火電機組復合熱水再循環深度調峰技術應用與分析

凌曉定，陳寶東，陳正午

(張家港沙洲電力有限公司，江蘇 張家港 215624)

隨著電網峰谷差的增大和可再生能源比重的增加，火電機組的調峰壓力也越來越大[1]。為此，地方政府出臺政策引導、鼓勵發電企業積極開展深度調峰。江蘇電網要求60萬kW及以上燃煤機組最小可調出力力爭不大于額定容量30%，原則上至2021年底至少完成一臺機組改造，至2022年底全部機組滿足最大調峰能力要求[2]。

張家港沙洲電力有限公司(以下簡稱“沙洲公司”)響應國家號召、順應時代要求，積極開展輔助調峰、調頻的探索和技術改造。本文著重論述沙洲公司的機組深度調峰改造應用案例和成果分析，以供相關企業參考和借鑒。

1 機組概況

沙洲公司有2臺630 MW機組和2臺1 000 MW機組。630 MW機組鍋爐為上海鍋爐廠生產的SG1913/25.40-M955 Π型超臨界一次再熱直流鍋爐，采用四角切圓燃燒方式。1 000 MW機組鍋爐為上海鍋爐廠和ALSTOM公司聯合設計制造的SG3100/28.25-M7003型超超臨界一次再熱直流強制循環鍋爐，采用單爐膛塔式布置、四角切圓燃燒方式，配置30%BMCR容量啟動循環泵。兩種鍋爐最低穩燃和最低直流負荷均為30%BMCR(BMCR-鍋爐最大連續蒸發量)。

改造前，630 MW機組已具備40%Pe(Pe-額定負荷)調峰能力，1 000 MW機組具備35%Pe調峰能力，但與江蘇電網的要求還存在一定差距。制約“瓶頸”是機組并網至30%Pe階段，SCR(SCR-選擇性催化還原)入口煙溫低于投運溫度。為此，電廠對機組深度調峰靈活性改造的技術路線進行了探索和實踐。

2 靈活性改造技術路線

2016年，國家能源局下達第一批、第二批火電靈活性改造試點項目，其中600 MW及以上火電廠共5家，改造路線匯總見表1。

表1 600 MW及以上機組火電靈活性改造試點統計[3-4]

分析國內現有試點投運的靈活性改造案例，主要的技術改造路線，可歸為寬負荷脫硝改造和熱電解耦改造兩個方向，具體見表2。

表2 600 MW及以上機組火電靈活性改造技術路線

寬負荷脫硝改造適用于純凝和供熱機組，對于供熱機組則可能要配合供熱或熱電解耦改造，主要有尾部煙道煙氣旁路、省煤器復合熱水再循環、分級省煤器、寬溫差催化劑等方案。

熱電解耦改造主要包括水罐儲熱、熔鹽儲熱等儲熱方案和儲電及電能消納方案。

2.1 熱電解耦改造分析

大型電站深度調峰儲熱和儲電改造的工程造價遠高于寬負荷脫硝改造，且所需場地較大，四臺機組4 h調峰儲熱占地約8 000 m2，儲電占地約60 000 m2，不適用于存量常規大型燃煤電站。實際運行中，電網調峰存在調峰時長的不確定性，在確保穩燃的前提下，主要方向則是寬負荷脫硝改造。

2.2 寬負荷脫硝改造分析

深度調峰改造中，要統籌兼顧鍋爐低負荷穩燃、寬負荷脫硝、主輔機安全運行和DCS控制系統的主要控制與保護邏輯優化。

國內主流的寬負荷脫硝改造技術路線有煙氣旁路、復合熱水再循環、分級省煤器、寬溫差催化劑等方案。

2.2.1 煙氣旁路

在省煤器入口煙道加裝煙氣旁路至省煤器出口，旁路煙道與主煙道煙氣在SCR入口混合，然后進入脫硝系統，通過減少省煤器吸熱量的方式，提高SCR入口煙溫[5]，改善低負荷工況下脫硝系統煙溫。具有尾部雙煙道、配有汽溫調節擋板的鍋爐，采用煙氣旁路技術可減少部分設備投資，具有造價低、適用性強的優點，但也存在不足：一是排煙溫度升高,對鍋爐熱效率不利；二是煙氣擋板容易堵灰，運行一段時間，擋板可能出現動作不靈、卡澀問題，關斷門若關閉不嚴則高負荷下容易有煙氣泄漏，從而使進入SCR的煙溫過高，導致催化劑燒結、脫硝效率下降等問題；三是煙氣側阻力增加，流場和煙氣溫度分布不均，也會影響脫硝效率。

