号机组分级省煤器低温省煤器改造及运行情况介绍详解课件

中国神华能源股份有限公司国华惠州热电分公司

2015年5月26日惠电公司1号机组分级省煤器、低温省煤器改造及运行情况介绍

中国神华能源股份有限公司国华惠州热电分公司

2015年5月2汇报内容四四三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍一概述汇报内容四四三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍一概述惠电公司一号机组分级省煤器及低温省煤器的改造工作于2014年10月1日开工，11月28日锅炉水冷系统超压试验一次性成功，12月5日锅炉点火一次性成功，12月8日机组最后并网，历时69天，施工过程质量、安全可控。后经调试和168小时试运，于12月24日0点正式投运。

2015年5月完成改造后性能试验，各项指标均达到了设计值。概述惠电公司一号机组分级省煤器及低温省煤器的改造工作于2014年施工质量管控施工质量管控三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍汇报内容四四一概述三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍汇报内容四四一概述一、分级省煤器1、改造情况介绍1.1设备改造前现状惠电公司脱硝系统所用催化剂为日本日立公司生产的板式催化剂，设计运行温度为300℃至420℃之间，脱硝系统退出运行温度设计为302℃；实际运行过程中，由于燃烧状态不同，机组负荷在180MW~220MW时，经常发生由于烟气温度达不到要求而导致脱硝装置退出的情况。2013年脱硝装置退出总时长达350小时，造成脱硝系统年投入率达不到80%。一、分级省煤器1、改造情况介绍1.1设备改造前现状1.2改造后的目标

机组40%以上负荷脱硝装置不退出运行（310℃设计）；排烟温度达到设计值。1.3项目改造的技术特点在进行热力计算的基础上，将原有省煤器部分（靠烟气下游部分拆除），在SCR反应器后空气预热器前增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度在脱硝催化剂运行温度下限值以上的目的，以保证SCR可以在最低稳然负荷以上所有负荷正常运行。主要优点为能在不影响锅炉整体效率的情况下提高SCR入口烟温，同时通过在SCR后增加省煤器还能降低排烟温度，提高锅炉效率。具体改造情况见下图：1.2改造后的目标原锅炉总图原省煤器原锅炉总图原省煤器改造后示意图改造后示意图改造后的效果图改造后的效果图1.4分级省煤器改造后效果

我公司1号锅炉原省煤器受热面通过分级省煤器改造后，在机组带40%负荷时温度可以达到320℃以上，机组在满负荷时，脱硝入口烟温达到了395℃左右，完全满足催化剂工作温度310~420℃的温度要求，彻底解决了机组低负荷时烟温低导致脱硝系统退出运行的隐患问题。同时，改造后锅炉排烟温度由原来的134℃降到了123℃左右，也给机组运行带来了较大的经济效益，具体情况如下：

年节约液氨用量费用：60万元；

年节省的SCR设备维护费：12万元；NOx排放达标所节省的年度排污费：22万元；

锅炉排烟温度降低10℃，可以节约标煤0.6g/kw.h，一年共计节约标煤为300MW×1000×0.6g/kw.h×5600小时/1000/1000=1008T标煤，按每吨标煤680元算，全年共计节约费用为：1008×680=68.5万元左右；

