1、中國神華能源股份有限公司國華惠州熱電分公司2015年5月26日惠電公司1號機(jī)組分級省煤器、低溫省煤器改造及運(yùn)行情況介紹 匯報(bào)內(nèi)容匯報(bào)內(nèi)容四四四四三三二二分級省煤器介紹低溫省煤器介紹一一概述惠電公司一號機(jī)組分級省煤器及低溫省煤器的改造工作于2014年10月1日開工，11月28日鍋爐水冷系統(tǒng)超壓試驗(yàn)一次性成功，12月5日鍋爐點(diǎn)火一次性成功，12月8日機(jī)組最后并網(wǎng)，歷時(shí)69天，施工過程質(zhì)量、安全可控。后經(jīng)調(diào)試和168小時(shí)試運(yùn)，于12月24日0點(diǎn)正式投運(yùn)。 2015年5月完成改造后性能試驗(yàn)，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到了設(shè)計(jì)值。概述概述施工質(zhì)量管控三三二二分級省煤器介紹低溫省煤器介紹匯報(bào)內(nèi)容匯報(bào)內(nèi)容四四四四一一概述

2、一、分級省煤器一、分級省煤器1、改造情況介紹1.11.1設(shè)備改造前現(xiàn)狀設(shè)備改造前現(xiàn)狀 惠電公司脫硝系統(tǒng)所用催化劑為日本日立公司生產(chǎn)的板式催化劑，設(shè)計(jì)運(yùn)行溫度為300至420之間，脫硝系統(tǒng)退出運(yùn)行溫度設(shè)計(jì)為302； 實(shí)際運(yùn)行過程中，由于燃燒狀態(tài)不同，機(jī)組負(fù)荷在180MW220MW時(shí)，經(jīng)常發(fā)生由于煙氣溫度達(dá)不到要求而導(dǎo)致脫硝裝置退出的情況。2013年脫硝裝置退出總時(shí)長達(dá)350小時(shí)，造成脫硝系統(tǒng)年投入率達(dá)不到80%。1.21.2改造后的目標(biāo)改造后的目標(biāo) 機(jī)組機(jī)組40%40%以上負(fù)荷脫硝裝置不退出運(yùn)行（以上負(fù)荷脫硝裝置不退出運(yùn)行（310310設(shè)計(jì)）；排煙溫度達(dá)到設(shè)計(jì)值。設(shè)計(jì)）；排煙溫度達(dá)到設(shè)計(jì)值。1.

3、31.3項(xiàng)目改造的技術(shù)特點(diǎn)項(xiàng)目改造的技術(shù)特點(diǎn)在進(jìn)行熱力計(jì)算的基礎(chǔ)上，將原有省煤器部分（靠煙氣下游部分拆除），在SCR反應(yīng)器后空氣預(yù)熱器前增設(shè)一定的省煤器受熱面。給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器，然后通過連接管道引至位于SCR反應(yīng)器前面的省煤器中。通過減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，達(dá)到提高SCR反應(yīng)器入口溫度在脫硝催化劑運(yùn)行溫度下限值以上的目的，以保證SCR可以在最低穩(wěn)然負(fù)荷以上所有負(fù)荷正常運(yùn)行。主要優(yōu)點(diǎn)為能在不影響鍋爐整體效率的情況下提高SCR入口煙溫，同時(shí)通過在SCR后增加省煤器還能降低排煙溫度，提高鍋爐效率。具體改造情況見下圖：原鍋爐總圖原省煤器改造后示意圖改造后的效果圖1.4

4、1.4分級省煤器改造后效果分級省煤器改造后效果 我公司1號鍋爐原省煤器受熱面通過分級省煤器改造后，在機(jī)組帶40%負(fù)荷時(shí)溫度可以達(dá)到320以上，機(jī)組在滿負(fù)荷時(shí)，脫硝入口煙溫達(dá)到了395左右，完全滿足催化劑工作溫度310420的溫度要求，徹底解決了機(jī)組低負(fù)荷時(shí)煙溫低導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)退出運(yùn)行的隱患問題。同時(shí)，改造后鍋爐排煙溫度由原來的134降到了123左右，也給機(jī)組運(yùn)行帶來了較大的經(jīng)濟(jì)效益，具體情況如下：u 年節(jié)約液氨用量費(fèi)用：60萬元；u 年節(jié)省的SCR設(shè)備維護(hù)費(fèi)：12萬元；u NOx排放達(dá)標(biāo)所節(jié)省的年度排污費(fèi)：22萬元；u 鍋爐排煙溫度降低10，可以節(jié)約標(biāo)煤0.6g/kw.h，一年共計(jì)節(jié)約標(biāo)煤為30

