660MW 机组掺烧低热值煤对机组带负荷能力的影响分析

张耿范，吴剑波，钱旭明，章荣顶

（1，浙江浙能技术研究院有限公司，浙江 杭州 310003；2，浙江浙能能源服务有限公司，浙江 杭州 310003；3，浙江浙能乐清发电有限责任公司，浙江 温州 325604）

0 引 言

近年来电煤供应紧张，煤质劣化、煤价高企[1]，发电企业不得不燃用低热值的劣质煤以保证电力供应。我国东南沿海城市的火力发电站设计煤种多为高热值的优质烟煤[2]，电厂燃用低热值煤种无法达到机组设计的满负荷工况，影响供电安全[3-5]。电厂燃用低热值煤种时的发电能力主要受制于风烟系统、制粉系统、灰硫系统及锅炉燃烧状况等。

同样负荷下，燃用低热值煤种会增加制粉系统和风烟系统的负荷[6-8]，此外，煤种热值低一般是由于水分或灰分高，故低热值煤也分为高水分煤和高灰分煤，而高水分和高灰分对机组的影响也有所区别。

高灰分煤会增加制粉系统能量消耗，也会增加机组除尘系统与捞渣机的负荷[9]。煤中灰分含量增加，相应的煤中可燃成分便减少，发热量降低，而在燃烧时灰分变为溶融态，在带走大量热能的同时会包裹部分未燃烧或燃烧完全的煤，形成渣带出炉膛，增加未完全燃烧损失[9]。灰分会降低理论燃烧温度，不可燃的灰分外壳阻碍了可燃物质与氧气的接触，使着火推迟，火焰充满度差，易出现“闪火”现象，甚至灭火，从而导致煤粉燃烬性低以及炉膛温度下降，增加了锅炉不完全燃烧损失，降低了燃烧的效率[10]。

煤中的水分含量越多，会增大引风机电耗，也会造成原煤仓、给煤机及落煤管的堵塞，同时引起磨煤机出力下降，还容易加剧低温受热面的积灰及腐蚀[11]。燃烧过程中，水分因蒸发、汽化和过热而消耗大量热能，会增加着火热，使着火推迟；水分多会降低炉内温度，导致着火困难，不完全燃烧热损失会增加[12-13]；同时吸热变成水蒸汽的水分随同烟气排出炉外会增加烟气量，从而使排烟损失增大，降低锅炉效率。

综上所述，燃用低热值煤种主要影响的是制粉系统和风烟系统的出力情况，其次影响的是灰硫、出渣等系统的适配能力[14]。本文选取某电厂660MW 机组为研究对象，在保证设备安全运行以及环保排放达标的情况下，开展低热值煤掺烧试验，探究掺烧低热值煤对机组的带负荷能力的影响。

1 锅炉概况

研究对象为某660MW 超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π 型、半露天布置燃煤锅炉。锅炉型号：SG-1913/25.4-M956 型。锅炉主要设计参数见表1。

表1 锅炉主要设计数据

锅炉设计煤种如表2 所示，可以看出设计煤种为活鸡兔矿煤，低位发热量为23390 kJ/kg，属于热值较高的烟煤，全水分14%，收到基灰分7.04%。

表2 锅炉设计煤种

每台锅炉共配置六台 HP-1003 型中速磨煤机，每台磨煤机的出口由四根煤粉管接至炉膛四角的同一层煤粉喷嘴。磨煤机在设计煤种下的技术参数如表3 所示。

表3 磨煤机技术参数表

锅炉引风机为上海电机厂制造，型式为双级动叶可调轴流式风机，风机型号为HU26650-22G，具体设计参数见表4。

表4 引风机设计参数表

2 工况设置

在某电厂660MW 机组进行了掺烧高灰煤（平均入炉煤热值分别为19958、19577、18531kJ/kg）及高水煤（平均入炉煤热值分别为19841、19192、18673kJ/kg）共6 个工况下机组带负荷能力摸底试验。因试验在冬季进行，考虑到夏季工况更为恶劣，最后均将试验工况折算至夏季工况，对夏季工况下掺烧低热值煤期间机组带负荷能力、锅炉及辅机系统运行安全、环保、经济性进行评估。掺烧低热值煤试验工况设置见表5，加权平均入炉煤质参数见表6。

