鍋爐低熱值煤種摻燒的可行性分析及應對措施

侯榮利

摘要：當今燃煤電廠普遍采用低熱值低單價煤質作為增加發(fā)電邊際利潤的主要手段。從磨煤機最大出力、風機運行狀態(tài)評估、鍋爐金屬壁溫評估、SCR入口NOx濃度對比、排煙溫度對比、主、再熱蒸汽溫度及減溫水量對比、環(huán)保參數評估、對空預器的影響分析、燃用低熱值煤鍋爐最低穩(wěn)燃負荷試驗，燃煤熱值對鍋爐效率、廠用電率以及制粉系統(tǒng)磨損的影響方面出發(fā)，從而指導火電廠優(yōu)化進煤結構及合理配煤摻燒，為發(fā)電企業(yè)經營決策提供依據。

關鍵詞：鍋爐;低熱值煤;摻燒;可行性;措施

Feasibility and response of low heat value coat to boilter

Abstract：In todays coal-fired power plants the low thwemal value of coal is the main method to increase the marginal profit of power generation .From coal mill optput，biggeat fan running status of boiler metal wall temperature assessment of SCR inlet concentration，exhaust smoke temperature contrast，the main and reheat steam tenperature and cooling water，environmental assessment parameters，analyzing the influence of the air preheater，lowest stable-combustion load test，the boiler effciency，the xervice-power consumption rate and the impactof the coal pulverzing system，so as to guide power optimiztion into the structure and the reasonable blending coal burning，provide a basis for the power plant mangement decisions.

Key Words：boiler;low calorific coal;blending combustion;feasibility;steps

引言：

近年來，隨著高參數、大容量發(fā)電機組的投產，電力市場競爭日益激烈，幾乎所有火電發(fā)電廠均存在利用小時數逐年下降的趨勢。在發(fā)電量一定的情況下，高參數大機組有一定的優(yōu)勢，但燃煤作為最大的發(fā)電成本，直接影響整個電廠的經營情況。電廠依靠降低標煤單價去增加邊際利潤時，往往造成燃煤偏離設計煤種甚至遠低于校核煤種。因此會衍生鍋爐效率、廠用電率以及制粉系統(tǒng)磨損的不利因素。因此電廠考慮各種因素最小化，達到電廠利潤的最大化。

1.機組概況：

某發(fā)電公司一期2×600MW亞臨界燃煤汽輪發(fā)電機組，二期2×600MW超臨界燃煤直接空冷汽輪發(fā)電機組。一、二期機組電力通過500kV輸電線路送入華北電網。

以二期3號機組為例，鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產的超臨界直流爐、一次再熱、墻式切圓燃燒、平衡通風、緊身封閉、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐。鍋爐設計燃用河曲煙煤。制粉系統(tǒng)采用鋼球磨煤機一次風正壓直吹系統(tǒng)，煤粉細度R90=22.5%。每臺鍋爐配置6臺MGS3854雙進雙出低速鋼球磨煤機，BMCR工況下6臺運行，磨煤機最大出力為52t/h。鍋爐采用四墻布置的煤粉燃燒器、切圓燃燒。每角燃燒器設置六層一次風噴口。鍋爐點火采用等離子點火，等離子點火裝置布置在A、B層噴燃器，互為備用。

2.鍋爐低熱值煤燃燒可行性試驗

2.1磨煤機最大出力試驗：

磨煤機最大出力試驗在燃用低熱值煤4200kcal/kg時進行，對磨煤機容量風進行手動調節(jié)，調整磨煤機出力，直至磨煤機最大出力，煤粉細度R90=22.5%，磨煤機最大出力均能達到額定出力52t/h?？偯毫繛?92.0t/h，如果折算到額定負荷600MW背壓13.0kPa時，總煤量為318.6t/h，如果折算到額定負荷600MW背壓27.0kPa時，總煤量為338.2t/h。