全年共计综合节约费用总额：162.5万元。1.4分级省煤器改造后效果一、分级省煤器2、运行情况介绍分级省煤器改造后，脱硝能满足设计40%符合以上工况全程投入，实际运行中，机组并网后基本能满足脱硝投入烟温要求，机组330MW负荷下，SCR入口的烟气温度为395℃，低于SCR催化剂400℃上限的要求；机组132MW负荷下，SCR入口的烟气温度为326℃，高于SCR催化剂302℃上限的要求。2.1、分级省煤器改造后的运行参数统计：参数状态单位330MW250MW165MW132MW过热器进口蒸汽温度改造前℃352353316313改造后℃354348314295过热器出口蒸汽温度改造前℃539533531520改造后℃540540530528再热器进口蒸汽温度改造前℃326324327314改造后℃325337322305再热器出口蒸汽温度改造前℃534535531505改造后℃538539528508二级省煤器进口烟温改造前℃394379355352改造后℃395372343324一级省煤器进口烟温改造前℃394379355352改造后℃377.3362.4325.83323.3一级省煤器出口烟温改造前℃336332292290改造后℃328.5312.1244.9235.8空预器出口排烟温度改造前℃135139123118改造后℃11311510981SCR入口烟气温度提升幅度改造前℃352339291284改造后℃395372343324一、分级省煤器2、运行情况介绍参数状态单位330MW250一、分级省煤器2.2、分级省煤器改造后运行中存在的问题：2.2.1分级省煤器改造后，由于上海锅炉厂在初期计算换热面积时不够准确，一级省煤器换热面积设计偏大，导致了在机组点火至低负荷运行期间（主汽压力8Mpa以下），一级省煤器出口给水温度偏高，导致在二级省煤器内容易发生汽化，锅炉上水困难的现象。（设计无40%以下运行参数）。采取的措施：运行通过增大锅炉点火升压初期的上水流量和降低给水温度值等手段，防止在机组启动初期分级省煤器发生汽化，保证机组的启动升温升压阶段汽包水位的安全运行。2.2.2分级省煤器安装的4个蒸汽吹灰器，由于锅炉厂设计人员疏忽，在一级省煤器管排位置标高提高后，分级省煤器吹灰器选型、设计不合理，距离催化剂过近，吹灰器形式和吹灰压力等设计选择不当，造成蒸汽从催化器底部吹向催化剂，并导致其脱落采取的临时措施：1、对催化剂底部进行了加固处理；2、在厂家讨论后，将吹灰压力由1.1MPa调整为0.7-0.8MPa，降低了吹灰压力；3、优化分级省煤器吹灰方式，现和厂家讨论后，暂定为2天一次，重点监视该部位的差压变化，根据实际积灰情况进行调整，降低吹灰频率。一、分级省煤器2.2、分级省煤器改造后运行中存在的问题：2.3后续处理措施：2.3.1针对分级改造后，二级省煤器汽化问题，已联系上海锅炉厂对新增一级省煤器换热面积重新进行核算，制定切实可行的方案进行处理，目前锅炉厂还在核算中，具体处理方案还没有制定。2.3.2上海锅炉厂已对分级省煤器吹灰器进行了重新选型、设计，将原四台半伸缩式蒸汽吹灰器变更为8台G9B型固定旋转蒸汽吹灰器，下一步将进行采购工作，利用机组检修机会进行更换。2.3后续处理措施：三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍汇报内容四四一概述三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍汇报内容四四一概述二、低温省煤器1、改造情况介绍1.1设备改造前现状惠电静电除尘器为福建龙净环保股份有限公司制造生产的双室四电场除尘器，于2010年4月份投运，初设计执行我国2004年1月1日起实施的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)要求烟尘排放质量浓度控制在50mg/Nm3的要求，设计保证效率：≥99.6%（满足设计煤排放标准50mg/Nm3，满足校核煤排放标准100mg/Nm3）。

在实际运行中，静电除尘器出口粉尘排放浓度极不稳定，在10-200mg/Nm3之间波动，月平均值35mg/Nm3也超过了≤20mg/Nm3的排放标准。二、低温省煤器1、改造情况介绍1.1设备改造前现状1.2改造后目标：降低入口烟温，配合电除尘电源改造，改造后电除尘出口烟尘浓度≤15mg/Nm3。发电煤耗降低1.5g/kWh左右。1.3低省改造方案

将低温省煤器布置在除尘器前置水平烟道支管上，室外布置。每台锅炉除尘器前烟道支管4根，每根支管上设置1台低温省煤器，一台锅炉共设4台低温省煤器。本方案通过热力计算，能满足在各工况下将经低温省煤器后的烟温降至90±3℃的运行要求。1.2改造后目标：改造后的效果图改造后的效果图低温省煤器水侧工艺流程

