（山西漳泽电力股份有限公司侯马热电分公司 山西侯马 043000）
摘要：由于电煤市场原因，我公司自2018年7月份开始，入炉煤质偏离设计值严重，主要体现在入炉煤掺烧煤泥较多、实际热值偏低、灰熔点较低易结焦、掺配不匀煤质变化幅度大等，给锅炉安全、经济运行及设备安全带来很多不利因素，以下主要以2018年7月份至2019年3月份入炉煤质恶化以来对锅炉运行的影响进行分析，并针对目前煤种制定安全运行和提高炉效的控制措施。
关键词：热值；燃烧；水分；安全
引言
漳泽电力侯马热电分公司300MW锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉HG-1065/17.5-YM28型，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，涉及燃料为烟煤。由于煤种对汽包炉燃烧工况的影响很大，环保指标，管壁超温以及在炉膛内的燃烧结焦状况起决定性因素，现分析煤种对锅炉设备的影响。
1.目前煤种对锅炉设备及运行的影响
1.1 目前煤种对机组出力的影响
1.1.1 入炉煤水份大、可磨性系数小造成磨煤机出力不足
由于煤泥持水性强水份不易挥发以及煤质采制化环节水份丢失的影响，入炉煤化验报告并不能真实体现入炉煤真实水份，水份越大，丢失现象越明显。入炉煤水份大、掺烧煤泥多不仅造成给煤机的频繁断煤，还会影响磨煤机的出力，不能保证足够的干燥出力，降低磨煤机出口温度，产生大量的石子煤，造成飞灰可燃物增大、人员工作强度增加。
由于入厂煤水份大、煤泥多、耗煤量大的影响，锅炉原煤仓不能正常上煤，经常是低煤位运行，屡屡出现空仓现象。2018年11月17日，#1炉由于所有运行原煤仓空仓险些造成机组非停事故，机组负荷被迫降至36MW。
1.1.2 入炉煤水份大、热值虚高，机组不能满足负荷要求
由于煤质采制化的环节水份丢失现象，入炉煤热值虚高现象必然存在，化验报告中的入炉煤热值不能真正产生出相应的热量，锅炉经常在满煤量状况下不能满足机组负荷要求，增大了辅机电耗，考核电量异常增多，从2018年7月份至今，由于煤质而引起的蒸发量不能满足负荷要求以及由于煤质恶化而造成的设备故障所产生的考核电量高达633.587万kWh，折合人民币216.681万元。
1.2 目前煤种对经济指标的影响
1.2.1 煤质变化对飞灰可燃物的影响
根据入厂煤化验报告分析，目前我公司入厂煤煤质变化幅度非常大，主要是通过加权平均计算总的指标来履行合同要求，各种不同指标的混煤和煤泥只在煤场进行了简单的掺配后进入锅炉原煤仓，可想而知，随着煤质的频繁变化将影响锅炉燃烧的剧烈扰动。
经验告诉我们，混煤的可磨性主要趋向于难磨煤种，混煤的着火温度不是取决于混煤的平均挥发份，而是偏高于相同挥发份的单一煤种。例如：无烟煤和长焰煤，其挥发分分别是5%和40%，按57%和43%的比例混合时，平均挥发份实测值为20%，在空气中的着火温度为380℃，这相当于挥发份为11%时单一煤种的着火温度。鉴于混煤的可磨特性和着火特性，混煤的燃尽特性接近于难燃尽煤种使飞灰可燃物增加。
我公司自脱硝系统运行至超低排放改造后，要求净烟气NOx浓度排放从＜100mg/Nm3下降至＜50mg/Nm3，2018年进入供热期后要求NOx浓度排放从＜50mg/Nm3下降至＜45mg/Nm3，降低飞灰可燃物和降低NOx浓度之间的矛盾使飞灰可燃物增加。
由于超低排放的要求、煤炭市场的变化以及设备的健康程度影响，运行在飞灰可燃物调整当中遇到了难以抗拒的非人为因素，飞灰可燃物逐年递增。
1.2.2 煤质变化对厂用电率的影响
入炉煤质变差，水份增多，热值下降，在产生相同蒸汽量的情况下，耗煤量剧增（1月份锅炉基本就是满煤量运行），锅炉主要辅机耗电量明显增加，影响综合厂用电率增加。如下图所示，根据比较时段锅炉每消耗1吨煤产生的蒸汽量的不同，锅炉入炉煤质对综合厂用电影响明显。2019年1月份综合厂用电率异常升高，1月9日综合厂用电率达到了10.56%，2019年1月份平均综合厂用电率完成9.49%，同比2018年1月份9.26%增加0.23%，环比2018年12月份9.10%增加0.39%。（2018年12月份有双机运行时段，由于公用系统耗电率降低，双机运行期间综合厂用电率较低。）
