江油发电厂2×330MW机组脱硝技改工程可行性研究报告.doc

神华巴蜀电力有限责任公司江油发电厂2330MW机组脱硝技改工程（检索号：50F519KA01）可行性研究报告（报批稿）西 南 电 力 设 计 院SOUTHWEST ELECTRIC POWER DESIGN INSTITUTE二O一二年十一月成都神华巴蜀电力有限责任公司江油发电厂2330MW机组脱硝技改工程（检索号：50F519KA01）可行性研究报告（送审稿）批 准：审 核：编 制：神华巴蜀电力有限责任公司江油发电厂2330MW机组脱硝技改工程（检索号：50F519KA01）可行性研究报告（送审稿）参加可行性研究报告编写人员主任工程师：吴东梅 胡振兴 李玉萱 龙剑锋 吴 桐鄢明章 陈 进 朱 青 李模军李承蓉杜绍茂 曹和平 杨 洁科 长：吴东梅 李 智 唐 俊 王静涛 程先斌姜云甫 李 巍 李贵雷 李绍仲姚兴华梁远国 刘 昕 冯 黎编 写：马北川 向 伟 李建辉 付 伟 江武卿朱安强 廖心亮 王 浩 钟 雪殷佳霞马芬萍 李贵东 姜雅辛查 理 薛宜青神华巴蜀电力有限责任公司江油发电厂2330MW机组脱硝技改工程（检索号：50F519KA01）可行性研究报告（送审稿）勘测设计文件总目录可行性研究报告F519KA01脱硝厂区总平面布置图F519KZ0131、32锅炉脱硝工艺系统流程图F519KJ0131、32锅炉脱硝装置平面布置图F519KJ0231、32锅炉脱硝装置横断面布置图F519KJ0331、32脱硝剂贮存、气化原则性系统图F519KH0131、32脱硝剂贮存、气化系统布置图F519KH02目 录1 概述1.1 任务依据和标准1.2 项目背景1.3 研究范围和总的原则1.4 工作经过2 电厂脱硝改造必要性3 电厂脱硝改造条件3.1 电厂概况3.2 厂址地理位置3.3 厂址交通运输3.4 水文气象3.5 工程地质4 电厂2330MW机组锅炉概况4.1 燃用煤种4.2 电厂2330MW机组锅炉实际运行概况5 脱硝工艺选择5.1 低NOx燃烧技术5.2 选择性非催化还原法（SNCR）脱硝工艺5.3 选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺5.4 低含尘工艺和高含尘工艺比较5.5 制氨系统5.6 脱硝工艺选择的原则5.7 本工程脱硝改造建议5.8 液氨的来源6 脱硝技术方案6.1 概述6.2 本工程脱硝SCR工艺6.3 脱硝装置布置6.4 液氨设施总平面布置6.5 脱硝还原剂制备系统6.6 烟气脱硝电气部分6.7 烟气脱硝热工自动化部分6.8 烟气脱硝供水部分6.9 土建结构设计部分6.10 脱硝系统建筑结构部分7 锅炉辅助设施改造7.1 燃烧器改造7.2 空预器改造7.3 静电除尘器7.4 引风机改造7.5 省煤器改造8 环境保护8.1 编制依据8.2 项目环境概况8.3 执行标准8.4 环境空气污染物排放状况8.5 小结9 劳动安全与职业卫生9.1 劳动安全9.2 职业卫生10 资源利用及节能分析11 人力资源配置12 环境效益与社会效益12.1 环境效益12.2 社会效益13 工程轮廓进度13.1 设计进度13.2 施工进度14 投资估算及财务评价14.1 投资估算14.2 财务评价15 技术风险分析和主要技术经济指标15.1 技术风险分析15.2 主要技术经济指标16 抗灾能力评价17 结论与建议1 概述1.1 任务依据和标准（1）中华人民共和国电力行业标准火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定DL/T53742008。（2）火力发电厂设计技术规程（DL50002000）。（3）2011年7月29日环境保护部、国家质量监督检验检疫总局发布，将于2012年1月1日施行的“火电厂大气污染物排放标准”GB 132232011国家标准。（4）神华巴蜀电力有限责任公司委托我院对公司2330MW机组脱硝技改工程项目进行可行性研究。（5）神华巴蜀电力有限责任公司委托西南电力设计院对2330MW机组进行脱硝可行性研究的合同书（后补）。