亞臨界鍋爐熱水再循環系統提升SCR 入口煙溫的技術實踐

張永全

（國能浙江寧海發電有限公司，浙江 寧海 315600）

為了提高電網對可再生能源的消納，減少棄風、棄光現象的發生，煤電在電網中的作用由提供基礎電源逐漸向提供靈活可調電源轉換。煤電機組開展深度調峰，除了需要解決鍋爐低負荷燃燒穩定性、供熱機組熱電解耦等問題，還要解決的一個關鍵問題是保障機組深度調峰期間脫硝裝置的全程投運[1]。

當機組深度調峰時，隨著鍋爐負荷的降低，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行，導致氮氧化物排放超標，機組調峰中止。

當前在火電燃煤機組實現深度調峰的大背景下，SCR 系統在超低負荷或全負荷下可否正常投入是燃煤電廠必須要面對和解決的重要問題。當SCR 入口煙溫低于脫硝催化劑要求的最低溫度時，催化劑會有失效，NOx排放將提高超出國家環保要求，調峰運行將受到嚴重制約，因此，針對深度調峰期間，脫硝裝置無法投入的機組，需要進行提高脫硝裝置入口煙溫改造[2]。

目前，國內外專家和學者提出了多種寬負荷脫硝改造的技術線路和方案，我國燃煤火電廠也結合自身機組設計特點和實際運行參數狀態進行了大量的寬負荷脫硝改造實踐，大部分電廠采用省煤器區域改造方案，省煤器煙氣側改造方案主要采用煙氣旁路技術，省煤器給水側改造方案包括省煤器給水旁路、省煤器熱水再循環、省煤器分級布置[3]。

為響應國家號召，提高機組的上網競爭力和盈利能力，浙江寧海發電廠開展了機組提高靈活性技術改造項目，實現機組負荷的深度調峰能力。結合機組設備狀態及機組運行狀況，綜合評估多種方案的技術特點和電廠自身的現狀及煙溫提升的需求，寧海電廠4#爐確定采用熱水再循環方案，并于2022 年下半年實施了基于熱水再循環系統應用的全負荷脫硝技術改造，實現了機組并網投運SCR 的全負荷投運脫硝目標[2，4]。

1 工程背景及現狀

1.1 工程概況

寧海電廠一期4 號機組鍋爐型號SG-2028/17.5M908，鍋爐是亞臨界壓力、中間一次再熱、控制循環爐，噴燃器采用四角切圓方式，單爐膛Π 型露天布置，運轉層以下采用緊身封閉，全鋼架懸吊結構，固態排渣。

1.2 鍋爐主要設計參數

鍋爐的主蒸汽、再熱汽的壓力、溫度、流量與汽機廠生產的汽輪機參數相匹配。具體設計參數見表1。

表1 鍋爐主要設計參數

1.3 鍋爐現狀

目前電廠在并網前脫硝煙氣入口溫度在265 ℃左右，需要進行提升煙氣溫度，保證機組并網前脫硝入口煙氣溫度在280 ℃以上，從而達到機組全負荷脫硝的目的。

原爐水循環泵設計參數見表2。

2 熱水再循環系統簡介

2.1 設計原理

通過提高省煤器進口水溫，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。熱水再循環系統概念設計如圖1所示。

圖1 省煤器給水旁路系統圖

熱水再循環管道系統配有電動閘閥1 臺，流量計1 臺，手動閘閥1 臺，止回閥1 臺，在原4B 爐水泵出口連接管上安裝電動憋壓閥2 臺。

開啟熱水再循環管路閘閥，一部分熱水將從循環泵出口管路中被引出，直接進入省煤器入口的給水管，相較改造前，隨著熱水流量增加，此時進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。

若熱水再循環管路閘閥全開狀態下，煙溫依然未達到目標值，則調整憋壓閥的開度，進一步增大熱水再循環流量，以提高省煤器出口煙氣溫度。本方案熱水再循環管線中不設置調節閥，熱水流量調節靠閘閥的開度與循環泵出口新增的憋壓閥的開度來控制。

本系統各設備的狀態（流量，閥門開度，閥門的開、關狀態，等等）接入電廠的DCS 系統中，配置了相應的流量計、流量變送器等，來實現與DCS 系統間信號與控制指令的傳輸和遠程操作。

2.2 系統管路設計

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

圖2 熱水再循環系統管路布置模型圖

熱水再循環管路系統布置，充分考慮了現場空間位置及支吊生根等情況，同時考慮熱水流量，系統阻力的合理性。

熱水從4#爐的B 爐水泵的兩根出口管用φ194×20 mm 的管引出，經三通匯合為φ245×24 mm 的管，依次連接手動閘閥、流量測量裝置、電動閘閥，在電動閘閥后連接大小頭將管徑調整為φ273×32 mm 的管，隨后連接止回閥并接入省煤器進口給水管道。

