660MW 機組摻燒低熱值煤對機組帶負(fù)荷能力的影響分析

張耿范，吳劍波，錢旭明，章榮頂

（1，浙江浙能技術(shù)研究院有限公司，浙江 杭州 310003；2，浙江浙能能源服務(wù)有限公司，浙江 杭州 310003；3，浙江浙能樂清發(fā)電有限責(zé)任公司，浙江 溫州 325604）

0 引 言

近年來電煤供應(yīng)緊張，煤質(zhì)劣化、煤價高企[1]，發(fā)電企業(yè)不得不燃用低熱值的劣質(zhì)煤以保證電力供應(yīng)。我國東南沿海城市的火力發(fā)電站設(shè)計煤種多為高熱值的優(yōu)質(zhì)煙煤[2]，電廠燃用低熱值煤種無法達到機組設(shè)計的滿負(fù)荷工況，影響供電安全[3-5]。電廠燃用低熱值煤種時的發(fā)電能力主要受制于風(fēng)煙系統(tǒng)、制粉系統(tǒng)、灰硫系統(tǒng)及鍋爐燃燒狀況等。

同樣負(fù)荷下，燃用低熱值煤種會增加制粉系統(tǒng)和風(fēng)煙系統(tǒng)的負(fù)荷[6-8]，此外，煤種熱值低一般是由于水分或灰分高，故低熱值煤也分為高水分煤和高灰分煤，而高水分和高灰分對機組的影響也有所區(qū)別。

高灰分煤會增加制粉系統(tǒng)能量消耗，也會增加機組除塵系統(tǒng)與撈渣機的負(fù)荷[9]。煤中灰分含量增加，相應(yīng)的煤中可燃成分便減少，發(fā)熱量降低，而在燃燒時灰分變?yōu)槿苋趹B(tài)，在帶走大量熱能的同時會包裹部分未燃燒或燃燒完全的煤，形成渣帶出爐膛，增加未完全燃燒損失[9]?；曳謺档屠碚撊紵郎囟?，不可燃的灰分外殼阻礙了可燃物質(zhì)與氧氣的接觸，使著火推遲，火焰充滿度差，易出現(xiàn)“閃火”現(xiàn)象，甚至滅火，從而導(dǎo)致煤粉燃燼性低以及爐膛溫度下降，增加了鍋爐不完全燃燒損失，降低了燃燒的效率[10]。

煤中的水分含量越多，會增大引風(fēng)機電耗，也會造成原煤倉、給煤機及落煤管的堵塞，同時引起磨煤機出力下降，還容易加劇低溫受熱面的積灰及腐蝕[11]。燃燒過程中，水分因蒸發(fā)、汽化和過熱而消耗大量熱能，會增加著火熱，使著火推遲；水分多會降低爐內(nèi)溫度，導(dǎo)致著火困難，不完全燃燒熱損失會增加[12-13]；同時吸熱變成水蒸汽的水分隨同煙氣排出爐外會增加煙氣量，從而使排煙損失增大，降低鍋爐效率。

綜上所述，燃用低熱值煤種主要影響的是制粉系統(tǒng)和風(fēng)煙系統(tǒng)的出力情況，其次影響的是灰硫、出渣等系統(tǒng)的適配能力[14]。本文選取某電廠660MW 機組為研究對象，在保證設(shè)備安全運行以及環(huán)保排放達標(biāo)的情況下，開展低熱值煤摻燒試驗，探究摻燒低熱值煤對機組的帶負(fù)荷能力的影響。

1 鍋爐概況

研究對象為某660MW 超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)Π 型、半露天布置燃煤鍋爐。鍋爐型號：SG-1913/25.4-M956 型。鍋爐主要設(shè)計參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設(shè)計數(shù)據(jù)

鍋爐設(shè)計煤種如表2 所示，可以看出設(shè)計煤種為活雞兔礦煤，低位發(fā)熱量為23390 kJ/kg，屬于熱值較高的煙煤，全水分14%，收到基灰分7.04%。

表2 鍋爐設(shè)計煤種

每臺鍋爐共配置六臺 HP-1003 型中速磨煤機，每臺磨煤機的出口由四根煤粉管接至爐膛四角的同一層煤粉噴嘴。磨煤機在設(shè)計煤種下的技術(shù)參數(shù)如表3 所示。

