亞臨界鍋爐熱水再循環(huán)系統(tǒng)提升SCR 入口煙溫的技術(shù)實(shí)踐

張永全

（國能浙江寧海發(fā)電有限公司，浙江 寧海 315600）

為了提高電網(wǎng)對(duì)可再生能源的消納，減少棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象的發(fā)生，煤電在電網(wǎng)中的作用由提供基礎(chǔ)電源逐漸向提供靈活可調(diào)電源轉(zhuǎn)換。煤電機(jī)組開展深度調(diào)峰，除了需要解決鍋爐低負(fù)荷燃燒穩(wěn)定性、供熱機(jī)組熱電解耦等問題，還要解決的一個(gè)關(guān)鍵問題是保障機(jī)組深度調(diào)峰期間脫硝裝置的全程投運(yùn)[1]。

當(dāng)機(jī)組深度調(diào)峰時(shí)，隨著鍋爐負(fù)荷的降低，脫硝裝置入口煙溫將降至300 ℃以下，為避免脫硝催化劑失去活性，脫硝裝置需要退出運(yùn)行，導(dǎo)致氮氧化物排放超標(biāo)，機(jī)組調(diào)峰中止。

當(dāng)前在火電燃煤機(jī)組實(shí)現(xiàn)深度調(diào)峰的大背景下，SCR 系統(tǒng)在超低負(fù)荷或全負(fù)荷下可否正常投入是燃煤電廠必須要面對(duì)和解決的重要問題。當(dāng)SCR 入口煙溫低于脫硝催化劑要求的最低溫度時(shí)，催化劑會(huì)有失效，NOx排放將提高超出國家環(huán)保要求，調(diào)峰運(yùn)行將受到嚴(yán)重制約，因此，針對(duì)深度調(diào)峰期間，脫硝裝置無法投入的機(jī)組，需要進(jìn)行提高脫硝裝置入口煙溫改造[2]。

目前，國內(nèi)外專家和學(xué)者提出了多種寬負(fù)荷脫硝改造的技術(shù)線路和方案，我國燃煤火電廠也結(jié)合自身機(jī)組設(shè)計(jì)特點(diǎn)和實(shí)際運(yùn)行參數(shù)狀態(tài)進(jìn)行了大量的寬負(fù)荷脫硝改造實(shí)踐，大部分電廠采用省煤器區(qū)域改造方案，省煤器煙氣側(cè)改造方案主要采用煙氣旁路技術(shù)，省煤器給水側(cè)改造方案包括省煤器給水旁路、省煤器熱水再循環(huán)、省煤器分級(jí)布置[3]。

為響應(yīng)國家號(hào)召，提高機(jī)組的上網(wǎng)競(jìng)爭(zhēng)力和盈利能力，浙江寧海發(fā)電廠開展了機(jī)組提高靈活性技術(shù)改造項(xiàng)目，實(shí)現(xiàn)機(jī)組負(fù)荷的深度調(diào)峰能力。結(jié)合機(jī)組設(shè)備狀態(tài)及機(jī)組運(yùn)行狀況，綜合評(píng)估多種方案的技術(shù)特點(diǎn)和電廠自身的現(xiàn)狀及煙溫提升的需求，寧海電廠4#爐確定采用熱水再循環(huán)方案，并于2022 年下半年實(shí)施了基于熱水再循環(huán)系統(tǒng)應(yīng)用的全負(fù)荷脫硝技術(shù)改造，實(shí)現(xiàn)了機(jī)組并網(wǎng)投運(yùn)SCR 的全負(fù)荷投運(yùn)脫硝目標(biāo)[2，4]。

1 工程背景及現(xiàn)狀

1.1 工程概況

寧海電廠一期4 號(hào)機(jī)組鍋爐型號(hào)SG-2028/17.5M908，鍋爐是亞臨界壓力、中間一次再熱、控制循環(huán)爐，噴燃器采用四角切圓方式，單爐膛Π 型露天布置，運(yùn)轉(zhuǎn)層以下采用緊身封閉，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，固態(tài)排渣。

1.2 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)

