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2×330MW机组
脱硝技改工程
（检索号：50－F519K－A01）
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2×330MW机组脱硝技改工程
（检索号：50－F519K－A01）
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2×330MW机组脱硝技改工程
（检索号：50－F519K－A01）
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2×330MW机组脱硝技改工程
（检索号：50－F519K－A01）
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F519K－A01
脱硝厂区总平面布置图F519K－Z01
＃31、＃32锅炉脱硝工艺系统流程图F519K－J01
＃31、＃32锅炉脱硝装置平面布置图F519K－J02
＃31、＃32锅炉脱硝装置横断面布置图F519K－J03
＃31、＃32脱硝剂贮存、气化原则性系统图F519K－H01
＃31、＃32脱硝剂贮存、气化系统布置图F519K－H02

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2×330MW机组锅炉概况
4.1 燃用煤种
4.2 电厂2×330MW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/T5374－2008。
（2）《火力发电厂设计技术规程》（DL5000－2000）。
（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 13223－2011国家标准。
（4）神华巴蜀电力有限责任公司委托我院对公司2×330MW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2×　330MW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2×330MW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 13223－2011），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＃31～＃32机组2×330MW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2×330MW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 13223－2011）；
（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 13223－2011），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）2×330MW机组运行编号为＃31机组和
＃32机组。
神华巴蜀2×330MW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544～548m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（1996.8.23～27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（kW·h/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546～548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（Qal＋pl）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2×330MW机组锅炉概况
神华巴蜀2×330MW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4.1－1、 4.1－2。
燃用（设计）煤种煤质分析
表4.1－1
项 目
符 号
单 位
数 据
设计煤种
渭北煤
广旺煤
收到基碳
Car
％
51.9
60.4
39.4
收到基氢
Har
％
2.9
3.2
2.3
收到基氧
Oar
％
3
2.6
3.7
收到基氮
Nar
％
1
0.8
1.4
收到基硫
Sar
％
1.8
2.6
0.5
收到基水份
Mar
％
7
6.5
7.8
收到基灰份
Aar
％
32.4
23.8
44.9
收到基挥发份
Var
％
13.4
14.7
11.6
高位发热量
Qgr.ar
kcal/kg
4869
5673
3664
低位发热量
Qnet.ar
kcal/kg
4675
5463
3494
哈氏可磨性系数
HGI
\
＞80
＞80
＞80
灰的熔融特性
变形温度
DT
℃
1260
1320
1160
软化温度
ST
℃
1544
1540
1475
溶化温度
FT
℃
1560
1544
1480

设计用天然气特性
表4.1－2
序
号
项　　目
体积/％
（不含空气时）
1
氦
0.019
2
氢
0.009
3
氮
0.44
4
二氧化碳
0.38
5
甲烷
91.04
6
乙烷
5.56
7
丙烷
1.59
8
异丁烷
0.32
9
正丁烷
0.308
10
异戊烷
0.134
11
正戊烷
0.095
12
其它成份
0.1
13
低位发热量（15.5℃ 1大气压）
8776.4kcal/m3