表3 磨煤機技術(shù)參數(shù)表

鍋爐引風(fēng)機為上海電機廠制造，型式為雙級動葉可調(diào)軸流式風(fēng)機，風(fēng)機型號為HU26650-22G，具體設(shè)計參數(shù)見表4。

表4 引風(fēng)機設(shè)計參數(shù)表

2 工況設(shè)置

在某電廠660MW 機組進行了摻燒高灰煤（平均入爐煤熱值分別為19958、19577、18531kJ/kg）及高水煤（平均入爐煤熱值分別為19841、19192、18673kJ/kg）共6 個工況下機組帶負(fù)荷能力摸底試驗。因試驗在冬季進行，考慮到夏季工況更為惡劣，最后均將試驗工況折算至夏季工況，對夏季工況下?lián)綗蜔嶂得浩陂g機組帶負(fù)荷能力、鍋爐及輔機系統(tǒng)運行安全、環(huán)保、經(jīng)濟性進行評估。摻燒低熱值煤試驗工況設(shè)置見表5，加權(quán)平均入爐煤質(zhì)參數(shù)見表6。

表5 摻燒低熱值煤試驗工況表

3 低熱值煤摻燒試驗

首先進行磨煤機最大出力試驗，選擇在檢修周期中段的磨煤機，探究不同煤種下單臺磨煤機最大出力情況，以此為依據(jù)判斷折算至夏季工況時制粉系統(tǒng)帶負(fù)荷能力受限情況。

3.1 磨煤機最大出力試驗

選取1E 磨進行最大出力試驗，試驗期間，分別上倉伊泰煤（熱值18648kJ/kg，全水22.5%，灰分13.2%）、外購4500（熱值18531kJ/kg，全水14.4%，灰分24.0%）和俄煤（熱值20280kJ/kg，全水19.6%，灰分10.2%）進行了最大出力試驗。

上倉煤種為伊泰時，給煤量49.4t/h，磨煤機出口溫度較低 ；上倉煤種為外購時，給煤量49.4t/h，熱風(fēng)門接近全開，干燥出力受限；上倉煤種為俄煤時，當(dāng)給煤量設(shè)定為45t/h 時，磨煤機電流53A 左右,磨碗壓差接近3.4kPa，給煤量下調(diào)至43t/h，俄煤R90煤粉細(xì)度相比于伊泰和外購較大。

上倉伊泰煤和外購4500 煤時，1E 磨煤機最大出力約為50t/h；上倉俄煤時，因磨煤機電流較大且磨碗差壓較高，1E磨煤機最大出力約為43t/h。

3.2 高灰低熱值煤摻燒試驗情況

3.2.1 高灰煤工況

試驗期間，風(fēng)煙系統(tǒng)阻力及引風(fēng)機性能試驗情況如表8 所示。將該工況下引風(fēng)機實測值換算至夏季滿負(fù)荷工況下比較，修正后：風(fēng)機流量為437m3/s，風(fēng)機全壓升為9434Pa，比設(shè)計風(fēng)量偏大3.39%，比設(shè)計全壓值偏大2.94%；折算至夏季滿負(fù)荷工況參數(shù)與TB 點設(shè)計參數(shù)比較，風(fēng)量裕量為10.11%，風(fēng)壓裕量為7.68%，風(fēng)壓裕量偏低。

試驗期間制粉系統(tǒng)運行情況如下表9 所示。該工況下，總煤量為288t/h（E、F 磨熱風(fēng)門全開），如折算至夏季滿負(fù)荷工況，所需總煤量約為304t/h，單臺磨所需煤量50 ～51t/h，結(jié)合磨煤機最大出力試驗結(jié)果，該煤種時制粉系統(tǒng)勉強能夠滿足夏季工況帶負(fù)荷需求。

表9 制粉系統(tǒng)運行情況

試驗期間，出渣、脫硝、脫硫、干電除塵、輸灰系統(tǒng)運行正常。

實際入爐煤Qnet.ar為19958kJ/kg，機組基本能帶滿負(fù)荷，但是存在引風(fēng)機風(fēng)壓裕量偏低的情況。試驗期間，機組帶負(fù)荷至655MW，主蒸汽流量1890t/h，總煤量288t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.2.2 高灰煤工況2