（6）神华巴蜀电力有限责任公司与绵阳市巴伟气体有限公司签订液氨采购意向书。1.2 项目背景神华巴蜀电力有限责任公司（以下简称“神华巴蜀”）系江油发电厂一期2330MW燃煤机组（机组编号为31、32），电厂建设配套法国STEIN公司亚临界中间再热强制循环汽包炉锅炉，四角切向燃烧，采用四组共20只四角布置直流燃烧器。锅炉设计燃料为 60渭北煤40广旺煤，天然气点火助燃，两台机组分别于1990年10月和1991年11月建成发电。国家环境保护部2011年7月29日发布了新的火电厂大气污染物排放标准（GB 132232011），该标准公布了新的污染物排放控制要求，现有火力发电锅炉于2014年7月1日起需执行新的污染物排放标准。神华巴蜀电力有限责任公司于2012年6月28日委托我院对江油电厂3132机组2330MW机组脱硝技改工程项目进行可行性研究。1.3 研究范围和总的原则本次研究范围为2330MW锅炉各增加一套脱硝装置进行可行性研究。（1）目前锅炉脱硝装置入口（省煤器出口）NOx排放浓度为910mg/m3。锅炉燃煤烟气经过脱硝装置后要满足国家环境保护部2011年7月29日发布了新的火电厂大气污染物排放标准（GB 132232011）；（2）脱硝工艺要适用于工程已确定的煤种条件，并考虑燃煤来源变化的可能性；（3）脱硝工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩；（4）根据工程的实际情况尽量减少脱硝改造的建设投资；（5）脱硝装置应布置合理；（6）脱硝装置采用液氨作为脱硝还原剂，可研对氨区、管廊选定位置、锅炉增加脱硝装置后对相关系统、设备进行核算和论证；（7）脱硝工艺要尽量减少水和能源等的消耗，尽量节约运行费用；（8）脱硝装置检修和维护费用小；（9）烟气处理过程中不产生二次污染或产生副产品；（10）脱硝改造机组年利用小时：4500h；（11）场地不考虑新征土地。1.4 工作经过2012年7月初我院接到神华巴蜀电力有限责任公司的委托，我院随即组织人员研究项目内容、工作特点，7月5日并与业主方进行初步接触，7月10日我院组织项目设总、工艺、总图专业到江油电厂进行实地调查，并在现场与业主交换意见，就技改范围、内容达成一致。本可研在神华巴蜀电力有限责任公司、西安热工研究院有限公司、东方锅炉股份有限公司大力协助下完成，在此深表感谢。2 电厂脱硝改造必要性国家环境保护部2011年7月29日发布了新的火电厂大气污染物排放标准（GB 132232011），该标准公布了新的污染物排放控制要求，2003年12月31日前建成投产的火力发电锅炉于2014年7月1日起需执行新的污染物排放标准，即NOx排放浓度满足排放要求。因此，神华巴蜀31、32两台机组实施脱硝改造是必要的。江油电厂位于四川省江油市东北约5km，江油市位于四川盆地西北部，涪江上游，龙门山脉东南，距离绵阳市30公里，距成都157公里，且神华巴蜀电力有限责任公司要求执行较高的NOx排放标准。因此，本工程按新的污染物排放控制要求的NOx控制水平对现役两台老机组实施脱硝改造。3 电厂脱硝改造条件3.1 电厂概况江油电厂是四川电网主力发电厂之一。神华巴蜀电力有限责任公司（以下简称神华巴蜀）2330MW机组运行编号为31机组和32机组。神华巴蜀2330MW机组是80年代全套引进法国阿尔斯通公司的设备，自1991年投运以来已取得较好的经济效益。3.2 厂址地理位置江油电厂位于四川省江油市东北约5km的三合镇白至村涪江左岸，南距成都157km。厂址地势平坦，场地高程在544548m之间。略低于涪江百年一遇洪水位高程548.64m（涪江在电厂侧溃堤时洪水位）。厂区东侧有一南北向并与涪江相通的农灌渠六合堰（宽约12m）流过，其东有一乡办的三合水泥厂，再向东有南北纵贯的川陕公路通过。厂址东北面、北面及涪江之间尚有完整的开阔场地。3.3 厂址交通运输（1）宝成铁路在厂区东南侧通过，宝成复线阳平关至成都段已经建成。（2）电厂铁路专用线已经建成，在宝成线中坝车站成都端接轨车站设交接场，实行货物交接，专用线借道长钢专用线一段后，向西接入电厂厂内线，长钢机车送至电厂重车线，电厂不自备机车。