基于省煤器水旁路的1000MWП型鍋爐寬負荷脫硝系統改造及應用

陳 浩

（國家電投集團協鑫濱海發電有限公司，江蘇 鹽城 224500）

0 引言

近年來，江蘇省新能源發電裝機規模不斷擴大，電網調峰矛盾十分突出。根據《江蘇電力調度控制中心關于進一步提升江蘇電網火電機組運行靈活性的技術指導意見》（電調〔2020〕15號）要求：60萬kW及以上燃煤機組最小可調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組改造，滿足上述最大調峰能力要求；至2022年底，全部機組應滿足上述最大調峰能力要求。

1 設備概述

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任公司設計制造的超超臨界變壓運行直流鍋爐，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。爐膛為內螺紋管垂直上升膜式水冷壁，帶循環泵啟動系統；調溫方式除煤/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、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構。汽輪機為上海電氣集團生產的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，汽輪機設計有兩個高壓調門，高壓通流采用全周進汽+補汽閥方式運行。發電機為上海電氣電機廠有限責任公司制造的THDF-125/67型三相交流隱極式同步發電機，發電機冷卻方式為水氫氫。

1.2 靈活性改造方案

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

本方案可簡單概述為：通過給水旁路來減少省煤器的進水量，同時利用爐水循環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負荷以上保證SCR入口煙溫在300 ℃以上（正常SCR入口最低運行煙溫≥292 ℃）。

圖1 寬負荷脫硝改造系統圖

2 寬負荷脫硝系統改造要點及難點

2.1 300 MW負荷以下制約協調控制自動投入的邏輯優化

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

2）鍋爐主控輸出指令低于300 MW干態轉濕態改為鍋爐主控輸出指令低于250 MW干態轉濕態。

3）鍋爐循環泵運行時鍋爐干態轉濕態改為鍋爐循環泵運行且鍋爐循環泵入口門全開信號在時鍋爐干態轉濕態。

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小機轉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時鍋爐干態轉濕態，改為鍋爐主控小于250 MW且汽水分離器水位大于4 m時鍋爐干態轉濕態。

7）DCS側一次調頻允許動作負荷下限由380 MW改為280 MW。

8）BTU負荷低于350 MW切手動，改為BTU負荷低于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）+寬負荷脫硝旁路流量-省煤器再循環流量。

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

2.2 機組在300 MW負荷時鍋爐不投油穩燃能力

調試期該廠鍋爐斷油最低穩燃出力性能試驗，滿足保證值不高于30%BMCR出力（923 t/h）的要求。試驗期間，鍋爐在電負荷332.1 MW下不投油連續穩定運行，此時主蒸汽流量為921.8 t/h。然而本次改造完成后，需要機組在電負荷低于300 MW，鍋爐干態運行，不使用高低旁路，無供熱的情況下，滿足鍋爐不投油連續穩定運行。鍋爐穩燃的主要難點，在于鍋爐燃燒設備無改動的情況下，進一步向下探究鍋爐穩燃能力。

經過前期探索試驗，制定保證鍋爐不投油連續穩定運行控制措施，主要對制粉系統組合、入爐煤煤質、總煤量、鍋爐穩燃等進行規定。

400 MW至300 MW負荷時，制粉系統組合C/D/E或者B/C/D，不得隔層運行，在降負荷過程中保持最底層制粉系統出力≥55 t/h。要求按照上煤方案，確保上煤質量和穩定性，不加潮粘煤。合理進行配煤摻燒，控制運行磨煤機入爐煤加權熱值在4 000～4 300 kcal（設計煤種4 849 kcal），水分小于20%，灰分小于20%，揮發分大于25%（典型入爐煤質如表1所示），避免給煤機煤量過低，造成煤粉濃度低燃燒不穩，保證底層制粉系統煤量不低于55 t/h（深調制粉系統運行參數如表2所示）。