試驗期間，風(fēng)煙系統(tǒng)阻力及引風(fēng)機性能試驗情況如表10 所示。將該工況下引風(fēng)機實測值換算至夏季滿負(fù)荷工況下比較，修正后：風(fēng)機流量為441m3/s，風(fēng)機全壓升為9787Pa，比設(shè)計風(fēng)量偏大4.14%，比設(shè)計全壓值偏大6.96%；折算至夏季滿負(fù)荷工況參數(shù)與TB 點設(shè)計參數(shù)比較，風(fēng)量裕量為9.45%，風(fēng)壓裕量為4.08%，風(fēng)壓裕量偏低。

試驗期間制粉系統(tǒng)運行情況如下表11 所示。該工況下，總煤量為288t/h（C、E、F 磨熱風(fēng)門全開），如折算至夏季滿負(fù)荷工況，所需總煤量約為311t/h，單臺磨所需煤量52t/h，結(jié)合磨煤機最大出力試驗結(jié)果，該煤種時夏季滿負(fù)荷工況下制粉系統(tǒng)將出現(xiàn)受限情況。

試驗期間，出渣、脫硝、脫硫、干電除塵、輸灰系統(tǒng)運行正常。

實際入爐煤Qnet.ar為19577kJ/kg，機組不能帶滿負(fù)荷。主要為緩慢加負(fù)荷過程中，引風(fēng)機電流上升至500A 以上，且電流在500A 以上加負(fù)荷時引風(fēng)機電流會突變，后將負(fù)荷穩(wěn)定至645MW 進行試驗，試驗期間，主蒸汽流量1850t/h，總煤量288t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.2.3 高灰煤工況3

試驗期間，風(fēng)煙系統(tǒng)阻力及引風(fēng)機性能試驗情況如表12 所示。該工況下引風(fēng)機實測值換算至夏季滿負(fù)荷工況下比較，修正后：風(fēng)機流量為458m3/s，風(fēng)機全壓升為10894Pa，比設(shè)計風(fēng)量偏大8.17%，比設(shè)計全壓值偏大19.09%；折算至夏季滿負(fù)荷工況參數(shù)與TB 點設(shè)計參數(shù)比較，風(fēng)量裕量為5.94%，風(fēng)壓裕量為-6.80%，該煤種引風(fēng)機出力不能滿足夏季工況機組帶負(fù)荷需求。

表12 引風(fēng)機性能試驗情況

試驗期間制粉系統(tǒng)運行情況如表13 所示。該工況下，總煤量為294t/h（EF 磨熱風(fēng)門全開），如折算至夏季滿負(fù)荷工況，所需總煤量約為333t/h，單臺磨所需煤量56t/h，該煤種時制粉系統(tǒng)不能滿足夏季工況帶負(fù)荷需求。

表13 制粉系統(tǒng)運行情況

試驗期間，出渣、脫硝、脫硫、干電除塵系統(tǒng)運行正常；輸灰系統(tǒng)雖未堵管，但是試驗?zāi)┢?B6B、1B6A、1A5A 發(fā)生高料報警，輸灰系統(tǒng)已受限。

實際入爐煤Qnet.ar為18531kJ/kg，機組不能帶滿負(fù)荷。主要受限的系統(tǒng)和設(shè)備有輸灰系統(tǒng)、引風(fēng)機、制粉系統(tǒng)。因輸灰系統(tǒng)出力首先受限，機組負(fù)荷穩(wěn)定在630MW 進行試驗。試驗期間，主蒸汽流量1774t/h，總煤量294t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.3 高水低熱值煤摻燒試驗情況

3.3.1 高水煤工況4

試驗期間，引風(fēng)機性能試驗情況如表14 所示。將該工況下引風(fēng)機實測值換算至夏季滿負(fù)荷工況下比較，修正后：風(fēng)機流量為452m3/s，風(fēng)機全壓升為10752Pa，比設(shè)計風(fēng)量偏大6.79%，比設(shè)計全壓值偏大17.55%；折算至夏季滿負(fù)荷工況參數(shù)與TB 點設(shè)計參數(shù)比較，風(fēng)量裕量為7.14%，風(fēng)壓裕量為-5.42%，該煤種折算至夏季工況時引風(fēng)機出力不能滿足機組帶負(fù)荷需求。

表14 引風(fēng)機性能試驗情況

試驗期間制粉系統(tǒng)運行情況如表15 所示。試驗期間，制粉系統(tǒng)ABEF 磨出口溫度偏低（約60℃），各磨煤機入口冷風(fēng)調(diào)整門關(guān)至5%以下，磨碗差壓偏高，單磨平均出力約47t/h，總煤量為278t/h，制粉系統(tǒng)干燥出力受限。如折算至夏季滿負(fù)荷工況，所需總煤量約為307t/h，即使夏季環(huán)境溫度上升，單磨干燥出力預(yù)計可提升約2t/h，但該煤種時制粉系統(tǒng)干燥出力仍不能滿足夏季工況帶負(fù)荷需求。