5、0MW10000.6 g/kw.h5600小時(shí)/1000/1000=1008T標(biāo)煤，按每噸標(biāo)煤680元算，全年共計(jì)節(jié)約費(fèi)用為：1008680=68.5萬元左右；u 全年共計(jì)綜合節(jié)約費(fèi)用總額：162.5萬元。一、分級省煤器一、分級省煤器2、運(yùn)行情況介紹分級省煤器改造后，脫硝能滿足設(shè)計(jì)40%符合以上工況全程投入，實(shí)際運(yùn)行中，機(jī)組并網(wǎng)后基本能滿足脫硝投入煙溫要求，機(jī)組330MW負(fù)荷下，SCR入口的煙氣溫度為395 ，低于SCR催化劑400上限的要求；機(jī)組132MW負(fù)荷下，SCR入口的煙氣溫度為326，高于SCR催化劑302上限的要求。2.1、分級省煤器改造后的運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)：參數(shù)狀態(tài)單 位330MW2

6、50MW165MW132MW過熱器進(jìn)口蒸汽溫度改造前352353316313改造后354348314295過熱器出口蒸汽溫度改造前539533531520改造后540540530528再熱器進(jìn)口蒸汽溫度改造前326324327314改造后325337322305再熱器出口蒸汽溫度改造前534535531505改造后538539528508二級省煤器進(jìn)口煙溫改造前394379355352改造后395372343324一級省煤器進(jìn)口煙溫改造前394379355352改造后377.3362.4325.83323.3一級省煤器出口煙溫改造前336332292290改造后328.5312.1244.92

7、35.8空預(yù)器出口排煙溫度改造前135139123118改造后11311510981SCR入口煙氣溫度提升幅度改造前352339291284改造后395372343324一、分級省煤器一、分級省煤器2.22.2、分級省煤器改造后運(yùn)行中存在的問題：、分級省煤器改造后運(yùn)行中存在的問題：2.2.1 分級省煤器改造后，由于上海鍋爐廠在初期計(jì)算換熱面積時(shí)不夠準(zhǔn)確，一級省煤器換熱面積設(shè)計(jì)偏大，導(dǎo)致了在機(jī)組點(diǎn)火至低負(fù)荷運(yùn)行期間（主汽壓力8Mpa以下），一級省煤器出口給水溫度偏高，導(dǎo)致在二級省煤器內(nèi)容易發(fā)生汽化，鍋爐上水困難的現(xiàn)象。（設(shè)計(jì)無40%以下運(yùn)行參數(shù)）。 采取的措施：運(yùn)行通過增大鍋爐點(diǎn)火升壓初期的上水

8、流量和降低給水溫度值等手段，防止在機(jī)組啟動(dòng)初期分級省煤器發(fā)生汽化，保證機(jī)組的啟動(dòng)升溫升壓階段汽包水位的安全運(yùn)行。2.2.2分級省煤器安裝的4個(gè)蒸汽吹灰器，由于鍋爐廠設(shè)計(jì)人員疏忽，在一級省煤器管排位置標(biāo)高提高后，分級省煤器吹灰器選型、設(shè)計(jì)不合理，距離催化劑過近，吹灰器形式和吹灰壓力等設(shè)計(jì)選擇不當(dāng)，造成蒸汽從催化器底部吹向催化劑，并導(dǎo)致其脫落 采取的臨時(shí)措施：1、對催化劑底部進(jìn)行了加固處理；2、在廠家討論后，將吹灰壓力由1.1MPa調(diào)整為0.7-0.8MPa，降低了吹灰壓力；3、優(yōu)化分級省煤器吹灰方式，現(xiàn)和廠家討論后，暫定為2天一次，重點(diǎn)監(jiān)視該部位的差壓變化，根據(jù)實(shí)際積灰情況進(jìn)行調(diào)整，降低吹灰頻率

