600MW机组锅炉飞灰可燃物含量高原因及对策

刘学增,徐国军,冯军文

（1.东北电力科学研究院有限公司,辽宁 沈阳 110006; 2.华能国际电力股份有限公司大连电厂,辽宁 大连 116100）

某电厂一期2台600 MW超临界燃煤发电机组飞灰可燃物含量一直居高不下,且随着机组负荷的升高,飞灰可燃物含量呈上升趋势,曾达20%左右,仅飞灰未完全燃烧热损失一项就使锅炉热效率降低近2个百分点,机组供电煤耗增加近6 g/kWh。针对上述问题,从运行、管理、设计、维护等方面对影响锅炉燃烧的因素进行了系统分析,并根据分析结果提出了降低飞灰可燃物含量的建议,供掺烧无烟煤的机组在经济、安全运行方面参考。

1 锅炉设备概况

1.1 设备简介

锅炉为超临界变压直流本生型,采用一次再热、单炉膛、尾部双烟道结构,烟气挡板用于调节再热汽温,固态排渣,平衡通风,露天布置。燃用贫煤、烟煤的混合煤种。

锅炉过热器系统受热面由四部分组成,第一部分为顶棚及后竖井烟道四壁及后竖井分隔墙;第二部分为布置在尾部竖井烟道内的水平对流过热器;第三部分为位于炉膛上部的屏式过热器;第四部分为位于折焰角上方的末级过热器。过热器按蒸汽流程分为顶棚过热器、包墙过热器/分隔墙过热器、低温过热器、屏式过热器及末级过热器。过热蒸汽温度通过水/煤比和两级喷水减温控制;再热汽温通过布置在低温再热器和省煤器后的平行烟气挡板来调节,通过调节烟气挡板开度的大小来控制流经后竖井水平再热器管束及过热器管束烟气量的多少,从而控制再热蒸汽出口温度。

炉膛四周为全焊式膜式水冷壁,炉膛由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁2种不同的结构组成,两者间由过渡水冷壁转换连接。

锅炉采用中速磨直吹式制粉系统,配6台磨煤机,1台备用。采用前后墙对冲燃烧方式,24只旋流燃烧器分3层布置在炉膛前后墙上。旋流燃烧器中空气被分为3股：直流一次风、直流二次风和旋流三次风。燃烧器上部布置有12只燃烬风（OFA）风口,燃烬风包含2股独立气流;中央部位为非旋转气流,直接穿透炉膛中心;外圈气流是旋转气流,用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。

1.2 锅炉主要设计参数（见表1）

表1 锅炉主要设计参数

1.3 设计燃料特性（见表2）

表2 设计燃料特性

2 飞灰可燃物含量高原因分析

一般情况下,飞灰可燃物含量的高低与锅炉燃煤特性、配风情况、煤粉细度、锅炉主辅设备是否存在缺陷等有关。经过多次试验分析确认,锅炉掺烧挥发分含量较低的无烟煤是飞灰可燃物含量高的主要原因。

图1是该厂1号炉不同负荷下锅炉飞灰可燃物含量的柱状趋势图,由图1可见,飞灰可燃物含量高达7%～10%,且随着负荷升高,飞灰可燃物含量也随之升高,机组满负荷时飞灰可燃物含量最高。以下就影响飞灰可燃物含量的主要因素进行分析。

图1 飞灰可燃物含量与负荷变化关系柱状图

2.1 锅炉燃煤特性对飞灰可燃物含量的影响

锅炉设计燃用贫煤、烟煤的混合煤种,但机组投运后,一直燃用10余种混煤,其中包含无烟煤,其特点是碳化程度高,挥发分含量不足10%,挥发分析出温度高（500～700℃）,着火困难。

为保证锅炉燃烧稳定,下层燃烧器配煤挥发分较高,中层燃烧器配煤挥发分次之,上层燃烧器燃用挥发分最低的无烟煤。机组低负荷运行时,一般采用中、下两层燃烧器运行方式;高负荷运行时,采用上、中、下三层燃烧器运行方式,即为图1中低负荷时飞灰可燃物含量相对低,高负荷时飞灰可燃物含量偏高的原因,均为燃用无烟煤所致。上层燃烧器燃煤量所占比例越大,飞灰可燃物含量越高。

飞灰可燃物含量的高低是由煤粉的燃烬程度决定的,与煤化程度、煤的组分、岩相结构、矿物组分及研磨细度有关,还与炉内空气动力学和热动力因素有关,炉内停留时间和炉膛压力对其也有一定作用。国内常用Vdaf来判别煤粉的燃烬程度,但该指标未考虑不同煤粉细度对煤粉燃烬程度的影响,因此在同一条件下,采用Vdaf来判别褐煤和烟煤的煤粉燃烬程度不适宜。美国和日本常用燃料比R作为判别可燃性的指标,比单纯用挥发分作判别分辨率更高。

式中 Cgd——固定碳,%;

V——挥发分,%（Cgd和V是同一基准）。

利用燃料比判别燃料的可燃性,有如下关系：

R＜4（易燃）

R=4～9（中等）

R＞9（难燃）

表3是该电厂和其它电厂所烧煤质的燃料比及飞灰可燃物含量表,由表3可见,电厂混煤属中等燃烧煤,无烟煤属难燃煤,铁法煤和神华混煤都属易燃煤。根据燃料比,通过图2飞灰可燃物含量与燃料比的关系曲线可查得,电厂烧混煤其飞灰可燃物含量为10%左右,与目前实际测试的飞灰可燃物含量基本一致,表明该厂锅炉飞灰可燃物含量高主要是燃用无烟煤所致。

