布图；
图11a、11b为调整前炉膛水冷壁近壁区O2浓度(图11a)和H2S浓度(图11b)分布图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及创新点更加清晰说明，以下结合附图对本发明进行进一步详细阐述。应当理解，此处所描述的具体实施范例仅仅用以解释本发明，并不用于限制本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以互相组合。
燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化方法，见图2，该方法将锅炉系统与脱硝系统看作一个大系统，从大系统的角度解耦锅炉与脱硝系统间的相互关联和影响。
锅炉燃烧与制粉系统优化调整，不仅是提高锅炉运行的经济性和安全性，而且要为脱硝系统的安全稳定经济运行创造良好的入口边界条件。
脱硝系统的优化调整，不仅仅是改善脱硝系统性能、提高脱硝效率，而是要综合考虑不同运行工况下炉膛高温腐蚀的情况及脱硝入口的边界条件，确定锅炉与脱硝系统安全经济运行的方式。
具体包括以下步骤：
(1)制粉系统运行优化调整，具体涉及到热态一次风管煤粉混合物速度调整和磨煤浓度调平：在锅炉运行状态下，测量燃煤锅炉的各制粉系统的各台磨煤机不同运行工况下出口各一次风粉管内风粉混合物的流速和煤粉浓度；根据所述各制粉系统的各台磨煤机一次风粉管内的风粉混合物流速和煤粉浓度，结合机组燃用煤质的挥发份含量，调整一次风粉管内风粉混合物的速度和煤粉浓度，确保各制粉系统不同运行工况下出口各一次风粉管内风粉混合物的流速偏差在5％以内，煤粉浓度偏差在10％以内；
该步骤中风粉混合物速度和浓度测量方法可采用本领域中常用的方法，测量标准参见《电站磨煤机及制粉系统性能试验》(DL/T467-2004)；
(2)燃烧系统运行优化调整，见图3，具体涉及各层燃烧器二次风风量分配及配风方式的优化调整：根据步骤(1)不同运行工况下各制粉系统的各磨煤机出口一次风粉管内的流速和煤粉浓度沿炉膛宽度方向上的分布规律，以不同运行工况下省煤器出口(脱硝入口)截面O2和NOx分布均匀为调整目标，优化调整燃烧系统各支燃烧器的二次风配风量及配风方式，具体为：
(2.1)将同层各支燃烧器内二次风挡板调整到相同位置，测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，确定各支燃烧器煤粉着火距离；
(2.2)调整各支燃烧器外二次风挡板角度，测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，并调整使各支燃烧器煤粉着火距离相同；
(2.3)测量省煤器出口O2和NOx浓度沿炉膛宽度方向上的分布规律，测量受热面壁面温度沿炉膛宽度方向上的分布规律，通过调节二次风挡板和燃尽风喷口使O2和NOx浓度、受热面壁面温度沿炉膛宽度方向上的分布均匀；调节原则是：燃尽风量可调节时，调整该区域对应的燃尽风风量，燃尽风量不可调节时，增大燃烧器的二次风量，同时测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，并调整使各支燃烧器煤粉着火距离相同；
(2.4)重复步骤(2.1)-(2.3)，至燃煤锅炉不同运行工况下省煤器出口SCR脱硝系统入口截面的O2和NOx分布均匀；