（3）川陕公路在厂区东面通过，电厂道路与此连接，交通运输方便。3.4 水文气象江油电厂始建于1958年，由于历史的原因及特殊的地理条件，江油电厂坐落在100年一遇洪水以下的涪江左岸与六合堰之间的平坝上。电厂水源为涪江天然径流。江油气象站多年气象特征值：多年平均气压：953.5多年最高气压：978.3（1992年11月9日）多年最低气压：931.6（1991年5月24日）多年平均气温：16.0多年最高气温：37.5（2002年7月2日）多年最低气温：6.8（1975年12月15日）多年平均最高气温：34.9多年平均最高气温（7月）：30.0多年平均相对湿度：81多年最大相对湿度：100多年最小相对湿度：6（1971年4月28日）湿度最高月份的平均相对湿度：85多年平均水汽压：15.9多年年平均降水量：1094.1多年年最大降水量：1824.5（1961年）多年年最小降水量：599.4（1969年）多年1d最大降雨量：274.8（1961年6月26日）多年最大一次连续降雨量：329.3（1996.8.2327日）多年最长连续降雨日数（d）：15多年最大1h降雨量：111.8（1990年8月13日）多年最大20min降雨量：50.2（1990年8月13日）多年最大10min降雨量：30.2（1990年8月13日）多年平均蒸发量：963.1多年年最大蒸发量：1171.9（1961年）多年年最小蒸发量：826.7（1982年）多年平均日照时数（h）：1341.4多年年最大日照时数（h）：1577.6（1969年）多年年最小日照时数（h）：976.6（1957年）多年平均日照百分率（）：30.3多年年最大日照百分率（）：36（1969年）多年年最小日照百分率（）：22（1957年）多年日照强度（kWh/m2）：1043.6多年10a最多冻融次数：2多年最大积雪厚度（cm）：8（1991年12月27日）全年主导风向及频率：NE（7）夏季主导风向及频率：NE.SW（7）冬季主导风向及频率：NE（6）3.5 工程地质厂址座落在涪江一级阶地上，阶面平整，地形平坦开阔，地势整体上由北向南微倾。凿建于明末清初的六合堰灌溉渠由北向南紧从拟建主厂房地段东侧及升压站、冷却塔两场地之间流过。场地地面标高一般546548米。煤场、综合水厂等则散落于老厂区以内。区域地质构造上，厂址处于走向北东的中坝背斜构造上，发育有走向与中坝背斜平行的彰明逆断层、江油逆断层、香水逆断层等三条隐伏断层，其中彰明断层和香水断层属微弱全新活动断裂，活动性较弱，距厂址均大于1公里，断裂与厂址的距离符合安全要求。根据中国地震动峰值加速度区划图（GB 18306图A1），江油电厂扩建工程场地地震动峰值加速度为0.15g，地震基本烈度为7度。厂区地层结构单一，上部为涪江一级阶地的冲洪积层（Qalpl）粉质粘土、粉土和砂土，中部为冲积（Qal）卵漂石层，下部为侏罗系上统莲花组砂泥岩（J3l）地层。4 电厂2330MW机组锅炉概况神华巴蜀2330MW燃煤机组配套法国STEIN公司亚临界中间再热强制循环汽包炉锅炉，四角切向燃烧，采用四组共20只四角布置直流燃烧器。锅炉设计燃料为60渭北煤40广旺煤，天然气点火、助燃。两台机组分别于1990年10月1991年11月建成发电。4.1 燃用煤种锅炉设计燃用煤质分析及点火用天然气特性分析见表4.11、 4.12。燃用（设计）煤种煤质分析表4.11 项 目符 号单 位数 据设计煤种渭北煤广旺煤收到基碳Car51.960.439.4收到基氢Har2.93.22.3收到基氧Oar32.63.7收到基氮Nar10.81.4收到基硫Sar1.82.60.5收到基水份Mar76.57.8收到基灰份Aar32.423.844.9收到基挥发份Var13.414.711.6高位发热量Qgr.arkcal/kg486956733664低位发热量Qnet.arkcal/kg467554633494哈氏可磨性系数HGI808080灰的熔融特性变形温度DT126013201160软化温度ST154415401475溶化温度FT156015441480设计用天然气特性表4.12 序号项目体积/（不含空气时）1氦0.0192氢0.0093氮0.444二氧化碳0.385甲烷91.046乙烷5.567丙烷1.598异丁烷0.329正丁烷0.30810异戊烷0.13411正戊烷0.09512其它成份0.113低位发热量（15.5 1大气压）8776.4kcal/m34.1.1 锅炉概况4.1.1.1 主要设计及运行参数锅炉主要设计及运行参数见表4.1.1.11、4.1.1.12。