江油发电厂2215330mw机组脱硝技改工程可行性研究报告(编辑修改稿)

江油发电厂2215330mw机组脱硝技改工程可行性研究报告(编辑修改稿)内容摘要：

，孔板前压力为40bar，孔板后压力。 冷却空气为杂用空气，压力 10bar。 20 电厂 2 330MW 机组锅炉实际运行概况 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 － 和（配煤后）表 － 2： 江油发电厂目前实际燃用煤质特性 表 － 1 月 份 总水分 固有水 灰 份 挥发份 固定碳 低位发热量 符 号 Mt Mad Aar Var Fc， ar 单 位 ％ ％ ％ ％ ％ kJ/kg 1 月 /2020 18227 2 月 18351 3 月 17198 4 月 17088 5 月 18785 6 月 17891 7 月 17822 9 月 18183 10 月 17358 12 月 16616 2 月 /2020 17295 3 月 16730 4 月 16204 5 月 17061 6 月 18563 7 月 17654 8 月 17413 21 月 份 总水分 固有水 灰 份 挥发份 固定碳 低位发热量 9 月 17897 11 月 15012 12 月 14250 1 月 /2020 14672 2 月 15139 3 月 13602 4 月 11836 5 月 13713 6 月 16750 7 月 17935 9 月 17492 10 月 18151 11 月 18212 12 月 16603 1 月 /2020 16390 2 月 15082 3 月 15239 22 配煤后煤种数据 表 － 2 序 号 项 目 单 位 330MW 机组 1 全水分 Mt ％ 10 2 水分 Mad ％ 3 收到基灰分 Aar ％ 4 干燥无灰基挥发份 Vdaf ％ 5 全硫 St,ar ％ 2 6 收到基低位发热量 Q,v,ar j/g 17120 7 收到基高位发热量 Qgr,v,ar j/g 17817 8 收到基碳 Car ％ 9 收到基氢 Har ％ 10 收到基氧 Oar ％ 11 收到 基氮 Nar ％ 12 煤中氟 Far ug/g 55 13 煤中氯 Clar ％ 14 煤中砷 Asar ug/g 3 15 煤中铅 Pbar ug/g 12 16 煤中汞 Hgar ug/g 17 煤灰中二氧化硅 SiO2 ％ 18 煤灰中三氧化二铝 Al2O3 ％ 19 煤灰中三氧化二铁 Fe2O3 ％ 20 煤灰中氧化钙 CaO ％ 21 煤灰中氧化镁 MgO ％ 22 煤灰中氧化钠 Na2O ％ 23 煤灰中氧化钾 K2O ％ 23 序 号 项 目 单 位 330MW 机组 24 煤灰中二氧化钛 TiO2 ％ 25 煤灰中三氧化硫 SO3 ％ 26 煤灰中二氧化锰 MnO2 ％ 27 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 2020 年和 2020 年的入炉煤统计（ 表 － 1）：煤中灰含量较设计煤种偏高，收到基灰含量最高约 ％ ；入炉煤收到基挥发份较设计值略高，平均约 ％ （ Vdaf＝ ％ ）；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 316－ 352℃ ，湿烟气量为 ～ 1063550Nm3/h。 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。 制粉系统 变钢球装载量试验 24 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 .－ 1。 A、 B 制粉系统变钢球装载量试验 表 .－ 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 rpm ％ 热风挡板开度 ％ 0 磨煤机进口温度 ℃ 磨煤机出口温度 ℃ 磨煤机电流 A 磨煤机功率 kW 排粉机电流 A 乏气风机开度 ％ 30． 0 乏气流量 Nm3/h 乏气风机电流 A 煤粉 细度 R90 ％ R200 ％ 25 A 制粉系统试验期间， A 给煤机给煤量加到 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 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。 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 .－ 2 所示。 A 制粉系统变分离器挡板试验 表 .