火电机组复合热水再循环深度调峰技术应用与分析

凌晓定，陈宝东，陈正午

(张家港沙洲电力有限公司，江苏 张家港 215624)

随着电网峰谷差的增大和可再生能源比重的增加，火电机组的调峰压力也越来越大[1]。为此，地方政府出台政策引导、鼓励发电企业积极开展深度调峰。江苏电网要求60万kW及以上燃煤机组最小可调出力力争不大于额定容量30%，原则上至2021年底至少完成一台机组改造，至2022年底全部机组满足最大调峰能力要求[2]。

张家港沙洲电力有限公司(以下简称“沙洲公司”)响应国家号召、顺应时代要求，积极开展辅助调峰、调频的探索和技术改造。本文着重论述沙洲公司的机组深度调峰改造应用案例和成果分析，以供相关企业参考和借鉴。

1 机组概况

沙洲公司有2台630 MW机组和2台1 000 MW机组。630 MW机组锅炉为上海锅炉厂生产的SG1913/25.40-M955 Π型超临界一次再热直流锅炉，采用四角切圆燃烧方式。1 000 MW机组锅炉为上海锅炉厂和ALSTOM公司联合设计制造的SG3100/28.25-M7003型超超临界一次再热直流强制循环锅炉，采用单炉膛塔式布置、四角切圆燃烧方式，配置30%BMCR容量启动循环泵。两种锅炉最低稳燃和最低直流负荷均为30%BMCR(BMCR-锅炉最大连续蒸发量)。

改造前，630 MW机组已具备40%Pe(Pe-额定负荷)调峰能力，1 000 MW机组具备35%Pe调峰能力，但与江苏电网的要求还存在一定差距。制约“瓶颈”是机组并网至30%Pe阶段，SCR(SCR-选择性催化还原)入口烟温低于投运温度。为此，电厂对机组深度调峰灵活性改造的技术路线进行了探索和实践。

2 灵活性改造技术路线

2016年，国家能源局下达第一批、第二批火电灵活性改造试点项目，其中600 MW及以上火电厂共5家，改造路线汇总见表1。

表1 600 MW及以上机组火电灵活性改造试点统计[3-4]

分析国内现有试点投运的灵活性改造案例，主要的技术改造路线，可归为宽负荷脱硝改造和热电解耦改造两个方向，具体见表2。

表2 600 MW及以上机组火电灵活性改造技术路线

宽负荷脱硝改造适用于纯凝和供热机组，对于供热机组则可能要配合供热或热电解耦改造，主要有尾部烟道烟气旁路、省煤器复合热水再循环、分级省煤器、宽温差催化剂等方案。

热电解耦改造主要包括水罐储热、熔盐储热等储热方案和储电及电能消纳方案。

2.1 热电解耦改造分析

大型电站深度调峰储热和储电改造的工程造价远高于宽负荷脱硝改造，且所需场地较大，四台机组4 h调峰储热占地约8 000 m2，储电占地约60 000 m2，不适用于存量常规大型燃煤电站。实际运行中，电网调峰存在调峰时长的不确定性，在确保稳燃的前提下，主要方向则是宽负荷脱硝改造。

2.2 宽负荷脱硝改造分析

深度调峰改造中，要统筹兼顾锅炉低负荷稳燃、宽负荷脱硝、主辅机安全运行和DCS控制系统的主要控制与保护逻辑优化。

国内主流的宽负荷脱硝改造技术路线有烟气旁路、复合热水再循环、分级省煤器、宽温差催化剂等方案。

2.2.1 烟气旁路

在省煤器入口烟道加装烟气旁路至省煤器出口，旁路烟道与主烟道烟气在SCR入口混合，然后进入脱硝系统，通过减少省煤器吸热量的方式，提高SCR入口烟温[5]，改善低负荷工况下脱硝系统烟温。具有尾部双烟道、配有汽温调节挡板的锅炉，采用烟气旁路技术可减少部分设备投资，具有造价低、适用性强的优点，但也存在不足：一是排烟温度升高,对锅炉热效率不利；二是烟气挡板容易堵灰，运行一段时间，挡板可能出现动作不灵、卡涩问题，关断门若关闭不严则高负荷下容易有烟气泄漏，从而使进入SCR的烟温过高，导致催化剂烧结、脱硝效率下降等问题；三是烟气侧阻力增加，流场和烟气温度分布不均，也会影响脱硝效率。