低温省煤器水侧与原低加系统采用串并联换热工艺，即从7号低加出口、8号低加入口引出机组全部凝结水混合至84℃，管道经过汽机房、锅炉房、除尘器前烟道支架分别进入电除尘前4台低温省煤器，经低温省煤器加热的凝结水依次经过除尘器前烟道支架、锅炉房、汽机房返回到6号低加入口。通过低温省煤器的凝结水流量由原低加系统主管路的旁路调节阀组进行调节。低温省煤器水侧工艺流程1.5低省改造后取得的效果改造后性能试验结果显示机组满负荷工况时凝结水流量设计约850t/h，试验时参数：低省入口水温84℃，出口烟温达到90℃时，低省流量约600t/h，仍有250t/h左右的余量，即低省出口烟温仍有进一步下降的能力。低省各项参数均能达到了设计参数。（具体调试情况见下面的调试报告）

通过改造后，除尘器出口粉尘排放浓度从目前的35mg/Nm3（月平均）降至10mg/Nm3以内，大大缓解我公司的环保压力，除尘器入口设置低温省煤器后可完全满足新排放标准要求，还可明显降低烟气中的粉尘、SO3的含量，每台机组每年可减排烟尘约196t。同时，通过改造供电标煤耗从318.79g/KW·h降低到了317.69g/KW·h，降低供电标煤耗1.1g/KW·h。折合人民币为：330MW×1000×1.1g/KW·h×5600小时/1000/1000=2032.8t标煤2038×680（标煤每吨价）=138.2万元1.5低省改造后取得的效果调试报告内容：一﹑调试目的通过热态调试，检验低温省煤器的运行参数是否达到设计参数，并为长期安全可靠运行提供参考。二﹑调试过程2.1调试前运行状态及参数2015年5月6日10：15机组负荷330MW，低省入口水温设定控制98℃，出口烟温设定控制107℃，低省旁路电动阀关闭，低省旁路调节阀开度20%，低省凝结水流量约260t/h。2.2低省入口水温调整10：25~10：56，机组负荷330MW，保持低省凝结水流量不变，以2℃/次的调整幅度，逐渐降低低省入口水温至84℃，出口烟温降至97.6℃。2.3低省凝结水流量调整11：15~11：30，14：00~14：50，机组负荷330MW，保持低省入口水温84℃不变，低省凝结水流量由260t/h逐渐增加至600t/h，出口烟温降至设计值90℃。2.4低省性能参数试验14：56~17：00机组负荷330MW，低省参数保持不变，低省入口水温84℃，出口烟温90℃，低省凝结水流量约600t/h，配合进行性能试验。水侧阻力表盘显示最大值60kPa,烟气侧阻力表盘显示最大值0.6kPa。三﹑设备评价机组满负荷工况时凝结水流量约850t/h，低省入口水温84℃，出口烟温达到90℃时，低省流量约600t/h，仍有250t/h左右的余量，即低省出口烟温仍有进一步下降的能力。从表盘参数观察，低省参数均能达到设计参数。调试报告内容：二、低温省煤器2、运行情况介绍2.1、低温省煤器改造后的运行参数统计：低温省煤器改造后，整体运行状况良好，5月6日进行了低省的性能试验，低省能满足满负荷状态下出口烟温90℃运行，各运行参数均在设计范围内，见下表。序号项目单位选型工况性能试验参数THA330MW75%THA250MW40%THA132MW1入口烟气温度℃134128116.3125.0106.1127.592.4113.52出口烟气温度℃909093105.093103.590109.53凝结水进水温度℃84848486.048495.68488.14凝结水出水温度℃106.8102.7107120.1104120.792.4112.15凝结水流量t/h850613.6470262.1200196.553436水侧压力损失MPa≤0.20.1≤0.20.001≤0.20.001≤0.20.0017换热管最低壁温℃86100℃86103.98694.18688.1二、低温省煤器2、运行情况介绍序号项目单位选型工况性能试二、低温省煤器2.2、低温省煤器改造后存在的问题：2.2.1、低温省煤器出口烟温不一致，导致低省在运行中只能以最低出口烟温控制，低省平均烟温高于要求的控制值。原因为：一号炉低温省煤器分四组独立的烟道和换热器，由于每个低温省煤器入口安装的是手动门，在正常运行中，中间侧的两组低省烟温与左右两侧两组烟温存在着10℃左右偏差，需对每组的低省入口手动门进行开关节流调节进入低省的凝结水流量，才能保证每台低省出口烟气温度一致，当负荷出现波动时，又需重新调节，为防止低温腐蚀，所以运行中都以单组最低烟温的低省出口烟温进行自动调节和控制。采取的措施：1、现运行通过不同工况下手动调整四组低温省煤器的入口手动门，尽量降低各组低温省煤器的出口烟温偏差，经控制，现烟温偏差在5℃左右运行。2、利用机组停运机会，将四组低省入口进水手动门更换为电动调节阀，便于运行远方控制调整，降低四组低省出口烟温偏差。2.2.2、从设备安全运行角度考虑，惠电公司现规定为烟温＞110℃投入低省运行，低省入口烟温＜105℃退出低省运行，运行中控制低省出口烟温105℃；整体运行温度高于设计值90℃，惠电公司也在05月06日进行了低省的性能保证试验，低省能满足设计工况出口烟温90℃运行，现惠电公司正在积极筹备专业会，通过灰硫、锅炉专业和厂家专业人员共同讨论研究，进一步的降低低省出口烟温在设计值运行。二、低温省煤器2.2、低温省煤器改造后存在的问题：汇报完毕，谢谢！汇报完毕，谢谢！中国神华能源股份有限公司国华惠州热电分公司

