700 MW机组直流锅炉掺烧低灰熔点煤试验优化研究

2022-11-18魏建宏李文成谭增强

江西电力 2022年8期

魏建宏，李文成，赵越，蒙毅，谭增强

（1.江西赣能股份有限公司丰城二期发电厂，江西丰城 331104；2.西安西热锅炉环保工程有限公司，陕西西安 710054）

0 前言

江西省煤炭资源匮乏，随着经济发展水平的提高，省内火电厂煤炭资源供应日益紧缺。受限于煤炭市场运力、煤炭价格波动及环保达标要求等诸多因素的影响，火电厂只能采取燃用混煤替代设计煤种的措施来维持正常的电力生产[1-2]。随着我国当前最长的重载煤运专线-浩吉铁路的开通，陕西省内大量的低灰熔点煤进入了江西电煤市场[3-4]，由于陕西煤价格和供应能力都具有较大竞争力，江西省内多家电厂都增加了陕煤的掺烧比例，该类煤种热值稳定、发热量高、燃尽性能优、低硫低灰低磷、环保适应性好，但其灰熔点较低，多分布于1 150℃左右，属于严重结渣的煤种[5-6]，在锅炉燃烧过程中普遍存在受热面积灰和结渣现象，不能实现大比例安全掺烧[7-8]，省内个别电厂还出现了因锅炉严重结焦造成机组非停的情况。丰城二期发电厂在掺烧过程中也多次出现锅炉掉焦导致捞渣机满渣，被迫降负荷进行事故排渣的情况，给锅炉安全稳定运行带来较大影响，严重限制了低灰熔点煤掺烧比例的提升，未能获得显著的经济效益。因此为了提高低灰熔点煤的适应性，该研究针对700 MW机组直流锅炉开展制粉系统优化调整试验[9]、燃烧优化调整试验[10]及低灰熔点煤掺烧试验[11-12]，通过现场试验考察掺烧过程对锅炉设备安全运行以及经济性的影响，最大程度提高低灰熔点煤的掺烧比例，进一步提升掺烧带来的经济性。

1 研究对象

江西丰城二期发电厂2×700 MW超临界机组锅炉由上海锅炉有限公司设计制造，锅炉型号为SG2102/25.4-M959。锅炉为超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型炉。原出厂时铭牌出力为660 MW，通过实际运行、试验论证后铭牌出力改为700 MW。锅炉设计煤种为淮南烟煤，灰熔点为1 450℃。制粉系统为冷一次风机、正压直吹式制粉系统。燃烧器共设置六层煤粉喷嘴，配6台ZGM113G型中速辊式磨煤机，燃烧方式采用摆动式四角切圆燃烧技术，煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式燃烧器。该次试验主要针对5号锅炉开展掺烧试验。

2 研究内容

2.1 燃煤特性分析

我国低灰熔点烟煤（ST≤1 250℃）在我国所占比例大约在30%左右，如表1所示。据不完全统计我国越50%以上的大容量机组都燃用低灰熔点烟煤，其中低灰熔点烟煤可分为高铁、低钙型烟煤如大同烟煤，高铁、高钙型烟煤如神华煤，高铁、高钙、高碱型烟煤如新疆准东煤。

表1 我国不同类别煤的灰熔融温度分布范围

文中主要分析以神华煤作为典型陕西地区低灰熔点煤的进行燃煤特性分析，主要从燃烧特性和结渣特性两方面进行分析。

2.1.1 燃烧特性

热天平热重分析燃烧曲线显示如图1所示，神华煤的燃烧特性介于我国典型的褐煤与典型的烟煤（大同优混煤）之间，其燃烧曲线主要参数见表2。

表2 神华等煤燃烧曲线主要参数

图1 神华煤与典型烟/褐煤燃烧曲线的比较

可见，在相同时间和温度条件下，神华煤燃烧掉的可燃物要较其它两种煤多。因此神华煤在燃烧初期，因为其发热量较高的碳的活化能较低而迅速着火燃烧，并放出大量的热量，使得神华煤火焰集中于燃烧器区，并出现“尖峰”温度，造成燃烧器取得结渣。

