廣匯提質煤用于電廠鍋爐摻燒的實踐與分析

盧紅玲,王玉濤,贠晶晶

（嘉峪關宏晟電熱有限責任公司，甘肅嘉峪關 735100）

引言

隨著國家能源戰略調整和煤化工技術的進步，將煤炭進行深加工提質，實現煤炭的高效利用，發展煤化工產業鏈已成為一種新的工業項目。廣匯煤產于新疆哈密地區伊吾縣淖毛湖，儲量大、供應穩定，其揮發分在50%左右，干餾產油率達9%～12%，非常適合作為煤炭分質利用的原料煤。對廣匯煤采用低溫干餾后，生成煤焦油、瀝青焦、可燃氣體和提質煤。廣匯提質煤的生成率約為50%，性質穩定，固定碳含量80%以上，揮發分含量9%～11%，可用作電廠動力用煤或進行摻燒，力爭實現廣匯煤提質的高效利用。

某集團公司地處新疆邊緣，具備提質煤產業鏈建立優勢，近年將計劃建成年產提質煤150萬t煤化工項目。煤化工項目投產后，作為集團公司自備電廠的某電熱公司必須有能力消耗提質煤，達到煤化工產業鏈的高效運轉。為此公司提前著手進行提質煤的摻燒研究，探索電站鍋爐高比例燃用提質煤的可行性與適用性，開展電站鍋爐對提質煤的摻燒適應性試驗。

1 廣匯提質煤特性

為掌握廣匯提質煤的工業特性，該電熱公司委托專業單位對廣匯煤及其提質煤進行了煤質分析，分析數據見表1。

分析數據顯示，提質煤介于貧煤、無煙煤之間【1】，揮發分極低，著火困難，現有鍋爐設計煤種為哈密煤，現鍋爐爐型已確定，摻燒提質煤存在一定困難。

2 提質煤摻燒難點分析

2.1 揮發分過低、著火難度大

煤粉在鍋爐內著火初期，主要靠煤粉受熱時所析出的揮發份支持燃燒，而提質后的煤揮發份很低，在進行提質煤摻燒時若配煤嚴重不均，會出現短時間內純燒該煤種的情況。此時若不能及時著火，極易引起煤粉氣流瞬間斷火的現象，即煤粉進入爐膛后未及時著火導致爐膛負壓突然下降；在煤粉氣流上升過程中，又出現爆燃的情況，爐膛負壓又會突然升高、正壓。嚴重時會導致鍋爐爐膛負壓超出保護動作值，MFT動作。

表1 煤質分析數據

2.2 一次風溫偏低

在進行提質煤分倉上煤1:1 摻燒時，雖然混合煤種的揮發份有所提升，達到貧煤以上的水準，但是對一次風溫的要求仍然較高。燃燒貧煤時一般采用熱風送粉【2】，熱風溫度需要保證在270 ℃以上，而擬進行摻燒的300 MW 機組鍋爐熱風溫度在260 ℃左右，顯然鍋爐一次風熱風溫度偏低，磨煤機出口溫度要保證到75 ℃都比較困難，摻燒難度大。

2.3 煤粉細度偏粗

貧煤、無煙煤的燃燒對煤粉細度的要求較高，一般R90 都要低于15%，甚至達到10%以下。目前鍋爐制粉系統煤粉細度R90 都保持在20%以上，故鍋爐的煤粉細度設計點對于摻燒該煤種是不適應的。

2.4 燃盡困難，易造成尾部煙道二次燃燒

由于提質煤揮發分較低，著火困難，燃盡時需要較高的溫度場，即火焰中心溫度更高。提質煤燃燒后形成的焦粒不易與空氣中的氧分子進一步結合，造成燃盡困難，鍋爐效率下降；未燃盡的焦粒隨著飛灰進入鍋爐尾部煙道、空預器、除塵器內，容易沉積下來，在條件適合的情況下容易發生二次燃燒，造成設備損壞【3】。

2.5 火焰中心上移，減溫水量增大

提質煤進入爐膛后著火會有一定推遲，導致火焰中心上移、爐膛出口煙溫升高。若保證各項參數正常，一般隨著摻燒量的增加，鍋爐過熱器、再熱器減溫水量過大，經濟性下降，還極有可能造成大面積掛焦和結渣。

3 試驗煤種與摻燒方式

結合該電熱公司實際情況，摻燒試驗在電廠300 MW 機組鍋爐上進行。試驗針對廣匯提質煤，摻配煤種為廣匯煤和哈密煤，采用分磨（分倉）摻燒的方式。廣匯提質煤的初始摻燒比例為17%，計劃逐漸增大至33%、50%，摻燒比例視具體試驗情況逐步增大，試驗期間保證廣匯提質煤與原煤煤質穩定。