表1 典型入爐煤質

表2 深調制粉系統運行參數（磨煤機型號：ZGM123G-Ⅱ）

400 MW至300 MW負荷時，控制總風量在1 700 t/h左右，氧量8%～9%，較大風量有助于減少鍋爐煙氣偏差。氧量的調整主要是監視兩側偏差，出現明顯偏差，通過調整H/L SOFA各擋板開度及時進行氧量偏差調節。

負荷降低后，總煤量較低，可根據低負荷穩燃或NOx煙溫需要，適當降低機組真空度。操作方法：采用“開啟加熱器危急疏水調門后放水門”破壞真空的方法將凝汽器真空調節至較高背壓，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。真空適當破壞后要加強真空系統相關參數監視、小機排汽溫度監視。

2.3 機組在300 MW負荷時脫硝系統煙溫

寬負荷脫硝系統投入后，脫硝系統SCR反應器入口煙氣基本穩定，降幅很小，能夠滿足SCR運行要求。寬負荷脫硝系統在450 MW負荷開始投入，400 MW擺好最終投入狀態，即寬負荷脫硝給水旁路調門開度50%，寬負荷脫硝省煤器再循環開度40%。投入過程中做好暖管疏水工作，嚴密監視各流量測點變化情況以及給水流量。根據給水旁路流量及系統投運情況，未使用給水憋壓閥進行節流。降負荷停磨吹掃和氧量控制偏高時，將導致脫硝入口NOx濃度偏大，因此在降負荷期間應控制好停磨速度及總風量，避免因煤量波動入口NOx突增導致環保超標（機組深調過程參數如表3所示）。

表3 機組深調過程參數

2.4 機組在300 MW負荷時汽泵安全可靠運行

正常執行30%深調操作時，不進行小機汽源切換操作，A/B小機汽源均由四抽供給，此時控制好調門開度及轉速，使小機維持在較好的運行工況。為保證汽泵可靠運行，在降負荷期間逐步開啟小機再循環，以確保小機轉速調節在合理區間，A小機再循環開度50%，B小機再循環開度100%（深調期間給水系統運行參數如表4所示）。

表4 負荷290 MW給水系統運行參數

2.5 300 MW負荷時協調系統抗干擾能力

30%Pe深度調峰時不進行壓力偏置調整，確保高調門開度在22%～25%，以保證高調門最佳調節開度。30%Pe深調認證試驗過程中，在負荷330 MW下進行了一次調頻試驗，主汽壓力波動均在±1 MPa范圍內，試驗過程人為干預較少，且機組協調控制整體較穩定（一次調頻試驗參數如表5所示）。但機組正常參與深調仍需注意：若調門開度過大，一次調頻升負荷擾動后，易造成主汽壓力下降過多，四抽壓力降低，限制小機出力，導致機組協調不穩。正常30%Pe深調期間，退出機組一次調頻運行，以保證機組調節穩定。

表5 330 MW負荷一次調頻動作試驗時主機調門及汽壓參數

2.6 深調響應時間要求

機組從50%Pe調整至30%Pe所用時間不超過1.5 h；機組從30%Pe恢復出力至50%Pe的時間不超過1 h。隨著負荷變化，相應改變負荷變化率，總體原則為高負荷對應較大變化率。降負荷過程中，500 MW至450 MW負荷變化率設為8 MW/min，450 MW至400 MW負荷變化率設為6 MW/min，400 MW至330 MW負荷變化率設為4 MW/min，330 MW至300 MW負荷變化率設為2 MW/min；升負荷反之。按照上述負荷變化率逐漸降低負荷，協調整體跟蹤效果較好，各參數擾動也較小。

2.7 鍋爐主再熱汽溫及受熱面壁溫情況

負荷400 MW以下，寬負荷脫硝系統投入后繼續降負荷過程中易出現水/煤比偏大的現象，水/煤比控制需及時手動修正，降低給水量偏置。隨著寬負荷脫硝系統旁路的投入，進入省煤器的冷水量減少，實際水冷壁入口給水溫度降低，循環效率下降。水/煤比控制需按照正常工況偏低方向調整，根據歷次深調總結經驗，水/煤比調整目標值控制在6.3～6.8，可以保證主再熱汽溫接近設計值。