完成步骤(1)和步骤(2)后，可保证锅炉在不同运行方式下脱硝系统入口烟气组分浓度场分布相对均匀，烟气流场分布相似；
(3)脱硝系统运行优化调整，见图4：脱硝系统喷氨量分布的优化调整，具体为：
(3.1)按网格法分别测量SCR脱硝系统喷氨管前烟道截面和催化剂层间的流速分布、NOx和O2浓度分布；
(3.2)若催化剂层流场在深度方向上存在较大偏差，由此可以断定脱硝系统导流板安装不合理，需进行导流板结构及安装位置的优化；具体步骤为：建立SCR系统的三维模型，以试验测得的脱硝系统入口流场作为数值模拟优化的边界条件，优化导流板结构和位置，使催化剂层深度方向上流场偏差小于10％；
(3.3)若催化剂层流场在深度方向上偏差小于10％，则依据SCR脱硝系统喷氨管前烟道截面和催化剂层间横截面的测量结果，调整各支喷氨管的喷氨量，使脱SCR脱硝系统出口NOx分布均匀，截面最高氨逃逸浓度不高于3ppm；
调整各喷氨管喷氨量涉及的烟气流量、NOx浓度，关系式为：
dmNH3＝(dpNOx,in-pNOx,out)×dQgas×β
dmNH3—烟道横截面微元的喷氨量,kg/h；
dpNOx,in—脱硝进口烟道截面微元内NOx浓度，mol/m3
pNOx,out—脱硝出口口NOx浓度，mol/m3
dQgas—脱硝进口烟道截面微元内的烟气量，kg/h
β—NH3与NOx浓度比。
(3.4)改变机组负荷、磨组方式及烟气挡板等运行条件，采用网格法测量SCR脱硝系统出口NOx浓度分布的均匀性和NH3逃逸浓度，验证不同运行工况下调整效果
(4)燃煤锅炉NOx排放控制与SCR脱硝系统氨逃逸控制耦合优化调整，见图5和6：
(4.1)测量炉膛水冷壁近壁区烟气中CO、O2和H2S的浓度，按网格法测量省煤器出口SCR脱硝系统入口烟气中NOx、CO和O2浓度分布，按网格法测量SCR脱硝系统出口NOx浓度分布和NH3逃逸浓度；
(4.2)在某一负荷下，保证SCR脱硝系统出口NOx浓度值恒定，升高或降低运行氧量(即省煤器出口烟道O2浓度平均值)，使脱硝入口NOx浓度改变，建立运行氧量与水冷壁近壁区CO、O2和H2S浓度间的函数关系，建立运行氧量与SCR脱硝系统入口NOx浓度间函数关系，建立SCR脱硝系统入口NOx浓度与脱硝效率及氨逃逸浓度之间的函数关系；
(4.3)改变运行负荷，重复步骤(4.2)，建立不同负荷下运行氧量—炉膛水冷壁近壁区烟气组分(O2、CO和H2S)—脱硝入口NOx浓度—脱硝效率—脱硝出口最高氨逃逸浓度之间的函数关系；确定不同负荷下，燃煤锅炉与SCR脱硝系统最佳运行氧量范围；
(4.4)在最佳运行氧量范围内，改变燃尽风喷口的开度，建立燃尽风喷口开度—炉膛水冷壁近壁区烟气组分(O2、CO和H2S)—脱硝入口NOx浓度—脱硝效率—脱硝出口最高氨逃逸浓度之间的关系；确定不同负荷最佳运行氧量范围内，燃尽风喷口开度的最佳控制范围。
现以一台600MW等级对冲燃烧锅炉为例对本发明作进一步的说明。
对冲燃烧锅炉，见图1，包括炉膛1、高温过热器2、高温再热器3、低温过热器4、低温再热器5、省煤器6、燃烧器7、燃尽风喷口8、SCR脱硝系统9、空气预热器10、导流板11、喷氨格栅或喷氨管12、整流格栅13、一组催化剂层14；炉膛1、高温过热器2、高温再热器3依次连接；低温过热器4、低温再热器5并联设置且位于高温再热器3出口；低温过热器4、低温再热器5后一次设有省煤器6和SCR脱硝系统9；燃烧器7、燃尽风喷口8设于炉膛1内；SCR脱硝系统9包括依次连接的喷氨格栅或喷氨管12、整流格栅13、一组催化剂层14；空气预热器10的热风入口与SCR脱硝系统9出口连接，其二次风入口与炉膛1的二次风入口连接；导流板11设于喷氨格栅或喷氨管12、整流格栅13之间。
