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1、和丰电厂全负荷脱硝改造方案介绍摘要：为保证脱硝效率达到设计水平，降低催化剂寿命损耗率，减小氨逃逸， 基本缓解硫酸氢铵沉积、堵塞空预器现象，满足深度调峰脱硝超低排放要求，宽 负荷脱硝系统水侧改造方案应运而生，本改造方案主要是针对锅炉侧给水管道进 行的改造，通过增加旁路及再循环管道来改变省煤器入口的水量及水温，控制省 煤器内工质从烟气侧的吸热量来实现提高省煤器出口烟温的目的。技术上较为成 熟的水侧改造措施主要有省煤器给水旁路方案、热水再循环方案、复合热水再循 环方案。省煤器复合热水再循环方案是针对锅炉“自并网起就投入SCR的全负荷 脱硝”的宗旨，在传统的省煤器给水旁路和热水再循环方案基础上，组合优
2、化形 成的新型技术方案。（该技术已获国家发明专利，专利名称：一种SCR入口烟气 水侧提温系统及方法；专利号：ZL 2016 1 1223709.3）。该项技术也已成功应 用到了国网能源和丰煤电有限公司，实现了并网及以上负荷脱硝入口烟温始终维 持在310C及以上目标，本文章将围绕国网能源和丰煤电有限公司全负荷脱硝改 造项目进行介绍。关键字：深度调峰、宽负荷脱硝水侧改造、复合热水再循环、技术优势、现 场施工、逻辑及画面一、全负荷脱硝水侧改造方案选取水侧改造方案原理：省煤器水侧改造方案是通过调节进入省煤器的水量和水 温，从而降低省煤器内工质从烟气侧的吸热量，达到提高省煤器出口烟温即脱硝 入口烟温的目
3、的。目前省煤器水侧改造系统主要有三种设计方案：省煤器水旁路 方案、省煤器热水再循环方案及省煤器复合热水再循环方案，现就三种方案分别 介绍如下：瓣省煤器水皆路忒 1 d._| I 差| 图1省煤器水旁路方案省煤器水旁路方案（方案原理图见图1）:具体布置方案是自主给水管路上 通过三通引出旁路管道，旁路管道上设有电动闸阀、电动调节阀、流量计，最终 旁路管道的终端接入省煤器出口集箱或连接管。同时在主给水管道上设置主给水 电动憋压阀，此阀门与旁路上的电动调节阀合理的调配两条并连管线的阻力，从 而灵活调节进入省煤器的水流量，改造后烟温升一般为0-20C。图2省煤器热水再循环方案省煤器热水再循环方案（方案原
4、理图见图2）：具体布置方案是从锅炉汽包 下降管上某位置引出热水再循环管道，管道上布置汇集集箱、热水循环泵、调节 阀、流量计、闸阀、止回阀等设备，热水再循环管道的终端接入省煤器给水母管 循环泵为工频泵，通过泵出口的调节阀控制再循环热水流量，改造后烟温升一般 为 0-50C。图3省煤器复合热水再循环方案省煤器复合热水再循环方案（方案原理图见图3）：该方案是水旁路方案和 热水再循环方案的结合体，旁路冷水流量的同时通过引入下降管热水，大幅度提 升省煤器入口水温，从而最大限度的提高省煤器出口即脱硝入口的烟温。该项技 术是针对目前燃煤电厂对SCR脱硝装置的投运要求从中/低负荷向深负荷拓展而 提出的一种新型
5、改进方案，可实现全负荷脱硝，烟温升一般为0-70C。新疆和丰电厂#1、#2机组在低负荷运行时，锅炉SCR入口烟温较低（最大欠 温达到55C），无法满足SCR脱硝装置催化剂最低安全投运的温度要求。为提高 机组在低负荷工况下脱硝入口烟温，提高SCR装置的负荷适应性，和丰电厂拟实 现全负荷脱硝，要求并网后的全负荷范围内（约30MW330MW）脱硝入口烟温不小 于310C，满足脱硝投运条件。故为达到并网起投入脱硝，需要进行各种设计、 运行工况的大量取数、复核、验算工作，确定最佳的改造技术方案与措施。经前 期技术调研，最终选取了工期更短、调节更加灵活、烟温升幅更大、维护量小、 运行更加稳定的省煤器复合热
