空预器改造方案报告0317 修改后汇总.docx
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空预器改造方案报告0317修改后汇总
检索号
大唐鲁北发电有限责任公司
2×330MW机组空预器改造
方案说明书
二零一五年三月
批准：
审核：
校核：
编写：
1工程概况
2常规脱硝空预器堵塞、腐蚀原因分析
3本工程空预器情况
4故障原因分析
5空预器改造方案
6改造性能保证指标
7存在问题
8改造工程工期
9改造工程概算
10投资回收
1概述.1
1.1概述
大唐鲁北发电有限责任公司现有2x330MW燃煤发电机组分别于2009年9月20日、2009年12月20日投产发电，为了响应国家节能减排号召，公司对两台机组进行选择性催化还原法（SCR）脱硝系统改造，配套委托豪顿华公司进行空气预热器及其吹灰器的改造，#2机组空预器改造于2012年1月完成，#1机组空预器改造于2012年7月完成。
1.2厂址条件
大唐鲁北发电有限责任公司2×330MW燃煤发电厂位于山东省无棣县北部区域。
无棣县位于山东省的北部，东北濒临渤海湾，东南连沾化县，南靠阳信县，西接德州地区庆云县，北与河北省沧州地区海兴县、黄骅市为邻。
1.3运输条件
1.3.4.1公路运输
电厂周边公路交通便利，南侧有大济路通往济南和205国道与滨博高速公路相接；辛沙路连接东营和河北，距埕口镇仅几公里。
以上两条公路均为一级公路，路面宽21米，路面平均高程+5.2米；北侧有到黄骅港海防公路，该公路为一级公路与307国道接壤，路面宽21米，设计高程+5.5米。
1.3.4.2铁路运输
电厂距已经建成投运的沧（州）—（黄骅）港铁路和朔（州）—黄（骅港）铁路仅20公里，沧港铁路等级为Ⅱ级，正线数为单线，该线于1984年建成，并延伸至黄骅港三千吨级码头，改造后的沧港铁路运输能力为2000万吨，目前的运量仅为200万吨；朔黄铁路等级为Ⅰ级，正线数为单线，直通黄骅港一期已投运的4个3.5万吨泊位码头。
大唐鲁北发电有限责任公司至黄骅港公路距离为20公里，交通运输便利。
1.4气象条件
根据气象台的资料统计，大唐鲁北发电有限责任公司周围的气象特征值：
多年平均大气温度 12.7℃
多年平均相对湿度63%
多年极端最高气温43.7℃
多年极端最低气温-25.3℃
多年平均降雨量549.3mm
多年平均大气压力1061.7hPa（a）
盐雾指数0.12
基本风压值0.55
基本雪压0.4
主导风向西南风
最大冻土深度650mm
厂房零米海拔高度（黄海高程）4.5m
1.