2.2風機運行狀態(tài)評估：

在燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）和低熱值煤種（4200kcal/kg左右）時，根據3號鍋爐的運行經驗，運行人員為了防止風機失速，一般一次風機開度控制在75%以內，送風機開度控制在65%以內，引風機入口負壓控制在-5.5kPa以內。燃用常用煤種時，鍋爐負荷為595.3MW時，B側一次風機已經開至69%，考慮機組背壓的影響，當夏季背壓在27.0kPa左右時，總煤量將由304.7t/h增大至324.1t/h，即還要多增加接近20t/h的煤量，B側一次風機動葉開度就有可能超過75%，因而有失速的風險;送風機開度也有超過65%的可能，因而也有失速的風險。

2.3鍋爐金屬壁溫評估：

在燃用常用煤種（4500kcal/kg）和低熱值煤（4200kcal/kg）時，試驗期間各工況金屬壁溫均沒有出現(xiàn)超溫報警的現(xiàn)象，但由于目前燃用低熱值煤不能達到額定負荷600MW，因而金屬壁溫不好預測，從金屬壁溫情況來看，末級過熱器、分隔屏和垂直管隨著燃用低熱值煤入爐煤量的增加，也有超溫報警的可能。綜合上述分析，限制鍋爐燃用低熱值煤帶額定負荷600MW的因素不能排除金屬壁溫會超溫的可能。

2.4 SCR入口NOx濃度對比：

在燃用常用煤種和低熱值煤種時，各工況SCR入口NOx濃度對比，鍋爐燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）和低熱值煤（4200kcal/kg左右）時，SCR入口NOx濃度變化不大，因而燃用低熱值煤不會給機組脫硝帶來太大影響。

2.5排煙溫度對比：

在燃用常用煤種和低熱值煤種時，各工況修正后排煙溫度對比，鍋爐燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）和燃用低熱值煤（4200kcal/kg）時，排煙溫度變化不大，因而不會由于煙溫變化而給低低溫省煤器和除塵器帶來太大影響。

2.6主、再熱蒸汽溫度及減溫水量對比：

在燃用常用煤種和低熱值煤種時，各工況主、再熱蒸汽溫度及減溫水量對比，鍋爐燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）和燃用低熱值煤（4200kcal/kg）時，在550MW電負荷，低熱值煤再熱汽溫略有降低，減溫水流量變化不大。

2.7環(huán)保參數評估：

在燃用常用煤種和低熱值煤種時，環(huán)保參數對比，燃用低熱值煤種（4200kcal/kg左右）與燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）相比，SO₂和NO_x濃度水平相差不大，但粉塵濃度卻大幅增大，常用煤種與低熱值煤種，電負荷都是550MW，而粉塵濃度卻由3.04mg/Nm³增大至4.3mg/Nm³。綜上所述，由于低熱值煤種灰分增大，導致粉塵濃度升高而超出標準值，是限制3號鍋爐帶額定負荷600MW的一個因素。

2.8對空預器的影響分析：

由于燃用低熱值煤，灰分增大，會增大空氣預熱器堵塞的風險，3號鍋爐燃用低熱值煤后，空氣預熱器差壓有所增大，加強空氣預熱器差壓的監(jiān)視與統(tǒng)計工作。

2.9對接帶負荷響應的影響：

由于熱值下降，機組加減燃料變慢，AGC響應相對遲緩。夏季因環(huán)境溫度升高凝汽器壓力上升，機組煤耗及熱耗相對增加，摻燒低熱值煤時，燃煤量的增加使鍋爐煙氣量上升，其結果使空預器壓差增加，為防止引風機失速而進行限負荷。造成因AGC響應不及時而罰款。

2.10燃用低熱值煤鍋爐最低穩(wěn)燃負荷試驗：

3號鍋爐最低穩(wěn)燃負荷試驗，在燃用低熱值煤的低位發(fā)熱量為4000kcal/kg左右，進行B、C、D、E磨煤機運行鍋爐最低穩(wěn)燃負荷試驗。試驗主要結果，在鍋爐穩(wěn)定運行300MW工況對試驗參數進行了記錄和測量，期間鍋爐燃燒穩(wěn)定，運行參數平穩(wěn)，金屬壁溫均在正常范圍，A側SCR入口煙溫較低，距脫硝退出時SCR入口煙氣溫度297℃僅有7.5℃的裕量。

