600MW超超临界锅炉全负荷脱硝运行技术措施及危险点分析

吴波　张维初

摘 要：本文主要针对某600MW超超临界锅炉SCR系统在启停机及低负荷阶段无法投入问题进行研究探讨，致在寻求一种不改变系统即可实现锅炉全负荷脱硝的运行控制技术措施，并且结合三次全负荷脱硝试验对措施危险点进行分析总结，在保证锅炉实现全负荷脱硝的同时保证设备安全。

关键词：锅炉；全负荷；脱硝；措施；危险点

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）08-0160-02

1 概述

某电厂锅炉是哈锅厂设计、制造的超超临界600MW 直流锅炉，额定蒸发量1795t/h，额定主汽压26.15MPa，锅炉为单炉膛、Π型布置、固态排渣、设置SCR系统。SCR自投运以来运行情况良好，高负荷情况在系统投运率和控制NOX排放方面均取得不错效果，但由于催化剂本身特性决定在机组低负荷、启动阶段时无法满足催化剂温度要求，导致机组启动和低负荷阶段脱硝系统无法投运，NOX排放超标现象。

2 可行性分析

如前所述要在现有SCR基础上实现全负荷脱硝的关键就是提高SCR入口烟气温度，实现SCR系统在机组启动及低负荷运行时的投入。通过运行方式优化调整是可以在一定程度上提高SCR入口烟气温度的，主要调整方向如下：首先，通过燃烧调整、减少锅炉漏风、减小锅炉排放量、尾部烟气挡板调整、选择适当煤种等方式提高炉膛出口煙气温度；其次，通过启动阶段合理投运除氧器加热、投运高低压加热器、增加炉水再循环量等方式提高锅炉给水温度。理论上通过运行方式优化调整是可以提高SCR入口烟气温度，但能不能达到SCR运行需求温度还需在试验中进行进一步验证。

3 运行控制技术措施

3.1 提高炉膛出口烟温措施

3.1.1 燃烧调整

锅炉点火初期及低负荷运行期间，首先，适当的将燃烧器摆角上扬，提高火焰中心；其次，适当提高一次风压，提高火焰刚性，推迟燃烧；再次，关小过燃风和AA风开度，减少燃烧后期送入冷风量；最后，合理分配煤层负荷，尽量将煤量向上转移，提高火焰中心。

3.1.2 减少锅炉漏风量

首先，在允许范围内降低炉膛负压，可在一定程度上减小锅炉冷风漏入量；其次，全关锅炉干渣机底部冷却小风门及干渣机顶部大风门，减少由排渣系统漏入炉膛冷风量；最后，在锅炉点火前全面检查锅炉本体所有人孔门、观火孔关闭严密，防止冷风从此漏入炉膛。

3.1.3 减少启动阶段锅炉排放量

如锅炉热态冲洗采用邻炉加热给水方式完成，则在锅炉点火升温升压阶段在操作中控制锅炉上水量，保证水循环安全性前提下减少热水排放量。如锅炉热态冲洗采用点火冲洗方式，则在冲洗过程中应加大锅炉冲洗流量并且增大流量扰动量及频率，这样就可在一定程度减少锅炉热态冲洗时间及冲洗排放量。

3.1.4 尾部烟气挡板调整

在锅炉启动初期我们将尾部烟气挡板全部调节至再热器侧，这样就可有效减少主汽尾部吸热量，从而有效提高尾部烟气温度。

3.1.5 选择合适煤种

选择燃用品质较好煤种对于燃烧稳定性及调节灵活性都起着相当重要的作用。在条件允许情况下应尽量选择发热量高、内水含量少、挥发分适中、灰熔点高、灰分低、低N/S煤种。

3.2 提高锅炉给水温度措施

3.2.1 合理投运除氧器加热

操作中就需要充分利用除氧器正常加热管路和再沸腾加热管路，在操作中我们应根据需要尽早投运除氧器加热，且再沸腾加热管路调阀保持大开度以获得较好加热效果。

3.2.2 尽早投运高、低压加热器

经过摸索推荐选择在2000r/min中速暖机时投运低加系统，并网带初始负荷时投运高加系统对于提高给水温度、保证大机暖机效果、加热器应力控制及简化投运操作来说都是比较合理的。