5锅炉概述
大唐鲁北发电有限责任公司1、2号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司根据美国ABB-CE燃烧工程公司设计制造的HG-1020/18.58-YM23型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。
设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉，锅炉为全钢构架，紧身封闭，炉顶为大罩壳，整体呈倒U型布置。
锅炉以最大连续负荷（MCR）工况为设计参数，最大连续蒸发量为1020t/h，过热器、再热器蒸汽出口温度均为543℃，给水温度258.8℃。
机组电负荷为330MW（即TRL工况）时，锅炉的额定蒸发量为969t/h。
表1-1锅炉设计规范
名称
单位
负荷工况
BMCR
ECR
75%THA
滑压40%THA
主蒸汽流量
t/h
1020
969
665
362
主蒸汽出口压力
MPa.g
18.58
18.49
18.05
7.37
主蒸汽出口温度
℃
543
543
543
543
过热蒸汽压降
MPa
1.373
1.25
0.62
0.49
给水压力
MPa.g
20.35
20.13
18.98
8.12
给水温度
℃
258.8
255.8
235.3
205.0
再热蒸汽流量
t/h
923.21
877.5
610.46
338.85
再热蒸汽出口压力
MPa.g
4.129
3.920
2.718
1.474
再热蒸汽出口温度
℃
543
543
543
543
再热蒸汽进口压力
MPa.g
4.325
4.106
2.847
1.546
再热蒸汽进口温度
℃
336.27
330.9
299.85
337
再热蒸汽压降
MPa
*0.196
0.186
0.13
0.072
省煤器水阻（含静压差）
MPa
0.392
0.38
0.31
0.26
空气预热器进口烟气温度
℃
363
359
338
277
排烟温度（修正前）
℃
132.8
131.7
118.9
102.8
排烟温度（修正后）
℃
128.3
126.7
113.3
95
预热器一次风进口温度
℃
26
26
26
26
预热器二次风进口温度
℃
23
23
23
42.2
预热器出口一次风温度
℃
307.2
305.6
292.2
250.6
预热器出口二次风温度
℃
326.1
323.9
306.1
257.2
环境温度
℃
20
20
20
20
总燃煤量
t/h
129.5
124.2
90.2
51.3
锅炉计算效率
（按低位发热值）
%
93.45
93.50
93.47
94.60
过量空气系数
/
1.25
1.25
1.39
1.25
1.
6燃料
锅炉设计燃用烟煤。
煤质分析及灰成分特性数据见表1-2、表1-3。
表1-2
项目名称
符号
单位
设计煤种
校核煤种
收到基碳分
Car
％
60.33
56.97
收到基氢分
Har
％
3.62
3.50
收到基氧分
Oar
％
9.94
9.18
收到基氮分
Nar
％
0.7
0.7
收到基硫分
Sar
％
0.41
0.6
收到基灰分
Aar
％
11
11.65
收到基全水分
Mar
％
14
17.4
空气干燥基水分
Mad
％
8.4
5.49
干燥无灰基挥发分
Vdaf
％
36.44
30.83
应用基低位发热量
Qnet,ar
kJ/kg
22760
21490
可磨系数
HGI
/
56
53
灰变形温度
DT
℃
＞1130
＞1120
灰半球温度
HT
℃
＞1210
＞1160
灰软化温度
ST
℃
＞1160
＞1150
灰流动温度
FT
℃
/
＞1170
2常规脱硝空预器堵塞、腐蚀原因分析
电厂脱硝工艺采用选择性催化还原法（SCR），液氨为还原剂。
由于脱硝过程中产生的硫酸氢铵对空气预热器的运行带来较大的负面影响，必须重新调整空气预热器的设计结构配置，以适应配置SCR机组的正常运行。
