基于省煤器水旁路的1000MWП型鍋爐寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)改造及應(yīng)用

陳 浩

（國家電投集團(tuán)協(xié)鑫濱海發(fā)電有限公司，江蘇 鹽城 224500）

0 引言

近年來，江蘇省新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模不斷擴(kuò)大，電網(wǎng)調(diào)峰矛盾十分突出。根據(jù)《江蘇電力調(diào)度控制中心關(guān)于進(jìn)一步提升江蘇電網(wǎng)火電機(jī)組運(yùn)行靈活性的技術(shù)指導(dǎo)意見》（電調(diào)〔2020〕15號）要求：60萬kW及以上燃煤機(jī)組最小可調(diào)出力不大于額定容量的30%；原則上至2021年底，各燃煤電廠至少完成一臺機(jī)組改造，滿足上述最大調(diào)峰能力要求；至2022年底，全部機(jī)組應(yīng)滿足上述最大調(diào)峰能力要求。

1 設(shè)備概述

1.1 鍋爐概述

某電廠兩臺1 000 MW鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責(zé)任公司設(shè)計制造的超超臨界變壓運(yùn)行直流鍋爐，型號為HG-3077/28.25-YM4，采用П型布置、單爐膛、一次中間再熱、反向雙切圓燃燒方式。爐膛為內(nèi)螺紋管垂直上升膜式水冷壁，帶循環(huán)泵啟動系統(tǒng)；調(diào)溫方式除煤/水比外，還采用煙氣分配擋板、燃燒器擺動、噴水等方式。鍋爐采用平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)。汽輪機(jī)為上海電氣集團(tuán)生產(chǎn)的N1050-27/600/610型超超臨界、一次中間再熱、四缸四排汽、單軸、凝汽式汽輪機(jī)，汽輪機(jī)設(shè)計有兩個高壓調(diào)門，高壓通流采用全周進(jìn)汽+補(bǔ)汽閥方式運(yùn)行。發(fā)電機(jī)為上海電氣電機(jī)廠有限責(zé)任公司制造的THDF-125/67型三相交流隱極式同步發(fā)電機(jī)，發(fā)電機(jī)冷卻方式為水氫氫。

1.2 靈活性改造方案

由于鍋爐在低負(fù)荷下SCR入口煙氣溫度不能滿足SCR反應(yīng)器中催化劑反應(yīng)的溫度要求[1]，為適應(yīng)電網(wǎng)30%Pe深度調(diào)峰要求，對兩臺機(jī)組進(jìn)行寬負(fù)荷脫硝改造，采用省煤器給水旁路+省煤器熱水再循環(huán)的方式，并分別于2022年6月、11月相繼通過30%Pe深度調(diào)峰認(rèn)證。

本方案可簡單概述為：通過給水旁路來減少省煤器的進(jìn)水量，同時利用爐水循環(huán)泵將爐水注入給水管道，減少對流換熱量，提高省煤器出口煙氣溫度，從而達(dá)到提高SCR入口煙溫的目的（具體流程如圖1所示）。該方案在保證省煤器安全的前提下，可以在290 MW負(fù)荷以上保證SCR入口煙溫在300 ℃以上（正常SCR入口最低運(yùn)行煙溫≥292 ℃）。

圖1 寬負(fù)荷脫硝改造系統(tǒng)圖

2 寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)改造要點(diǎn)及難點(diǎn)

2.1 300 MW負(fù)荷以下制約協(xié)調(diào)控制自動投入的邏輯優(yōu)化

1）負(fù)荷低于300 MW鍋爐主控切手動改為負(fù)荷低于270 MW鍋爐主控切手動。

2）鍋爐主控輸出指令低于300 MW干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)改為鍋爐主控輸出指令低于250 MW干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)。

3）鍋爐循環(huán)泵運(yùn)行時鍋爐干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)改為鍋爐循環(huán)泵運(yùn)行且鍋爐循環(huán)泵入口門全開信號在時鍋爐干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)。

4）給水流量低報警（光字牌及語音）定值由830 t/h改為730 t/h。

5）A、B小機(jī)轉(zhuǎn)速閉鎖控制指令下限由3 100 r/min修改為2 950 r/min。

6）鍋爐主控小于350 MW且汽水分離器水位大于4 m時鍋爐干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)，改為鍋爐主控小于250 MW且汽水分離器水位大于4 m時鍋爐干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)。