锅炉主要参数表（燃用设计煤质、额定工况）表4.1.1.11 序号项目单位数据1蒸发量t/h10042再热蒸汽流量t/h905.33汽包压力bar195.74高温过热器出口压力bar1845低温再热器出口压力bar43.96高温再热器出口压力bar41.57省煤器入口压力bar1998省煤器入口水温257.79省煤器出口水温28110汽包内饱和蒸汽温度36411低过入口蒸汽温度36712低过出口蒸汽温度42013中过入口蒸汽温度42014中过出口蒸汽温度48615高过入口蒸汽温度47416高过出口蒸汽温度54317低再入口蒸汽温度33718低再出口蒸汽温度41519高再入口蒸汽温度41520高再出口蒸汽温度54321燃烧器处过剩空气系数（氧量）（）1.25（4.2）22炉膛出口过剩空气系数（氧量）（）1.26（4.33）23空预器出口空气系数（氧量）（）1.36（5.56）24空预器出口一次风量Nm3/h14610025空预器出口二次风量Nm3/h80348026总燃烧风量Nm3/h99170027过热器减温水流量t/h18.328再热器减温水流量t/h029中过出口烟气温度104430高再出口烟气温度88831高过出口烟气温度73932低过出口烟气温度45833省煤器出口烟气温度38234空预器出口烟气温度13035空预器入口一次风温3036空预器出口一次风温33037空预器入口二次风温2638空预器出口二次风温31239空预器一次风压降Pa56140流量表一次风压降Pa24641风道一次风压降Pa63542输粉管和燃烧器一次风压降Pa490543暖风器二次风压降Pa23944空预器二次风压降Pa64845风道二次风压降Pa43846流量表二次风压降Pa24047燃烧器二次风压降Pa97148炉膛出口烟气压降Pa10049过热器、再热器、省煤器烟气压降Pa61750空预器烟气压降Pa86051烟道烟气压降Pa42552引风机烟气压降Pa3553电除尘烟气压降Pa22054烟囱入口烟气压降Pa14855中过进出口平均烟气流速m/s8.156高再进出口平均烟气流速m/s10.857高过进出口平均烟气流速m/s11.958低过二段进出口平均烟气流速m/s1059低过一段进出口平均烟气流速m/s10.860省煤器进出口平均烟气流速m/s10.861省煤器出口烟气流量Nm3/h1063550煤耗、热损失及锅炉效率表4.1.1.12 项目单 位60渭北煤40广旺煤（设计煤种）渭北煤广旺煤5天然气助燃负荷MCR5075100100100煤耗t/h82.5118151.7128.3196.4t/h煤3900Nm3/h天然气排烟热损失5.315.295.525.475.47不完全燃烧热损失3.332.72.71.74.2散热损失0.340.240.190.190.19其它损失0.50.50.50.50.5制粉烟气损失0.350.310.290.240.37总损失9.839.049.28.110.74锅炉效率90.1790.9690.891.989.26汽包（f2109mm167mm）位于炉前的54.65米标高处，炉膛四周布置膜式水冷壁，各侧水冷壁汇入上部联箱后，由26根导流管与汽包相连，6根下降管将炉水由汽包引至3台炉水循环泵的入口联箱，每台循环泵有两根出口管，接至水冷壁下部环形联箱（f914mm）。形成：汽包下降管炉水循环泵下部环形联箱水冷壁上联 箱导流管汽包的锅炉水循环回路。炉膛断面12.742m12.627m，炉膛四角在16.8523.3米标高处装有摆动式直流煤粉燃烧器和天然气燃烧器。锅炉结构布置图锅炉尾部布置图参见图4.1.11。