表15 制粉系統(tǒng)運行情況

試驗期間，出渣、脫硝、脫硫、干電除塵、輸灰系統(tǒng)運行正常。

實際入爐煤Qnet.ar為19840kJ/kg，機組不能帶滿負(fù)荷。主要受限的系統(tǒng)和設(shè)備有引風(fēng)機、制粉系統(tǒng)。因制粉系統(tǒng)干燥出力首先受限，機組負(fù)荷穩(wěn)定在640MW 進行試驗。試驗期間，主蒸汽流量1830t/h，總煤量278t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.3.2 高水煤工況5

試驗期間，風(fēng)煙系統(tǒng)阻力及引風(fēng)機性能試驗情況及如表16 所示。將該工況下引風(fēng)機實測值換算至夏季滿負(fù)荷工況下比較，修正后：風(fēng)機流量為476m3/s，風(fēng)機全壓升為10971Pa，比設(shè)計風(fēng)量偏大12.51%，比設(shè)計全壓值偏大19.94%；折算至夏季滿負(fù)荷工況參數(shù)與TB點設(shè)計參數(shù)比較，風(fēng)量裕量為2.18%，風(fēng)壓裕量為-7.56%，該煤種折算至夏季工況時引風(fēng)機出力不能滿足機組帶負(fù)荷需求。

試驗期間制粉系統(tǒng)運行情況如表17 所示。試驗期間，BCDF 磨磨碗差壓偏高達3.3 kPa 以上，ADEF 磨出口溫度相對偏低(約60℃)。該工況下，總煤量為286t/h，如折算至夏季滿負(fù)荷工況，所需總煤量約為331t/h，單臺磨所需煤量55t/h，該煤種時制粉系統(tǒng)干燥出力不能滿足夏季工況帶負(fù)荷需求。

表17 制粉系統(tǒng)運行情況

試驗期間，脫硝、脫硫、干電除塵、輸灰系統(tǒng)運行正常；因為配煤加權(quán)灰熔點ST 為1201℃較低，鍋爐大量掉渣導(dǎo)致驅(qū)動油壓最高至13MPa（驅(qū)動油壓報警值12MPa，達14MPa 需限制負(fù)荷），出渣系統(tǒng)受限。

實際入爐煤Qnet.ar為19192kJ/kg，機組不能帶滿負(fù)荷。主要受限的系統(tǒng)和設(shè)備有引風(fēng)機、制粉系統(tǒng)。因制粉系統(tǒng)首先受限，機組負(fù)荷穩(wěn)定在620MW 進行試驗。試驗期間，主蒸汽流量1749t/h，總煤量286t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.3.3 高水煤工況

試驗期間，風(fēng)煙系統(tǒng)阻力及引風(fēng)機性能試驗情況如表18 所示。將該工況下引風(fēng)機實測值換算至夏季滿負(fù)荷工況下比較，修正后：風(fēng)機流量為467m3/s，風(fēng)機全壓升為10893Pa，比設(shè)計風(fēng)量偏大10.35%，比設(shè)計全壓值偏大19.10%；折算至夏季滿負(fù)荷工況參數(shù)與原TB點設(shè)計參數(shù)比較，風(fēng)量裕量為4.05%，風(fēng)壓裕量為-6.81%，該煤種折算至夏季工況時引風(fēng)機出力不能滿足機組帶負(fù)荷需求。

表18 引風(fēng)機性能試驗情況

試驗期間制粉系統(tǒng)運行情況如表19 所示。試驗期間，B 磨磨碗壓差偏高達3.3 kPa 以上，ACEF 磨出口溫度相對偏低（約60℃）。該工況下，總煤量為290t/h，如折算至夏季滿負(fù)荷工況，所需總煤量約為344t/h，單臺磨所需煤量57t/h，制粉系統(tǒng)干燥出力不能滿足帶負(fù)荷需求。

