摻燒褐煤對350 MW機組煙煤鍋爐經濟性影響研究

張振杰,王彥海

（1.東北電力科學研究院有限公司,遼寧 沈陽 110006;2.華能丹東電廠,遼寧 丹東 118000）

1 設備概況

華能丹東電廠2×350 MW機組鍋爐為三井巴布科克能源有限公司制造的亞臨界參數、自然循環(huán)煤粉汽包爐,額定工況下出力為1 060.9 t/h。鍋爐燃燒器為軸向旋流式燃燒器,24只燃燒器分2層前后墻對沖布置。鍋爐設計燃用煙煤（準混煤）,采用正壓直吹式制粉系統(tǒng),配有4臺MPS-89G型磨煤機,額定負荷時3臺運行,1臺備用。

2 摻燒褐煤情況

由于褐煤熱值偏低,鍋爐完全燃用褐煤無法保證額定出力,且褐煤水分高于30%,在制粉系統(tǒng)采用熱風干燥的條件下,磨煤機干燥出力將會大幅度降低,直接制約鍋爐出力,為此只能采用摻燒的方式。

褐煤是炭化程度較低的煤種,干燥無灰基揮發(fā)分高于40%,雖然揮發(fā)分高有利于著火,但也容易造成燒壞火嘴、火嘴結焦等問題。另外,褐煤的灰熔點一般較低,在燃燒過程中容易沉積在水冷壁上造成爐內結渣和爐膛出口受熱面結焦。摻燒褐煤后由中速磨進行制粉時,受干燥出力限制,磨煤機出力下降,制粉系統(tǒng)電耗升高,同時煤粉細度均勻性下降,磨煤機出口溫度降低,引起灰渣中可燃物含量上升。摻燒褐煤后,由于煤質的折算灰分和水分提高,會引起排煙溫度升高,造成煙氣熱損失增加,煙風量增大,風機電耗升高。鍋爐摻燒褐煤后,應對其進行燃燒調整,以最大程度緩解由于摻燒褐煤引起的經濟性下降問題。

3 燃燒調整

3.1 磨煤機分離器特性

確定合理的煤粉細度是提高鍋爐燃燒效率的重要手段?？紤]到各臺磨煤機運行周期不同及分離器性能差異,各磨煤機出口煤粉細度存在一定偏差,加之長期未進行煤粉細度的測量調整,導致煤粉細度合理性的不確定等因素,對磨煤機出口煤粉細度進行調整勢在必行。

磨煤機分離器性能試驗首先選擇在D磨上進行。保持該磨煤機出力（50 t/h）和通風量不變,在分離器擋板開度分別為3.0、3.5、4.0和4.5下,分別進行煤粉取樣篩分,最終得出結果,D磨分離器擋板特性見圖1。為了簡化試驗工況,C磨分離器擋板特性測試在3個開度下進行,A、B磨分離器擋板特性測試在2個開度下進行,A、B、C磨分離器擋板特性見圖2。根據試驗結果,當煤粉細度R75=25%時,A、B、C、D各磨煤機分離器擋板開度分別為3.65、3.50、3.90和4.35;當煤粉細度R75=30%時,A、B、C、D各磨煤機分離器擋板開度分別為4.0、3.75、5.0和4.5。

3.2 煤粉細度及最佳氧量的確定

煤粉細度及入爐氧量的供給對鍋爐燃燒效率的影響至關重要。煤粉細度是決定灰渣可燃物含量高低的關鍵因素,氧量過低會導致灰渣可燃物含量增加,氧量過高會引起鍋爐熱效率下降及風機電耗升高。因此,應在不同的氧量和煤粉細度下測量鍋爐熱效率及電耗來確定最佳氧量和煤粉細度。

首先在310MW負荷下確定煤粉細度及相應的最佳氧量,然后分別在260MW和210MW負荷下確定相應負荷的鍋爐運行最佳氧量。

保持機組發(fā)電負荷為310 MW,依據磨煤機分離器擋板性能試驗結果,調整各磨煤機出口煤粉細度R75為25%,設定空氣預熱器入口氧量分別為3.5%、4.0%和4.5%,在3種工況下分別進行鍋爐熱效率及廠用電率測試。調整各磨煤機出口煤粉細度R75為30%,重復以上試驗。對比以上6個工況試驗結果,以最低供電煤耗為基準確定最佳煤粉細度和相應的鍋爐運行最佳氧量。同理,在確定最佳煤粉細度后,分別在260MW和210MW負荷下進行變氧量試驗,確定相應負荷下的最佳氧量。

試驗結果表明,在310 MW負荷下,最佳煤粉細度R75為25%,相應的最佳氧量表盤指示值：A側5.17%,B側3.58%,鍋爐熱效率為93.69%,修正后鍋爐熱效率為93.4%,修正后供電煤耗為306.1 g/kWh。在260MW負荷下的最佳氧量表盤指示值：A側5.01%,B側3.95%,鍋爐熱效率為93.45%,修正后鍋爐熱效率為93.34%,修正后供電煤耗為312.21 g/kWh。在210 MW負荷下的最佳氧量表盤指示值：A側5.21%,B側4.65%,鍋爐熱效率為93.4%,修正后鍋爐熱效率為93.13%,修正后供電煤耗為319.24 g/kWh。

根據試驗結果,最佳煤粉細度R75為25%,較設計值R75=30%有所下降。雖然褐煤揮發(fā)分含量較高,煤粉容易著火,但摻燒褐煤后磨煤機出口一次風溫基本在60～65℃,較燃用煙煤時下降15～20℃,使煤粉著火推遲,灰渣可燃物含量升高。另外,均勻性指數n下降,煤粉顆粒均勻性變差,也造成灰渣可燃物含量升高。因此,鍋爐摻燒褐煤后,應降低煤粉細度以緩解灰渣可燃物的升高幅度,但煤粉細度減小還應考慮到褐煤的著火及結焦特性。試驗結果表明,在鍋爐摻燒30%褐煤后,調整煤粉細度R75為25%為宜。