图4.1.11 锅炉尾部电除尘器、引风机布置4.1.1.2 锅炉本体燃烧设备锅炉燃烧器布置为直流式，直流式煤粉燃烧器和天然气燃烧器布置在炉膛四角形成切圆（直径f1610mm）燃烧方式，位于标高16.8523.3m之间，分五级布置（如图4.2.21）。每个角自下而上有A、B、C、D、E五层煤粉燃烧器和A、C、D三层天然气燃烧器，A、C、D三层天然气燃烧器分别布置于A、B层，C、D层，D、E层煤粉燃烧器之间，每层二次风和周界风均有相应的风箱挡板。四角燃烧器喷口均可作同步摆动，范围为30度，作调节再热气温用。燃烧器喷口可分上、下两组，除每组最下层气点火喷口不摆动及顶二次风喷口能上下摆动15外，其余各层喷口均可上下摆动30。气体燃烧器共8只分别放在上、下组燃烧器最下的二次风喷口中，这两层喷口为固定喷口。每只气体燃烧器旁边配置有1 只气体点火枪用于点燃气体燃烧中的气体。详见下图燃烧结构布置图。图4.1.1.21 燃烧结构布置图为改善锅炉燃烧状况，电厂于2006年2007年分别对31、 32锅炉燃烧器进行了改造。在原有燃烧器中心标高和燃烧器框架及燃烧器摆动执行机构的结构、尺寸、摆角不变的情况下，对下三层（即A、B、C层）一次风燃烧器进行了重新设计更换，使之与现有煤种适应。改造后燃烧设备的布置与改造前相同，采用四角布置，切向燃烧；风、粉气流从炉膛四角喷进炉膛后，在炉膛中心形成两个假想切园，假想双切园直径分别为f1610mm/f1770。改造后对原有的二次风系统以及上两层一次风（即D、E层）一次风、天然气系统、炉膛内的假想切园以及炉膛内的卫燃带等未进行改变。改造后的燃烧器设备采用摆动式百叶窗水平浓淡煤粉燃烧器，以加强低负荷稳燃能力，减少低负荷时的助燃天然气用量，提高了锅炉的低负荷经济性能，并提高锅炉防结焦能力。燃烧器改造后技术参数表4.1.13 序号项目技术参数1燃烧方式四角双切园燃烧（f1610mm/f1770mm）2总燃烧风量991700Nm3/h3炉膛出口过剩空气系数1.264炉膛燃烧热强度（MCR）11810KCal/m3h5浓缩器浓淡侧风量比1.11.306浓缩器煤粉浓缩比27浓缩器阻力系数28浓缩器阻力420Pa4.1.1.3空预器锅炉炉后外置式布置两台STEIN生产的29VI（T）68/62型回转式空气预热器，换热元件分为高、中、低温三段。期间由于空预器密封系统失灵，引起漏风率偏高，电厂又委托豪顿华对空预器进行了改造。改造后主要参数见表4.1.1.31。空预器主要参数表4.1.1.31 名称技术参数备注型号29VI（T）68/62型式三分仓受热面回转式转子外壳直径10464.8mm转子高度2340mm高温段355mm碳钢中温段1000mm碳钢低温段305mm考登钢额定转速1.1rpm盘车转速0.26rpm进口烟气流量364.33kg/s进口烟气温度385进口烟气压力1018Pa出口烟气流量1063930Nm3/h出口烟气温度130出口烟气压力1878Pa烟气侧阻力0.82kPa漏风率7.4喷嘴清洗水压力/流量11bar/125m3/h上部（高温段）11bar/125m3/h下部（低温段）蒸汽吹灰系统蒸汽流量：2.412t/h蒸汽压力：13bar蒸汽温度：3002台吹灰器/空预器天然气脉冲吹灰系统冲击波压力0.7MPa，气流速度200m/s500m/s。1套/空预器4.1.2 燃烧制粉系统4.1.2.1 制粉系统锅炉采用两套中间贮仓式钢球磨煤机开式循环制粉系统，每套系统配置有一个容量为620T的原煤仓，一台刮板式给煤机，一台BBI4384 钢球筒式磨煤机，一台排大气风机，一个煤粉仓，一台粗粉分离器，两台细粉分离器，一台排粉机，两套系统共用一台双向输粉机。4.1.2.2 烟风系统锅炉烟风系统为平衡通风燃烧系统，每炉设2台双吸、单出、离心式二次风机，2台单吸、单出、离心式一次风机，2台双吸、单出、离心式引风机。引风机为BERRY DAVISON S.A 制造的2760 DI BAB145 型，运行工况下的引风机压升为3660Pa，配套电机输出功率为1480kW。主要参数见表4.1.2.21。