6、水再循环方案。二、复合热水再循环设计方案的技术优势 从调节省煤器工质的流量和温度两方面同时入手，是一种组合优化方式。 通过大幅度减少“省煤器一烟气”的冷热端的换热端差，显著提升SCR入口烟温， 保证了机组自并网后全负荷脱硝。若适当提高运行压力，升温能力仍有进一步提 升空间； 由旁路系统及再循环系统两个子系统组成，子系统既可协同工作、也可独 自运行，对SCR入口烟温均能发挥调节作用。改造后，视SCR入口烟气欠温程度 不同，可采取“仅旁路”、“仅再循环”或“旁路+再循环”等多种运行模式， 提高了机组运行的灵活性； 旁路管道的存在可极大减少再循环的取水量峰值，使得循环泵的选型更具 有经济性。在保证脱
7、硝效率的同时，最大限度减少对锅炉热效率和厂用电的损耗; 对现场空间要求小，部分安装工作可无需停炉即可进行，此外，由于是由 两个独立的子系统构成，工程进度控制相对灵活，未来在现场安装期间如果出现 不可抗力的突发情况，可采取多种临时应对措施，例如优先完成新增管道安装（后期再与原管路接口）、或优先完成旁路或再循环子系统。三、复合热水再循环方案设计的关键点省煤器悬吊管出口过冷度的控制：为保证省煤器及悬吊管的安全运行，确 保省煤器和悬吊管出口不会出现因流量调整而引发的工质汽化、水击等现象，复 合热水再循环系统配套有省煤器出口欠焓监控功能，系统投运后，监控模块会根 据当前运行压力、流量、温度等参数控制旁路
8、流量上限，当省煤器出口水温逼近 上限时，将不再加大旁路流量。旁路及再循环管道的接口位置选取：为了最大程度提高省煤器入口的给水 温度，旁路管道的引出位置必须在新增热水再循环管道接入点的上游，即主给水 必须先被旁路然后再与下降管过来的热水混合。设备选型：系统的设计思路是通过调整进入省煤器的水量和水温来减少省 煤器的吸热量从而提高烟温。为保证机组在低负荷的任意工况下，烟温始终维持 在合理范围内，需保证旁路管道和再循环管道的流量具备良好的调节性能。本方 案在设计的时候需要对原给水管道，省煤器受热面，下降管区域，新增旁路管道， 新增再循环管道进行整体分析计算，然后据此压降和流量平衡计算结果确定管道、 阀
9、门及循环泵选型参四、全负荷脱硝改造后水循环安全分析针对和丰项目，需进行专业水动力计算以确保改造后水冷壁管子安全性。水 动力循环模拟针对不同负荷时整个水循环系统-包括集中下降管，分配集箱，分 散供水管、水冷壁管，汽水引出管，汽水分离器的流量、流速、压降、流动阻力、 含汽率等进行计算分析。针对330MW，165MW，90MW，30MW多种工况的水动力进 行分析，其中330MW，165MW不需投入再循环系统，工质侧流动情况不变，而 90MW和30MW需要省煤器热水循环系统投入运行，投入前后水循环状况有所改变， 模拟计算结果列表如下：表1水循环总的特性参数90M90M30M30M项单330165WWW
10、W目位MWMW改改改改前后前后锅炉257.76257.76179.41179.41蒸 八、发量T/H1059.01405.49汽包18.13.8.28.26.96.9压MPa8753376376627627力煤器337294271290273293KCA出L/KG 口水焓炉膛总4894784684.51.747.15419436499循 T/H1.336.271.48环流量水冷壁124457282282蒸 八、T/H7.62.878.72.24发量203202.32.84循3.39.517.17.23.23.环/5953596551341851861071倍单位面T/H 10538523823