表19 制粉系統(tǒng)運行情況

試驗期間，出渣、脫硝、脫硫、干電除塵、輸灰系統(tǒng)運行正常。

實際入爐煤Qnet.ar為18673kJ/kg，機組不能帶滿負(fù)荷。主要受限的系統(tǒng)和設(shè)備有引風(fēng)機、制粉系統(tǒng)。因制粉系統(tǒng)首先受限，機組負(fù)荷穩(wěn)定在610MW 進行試驗。試驗期間，主蒸汽流量1712t/h，總煤量290t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.4 鍋爐效率及供電煤耗情況

試驗期間，摻燒低熱值煤各工況下進行了鍋爐性能試驗，同時，統(tǒng)計了鍋爐側(cè)三大風(fēng)機、磨煤機、脫硫漿液循環(huán)泵等電耗情況，并結(jié)合汽輪機設(shè)計工況下熱耗率計算了供電煤耗， 試驗工況下鍋爐效率變化情況和供電煤耗變化情況如圖1、圖2 所示。

圖1 摻燒不同煤種時鍋爐效率

圖2 摻燒不同煤種時供電煤耗

摻燒低熱值高灰煤時，熱值每下降500kJ/kg鍋爐效率降低約0.13%，供電煤耗增加約0.29g/(kw·h-1)；摻燒低熱值高水煤時，熱值每下降500kJ/kg 鍋爐效率降低約0.17%，供電煤耗增加約0.38g/(kw·h-1)?？傮w來看，高灰煤供電煤耗低于高水煤(工況1 供電煤耗低于工況4)。

工況1、工況2、工況3 在水分相差不大的情況下，灰分每增加1%，鍋爐效率降低0.093%。根據(jù)相關(guān)研究文獻[15-16]，當(dāng)入爐煤水分每增加1%，鍋爐效率降低0.060%～0.125%；灰分每增加1%，鍋爐效率降低0.065%～0.097%；此外，考慮水分增加對煙氣量的影響等因素[17-19]，整體而言因灰分增加導(dǎo)致的熱值降低對供電煤耗的影響要略小于因水分增加導(dǎo)致的熱值降低對供電煤耗的影響。

4 總結(jié)

1)高灰煤試驗期間，工況1 機組基本能帶滿負(fù)荷，工況2 和工況3，機組帶負(fù)荷過程中會出現(xiàn)系統(tǒng)或設(shè)備出力受限。

工況2 折算至夏季滿負(fù)荷工況，引風(fēng)機存在風(fēng)壓裕量偏低的情況，制粉系統(tǒng)將出現(xiàn)受限情況；預(yù)計引風(fēng)機負(fù)荷受限30MW，制粉系統(tǒng)負(fù)荷受限20MW。

工況3 折算至滿負(fù)荷夏季工況，引風(fēng)機、制粉系統(tǒng)、輸灰系統(tǒng)均會出現(xiàn)受限；預(yù)計引風(fēng)機負(fù)荷受限60MW，制粉系統(tǒng)負(fù)荷受限50MW。

2)高水煤試驗期間，工況4、5、6 三個工況，機組帶負(fù)荷過程中均會出現(xiàn)系統(tǒng)或設(shè)備出力受限。

工況4 折算至夏季滿負(fù)荷工況時，引風(fēng)機出力及制粉系統(tǒng)干燥出力不能滿足夏季工況帶負(fù)荷需求；預(yù)計引風(fēng)機負(fù)荷受限55MW，制粉系統(tǒng)負(fù)荷受限60MW。

工況5 折算至夏季滿負(fù)荷工況時，引風(fēng)機、制粉系統(tǒng)、出渣系統(tǒng)均會出現(xiàn)受限；預(yù)計引風(fēng)機負(fù)荷受限60MW，制粉系統(tǒng)負(fù)荷受限80MW。

工況6 折算至夏季滿負(fù)荷工況時，引風(fēng)機出力及制粉系統(tǒng)出力不能滿足機組帶負(fù)荷需求；預(yù)計引風(fēng)機負(fù)荷受限65MW，制粉系統(tǒng)負(fù)荷受限100MW。

3)摻燒低熱值高灰煤時，熱值每下降500kJ/kg 鍋爐效率降低約0.13%，供電煤耗增加約0.29g/(kw·h)；摻燒低熱值高水煤時，熱值每下降500kJ/kg 鍋爐效率降低約0.17%，供電煤耗增加約0.38g/(kw·h)?？傮w來看，高灰煤供電煤耗低于高水煤(工況2 供電煤耗低于工況4)，因灰分增加導(dǎo)致的熱值降低對供電煤耗的影響要略小于因水分增加導(dǎo)致的熱值降低對供電煤耗的影響。