2.1脱硝过程中硫酸氢铵的产生机理
在SCR系统脱硝过程中，烟气在通过SCR催化剂时，将进一步强化SO2→SO3的转化，形成更多的SO3。
在脱硝过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它在空气预热器中下层处与SO3形成硫酸氢铵，其反应式如下：
NH3+SO3+H2O→NH4HSO4
硫酸氢铵在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。
对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢铵在146℃-207℃温度范围内为液态；对于燃油、燃气机组，烟气中飞灰含量较低，硫酸氢铵在146℃-232℃温度范围内为液态。
这个区域被称为ABS区域。
2.2硫酸氢铵对空气预热器运行的影响
气态或颗粒状液体状硫酸氢铵会随着烟气流经预热器，不会对预热器产生影响。
相反，液态硫酸氢铵捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热组件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。
硫酸氢铵的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、SO3及H2O浓度有关。
为此，在系统的规划设计中，应严格控制SO2→SO3的转化率及SCR出口的NH3的逃逸率。
同时，应重新调整空气预热器的设计结构配置，消除硫酸氢铵对空气预热器运行性能的影响。
在形成液体状硫酸氢铵的同时，也会产生部分硫酸氨。
与硫酸氢铵不同，颗粒状硫酸氨不会与烟气中的飞灰粒子相结合而造成预热器的腐蚀、堵灰等，不会影响预热器的换热及机组的正常运行。
硫酸氢铵在预热器中形成区域的分析
硫酸氢铵（AmmoniumBisulfate）的形成是有固定的温度区域，在预热器传热组件中该温度区域对应相应的位置区域，此区域统称为ABS区域。
通过大量的实验得出结论，NH4HSO4形成的温度区域在：
146℃-207℃LOWDUST
146℃-232℃HIGHTDUST
对于燃煤机组，ABS区域为距预热器传热组件底部381mm-813mm位置之间。
2.3脱硝空预器堵塞、腐蚀解决措施
考虑到ABS区域的特定位置及相应特性，在空气预热器的结构设计如：
传热组件的高度选择、材质、板型、清灰设施配置、催化剂投运方式、空预器冷端平均温度选取上采取相应的措施，可有效解决脱硝空预器堵塞和腐蚀问题，具体措施如下：
（1）采取合理的换热组件分层：
由于ABS区域为距预热器传热组件底部381mm—813mm位置之间，故将预热器传热组件设置成上下两层。
其中，上层为常规配置；考虑到下层传热组件在烟气入口处易形成颗粒堆积，通常下层传热组件的高度选择850mm～1000mm左右，使得在任何负荷下将硫酸氢铵（ABS）易沉积的温度区域设计在单层的冷端传热组件区域，这样可以有效的降低硫酸氢铵（ABS）对预热器的影响。
（2）选取合理的换热组件材质
由于ABS区域内液态硫酸氢铵捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热组件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等。
考虑液态硫酸氢铵能轻易进入到普通金属薄板的表面气孔中而形成腐蚀，采用搪瓷组件作为预热器冷端传热组件是最佳选择。
空预器受热面选材应考虑磨损、堵塞及腐蚀的因素，热端钢板厚度不小于0.75mm，采用低碳钢板；为提高冷端换热面的抗粘附特性，根据煤中的硫含量及冷端的空气与烟气温度，冷端传热组件涂搪瓷及组件盒选用耐腐蚀的CortenA钢制造，厚度不小于1mm，不爆瓷、不开裂剥落，不易粘堵灰、不易腐蚀。
搪瓷组件的静电喷涂技术有湿法和干法两种方法。