2.2.2 复合热水再循环

该技术方案由两部分构成：一部分是在给水管路上增加旁路至省煤器出口联箱，通过改变省煤器进水量以减少省煤器吸热；另一部分是增加省煤器热水再循环系统，通过增加省煤器入口水温的方式提高SCR入口烟温[6]。通过控制系统的合理调节，控制省煤器给水的过冷度，并辅以省煤器给水温度监测，能够保证省煤器的运行安全。由于复合热水再循环系统由两个子系统组成，各子系统既可独立运行、也可同时工作，均能对SCR入口烟温起到调节作用。此种改造工期短，且减少启机用水量，加快机组启动速度。该系统最大特点是调温范围广、方式灵活。

2.2.3 分级省煤器

分级省煤器，顾名思义是将省煤器分二级布置。二级省煤器布置在省煤器原有位置，一级省煤器布置在SCR出口，在提高SCR入口烟温的同时，锅炉排烟温度保持不变，不影响锅炉热效率[7-9]。但此方案改造量大，需拆除部分原有省煤器，重新安装二级省煤器。分拆后的省煤器荷载较大，迁移到脱硝装置下游以后，对下游原始结构带来较大的负荷超限风险。此外，该方案还需增加支吊架，并进行烟道更改、加固，基础载荷校核及增加新的仪器仪表。该种改造工程较为复杂，工程量大，适用于新建机组。同时，还需核算极端工况下脱硝装置入口烟温，低负荷工况下满足脱硝烟温的拆分比例有可能引起满负荷工况烟气超温，从而导致催化剂高温烧结。

2.2.4 宽温差催化剂

该方案是将脱硝催化剂更换为工作温度范围为220～420 ℃的宽温差催化剂，以满足30%Pe以上脱硝系统投用要求。当前已应用的宽温差催化剂在270 ℃以上长期运行状况良好，但在260 ℃以下运行易出现空预器堵塞。宽温差催化剂使用时间短，业绩少，技术成熟性有待进一步检验，且不能提高空预器排烟温度，无法解决低负荷时空预器、布袋除尘器烟温≥100 ℃的需求。

四种宽负荷脱硝改造方案对比见表3。

表3 宽负荷脱硝改造方案对比

纵上分析，复合热水再循环技术方案辅以配套的控制系统改造，能够满足30%Pe以上的深度调峰要求。

3 复合热水再循环改造实施案例

3.1 系统原理及设计

沙洲公司4台机组改造系统包含省煤器给水旁路管线和热水再循环管线两部分，如图1所示。其中，给水旁路管线从主给水管路引出给水旁路至省煤器出口集箱连接管，设计旁路闸阀、主给水电动调压阀等设备控制给水旁路流量。热水再循环管线细分为湿态循环管线(利用已有启动系统管道，将分离器储水箱热水返送至省煤器入口)和干态循环管线(利用已有炉水循环泵，新增一条从省煤器下降管至省煤器入口的热水再循环管线)。在主给水管路上设置电动调压阀，保证旁路管道有足够压差进行流量调节。通过以上设计，系统投运时，可调节省煤器入口主给水流量；系统退出时，电动调压阀全开，不产生节流损失。再循环流量则通过炉水循环泵出口调节阀控制。

为节省投资，沙洲公司1 000 MW机组利用原有炉水循环泵进行再循环系统改造。630 MW机组则增加一台炉水循环泵，以提高水冷壁安全性、缩短机组启动时间。

复合热水再循环系统的主要调节目标是SCR入口烟温。SCR入口烟温略高但仍不满足系统运行要求时，可只采用给水旁路系统，系统功能和控制相对简单。SCR入口烟温较低时，则需同时启用旁路和再循环管线，以使SCR入口烟温得到较大提升。两路管线同时开启时，在减少省煤器入口冷水流量的同时，也提高了省煤器入口水温，从而省煤器吸热量大幅减少，SCR入口烟温显著提升。这样，在变负荷工况下，SCR入口烟温变得灵活可调。

图1 省煤器复合热水再循环系统原理

3.2 管线布置

1 000 MW机组自主给水管路引出省煤器给水旁路管道，旁路管道沿着工质流动方向顺序布置旁路电动闸阀、旁路流量测量装置，然后接入省煤器出口集箱连接管。循环泵入口干态循环管线布置电动闸阀、流量计等设备。系统示意如图2所示。