综上所述，神华煤的比表面积较大（内水较高反映出的特点）、煤的反应活化能低、反应性能好，促进了神华煤的着火与燃烧。神华煤着火温度低、燃尽特性好，明显优于同类烟煤。

2.1.2 结渣特性

1）神华煤结渣特性对比

神华煤及其动力煤结渣指数Sc见图2，可见所有神华煤（活鸡兔、补连塔、大柳塔和上湾）无论灰熔点ST高低，其结渣指数Sc均达到1以上，结渣倾向远高于列出的国内其它煤种。

图2 神华煤结渣特性及其它煤的对比

2）神华煤具有典型的短渣特性

神华煤灰熔融特征温度相差极小（DT：1 160℃、ST：12 10℃、FT：1 220℃），具有典型的短渣特性。图3为神华煤的粘温特性曲线，该结果也反映神华煤的严重结渣倾向。

图3 神华煤灰渣粘度特性

表3为一维火焰结渣试验结果，可见其渣型对温度极为敏感。因此控制燃烧温度对预防神华煤结渣十分重要。

表3 神华煤结渣试验结果（一维火焰炉）

3）神华煤渣密度大、硬度高，具有较重的危害性

采用1 MW半工业燃烧试验台所得渣型与实际锅炉中渣型进行对比，结果见图4、图5所示。可见神华煤在试验炉上形成的渣型与现场情况基本一致。

图4 1 MW试验台神华煤渣型图

图5 某电厂神华煤渣型图

表4列出的试验室、现场渣样密度、硬度等指标均表明神华煤渣密度大、硬度高，极易砸坏水冷壁、或造成碎渣系统以及输渣系统故障，具有较重的危害性。

表4 现场与试验室神华煤渣样的对比

综上所述可知：神华煤具有结渣特性强、短渣特性，渣型对温度敏感，同时神华煤渣体现出密度大、硬度高特征。

2.2 现场优化调整试验

2.2.1 制粉系统优化调整试验

1）一次风速测量与调平

磨煤机四根粉管一次风速偏差对燃烧有重要影响，尤其是对炉内结渣影响显著，一次风速较均匀有助于防止煤粉刷墙。在磨煤机通风量稳定时，利用测风元件按照等截面圆环法在各磨煤机出口的4根一次风管上测量出各风管风速，计算出同层4根一次风管的风速偏差。之后通过调节各台磨煤机出口一次风管上的可调缩孔，完成了风速偏差较大B、D煤机一次风速调平，尤其是B2、B3粉管风速偏差超过10%，调整后所有一次风管的风速偏差均小于±5%。

2）一次风量标定

一次风量显示的准确性关系到风煤比的控制，即一次风速的合理控制，对煤粉细度、炉内燃烧有重要影响，因此试验过程中对六台磨煤机的入磨一次风量进行了标定。通过实测一次风量和表盘风量进行了对比分析，除B磨以外其它磨煤机通风量实际值与表盘值相比偏大，尤其是C磨和D磨平均风量标定系数偏差超过了5%，热工人员依据试验获得的风量标定系数对一次风量进行修正。

3）煤粉细度测试

为掌握磨煤机煤粉细度情况，在磨煤机习惯性出力下利用煤粉取样装置按照等截面圆环法在磨煤机出口4根一次风管上进行煤粉取样，首先对各台磨煤机进行煤粉细度摸底测量。在磨煤机80%设计出力运行时，A、C、D、F磨煤机煤粉略微偏粗（设计值R90=25%），A磨煤机R90值为27.24%；C磨煤机为25.92%；D磨煤机为27.8%；F磨煤机为35.08%。BE磨煤机R90值分别为23%和23.32%，满足煤粉细度设计要求。

4）分离器特性试验

为了降低火焰刷墙的几率、安全燃用低灰熔点煤，并保证机组在深度调峰期间煤粉具有良好着火、燃尽特性，有必要进一步降低煤粉细度R90不超过20%。较细煤粉细度有利于缓解炉内结渣，针对煤粉细度不合格的磨煤机进行分离器特性试验，调整分离器频率测试煤粉细度值。通过磨煤机分离器频率相应提高，各磨煤粉细度R90基本可以控制在20%以下，同时煤粉均匀性n>1.1，均匀性整体较好。

