掺烧超设计值高硫褐煤设备问题探讨

丁智，矣继东，普纲

（国电阳宗海发电有限公司，昆明 652103）

0 前言

受近年来煤炭去产能及煤炭市场影响，云南省火电企业电煤采购困难，特别是烟煤机组燃用设计煤质已不可能，而高硫褐煤市场相对宽松、价格较低，为进一步降低机组发电成本，保障电煤供应，对实施过脱硫深度改造的机组可以尝试掺烧高硫褐煤。由于脱硫改造设计硫份、烟气量较高，而火电企业近年也在“双低”新常态下煎熬，低负荷下脱硫处理能力裕量较大，为掺烧高硫份煤提供必要条件。因入炉煤水分、硫份均较高，原配煤掺烧关注点主要集中在空预器酸露腐蚀和满足环保达标排放上。

先后出现二号锅炉空预器堵塞被迫停炉；一号锅炉引风机动叶卡涩出力受限致部分部件损坏、叶轮腐蚀、引风机后烟道反复腐蚀通洞及GGH换热元件损坏、低泄漏风机叶轮腐蚀通洞；三期两台锅炉空预器先后烟气侧差压升高；锅炉结焦掉焦致捞渣机、渣沟堵塞等影响机组安全运行事件，以及三期机组减温水量大影响机组经济运行问题，因此有必要对高硫、高水分的煤对设备安全经济可靠运行进行全面评估。

1 一号锅炉掺烧高硫高水分褐煤情况

1.1 设备概况

#1锅炉是E∏-670-13.8-540БΓ型超高压、一次中间再热、单汽包自然循环锅炉，锅炉为Л型布置，采用固态排渣的褐煤锅炉。＃2锅炉是WGZ670／13.7-9型超高压、一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、褐煤锅炉。三期（#3、#4机组）锅炉是WGZ1025/18.24-4型亚临界中间一次再热、自然循环、单炉膛、平衡通风、固态排渣、∏型、露天布置、全钢架、全悬吊结构的烟煤锅炉。

为满足GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，对四台机组进行脱硫提效改造，一号锅炉设计收到基硫份1.6%对应原烟浓度为9000mg/Nm3，二号锅炉设计收到基硫份1.24%对应原烟浓度为6000mg/Nm3，三期锅炉设计收到基硫份1.89%对应原烟浓度为7500mg/Nm3。进行尿素水解制氨工艺烟气脱硝改造，配套进行了“引增合一”改造，引风机全部改为双级动叶调节轴流式风机。

1.2 掺烧褐煤煤质情况

高硫褐煤掺烧比例一旦超过50%，入炉煤全水分将超过35%，收到基硫份将超过1.9%，这将导致酸露点大幅升高。

1.3 一号锅炉掺烧高硫褐煤发现的问题

掺烧高硫褐煤，最大掺烧比例约60%，最高入炉煤收到基硫份为2.6%水分，停机后检查发现引风机动叶及脱硫侧设备腐蚀、结垢严重。

1）#1机组运行期间，GGH总压差在0.26～0.38 kpa之间正常波动，11月7日开机至负荷168 MW时总压差在0.49左右，运行至1月2日后总压差升至0.72 kpa，投入2天高压水吹扫后压差降低至0.35 kpa左右，但是运行至1月28日压差重新上升至0.72 kpa，再次投入高压水也只能维持压差在0.6 kpa左右，停机检查发现GGH内部吹扫盲区上有大量积灰板结，146组换热盒在腐蚀后在正常吹灰的情况下出现换热片倾倒、脱落的情况。

2）GGH镀搪瓷换热片被腐蚀成锯齿状，GGH原烟气分仓壳体、原烟气入口及净烟气出口分仓膨胀节法兰、净烟道及烟道支撑杆出现大量腐蚀穿孔。

3）低泄漏风机因叶轮腐蚀导致动平衡失效，反复出现振动超标故障，解体后检查发现叶片腐蚀通洞、叶轮前后盖板表面腐蚀成点坑。

4）一号锅炉2017年11月7日启动至2018年1月2日因煤质较差一直需要6台磨煤机运行，1月10日加负荷时，B引风机动叶开度78%电流330 A（额定电流405A）左右、振动1.4 mm/s运行正常，2月5日加负荷时发现B引风机动叶开度60%以上电流变化较小仅为220 A左右，逐步增加动叶开度至94%电流仅为250 A，对比发现A引风机也存在出力下降情况，已影响机组带负荷能力。停炉后揭盖检查发现，两台引风机芯轴弯曲无法修复，部分曲柄多个组件损坏，轮毂部分表面、动叶转动柄周圈腐蚀、结垢，部分叶片固定螺栓锈蚀、密封圈破损。