7）DCS側(cè)一次調(diào)頻允許動作負(fù)荷下限由380 MW改為280 MW。

8）BTU負(fù)荷低于350 MW切手動，改為BTU負(fù)荷低于270 MW切手動。

9）給水流量修改：實際給水流量=原給水流量計算值（省煤器入口流量）+寬負(fù)荷脫硝旁路流量-省煤器再循環(huán)流量。

10）模式切換：通過爐水循環(huán)泵原入口電動門及新增省煤器再循環(huán)管路電動門的狀態(tài)組合，判斷啟動循環(huán)泵為正常模式或深調(diào)模式。爐水循環(huán)泵不同模式下對應(yīng)不同的啟停條件。

2.2 機(jī)組在300 MW負(fù)荷時鍋爐不投油穩(wěn)燃能力

調(diào)試期該廠鍋爐斷油最低穩(wěn)燃出力性能試驗，滿足保證值不高于30%BMCR出力（923 t/h）的要求。試驗期間，鍋爐在電負(fù)荷332.1 MW下不投油連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行，此時主蒸汽流量為921.8 t/h。然而本次改造完成后，需要機(jī)組在電負(fù)荷低于300 MW，鍋爐干態(tài)運(yùn)行，不使用高低旁路，無供熱的情況下，滿足鍋爐不投油連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行。鍋爐穩(wěn)燃的主要難點(diǎn)，在于鍋爐燃燒設(shè)備無改動的情況下，進(jìn)一步向下探究鍋爐穩(wěn)燃能力。

經(jīng)過前期探索試驗，制定保證鍋爐不投油連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行控制措施，主要對制粉系統(tǒng)組合、入爐煤煤質(zhì)、總煤量、鍋爐穩(wěn)燃等進(jìn)行規(guī)定。

400 MW至300 MW負(fù)荷時，制粉系統(tǒng)組合C/D/E或者B/C/D，不得隔層運(yùn)行，在降負(fù)荷過程中保持最底層制粉系統(tǒng)出力≥55 t/h。要求按照上煤方案，確保上煤質(zhì)量和穩(wěn)定性，不加潮粘煤。合理進(jìn)行配煤摻燒，控制運(yùn)行磨煤機(jī)入爐煤加權(quán)熱值在4 000～4 300 kcal（設(shè)計煤種4 849 kcal），水分小于20%，灰分小于20%，揮發(fā)分大于25%（典型入爐煤質(zhì)如表1所示），避免給煤機(jī)煤量過低，造成煤粉濃度低燃燒不穩(wěn)，保證底層制粉系統(tǒng)煤量不低于55 t/h（深調(diào)制粉系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)如表2所示）。

表1 典型入爐煤質(zhì)

表2 深調(diào)制粉系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)（磨煤機(jī)型號：ZGM123G-Ⅱ）

400 MW至300 MW負(fù)荷時，控制總風(fēng)量在1 700 t/h左右，氧量8%～9%，較大風(fēng)量有助于減少鍋爐煙氣偏差。氧量的調(diào)整主要是監(jiān)視兩側(cè)偏差，出現(xiàn)明顯偏差，通過調(diào)整H/L SOFA各擋板開度及時進(jìn)行氧量偏差調(diào)節(jié)。

負(fù)荷降低后，總煤量較低，可根據(jù)低負(fù)荷穩(wěn)燃或NOx煙溫需要，適當(dāng)降低機(jī)組真空度。操作方法：采用“開啟加熱器危急疏水調(diào)門后放水門”破壞真空的方法將凝汽器真空調(diào)節(jié)至較高背壓，開啟順序為1號高加→3號高加→5號低加→6號低加，開啟過程要緩慢，待真空降到位后再開啟下一個放水點(diǎn)。真空適當(dāng)破壞后要加強(qiáng)真空系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)監(jiān)視、小機(jī)排汽溫度監(jiān)視。

2.3 機(jī)組在300 MW負(fù)荷時脫硝系統(tǒng)煙溫

寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)投入后，脫硝系統(tǒng)SCR反應(yīng)器入口煙氣基本穩(wěn)定，降幅很小，能夠滿足SCR運(yùn)行要求。寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)在450 MW負(fù)荷開始投入，400 MW擺好最終投入狀態(tài)，即寬負(fù)荷脫硝給水旁路調(diào)門開度50%，寬負(fù)荷脫硝省煤器再循環(huán)開度40%。投入過程中做好暖管疏水工作，嚴(yán)密監(jiān)視各流量測點(diǎn)變化情況以及給水流量。根據(jù)給水旁路流量及系統(tǒng)投運(yùn)情況，未使用給水憋壓閥進(jìn)行節(jié)流。降負(fù)荷停磨吹掃和氧量控制偏高時，將導(dǎo)致脫硝入口NOx濃度偏大，因此在降負(fù)荷期間應(yīng)控制好停磨速度及總風(fēng)量，避免因煤量波動入口NOx突增導(dǎo)致環(huán)保超標(biāo)（機(jī)組深調(diào)過程參數(shù)如表3所示）。