2015年5月26日惠电公司1号机组分级省煤器、低温省煤器改造及运行情况介绍

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2015年5月2汇报内容四四三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍一概述汇报内容四四三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍一概述惠电公司一号机组分级省煤器及低温省煤器的改造工作于2014年10月1日开工，11月28日锅炉水冷系统超压试验一次性成功，12月5日锅炉点火一次性成功，12月8日机组最后并网，历时69天，施工过程质量、安全可控。后经调试和168小时试运，于12月24日0点正式投运。

2015年5月完成改造后性能试验，各项指标均达到了设计值。概述惠电公司一号机组分级省煤器及低温省煤器的改造工作于2014年施工质量管控施工质量管控三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍汇报内容四四一概述三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍汇报内容四四一概述一、分级省煤器1、改造情况介绍1.1设备改造前现状惠电公司脱硝系统所用催化剂为日本日立公司生产的板式催化剂，设计运行温度为300℃至420℃之间，脱硝系统退出运行温度设计为302℃；实际运行过程中，由于燃烧状态不同，机组负荷在180MW~220MW时，经常发生由于烟气温度达不到要求而导致脱硝装置退出的情况。2013年脱硝装置退出总时长达350小时，造成脱硝系统年投入率达不到80%。一、分级省煤器1、改造情况介绍1.1设备改造前现状1.2改造后的目标

机组40%以上负荷脱硝装置不退出运行（310℃设计）；排烟温度达到设计值。1.3项目改造的技术特点在进行热力计算的基础上，将原有省煤器部分（靠烟气下游部分拆除），在SCR反应器后空气预热器前增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中。通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器入口温度在脱硝催化剂运行温度下限值以上的目的，以保证SCR可以在最低稳然负荷以上所有负荷正常运行。主要优点为能在不影响锅炉整体效率的情况下提高SCR入口烟温，同时通过在SCR后增加省煤器还能降低排烟温度，提高锅炉效率。具体改造情况见下图：1.2改造后的目标原锅炉总图原省煤器原锅炉总图原省煤器改造后示意图改造后示意图改造后的效果图改造后的效果图1.4分级省煤器改造后效果

我公司1号锅炉原省煤器受热面通过分级省煤器改造后，在机组带40%负荷时温度可以达到320℃以上，机组在满负荷时，脱硝入口烟温达到了395℃左右，完全满足催化剂工作温度310~420℃的温度要求，彻底解决了机组低负荷时烟温低导致脱硝系统退出运行的隐患问题。同时，改造后锅炉排烟温度由原来的134℃降到了123℃左右，也给机组运行带来了较大的经济效益，具体情况如下：