3.2.3 增加炉水再循环量

增大再循环流量可有效提高省煤器入口给水温度。为了实现全负荷脱硝在操作上推荐锅炉点火后BR阀开度保持大于70%，可有效保证省煤器入口给水温度。

4 危险点分析及控制

4.1 锅炉水循环安全性

4.1.1 给水流量低低MFT

全负荷脱硝控制时，为提高省煤器入口给水温度，再循环流量控制会增至总给水流量的2/3左右。锅炉湿态运行阶段无论从设备本身还是控制方面给水泵可靠性一般会高于炉循泵，给水控制时总给水流量中再循环流量占比过大，导致给水站流量过低，出现炉循泵跳闸，则总给水流量会快速减少至锅炉给水流量低低MFT流量下，如此时调整不及时则会导致锅炉MFT。

4.1.2 水冷壁超温、爆管

通过提高省煤器入口给水温度锅炉水冷壁内工质处于高温低压状态，水冷壁内工质会不会过早汽化、蒸发段提前、强制循环动力不足导致水冷壁超温、爆管等一系列问题迎面而来。需要在操作中时刻关注给水压力和温度匹配，避免温度、压力匹配大幅偏离，出现工质过饱和汽化现象。

4.2 受热面热冲击

给水控制采取了大再循环量加小上水量模式，考虑到炉循泵运行稳定性较给水泵差，炉循泵跳闸后对给水冲击大，直接会导致省煤器入口水温的大幅波动。

4.3 省煤器安全性

省煤器亚临界压力运行时出口水温应低于饱和温度10℃以防止省煤器汽化。在某些工况时此裕度偏低，如若控制不好则极易发生省煤器汽化现象，严重影响省煤器及水冷壁运行安全。

4.4 给水站调阀冲损及切换风险

首先，在锅炉湿态运行期间给水调节需要给水站上水调阀保持较小开度，此时上水调阀前后压差较大，这必然对上水调阀产生较为严重的冲刷，长此则上水调阀的严密性必然下降，增加给水控制难度；其次，采用汽泵启动，因汽泵最低转速限制，并且在转态中我们需要保持BR阀固定大开度（约80%），采取提高上水站压头的方法来减小再循环流量，从而稳定启动流量，那么在整个转态过程中上水调阀前后压差会较大，对转干态后切换给水主旁路增加了一定风险。

4.5 再热器安全性

汽机冲转前再热器处于干烧状态，上述运行技术措施目的都在于提高SCR入口烟气温度，即炉膛出口烟气温度也相应提升了。在实现全负荷脱硝的同时再热器运行安全性也是需要注意的，要避免炉膛出口烟气温度过度提升而造成再热器烧损或锅炉MFT发生的情况，另再热器在干烧状态时如温度过高汽机冲转时冷再热蒸汽进入会产生较大热应力或振动，影响再热器安全。

5 试验数据总结

根据上述锅炉全负荷脱硝运行控制技术措施，某厂在机组三次启动过程中实施了锅炉全负荷脱硝试验。随着试验的推进，控制措施的逐步优化，危险点的全面把控，三次试验逐渐趋好，基本可以实现全负荷脱硝，实验情况如表1。

6 结语

通过查阅有关资料、分析对比运行数据、进行初步可行性分析并制定锅炉全负荷脱硝运行技术措施及危险点控制措施，在机组启动过程中通过运行方式优化调整，提高SCR入口烟气温度，某电厂600MW超超临界锅炉初步实现了全负荷脱硝，另因试验次数、边界条件限制，上述运行技术措施及危险点分析是否完备、正确还需做进一步的深入探讨及研究。

参考文献

[1]申春梅，孙锐，吴少华.超超临界锅炉炉内燃烧过程的数值模拟[J].动力工程，2006（01）.

[2]王俊，马杰.超临界600MW机组汽轮机汽封改造及通流调整[J].中国高新技术企业，2015（36）.