表3 機(jī)組深調(diào)過程參數(shù)

2.4 機(jī)組在300 MW負(fù)荷時汽泵安全可靠運(yùn)行

正常執(zhí)行30%深調(diào)操作時，不進(jìn)行小機(jī)汽源切換操作，A/B小機(jī)汽源均由四抽供給，此時控制好調(diào)門開度及轉(zhuǎn)速，使小機(jī)維持在較好的運(yùn)行工況。為保證汽泵可靠運(yùn)行，在降負(fù)荷期間逐步開啟小機(jī)再循環(huán)，以確保小機(jī)轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)在合理區(qū)間，A小機(jī)再循環(huán)開度50%，B小機(jī)再循環(huán)開度100%（深調(diào)期間給水系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)如表4所示）。

表4 負(fù)荷290 MW給水系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)

2.5 300 MW負(fù)荷時協(xié)調(diào)系統(tǒng)抗干擾能力

30%Pe深度調(diào)峰時不進(jìn)行壓力偏置調(diào)整，確保高調(diào)門開度在22%～25%，以保證高調(diào)門最佳調(diào)節(jié)開度。30%Pe深調(diào)認(rèn)證試驗過程中，在負(fù)荷330 MW下進(jìn)行了一次調(diào)頻試驗，主汽壓力波動均在±1 MPa范圍內(nèi)，試驗過程人為干預(yù)較少，且機(jī)組協(xié)調(diào)控制整體較穩(wěn)定（一次調(diào)頻試驗參數(shù)如表5所示）。但機(jī)組正常參與深調(diào)仍需注意：若調(diào)門開度過大，一次調(diào)頻升負(fù)荷擾動后，易造成主汽壓力下降過多，四抽壓力降低，限制小機(jī)出力，導(dǎo)致機(jī)組協(xié)調(diào)不穩(wěn)。正常30%Pe深調(diào)期間，退出機(jī)組一次調(diào)頻運(yùn)行，以保證機(jī)組調(diào)節(jié)穩(wěn)定。

表5 330 MW負(fù)荷一次調(diào)頻動作試驗時主機(jī)調(diào)門及汽壓參數(shù)

2.6 深調(diào)響應(yīng)時間要求

機(jī)組從50%Pe調(diào)整至30%Pe所用時間不超過1.5 h；機(jī)組從30%Pe恢復(fù)出力至50%Pe的時間不超過1 h。隨著負(fù)荷變化，相應(yīng)改變負(fù)荷變化率，總體原則為高負(fù)荷對應(yīng)較大變化率。降負(fù)荷過程中，500 MW至450 MW負(fù)荷變化率設(shè)為8 MW/min，450 MW至400 MW負(fù)荷變化率設(shè)為6 MW/min，400 MW至330 MW負(fù)荷變化率設(shè)為4 MW/min，330 MW至300 MW負(fù)荷變化率設(shè)為2 MW/min；升負(fù)荷反之。按照上述負(fù)荷變化率逐漸降低負(fù)荷，協(xié)調(diào)整體跟蹤效果較好，各參數(shù)擾動也較小。

2.7 鍋爐主再熱汽溫及受熱面壁溫情況

負(fù)荷400 MW以下，寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)投入后繼續(xù)降負(fù)荷過程中易出現(xiàn)水/煤比偏大的現(xiàn)象，水/煤比控制需及時手動修正，降低給水量偏置。隨著寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)旁路的投入，進(jìn)入省煤器的冷水量減少，實際水冷壁入口給水溫度降低，循環(huán)效率下降。水/煤比控制需按照正常工況偏低方向調(diào)整，根據(jù)歷次深調(diào)總結(jié)經(jīng)驗，水/煤比調(diào)整目標(biāo)值控制在6.3～6.8，可以保證主再熱汽溫接近設(shè)計值。