年节约液氨用量费用：60万元；

年节省的SCR设备维护费：12万元；NOx排放达标所节省的年度排污费：22万元；

锅炉排烟温度降低10℃，可以节约标煤0.6g/kw.h，一年共计节约标煤为300MW×1000×0.6g/kw.h×5600小时/1000/1000=1008T标煤，按每吨标煤680元算，全年共计节约费用为：1008×680=68.5万元左右；

全年共计综合节约费用总额：162.5万元。1.4分级省煤器改造后效果一、分级省煤器2、运行情况介绍分级省煤器改造后，脱硝能满足设计40%符合以上工况全程投入，实际运行中，机组并网后基本能满足脱硝投入烟温要求，机组330MW负荷下，SCR入口的烟气温度为395℃，低于SCR催化剂400℃上限的要求；机组132MW负荷下，SCR入口的烟气温度为326℃，高于SCR催化剂302℃上限的要求。2.1、分级省煤器改造后的运行参数统计：参数状态单位330MW250MW165MW132MW过热器进口蒸汽温度改造前℃352353316313改造后℃354348314295过热器出口蒸汽温度改造前℃539533531520改造后℃540540530528再热器进口蒸汽温度改造前℃326324327314改造后℃325337322305再热器出口蒸汽温度改造前℃534535531505改造后℃538539528508二级省煤器进口烟温改造前℃394379355352改造后℃395372343324一级省煤器进口烟温改造前℃394379355352改造后℃377.3362.4325.83323.3一级省煤器出口烟温改造前℃336332292290改造后℃328.5312.1244.9235.8空预器出口排烟温度改造前℃135139123118改造后℃11311510981SCR入口烟气温度提升幅度改造前℃352339291284改造后℃395372343324一、分级省煤器2、运行情况介绍参数状态单位330MW250一、分级省煤器2.2、分级省煤器改造后运行中存在的问题：2.2.1分级省煤器改造后，由于上海锅炉厂在初期计算换热面积时不够准确，一级省煤器换热面积设计偏大，导致了在机组点火至低负荷运行期间（主汽压力8Mpa以下），一级省煤器出口给水温度偏高，导致在二级省煤器内容易发生汽化，锅炉上水困难的现象。（设计无40%以下运行参数）。采取的措施：运行通过增大锅炉点火升压初期的上水流量和降低给水温度值等手段，防止在机组启动初期分级省煤器发生汽化，保证机组的启动升温升压阶段汽包水位的安全运行。2.2.2分级省煤器安装的4个蒸汽吹灰器，由于锅炉厂设计人员疏忽，在一级省煤器管排位置标高提高后，分级省煤器吹灰器选型、设计不合理，距离催化剂过近，吹灰器形式和吹灰压力等设计选择不当，造成蒸汽从催化器底部吹向催化剂，并导致其脱落采取的临时措施：1、对催化剂底部进行了加固处理；2、在厂家讨论后，将吹灰压力由1.1MPa调整为0.7-0.8MPa，降低了吹灰压力；3、优化分级省煤器吹灰方式，现和厂家讨论后，暂定为2天一次，重点监视该部位的差压变化，根据实际积灰情况进行调整，降低吹灰频率。一、分级省煤器2.2、分级省煤器改造后运行中存在的问题：2.3后续处理措施：2.3.1针对分级改造后，二级省煤器汽化问题，已联系上海锅炉厂对新增一级省煤器换热面积重新进行核算，制定切实可行的方案进行处理，目前锅炉厂还在核算中，具体处理方案还没有制定。2.3.2上海锅炉厂已对分级省煤器吹灰器进行了重新选型、设计，将原四台半伸缩式蒸汽吹灰器变更为8台G9B型固定旋转蒸汽吹灰器，下一步将进行采购工作，利用机组检修机会进行更换。2.3后续处理措施：三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍汇报内容四四一概述三二分级省煤器介绍低温省煤器介绍汇报内容四四一概述二、低温省煤器1、改造情况介绍1.1设备改造前现状惠电静电除尘器为福建龙净环保股份有限公司制造生产的双室四电场除尘器，于2010年4月份投运，初设计执行我国2004年1月1日起实施的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)要求烟尘排放质量浓度控制在50mg/Nm3的要求，设计保证效率：≥99.6%（满足设计煤排放标准50mg/Nm3，满足校核煤排放标准100mg/Nm3）。

