國華惠電號(hào)機(jī)組分級(jí)省煤器低溫省煤器改造及運(yùn)行情況介紹

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(hào)機(jī)組分級(jí)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(jí)省煤器介紹低溫省煤器介紹一一概述惠電公司一號(hào)機(jī)組分級(jí)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(jí)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(jí)省煤器一、分級(jí)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(zhǎng)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(jí)省煤器改造后效果分級(jí)省煤器改造后效果 我公司1號(hào)鍋爐原省煤器受熱面通過分級(jí)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(jí)省煤器一、分級(jí)省煤器2、運(yùn)行情況介紹分級(jí)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(jí)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(jí)省煤器進(jìn)口煙溫改造前394379355352改造后395372343324一級(jí)省煤器進(jìn)口煙溫改造前394379355352改造后377.3362.4325.83323.3一級(jí)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(jí)省煤器一、分級(jí)省煤器2.22.2、分級(jí)省煤器改造后運(yùn)行中存在的問題：、分級(jí)省煤器改造后運(yùn)行中存在的問題：2.2.1 分級(jí)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(jí)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(jí)省煤器出口給水溫度偏高，導(dǎo)致在二級(jí)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(jí)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(jí)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(jí)省煤器管排位置標(biāo)高提高后，分級(jí)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(duì)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(jí)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(duì)分級(jí)改造后，二級(jí)省煤器汽化問題，已聯(lián)系上海鍋爐廠對(duì)新增一級(jí)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(duì)分級(jí)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(jí)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(chǎng)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(hào)低加出口、8號(hào)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(hào)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(zhǎng)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(píng)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(hào)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?hào)爐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(duì)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