鍋爐的主蒸汽、再熱汽的壓力、溫度、流量與汽機(jī)廠生產(chǎn)的汽輪機(jī)參數(shù)相匹配。具體設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)

1.3 鍋爐現(xiàn)狀

目前電廠在并網(wǎng)前脫硝煙氣入口溫度在265 ℃左右，需要進(jìn)行提升煙氣溫度，保證機(jī)組并網(wǎng)前脫硝入口煙氣溫度在280 ℃以上，從而達(dá)到機(jī)組全負(fù)荷脫硝的目的。

原爐水循環(huán)泵設(shè)計(jì)參數(shù)見表2。

2 熱水再循環(huán)系統(tǒng)簡(jiǎn)介

2.1 設(shè)計(jì)原理

通過提高省煤器進(jìn)口水溫，減少省煤器傳熱溫壓，從而降低省煤器的換熱量，使省煤器出口（SCR 入口）煙氣溫度得到提升。熱水再循環(huán)系統(tǒng)概念設(shè)計(jì)如圖1所示。

圖1 省煤器給水旁路系統(tǒng)圖

熱水再循環(huán)管道系統(tǒng)配有電動(dòng)閘閥1 臺(tái)，流量計(jì)1 臺(tái)，手動(dòng)閘閥1 臺(tái)，止回閥1 臺(tái)，在原4B 爐水泵出口連接管上安裝電動(dòng)憋壓閥2 臺(tái)。

開啟熱水再循環(huán)管路閘閥，一部分熱水將從循環(huán)泵出口管路中被引出，直接進(jìn)入省煤器入口的給水管，相較改造前，隨著熱水流量增加，此時(shí)進(jìn)入省煤器的冷水溫度提高、減少了省煤器吸熱量，提高了脫硝入口煙溫。

若熱水再循環(huán)管路閘閥全開狀態(tài)下，煙溫依然未達(dá)到目標(biāo)值，則調(diào)整憋壓閥的開度，進(jìn)一步增大熱水再循環(huán)流量，以提高省煤器出口煙氣溫度。本方案熱水再循環(huán)管線中不設(shè)置調(diào)節(jié)閥，熱水流量調(diào)節(jié)靠閘閥的開度與循環(huán)泵出口新增的憋壓閥的開度來控制。

本系統(tǒng)各設(shè)備的狀態(tài)（流量，閥門開度，閥門的開、關(guān)狀態(tài)，等等）接入電廠的DCS 系統(tǒng)中，配置了相應(yīng)的流量計(jì)、流量變送器等，來實(shí)現(xiàn)與DCS 系統(tǒng)間信號(hào)與控制指令的傳輸和遠(yuǎn)程操作。

2.2 系統(tǒng)管路設(shè)計(jì)

熱水再循環(huán)管從4B 爐水泵出口的2 根連接管上接處分別引出，沿著工質(zhì)流動(dòng)方向分別布置再循環(huán)手動(dòng)閘閥、流量計(jì)、再循環(huán)電動(dòng)閘閥和再循環(huán)止回閥，最后接入省煤器入口主給水管道。同時(shí)在爐水泵出口連接管上設(shè)置電動(dòng)憋壓閥省煤器再循環(huán)管布置示意圖如圖2 所示。

圖2 熱水再循環(huán)系統(tǒng)管路布置模型圖

熱水再循環(huán)管路系統(tǒng)布置，充分考慮了現(xiàn)場(chǎng)空間位置及支吊生根等情況，同時(shí)考慮熱水流量，系統(tǒng)阻力的合理性。

熱水從4#爐的B 爐水泵的兩根出口管用φ194×20 mm 的管引出，經(jīng)三通匯合為φ245×24 mm 的管，依次連接手動(dòng)閘閥、流量測(cè)量裝置、電動(dòng)閘閥，在電動(dòng)閘閥后連接大小頭將管徑調(diào)整為φ273×32 mm 的管，隨后連接止回閥并接入省煤器進(jìn)口給水管道。