优化过程中需要的试验测点，包括炉膛水冷壁测点15、省煤器出口测点16、喷氨前测点17、喷氨后测点18、催化剂层间测点19、脱硝出口测点20；炉膛水冷壁测点15设于燃煤锅炉炉膛1水冷壁内侧，省煤器出口测点16设于燃煤锅炉省煤器6出口处，喷氨前测点17设于喷氨格栅或喷氨管12入口处，喷氨后测点18设于喷氨格栅或喷氨管12出口处，催化剂层间测点19设于SCR脱硝系统9的催化剂层14之间，脱硝出口测点20设于SCR脱硝系统9出口处。
步骤1：在锅炉运行状态下，逐一测量每台磨煤机不同运行工况下出口各一次风粉管内风粉混合物的速度和煤粉浓度，测量结果见图7a、7b和7c所示。根据图7a、7b和7c中每台磨煤机各一次风粉管内的风粉混合物速度及煤粉浓度，结合机组燃用煤质的挥发份含量，调整一次风粉管内风粉混合物的速度和煤粉浓度，确保在不同运行工况下每台磨煤机出口各一次风粉管内风粉混合物的流速偏差不大于±5％，煤粉浓度偏差不大于±10％。
调整方法：首先，通过调整可调缩孔将每台磨煤机出口各根粉管内的风速调整均匀，然后，调整煤粉均流装置，调整各粉管内粉量，粉量调整后，再测量验证各粉管内风粉混合物的流速是否还均匀，否则做出微调。
步骤2：根据步骤1获得的各一次风粉管内风粉混合物的速度及煤粉浓度沿着炉膛宽度方向上的分布规律，以获得不同运行方式下省煤器出口(脱硝入口)截面O2和NOx分布均匀为目标，进行各支燃烧器二次风配风量及配风方式的优化调整。
将同层各支燃烧器内二次风挡板(或拉杆)调整到相同位置(300cm)，测量各支燃烧器轴向方向上烟气温度分布，确定各支燃烧器煤粉着火距离。
调整各支燃烧器外二次风叶片角度，经反复测量调整将各支燃烧器煤粉着火距离调整到相同位置。
测量省煤器出口O2和NOx浓度沿炉膛宽度方向上的分布规律，见图8a、8b所示，分析受热面壁面温度沿炉膛宽度方向上的分布规律，调整O2和NOx浓度低的区域对应炉膛前后燃尽风喷口，调整的原则是增大该区域燃尽风的风量，但要保证不升高炉膛出口NOx和CO浓度，当燃尽风喷口调整无效或没有调整余地时，微调该区域对应前后墙各支燃烧器，同时测量各支燃烧器出口轴向温度，保证对着火距离影响影响较弱。
将上述方式反复调整测量，直至锅炉省煤器出口SCR脱硝系统入口截面的O2和NOx分布均匀性满足预定要求。
改变磨组方式、机组负荷等运行方式，重复上述过程，直至锅炉在不同运行方式下省煤器出口SCR脱硝系统入口截面O2和NOx浓度分布均匀性满足预定要求。
经步骤1和步骤2调整后，不同运行工况下脱硝系统入口烟气组分浓度分布相对均匀，烟气流场分布相似；
步骤3：脱硝系统运行优化调整：
按网格法分别测量SCR脱硝系统喷氨管前、后烟道截面和催化剂层间某一深度上烟气流速的分布；
判断烟气流场在催化剂层深度方向和宽度方向的分布，若催化剂层深度方向上流场存在较大偏差，由此可以诊断脱硝系统导流板安装不合理，须进行导流板安装位置及角度的优化。本实例中催化剂层间深度方向上流场不存在偏差。
