亚临界锅炉热水再循环系统提升SCR 入口烟温的技术实践

张永全

（国能浙江宁海发电有限公司，浙江 宁海 315600）

为了提高电网对可再生能源的消纳，减少弃风、弃光现象的发生，煤电在电网中的作用由提供基础电源逐渐向提供灵活可调电源转换。煤电机组开展深度调峰，除了需要解决锅炉低负荷燃烧稳定性、供热机组热电解耦等问题，还要解决的一个关键问题是保障机组深度调峰期间脱硝装置的全程投运[1]。

当机组深度调峰时，随着锅炉负荷的降低，脱硝装置入口烟温将降至300 ℃以下，为避免脱硝催化剂失去活性，脱硝装置需要退出运行，导致氮氧化物排放超标，机组调峰中止。

当前在火电燃煤机组实现深度调峰的大背景下，SCR 系统在超低负荷或全负荷下可否正常投入是燃煤电厂必须要面对和解决的重要问题。当SCR 入口烟温低于脱硝催化剂要求的最低温度时，催化剂会有失效，NOx排放将提高超出国家环保要求，调峰运行将受到严重制约，因此，针对深度调峰期间，脱硝装置无法投入的机组，需要进行提高脱硝装置入口烟温改造[2]。

目前，国内外专家和学者提出了多种宽负荷脱硝改造的技术线路和方案，我国燃煤火电厂也结合自身机组设计特点和实际运行参数状态进行了大量的宽负荷脱硝改造实践，大部分电厂采用省煤器区域改造方案，省煤器烟气侧改造方案主要采用烟气旁路技术，省煤器给水侧改造方案包括省煤器给水旁路、省煤器热水再循环、省煤器分级布置[3]。

为响应国家号召，提高机组的上网竞争力和盈利能力，浙江宁海发电厂开展了机组提高灵活性技术改造项目，实现机组负荷的深度调峰能力。结合机组设备状态及机组运行状况，综合评估多种方案的技术特点和电厂自身的现状及烟温提升的需求，宁海电厂4#炉确定采用热水再循环方案，并于2022 年下半年实施了基于热水再循环系统应用的全负荷脱硝技术改造，实现了机组并网投运SCR 的全负荷投运脱硝目标[2，4]。

1 工程背景及现状

1.1 工程概况

宁海电厂一期4 号机组锅炉型号SG-2028/17.5M908，锅炉是亚临界压力、中间一次再热、控制循环炉，喷燃器采用四角切圆方式，单炉膛Π 型露天布置，运转层以下采用紧身封闭，全钢架悬吊结构，固态排渣。

1.2 锅炉主要设计参数

锅炉的主蒸汽、再热汽的压力、温度、流量与汽机厂生产的汽轮机参数相匹配。具体设计参数见表1。

表1 锅炉主要设计参数

1.3 锅炉现状

目前电厂在并网前脱硝烟气入口温度在265 ℃左右，需要进行提升烟气温度，保证机组并网前脱硝入口烟气温度在280 ℃以上，从而达到机组全负荷脱硝的目的。

原炉水循环泵设计参数见表2。

2 热水再循环系统简介

2.1 设计原理

通过提高省煤器进口水温，减少省煤器传热温压，从而降低省煤器的换热量，使省煤器出口（SCR 入口）烟气温度得到提升。热水再循环系统概念设计如图1所示。

图1 省煤器给水旁路系统图

热水再循环管道系统配有电动闸阀1 台，流量计1 台，手动闸阀1 台，止回阀1 台，在原4B 炉水泵出口连接管上安装电动憋压阀2 台。

开启热水再循环管路闸阀，一部分热水将从循环泵出口管路中被引出，直接进入省煤器入口的给水管，相较改造前，随着热水流量增加，此时进入省煤器的冷水温度提高、减少了省煤器吸热量，提高了脱硝入口烟温。

若热水再循环管路闸阀全开状态下，烟温依然未达到目标值，则调整憋压阀的开度，进一步增大热水再循环流量，以提高省煤器出口烟气温度。本方案热水再循环管线中不设置调节阀，热水流量调节靠闸阀的开度与循环泵出口新增的憋压阀的开度来控制。

本系统各设备的状态（流量，阀门开度，阀门的开、关状态，等等）接入电厂的DCS 系统中，配置了相应的流量计、流量变送器等，来实现与DCS 系统间信号与控制指令的传输和远程操作。

2.2 系统管路设计

热水再循环管从4B 炉水泵出口的2 根连接管上接处分别引出，沿着工质流动方向分别布置再循环手动闸阀、流量计、再循环电动闸阀和再循环止回阀，最后接入省煤器入口主给水管道。同时在炉水泵出口连接管上设置电动憋压阀省煤器再循环管布置示意图如图2 所示。

图2 热水再循环系统管路布置模型图

热水再循环管路系统布置，充分考虑了现场空间位置及支吊生根等情况，同时考虑热水流量，系统阻力的合理性。

热水从4#炉的B 炉水泵的两根出口管用φ194×20 mm 的管引出，经三通汇合为φ245×24 mm 的管，依次连接手动闸阀、流量测量装置、电动闸阀，在电动闸阀后连接大小头将管径调整为φ273×32 mm 的管，随后连接止回阀并接入省煤器进口给水管道。

