广汇提质煤用于电厂锅炉掺烧的实践与分析

2020-07-28卢红玲王玉涛贠晶晶

冶金动力 2020年7期

卢红玲,王玉涛,贠晶晶

（嘉峪关宏晟电热有限责任公司，甘肃嘉峪关 735100）

引言

随着国家能源战略调整和煤化工技术的进步，将煤炭进行深加工提质，实现煤炭的高效利用，发展煤化工产业链已成为一种新的工业项目。广汇煤产于新疆哈密地区伊吾县淖毛湖，储量大、供应稳定，其挥发分在50%左右，干馏产油率达9%～12%，非常适合作为煤炭分质利用的原料煤。对广汇煤采用低温干馏后，生成煤焦油、沥青焦、可燃气体和提质煤。广汇提质煤的生成率约为50%，性质稳定，固定碳含量80%以上，挥发分含量9%～11%，可用作电厂动力用煤或进行掺烧，力争实现广汇煤提质的高效利用。

某集团公司地处新疆边缘，具备提质煤产业链建立优势，近年将计划建成年产提质煤150万t煤化工项目。煤化工项目投产后，作为集团公司自备电厂的某电热公司必须有能力消耗提质煤，达到煤化工产业链的高效运转。为此公司提前着手进行提质煤的掺烧研究，探索电站锅炉高比例燃用提质煤的可行性与适用性，开展电站锅炉对提质煤的掺烧适应性试验。

1 广汇提质煤特性

为掌握广汇提质煤的工业特性，该电热公司委托专业单位对广汇煤及其提质煤进行了煤质分析，分析数据见表1。

分析数据显示，提质煤介于贫煤、无烟煤之间【1】，挥发分极低，着火困难，现有锅炉设计煤种为哈密煤，现锅炉炉型已确定，掺烧提质煤存在一定困难。

2 提质煤掺烧难点分析

2.1 挥发分过低、着火难度大

煤粉在锅炉内着火初期，主要靠煤粉受热时所析出的挥发份支持燃烧，而提质后的煤挥发份很低，在进行提质煤掺烧时若配煤严重不均，会出现短时间内纯烧该煤种的情况。此时若不能及时着火，极易引起煤粉气流瞬间断火的现象，即煤粉进入炉膛后未及时着火导致炉膛负压突然下降；在煤粉气流上升过程中，又出现爆燃的情况，炉膛负压又会突然升高、正压。严重时会导致锅炉炉膛负压超出保护动作值，MFT动作。

表1 煤质分析数据

2.2 一次风温偏低

在进行提质煤分仓上煤1:1 掺烧时，虽然混合煤种的挥发份有所提升，达到贫煤以上的水准，但是对一次风温的要求仍然较高。燃烧贫煤时一般采用热风送粉【2】，热风温度需要保证在270 ℃以上，而拟进行掺烧的300 MW 机组锅炉热风温度在260 ℃左右，显然锅炉一次风热风温度偏低，磨煤机出口温度要保证到75 ℃都比较困难，掺烧难度大。

2.3 煤粉细度偏粗

贫煤、无烟煤的燃烧对煤粉细度的要求较高，一般R90 都要低于15%，甚至达到10%以下。目前锅炉制粉系统煤粉细度R90 都保持在20%以上，故锅炉的煤粉细度设计点对于掺烧该煤种是不适应的。

2.4 燃尽困难，易造成尾部烟道二次燃烧

由于提质煤挥发分较低，着火困难，燃尽时需要较高的温度场，即火焰中心温度更高。提质煤燃烧后形成的焦粒不易与空气中的氧分子进一步结合，造成燃尽困难，锅炉效率下降；未燃尽的焦粒随着飞灰进入锅炉尾部烟道、空预器、除尘器内，容易沉积下来，在条件适合的情况下容易发生二次燃烧，造成设备损坏【3】。

2.5 火焰中心上移，减温水量增大

提质煤进入炉膛后着火会有一定推迟，导致火焰中心上移、炉膛出口烟温升高。若保证各项参数正常，一般随着掺烧量的增加，锅炉过热器、再热器减温水量过大，经济性下降，还极有可能造成大面积挂焦和结渣。

3 试验煤种与掺烧方式

结合该电热公司实际情况，掺烧试验在电厂300 MW 机组锅炉上进行。试验针对广汇提质煤，掺配煤种为广汇煤和哈密煤，采用分磨（分仓）掺烧的方式。广汇提质煤的初始掺烧比例为17%，计划逐渐增大至33%、50%，掺烧比例视具体试验情况逐步增大，试验期间保证广汇提质煤与原煤煤质稳定。