2.2.2 復合熱水再循環

該技術方案由兩部分構成：一部分是在給水管路上增加旁路至省煤器出口聯箱，通過改變省煤器進水量以減少省煤器吸熱；另一部分是增加省煤器熱水再循環系統，通過增加省煤器入口水溫的方式提高SCR入口煙溫[6]。通過控制系統的合理調節，控制省煤器給水的過冷度，并輔以省煤器給水溫度監測，能夠保證省煤器的運行安全。由于復合熱水再循環系統由兩個子系統組成，各子系統既可獨立運行、也可同時工作，均能對SCR入口煙溫起到調節作用。此種改造工期短，且減少啟機用水量，加快機組啟動速度。該系統最大特點是調溫范圍廣、方式靈活。

2.2.3 分級省煤器

分級省煤器，顧名思義是將省煤器分二級布置。二級省煤器布置在省煤器原有位置，一級省煤器布置在SCR出口，在提高SCR入口煙溫的同時，鍋爐排煙溫度保持不變，不影響鍋爐熱效率[7-9]。但此方案改造量大，需拆除部分原有省煤器，重新安裝二級省煤器。分拆后的省煤器荷載較大，遷移到脫硝裝置下游以后，對下游原始結構帶來較大的負荷超限風險。此外，該方案還需增加支吊架，并進行煙道更改、加固，基礎載荷校核及增加新的儀器儀表。該種改造工程較為復雜，工程量大，適用于新建機組。同時，還需核算極端工況下脫硝裝置入口煙溫，低負荷工況下滿足脫硝煙溫的拆分比例有可能引起滿負荷工況煙氣超溫，從而導致催化劑高溫燒結。

2.2.4 寬溫差催化劑

該方案是將脫硝催化劑更換為工作溫度范圍為220～420 ℃的寬溫差催化劑，以滿足30%Pe以上脫硝系統投用要求。當前已應用的寬溫差催化劑在270 ℃以上長期運行狀況良好，但在260 ℃以下運行易出現空預器堵塞。寬溫差催化劑使用時間短，業績少，技術成熟性有待進一步檢驗，且不能提高空預器排煙溫度，無法解決低負荷時空預器、布袋除塵器煙溫≥100 ℃的需求。

四種寬負荷脫硝改造方案對比見表3。

表3 寬負荷脫硝改造方案對比

縱上分析，復合熱水再循環技術方案輔以配套的控制系統改造，能夠滿足30%Pe以上的深度調峰要求。

3 復合熱水再循環改造實施案例

3.1 系統原理及設計

沙洲公司4臺機組改造系統包含省煤器給水旁路管線和熱水再循環管線兩部分，如圖1所示。其中，給水旁路管線從主給水管路引出給水旁路至省煤器出口集箱連接管，設計旁路閘閥、主給水電動調壓閥等設備控制給水旁路流量。熱水再循環管線細分為濕態循環管線(利用已有啟動系統管道，將分離器儲水箱熱水返送至省煤器入口)和干態循環管線(利用已有爐水循環泵，新增一條從省煤器下降管至省煤器入口的熱水再循環管線)。在主給水管路上設置電動調壓閥，保證旁路管道有足夠壓差進行流量調節。通過以上設計，系統投運時，可調節省煤器入口主給水流量；系統退出時，電動調壓閥全開，不產生節流損失。再循環流量則通過爐水循環泵出口調節閥控制。

為節省投資，沙洲公司1 000 MW機組利用原有爐水循環泵進行再循環系統改造。630 MW機組則增加一臺爐水循環泵，以提高水冷壁安全性、縮短機組啟動時間。

復合熱水再循環系統的主要調節目標是SCR入口煙溫。SCR入口煙溫略高但仍不滿足系統運行要求時，可只采用給水旁路系統，系統功能和控制相對簡單。SCR入口煙溫較低時，則需同時啟用旁路和再循環管線，以使SCR入口煙溫得到較大提升。兩路管線同時開啟時，在減少省煤器入口冷水流量的同時，也提高了省煤器入口水溫，從而省煤器吸熱量大幅減少，SCR入口煙溫顯著提升。這樣，在變負荷工況下，SCR入口煙溫變得靈活可調。

圖1 省煤器復合熱水再循環系統原理

3.2 管線布置

1 000 MW機組自主給水管路引出省煤器給水旁路管道，旁路管道沿著工質流動方向順序布置旁路電動閘閥、旁路流量測量裝置，然后接入省煤器出口集箱連接管。循環泵入口干態循環管線布置電動閘閥、流量計等設備。系統示意如圖2所示。