表5 掺烧低热值煤试验工况表

3 低热值煤掺烧试验

首先进行磨煤机最大出力试验，选择在检修周期中段的磨煤机，探究不同煤种下单台磨煤机最大出力情况，以此为依据判断折算至夏季工况时制粉系统带负荷能力受限情况。

3.1 磨煤机最大出力试验

选取1E 磨进行最大出力试验，试验期间，分别上仓伊泰煤（热值18648kJ/kg，全水22.5%，灰分13.2%）、外购4500（热值18531kJ/kg，全水14.4%，灰分24.0%）和俄煤（热值20280kJ/kg，全水19.6%，灰分10.2%）进行了最大出力试验。

上仓煤种为伊泰时，给煤量49.4t/h，磨煤机出口温度较低 ；上仓煤种为外购时，给煤量49.4t/h，热风门接近全开，干燥出力受限；上仓煤种为俄煤时，当给煤量设定为45t/h 时，磨煤机电流53A 左右,磨碗压差接近3.4kPa，给煤量下调至43t/h，俄煤R90煤粉细度相比于伊泰和外购较大。

上仓伊泰煤和外购4500 煤时，1E 磨煤机最大出力约为50t/h；上仓俄煤时，因磨煤机电流较大且磨碗差压较高，1E磨煤机最大出力约为43t/h。

3.2 高灰低热值煤掺烧试验情况

3.2.1 高灰煤工况

试验期间，风烟系统阻力及引风机性能试验情况如表8 所示。将该工况下引风机实测值换算至夏季满负荷工况下比较，修正后：风机流量为437m3/s，风机全压升为9434Pa，比设计风量偏大3.39%，比设计全压值偏大2.94%；折算至夏季满负荷工况参数与TB 点设计参数比较，风量裕量为10.11%，风压裕量为7.68%，风压裕量偏低。

试验期间制粉系统运行情况如下表9 所示。该工况下，总煤量为288t/h（E、F 磨热风门全开），如折算至夏季满负荷工况，所需总煤量约为304t/h，单台磨所需煤量50 ～51t/h，结合磨煤机最大出力试验结果，该煤种时制粉系统勉强能够满足夏季工况带负荷需求。

表9 制粉系统运行情况

试验期间，出渣、脱硝、脱硫、干电除尘、输灰系统运行正常。

实际入炉煤Qnet.ar为19958kJ/kg，机组基本能带满负荷，但是存在引风机风压裕量偏低的情况。试验期间，机组带负荷至655MW，主蒸汽流量1890t/h，总煤量288t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.2.2 高灰煤工况2

试验期间，风烟系统阻力及引风机性能试验情况如表10 所示。将该工况下引风机实测值换算至夏季满负荷工况下比较，修正后：风机流量为441m3/s，风机全压升为9787Pa，比设计风量偏大4.14%，比设计全压值偏大6.96%；折算至夏季满负荷工况参数与TB 点设计参数比较，风量裕量为9.45%，风压裕量为4.08%，风压裕量偏低。

试验期间制粉系统运行情况如下表11 所示。该工况下，总煤量为288t/h（C、E、F 磨热风门全开），如折算至夏季满负荷工况，所需总煤量约为311t/h，单台磨所需煤量52t/h，结合磨煤机最大出力试验结果，该煤种时夏季满负荷工况下制粉系统将出现受限情况。

试验期间，出渣、脱硝、脱硫、干电除尘、输灰系统运行正常。

实际入炉煤Qnet.ar为19577kJ/kg，机组不能带满负荷。主要为缓慢加负荷过程中，引风机电流上升至500A 以上，且电流在500A 以上加负荷时引风机电流会突变，后将负荷稳定至645MW 进行试验，试验期间，主蒸汽流量1850t/h，总煤量288t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.2.3 高灰煤工况3

试验期间，风烟系统阻力及引风机性能试验情况如表12 所示。该工况下引风机实测值换算至夏季满负荷工况下比较，修正后：风机流量为458m3/s，风机全压升为10894Pa，比设计风量偏大8.17%，比设计全压值偏大19.09%；折算至夏季满负荷工况参数与TB 点设计参数比较，风量裕量为5.94%，风压裕量为-6.80%，该煤种引风机出力不能满足夏季工况机组带负荷需求。