1.2.3 煤质变化对减温水量的影响
入炉煤水份大、热值低造成入炉煤量高，产生的烟气量增多，对流受热面吸热量增多，管壁温度明显上升，为了控制受热面管壁温度不超限，主再热蒸汽减温水量明显增加。入炉煤灰份大、灰熔点低造成水冷壁积灰结焦严重，导致总煤量及烟气量相对增加，烟气温度相对升高，过热器及再热器受热也相对增强，管壁温度更加难以控制，造成大量减温水投入。入炉煤量大、水份大导致给煤机基本都是满煤量运行，磨煤机干燥出力不足，磨煤机出口温度只能维持在50～70℃运行，干燥出力的不足造成磨煤机出入口差压增大，石子煤增多，分离器转速被迫降低，相对粗的煤粉燃烧延迟，火焰中心上移，管壁温度更加难以控制，造成大量减温水投入。
2019年1月份减温水量增加较多，2019年1月份主、再蒸汽减温水量为73657.8t，同比2018年41997.47t增加31660.33t，环比2018年12月份68688t增加4969.8t。如下图所示，可以看到2019年1月份耗煤量大、主蒸汽流量低、减温水量大。
1.3 对锅炉设备的影响
1.3.1 煤质恶化加剧对磨煤机、烟风道以及催化剂的磨损
我公司额定工况下设计煤量为145t/h，2018年7月份煤质恶化，锅炉总煤量基本都在180t/h，烟气量的增加使尾部受热面、烟道导流板、烟道支撑以及催化剂在高速度、高灰份浓度的作用下，造成很大程度的磨损。2019年2月25日#2机组在检修过程炉内检查验证，锅炉风烟道、磨煤机碾磨件以及催化剂磨损严重。
1.3.2 煤质恶化渣量增多，干除渣设备故障频繁
煤质恶化带来的渣量增加，锅炉结焦多且不易破碎使干除渣系统故障频繁，清扫链、干渣带、碎渣机和斗提机不得不在运行中停运检修，长时间停运后再次投运非常困难，使大量时间和人力羁绊在干除渣系统，锅炉零米工作环境极其恶劣，直接影响到人员和其他设备的运行安全。由于煤质恶化引起的干除渣系统故障多次导致降负荷和停炉处理。下表是2018年上半年和下半年灰渣、石子煤量对比。
1.3.3 煤质恶化加剧水冷壁高温腐蚀、加剧受热面超温
锅炉控制NOx排放浓度首先要抑制锅炉燃烧时NOx的生成，主要手段是降低锅炉主燃烧区的过剩空气系数，这将导致主燃区还原性气氛增强，也将导致主燃烧区水冷壁产生高温腐蚀。煤质恶化会从两个方面加剧水冷壁高温腐蚀，一是燃煤量的的增多造成运行给煤机基本是满出力运行，对于炉内燃烧分布的调整手段已经没有裕量，运行人员只能通过降低主燃烧区的过剩空气系数来达到抑制NOx的生成；二是易结焦的煤质使水冷壁结焦严重，主燃烧区温度将升高，NOx的生成将更多，运行人员降低主燃烧区的过剩空气系数将会造成还原性气氛更浓，结焦更严重，高温腐蚀更加严重，受热面管壁温度超温现象更多。2019年2月25日#2机组在检修过程炉内检查验证，水冷壁结焦、高温腐蚀较煤质变化前更加严重。#2炉停运前2月18日～2月24日一周之内受热面管壁超温次数为869次，#2炉清焦后3月4日～3月10日受热面管壁超温次数仅为7次。减温水量也明显减少。从下图可以看出，煤质恶化致使水冷壁结焦是管壁超温、减温水量增加的最主要原因。
2.针对目前煤种发电运行部保证机组安全运行、提高炉效的措施
2.1 保证机组安全运行的措施
（1）机组180MW时锅炉燃烧相对较稳定，若机组负荷继续降低时可适当修改降负荷速率至3～4MW/min，负荷稳定后，及时恢复6MW/min。（现负荷变动速率暂定为1MW/min，后续根据汽机振动实际情况待定。）
（2）认真做好油枪定期试验，确保小油枪和大油枪正常备用，降负荷过程中注意监视锅炉燃烧，发现燃烧不稳时及时投油助燃。
（3）机组降负荷时，及时停运一台磨煤机，保证煤粉浓度和着火区温度。低负荷运行时，适当提高磨煤机出口温度、适当提高磨煤机分离器转速以降低煤粉细度。
（4）低负荷运行时，适当降低一次风率；尽量保持高的二次风箱和炉膛差压，减少炉膛压力对总风量的影响。煤种没有好转以前强制退出总风量保护，加强监视风量参数，发现异常及时联系维护吹扫。