圖2 省煤器復合熱水再循環系統管道示意圖

給水旁路管道上設置2臺電動閘閥、原給水母管上新增1臺電動調壓閥、干態循環管道(省煤器出口至循環泵入口)上設置1 臺電動閘閥，其余參與調節功能的閥門管線均利用原鍋爐啟動系統閥門。省煤器復合熱水再循環系統流程圖如圖3所示。

630 MW機組與1 000 MW機組改造相比，增加了濕態循環管線、干態循環管線，加裝爐水循環泵。投入爐水循環泵時，鍋爐啟動系統優化為帶有再循環泵的啟動系統，在回收系統工質、熱量的同時，也縮短了啟動時間。

圖3 省煤器復合熱水再循環系統流程圖

3.3 控制系統配套改造

為滿足負荷響應速率及調頻要求，保證調節精度，對現有DCS控制系統的主要控制與保護邏輯進行優化改造。主要改造內容為機組在AGC(自動發電控制)方式下，將機組負荷調節下限從原有50%Pe下調至30%Pe；進行全局優化控制系統改造，包含30%～100%Pe區間機組AGC控制、協調控制、燃料量控制、給水流量控制、燃水比控制、主汽壓力控制、滑壓控制、主汽溫度控制、再熱汽溫控制、SCR噴氨控制和輔助調頻控制等。

4號1 000 MW機組深度調峰改造還應用了INFIT控制系統模塊。INFIT系統采用的控制策略是以多模型的GPC(廣義預測控制)作為核心控制環節，以神經網絡等智能控制算法作為輔助控制環節的火電機組先進控制技術。

INFIT系統將運行區間分為深調區和常規區，深調區對應負荷為30%～50%Pe，常規區對應負荷為50%～100%Pe。在深調區，INFIT建立30%Pe、35%Pe、40%Pe、45%Pe模型。在常規區，則建立50%Pe、75%Pe、100%Pe模型。各模型則設計相應的局部GPC控制器[10]。

INFIT系統局部GPC控制器的結構圖如圖4所示。

此外，INFIT系統還采用競爭型神經網絡學習算法，實時校正機組運行中與控制系統相關的各種特性參數，然后再根據這些特性參數實時計算協調控制系統的各項控制參數，使系統始終處于在線學習狀態，控制性能不斷向最優目標逼近。

其他熱控的輔助改進措施是在省煤器出口懸吊管、蛇形管增加55個壁溫測點，用于監視省煤器出口工質溫度。

4 試驗結果

4.1 1 000 MW機組試驗

4.1.1 啟動試驗

鍋爐點火后，逐漸開啟省煤器給水旁路門，增加省煤器旁路流量，省煤器給水旁路門開度40%時，鍋爐主給水流量為800 t/h，省煤器旁路流量達到400 t/h，SCR入口煙溫緩緩上升。省煤器給水旁路門開度增大到85%，旁路流量680 t/h，SCR入口平均煙溫283 ℃。

并網階段，省煤器給水旁路閥門緩慢關閉，以減少對汽水系統的影響。閥門關至70%時，省煤器給水旁路流量630 t/h，SCR入口平均煙溫升至287 ℃。當省煤器給水旁路閥門增加到一定開度后，可通過關小主給水調壓閥以獲取更多旁路流量。

綜上，投入寬負荷脫硝系統后，啟動階段SCR入口煙氣溫度顯著提升，見圖5。

4.1.2 深度調峰試驗

機組負荷降至350 MW時開啟省煤器給水旁路。試驗期間，給水旁路調節閥僅開至25%、在省煤器熱水再循環系統未投入的情況下，即能滿足機組30%Pe運行，SCR入口煙溫323.3 ℃，煙溫平穩無波動，見圖6，省煤器出口工質過冷度為114.4 ℃。

圖6 1 000 MW機組深度調峰期間參數曲線

4.2 630 MW機組試驗

4.2.1 啟動試驗

機組啟動時，通過啟動爐水循環泵建立鍋爐強制、濕態循環，循環水量為350 t/h，分離器水回收至除氧器，提高除氧器水溫，同時使螺旋管、垂直管水冷壁受熱均勻，見圖7，啟動時間縮短。