图2 省煤器复合热水再循环系统管道示意图

给水旁路管道上设置2台电动闸阀、原给水母管上新增1台电动调压阀、干态循环管道(省煤器出口至循环泵入口)上设置1 台电动闸阀，其余参与调节功能的阀门管线均利用原锅炉启动系统阀门。省煤器复合热水再循环系统流程图如图3所示。

630 MW机组与1 000 MW机组改造相比，增加了湿态循环管线、干态循环管线，加装炉水循环泵。投入炉水循环泵时，锅炉启动系统优化为带有再循环泵的启动系统，在回收系统工质、热量的同时，也缩短了启动时间。

图3 省煤器复合热水再循环系统流程图

3.3 控制系统配套改造

为满足负荷响应速率及调频要求，保证调节精度，对现有DCS控制系统的主要控制与保护逻辑进行优化改造。主要改造内容为机组在AGC(自动发电控制)方式下，将机组负荷调节下限从原有50%Pe下调至30%Pe；进行全局优化控制系统改造，包含30%～100%Pe区间机组AGC控制、协调控制、燃料量控制、给水流量控制、燃水比控制、主汽压力控制、滑压控制、主汽温度控制、再热汽温控制、SCR喷氨控制和辅助调频控制等。

4号1 000 MW机组深度调峰改造还应用了INFIT控制系统模块。INFIT系统采用的控制策略是以多模型的GPC(广义预测控制)作为核心控制环节，以神经网络等智能控制算法作为辅助控制环节的火电机组先进控制技术。

INFIT系统将运行区间分为深调区和常规区，深调区对应负荷为30%～50%Pe，常规区对应负荷为50%～100%Pe。在深调区，INFIT建立30%Pe、35%Pe、40%Pe、45%Pe模型。在常规区，则建立50%Pe、75%Pe、100%Pe模型。各模型则设计相应的局部GPC控制器[10]。

INFIT系统局部GPC控制器的结构图如图4所示。

此外，INFIT系统还采用竞争型神经网络学习算法，实时校正机组运行中与控制系统相关的各种特性参数，然后再根据这些特性参数实时计算协调控制系统的各项控制参数，使系统始终处于在线学习状态，控制性能不断向最优目标逼近。

其他热控的辅助改进措施是在省煤器出口悬吊管、蛇形管增加55个壁温测点，用于监视省煤器出口工质温度。

4 试验结果

4.1 1 000 MW机组试验

4.1.1 启动试验

锅炉点火后，逐渐开启省煤器给水旁路门，增加省煤器旁路流量，省煤器给水旁路门开度40%时，锅炉主给水流量为800 t/h，省煤器旁路流量达到400 t/h，SCR入口烟温缓缓上升。省煤器给水旁路门开度增大到85%，旁路流量680 t/h，SCR入口平均烟温283 ℃。

并网阶段，省煤器给水旁路阀门缓慢关闭，以减少对汽水系统的影响。阀门关至70%时，省煤器给水旁路流量630 t/h，SCR入口平均烟温升至287 ℃。当省煤器给水旁路阀门增加到一定开度后，可通过关小主给水调压阀以获取更多旁路流量。

综上，投入宽负荷脱硝系统后，启动阶段SCR入口烟气温度显著提升，见图5。

4.1.2 深度调峰试验

机组负荷降至350 MW时开启省煤器给水旁路。试验期间，给水旁路调节阀仅开至25%、在省煤器热水再循环系统未投入的情况下，即能满足机组30%Pe运行，SCR入口烟温323.3 ℃，烟温平稳无波动，见图6，省煤器出口工质过冷度为114.4 ℃。

图6 1 000 MW机组深度调峰期间参数曲线

4.2 630 MW机组试验

4.2.1 启动试验

机组启动时，通过启动炉水循环泵建立锅炉强制、湿态循环，循环水量为350 t/h，分离器水回收至除氧器，提高除氧器水温，同时使螺旋管、垂直管水冷壁受热均匀，见图7，启动时间缩短。