（5）煤质变化较大，对锅炉燃烧造成较大影响时，值长应及时通知燃料管理部，要求改变上煤方式。
（6）低负荷运行时，注意调整两侧烟温和汽温偏差，避免各管壁温度超温。
（7）由于机组负荷率低、入炉煤灰分较大且易结焦，锅炉吹灰工作尤为重要，原则上锅炉保证每天吹灰两次，负荷允许时及时进行锅炉吹灰。根据近期负荷接带趋势，早高峰时间段为6时～10时左右，晚高峰时间段为17时～22时左右，各值要尽可能的把握早高峰和晚高峰时间段，及时进行锅炉吹灰。（如不能保证每日一次锅炉全面吹灰必须汇报部门。）
（8）做好燃烧器和干渣带上部看火孔检查，加强干排渣系统巡视检查，及早发现结焦、蓬焦。锅炉吹灰时注意干渣机头部温度和料位显示，发现碎渣机堵塞及时清理。
（9）锅炉降负荷、吹灰过程中注意锅炉燃烧和炉膛压力的监视，并做好炉膛塌灰掉焦及锅炉MFT的事故预想。
（10）确认机组RB、停炉不停机保护正常投入。认真学习《停炉不停机保护》，如果停炉不停机保护动作尽快投入AB、BC、DE层油枪。（注意各层油枪的配风，必要时启动备用燃油泵）
2.2 提高锅炉效率的建议和措施
（1）针对现有煤质，运行调整尽量提高磨煤机出口温度，根据一次风速速尽量降低一次风率，在满足磨煤机出力的情况下降低煤粉细度，根据环保要求NOx排放浓度，尽可能增强主燃烧区燃烧强度，力求一个最佳平衡点。
（2）加强锅炉汽水系统阀门内漏缺陷根治，利用#1炉停运期间，彻底对汽包事故放水电动门、启动疏水电动门、连排调整门、吹灰母管电动门等内漏阀门进行根治，保证除必要的排污和疏水外，杜绝启动扩容器出现冒汽现象。
（3）在#1炉空预器进行了柔性密封改造后，空预器漏风率由13.55%下降至4.85%，一次风机、送、引风机耗电率下降0.3%，因此，尽快实现#2炉空预器柔性密封改造并彻底对传热元件进行冲洗、更换，将会明显降低供电煤耗。
（4）加强制粉系统设备检修、维护及频发缺陷的根治，降低制粉系统启停频次、降低制粉系统漏风损失。现阶段制粉系统频发缺陷主要是：磨煤机入口一次风道漏风、磨煤机入口热风关断门卡涩以及磨煤机加载油压异常等，由于制粉系统启停频次的增加和空转时间的延长造成制粉单耗明显增加。
（5）加强干除渣设备维护，彻底根治、优化碎渣机辊轮，保证干除渣设备健康运行，杜绝由于干除渣设备检修引起的限负荷现象以及避免投、停过程对运行调整的影响。
（6）加强锅炉吹灰设备治理，如：吹灰母管电动门、减温减压调节门以及吹灰管路的治理，保证锅炉能够及时进行受热面吹灰，保持个受热面清洁，从而达到降低热量损失和避免管壁超温的目的。
（7）对燃烧器进行优化改造，提高其煤种适应性，彻底舍弃A层等离子燃烧器，B层小油燃烧器下移，恢复B层浓淡分离燃烧器。
（8）提高脱硝喷氨均匀性，在保证氨气逃逸率不超标、空预器安全的同时提高脱硝入口NOx浓度，从而达到增强主燃烧区燃烧强度降低飞灰可燃物。（喷氨格栅增加扰流器可明显提高喷氨均匀性。）
（9）减少入炉煤煤泥掺配，降低给煤机断煤频次，尽量保证入炉煤实际热值接近设计煤种，保证协调控制逻辑匹配，或优化机组协调控制，保证和现阶段入炉煤质相匹配，如：当给煤机断煤，煤量偏差＞40t/h时就会出现协调退出，再次投入协调时不能达到无扰切换。
（10）加强入厂煤质管理，保证入炉煤灰分软化温度＞1500℃，防止锅炉受热面结焦，各生产部门要认真对待锅炉水冷壁结垢、结焦现象，利用适当机会进行清理，尤其是对高温腐蚀产生的结垢必须在等级检修中彻底清理。
（11）科学的进行入厂煤掺配，严格控制入厂煤水份，避免采制化环节的水份丢失和入炉煤热值虚高，并保证入炉煤煤质均匀。
参考文献：
[1]呼斯楞，张鹏飞浅析煤质变化对电厂锅炉运行经济性的影响[J]．科技创新与应用．2015（06）．
[2]吴海波 煤质变化对锅炉燃烧影响[J]． 现代商贸工业．2013（06）．
论文作者:李江涛1,袁志强2,魏建林3
论文发表刊物:《河南电力》2018年21期
论文发表时间:2019/5/22
标签：煤质论文; 锅炉论文; 结焦论文; 负荷论文; 管壁论文; 机组论文; 温度论文; 《河南电力》2018年21期论文;