3.試驗結論及建議

3.1 3號鍋爐燃用低熱值煤（4200kcal/kg左右）時，A、B、C、D、E、F磨煤機最大出力分別為57t/h、53t/h、53t/h、56t/h、55t/h、54t/h，六臺磨煤機之和為328t/h。

3.2 3號鍋爐燃用試驗期間常用煤種（4500kcal/kg左右）時，在春、秋和冬季，機組背壓按照13.0kPa左右考慮時，磨煤機出力有使鍋爐達到額定負荷600MW的能力;而在夏季，機組背壓按照27.0kPa左右考慮，磨煤機出力只有使鍋爐勉強達到額定負荷600MW的能力。

3.3 3號鍋爐在燃用試驗期間的低熱值煤種（4200kcal/kg左右）時，在春、秋和冬季，機組背壓安照13.0kPa左右考慮時，磨煤機出力有使鍋爐達到額定負荷600MW的能力;而在夏季，機組背壓按照27.0kPa考慮時，磨煤機出力沒有使鍋爐達到額定負荷600MW的能力。

3.4對鍋爐帶負荷能力的判斷是每臺磨煤機都同時按照最大出力運行考慮的，而3號機組在實際運行中，一方面由于燃用低熱值煤協(xié)調控制不好，目前不能使6臺磨煤機同時達到最大出力，容易發(fā)生煤水比失調，因而建議對3號機組進行協(xié)調優(yōu)化工作;另一方面，6臺磨煤機同時達到最大出力如果煤質可磨度降低或者出現(xiàn)燃料過調現(xiàn)象時，有發(fā)生堵磨的危險，因而勢必會給實際鍋爐的帶負荷能力打一定的折扣。

3.5以目前3號鍋爐現(xiàn)有的設備狀況，試驗在春季進行，背壓按照13.0kPa考慮，燃用常用煤種（4500kcal/kg）時，鍋爐實際最大出力為600MW;燃用低熱值煤（4200kcal/kg）時鍋爐實際最大出力為550MW;預計在夏季工況，背壓按照27.0kPa考慮，燃用常用煤種時，鍋爐最大出力在570MW左右，燃用低熱值煤時，鍋爐最大出力在520MW左右。3號鍋爐磨煤機出力不足是限制鍋爐燃用低熱值煤時帶額定負荷600MW的一個因素。

3.6在燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）和低熱值煤種（4200kcal/kg左右）時，當如果按照夏季背壓27.0kPa左右考慮時，一次風機、送風機和引風機都有臨界或超過目前運行人員避免風機失速的控制值，因而風機有可能失速也是限制3號鍋爐燃用低熱值煤帶額定負荷600MW的一個因素。

3.7燃用低熱值煤種（4200kcal/kg左右）與燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）相比，環(huán)保參數SO₂和NO_x濃度水平相差不大，但粉塵濃度卻大幅增大，常用煤種與低熱值煤種在試驗期間電負荷都是550MW時，粉塵濃度卻由3.04mg/Nm³增大至4.3mg/Nm³。

3.8由于目前燃用低熱值煤，在夏季機組背壓按照27.0kPa左右考慮時，受磨煤機出力的限制，鍋爐無法帶至額定負荷，金屬溫度變化情況無法預測，因而限制鍋爐燃用低熱值煤帶額定負荷600MW的因素不能排除金屬壁溫會超溫的可能。

3.9鍋爐燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）和低熱值煤（4200kcal/kg左右）時，SCR入口NO_x濃度變化不大，因而燃用低熱值煤不會給機組脫硝帶來太大影響。

3.10鍋爐燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）和燃用低熱值煤（4200kcal/kg）時，排煙溫度變化不大，因而不會由于煙溫變化而給低低溫省煤器給除塵器帶來太大影響。