4 掺烧试验期间运行控制措施

为保证掺烧试验安全性，针对提质煤特性制定以下专项技术措施：

（1）磨制提质煤的磨煤机出口一次风温控制在70～80 ℃，旁路风门开度在35%以上，调整并保持一次风母管压力不大于7.5 kPa。

（2）调整分离器挡板控制提质煤的煤粉细度R90 在15%以下，磨制提质煤的磨煤机料位控制在500～700 mm，磨电流控制在140 A以上。

（3）炉膛负压保持稳定（0～-70 Pa），一旦出现炉压剧烈波动至±200 Pa 以上，及时投入对应的油枪稳燃，同时减少提质煤掺烧量，防止炉膛灭火。

（4）高负荷期间炉膛出口氧量维持在2.5%～3.0%，低负荷时氧量维持在3.5%左右。

（5）二次风与炉膛压差控制在500～700 Pa，SOFA 风调整以控制脱硝入口氮氧化物不超230 mg/m3为主，控制脱硝喷氨量【4】，保持脱硝出口氮氧化物含量在60～90 mg/m3之间。

（6）掺烧期间加强对烟气和汽水参数的监视，分隔屏后烟温超过800 ℃，过、再热器减温水量增大，低过入口温度超460 ℃，再热器减温水调门较长时间开至70%以上时，应采取降低火焰中心位置等措施进行调整（包括SOFA 风下摆、关小上层SOFA风开度、燃烧器下倾等），同时就地检查受热面结焦情况并进行吹灰工作【5】。

（7）锅炉燃油系统备用正常，试验期间如负荷波动较大时，应优先减小提质煤出力（减负荷）或增加哈密、广汇煤出力（增负荷），避免磨制提质煤的磨煤机操作幅度过大。

（8）制定炉膛爆燃、锅炉燃烧不稳、锅炉灭火、尾部烟道二次燃烧等事故预案。

5 掺烧试验情况

5.1 17%和33%掺烧试验

此电热公司在300 MW机组上开始进行提质煤的掺烧试验，17%～33%比例（分别为1仓和2仓提质煤）的掺烧试验共进行22 天左右。试验结果表明，17%、33%比例掺烧提质煤炉内燃烧稳定，炉内主燃区温度在1100～1200 ℃，炉膛出口烟温在800℃以下，燃烧器区域水冷壁未出现大面积结渣和沾污现象。

试验表明，适当提高运行氧量、采用正塔配风和适当开大提质煤燃烧器喷口的周界风门，可促进提质煤的燃尽并将飞灰含碳量及炉渣含碳量控制在正常水平，在85%ECR 负荷时锅炉效率最高可达94.24%。

但在进行33%比例的掺烧试验期间，当电负荷增加到300 MW、出力达到90%ECR以上持续运行3天以上时，再热器壁温偏高，再热器减温水开度增加（80%左右），过热器减温水开度正常。

5.2 50%掺烧试验

50%（3 个仓）掺烧提质煤试验期间锅炉蒸发量保持860～930 t/h，试验共进行15天左右。在此负荷区间炉内燃烧情况稳定，后屏出口管排表面干净无结渣，屏过管排管壁有轻微结渣，吹灰时可大部分吹掉，水冷壁管壁表面干净无结渣。但随负荷增加，过热器减温水投入正常，再热器壁温却偏高，再热器减温水开度逐步增加到90%甚至全开。

为防止高负荷时锅炉再热器减温水量持续偏高、管壁超温，对燃烧器摆角进行了调整（下倾6°）、燃尽风水平角度调整以提高其消旋能力【2】，调整后再热器两侧减温水量偏差变小，但整体减温水量仍然偏高。随后将提质煤的掺烧方式由B1、B2、C1 层下调至A2、B1、B2 层，再热器减温水量偏大情况有一定改善。

50%掺烧试验期间进行了辅助风量调整试验、变配风方式试验，见表2。试验结果显示，试验炉辅助风保持较大开度、保持正塔配风方式，此时飞灰含碳量下降，锅炉效率最高，同时再热器减温水开度有所降低。采取这种调整方式可让燃烧提前、降低炉膛出口烟温，同时燃烧初期供风充足会促进提质煤燃烧并提高其燃尽率，从而有助于降低炉膛出口烟温和再热器减温水量。

试验结果表明，50%掺烧广汇提质煤，锅炉出力在90%ECR 以下时，锅炉燃烧稳定，炉内无严重结焦现象，再热器减温水量偏高但尚有一定调整余量。继续提高锅炉出力时，会出现再热器壁温偏高、再热器减温水全开情况，通过调整燃烧器摆角下倾角度无法完全消除该现象。提质煤尽量在下层喷燃器进行掺烧。