2 高硫褐煤试验分析及预防措施

2.1 试验分析情况

将某矿高硫褐煤存查样送检进行灰特性检验，检验结果与常用煤种对比分析情况如下：

1）灰软化温度ST较2011年四台机组入炉煤低170℃以上，较一二期设计值低70℃，较三期设计值低210℃，较2011年各机组入炉煤低130℃以上。容易结焦，受热面易沾污引起减温水增加。

2）灰成分中CaO为20%，较二号锅炉2011年入炉煤高3.92倍，较三期设计值高5.43倍。易从烟气中吸收二氧化碳及水分放热，造成积灰板结，与水反应生成氢氧化钙，有腐蚀性。

3）灰成分中SO3为22.76%，较二号锅炉2011年入炉煤高40.64倍，较三期设计值高9.85倍。容易在积灰、沾灰部位造成酸腐蚀，脱硝下游设备容易生成硫酸氢铵，硫酸氢铵在147-350℃区间为粘稠液态增加吸附灰能力，容易造成空预器后下游设备腐蚀、堵塞、灰板结。

4）燃用上述煤质连续运行时间较短，对其他设备的影响情况目前暂时无法评估。

2.2 防范措施

1）机组运行中，如原烟浓度超过6500mg/Nm3，300MW机组负荷变化低于30MW、200MW机组负荷变化低于20MW时，每班活动引风机动叶一次，即：单台引风机电流在活动前的电流基准上增加10A→低于基准10A→恢复正常运行值。活动期间注意监视炉膛负压、引风机控制油压。

2）原烟浓度低于6500mg/Nm3时，参照原定期工作规定执行。

3）停运机组每天白班，对每台引风机全开/全关动叶一次，增减幅度不大于5%。

4）严格执行机组启动前动叶清灰规定。

5）机组每次停运后，开检修人孔核对动叶开度，必要时开引风机动叶观察窗核对动叶活动情况，检查动叶转动区域轮毂上的氧化物、灰垢情况。

6）机组B级以上检修时，揭盖清除引风机动叶转动区域轮毂上的氧化物、灰垢，内筒密封面打磨清除高点，严格密封工艺。

7）修正GGH吹灰压差限值，调整吹灰方式，减少换热元件腐蚀后因吹扫损坏的数量。

8）修复GGH壳体及原净烟道破损的保温，减少烟气冷凝水的产生，同时对原净烟道疏水系统进行改造，及时排出烟道积水。

9）对已发生腐蚀的低泄漏风机叶轮进行焊补修复，并重新进行动平衡校验，以后每次停机检查，防止低泄漏风机叶片再次发生腐蚀后振动超标退运造成脱硫超标排放的情况。

10）低泄漏风机入口增加遮流罩，避免GGH吹扫掉落的积灰及液态水被风机吸入，改善风机运行工质。

11）每次停机对换热元件及密封片进行检查，评估其安全可靠性，每年对损坏的换热元件进行更换。

3 结束语

1）锅炉机组高硫褐煤的掺烧，不仅要重视空预器酸露腐蚀和满足环保达标排放，还需要通过试验，对设备安全经济可靠运行进行全面评估，确定合适的掺配比例。

2）通过采取一些手段或措施，可以缓解或避免在掺烧高硫褐煤后对锅炉、脱硫设备的影响，从而在保证机组安全稳定运行基础上，提高运行经济性。

3）控制高硫褐煤掺烧总量不超过40%，控制一号锅炉收到基硫份2.0%；二号锅炉收到基硫份1.7%；三期锅炉收到基硫份2.2%。

4）高硫褐煤不单独在同一仓燃用，降低燃烧器喷口结焦问题。

5）硫酸氢铵易潮解，停炉后的空预器高压水疏通尝试采用温水冲洗。

6）GGH入口原、净烟道内部防腐局部修复只能维持短期运行，建议全面重做防腐。

7）GGH壳体存在腐蚀严重的问题，由于多数位置空间极其狭窄，尽可能检查处理泄漏点及防腐。