－ 2 项 目 单 位 A制粉系统 调 前 调 后 分离器开度 格 5 3 给煤量 rpm ％ 热风挡板开度 ％ 磨煤机进口温度 ℃ 磨煤机出口温度 ℃ 磨煤机电流 A 磨煤机功率 kW 排粉机电流 A 乏气风机开度 ％ 乏气流量 Nm3/h 乏气风机电流 A 煤粉细度 R90 ％ R200 ％ 26 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 ％ 降到 ％ （实际燃煤要求的经济细度为 R90＝ 17％ 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。 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 、给粉机电流为 、给粉机转速为 10rpm 左右。 具体测试结果见 表 － 3 所示。 A 层燃烧器一次风速及其偏差试验结果 表 － 3 项 目 单 位 A层燃烧器 A1 A2 A3 A4 气流速度 m/s － 平均值 m/s 偏差 ％ － － 粉量 g － 平均值 g 偏差 ％ － － － 27 B 层燃烧器一次风速及其偏差试验结果 表 － 4 项 目 单 位 B 层燃烧器 B1 B2 B3 B4 气流速度 m/s 平均值 m/s 偏差 ％ － － － 粉量 g 平均值 g 偏差 ％ － － － C 层燃烧器一次风速 及其偏差试验结果 表 － 5 项 目 单 位 C 层燃烧器 C1 C2 C3 C4 气流速度 m/s － 平均值 m/s 偏差 ％ － － － 粉量 g － 平均值 g 偏差 ％ － － － 28 D 层燃烧器一次风速及其偏差试验结果 表 － 6 项 目 单 位 D 层燃烧器 D1 D2 D3 D4 气流速度 m/s － 平均值 m/s 偏差 ％ － － － 粉量 g － 平均值 g 偏差 ％ － － － E 层燃烧器一次风速及其偏差试验结果 表 － 7 项 目 单 位 E 层燃烧器 E1 E2 E3 E4 气流速度 m/s 平均值 m/s 偏差 ％ － 粉量 g 平均值 g 偏差 ％ － － 以上数据显示，各层燃烧器一次风速偏差基本都在 177。 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 177。 20％ ～ 177。 40％ ，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 29 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。 锅炉效率 江油发电厂 2 330MW 机组在设计煤种、 ECR 工况下的设计炉效为 ％。 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 － 8。 锅炉试验热效率（根据 － 低位发热量 ） 表 － 8 项 目 单 位 T－ 01 T－ 02 T－ 03 T－ 04 T－ 05 T－ 06 电负荷 MW 198 264 330 330 330 330 飞灰可燃物含量 ％ 大渣可燃物含量 ％ 排烟温度 ℃ 修正后排烟温度 ℃ 未燃碳分热损失 ％ 干烟气热损失 ％ 实测锅炉效率 ％ 修正后的锅炉效率 ％ 锅炉在 330MW 额定负荷下，燃烧常用煤和参考煤质（差煤）时，锅炉效率分别为 ％ 和 ％ ，高于设计值 ％ ，此外，修正后的排烟温度约 136℃ ，高于设计值 130℃。 此外，满负荷下，降低锅炉运行氧量，飞灰可燃物含量有所增加，但排烟热损失减少较多，引起锅炉效率提高了 个百分点。 NOx 排放 锅炉采用早期的 直流燃烧器，未采用深度的空气分级燃烧技术。 30 本次摸底试验分别在常用煤种和较差煤种下分别在空预器进出口进行了烟气参数测试，测试结果见表 － 9。 烟气参数测试 表 － 9 工 况 负 荷 入口 O2 CO NOx排放 入口烟温 出口 O2 排烟温度 备 注 单 位 MW ％ ppm mg/Nm3@6％ O2 ℃ ％ ℃ T－ 01 198 0 593 316 127 T－ 02 264 0 734 339 134 T－ 03 330 0 909 349 139 T－ 04 330 0 811 352 141 变氧量 1 T－ 05 330 92 792 349 140 变氧量 2 T－ 06 330 0 868 344 139 差煤 由以上测试结果可看出： 330MW 负荷常规运行方式，省煤器出口烟气中 NOx 浓度为909mg/Nm3； 330MW 负荷通过降低锅炉运行氧量，烟气中 NOx 浓度为 792～ 811mg/Nm3， NOx 降幅约 100mg/Nm3，降幅有限； 锅炉中低负荷下， NOx 排放 浓度均降低，浓度为 734mg/Nm3和 593mg/N。