9、。2.32.3后續(xù)處理措施：后續(xù)處理措施：2.3.1針對分級改造后，二級省煤器汽化問題，已聯(lián)系上海鍋爐廠對新增一級省煤器換熱面積重新進(jìn)行核算，制定切實(shí)可行的方案進(jìn)行處理，目前鍋爐廠還在核算中，具體處理方案還沒有制定。2.3.2上海鍋爐廠已對分級省煤器吹灰器進(jìn)行了重新選型、設(shè)計(jì)，將原四臺(tái)半伸縮式蒸汽吹灰器變更為8臺(tái)G9B型固定旋轉(zhuǎn)蒸汽吹灰器，下一步將進(jìn)行采購工作，利用機(jī)組檢修機(jī)會(huì)進(jìn)行更換。三三二二分級省煤器介紹低溫省煤器介紹匯報(bào)內(nèi)容匯報(bào)內(nèi)容四四四四一一概述二、低溫省煤器二、低溫省煤器1、改造情況介紹1.11.1設(shè)備改造前現(xiàn)狀設(shè)備改造前現(xiàn)狀 惠電靜電除塵器為福建龍凈環(huán)保股份有限公司制造生產(chǎn)的雙室四

10、電場除塵器，于2010年4月份投運(yùn)，初設(shè)計(jì)執(zhí)行我國2004年1月1日起實(shí)施的火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)(GB132232003)要求煙塵排放質(zhì)量濃度控制在50 mg/Nm3的要求，設(shè)計(jì)保證效率： 99.6 %（滿足設(shè)計(jì)煤排放標(biāo)準(zhǔn)50mg/Nm3，滿足校核煤排放標(biāo)準(zhǔn)100mg/Nm3）。 在實(shí)際運(yùn)行中，靜電除塵器出口粉塵排放濃度極不穩(wěn)定，在10-200 mg/Nm3之間波動(dòng)，月平均值35 mg/Nm3也超過了20mg/Nm3的排放標(biāo)準(zhǔn)。1.21.2改造后目標(biāo)：改造后目標(biāo)：降低入口煙溫，配合電除塵電源改造，改造后電除塵出口煙塵濃度15mg/Nm3。發(fā)電煤耗降低1.5g/kWh左右。1.31.3低省改

11、造方案低省改造方案 將低溫省煤器布置在除塵器前置水平煙道支管上，室外布置。每臺(tái)鍋爐除塵器前煙道支管4根，每根支管上設(shè)置1臺(tái)低溫省煤器，一臺(tái)鍋爐共設(shè)4臺(tái)低溫省煤器。本方案通過熱力計(jì)算，能滿足在各工況下將經(jīng)低溫省煤器后的煙溫降至903的運(yùn)行要求。改造后的效果圖低溫省煤器水側(cè)工藝流程低溫省煤器水側(cè)工藝流程 低溫省煤器水側(cè)與原低加系統(tǒng)采用串并聯(lián)換熱工藝，即從7號低加出口、8號低加入口引出機(jī)組全部凝結(jié)水混合至84，管道經(jīng)過汽機(jī)房、鍋爐房、除塵器前煙道支架分別進(jìn)入電除塵前4臺(tái)低溫省煤器，經(jīng)低溫省煤器加熱的凝結(jié)水依次經(jīng)過除塵器前煙道支架、鍋爐房、汽機(jī)房返回到6號低加入口。通過低溫省煤器的凝結(jié)水流量由原低加系

12、統(tǒng)主管路的旁路調(diào)節(jié)閥組進(jìn)行調(diào)節(jié)。1.5低省改造后取得的效果低省改造后取得的效果 改造后性能試驗(yàn)結(jié)果顯示機(jī)組滿負(fù)荷工況時(shí)凝結(jié)水流量設(shè)計(jì)約850 t/h，試驗(yàn)時(shí)參數(shù)：低省入口水溫84，出口煙溫達(dá)到90時(shí)，低省流量約600 t/h，仍有250 t/h左右的余量，即低省出口煙溫仍有進(jìn)一步下降的能力。低省各項(xiàng)參數(shù)均能達(dá)到了設(shè)計(jì)參數(shù)。（具體調(diào)試情況見下面的調(diào)試報(bào)告） 通過改造后，除塵器出口粉塵排放濃度從目前的35 mg/Nm3（月平均）降至10mg/Nm3以內(nèi)，大大緩解我公司的環(huán)保壓力，除塵器入口設(shè)置低溫省煤器后可完全滿足新排放標(biāo)準(zhǔn)要求，還可明顯降低煙氣中的粉塵、SO3的含量，每臺(tái)機(jī)組每年可減排煙塵約19