催化剂层间流场在深度方向上偏差不大，则在SCR系统出口烟道横截面上按照网格法测量NOx和NH3浓度场分布，见图9a和图9b。依据SCR系统喷氨管前和出口两个截面上测量结果，调整各支喷氨管的喷氨量，使脱SCR系统出口NOx分布均匀，截面任何区域氨逃逸浓度降低到3ppm以下；调整后SCR系统出口NOx和NH3浓度场分布，见10a和10b。
改变机组负荷、磨组方式及烟气挡板等运行条件，采用网格法测量SCR脱硝系统出口NOx浓度分布的均匀性和NH3逃逸浓度，验证不同运行工况下调整效果。
步骤4：燃煤锅炉NOx排放控制与SCR脱硝系统氨逃逸控制耦合优化调整：
测量炉膛水冷壁近壁区烟气中CO、O2和H2S的浓度，见图11a和图11b,按网格法测量省煤器出口SCR脱硝系统入口烟气中NOx、CO和O2浓度分布，按网格法测量SCR脱硝系统出口NOx浓度分布和NH3逃逸浓度；
依据水冷壁近壁区烟气组分测量结果，判断水冷壁是否存在发生高温腐蚀的风险，若存在高温腐蚀的风险，则运行氧量无法继续降低，此时的运行氧量应为最佳运行氧量区间的下限。同时判断脱硝出口氨逃逸是否过量，若按逃逸过量表明脱硝入口NOx超过脱硝系统的脱硝能力，此时的运行氧量应为最佳运行氧量区间的上限。
若锅炉不存在高温腐蚀的风险且脱硝出口氨逃逸亦不超标，则维持负荷恒定，升高或降低运行氧量(省煤器出口烟道O2浓度平均值)，改变脱硝入口NOx浓度，调整脱硝系统喷氨量，维持烟囱处NOx恒定，测量水冷壁近壁区CO、O2和H2S，测量锅炉效率和炉膛出口NOx浓度，测量脱硝出口NOx、NH3及脱硝效率。
如此反复测量调整，建立运行氧量与水冷壁近壁区CO、O2和H2S浓度间的函数关系，建立运行氧量与SCR系统入口NOx浓度间函数关系，建立SCR系统入口NOx浓度与脱硝效率及氨逃逸浓度之间的函数关系。
改变运行负荷，重复上述过程，建立不同负荷下运行氧量—炉膛水冷壁近壁区烟气组分(O2、CO和H2S)—脱硝入口NOx浓度—脱硝效率—脱硝出口最高氨逃逸浓度之间的关系，并确定不同负荷下，锅炉与脱硝系统最经济、安全的最佳运行氧量范围。
在最佳运行氧量范围内，改变燃尽风的开度，参照图5流程图，建立燃尽风开度—炉膛水冷壁近壁区烟气组分(O2、CO和H2S)—脱硝入口NOx浓度—脱硝效率—脱硝出口最高氨逃逸浓度之间的关系，确定不同负荷最佳运行氧量范围内，燃尽风开度的最佳控制范围。
经上述方法协同优化后，机组运行性能提升见表1。
表1
以上所述仅为本发明的较佳的实施例而已，并不用以限制本发明，凡本发明原则在内所做的任何修改、等同替换或改造等，均应包含在本发明的范围之内。

Claims (1)

1.燃煤电站锅炉系统与脱硝系统运行协同优化方法，其特征在于：包括以下步骤：
（1）制粉系统运行优化调整：在锅炉运行状态下，测量制粉系统的各台磨煤机不同运行工况下出口各一次风粉管内风粉混合物的流速和煤粉浓度；调整一次风粉管内风粉混合物的速度和煤粉浓度，确保不同运行工况下制粉系统的各台磨煤机出口各一次风粉管内风粉混合物的流速偏差在5%以内，煤粉浓度偏差在10%以内；
（2）燃烧系统运行优化调整：根据步骤（1）制粉系统的各台磨煤机不同运行工况下出口各一次风粉管内的流速和煤粉浓度沿炉膛宽度方向上的分布规律，以不同运行工况下省煤器出口截面O2和NOx分布均匀为调整目标，优化调整燃烧系统各支燃烧器的二次风配风量及配风方式，具体为：