4 經濟性對比

鍋爐摻燒褐煤后預熱器入口氧量偏高,310 MW負荷時預熱器入口氧量為4.81%,260 MW負荷時預熱器入口氧量為5.47%,210 MW負荷時預熱器入口氧量為7.09%,這主要與鍋爐自動運行設置有關。鍋爐運行時,送風機風壓主要跟蹤給煤量,而摻燒褐煤后在同樣發(fā)電負荷下給煤量要高于摻燒前,造成爐膛出口氧量偏大。高氧量運行雖然能夠降低灰渣可燃物含量,但會引起排煙溫度及風機電耗升高,最終導致鍋爐熱效率下降和廠用電率上升。燃燒調整前后鍋爐主要經濟指標的變化（見表1）對比分析如下。

4.1 灰渣可燃物含量

由表1可見,在310 MW、260MW和210 MW負荷下,調整后灰渣未燃燼碳熱損失較調整前分別變化了+0.1、+0.13和+0.18個百分點,較燃用準混煤時分別變化了+0.08、-0.02和+0.48個百分點。調整前灰渣可燃物含量較低,主要是由于鍋爐運行時氧量偏高及煤粉細度偏低所致,是在犧牲廠用電率和排煙溫度等經濟性的前提下得到的。飛灰可燃物含量每變化1個百分點,影響鍋爐熱效率約0.33個百分點,影響供電煤耗約1 g/kWh。

4.2 排煙溫度

排煙溫度受預熱器入口風溫的影響較大,為了方便各試驗工況的比較,將排煙溫度均修正到保證基準溫度下的排煙溫度。摻燒褐煤后,由于煤質的折算灰分和水分提高,會引起排煙溫度升高,增加煙氣熱損失。另外,爐膛出口氧量的增加和煙氣再循環(huán)的投入運行也會引起排煙溫度升高。由表1可見,在310 MW、260 MW和210 MW負荷下,調整后排煙溫度較調整前分別變化了-2.94℃、-6.94℃和+1.29℃,較燃用準混煤時分別變化了+8.46℃、+2.14℃和+5.75℃,210 MW負荷下調后排煙溫度升高是煙氣再循環(huán)的投運引起的。排煙溫度每變化10℃,影響鍋爐熱效率為0.55個百分點。

表1 調整前后各試驗工況經濟性計算

表2 調整前后各試驗工況磨煤機電耗率

煙氣再循環(huán)的作用是提高再熱汽溫,當再熱汽溫能夠達到設計值時,不應投運煙氣再循環(huán),避免再熱器噴水與煙氣再循環(huán)同時使用。

4.3 磨煤機電耗率

磨煤機分離器擋板開度調整前后電耗率見表2。調整后煤粉細度變粗,磨煤機電耗率下降。試驗結果表明,在310 MW、260 MW和210 MW負荷下,調整后磨煤機電耗率較調整前分別變化了-0.006、-0.056和-0.021 4個百分點,較燃用準混煤時分別變化了+0.017 6、+0.009 2和+0.017 9個百分點。

4.4 廠用電率

廠用電包括A、B段高壓廠用電和公用廠用電。由于公用廠用電的計量只能在試驗工況下進行,而有些設備的運行時間具有間歇性,即使在相同負荷下的不同試驗工況也會產生計量偏差。為了使試驗數據更合理,將同一負荷下各工況公用廠用電率進行平均計算,取平均值作為同一負荷下各工況的公用廠用電率。

試驗結果表明,在310 MW、260 MW和210 MW負荷下,調整后廠用電率較調整前分別變化了-0.055、-0.102和-0.464個百分點,較燃用準混煤時分別變化了+0.276、+0.167和+0.244個百分點,廠用電率每變化0.1個百分點,影響供電煤耗約0.32 g/kWh。

5 結論

a.在310MW負荷下試驗結果表明,鍋爐熱效率、廠用電率和供電煤耗在燃燒調整前后分別變化了+0.53個百分點、-0.055個百分點和-1.92 g/kWh,較燃用準混煤時分別變化了-0.29個百分點、+0.276個百分點和+2.56 g/kWh。

b.在260 MW負荷下試驗結果表明,鍋爐熱效率、廠用電率和供電煤耗在燃燒調整前后分別變化了+0.53個百分點、-0.102個百分點和-2.13 g/kWh,較燃用準混煤時分別變化了-0.12個百分點、+0.167個百分點和+0.95 g/kWh。

c.在210MW負荷下試驗結果表明,鍋爐熱效率、廠用電率和供電煤耗在燃燒調整前后分別變化了+1.10個百分點、-0.464個百分點和-5.39 g/kWh,較燃用準混煤時分別變化了-0.05個百分點、+0.244個百分點和+0.96 g/kWh。

根據褐煤的基本特性,通過合理混配、摻燒手段及燃燒調整工作,能確保機組的安全穩(wěn)定運行,極大緩解因鍋爐摻燒褐煤而引起的經濟性下降,同時還降低了發(fā)電成本,提高了機組的盈利水平。華能丹東電廠通過摻燒褐煤,積累了燃用煙煤鍋爐摻燒褐煤的技術經驗,為大型發(fā)電企業(yè)全力推進摻燒低價劣質煤,扭轉經營困難局面,提供了寶貴的摻燒技術數據和經營管理經驗。