引风机主要设备参数表表4.1.2.21 项目单位额定设计工况备注形式双吸、单出、离心式、双支撑风机本体型号2760 DI BAB145流量Nm3/h658320制造厂BERRY DAVISON压升mbar36.6入口烟温130风机转速rpm750/600风机临界转速1035风机叶轮直径mm2760风机设计效率81.2型号YKK6306电机功率kW1480/750电压kV6.6电流A159/90.6转速rpm743/595效率95.8/95.34.1.2.3蒸汽吹灰系统为了使锅炉的受热面随时保持清洁，提高锅炉的热效率，每台锅炉配置蒸汽吹灰器60台、脉冲吹灰器2台，制造厂为法国阿尔斯通公司。蒸汽吹灰器吹灰介质为蒸汽，蒸汽来源为中过联箱出口来的蒸汽，经过减压后到各吹灰器；吹灰蒸汽温度425，孔板前压力为40bar，孔板后压力11.5bar。冷却空气为杂用空气，压力10bar。4.2电厂2330MW机组锅炉实际运行概况4.2.1锅炉目前燃用煤质资料江油发电厂目前实际燃用煤质特性及实验煤种分析表见表4.2.11、和（配煤后）表4.2.12：江油发电厂目前实际燃用煤质特性表4.2.11 月份总水分固有水灰份挥发份固定碳低位发热量符 号MtMadAarVarFc，arQnet.v.ar单 位kJ/kg1月/20099.501.7333.6020.3936.51182272月11.202.7828.9018.4141.49183513月9.301.9033.8718.1538.68171984月7.401.3337.7216.3138.57170885月9.482.1329.5420.7240.26187856月7.941.6834.1218.8939.05178917月9.602.5831.5018.9339.97178229月9.602.5331.0818.4440.881818310月9.072.0434.3717.8038.761735812月9.701.8735.8916.0038.41166162月/20109.651.7734.5916.2439.52172953月10.352.1134.5816.3138.76167304月9.201.5038.0814.8137.91162045月12.042.4630.7918.7238.46170616月14.274.3022.1121.7041.92185637月13.764.5324.4021.8639.99176548月14.284.4825.3421.3839.00174139月15.104.7223.2021.1340.561789711月12.483.3034.4919.1333.911501212月12.172.6138.1316.4533.26142501月/201113.202.6236.0317.1733.60146722月13.403.1936.4118.1632.03151393月9.661.7643.5915.1331.63136024月8.001.1550.4513.3128.24118365月9.301.9243.1714.9132.62137136月12.103.2432.0420.0735.79167507月15.044.8123.1522.3339.48179359月12.843.0428.2620.3138.591749210月12.402.4527.3119.0241.271815111月11.191.8628.8120.4639.541821212月10.491.7231.1218.1340.25166031月/201210.781.6631.9518.3438.93163902月9.171.2840.8615.2534.71150823月8.141.1341.3915.6434.8315239配煤后煤种数据表4.2.12 