控制合適的水/煤比及負(fù)荷變化率，不僅可以減少鍋爐擾動，而且有助于減小受熱面壁溫變化率。根據(jù)歷次深調(diào)水冷壁壁溫情況分析，500 MW至300 MW負(fù)荷期間，水冷壁壁溫整體下降在30～50 ℃。啟停磨煤機(jī)時水冷壁壁溫變化幅度較大，若操作不當(dāng)短時壁溫溫度變化率可達(dá)7～10 ℃/min，所以應(yīng)控制好啟停磨煤量，適當(dāng)延長增、減煤過程。停磨時緩慢減煤直至最小煤量后，等待5～10 min后再停運(yùn)，磨煤機(jī)停運(yùn)后小風(fēng)量吹掃。啟動磨煤機(jī)過程反之，增加煤量、風(fēng)量均應(yīng)緩慢，并適當(dāng)穩(wěn)定后再繼續(xù)升負(fù)荷。該方法可有效控制水冷壁壁溫變化率在3 ℃/min以內(nèi)。

2.8 改造后全負(fù)荷脫硝實現(xiàn)過程及控制策略

機(jī)組寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)改造后，30%～100%負(fù)荷期間均能滿足脫硝合格要求，而30%負(fù)荷離鍋爐干/濕態(tài)轉(zhuǎn)換負(fù)荷點(diǎn)很近，啟停機(jī)期間在轉(zhuǎn)干態(tài)以前采用有效的運(yùn)行調(diào)整手段，保證滿足SCR投運(yùn)條件，即可實現(xiàn)該類型機(jī)組“自并網(wǎng)運(yùn)行起至解列期間氮氧化物全負(fù)荷達(dá)標(biāo)排放”。全負(fù)荷脫硝實現(xiàn)過程的控制策略如下。

2.8.1 啟動期間脫硝煙溫變化情況分析

1）升溫升壓前期：此階段A磨煤機(jī)啟動，煤量由36 t/h逐步增加至43 t/h，省煤器入口給水溫度由62 ℃上升至220 ℃，對煙溫有較明顯的提升作用。A磨啟動后4 h，脫硝溫度由52 ℃上升至255 ℃，升溫速率約0.85 ℃/min。

2）升溫升壓后期：此階段A磨煤量、主蒸汽溫度、省煤器入口給水溫度等參數(shù)均無較大變化，脫硝煙溫上升較慢。至汽輪機(jī)沖轉(zhuǎn)至360 r/min前，經(jīng)2.3 h脫硝煙溫上升至285/273 ℃。

3）汽輪機(jī)360 r/min暖機(jī)階段：此階段停留約1.5 h，A磨煤量增加至54t/h，脫硝煙溫緩慢提高至294/277℃。

4）汽輪機(jī)3 000 r/min暖機(jī)階段：汽輪機(jī)沖轉(zhuǎn)至3 000 r/min過程中，A磨煤量增加至72 t/h。同時，由于高加的投入，省煤器入口給水溫度由222 ℃提升至260 ℃，脫硝煙溫隨之提高至317/300 ℃。

5）并網(wǎng)階段：隨著蒸發(fā)量增大、給水量增加，BCP泵循環(huán)流量逐步降低，省煤器入口給水溫度亦降低至222 ℃，脫硝煙溫降低至294/283 ℃。并網(wǎng)前B磨煤機(jī)提前啟動，并網(wǎng)時啟動B給煤機(jī)與并網(wǎng)同步進(jìn)行，增加入爐煤量提高煙溫。

2.8.2 啟動期間脫硝煙溫控制策略

1）升溫升壓階段：通過除氧器加熱和臨機(jī)加熱，提高鍋爐給水溫度，減少省煤器的對流換熱量[2]。通過寬負(fù)荷脫硝旁路，旁通部分給水，減少省煤器入口水量，減少省煤器的對流換熱量。

2）沖轉(zhuǎn)暖機(jī)階段：汽輪機(jī)沖轉(zhuǎn)至360 r/min投入低加，汽輪機(jī)3 000 r/min投入高加，提高水溫。

3）并網(wǎng)前：提高總煤量至70 t/h以上，盡量開大汽機(jī)高壓旁路直至全開（95%）。通過合理調(diào)整再熱器側(cè)煙氣擋板、提高火焰中心推遲燃燒、減少外排水等方式提高SCR入口煙溫。

4）并網(wǎng)后：啟動B給煤機(jī)與并網(wǎng)同步進(jìn)行，增加入爐煤量提高煙溫。及時切換至上層制粉系統(tǒng)運(yùn)行，提高火焰中心，適當(dāng)增加風(fēng)量，提高SCR入口煙溫。

5）并網(wǎng)時機(jī)選擇：合理利用環(huán)保考核辦法，盡量在整點(diǎn)過后15 min內(nèi)并網(wǎng)，并網(wǎng)后快速加負(fù)荷，及時啟動上層制粉系統(tǒng)轉(zhuǎn)移下層煤量，提高SCR入口煙溫。此外，滿足機(jī)組在低負(fù)荷運(yùn)行時間超過40 min，如發(fā)生超標(biāo)可算啟停階段超標(biāo)，不計入電價考核。