4 摻燒試驗期間運行控制措施

為保證摻燒試驗安全性，針對提質煤特性制定以下專項技術措施：

（1）磨制提質煤的磨煤機出口一次風溫控制在70～80 ℃，旁路風門開度在35%以上，調整并保持一次風母管壓力不大于7.5 kPa。

（2）調整分離器擋板控制提質煤的煤粉細度R90 在15%以下，磨制提質煤的磨煤機料位控制在500～700 mm，磨電流控制在140 A以上。

（3）爐膛負壓保持穩定（0～-70 Pa），一旦出現爐壓劇烈波動至±200 Pa 以上，及時投入對應的油槍穩燃，同時減少提質煤摻燒量，防止爐膛滅火。

（4）高負荷期間爐膛出口氧量維持在2.5%～3.0%，低負荷時氧量維持在3.5%左右。

（5）二次風與爐膛壓差控制在500～700 Pa，SOFA 風調整以控制脫硝入口氮氧化物不超230 mg/m3為主，控制脫硝噴氨量【4】，保持脫硝出口氮氧化物含量在60～90 mg/m3之間。

（6）摻燒期間加強對煙氣和汽水參數的監視，分隔屏后煙溫超過800 ℃，過、再熱器減溫水量增大，低過入口溫度超460 ℃，再熱器減溫水調門較長時間開至70%以上時，應采取降低火焰中心位置等措施進行調整（包括SOFA 風下擺、關小上層SOFA風開度、燃燒器下傾等），同時就地檢查受熱面結焦情況并進行吹灰工作【5】。

（7）鍋爐燃油系統備用正常，試驗期間如負荷波動較大時，應優先減小提質煤出力（減負荷）或增加哈密、廣匯煤出力（增負荷），避免磨制提質煤的磨煤機操作幅度過大。

（8）制定爐膛爆燃、鍋爐燃燒不穩、鍋爐滅火、尾部煙道二次燃燒等事故預案。

5 摻燒試驗情況

5.1 17%和33%摻燒試驗

此電熱公司在300 MW機組上開始進行提質煤的摻燒試驗，17%～33%比例（分別為1倉和2倉提質煤）的摻燒試驗共進行22 天左右。試驗結果表明，17%、33%比例摻燒提質煤爐內燃燒穩定，爐內主燃區溫度在1100～1200 ℃，爐膛出口煙溫在800℃以下，燃燒器區域水冷壁未出現大面積結渣和沾污現象。

試驗表明，適當提高運行氧量、采用正塔配風和適當開大提質煤燃燒器噴口的周界風門，可促進提質煤的燃盡并將飛灰含碳量及爐渣含碳量控制在正常水平，在85%ECR 負荷時鍋爐效率最高可達94.24%。

但在進行33%比例的摻燒試驗期間，當電負荷增加到300 MW、出力達到90%ECR以上持續運行3天以上時，再熱器壁溫偏高，再熱器減溫水開度增加（80%左右），過熱器減溫水開度正常。

5.2 50%摻燒試驗

50%（3 個倉）摻燒提質煤試驗期間鍋爐蒸發量保持860～930 t/h，試驗共進行15天左右。在此負荷區間爐內燃燒情況穩定，后屏出口管排表面干凈無結渣，屏過管排管壁有輕微結渣，吹灰時可大部分吹掉，水冷壁管壁表面干凈無結渣。但隨負荷增加，過熱器減溫水投入正常，再熱器壁溫卻偏高，再熱器減溫水開度逐步增加到90%甚至全開。

為防止高負荷時鍋爐再熱器減溫水量持續偏高、管壁超溫，對燃燒器擺角進行了調整（下傾6°）、燃盡風水平角度調整以提高其消旋能力【2】，調整后再熱器兩側減溫水量偏差變小，但整體減溫水量仍然偏高。隨后將提質煤的摻燒方式由B1、B2、C1 層下調至A2、B1、B2 層，再熱器減溫水量偏大情況有一定改善。

50%摻燒試驗期間進行了輔助風量調整試驗、變配風方式試驗，見表2。試驗結果顯示，試驗爐輔助風保持較大開度、保持正塔配風方式，此時飛灰含碳量下降，鍋爐效率最高，同時再熱器減溫水開度有所降低。采取這種調整方式可讓燃燒提前、降低爐膛出口煙溫，同時燃燒初期供風充足會促進提質煤燃燒并提高其燃盡率，從而有助于降低爐膛出口煙溫和再熱器減溫水量。

試驗結果表明，50%摻燒廣匯提質煤，鍋爐出力在90%ECR 以下時，鍋爐燃燒穩定，爐內無嚴重結焦現象，再熱器減溫水量偏高但尚有一定調整余量。繼續提高鍋爐出力時，會出現再熱器壁溫偏高、再熱器減溫水全開情況，通過調整燃燒器擺角下傾角度無法完全消除該現象。提質煤盡量在下層噴燃器進行摻燒。

表2 輔助風開度試驗（T25-T27為工況點）

6 結論

通過以上實踐可知，鍋爐摻燒比例達33%時鍋爐燃燒穩定，各項參數可控；如果摻燒比增加到50%左右，則需要對負荷予以控制，保持鍋爐出力在90%ECR以下，同時開大輔助風、采用正塔配風方式進行調整即可穩定摻燒。隨煤化工產業項目的擴大，電廠提質煤消耗能力受限時，可考慮進行純燒提質煤鍋爐的建設。