其中除了Howden采用干法喷涂技术外，其他三家锅炉厂均采用湿法静电喷涂技术。
静电喷涂技术具有耐腐蚀、耐积灰、耐磨损、表面性质好、能抵抗温度骤变、耐高温等优点。
静电喷涂工艺生产的产品，除了具有搪瓷产品的一些优点外，其防腐性能、边缘包裹、及柔韧性等方面又优于其他涂搪瓷工艺，完全可以确保换热组件的性能及寿命要求，对于设备的整体性能保证有着重要的意义。
（3）选取合理的换热组件板型
针对本工程，空预器冷端采用DNF波形，为封闭大通道波形，防堵性好，有效满足脱销改造需要，改造后使用镀搪瓷钢板，使表面残留沉积物大大减少。
改造后使用镀搪瓷钢板，使表面残留沉积物大大减少。
空预器热端采用DUN波形，换热效率高。
3.本工程空预器情况
3.1概述
大唐鲁北发电有限责任公司2×330MW机组锅炉型号：
HG-1020/18.58-YM23；每台锅炉配有两台半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器，其型号为28.0-VI（T）-1983-SMR，逆转布置，转子名义直径为9468mm，2012年先后对两台机组的四台空预器实施脱硝改造，
2012年空预器改造前后的参数表分别见表1-3及表1-4:
表1-3脱硝改造前性能数据表
空气预热器
出口烟气温度（BMCR）
℃
135/129
入口一次风温度（BMCR）
℃
26
入口二次风温度（BMCR）
℃
23
一次风出口温度（BMCR）
℃
308
二次风出口温度（BMCR）
℃
319
出口一次风量（含旁通风）
Kg/h
出口二次风量
Kg/h
混合温度
℃
投运时及运行一年后的漏风系数
6/8
高温段传热组件的材质
Q235-A
高温段传热组件的厚度
mm
0.5
高温段传热组件的高度
mm
1000
中温段传热组件的材质
Q235-A
中温段传热组件的厚度
mm
0.5
中温段传热组件的高度
mm
683
低温段传热组件的材质
CORTEN
低温段传热组件的厚度
mm
0.8
低温段传热组件的高度
mm
300
有无电子自动控制密封系统
无
空气预热器轴承润滑及冷却方式
油浴水冷
空气预热器转子直径
mm
￠9468
空气预热器转子高度
m
2.745
空气预热器转子总重量
T
200
空气预热器转子转速
r/min
1
空气预热器驱动电动机型式
Y160M-6
空气预热器驱动电动机台数
台
2
空气预热器驱动电动机转速
r/min
970
空气预热器驱动电动机铭牌功率
kW
7.5
表1-4脱硝改造后性能数据表
空预器参数
单位
设计工况（MCR）
设计工况
（TRL）
设计工况
（75％THA）
设计工况
（40％THA）
型号
换热组件规格参数
热端
1000mm高，DU波形，利旧
冷端
950mm高，HCTM波形，双面镀搪瓷，新供
烟气入口流量
Kg/s
190.00
182.31
145.68
87.32
烟气出口流量
Kg/s
202.41
194.39
157.71
99.12
一次风入口流量
Kg/s
39.65
36.92
30.48
21.65
一次风出口流量
Kg/s
27.90
27.12
20.56
11.76
磨媒机入口流量
Kg/s
35.56
35.07
26.04
16.60
二次风入口流量
Kg/s
126.91
122.37
101.33
48.96
二次风出口流量
Kg/s
126.25
120.09
99.22
47.04
烟气入口温度
℃
363.0
359.0
338.0
315.0
烟气出口温度
漏风稀释前
℃
134.8
133.0
130.5
118.3
漏风稀释后
℃
128.3
126.4
123.2
106.8
一次风入口温度
℃
26.0
26.0
26.0
26.0
一次风出口温度
℃
35
302.3
290.0
297.3
磨媒机入口温度
℃
242.0
238.0
234.9
219.0
二次风入口温度
℃
23.0
23.0
42.2
42.2
二次风出口温度
℃