2.8.3 停機(jī)期間脫硝煙溫控制策略

解列時機(jī)選擇：前期負(fù)荷較高，鍋爐冷卻較慢，SCR煙溫較高[2]，適當(dāng)降低氮氧化物排放，半點(diǎn)后加快降負(fù)荷速度，整點(diǎn)前負(fù)荷降到位，機(jī)組及時解列，停機(jī)不停爐，機(jī)組解列后退出SCR系統(tǒng)，進(jìn)行管道吹掃，逐步停運(yùn)鍋爐。

2.9 經(jīng)濟(jì)性分析

深度調(diào)峰收益受調(diào)峰輔助市場變化、煤價變化等因素影響較大。本次改造后調(diào)峰深度可達(dá)到第三擋調(diào)控的要求，目前省內(nèi)發(fā)布第三擋深度調(diào)峰價格為1 000元/MW。2023年1月—6月，兩臺機(jī)組30%Pe深度調(diào)峰共計調(diào)用39次，累計區(qū)間電量43 917.2 MW（約147.8 h），深度調(diào)峰收益累計約2 956萬元，平均單位電量收益為673.1元/（MW·h）；在深度調(diào)峰期間，由于鍋爐效率下降，機(jī)組煤耗增加，根據(jù)性能試驗結(jié)果，30%負(fù)荷深調(diào)下機(jī)組折合供電標(biāo)煤煤耗在340.8 g/（kW·h）左右，50%低負(fù)荷下機(jī)組折合供電標(biāo)煤煤耗在297.7 g/（kW·h）左右，則發(fā)電成本增加：

2023年上半年30%負(fù)荷深度調(diào)峰收益：2956-189.3=2 766.7萬元。

2.10 后續(xù)改進(jìn)措施及建議

采用省煤器給水旁路+省煤器熱水再循環(huán)的寬負(fù)荷靈活性改造，在鍋爐上水主管道上設(shè)置憋壓閥，以確保省煤器給水旁路能夠旁通足夠的水量，但在實際運(yùn)行中，無須關(guān)小憋壓閥，省煤器給水旁路流量已經(jīng)滿足需求，且過大的旁通流量會造成省煤器入口過熱度下降，所以系統(tǒng)可取消憋壓閥設(shè)置，單臺爐可節(jié)約90萬元。

該靈活性改造系統(tǒng)較簡單，操作量較少，暫未設(shè)置自動投切模式和自動控制煙溫調(diào)節(jié)功能，但人為操作比較依賴運(yùn)行人員操作經(jīng)驗，為了減少運(yùn)行人員誤操作并提高自動控溫精度，需進(jìn)一步完善熱控自動控制邏輯。

400 MW寬負(fù)荷改造系統(tǒng)投入后，由于給水流量為計算流量，對各流量計的測量精準(zhǔn)度要求較高，所以在調(diào)試系統(tǒng)時，必須對各流量計進(jìn)行修正，以保證實際水量與計算流量一致。機(jī)組在300 MW負(fù)荷以下具備協(xié)調(diào)自動控制能力，但由于機(jī)組負(fù)荷較低，主參數(shù)尤其是主汽壓偏低，協(xié)調(diào)控制仍存在調(diào)節(jié)滯后、不穩(wěn)的現(xiàn)象。目前該系統(tǒng)投入，由單一流量變?yōu)榻M合計算流量，水/煤比控制仍需手動修正，后期可以配合低負(fù)荷協(xié)調(diào)優(yōu)化一并改進(jìn)。

機(jī)組深調(diào)時，尤其是冬季，鍋爐排煙溫度仍較低，建議適當(dāng)降低入爐煤硫分[3]。另階段性進(jìn)行脫硝系統(tǒng)精準(zhǔn)噴氨優(yōu)化，降低氨逃逸，減少硫酸氫銨生成，減少空預(yù)器冷端結(jié)露腐蝕和堵塞風(fēng)險。

3 結(jié)論

該電廠兩臺機(jī)組寬負(fù)荷脫硝系統(tǒng)改造認(rèn)證通過至今，共安全執(zhí)行30%Pe深度調(diào)峰61次，未發(fā)生任何異常，充分驗證了該類型大容量機(jī)組采用省煤器給水旁路+省煤器熱水再循環(huán)的方式改造后，能夠滿足機(jī)組安全可靠參與電網(wǎng)30%Pe深度調(diào)峰的要求，并爭取更高的效益。