13、6t。 同時(shí)，通過改造供電標(biāo)煤耗從318.79 g/KWh降低到了317.69g/KWh，降低供電標(biāo)煤耗1.1g/KWh。折合人民幣為：330MW10001.1 g/KWh5600小時(shí)/1000/1000=2032.8t標(biāo)煤 2038680（標(biāo)煤每噸價(jià)）=138.2萬元調(diào)試報(bào)告內(nèi)容：調(diào)試報(bào)告內(nèi)容：一調(diào)試目的通過熱態(tài)調(diào)試，檢驗(yàn)低溫省煤器的運(yùn)行參數(shù)是否達(dá)到設(shè)計(jì)參數(shù)，并為長期安全可靠運(yùn)行提供參考。二調(diào)試過程2.1調(diào)試前運(yùn)行狀態(tài)及參數(shù)2015年5月6日10：15機(jī)組負(fù)荷330MW，低省入口水溫設(shè)定控制98，出口煙溫設(shè)定控制107，低省旁路電動(dòng)閥關(guān)閉，低省旁路調(diào)節(jié)閥開度20%，低省凝結(jié)水流量約260t/

14、h。2.2低省入口水溫調(diào)整10：2510：56，機(jī)組負(fù)荷330MW，保持低省凝結(jié)水流量不變，以2/次的調(diào)整幅度，逐漸降低低省入口水溫至84，出口煙溫降至97.6。2.3低省凝結(jié)水流量調(diào)整11：1511：30，14：0014：50，機(jī)組負(fù)荷330MW，保持低省入口水溫84不變，低省凝結(jié)水流量由260 t/h逐漸增加至600 t/h，出口煙溫降至設(shè)計(jì)值90。2.4低省性能參數(shù)試驗(yàn)14：5617：00機(jī)組負(fù)荷330MW，低省參數(shù)保持不變，低省入口水溫84，出口煙溫90，低省凝結(jié)水流量約600 t/h，配合進(jìn)行性能試驗(yàn)。水側(cè)阻力表盤顯示最大值60kPa,煙氣側(cè)阻力表盤顯示最大值0.6kPa。三設(shè)備評價(jià)

15、機(jī)組滿負(fù)荷工況時(shí)凝結(jié)水流量約850 t/h，低省入口水溫84，出口煙溫達(dá)到90時(shí)，低省流量約600 t/h，仍有250 t/h左右的余量，即低省出口煙溫仍有進(jìn)一步下降的能力。從表盤參數(shù)觀察，低省參數(shù)均能達(dá)到設(shè)計(jì)參數(shù)。二、低溫省煤器二、低溫省煤器2、運(yùn)行情況介紹2.1、低溫省煤器改造后的運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)：、低溫省煤器改造后的運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)：低溫省煤器改造后，整體運(yùn)行狀況良好，5月6日進(jìn)行了低省的性能試驗(yàn)，低省能滿足滿負(fù)荷狀態(tài)下出口煙溫90運(yùn)行，各運(yùn)行參數(shù)均在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)，見下表。序號項(xiàng)目單位選型工況性能試驗(yàn)參數(shù)THA330MW75% THA250MW40% THA132MW1入口煙氣溫度13412811

16、6.3125.0106.1127.592.4113.52出口煙氣溫度909093105.093103.590109.53凝結(jié)水進(jìn)水溫度84848486.048495.68488.14凝結(jié)水出水溫度106.8102.7107120.1104120.792.4112.15凝結(jié)水流量t/h850613.6470262.1200196.553436水側(cè)壓力損失MPa0.20.10.20.0010.20.0010.20.0017換熱管最低壁溫8610086103.98694.18688.1二、低溫省煤器二、低溫省煤器2.2、低溫省煤器改造后存在的問題：、低溫省煤器改造后存在的問題：2.2.1、低溫省煤器出口煙溫不一致，導(dǎo)致低省在運(yùn)行中只能以最低出口煙溫控制，低省平均煙溫高于要求的控制值。原因?yàn)椋阂惶枲t低溫省煤器分四組獨(dú)立的煙道和換熱器，由于每個(gè)低溫省煤器入口安裝的是手動(dòng)門，在正常運(yùn)行中，中間側(cè)的兩組低省煙溫與左右兩側(cè)兩組煙溫存在著10 左右偏差，需對每組的低省入口手動(dòng)門進(jìn)行開關(guān)節(jié)流調(diào)節(jié)進(jìn)入低省的凝結(jié)水流量，才能保證每臺(tái)低省出口煙氣溫度一致，當(dāng)負(fù)荷出現(xiàn)波動(dòng)時(shí)，又需重新調(diào)節(jié)，為防止低溫腐蝕，所以運(yùn)行中都以單組最低煙溫的低省出口煙溫進(jìn)行自動(dòng)調(diào)節(jié)和控制。 采取的措施：1、現(xiàn)運(yùn)行通過不同工況下手動(dòng)調(diào)整四組低溫省煤器的入口手動(dòng)門，盡量降低各組低溫