序号项目单位330MW机组1全水分Mt102水分Mad2.053收到基灰分Aar33.54干燥无灰基挥发份Vdaf33.85全硫St,ar26收到基低位发热量Qnet,v,arj/g171207收到基高位发热量Qgr,v,arj/g178178收到基碳Car44.569收到基氢Har2.610收到基氧Oar6.2811收到基氮Nar1.0612煤中氟Farug/g5513煤中氯Clar0.01814煤中砷Asarug/g315煤中铅Pbarug/g1216煤中汞Hgarug/g0.26117煤灰中二氧化硅SiO247.5618煤灰中三氧化二铝Al2O327.7119煤灰中三氧化二铁Fe2O30.8120煤灰中氧化钙CaO2.4921煤灰中氧化镁MgO1.0622煤灰中氧化钠Na2O0.0323煤灰中氧化钾K2O1.7624煤灰中二氧化钛TiO21.2725煤灰中三氧化硫SO31.4826煤灰中二氧化锰MnO20.227哈氏可磨性系数HGI待定28灰的熔融特性变形温度待定软化温度待定溶化温度待定（备注：以上配煤煤质为本次脱硝改造可研报告设计煤质。）锅炉原设计燃用60谓北煤40广旺煤，采用天然气点火、助燃。目前，锅炉现燃用煤质略有变化，煤中灰含量变大，发热量降低。根据2009年和2011年的入炉煤统计（表5.6.11）：煤中灰含量较设计煤种偏高，收到基灰含量最高约43.6；入炉煤收到基挥发份较设计值略高，平均约18.24（Vdaf32.68）；提高了着火稳定性；低位发热量较设计值偏低。锅炉实际运行额定负荷下NOx排放浓度为910mg/Nm3。省煤器出口温度在316352，湿烟气量为1063550Nm3/h。4.2.2锅炉运行现状：（摸底试验）西安热工研究院分别对机组高、中、低三个负荷点、常用煤种条件下，对32号锅炉进行了制粉系统诊断试验、变分离器挡板试验、一次风速试验、NOx排放测试、空预器漏风率试验、烟气系统沿程阻力测试及锅炉炉效等测试。4.2.2.1制粉系统4.2.2.1.1变钢球装载量试验江油发电厂32号锅炉磨煤机在日常运行过程中，采用一周加两次钢球，分别为周一和周五，每次加1吨，试验时间选在周五进行。试验开始前，将A、B两套制粉系统调到设计状态，并稳定运行一段时间。试验期间，在加钢球之前，首先记录A、B制粉系统各运行参数，并进行煤粉取样和细度分析；然后往A、B磨煤机内各加1吨钢球，稳定运行1小时后记录制粉系统各运行参数并进行煤粉取样和细度分析；再次往A、B磨煤机内各加1吨钢球，稳定运行1小时后记录制粉系统各运行参数并进行煤粉取样和细度分析，这三次试验结果见表4.2.2.1。A、B制粉系统变钢球装载量试验表4.2.2.1 项 目单位A制粉系统B制粉系统加前第一次第二次加前第一次第二次给煤量rpm2.542.542.543.002.973.0043.043.043.050.050.050.0热风挡板开度22.022.013.226.415.00磨煤机进口温度789.5756.4763.5796.6767.2797.0磨煤机出口温度71.6106.595.990.898.793.4磨煤机电流A198.9201.47203.8197.6202.3203.7磨煤机功率kW1974.31989.81993.11927.31980.91999.6排粉机电流A83.3779.6879.9777.6977.6677.09乏气风机开度20.019.420.065.5334.2300乏气流量Nm3/h55.554.755.152.6853.555.0乏气风机电流A18.2318.3918.2222.4518.3318.00煤粉细度R9027.225.223.627.627.626.8R2006.05.65.66.85.65.6A制粉系统试验期间，A给煤机给煤量加到3.00rpm时，由于磨煤机出口温度低于80，导致A给煤机自动停机。A给煤机回复后，只能将给煤量加到2.54rpm进行试验。建议大修期间对A制粉系统中给煤量和磨煤机出口温度进行校核，尝试提高A制粉系统出力。分析上表数据可知，A、B制粉系统随着钢球装载量的增加，磨煤机电流和功率逐步变大，煤粉细度略为有所降低。4.2.2.1.2变分离器挡板试验在变磨煤机钢球装载量试验后，对A制粉系统进行了变分离器挡板试验，试验结果见表4.2.2.2所示。