2.2.2 燃烧优化调整试验

1）运行氧量调整试验

氧量是锅炉运行控制的重要参数，氧量充足，煤粉燃尽率高，NOx生成浓度高，风机电耗高；氧量偏低，炉内还原性气氛增多，不利于煤粉燃尽，加重炉膛结渣和尾部积灰。550 MW电负荷下，运行氧量由2.9%→3.4%→3.9%，锅炉效率分别为92.53%、93.10%、93.19%，主要是因为低氧运行时未燃碳热损失和CO引起热损失明显高于其他两个工况，当运行氧量提高至3.5%时，炉内还原性气氛明显下降，锅炉效率基本不变。NOx生成浓度分别为262 mg/m3、282 mg/m3、317 mg/m3，共增加了55 mg/m3。排烟CO浓度由906 ppm降至18 ppm。变氧量过程中，尤其是低氧运行时炉内整体还原性气氛较强，不利于缓解炉内结渣。

2）一次风压试验

一次风量是锅炉运行的重要参数，一方面对磨煤机阻力、煤粉细度、管道磨损、煤粉沉积有影响，另一方面对炉内煤粉着火、燃尽也有影响。500 MW负荷下一次风压由9.5 kPa降至9.0 kPa时，锅炉效率从93.47%增加至94.02%，主要是因为未燃碳热损失显著下降引起的，炉渣含碳量明显下降，污染物NOx生成浓度由257 mg/m3降至248 mg/m3，排烟CO浓度由115 ppm升至198 ppm。

3）二次风配风方式试验

二次风辅助风采用不同的配风方式，会对炉膛火焰中心位置、NOx生成浓度、汽水温度、烟气温度等产生影响。目前各层二次风习惯开度普遍较为适中。在660 MW负荷下进行二次风配风方式试验，对比不同配风方式（均等配风、正塔配风、缩腰配风）下锅炉运行参数进行测试。三种配风方式下，均等配风的锅炉效率最高为93.26%，正塔配风次之，缩腰配风锅炉效率最低为92.69%，主要表现为缩腰配风的未燃碳热损失和CO引起的热损失高于其他两种配风，均等配风的经济性最好，缩腰配风方式的排烟温度最高；在均等配风和正塔配风方式下NOx生成量分别为305 mg/m3、307 mg/m3，基本保持不变，当采用缩腰配风时，NOx生成浓度最低为285 mg/m3，排烟CO浓度为440 ppm（最高），说明该配风方式炉膛内存在缺氧燃烧区域；缩腰配风方式下，分隔屏区域、高再入口、出口炉膛烟温明显高于其他配风方式，正塔配风时，从左至右沿整个屏区温度偏差逐步加大，同时缩腰配风方式整个屏区烟温最高。综合分析，推荐采用均等配风方式。

4）SOFA风门开度试验

对于四角切圆燃烧锅炉而言，燃尽风主要有两方面作用，一是反切消旋，调整锅炉两侧烟温、汽温偏差。二是实现炉内分级燃烧，降低NOx生成量。燃尽风风门调整在660 MW负荷下进行，5号锅炉燃尽风共五层，维持总风量保持不变，改变SOFA进风量，测试、观察、记录锅炉整体运行情况。随着燃尽风门开大，助燃燃烧器区域进风量下降，飞灰和炉渣含碳量升高（尤其是炉渣含碳量增加明显）；通过调整燃尽风开度，NOx生成浓度变化不大，基本维持在300~330 mg/m3水平；关小SOFA2和SOFA3，降低燃尽风顺时针消旋能力，烟温偏差由84℃降至24℃，有助于缓解高再出口烟温偏差过高的现象。

5）磨组合方式试验

磨组合方式主要在负荷500 MW下进行，分析不同的磨组合方式对汽水参数、风烟参数、NOx生成浓度等参数影响。BCDE四台磨运行时锅炉效率为94.02%，BCDEF五台磨运行时锅炉效率为93.10%，测试结果显示四台磨运行时经济性明显好于五台磨，锅炉主蒸汽温度、压力，再热蒸汽温度、压力均能够达到设计值。四台磨组合方式下污染物NOx生成浓度下降了40 mg/m3，喷氨量下降了23.7 kg/h，主要是由于四台磨运行时一次风率占比更少、整个还原区增长所引起的。从炉膛温度分布来看，四台磨运行时火焰更集中在燃烧器区域，五台磨运行时，炉膛温度更加均匀、靠炉膛上部。

2.2.3 低灰熔点煤掺烧试验

1）入炉煤煤质

根据电厂实际情况，该次试验采用分磨掺烧方式燃用低灰熔点煤。低灰熔点煤主要陕北地区低硫低灰高热值煤（神华煤、小保当煤）为主，高灰熔点煤主要以神华混煤、中煤华中煤（中等热值）和尚一矿煤（低热值煤）为主，尚一煤以低热值高硫高灰煤为主。掺烧的煤质数据如表5所示。