在管路布置及选型过程中不仅考虑性能及工艺需求，同时也应考虑管系的柔性及应力安全。新增的管路会影响原有管路，还需结合原有的平台空间，钢结构，所以需要通盘考虑，寻找最优方案。实践中，在保证性能基础上进行成本控制，保证现场施工合理。在完成管系布置后应用CASARⅡ进行整体的建模分析，确保新增管系的安全，同时保证不影响原有管系应力安全。新增热水再循环管系及原管系的应力分析模型如图3 所示。

图3 热水再循环管路应力分析模型图

2.3 系统控制

对于本机组，在锅炉运行中，当脱硝装置的入口烟温低于280 ℃，则开启热水再循环管路闸阀，一部分热水将从循环泵出口管路中被引出，直接进入省煤器入口的给水管，相较改造前，此时进入省煤器的冷水温度提高、热水流量增加，减少了省煤器吸热量，提高了脱硝入口烟温。

负荷稳定后，若热水再循环管路闸阀全开状态下，烟温依然未达到目标值，则调整憋压阀的开度，进一步增大热水再循环流量，以提高省煤器出口烟气温度。本方案热水再循环管线中不设置调节阀，热水流量调节靠闸阀的开度与循环泵出口新增的憋压阀的开度来控制。此设计的优点在于保证性能的同时可最大限度地减少旁路系统阻力。

热水再循环控制系统的目的就是保证在低负荷下，根据SCR 入口烟温的测量反馈，调节系统阀门，使得SCR 入口烟温保持在设定值附近。

3 热水再循环系统运行调试试验

宁海电厂4#机组于2022 年9 月底开始停机检修，至11 月16 日主体管道及设备安装完成，11 月28日完成水压试验。在此期间对再循环电动闸阀及电动憋压阀等设备进行单体调试，2022 年12 月7 日进行了性能调试试验。

从图4 运行参数曲线可看出，在2022 年12 月7日14 时52 分，脱硝入口烟温为249 ℃，此时开启热热水再循环系统。

图4 热水再循环系统投运前后的循环流量-温度曲线

在2022 年12 月7 日15 时47 分，并网前脱硝入口烟温已到达298 ℃，完全能满足脱硝投运要求。

在仅开启热水再循环管路电动闸阀，未开启4B 炉水泵出口憋压阀的状态下，就能实现345 t/h 的热水再循环流量，此时最低脱硝入口烟温288.5 ℃，平均烟温299 ℃，使得省煤出口烟温达到脱硝投运最低的烟温要求。并且在整个机组并网过程中烟温维持稳定，保证机组的顺利并网。在机组并网过程中机组主要性能参数曲线如图5 所示。

图5 机组启动并网过程中性能参数特性曲线

为了进一步测试评估本热水再循环系统的烟温调节能力，在此试验期间，也进行了憋压阀的流量调节摸底测试。在锅炉稳定运行状态下，逐步关小憋压阀开度至20%过程中，热水再循环流量逐步稳定增大，最终双侧憋压阀开度调整至20%时，热水流量达到了510 t/h，在此过程中，SCR 入口烟温提升15 ℃，在整个调节试验过程中，炉水泵运行稳定，流量提升效果明显，据此可以得到，本系统的烟温调节能力和潜力较大，可较大范围地实现烟温调节，对于保证机组在全负荷实现SCR 系统的正常投运提供了保障，并且由于系统潜力较大，对于不同参数和负荷实现有效烟温调节的适应性良好，能最大程度保证SCR 的正常投运。

4 结论

经本次热水再循环系统改造及调试和性能试验，现结论如下。

1）4 号机组热水再循环系统投运对SCR 脱硝入口烟温提升效果较为明显，根据试验，可满足机组在并网前全负荷脱硝入口烟温达预期目标。

2）给热水再循环系统设有足够的安全裕量和合理的连锁保护，其投、切不会引发省煤器超温报警，也不会影响锅炉其他受热面的安全工作。

3）性能试验期间未发现任何如管路振动、水击、汽化、异常噪音及泄露等问题，系统整体运行安全可靠。

4）在电动闸阀、憋压阀的开启、关闭过程中，锅炉出口各项参数基本未出现波动，未带来系统能耗的增加等不利因素；电动闸阀、憋压阀动作时，部分参数的变化（如省煤器出口水温、汽包水位），均在正常设计范围之内。

5）当机组负荷升高、热水再循环系统彻底退出后，锅炉各项运行参数完全恢复改造前水平，高负荷工况旁路系统不投运时，锅炉效率不受任何影响。

综上所述，在火电机组低负荷运行常态化趋势的背景下，实现机组在超低负荷或全负荷SCR 系统的正常投运是大型火电机组必须要解决的问题。通过宁海电厂的热水再循环系统改造实践，综合考虑机组原始设计特点，投资及各种方案实际效果，对于原设计为强制循环的亚临界机组，采用原炉水循泵的热水再循环方案，有很好的烟温调节效果。实践证明，本方案系统简单、安全可靠，效果明显，能够满足机组深度调峰要求，在同类工程中值得推广应用。