在管路布置及選型過程中不僅考慮性能及工藝需求，同時也應考慮管系的柔性及應力安全。新增的管路會影響原有管路，還需結合原有的平臺空間，鋼結構，所以需要通盤考慮，尋找最優方案。實踐中，在保證性能基礎上進行成本控制，保證現場施工合理。在完成管系布置后應用CASARⅡ進行整體的建模分析，確保新增管系的安全，同時保證不影響原有管系應力安全。新增熱水再循環管系及原管系的應力分析模型如圖3 所示。

圖3 熱水再循環管路應力分析模型圖

2.3 系統控制

對于本機組，在鍋爐運行中，當脫硝裝置的入口煙溫低于280 ℃，則開啟熱水再循環管路閘閥，一部分熱水將從循環泵出口管路中被引出，直接進入省煤器入口的給水管，相較改造前，此時進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。

負荷穩定后，若熱水再循環管路閘閥全開狀態下，煙溫依然未達到目標值，則調整憋壓閥的開度，進一步增大熱水再循環流量，以提高省煤器出口煙氣溫度。本方案熱水再循環管線中不設置調節閥，熱水流量調節靠閘閥的開度與循環泵出口新增的憋壓閥的開度來控制。此設計的優點在于保證性能的同時可最大限度地減少旁路系統阻力。

熱水再循環控制系統的目的就是保證在低負荷下，根據SCR 入口煙溫的測量反饋，調節系統閥門，使得SCR 入口煙溫保持在設定值附近。

3 熱水再循環系統運行調試試驗

寧海電廠4#機組于2022 年9 月底開始停機檢修，至11 月16 日主體管道及設備安裝完成，11 月28日完成水壓試驗。在此期間對再循環電動閘閥及電動憋壓閥等設備進行單體調試，2022 年12 月7 日進行了性能調試試驗。

從圖4 運行參數曲線可看出，在2022 年12 月7日14 時52 分，脫硝入口煙溫為249 ℃，此時開啟熱熱水再循環系統。

圖4 熱水再循環系統投運前后的循環流量-溫度曲線

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

在僅開啟熱水再循環管路電動閘閥，未開啟4B 爐水泵出口憋壓閥的狀態下，就能實現345 t/h 的熱水再循環流量，此時最低脫硝入口煙溫288.5 ℃，平均煙溫299 ℃，使得省煤出口煙溫達到脫硝投運最低的煙溫要求。并且在整個機組并網過程中煙溫維持穩定，保證機組的順利并網。在機組并網過程中機組主要性能參數曲線如圖5 所示。

圖5 機組啟動并網過程中性能參數特性曲線

為了進一步測試評估本熱水再循環系統的煙溫調節能力，在此試驗期間，也進行了憋壓閥的流量調節摸底測試。在鍋爐穩定運行狀態下，逐步關小憋壓閥開度至20%過程中，熱水再循環流量逐步穩定增大，最終雙側憋壓閥開度調整至20%時，熱水流量達到了510 t/h，在此過程中，SCR 入口煙溫提升15 ℃，在整個調節試驗過程中，爐水泵運行穩定，流量提升效果明顯，據此可以得到，本系統的煙溫調節能力和潛力較大，可較大范圍地實現煙溫調節，對于保證機組在全負荷實現SCR 系統的正常投運提供了保障，并且由于系統潛力較大，對于不同參數和負荷實現有效煙溫調節的適應性良好，能最大程度保證SCR 的正常投運。

4 結論

經本次熱水再循環系統改造及調試和性能試驗，現結論如下。

1）4 號機組熱水再循環系統投運對SCR 脫硝入口煙溫提升效果較為明顯，根據試驗，可滿足機組在并網前全負荷脫硝入口煙溫達預期目標。

2）給熱水再循環系統設有足夠的安全裕量和合理的連鎖保護，其投、切不會引發省煤器超溫報警，也不會影響鍋爐其他受熱面的安全工作。

3）性能試驗期間未發現任何如管路振動、水擊、汽化、異常噪音及泄露等問題，系統整體運行安全可靠。

4）在電動閘閥、憋壓閥的開啟、關閉過程中，鍋爐出口各項參數基本未出現波動，未帶來系統能耗的增加等不利因素；電動閘閥、憋壓閥動作時，部分參數的變化（如省煤器出口水溫、汽包水位），均在正常設計范圍之內。

5）當機組負荷升高、熱水再循環系統徹底退出后，鍋爐各項運行參數完全恢復改造前水平，高負荷工況旁路系統不投運時，鍋爐效率不受任何影響。

綜上所述，在火電機組低負荷運行常態化趨勢的背景下，實現機組在超低負荷或全負荷SCR 系統的正常投運是大型火電機組必須要解決的問題。通過寧海電廠的熱水再循環系統改造實踐，綜合考慮機組原始設計特點，投資及各種方案實際效果，對于原設計為強制循環的亞臨界機組，采用原爐水循泵的熱水再循環方案，有很好的煙溫調節效果。實踐證明，本方案系統簡單、安全可靠，效果明顯，能夠滿足機組深度調峰要求，在同類工程中值得推廣應用。