控制合適的水/煤比及負荷變化率，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。根據歷次深調水冷壁壁溫情況分析，500 MW至300 MW負荷期間，水冷壁壁溫整體下降在30～50 ℃。啟停磨煤機時水冷壁壁溫變化幅度較大，若操作不當短時壁溫溫度變化率可達7～10 ℃/min，所以應控制好啟停磨煤量，適當延長增、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，磨煤機停運后小風量吹掃。啟動磨煤機過程反之，增加煤量、風量均應緩慢，并適當穩定后再繼續升負荷。該方法可有效控制水冷壁壁溫變化率在3 ℃/min以內。

2.8 改造后全負荷脫硝實現過程及控制策略

機組寬負荷脫硝系統改造后，30%～100%負荷期間均能滿足脫硝合格要求，而30%負荷離鍋爐干/濕態轉換負荷點很近，啟停機期間在轉干態以前采用有效的運行調整手段，保證滿足SCR投運條件，即可實現該類型機組“自并網運行起至解列期間氮氧化物全負荷達標排放”。全負荷脫硝實現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均無較大變化，脫硝煙溫上升較慢。至汽輪機沖轉至360 r/min前，經2.3 h脫硝煙溫上升至285/273 ℃。

3）汽輪機360 r/min暖機階段：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3 000 r/min暖機階段：汽輪機沖轉至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）并網階段：隨著蒸發量增大、給水量增加，BCP泵循環流量逐步降低，省煤器入口給水溫度亦降低至222 ℃，脫硝煙溫降低至294/283 ℃。并網前B磨煤機提前啟動，并網時啟動B給煤機與并網同步進行，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）沖轉暖機階段：汽輪機沖轉至360 r/min投入低加，汽輪機3 000 r/min投入高加，提高水溫。

3）并網前：提高總煤量至70 t/h以上，盡量開大汽機高壓旁路直至全開（95%）。通過合理調整再熱器側煙氣擋板、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）并網后：啟動B給煤機與并網同步進行，增加入爐煤量提高煙溫。及時切換至上層制粉系統運行，提高火焰中心，適當增加風量，提高SCR入口煙溫。

5）并網時機選擇：合理利用環保考核辦法，盡量在整點過后15 min內并網，并網后快速加負荷，及時啟動上層制粉系統轉移下層煤量，提高SCR入口煙溫。此外，滿足機組在低負荷運行時間超過40 min，如發生超標可算啟停階段超標，不計入電價考核。

2.8.3 停機期間脫硝煙溫控制策略

解列時機選擇：前期負荷較高，鍋爐冷卻較慢，SCR煙溫較高[2]，適當降低氮氧化物排放，半點后加快降負荷速度，整點前負荷降到位，機組及時解列，停機不停爐，機組解列后退出SCR系統，進行管道吹掃，逐步停運鍋爐。

2.9 經濟性分析

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

2023年上半年30%負荷深度調峰收益：2956-189.3=2 766.7萬元。

2.10 后續改進措施及建議

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

該靈活性改造系統較簡單，操作量較少，暫未設置自動投切模式和自動控制煙溫調節功能，但人為操作比較依賴運行人員操作經驗，為了減少運行人員誤操作并提高自動控溫精度，需進一步完善熱控自動控制邏輯。

400 MW寬負荷改造系統投入后，由于給水流量為計算流量，對各流量計的測量精準度要求較高，所以在調試系統時，必須對各流量計進行修正，以保證實際水量與計算流量一致。機組在300 MW負荷以下具備協調自動控制能力，但由于機組負荷較低，主參數尤其是主汽壓偏低，協調控制仍存在調節滯后、不穩的現象。目前該系統投入，由單一流量變為組合計算流量，水/煤比控制仍需手動修正，后期可以配合低負荷協調優化一并改進。

機組深調時，尤其是冬季，鍋爐排煙溫度仍較低，建議適當降低入爐煤硫分[3]。另階段性進行脫硝系統精準噴氨優化，降低氨逃逸，減少硫酸氫銨生成，減少空預器冷端結露腐蝕和堵塞風險。

3 結論

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