(2.1)将同层各支燃烧器内二次风挡板调整到相同位置，测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，确定各支燃烧器煤粉着火距离；
(2.2)调整各支燃烧器外二次风挡板角度，测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，并调整使各支燃烧器煤粉着火距离相同；
(2.3)测量省煤器出口O2和NOx浓度沿炉膛宽度方向上的分布规律，测量受热面壁面温度沿炉膛宽度方向上的分布规律，通过调节二次风挡板和燃尽风喷口使O2和NOx浓度、受热面壁面温度沿炉膛宽度方向上的分布均匀；调节原则是：燃尽风量可调节时，调整该区域对应的燃尽风风量，燃尽风量不可调节时，增大燃烧器的二次风量，同时测量支各燃烧器出口轴向方向上烟气温度分布，并调整使各支燃烧器煤粉着火距离相同；
(2.4)重复步骤（2.1）-（2.3），至燃煤锅炉不同运行工况下省煤器出口SCR脱硝系统入口截面的O2和NOx分布均匀；
（3）脱硝系统运行优化调整：脱硝系统喷氨量分布的优化调整，具体为：
（3.1）按网格法分别测量SCR脱硝系统喷氨管前烟道截面和催化剂层间的流速分布、NOx和O2浓度分布；
（3.2）若催化剂层流场在深度方向上偏差在10%以上，则脱硝系统导流板安装不合理，需进行导流板结构及安装位置的优化；具体步骤为：建立SCR系统的三维模型，以试验测得的脱硝系统入口流场作为数值模拟优化的边界条件，优化导流板结构和位置，使催化剂层深度方向上流场偏差小于10%；
（3.3）若催化剂层流场在深度方向上偏差小于10%，则依据SCR脱硝系统喷氨管前烟道截面和催化剂层间横截面的测量结果，调整各支喷氨管的喷氨量，使脱SCR脱硝系统出口NOx分布均匀，脱硝系统出口烟道横截面氨逃逸浓度降低到3ppm以下；
（3.4）改变机组负荷、磨组方式及烟气挡板运行条件，采用网格法测量SCR脱硝系统出口NOx浓度分布的均匀性和NH3逃逸浓度，验证不同运行工况下的调整效果；
（4）燃煤锅炉NOx排放控制与SCR脱硝系统氨逃逸控制耦合优化调整：
（4.1）测量炉膛水冷壁近壁区烟气中CO、O2和H2S的浓度，按网格法测量省煤器出口SCR脱硝系统入口烟气中NOx、CO和O2浓度分布，按网格法测量SCR脱硝系统出口NOx浓度分布和NH3逃逸浓度；
（4.2）在某一负荷下，保证SCR脱硝系统出口NOx浓度值恒定，升高或降低运行氧量，使脱硝入口NOx浓度改变，建立运行氧量与水冷壁近壁区CO、O2和H2S浓度间的函数关系，建立运行氧量与SCR脱硝系统入口NOx浓度间函数关系，建立SCR脱硝系统入口NOx浓度与脱硝效率及氨逃逸浓度之间的函数关系；
（4.3）改变运行负荷，重复步骤（4.2），建立不同负荷下运行氧量—炉膛水冷壁近壁区烟气中的O2、CO和H2S的组分—脱硝入口NOx浓度—脱硝效率—脱硝出口最高氨逃逸浓度之间的函数关系；确定不同负荷下，燃煤锅炉与SCR脱硝系统最佳运行氧量范围；
（4.4）在最佳运行氧量范围内，改变燃尽风喷口的开度，建立燃尽风喷口开度—炉膛水冷壁近壁区烟气中的O2、CO和H2S的组分—脱硝入口NOx浓度—脱硝效率—脱硝出口最高氨逃逸浓度之间的关系；确定不同负荷最佳运行氧量范围内，燃尽风喷口开度的最佳控制范围。
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