11、7171170积*M20.56.56.07.66.2.81蒸 八、发量从上表可以看出，无论是90MW负荷还是30MW负荷，改造后，循环倍率均有 略微下降，下降管总流量较原来有所减少，90MW负荷的循环倍率和下降管总流量 分别减少了 1.77%和1.94%，30MW负荷的循环倍率和下降管总流量分别减少了 1.75%和1.98%，改造前后变化非常小，然后细分进入每一个回路的水量变化甚至 可忽略不计，且DNB均远大于1. 25，改造后锅炉水动力安全。五、省煤器复合热水再循环系统现场施工控制本项目现场施工工程量较多、设计范围广，同时存在交叉施工的情况，因此 制定详细的施工计划和工序来指导安装显得尤为重
12、要，现就施工过程中的几个关 键控制点叙述如下：5.1合理安排施工工序、设备分阶段到货图4循环泵进出口管道临时弯头连接临叶匡EE有情止TL二”.6即可图5进口调节阀位置的临时固定装置和丰发电厂现场施工考虑停炉时间较短且具体停炉时间的不确定性，采取了 分布实施的策略，停炉前先完成接口之外的外围管道，循环泵及进口调节阀交期 与停炉时间不吻合，为了避免锅炉区域灰尘及杂物进入管道内部，同时保证管道 悬吊时的绝对安全，循环泵进出口采用临时弯头连接的方式（如图4所示），调 节阀位置设计时先采用加长的管段，待阀门到货后根据阀门的长度切割多余的管 段（如图5所示），完成焊接。5.2下降管位置切割切割原有主给水管
13、道、下降管等位置处的管道时，需要根据切割位置的不同 制定不同的加固和切割方案，切割的总体原则是不改变管道原先的位置及不对管 道周围的其它结构造成不利的影响。尤其是切割下降管时，和丰电厂为亚临界自 然循环锅炉，共有4根下降管，切割下降管时的加固方案为：利用原来四个标高 （47.77米，39.57米，31.17米和21.17米）的导向架将切割后的下降管荷载通 过现场焊接在导向架的支撑板（每个导向架上焊8块立板）分配到这四个导向架 原来的支撑梁上。某一层标高的加固方案示意图如下：图6和丰电厂下降管某层标高切割加固方案5.3新增循环泵安装本项目采用的循环泵由海伍德泰勒泵业（昆山）有限公司生产，型号为“
14、无 密封垫-湿定子-鼠笼式”。安装该循环泵时需先安装泵壳，若锅炉需要进行整体 酸洗，则先利用泵壳专用堵板进行密封，待酸洗完成后再安装电机。电机安装完 成，首先需要利用注水管路进行冲洗，直至水质满足要求后将合格的水注满电机 腔，电机腔未注满水时不允许泵壳内进水，以免对电机腔造成污染，导致循环泵 返厂而耽误工期。六、逻辑组态及画面制作系统安装完成后，需要进行DCS逻辑组态及画面的制作，画面制作的标准是 既美观又能真实的反应整个新增系统的流程。单独制作一个宽负荷脱硝的画面， 同时将新增系统的主要设备及接口添加到DCS原有的画面里面去。新增设备逻辑 编写时要考虑循环泵的启动及异常跳闸条件、主给水憋压阀
15、的逻辑保护条件、省 煤器出口水温报警条件及与控制阀门之间的连锁保护等。第一次手动调试完成后， 根据各负荷下循环泵出口调节阀及主给水憋压阀的开度设置了系统投运时的自动 控制条件。七、总结和丰电厂完成宽负荷脱硝改造后，系统经调试成功完成投运，脱硝入口烟温 在并网及以上负荷达到了 310C及以上，实现了全负荷脱硝，保证脱硝催化剂从 并网起一直处于最好的活性范围内，大大延长催化剂的设计使用寿命和更换周期， 同时亦可降低氨逃逸，减少ABS的形成，避免空预器堵塞。此种设计方案具有一 定的前瞻性和创新，解决了电厂长期以来机组低负荷运行无法投脱硝的难题，具 有深远的经济效益和社会效益。参考资料：（1）一种SCR入口烟气水侧提温系统及方法北京清远顺合环保科技有 限公司，北京：国家知识产权局，2019.3.26，专利号：ZL 2016 1 1