4.1.1 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4.1.1.1－1、4.1.1.1－2。

锅炉主要参数表（燃用设计煤质、额定工况）
表4.1.1.1－1
序
号
项　　目
单　位
数　据
1
蒸发量
t/h
1004
2
再热蒸汽流量
t/h
905.3
3
汽包压力
bar
195.7
4
高温过热器出口压力
bar
184
5
低温再热器出口压力
bar
43.9
6
高温再热器出口压力
bar
41.5
7
省煤器入口压力
bar
199
8
省煤器入口水温
℃
257.7
9
省煤器出口水温
℃
281
10
汽包内饱和蒸汽温度
℃
364
11
低过入口蒸汽温度
℃
367
12
低过出口蒸汽温度
℃
420
13
中过入口蒸汽温度
℃
420
14
中过出口蒸汽温度
℃
486
15
高过入口蒸汽温度
℃
474
16
高过出口蒸汽温度
℃
543
17
低再入口蒸汽温度
℃
337
18
低再出口蒸汽温度
℃
415
19
高再入口蒸汽温度
℃
415
20
高再出口蒸汽温度
℃
543
21
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/h
146100
25
空预器出口二次风量
Nm3/h
803480
26
总燃烧风量
Nm3/h
991700
27
过热器减温水流量
t/h
18.3
28
再热器减温水流量
t/h
0
29
中过出口烟气温度
℃
1044
30
高再出口烟气温度
℃
888
31
高过出口烟气温度
℃
739
32
低过出口烟气温度
℃
458
33
省煤器出口烟气温度
℃
382
34
空预器出口烟气温度
℃
130
35
空预器入口一次风温
℃
30
36
空预器出口一次风温
℃
330
37
空预器入口二次风温
℃
26
38
空预器出口二次风温
℃
312
39
空预器一次风压降
Pa
561
40
流量表一次风压降
Pa
246
41
风道一次风压降
Pa
635
42
输粉管和燃烧器一次风压降
Pa
4905
43
暖风器二次风压降
Pa
239
44
空预器二次风压降
Pa
648
45
风道二次风压降
Pa
438
46
流量表二次风压降
Pa
240
47
燃烧器二次风压降
Pa
971
48
炉膛出口烟气压降
Pa
－100
49
过热器、再热器、省煤器烟气压降
Pa
617
50
空预器烟气压降
Pa
860
51
烟道烟气压降
Pa
425
52
引风机烟气压降
Pa
35
53
电除尘烟气压降
Pa
220
54
烟囱入口烟气压降
Pa
148
55
中过进出口平均烟气流速
m/s
8.1
56
高再进出口平均烟气流速
m/s
10.8
57
高过进出口平均烟气流速
m/s
11.9
58
低过二段进出口平均烟气流速
m/s
10
59
低过一段进出口平均烟气流速
m/s
10.8
60
省煤器进出口平均烟气流速
m/s
10.8
61
省煤器出口烟气流量
Nm3/h
1063550

煤耗、热损失及锅炉效率
表4.1.1.1－2
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
MCR
50％
75％
100％
100％
100％
煤耗
t/h
82.5
118
151.7
128.3
196.4t/h煤＋3900Nm3/h天然气
排烟热损失
％
5.31
5.29
5.52
5.47
5.47
不完全燃烧热损失
％
3.33
2.7
2.7
1.7
4.2
散热损失
％
0.34
0.24
0.19
0.19
0.19
其它损失
％
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
制粉烟气损失
％
0.35
0.31
0.29
0.24
0.37
总损失
％
9.83
9.04
9.2
8.1
10.74
锅炉效率
％
90.17
90.96
90.8
91.9
89.26

汽包（f2109mm×167mm）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12.742m×12.627m，炉膛四角在16.85～23.3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4.1.1－1。

图4.1.1－1 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16.85～23.3m之间，分五级布置（如图4.2.2－1）。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4.1.1.2－1 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4.1.1－3
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/h
3
炉膛出口过剩空气系数
1.26
4
炉膛燃烧热强度（MCR）
118×10KCal/m3·h
5
浓缩器浓淡侧风量比
1.1～1.30
6
浓缩器煤粉浓缩比
≥2
7
浓缩器阻力系数
≤2
8
浓缩器阻力
≤420Pa

4.1.1.3　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4.1.1.3－1。
空预器主要参数
表4.1.1.3－1
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：300℃
2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/s～500m/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4.1.2.2－1。

引风机主要设备参数表
表4.1.2.2－1
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/h
658320

