600MW超超临界锅炉全负荷脱硝运行技术措施及危险点分析

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。

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