3.11由于燃用低熱值煤，灰分增大，會增大空氣預熱器堵塞的風險，3號鍋爐燃用低熱值煤后，空氣預熱器差壓已經有所增大。由于試驗期間觀察時間較短，建議：電廠加強空氣預熱器差壓的監(jiān)視與統(tǒng)計工作。

3.12鍋爐燃用常用煤種（4500kcal/kg左右）和燃用低熱值煤（4200kcal/kg）時，在550MW電負荷，燃用低熱值煤再熱汽溫略有降低，減溫水流量變化不大。

3.13 3號鍋爐在550～600MW電負荷區(qū)間時，空氣預熱器漏風率在6%～7%之間，屬于較為正常的情況。

3.14要保證3號鍋爐在夏季也能帶額定負荷600MW，燃煤低位發(fā)熱量控制在4500～4600kcal/kg之間比較合適（協(xié)調優(yōu)化好6臺磨煤機能同時帶最大出力為前提條件）;燃用低熱值煤時（4200kcal/kg左右）鍋爐的出力會受到限制，而要燃用低熱值煤時達到額定負荷600MW，尤其是夏季背壓高時也達到，則要對磨煤機、電除塵進行一定的技改。

3.15在燃用低熱值煤（低位發(fā)熱量為3800kcal/kg左右），投運B、C、D、E磨煤機，3號鍋爐具有300MW電負荷的最低穩(wěn)燃能力。試驗期間，火檢正常，環(huán)保參數達標，燃燒穩(wěn)定，運行參數平穩(wěn)，金屬壁溫均在正常范圍，A側SCR入口煙溫較低，距脫硝退出時SCR入口煙氣溫度297℃僅有7.5℃的裕量。

4.低熱值燃煤摻燒對運行經濟性的影響

4.1鍋爐燃煤熱值變化對機組發(fā)電成本的影響

全廠燃煤費用，由于燃煤熱值降低，燃煤單價降低，但AGC考核、石灰石用量、液氨用量、煤場管理費、灰渣運輸費、年平均鍋爐側設備消耗等費用會增加。

4.2燃煤熱值變化對鍋爐效率的影響

燃煤熱值降低后造成鍋爐效率降低，一是燃煤變差即燃煤灰份增加，會引起固體不完全燃燒損失q4的增加，二是煤質變差時，煤粉火焰延長，燃盡時間相應增加，使得排煙溫度和排煙氧量增加，從而引起排煙熱損失q2的增加。燃用常用煤種時在600MW電負荷修正后鍋爐效率分別為93.44%;燃用低熱值煤種時在550MW電負荷修正后鍋爐效率為92.96%;燃用低熱值煤種時在330MW電負荷修正后鍋爐效率分別為92.73%。

4.3燃煤熱值變化對廠用電的影響

燃煤熱值降低造成廠用電率增加的主要原因;一是煤質變化制粉系統(tǒng)出力增加，二是煤質變差時制粉系統(tǒng)阻力增加，導致所需風機的壓頭增加，造成鍋爐風機電耗增加，三是煤質變差時鍋爐產生的灰量、渣量必然增加，造成除塵、除灰電耗增加，同時因上煤量增加，造成輸煤電耗增加。

4.4燃煤熱值變化對制粉系統(tǒng)磨損的影響

燃煤熱值降低時燃煤灰份增加，造成受熱面磨損、吹灰頻次增加、磨煤機本體、制粉輸送設備磨損加劇。

4.5對維護費用的影響

鍋爐四管防磨裝置費用、鍋爐平均每年換管費用、鍋爐制粉、風煙設備更換以及防磨施工費用、空預器沖洗費用、灰場建設費、磨煤機鋼球消耗及大齒輪噴射油消耗費用、輸煤系統(tǒng)等費用會增加。

5.摻燒安全措施

由于低熱值煤煤質存在發(fā)熱量低、灰分高等特點，容易引起鍋爐燃燒不穩(wěn)，鍋爐受熱面積灰，各受熱面管壁磨損嚴重，另外容易引起鍋爐飛灰、大渣含碳量增大、鍋爐效率降低等問題，給機組運行調整帶來很大難度，為保證機組安全運行下發(fā)關于入爐煤煤質變化安全運行的措施。

