电站锅炉汽水系统超低负荷灵活性调峰改造

郑 磊,董清梅,吴铭轩

(哈尔滨锅炉厂有限责任公司,哈尔滨150000)

0 引 言

自2021年国家推出2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的“双碳目标”以来,中国能源结构转型步伐加快,新能源行业发展迅猛,风能、太阳能的装机比例不断增大,鉴于风能、太阳能特殊的能源禀赋,其间歇性和不稳定性需要大量的可调节能源进行削峰填谷。因此,作为电力行业压仓石和稳定器的火电,进行低负荷、灵活性深度调峰改造,越来越迫切和必须[1-2]。电站锅炉超低负荷深度调峰改造是一个系统工程,涉及多个锅炉相关专业问题,包括随着锅炉负荷的降低,燃烧器的稳燃问题、锅炉水动力安全及稳定性问题、锅炉全负荷脱硝问题、空气预热器安全运行问题以及锅炉积灰问题[3]。此次锅炉的超低排放改造,针对以上问题进行锅炉结构上的优化改造,主要对与汽水管道以及炉内受热面相关的改造进行分析,以实现锅炉的安全稳定运行。

1 增加锅炉循环泵系统

对于超超临界锅炉,超低负荷运行处于亚临界区、超高压区以至高压区。在亚临界区,对下炉膛高热负荷区水冷壁,要防止膜态沸腾的产生,也要控制上炉膛高干度区壁温的升高幅度。在启动和低负荷区(小于等于最低直流负荷),由于压力的降低,使汽水密度差增大,容易产生较大的热偏差和流动的不稳定。当增加锅炉启动再循环泵后,即使在小于低直流负荷运行时,由于泵的压头能保证水冷壁系统的正向流动,不会产生水动力的不稳定。因此,当锅炉需要长期在低负荷情况下运行时,增加启动循环泵系统,能够使锅炉水动力更加稳定,水冷壁热偏差降低,对锅炉的安全运行能够起到很好的效果[4]。

循环泵及其管路布置走向,以超超临界锅炉为例,锅炉启动循环泵系统的一般汽水流程为,锅炉循环水从贮水箱引出,经由循环泵,导入省煤器入口管道,并增加循环泵最小流量管、过冷管以及循环泵暖管、疏水管道等。相关管路的设计布置过程中,需要注意保证循环泵入口留有一定的汽蚀余量,防止循环泵发生汽蚀;注意循环泵出口的扬程,防止管路长度超过循环泵扬程。因循环泵入出口管道规格较大,在应力分析计算时,需要与之相接的给水管道进行联算,以保证整个管系应力分析计算的准确性。

2 保证宽负荷脱硝技术措施

在(超)低负荷工况下,脱硝装置入口烟气温度可能会低于300 ℃,此时,为保证脱硝反应器的脱硝效果,需要提高脱硝反应器入口的烟气温度,使其温度高于300 ℃,为达到以上温度,满足环保要求,需对锅炉进行宽负荷脱硝改造,其中涉及锅炉受热面及管道的改造方法:省煤器分级、烟气旁路、省煤器水旁路。以上方法都是为提高脱硝反应器的入口温度,电厂可根据自身实际情况,选择一种方案进行改造,或者同时选择多个方案进行改造。运行时,进行联合调温,调温幅度越大,效果越好。

2.1 省煤器分级布置

将省煤器分为上、下两级,SCR反应器布置在上、下级省煤器之间,如图1所示,通过匹配上、下省煤器的受热面使反应器区烟气温度满足宽负荷脱硝要求[5]。

图1 省煤器分级布置方案

该方案兼顾了提温效果和安全可靠性,不需额外控制调节,不影响锅炉效率,故低负荷条件下经济性较好。但该方案一旦确认后,调温效果是恒定的,在运行过程中无法进行调节,其灵活性有待改进。

省煤器分级布置时需要注意,确定锅炉尾部脱硝烟道是双烟道还是单烟道布置。通常,350 MW超临界及以下的锅炉,炉宽较窄,一般采用脱硝烟道单烟道布置;而600 MW超超临界以及百万超超临界锅炉,炉宽较宽,一般采用双烟道布置。当采用双烟道布置时,低温省煤器入、出口集箱分成左右两个,膨胀中心在每根集箱的中心点,与给水管道的膨胀中心点不一致,存在很大的膨胀差,需要对给水管道的布置走向进行优化,以吸收管路膨胀差。在低温省煤器受热面布置时,需要注意吹灰器与吊挂装置错开布置,间隔一定距离,防止吹灰器吹损吊挂装置[6]。

2.2 烟气旁路方案

设置旁路烟道将省煤器上游的烟气引入到省煤器出口(即SCR脱硝反应器入口),以提高低负荷下SCR脱硝反应器入口烟气温度的一种旁路烟道系统,结构如图2所示。锅炉在低负荷运行时,从省煤器上游抽取烟气,通过烟气旁路在省煤器出口处与主路烟气混合,从而提高SCR脱硝反应器的入口烟气温度。该方案旁路烟道上设有烟气调温挡板,在运行时,可通过烟气调温挡板来调节烟气流量,从而调节脱硝反应器入口的烟温,灵活性较高[7]。

图2 烟气旁路方案

烟气旁路需要在尾部烟道后墙水冷壁上设置抽烟口,抽烟口处的包墙受热面采用管子拉稀弯制,让出管间缝隙以便烟气通过,并注意在迎烟面的管子上布置防磨瓦,防止管子被烟气吹损。

2.3 省煤器水旁路

该系统是采用旁路管道将省煤器入口一部分水旁路到省煤器出口的一种旁路系统,通过减少省煤器工质的吸热量来提高省煤器出口烟气温度。在省煤器入口给水管路上设置省煤器水旁路管道及电动闸阀,水旁路管道自原锅炉给水操纵台前的给水管路上引出,省煤器出口连接管道汇入,如图3所示。在主路给水管道止回阀下游加装具有中停功能的电动闸阀。当SCR脱硝反应器入口烟气温度低时,打开省煤器水旁路管道上的闸阀,同时减小主给水管道上新增的电动闸阀的开度,将一部分给水旁路到省煤器后。通过此管路减少流经省煤器的水流量和省煤器的吸热量,达到在锅炉低负荷时提高省煤器出口烟温的目的[8]。

图3 省煤器水旁路方案

省煤器水旁路管在布置过程中,注意将给水管道与省煤器出口管道布置在锅炉同一侧,以减少省煤器水旁路管的行程,因而在管路进行应力分析计算时,要考虑该管路与给水管道进行联算,以提高应力分析计算的准确性。

3 结 语

通过对锅炉受热面及汽水管道的灵活性改造,以及其他系统的改造优化,锅炉的最低不投油稳燃可达到15%BMCR(锅炉最大连续蒸发量),极大地提高了燃煤电厂对电网的调峰能力。在锅炉负荷频繁大幅变化的运行工况下,锅炉受热面膨胀自如无阻挡,锅炉运行安全稳定。锅炉超低负荷优化改造方案达到相应效果,为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供了保障。