A制粉系统变分离器挡板试验表4.2.2.2 项 目单位A制粉系统调前调后分离器开度格53给煤量rpm2.542.5343.043.0热风挡板开度13.213.2磨煤机进口温度763.5768.9磨煤机出口温度95.989.8磨煤机电流A203.8204.0磨煤机功率kW1993.11995.3排粉机电流A79.9784.07乏气风机开度20.020.0乏气流量Nm3/h55.153.1乏气风机电流A18.2219.38煤粉细度R9023.617.6R2005.62.8分析上表数据可知，A磨煤机分离器挡板从5格调到3格，煤粉细度得到有效降低，R90从23.6降到17.6（实际燃煤要求的经济细度为R9017左右）。经过一段时间的运行观察，A制粉系统出力无明显变化，能日常满足带负荷的需求，所以认为分离器挡板调后的煤粉细度较为合适。由于B磨煤机出口分离器挡板位置目前也为5格，所以建议大修前，将B磨煤机出口分离器挡板位置也调到3格，机组启动运行后注意监视制粉系统出力状况。4.2.2.2 一次风速和粉量偏差测试一次风速测量和煤粉取样位置设在风粉混合后、燃烧器口附近的一次粉管上，是逐层进行的。试验过程中每层燃烧器所对应的给粉机状态均调为一致，如给粉量为17.5t/h、给粉机电流为1.9A、给粉机转速为10rpm左右。具体测试结果见表4.2.23所示。A层燃烧器一次风速及其偏差试验结果表4.2.23 项 目单 位A层燃烧器A1A2A3A4气流速度m/s42.4141.9438.29平均值m/s40.88偏差3.742.606.34粉量g136.10196.50139.70平均值g157.43偏差13.5524.8111.26B层燃烧器一次风速及其偏差试验结果表4.2.24 项 目单 位B层燃烧器B1B2B3B4气流速度m/s40.7938.6639.2939.09平均值m/s39.46偏差3.372.020.430.93粉量g131.30212.80336.00173.60平均值g213.43偏差38.480.2957.4318.66C层燃烧器一次风速及其偏差试验结果表4.2.25 项 目单 位C层燃烧器C1C2C3C4气流速度m/s38.1329.7931.54平均值m/s33.16偏差15.0110.144.87粉量g205.10152.30342.80平均值g233.40偏差12.1334.7546.87D层燃烧器一次风速及其偏差试验结果表4.2.26 项 目单 位D层燃烧器D1D2D3D4气流速度m/s35.4128.8330.10平均值m/s31.45偏差12.608.324.28粉量g120.10145.90185.00平均值g150.33偏差20.112.9523.06E层燃烧器一次风速及其偏差试验结果表4.2.27 项 目单 位E层燃烧器E1E2E3E4气流速度m/s41.8330.8539.2138.86平均值m/s37.69偏差10.9918.154.043.12粉量g166.50319.70157.60286.30平均值g232.53偏差28.3937.4932.2223.13以上数据显示，各层燃烧器一次风速偏差基本都在10，所以无需对缩孔门进行调节；各层燃烧器粉量偏差较大，基本都在 2040，这主要是由给粉机实际给粉不匀引起的，建议加强对给粉机的日常维护。各层燃烧器一次风速偏高，基本都在40m/s左右，由于本锅炉为热风送粉，建议降低热一次风箱压力，从而降低一次风速，使煤粉着火提前，以至提高锅炉效率、降低供电煤耗。4.2.2.3 锅炉效率江油发电厂2330MW机组在设计煤种、ECR工况下的设计炉效为90.8。摸底试验各工况下（100、80和60额定负荷）的锅炉效率汇总见表4.2.28。锅炉试验热效率（根据ASMEPTC4.1低位发热量）表4.2.28 项 目单 位T01T02T03T04T05T06电负荷MW198264330330330330飞灰可燃物含量1.261.391.511.122.092.11大渣可燃物含量3.873.234.871.390.894.70排烟温度127.0134.1139.1141.1139.7138.6修正后排烟温度127.1133.9137.6138.6137.7135.6未燃碳分热损失1.021.061.250.771.331.93干烟气热损失5.395.535.415.264.904.79实测锅炉效率92.0791.8591.8792.44