5.1每天燃料運行人員將本班煤質情況向值長、單元長匯報，便于值長、單元長隨時掌握入爐煤煤質情況。

5.2每次巡檢時檢查看火孔燃燒及鍋爐結焦情況，及時發(fā)現(xiàn)鍋爐結焦情況，以保持鍋爐燃燒正常。

5.3低熱值煤灰分大，加強對空預器差壓監(jiān)視，每周五統(tǒng)計空預器差壓變化趨勢，發(fā)現(xiàn)同負荷下空預器差壓有增大趨勢及時匯報，運行部及時對空預器吹灰方式進行調整防止空預器差壓進一步增大，嚴格執(zhí)行防止風機失速風機及失速后處理的技術措施。

5.4加強等離子系統(tǒng)的檢查保證等離子的完好備用，盡量保證有等離子助燃的磨煤機正常運行，當有等離子層磨煤機有檢修工作時工作結束后要及時啟動，以便燃燒不穩(wěn)能及時投入等離子助燃。

5.5嚴密監(jiān)視磨煤機容量風及燃料主控變化情況，防止磨煤機出力大幅度波動，當磨煤機出力接近最大時及時啟動備用磨煤機。

5.6在機組負荷較低320MW時，盡量避免磨煤機切換，如工作需要進行啟、停磨煤機時，要求操作盡量緩慢，并密切監(jiān)視爐膛壓力、給水流量、鍋爐主控、主汽壓力等參數的變化。

5.7加強制粉系統(tǒng)檢查，每次巡檢時對磨煤機電機軸承、減速箱、小牙輪軸承、絞龍進行測溫，發(fā)現(xiàn)異常及時匯報值長、單元長并聯(lián)系維護處理。

5.8由于煤質熱值低造成機組帶滿負荷需更多的煤量，造成磨煤機、給煤機、一次風機出力均將增加，總煤量控制在320t/h以下，一次風機動葉開度控制≤85%以下。

5.9由于低熱值燃煤灰分大，造成鍋爐受熱面磨損較高高熱值煤嚴重各班組加強鍋爐本體檢查，每班檢查一次爐膛泄漏裝置，并將最大泄漏能量值做好記錄。

5.10由于低熱值煤灰分大，造成渣量大，尤其高負荷、爐膛吹灰、掉大焦時，加強對撈渣機、斗提機和干渣機的檢查防止堵塞撈渣機和干渣機，并及時檢查渣倉渣位，防止放渣不及時造成渣倉滿倉，引起斗提機、撈渣機卡澀。

5.11針對低熱值煤對受熱面易積灰的特性，白班和中班按要求進行爐膛和煙道吹灰，后夜負荷允許時根據主、再熱汽溫和減溫水情況，進行爐膛吹灰。

5.12由于低熱值煤灰分大，燃料完全燃燒滯后造成主再熱汽溫偏高，需進行燃燒器擺角、煙氣擋板和減溫水進行調整，防止受熱面超溫。

5.13 3號爐正常運行投入INFIT協(xié)調控制系統(tǒng)，當發(fā)生水煤比失調、受熱面超溫嚴重、汽溫調節(jié)困難時，需切除INFIT協(xié)調，切回原協(xié)調控制系統(tǒng)進行調節(jié)，參數穩(wěn)定后再切回INFIT協(xié)調。

6.結論

在目前煤價較高、電力用煤供需緊張的情況下，電廠采用摻燒的方法，燃用部分低熱值煤，分機組、分時段、分倉進行摻配，達到機組不限負荷、環(huán)保不超標、同時最大限度燃燒低熱值煤。通過加強對鍋爐設備的維護、調整，發(fā)揮燃燒設備的最佳效能，提高運行人員的技能，使低熱值煤燃燒規(guī)范化、標準化、制度化，未發(fā)生燃燒不穩(wěn)的現(xiàn)象，通過系列措施，降低公司發(fā)電成本，為電廠帶來良好的經濟效益。

參考文獻

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