圖7 630 MW機組啟泵前后水冷壁受熱均勻性對比

因630 MW機組利用分離器及下降管作為濕態循環的儲水箱，容積較小，為減少濕態循環爐水泵入口缺水的風險、減少系統切換擾動，鍋爐點火前，濕態循環切換至干態循環，并開啟省煤器給水旁路。干濕態切換時，調整給水流量，保持分離器水位穩定。在復合熱水再循環系統投入后，水冷壁入口工質過冷度余量較大，水冷壁的運行工況趨好，而旁路部分給水量直接進入水冷壁，省煤器出口工質過冷度余量較小，則是控制的難點。通過控制過冷度，以避免水冷壁入口和省煤器出口工質汽化，從而保證鍋爐安全穩定運行。隨著燃料量增加，逐漸增加爐水循環泵出口和省煤器旁路流量，SCR入口煙溫得以提升。省煤器復合熱水再循環系統投運后，通過調整省煤器熱水再循環流量和省煤器旁路流量，機組并網前，爐水循環泵出口流量350 t/h，省煤器旁路開度40%，省煤器旁路流量220 t/h，SCR入口平均煙溫300 ℃左右，滿足脫硝催化劑最低運行溫度。啟動參數曲線見圖8。

圖8 630 MW機組干態循環下機組啟動參數曲線

4.2.2 深度調峰試驗

機組深度調峰試驗過程中，數據也滿足30%Pe脫硝投運的煙溫要求，見圖9。試驗期間給水旁路調節閥開度31%，給水旁路流量150 t/h，爐水循環泵出口流量300 t/h，SCR入口煙溫307 ℃，煙溫平穩無波動，省煤器出口工質過冷度為11 ℃。

圖9 630 MW機組深度調峰期間參數曲線

4.3 全負荷脫硝試驗

4.3.1 630 MW機組全負荷脫硝試驗

啟動階段，鍋爐點火前切換至干態循環管線，并開啟省煤器給水旁路。通過調整省煤器旁路和爐水循環泵出口流量，提高SCR入口煙溫。為了確保鍋爐點火后的安全穩定運行，在保證最低給水流量的同時需控制水冷壁入口過冷度和省煤器出口工質過冷度，通過控制省煤器旁路門開度、控制循環泵出口調門開度、控制鍋爐給水量三種手段來調節上述過冷度。初期爐水循環量150 t/h，隨著鍋爐給水量的增加，打開給水旁路并增加爐水循環量，通過調整，機組并網前SCR入口煙溫達到300 ℃，滿足脫硝催化劑最低運行溫度。復合熱水再循環系統能夠在30%Pe時確保脫硝系統可靠投運，同時在機組啟動階段能夠進一步提升煙溫，實現寬負荷脫硝。各工況見表4。

表4 630 MW機組全負荷試驗參數匯總

4.3.2 1 000 MW機組全負荷脫硝試驗

啟動階段投運省煤器給水旁路，不同熱負荷階段則通過調整省煤器旁路和爐水循環泵出口流量，進而提高SCR入口煙溫。投運省煤器給水旁路前，調整高加出口給水流量為省煤器旁路提供水源，初期流量小于200 t/h，以防止鍋爐進冷水量過大對提高脫硝煙溫不利。隨著汽溫、汽壓升高，逐漸緩慢增加高加出口流量，及時啟動第二臺磨煤機，增加給水壓力，以保證省煤器出口工質過冷度。此時，機組高、低壓旁路可適當開大，通過增加燃料量，提高SCR入口溫度。通過調整，機組并網前SCR入口煙溫達到301 ℃，滿足脫硝催化劑最低運行溫度，可實現全負荷脫硝。1 000 MW機組全負荷試驗參數匯總見表5。

表5 1 000 MW機組全負荷試驗參數匯總

4.4 DCS調節性能優化

在深調區、常規區負荷范圍內完成變負荷試驗和參數優化。優化后，在50%Pe以下按1.0%Pe速率、50%Pe以上按1.5%Pe速率變負荷調整，機組動態運行過程平穩，穩態運行控制精度較高。其中，主汽壓力最大動態偏差為0.5 MPa，穩態偏差為0.2 MPa；主汽溫最大動態偏差為6 ℃，穩態偏差為3 ℃。機組運行平穩，調節特性滿足電網調度要求。

5 結語

復合熱水再循環方案作為深度調峰諸多技術方案之一，具有系統簡單、改造施工量小、工期短，調節范圍大、適應性強、運行維護工作量小、性能優越、投資省、費效比高等優點，將成為電廠深度調峰技術改造中具有很強競爭力的技術方案之一。在環保要求深度控排、減排的背景下，其附帶的全負荷脫硝能力將為電廠在低負荷階段實現NOx超低排放探索一條全新的路徑。