在管路布置及選型過程中不僅考慮性能及工藝需求，同時(shí)也應(yīng)考慮管系的柔性及應(yīng)力安全。新增的管路會(huì)影響原有管路，還需結(jié)合原有的平臺(tái)空間，鋼結(jié)構(gòu)，所以需要通盤考慮，尋找最優(yōu)方案。實(shí)踐中，在保證性能基礎(chǔ)上進(jìn)行成本控制，保證現(xiàn)場(chǎng)施工合理。在完成管系布置后應(yīng)用CASARⅡ進(jìn)行整體的建模分析，確保新增管系的安全，同時(shí)保證不影響原有管系應(yīng)力安全。新增熱水再循環(huán)管系及原管系的應(yīng)力分析模型如圖3 所示。

圖3 熱水再循環(huán)管路應(yīng)力分析模型圖

2.3 系統(tǒng)控制

對(duì)于本機(jī)組，在鍋爐運(yùn)行中，當(dāng)脫硝裝置的入口煙溫低于280 ℃，則開啟熱水再循環(huán)管路閘閥，一部分熱水將從循環(huán)泵出口管路中被引出，直接進(jìn)入省煤器入口的給水管，相較改造前，此時(shí)進(jìn)入省煤器的冷水溫度提高、熱水流量增加，減少了省煤器吸熱量，提高了脫硝入口煙溫。

負(fù)荷穩(wěn)定后，若熱水再循環(huán)管路閘閥全開狀態(tài)下，煙溫依然未達(dá)到目標(biāo)值，則調(diào)整憋壓閥的開度，進(jìn)一步增大熱水再循環(huán)流量，以提高省煤器出口煙氣溫度。本方案熱水再循環(huán)管線中不設(shè)置調(diào)節(jié)閥，熱水流量調(diào)節(jié)靠閘閥的開度與循環(huán)泵出口新增的憋壓閥的開度來控制。此設(shè)計(jì)的優(yōu)點(diǎn)在于保證性能的同時(shí)可最大限度地減少旁路系統(tǒng)阻力。

熱水再循環(huán)控制系統(tǒng)的目的就是保證在低負(fù)荷下，根據(jù)SCR 入口煙溫的測(cè)量反饋，調(diào)節(jié)系統(tǒng)閥門，使得SCR 入口煙溫保持在設(shè)定值附近。

3 熱水再循環(huán)系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)試試驗(yàn)

寧海電廠4#機(jī)組于2022 年9 月底開始停機(jī)檢修，至11 月16 日主體管道及設(shè)備安裝完成，11 月28日完成水壓試驗(yàn)。在此期間對(duì)再循環(huán)電動(dòng)閘閥及電動(dòng)憋壓閥等設(shè)備進(jìn)行單體調(diào)試，2022 年12 月7 日進(jìn)行了性能調(diào)試試驗(yàn)。

從圖4 運(yùn)行參數(shù)曲線可看出，在2022 年12 月7日14 時(shí)52 分，脫硝入口煙溫為249 ℃，此時(shí)開啟熱熱水再循環(huán)系統(tǒng)。

圖4 熱水再循環(huán)系統(tǒng)投運(yùn)前后的循環(huán)流量-溫度曲線

在2022 年12 月7 日15 時(shí)47 分，并網(wǎng)前脫硝入口煙溫已到達(dá)298 ℃，完全能滿足脫硝投運(yùn)要求。

在僅開啟熱水再循環(huán)管路電動(dòng)閘閥，未開啟4B 爐水泵出口憋壓閥的狀態(tài)下，就能實(shí)現(xiàn)345 t/h 的熱水再循環(huán)流量，此時(shí)最低脫硝入口煙溫288.5 ℃，平均煙溫299 ℃，使得省煤出口煙溫達(dá)到脫硝投運(yùn)最低的煙溫要求。并且在整個(gè)機(jī)組并網(wǎng)過程中煙溫維持穩(wěn)定，保證機(jī)組的順利并網(wǎng)。在機(jī)組并網(wǎng)過程中機(jī)組主要性能參數(shù)曲線如圖5 所示。