324.4
322.1
303.5
301.4
烟气侧阻力
KPa
1.245
1.186
0.776
0.321
烟气侧阻力（一年内）
KPa
一次风侧阻力
KPa
0.627
0.581
0.381
0.182
二次风侧阻力
KPa
1.000
0.916
0.646
0.176
热端一次风到烟气侧压差
KPa
13.800
11.000
11.000
11.000
热端二次风到烟气侧压差
KPa
2.800
3.750
3.750
3.750
烟气流速
m/s
13.43
12.81
9.90
5.71
总换热面积（单面）
m2
21067
一次风漏到二次风的量
Kg/s
4.97
3.83
3.88
3.92
一次风漏到烟气侧的量
Kg/s
8.64
7.86
7.92
7.85
二次风漏到烟气侧的量
Kg/s
3.77
4.23
4.11
3.96
总漏风量
Kg/s
12.41
12.09
12.03
11.80
一次漏风率
%
24.84
21.85
27.58
37.33
总漏风率计算值（一年内）
%
6.53
6.63
8.26
13.51
总漏风率保证值（一年内）
%
7
7
3.2空预器运行存在问题现阶段空预器烟气差压持续较高，高峰期达到3000多pa，风机工作负荷增加，裕量减小，威胁到锅炉带负荷的安全运行。
同时较高的差压使空预器的漏风率增大，热端吹灰器持续吹灰又造成了热端换热组件损坏严重，热端和冷端之间的夹心层存在脱落的损坏组件片，进一步造成了预热器差压持续升高，换热效率下降，严重影响着锅炉的安全、经济运行，并对下游设备造成一定影响，空预器改造已经迫在眉睫。
3.2设备损坏情况：
1月3日，1号炉停炉后抽取1A空预器蓄热组件，抽出后发现热端蓄热组件损坏严重，波形板皮损，蓄热组件损坏的数量较大，且损失较为严重，损坏集中在热端，产生严重的变形、坍塌、碎裂。
大部分碎片集中在热端与冷段中间夹层内，如图：
4故障原因分析
蓄热组件的损坏，根据其损坏的机理分为正常损坏和非正常损坏，正常损坏即寿命性损坏，包括正常的腐蚀和磨损，它长期存在，低速发展，且不可避免，只能通过采取一些措施使其损坏速度减低，延长寿命；非正常损坏，如严重磨损腐蚀，空预器火灾，异常吹灰等外力损伤，特点体现为突发性，严重性。
蓄热组件的另外一种损坏方式：
由于空预器介质流通面“流通损失”而引起的蓄热组件坍塌、碎裂。
4.1、蓄热组件损坏原因排除
根据蓄热组件损坏的外观检查看，可以排除火烧的可能性，锅炉运行正常，如发生烟气二次燃烧会在波形板上有大量氧化铁残留，并且边缘平滑无裂纹，空预器内设有火灾探头，以及报警系统，报警系统正常，未发生报警信号，可以排除空预器火灾造成组件损坏。
如若产生腐蚀，由于冷段要比热端温度低，烟气中硫份凝结应保留在冷端较多，可是冷端蓄热组件完好，可以排除严重硫腐蚀直接造成热端蓄热组件损坏，机组正常运行，一直保持空预器入口烟温不超标，也可以排除高温腐蚀的可能。
如果磨损造成组件损坏，在破损的边缘应有磨损痕迹，可现场掉落的波形板边缘无明显磨损痕迹。
可以排除单纯磨损造成的损坏。
4.2、蓄热组件损坏原因分析：
经电厂分析，热端蓄热组件的损坏的可能原因有三种：
一种是长时间蒸汽吹灰导致，由于吹灰器变形的原因，导致蒸汽不能垂直吹入蓄热组件内部，并且吹灰器枪头与蓄热组件的距离减小，长时间后，蓄热组件有倒伏的情况，电厂1号炉空预器由于压差较大，将热端吹灰器压力调整为2.5kpa（正常吹灰的压力位1.2kpa）。
并且吹灰频率应为每八小时一次，而电厂为了降低压差，施行连续吹灰。
一种是由于蓄热组件包压紧力不够，经与哈锅联系确认，空预器蓄热组件的压紧力应为6吨/平方米，长时间运行波形板之间由于烟气摩擦导致间隙变大，蓄热组件的压紧力变小，现已达不到6吨/平方米以上。
波形板松动导致波形板被吹坏；
另外一种是空预器长时间运行，导致内部波形板金相组织发生变化，热应力承受能力减弱，空预器运行过程中，烟气以及一、二此风通流时不均匀产生振动等原因导致内部波形板破损脱落。