2.2 运行调整不当对飞灰可燃物含量的影响

a.煤粉细度对飞灰可燃物含量的影响

适宜的煤粉细度是锅炉燃烧、燃烬的必要保证,既能提高机组的稳燃能力,又能使锅炉高效、清洁燃烧。

表3 部分电厂所烧煤质的燃料比

图2 飞灰可燃物含量与燃料比的关系

表4是该厂1号炉各台磨煤机的煤粉细度汇总表,由表4可见,6台磨的煤粉细度R75在15%～18%,低于设计值20%,即低于200目筛子煤粉通过率是80%这一指标。因此,单从设计指标上看,煤粉细度并不粗。但机组自投产以来,锅炉并未燃用设计煤种,而一直燃用当地和其它地区10余种混煤,锅炉燃煤特性已发生很大变化,因而煤粉细度也应随煤质特性的变化而改变。

表4 磨煤机煤粉细度汇总

根据《电站磨煤机及制粉系统选型导则》（DL/T466—2004）,对于固态排渣煤粉炉,燃用无烟煤、贫煤和烟煤时,在无燃烬率指数BP的分析值时,煤粉细度按以下公式选取：

式中 R90——用90μm筛子筛分时筛上剩余量占煤粉总量的百分比,%;

n——煤粉均匀性指数;

Vdaf——煤的干燥无灰基挥发分,%。由公式（2）可见,煤粉细度主要与Vdaf有关。按照目前Vdaf含量,依据公式（2）算得电厂混煤的煤粉细度R90应为9%左右（n取1.2）,换算到R75约为14.4%;单烧无烟煤的煤粉细度R90应为5%左右,换算到R75约为9%。由计算结果可见,目前2台炉燃用混煤所保持的煤粉细度略粗;而上层燃烧器燃用无烟煤的煤粉细度则明显偏粗,上层燃烧器投运后飞灰可燃物含量偏高。

由图2可见,降低煤粉细度能降低飞灰可燃物含量。若将煤粉细度R75降到10%以下,飞灰可燃物含量将大幅度降到5%以下,无疑可使锅炉效率提高1个百分点以上,这对机组的经济运行是有利的。但是降低煤粉细度会降低磨煤机出力,尤其目前在2台炉上层磨煤机出力不足40 t/h（设计56.8 t/h）的情况下,继续降低煤粉细度并不现实。

b.炉膛出口氧量控制水平对飞灰可燃物含量的影响

炉膛出口烟气含氧量是运行人员监测锅炉运行的一个重要指标,如果炉膛出口氧量偏小,煤粉燃烧缺氧,燃烧不充分,灰渣可燃物含量高,锅炉热效率低;如果炉膛出口氧量过大,不利于煤粉着火和燃烧,增加送、引风机电耗,加速尾部受热元件磨损,影响机组经济性。

图3为炉膛出口氧量控制参数与飞灰可燃物含量的关系图。当机组负荷为470 MW,氧量升至4.2%时,CO含量从300～1 400μL/L降至60μL/ L以下,飞灰可燃物含量相对偏低,说明锅炉采用稍高的运行氧量时,对降低飞灰可燃物含量乃至CO含量是有利的。目前锅炉运行氧量要求控制在3.8%（表盘比实测偏高0.5个百分点）,从试验结果上看略低。

图3 飞灰可燃物含碳量与氧量关系柱状图

综上所述,该厂一期2台锅炉飞灰可燃物含量高的原因是掺烧无烟煤,而炉膛出口烟气含氧量保持偏低又使这一问题更加严重。按《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定,燃用无烟煤,宜采用球磨制粉系统、W型炉,无烟煤的煤粉细度应按公式（2）选取,采用目前的煤粉细度对无烟煤偏粗,但降低煤粉细度又受到磨煤机出力不足的限制,总体来说,该厂一期2台锅炉不适合掺烧无烟煤。

二期3号、4号机组与一期1号、2号机组除制粉系统不同外,其它方面都是相同的。从设计方面比较来看,二期采用双进双出钢球磨直吹式制粉系统,要比一期采用中速磨直吹式制粉系统更适合掺烧晋城无烟煤,多次对比试验的结果也验证了结论的正确性（在配煤方式相同情况下,二期2台机组可将煤粉细度R75降至5%以下,仍能保证机组满出力运行,且飞灰可燃物含量在6%左右）。建议二期2台机组多燃用无烟煤,而一期则少燃用或不燃用该煤种,采用这种配煤方式,可使一期2台锅炉飞灰可燃物含量降低约3个百分点,锅炉热效率提高约1个百分点。

3 磨煤机出力不足的原因分析

该厂磨煤机设计基本出力为50.9 t/h,最大出力是58.6 t/h,目前1号、2号机组磨煤机单烧无烟煤其出力不足40 t/h,磨煤机出力偏低。

式（3）是磨煤机碾磨出力计算公式。由式（3）可见,影响磨煤机出力的因素分别为可磨性指数、煤粉细度、原煤水分、原煤灰分、原煤粒度及碾磨件磨损等。表5是磨煤机出力与其修正系数汇总表。表5中,可磨性系数为80的是中下两层磨的混合煤样化验结果,可磨性系数为60的是上中下三层磨的混合煤样化验结果,通过对比可见,无烟煤的可磨性系数远小于64,据此计算上层磨出力不会超过40 t/h,而中下层磨煤机出力为50～57 t/h,理论计算与实际情况相吻合。由此可推断,磨煤机出力不足是燃用无烟煤所致。

表5 靡煤机出力及修正系数汇总表