圖5 機(jī)組啟動(dòng)并網(wǎng)過程中性能參數(shù)特性曲線

為了進(jìn)一步測(cè)試評(píng)估本熱水再循環(huán)系統(tǒng)的煙溫調(diào)節(jié)能力，在此試驗(yàn)期間，也進(jìn)行了憋壓閥的流量調(diào)節(jié)摸底測(cè)試。在鍋爐穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)下，逐步關(guān)小憋壓閥開度至20%過程中，熱水再循環(huán)流量逐步穩(wěn)定增大，最終雙側(cè)憋壓閥開度調(diào)整至20%時(shí)，熱水流量達(dá)到了510 t/h，在此過程中，SCR 入口煙溫提升15 ℃，在整個(gè)調(diào)節(jié)試驗(yàn)過程中，爐水泵運(yùn)行穩(wěn)定，流量提升效果明顯，據(jù)此可以得到，本系統(tǒng)的煙溫調(diào)節(jié)能力和潛力較大，可較大范圍地實(shí)現(xiàn)煙溫調(diào)節(jié)，對(duì)于保證機(jī)組在全負(fù)荷實(shí)現(xiàn)SCR 系統(tǒng)的正常投運(yùn)提供了保障，并且由于系統(tǒng)潛力較大，對(duì)于不同參數(shù)和負(fù)荷實(shí)現(xiàn)有效煙溫調(diào)節(jié)的適應(yīng)性良好，能最大程度保證SCR 的正常投運(yùn)。

4 結(jié)論

經(jīng)本次熱水再循環(huán)系統(tǒng)改造及調(diào)試和性能試驗(yàn)，現(xiàn)結(jié)論如下。

1）4 號(hào)機(jī)組熱水再循環(huán)系統(tǒng)投運(yùn)對(duì)SCR 脫硝入口煙溫提升效果較為明顯，根據(jù)試驗(yàn)，可滿足機(jī)組在并網(wǎng)前全負(fù)荷脫硝入口煙溫達(dá)預(yù)期目標(biāo)。

2）給熱水再循環(huán)系統(tǒng)設(shè)有足夠的安全裕量和合理的連鎖保護(hù)，其投、切不會(huì)引發(fā)省煤器超溫報(bào)警，也不會(huì)影響鍋爐其他受熱面的安全工作。

3）性能試驗(yàn)期間未發(fā)現(xiàn)任何如管路振動(dòng)、水擊、汽化、異常噪音及泄露等問題，系統(tǒng)整體運(yùn)行安全可靠。

4）在電動(dòng)閘閥、憋壓閥的開啟、關(guān)閉過程中，鍋爐出口各項(xiàng)參數(shù)基本未出現(xiàn)波動(dòng)，未帶來系統(tǒng)能耗的增加等不利因素；電動(dòng)閘閥、憋壓閥動(dòng)作時(shí)，部分參數(shù)的變化（如省煤器出口水溫、汽包水位），均在正常設(shè)計(jì)范圍之內(nèi)。

5）當(dāng)機(jī)組負(fù)荷升高、熱水再循環(huán)系統(tǒng)徹底退出后，鍋爐各項(xiàng)運(yùn)行參數(shù)完全恢復(fù)改造前水平，高負(fù)荷工況旁路系統(tǒng)不投運(yùn)時(shí)，鍋爐效率不受任何影響。

綜上所述，在火電機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行常態(tài)化趨勢(shì)的背景下，實(shí)現(xiàn)機(jī)組在超低負(fù)荷或全負(fù)荷SCR 系統(tǒng)的正常投運(yùn)是大型火電機(jī)組必須要解決的問題。通過寧海電廠的熱水再循環(huán)系統(tǒng)改造實(shí)踐，綜合考慮機(jī)組原始設(shè)計(jì)特點(diǎn)，投資及各種方案實(shí)際效果，對(duì)于原設(shè)計(jì)為強(qiáng)制循環(huán)的亞臨界機(jī)組，采用原爐水循泵的熱水再循環(huán)方案，有很好的煙溫調(diào)節(jié)效果。實(shí)踐證明，本方案系統(tǒng)簡(jiǎn)單、安全可靠，效果明顯，能夠滿足機(jī)組深度調(diào)峰要求，在同類工程中值得推廣應(yīng)用。