图7 630 MW机组启泵前后水冷壁受热均匀性对比

因630 MW机组利用分离器及下降管作为湿态循环的储水箱，容积较小，为减少湿态循环炉水泵入口缺水的风险、减少系统切换扰动，锅炉点火前，湿态循环切换至干态循环，并开启省煤器给水旁路。干湿态切换时，调整给水流量，保持分离器水位稳定。在复合热水再循环系统投入后，水冷壁入口工质过冷度余量较大，水冷壁的运行工况趋好，而旁路部分给水量直接进入水冷壁，省煤器出口工质过冷度余量较小，则是控制的难点。通过控制过冷度，以避免水冷壁入口和省煤器出口工质汽化，从而保证锅炉安全稳定运行。随着燃料量增加，逐渐增加炉水循环泵出口和省煤器旁路流量，SCR入口烟温得以提升。省煤器复合热水再循环系统投运后，通过调整省煤器热水再循环流量和省煤器旁路流量，机组并网前，炉水循环泵出口流量350 t/h，省煤器旁路开度40%，省煤器旁路流量220 t/h，SCR入口平均烟温300 ℃左右，满足脱硝催化剂最低运行温度。启动参数曲线见图8。

图8 630 MW机组干态循环下机组启动参数曲线

4.2.2 深度调峰试验

机组深度调峰试验过程中，数据也满足30%Pe脱硝投运的烟温要求，见图9。试验期间给水旁路调节阀开度31%，给水旁路流量150 t/h，炉水循环泵出口流量300 t/h，SCR入口烟温307 ℃，烟温平稳无波动，省煤器出口工质过冷度为11 ℃。

图9 630 MW机组深度调峰期间参数曲线

4.3 全负荷脱硝试验

4.3.1 630 MW机组全负荷脱硝试验

启动阶段，锅炉点火前切换至干态循环管线，并开启省煤器给水旁路。通过调整省煤器旁路和炉水循环泵出口流量，提高SCR入口烟温。为了确保锅炉点火后的安全稳定运行，在保证最低给水流量的同时需控制水冷壁入口过冷度和省煤器出口工质过冷度，通过控制省煤器旁路门开度、控制循环泵出口调门开度、控制锅炉给水量三种手段来调节上述过冷度。初期炉水循环量150 t/h，随着锅炉给水量的增加，打开给水旁路并增加炉水循环量，通过调整，机组并网前SCR入口烟温达到300 ℃，满足脱硝催化剂最低运行温度。复合热水再循环系统能够在30%Pe时确保脱硝系统可靠投运，同时在机组启动阶段能够进一步提升烟温，实现宽负荷脱硝。各工况见表4。

表4 630 MW机组全负荷试验参数汇总

4.3.2 1 000 MW机组全负荷脱硝试验

启动阶段投运省煤器给水旁路，不同热负荷阶段则通过调整省煤器旁路和炉水循环泵出口流量，进而提高SCR入口烟温。投运省煤器给水旁路前，调整高加出口给水流量为省煤器旁路提供水源，初期流量小于200 t/h，以防止锅炉进冷水量过大对提高脱硝烟温不利。随着汽温、汽压升高，逐渐缓慢增加高加出口流量，及时启动第二台磨煤机，增加给水压力，以保证省煤器出口工质过冷度。此时，机组高、低压旁路可适当开大，通过增加燃料量，提高SCR入口温度。通过调整，机组并网前SCR入口烟温达到301 ℃，满足脱硝催化剂最低运行温度，可实现全负荷脱硝。1 000 MW机组全负荷试验参数汇总见表5。

表5 1 000 MW机组全负荷试验参数汇总

4.4 DCS调节性能优化

在深调区、常规区负荷范围内完成变负荷试验和参数优化。优化后，在50%Pe以下按1.0%Pe速率、50%Pe以上按1.5%Pe速率变负荷调整，机组动态运行过程平稳，稳态运行控制精度较高。其中，主汽压力最大动态偏差为0.5 MPa，稳态偏差为0.2 MPa；主汽温最大动态偏差为6 ℃，稳态偏差为3 ℃。机组运行平稳，调节特性满足电网调度要求。

5 结语

复合热水再循环方案作为深度调峰诸多技术方案之一，具有系统简单、改造施工量小、工期短，调节范围大、适应性强、运行维护工作量小、性能优越、投资省、费效比高等优点，将成为电厂深度调峰技术改造中具有很强竞争力的技术方案之一。在环保要求深度控排、减排的背景下，其附带的全负荷脱硝能力将为电厂在低负荷阶段实现NOx超低排放探索一条全新的路径。