一种火力发电机组锅炉深度调峰系统的制作方法

本发明属于火力发电
技术领域：
，具体涉及一种火力发电机组锅炉深度调峰系统。
背景技术：
：近年来，风、光等新能源上网比例逐渐扩大，同时煤电产能严重过剩，因此火电机组调峰的需求逐渐紧迫。燃煤机组具有较好的调峰性能，燃煤机组的灵活性改造势在必行，为此，国家出台了一系列相关政策，要求进一步挖掘燃煤机组的调峰潜力，提升我国火电机组的运行灵活性。机组深度调峰的能力在于锅炉和汽机在低负荷稳定运行的能力，其中最为关键的是锅炉低负荷燃烧稳定性能。锅炉生产厂商说明书说明的最低稳燃负荷是在燃用设计煤种条件下的稳燃负荷。当前发电企业为了降低成本，经常混配掺烧，燃用煤质偏离设计煤种，这不仅导致锅炉制粉系统的磨损和振动，而且降低锅炉燃烧稳定性，增加低负荷运行的风险。因此，如何在燃煤煤质偏离设计煤种情况下提高锅炉的低负荷燃烧稳定性能，从而实现深度调峰目标，是本发明需要解决的问题。技术实现要素：本发明通过锅炉燃烧智能检测系统采集系统参数，锅炉智能控制系统进行数据处理后寻优最优参数，指导制粉系统和锅炉燃烧运行，实现锅炉低负荷稳燃，从而实现机组深度调峰目的。一种火力发电机组锅炉深度调峰系统，其特征在于，通过锅炉燃烧智能检测系统对磨煤机出口煤粉管道内的煤粉浓度、流量、流速以及各煤粉管道的分配情况进行实时检测，对锅炉火焰区域进行实时检测，计算并显示炉膛火焰位置和形状，计算并监测炉膛结焦情况，通过基于神经元的先进控制模型进行计算并分析，给出最优控制参数设定值，从而提高锅炉深度调峰时低负荷稳燃性能，以所述最优控制参数设定值为指导，通过热控系统自动调整煤粉浓度、流量、流速以及各煤粉管道的分配，从而实现锅炉低负荷燃烧。进一步地，该系统包括风粉在线检测装置，所述风粉在线检测装置用来实时监测制粉系统煤粉管道煤粉参数，包括煤粉浓度、流量、流速以及各煤粉管道的分配情况，实现锅炉以单个燃烧器为基础的均衡高效燃烧。进一步地，该系统包括高精度热量检测装置，所述精度热量检测装置安装于燃烧器区域，用来实时监测燃烧器区域火焰，保证机组深度调峰时，锅炉低负荷工况下安全运行，同时实时检测燃烧器区域炉膛温度，以实现锅炉燃烧优化控制。进一步地，该系统包括制粉系统智能控制单元和磨煤机检测系统，所述制粉系统智能控制单元通过所述磨煤机检测系统在线获取的磨机状态参数、煤粉参数等信号，分析实际的粒径分布和燃烧器燃料分配量，给出制粉系统操作参数设定量。进一步地，该系统包括燃烧智能控制单元和智能燃烧在线检测系统，所述燃烧智能控制单元根据所述智能燃烧在线检测系统的实时测量数据，建立锅炉炉膛温度场和烟气成分分布场和速度场，采用基于神经元的先进控制模型实施燃烧控制优化，自动调整一次风、二次风、二次风/燃烬风比例等参数。本发明的有益效果为：能够在不采用投油等稳燃措施情况下，提高锅炉在30～100％bmcr负荷工况范围稳定燃烧能力，提高负荷增减速率平均值≥2％bmcr/min，不发生锅炉各受热面壁温超限报警；同时能够不受锅炉特性的时变，自适应调整控制参数，优化锅炉燃烧效率。具体实施方式本实施例主要用到以下设备：1.锅炉锅炉为hg-2210/25.4-ym16型一次中间再热、超临界压力变压运行，采用不带再循环泵的大气扩容式启动系统的直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置、紧身封闭。锅炉的启动系统为大气扩容式启动系统，内置式启动分离器布置在锅炉的前部上方，其进口为水平烟道侧墙出口和水平烟道对流管束出口连接管，下部与贮水箱相连。在最低直流负荷(30％bmcr)以下时，由水冷壁出来的汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽从分离器顶部引出到顶棚包墙和过热器中，分离下来的水经分离器进入贮水箱中，并经设置在贮水箱上的疏水管路排到扩容器中以维持贮水箱中的液面高度。锅炉制粉系统采用中速磨正压直吹式系统，每台炉配6台磨煤机，在5台磨煤机运行时能带满负荷(bmcr工况)。主燃烧器采用固定式，共设6层水平浓淡煤粉一次风喷口，四层分离型燃尽风室和8层辅助风室(8层辅助风室，其中aa层为托底直吹风)。其中分离型燃尽风室(sofa)采用水平摆动形式，可以调节燃烧火球在炉膛中的位置，并用于调节由于切圆燃烧产生的炉膛出口处烟温偏差。锅炉燃烧器共4只低nox墙式直流燃烧器采用四面墙布置、切圆燃烧，6台zgm113g-ii中速磨煤机配正压直吹制粉系统。燃烧器点火方式为：最低层#1磨为交流等离子直接点煤粉，#2磨煤机为微油点火方式，原设计点火油枪全部取消。