表5 试验期间入炉煤煤质

掺烧试验分为第一阶段试验（5号机组高负荷掺烧3台低灰熔点煤），第二阶段试验（高负荷掺烧4台低灰熔点煤）。

2）掺烧三台磨试验

针对5号机组制粉系统优化和燃烧调整试验完成后，逐步提高低灰熔点煤比例，（由两台低灰熔点煤增加至三台），从经济性、安全性、和环保性分析对比机组的运行参数如表6所示。

表6 掺烧前后运行参数对比分析

由上表运行参数分析可知：

（1）两台磨掺烧期间，中高负荷下掺烧比例为38%；三台磨掺烧期间，中高负荷下掺烧比例55%，提高了17%左右。

（2）掺烧前后主蒸汽温度、再热蒸汽温度基本不变，接近设计值；过热器一级减温水量增加2.0/1.0 t/h，过热器二级减温水量增加0.03/0.75 t/h，再热器减温水量增加0.65/0.74 t/h，整体略有增加。

（3）对比掺烧前后的各个区域受热面壁温变化，螺旋管出口壁温基本不变，直管段出口壁温下降2℃（4℃），后屏过热器出口壁温基本不变，末级过热器出口壁温增加1℃，末级再热器出口壁温基本不变，提高低灰熔点煤比例后，各受热面壁温基本保持不变，未出现超温现象。

（4）炉膛出口烟温的变化，掺烧前炉膛出口烟温A/B最大值为824/798℃，提高比例后炉膛出口烟温A/B最大值为841/808℃，分别增长了17/10℃，这是由于随着低灰熔点煤比例提高，炉膛内结渣略微增加引起的，定期投运吹灰器，烟温处于可控状态。

（5）排烟温度分别增加了3.0/3.7℃，飞灰含碳量升高0.76%，炉渣含碳量降低0.4%，锅炉热效率由93.43%提高至93.52%。

（6）捞渣机系统压力分别为6.16（9.31）MPa、6.27（9.53）MPa，增加了0.11（0.22）MPa，基本保持不变。

（7）污染物NOx生成浓度分别为241/246 mg/m3、274/290 mg/m3，主要是因为三台磨掺烧期间，高负荷六台磨运行时间长，NOx调整降低手段有限。原烟气SO2浓度分别为1 920 mg/m3、1 918 mg/m3，基本保持不变。

3）掺烧四台磨试验

5号机组已完成三台磨煤机掺烧低灰熔点煤试验后，经分析各个运行参数，具备进一步提高低灰熔点煤试验条件，在5号机组F磨再增加一台低灰熔点煤，试验时间为9 h。试验期间平均负荷为680 MW，负荷率为97.1%，炉膛出口最高烟温864℃，高过出口壁温596℃，末再出口汽温为596℃，受热面结焦程度较三台低灰熔点煤明显加重，但通过加投运吹灰器能够有效清除，渣块细小疏松、渣量较大。

2.2.4 掺烧经济性分析

掺烧试验针对不同比例下的经济性进行分析，主要包括：三台磨510 MW工况、700 MW工况，四台磨700 MW工况，试验参数如表7所示。

表7 不同掺烧比例下经济性分析

根据上表不同掺烧比例的测试结果可知：

中负荷60%比例下锅炉效率为94.07%，满负荷50%比例下锅炉效率为93.15%，高负荷66.7%比例下锅炉效率为93.70%；满负荷运行时，主要由于运行氧量偏低，未燃碳热损失和CO引起的热损失增加使得锅炉效率低于设计值。

不同掺烧比例下，主蒸汽温度、压力，再热蒸汽温度、压力均能达到设计值。工况T1、T2、T3的过热器一级减温水量分别为31.5/34.6 t/h、48.4/58.7 t/h、10.3/61.7 t/h，再热器减温水量分别为5.5/7.7 t/h、5.5/0 t/h、22/20 t/h，根据减温水投运情况，随着低灰熔点煤比例的增加，减温水量逐步增大，位置后移。

污染物NOx浓度基本维持在230~260 mg/m3，满负荷运行时排烟CO浓度超过1 000 ppm，在中高负荷下排烟CO浓度维持在较低水平。