根据电厂的实际情况，电厂空预器蓄热组件损坏的原因基本可判定为前两种原因综合造成，即蓄热组件包压紧力不足，波形板松散以及吹灰气的压力及吹灰角度问题所致。
5空预器改造方案
5.1空预器改造原则
5.1.1空预器改造方案：
局部更换，即最大程度的保留原空预器壳体、空预器支撑梁、空预器的烟风道接口、支撑轴承、导向支撑、轴承润滑油系统、驱动方式及驱动装置、起吊装置等可用部件及辅助设备，对必须的换热组件、密封系统等进行更换改造，设备厂家负责改造的设计、供货及相关技术服务。
（包括旧部件的如何拆除，锅炉基础的重新设计加固及新部件的设计，空预器改造后对锅炉性能的影响）要求通过本次空预器改造，增强空预器抗堵塞、抗腐蚀能力，削弱SCR脱硝对下游空预器的影响。
并对空预器的传热面积、效率、阻力及漏风率进行重新设计计算，确保改造后空预器各项性能参数达到要求。
5.1.2本空预器改造方案必须保证目安全；风道及周边管道不作移位。
前锅炉钢结构主梁、柱不作改动，以确保钢结构的
5.1.3充分考虑空预器漏风，降低漏风率。
5.1.4设备厂家应对现有空气预器本体底梁进行核算，并对空预器本体底梁提出校核参数和设计、施工方案。
5.2改造设计及性能要求
5.2.1空预器换热元件改造要求：
5.2.1空预器的风烟道接口、外壳、支撑轴承、导向支撑、驱动方式及驱动装置不做改动。
5.2.2传热组件按转子分仓设计供货，结构形式保证足够强度且便于检修吊装和抽出。
5.2.3空预器受热面选材应考虑磨损、堵塞及腐蚀的因素，空预器的换热组件设计使用寿命不小于50000小时。
热端钢板厚度不小于0.75mm。
5.2.4设备厂家应提供传热效率高的换热组件，烟气出口温度、一二次风出口温度应尽量满足原锅炉设计参数要求。
同时考虑电厂实际排烟温度偏高情况，在尽量保证转子重量不变的情况下，适当加大传热面积或加高换热组件的整体高度保证修正后排烟温度<125.3℃（BMCR工况），并对原支撑轴承载荷重新校核。
换热组件选用高热交换性能、低压力损失、大信道波纹型式，特别是冷端受热面应设计成具有封闭通道的脱硝预热器专用板型，既提高空预器的抗堵塞能力又能满足空预器性能。
二、密封综合改造
5.2.5设备厂家需要进行密封系统的更换，以控制空预器漏风率。
改造后每台空预器在机组额定出力时的漏风率小于5%；运行六年内，漏风率小于6%。
施工：
空气预热器改造的可行性研究报告编制
三、空气预热器防堵灰措施、设备
5.2.6空预器冷、热端的烟气侧均装设适用的蒸汽吹灰器。
在冷端受热面，冷端烟气侧还需另外设置半伸缩的、高能量、小流量射流蒸汽与高压水相联合的、可在线冲洗的双介质吹灰清洗装置，以保持空预器换热组件的畅通。
设备厂家应提供技术成熟的吹灰系统、清洗系统、控制装置及其它附属设备，并保证其性能好，运行可靠。
此外，设备厂家资料应保证清洗系统高压水冲洗的安全（防止风道积水、排水管道堵灰积水）和冲洗效果。
5.2.7改造后空预器冷热端中心筒不出现漏灰现象。
5.2.8空预器利用原有的停转报警装置、轴承温度监视及轴承润滑油系统的压力、温度监视及联锁报警系统。
5.2.9空预器相关零部件要求出厂前进行预组装检查。
5.2.10空预器的改造设计、布置、总体技术保证由设备厂家负责。
5.2.11空预器的设计应能满足单侧运行条件，满足锅炉负荷60%BMCR工况连续运行。
5.2.12设备厂家应明确空预器的各系统接口及供货界限、内容。
5.2.13设备厂家应保证其所供热控设备的可靠性。
随本体所供的热控仪表设备和控制系统的选型均应由电厂确认。
5.2.14设备厂家应提供详细的热力系统运行参数。
5.2.15设备的设计和制造，符合现行通用的国际和国家有关标准。
改造后的空预器具有良好的整体性能。
能在各种工况下安全稳定的运行。
改造后不出现因改造过程中方案设计不合理、材料或波型选用不当、换热组件材料及制造存在质量等问题引起的机组
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