表12 引风机性能试验情况

试验期间制粉系统运行情况如表13 所示。该工况下，总煤量为294t/h（EF 磨热风门全开），如折算至夏季满负荷工况，所需总煤量约为333t/h，单台磨所需煤量56t/h，该煤种时制粉系统不能满足夏季工况带负荷需求。

表13 制粉系统运行情况

试验期间，出渣、脱硝、脱硫、干电除尘系统运行正常；输灰系统虽未堵管，但是试验末期1B6B、1B6A、1A5A 发生高料报警，输灰系统已受限。

实际入炉煤Qnet.ar为18531kJ/kg，机组不能带满负荷。主要受限的系统和设备有输灰系统、引风机、制粉系统。因输灰系统出力首先受限，机组负荷稳定在630MW 进行试验。试验期间，主蒸汽流量1774t/h，总煤量294t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.3 高水低热值煤掺烧试验情况

3.3.1 高水煤工况4

试验期间，引风机性能试验情况如表14 所示。将该工况下引风机实测值换算至夏季满负荷工况下比较，修正后：风机流量为452m3/s，风机全压升为10752Pa，比设计风量偏大6.79%，比设计全压值偏大17.55%；折算至夏季满负荷工况参数与TB 点设计参数比较，风量裕量为7.14%，风压裕量为-5.42%，该煤种折算至夏季工况时引风机出力不能满足机组带负荷需求。

表14 引风机性能试验情况

试验期间制粉系统运行情况如表15 所示。试验期间，制粉系统ABEF 磨出口温度偏低（约60℃），各磨煤机入口冷风调整门关至5%以下，磨碗差压偏高，单磨平均出力约47t/h，总煤量为278t/h，制粉系统干燥出力受限。如折算至夏季满负荷工况，所需总煤量约为307t/h，即使夏季环境温度上升，单磨干燥出力预计可提升约2t/h，但该煤种时制粉系统干燥出力仍不能满足夏季工况带负荷需求。

表15 制粉系统运行情况

试验期间，出渣、脱硝、脱硫、干电除尘、输灰系统运行正常。

实际入炉煤Qnet.ar为19840kJ/kg，机组不能带满负荷。主要受限的系统和设备有引风机、制粉系统。因制粉系统干燥出力首先受限，机组负荷稳定在640MW 进行试验。试验期间，主蒸汽流量1830t/h，总煤量278t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.3.2 高水煤工况5

试验期间，风烟系统阻力及引风机性能试验情况及如表16 所示。将该工况下引风机实测值换算至夏季满负荷工况下比较，修正后：风机流量为476m3/s，风机全压升为10971Pa，比设计风量偏大12.51%，比设计全压值偏大19.94%；折算至夏季满负荷工况参数与TB点设计参数比较，风量裕量为2.18%，风压裕量为-7.56%，该煤种折算至夏季工况时引风机出力不能满足机组带负荷需求。

试验期间制粉系统运行情况如表17 所示。试验期间，BCDF 磨磨碗差压偏高达3.3 kPa 以上，ADEF 磨出口温度相对偏低(约60℃)。该工况下，总煤量为286t/h，如折算至夏季满负荷工况，所需总煤量约为331t/h，单台磨所需煤量55t/h，该煤种时制粉系统干燥出力不能满足夏季工况带负荷需求。

表17 制粉系统运行情况

试验期间，脱硝、脱硫、干电除尘、输灰系统运行正常；因为配煤加权灰熔点ST 为1201℃较低，锅炉大量掉渣导致驱动油压最高至13MPa（驱动油压报警值12MPa，达14MPa 需限制负荷），出渣系统受限。

实际入炉煤Qnet.ar为19192kJ/kg，机组不能带满负荷。主要受限的系统和设备有引风机、制粉系统。因制粉系统首先受限，机组负荷稳定在620MW 进行试验。试验期间，主蒸汽流量1749t/h，总煤量286t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.3.3 高水煤工况

试验期间，风烟系统阻力及引风机性能试验情况如表18 所示。将该工况下引风机实测值换算至夏季满负荷工况下比较，修正后：风机流量为467m3/s，风机全压升为10893Pa，比设计风量偏大10.35%，比设计全压值偏大19.10%；折算至夏季满负荷工况参数与原TB点设计参数比较，风量裕量为4.05%，风压裕量为-6.81%，该煤种折算至夏季工况时引风机出力不能满足机组带负荷需求。