在实际运行中，静电除尘器出口粉尘排放浓度极不稳定，在10-200mg/Nm3之间波动，月平均值35mg/Nm3也超过了≤20mg/Nm3的排放标准。二、低温省煤器1、改造情况介绍1.1设备改造前现状1.2改造后目标：降低入口烟温，配合电除尘电源改造，改造后电除尘出口烟尘浓度≤15mg/Nm3。发电煤耗降低1.5g/kWh左右。1.3低省改造方案

将低温省煤器布置在除尘器前置水平烟道支管上，室外布置。每台锅炉除尘器前烟道支管4根，每根支管上设置1台低温省煤器，一台锅炉共设4台低温省煤器。本方案通过热力计算，能满足在各工况下将经低温省煤器后的烟温降至90±3℃的运行要求。1.2改造后目标：改造后的效果图改造后的效果图低温省煤器水侧工艺流程

低温省煤器水侧与原低加系统采用串并联换热工艺，即从7号低加出口、8号低加入口引出机组全部凝结水混合至84℃，管道经过汽机房、锅炉房、除尘器前烟道支架分别进入电除尘前4台低温省煤器，经低温省煤器加热的凝结水依次经过除尘器前烟道支架、锅炉房、汽机房返回到6号低加入口。通过低温省煤器的凝结水流量由原低加系统主管路的旁路调节阀组进行调节。低温省煤器水侧工艺流程1.5低省改造后取得的效果改造后性能试验结果显示机组满负荷工况时凝结水流量设计约850t/h，试验时参数：低省入口水温84℃，出口烟温达到90℃时，低省流量约600t/h，仍有250t/h左右的余量，即低省出口烟温仍有进一步下降的能力。低省各项参数均能达到了设计参数。（具体调试情况见下面的调试报告）

通过改造后，除尘器出口粉尘排放浓度从目前的35mg/Nm3（月平均）降至10mg/Nm3以内，大大缓解我公司的环保压力，除尘器入口设置低温省煤器后可完全满足新排放标准要求，还可明显降低烟气中的粉尘、SO3的含量，每台机组每年可减排烟尘约196t。同时，通过改造供电标煤耗从318.79g/KW·h降低到了317.69g/KW·h，降低供电标煤耗1.1g/KW·h。折合人民币为：330MW×1000×1.1g/KW·h×5600小时/1000/1000=2032.8t标煤2038×680（标煤每吨价）=138.2万元1.5低省改造后取得的效果调试报告内容：一﹑调试目的通过热态调试，检验低温省煤器的运行参数是否达到设计参数，并为长期安全可靠运行提供参考。二﹑调试过程2.1调试前运行状态及参数2015年5月6日10：15机组负荷330MW，低省入口水温设定控制98℃，出口烟温设定控制107℃，低省旁路电动阀关闭，低省旁路调节阀开度20%，低省凝结水流量约260t/h。2.2低省入口水温调整10：25~10：56，机组负荷330MW，保持低省凝结水流量不变，以2℃/次的调整幅度，逐渐降低低省入口水温至84℃，出口烟温降至97.6℃。2.3低省凝结水流量调整11：15~11：30，14：00~14：50，机组负荷330MW，保持低省入口水温84℃不变，低省凝结水流量由260t/h逐渐增加至600t/h，出口烟温降至设计值90℃。2.4低省性能参数试验14：56~17：00机组负荷330MW，低省参数保持不变，低省入口水温84℃，出口烟温90℃，低省凝结水流量约600t/h，配合进行性能试验。水侧阻力表盘显示最大值60kPa,烟气侧阻力表盘显示最大值0.6kPa。三﹑设备评价机组满负荷工况时凝结水流量约850t/h，低省入口水温84℃，出口烟温达到90℃时，低省流量