其余层燃油两级点火，即由高能电火花点燃轻油，然后轻油点燃煤粉。2.汽轮机汽轮机设计额定功率为675mw，最大连续出力为725.49mw，阀门全开工况出力为730.78mw。该汽轮机采用复合变压运行方式，以适应空冷系统的特点和运行模式。汽轮机设计了780mm末级叶片，汽轮机具有七级非调整回热抽汽。给水泵为2×50％bmcr汽动给水泵，给水泵汽轮机工作汽源来自汽轮机四段抽汽，备用汽源来自汽轮机再热冷段蒸汽，汽源的切换由调节器自动控制完成。当主机功率小于40％tha负荷时给水泵汽轮机进行汽源切换。凝结水泵为2台100％容量凝结水泵，一台运行、一台备用，在60％-100％额定转速范围变频运行。轴封系统：450mw(实际运行在630mw)以上采用自密封方式，450mw以下轴封供汽切为再热冷段供给，当轴封再热冷段汽源压力不足时投入辅汽供轴封汽源。辅汽系统汽源有汽机四段抽汽、再热冷段、邻机、启动锅炉。机组正常运行期间，辅汽联箱由四段抽汽供汽，维持辅汽联箱压力0.8-1.3mpa，温度380℃。当抽汽压力低于0.8mpa时，由冷再向辅汽联箱供汽。3.热控系统dcs分散控制系统采用ovation3.6控制系统，该系统包含数据采集(das)、模拟量控制(mcs)、顺序控制(scs)、锅炉炉膛安全监控(fsss)、数字式电液调节系统(deh)、汽机旁路控制(bpc)、空冷系统(acc)、锅炉烟气脱硝scr区域控制、锅炉吹灰控制、锅炉除渣控制、辅机冷却水泵房控制等各项控制功能。本实施例的实施过程为，将在锅炉设定为负荷190mw/28.8％额定出力连续四小时，计算出最优化的控制参数，并以这些参数为依据，设定给煤量、给风量等参数，实现锅炉低负荷稳定运行。1.燃料本实施例实施过程中，将使用的煤质与近半年的煤质对比，确定两者近似。2020年上半年锅炉入炉煤的煤质化验结果见表1，试验期间锅炉入炉煤质化验结果见表2。表12020年上半年煤质记录表2深度调峰期间入炉煤质工业分析序号项目符号单位数值1全水分mar％8.62空气干燥基水份mad％3.753收到基灰分aar％31.684干燥无灰基挥发分vdaf％41.335固定碳cgd％43.96收到基低位发热量qnet.v.armj/kg17.158从以上两个表格可以看出，电厂锅炉燃用煤质2020年上半年相对比较稳定，2020年7月21日进行190mw/28.8％额定出力深度调峰时的煤质与上半年燃用煤质近似一致，在波动允许范围之内。2.锅炉锅炉于2020年7月21日12：00～16：00在负荷190mw/28.8％额定出力、主蒸汽流量579t/h、主汽压力16.05mpa、主汽温度546℃、再热汽温541℃、再热器压力1.18mpa、锅炉燃料量122t/h、总风量1446t/h工况下连续运行4小时。锅炉投入#22、#23、#24三层制粉系统运行，磨煤机出力分别为40.5t/h、40.6t/h、40.6t/h，磨煤机出口一次风温在60℃～91℃之间，煤粉在炉膛内着火、燃烧良好。磨煤机运行正常，无振动、磨辊碰磨现象。锅炉总体燃烧稳定，炉膛压力-60pa～-160pa，燃烧器火检持续、稳定，指示值大于70％锅炉给水压力16.60mpa，给水温度210.7℃，给水流量603.1t/h，锅炉纯干态运行。汽水分配均匀，水冷壁、过热器、再热器的壁温均在允许范围内，未出现超温现象，锅炉水动力工况正常、安全。脱硝装置入口烟气温度339.18℃～349.20℃，满足催化剂反应温度要求，脱硝装置能够正常投入使用。脱硝装置出口烟气的折算后的氮氧化物含量小时均值45.70mg/nm3，烟气排放达到环保指标。3.汽轮机机组发电负荷先由190mw上升至330mw，再由330mw下降至190mw。实施过程中机组为ccs协调控制方式，gv1、gv3、gv4高调门动作稳定无摆动。4.热控系统机组负荷由190mw升至198mw，其中190mw升至198mw时负荷变化率设为4mw/min，198mw升至264mw时负荷变化率设为4mw/min，264mw升至330mw时负荷变化率设为7mw/min。17:58:33至18:31:35进行agc降负荷试验，330mw降至264mw时负荷变化率设为7mw/min，264mw降至198mw时负荷变化率设为4mw/min，198mw降至190mw时负荷变化率设为4mw/min。当前第1页1 2 3 

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