表18 引风机性能试验情况

试验期间制粉系统运行情况如表19 所示。试验期间，B 磨磨碗压差偏高达3.3 kPa 以上，ACEF 磨出口温度相对偏低（约60℃）。该工况下，总煤量为290t/h，如折算至夏季满负荷工况，所需总煤量约为344t/h，单台磨所需煤量57t/h，制粉系统干燥出力不能满足带负荷需求。

表19 制粉系统运行情况

试验期间，出渣、脱硝、脱硫、干电除尘、输灰系统运行正常。

实际入炉煤Qnet.ar为18673kJ/kg，机组不能带满负荷。主要受限的系统和设备有引风机、制粉系统。因制粉系统首先受限，机组负荷稳定在610MW 进行试验。试验期间，主蒸汽流量1712t/h，总煤量290t/h，氧量控制在2.5%左右。

3.4 锅炉效率及供电煤耗情况

试验期间，掺烧低热值煤各工况下进行了锅炉性能试验，同时，统计了锅炉侧三大风机、磨煤机、脱硫浆液循环泵等电耗情况，并结合汽轮机设计工况下热耗率计算了供电煤耗， 试验工况下锅炉效率变化情况和供电煤耗变化情况如图1、图2 所示。

图1 掺烧不同煤种时锅炉效率

图2 掺烧不同煤种时供电煤耗

掺烧低热值高灰煤时，热值每下降500kJ/kg锅炉效率降低约0.13%，供电煤耗增加约0.29g/(kw·h-1)；掺烧低热值高水煤时，热值每下降500kJ/kg 锅炉效率降低约0.17%，供电煤耗增加约0.38g/(kw·h-1)。总体来看，高灰煤供电煤耗低于高水煤(工况1 供电煤耗低于工况4)。

工况1、工况2、工况3 在水分相差不大的情况下，灰分每增加1%，锅炉效率降低0.093%。根据相关研究文献[15-16]，当入炉煤水分每增加1%，锅炉效率降低0.060%～0.125%；灰分每增加1%，锅炉效率降低0.065%～0.097%；此外，考虑水分增加对烟气量的影响等因素[17-19]，整体而言因灰分增加导致的热值降低对供电煤耗的影响要略小于因水分增加导致的热值降低对供电煤耗的影响。

4 总结

1)高灰煤试验期间，工况1 机组基本能带满负荷，工况2 和工况3，机组带负荷过程中会出现系统或设备出力受限。

工况2 折算至夏季满负荷工况，引风机存在风压裕量偏低的情况，制粉系统将出现受限情况；预计引风机负荷受限30MW，制粉系统负荷受限20MW。

工况3 折算至满负荷夏季工况，引风机、制粉系统、输灰系统均会出现受限；预计引风机负荷受限60MW，制粉系统负荷受限50MW。

2)高水煤试验期间，工况4、5、6 三个工况，机组带负荷过程中均会出现系统或设备出力受限。

工况4 折算至夏季满负荷工况时，引风机出力及制粉系统干燥出力不能满足夏季工况带负荷需求；预计引风机负荷受限55MW，制粉系统负荷受限60MW。

工况5 折算至夏季满负荷工况时，引风机、制粉系统、出渣系统均会出现受限；预计引风机负荷受限60MW，制粉系统负荷受限80MW。

工况6 折算至夏季满负荷工况时，引风机出力及制粉系统出力不能满足机组带负荷需求；预计引风机负荷受限65MW，制粉系统负荷受限100MW。

3)掺烧低热值高灰煤时，热值每下降500kJ/kg 锅炉效率降低约0.13%，供电煤耗增加约0.29g/(kw·h)；掺烧低热值高水煤时，热值每下降500kJ/kg 锅炉效率降低约0.17%，供电煤耗增加约0.38g/(kw·h)。总体来看，高灰煤供电煤耗低于高水煤(工况2 供电煤耗低于工况4)，因灰分增加导致的热值降低对供电煤耗的影响要略小于因水分增加导致的热值降低对供电煤耗的影响。