制造厂

BERRY DAVISON

压升
mbar
36.6

入口烟温
℃
130

风机转速
rpm
750/600

风机临界转速

1035

风机叶轮直径
mm
2760

风机设计效率
％
81.2

型号

YKK630－6
电机
功率
kW
1480/750

电压
kV
6.6

电流
A
159/90.6

转速
rpm
743/595

效率
％
95.8/95.3

4.1.2.3　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2×330MW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4.2.1－1、和（配煤后）表4.2.1－2：
江油发电厂目前实际燃用煤质特性
表4.2.1－1
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
Qnet.v.ar
单 位
％
％
％
％
％
kJ/kg
1月/2009
9.50
1.73
33.60
20.39
36.51
18227
2月
11.20
2.78
28.90
18.41
41.49
18351
3月
9.30
1.90
33.87
18.15
38.68
17198
4月
7.40
1.33
37.72
16.31
38.57
17088
5月
9.48
2.13
29.54
20.72
40.26
18785
6月
7.94
1.68
34.12
18.89
39.05
17891
7月
9.60
2.58
31.50
18.93
39.97
17822
9月
9.60
2.53
31.08
18.44
40.88
18183
10月
9.07
2.04
34.37
17.80
38.76
17358
12月
9.70
1.87
35.89
16.00
38.41
16616
2月/2010
9.65
1.77
34.59
16.24
39.52
17295
3月
10.35
2.11
34.58
16.31
38.76
16730
4月
9.20
1.50
38.08
14.81
37.91
16204
5月
12.04
2.46
30.79
18.72
38.46
17061
6月
14.27
4.30
22.11
21.70
41.92
18563
7月
13.76
4.53
24.40
21.86
39.99
17654
8月
14.28
4.48
25.34
21.38
39.00
17413
9月
15.10
4.72
23.20
21.13
40.56
17897
11月
12.48
3.30
34.49
19.13
33.91
15012
12月
12.17
2.61
38.13
16.45
33.26
14250
1月/2011
13.20
2.62
36.03
17.17
33.60
14672
2月
13.40
3.19
36.41
18.16
32.03
15139
3月
9.66
1.76
43.59
15.13
31.63
13602
4月
8.00
1.15
50.45
13.31
28.24
11836
5月
9.30
1.92
43.17
14.91
32.62
13713
6月
12.10
3.24
32.04
20.07
35.79
16750
7月
15.04
4.81
23.15
22.33
39.48
17935
9月
12.84
3.04
28.26
20.31
38.59
17492
10月
12.40
2.45
27.31
19.02
41.27
18151
11月
11.19
1.86
28.81
20.46
39.54
18212
12月
10.49
1.72
31.12
18.13
40.25
16603
1月/2012
10.78
1.66
31.95
18.34
38.93
16390
2月
9.17
1.28
40.86
15.25
34.71
15082
3月
8.14
1.13
41.39
15.64
34.83
15239

配煤后煤种数据
表4.2.1－2
序
号
项　　目
单　位
330MW机组
1
全水分Mt
％
10
2
水分Mad
％
2.05
3
收到基灰分Aar
％
33.5
4
干燥无灰基挥发份Vdaf
％
33.8
5
全硫St,ar
％
2
6
收到基低位发热量Qnet,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
％
44.56
9
收到基氢Har
％
2.6
10
收到基氧Oar
％
6.28
11
收到基氮Nar
％
1.06
12
煤中氟Far
ug/g
55
13
煤中氯Clar
％
0.018
14
煤中砷Asar
ug/g
3
15
煤中铅Pbar
ug/g
12
16
煤中汞Hgar
ug/g
0.261
17
煤灰中二氧化硅SiO2
％
47.56
18
煤灰中三氧化二铝Al2O3
％
27.71
19
煤灰中三氧化二铁Fe2O3
％
0.81
20
煤灰中氧化钙CaO
％
2.49
21
煤灰中氧化镁MgO
％
1.06
22
煤灰中氧化钠Na2O
％
0.03
23
煤灰中氧化钾K2O
％
1.76
24
煤灰中二氧化钛TiO2
％
1.27
25
煤灰中三氧化硫SO3
％
1.48
26
煤灰中二氧化锰MnO2
％
0.2
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2009年和2011年的入炉煤统计（表5.6.1－1）：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％（Vdaf＝32.68％）；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316－352℃，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
rpm
2.54
2.54
2.54
3.00
2.97
3.00
％
43.0
43.0
43.0
50.0
50.0
50.0
热风挡板开度
％
22.0
22.0
13.2
26.4
15.0
0
磨煤机进口温度
℃
789.5
756.4
763.5
796.6
767.2
797.0
磨煤机出口温度
℃
71.6
106.5
95.9
90.8
98.7
93.4
磨煤机电流
A
198.9
201.47
203.8
197.6
202.3
203.7
磨煤机功率
kW
1974.3
1989.8
1993.1
1927.3
1980.9
1999.6
排粉机电流
A
83.37
79.68
79.97
77.69
77.66
77.09
乏气风机开度
％
20.0
19.4
20.0
65.53
34.2
30．0
乏气流量
Nm3