（国家能源集团泰州发电有限公司 江苏省泰州市 225327）
摘要：以某电厂1000MW超超临界二次再热机组作为掺烧高硫煤试验研究对象，在800MW负荷下进行不同比例的高硫煤掺烧试验，分析机组掺烧高硫煤后的安全性、经济性和环保性，确定机组最佳掺烧比例。不同掺烧比例下，测量锅炉飞灰含碳量、大渣含碳量、炉膛壁面氛围参数、锅炉效率、制粉耗电率、风机耗电率、脱硫耗电率、厂用电率和空预器冷端综合温度等指标，计算发电成本。经过试验确定，800MW负荷时，经过掺烧高硫煤，可以将煤中硫份控制在1%左右，机组经济性、安全性和环保性最佳，机组年节约成本约420万元。
关键词：超超临界；二次再热；高硫煤掺烧；锅炉运行
1 锅炉设备概况
随着能源需求的增长与环保要求的日益提高，高效燃煤技术的发展成为必然【1-3】。提高参数和采用二次再热技术是降低发电煤耗和节能减排的有效手段【4-6】。
某电厂二期工程2×1000MW超超临界压力二次再热直流塔式锅炉是上海锅炉厂有限公司在大量1000MW超超临界一次再热塔式锅炉成熟的设计、制造技术的基础上，结合其燃用烟煤锅炉的设计经验，根据本工程超超临界二次再热机组参数要求和燃煤特点自行开发、自主创新的新产品。锅炉型号为SG-2710/33.03-M7050，采用单炉膛塔式布置，四角切向燃烧方式，摆动喷嘴调温，平衡通风，全钢架悬吊结构，露天布置，固态排渣方式和干式除渣系统。设计燃用神华煤。尾部烟道出口有2台SCR脱硝反应装置，下部各布置一台转子直径为17286mm的三分仓容克式空气预热器。锅炉制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每台锅炉配置六台中速磨煤机，BMCR工况时，5运1备。
该机组锅炉是首批投产的百万超超临界二次再热机组，在该机组上进行高硫煤掺烧特性试验研究对后期同类型机组的设计、运行均有较好的指导意义。
1.1 主要参数
锅炉主要设计参数见表1：
表1 锅炉基本设计参数
1.2 锅炉燃料特性
锅炉设计煤种、校核煤种和掺烧的高硫煤种特性见表2。
表2 锅炉煤种特性
由表2可以看出，锅炉原设计煤种和校核煤种均为高挥发分烟煤，且煤中收到基硫份较低，在0.6%左右，收到基灰分在8%-14%。掺烧的平五煤和平八煤均为高硫煤，收到基硫份分别为1.6%和2.03%，收到基灰分在17%-23%，掺烧的煤中含硫量和灰分均比设计煤种高。
2 高硫煤掺烧试验结果
为了更好的提高机组经济性，节约燃煤成本，该厂在此机组锅炉掺烧高硫煤。为了全面分析机组掺烧不同硫份后的安全性、经济性和环保性，确定机组最佳掺烧比例，本次试验以平八和平五高硫煤为主要掺烧煤种，在试验过程中测试高硫煤与其他煤种掺烧下的锅炉飞灰含碳量、炉渣含碳量、炉膛壁面氛围、锅炉热效率、NOx浓度、制粉单耗、风机耗电率、脱硫耗电率、厂用电率和空预器冷端综合温度等经济性和排放指标，计算出发电成本，确定最佳掺烧比例。
2.1 不同燃料燃烧特性参数分析
我们选择800MW负荷下进行高硫煤掺烧试验。主要燃烧煤种有神混煤、大友煤、印尼煤、褐煤、平五煤和平八煤。不同煤种燃烧特性参数见表3。
表3 不同煤种燃烧特性参数
由表3可以看出，神混煤、大友煤、平八煤和平五煤均属于烟煤，着火指数、着火稳定指数相差不大，傅张指数、可磨性指数和燃尽指数略有差异。神混煤在燃尽特性方面优于大友煤、平八煤和平五煤。在可磨性方面，平五煤优于神混煤、大友煤和平八煤。掺烧的高硫煤（平八煤）在常用的烟煤中傅张指数、着火稳定指数和燃尽指数均最低，说明平八煤的整体燃烧特性没有神混煤、大友煤和平五煤好。
印尼煤和褐煤的着火指数、傅张指数、着火稳定指数和燃尽指数均相差不大，均属于极易燃尽煤，属于褐煤特性。
2.2 不同硫份对锅炉飞灰、大渣和锅炉效率影响
800MW负荷下，经过分磨掺烧优化配煤，进行不同硫份（0.8%、1.0%和1.3%）下的试验，试验过程中主要测试锅炉热效率、厂用电率、制粉系统耗电率、风机耗电率、脱硫系统耗电率、脱硝系统喷氨量、氮氧化物浓度、水冷壁壁面氛围参数、空预器冷端综合温度等。通过计算分析，不同硫份下的机组经济性。安全性和环保性，确定硫份掺烧边界值。
800MW负荷不同硫份掺烧比例下锅炉效率、飞灰大渣含碳量变化见表4。
表4 800MW负荷不同硫份下锅炉热效率、飞灰大渣含碳量变化表
Tab.4The diversification of boiler’s efficiency and lime-ash’s combustible in different sulfur fractions in 800MW
由表4可以看出，800MW负荷下，随着煤种硫份含量的增加，锅炉热效率呈降低趋势，排烟温度整体均偏高，主要是掺烧高水分的印尼煤，造成锅炉烟气量增加，排烟温度增加。800MW负荷下，主要是印尼煤和平八煤进行不同比例配比，硫份越高时平八煤比例越大，平八煤挥发分较印尼煤低、灰分较印尼煤高，平八煤比例越大飞灰越高，造成干灰渣热损失越大。硫份为0.8%时的锅炉热效率最高，为93.52%；硫份为1.0%时的锅炉热效率次之，为93.34%；硫份为1.3%时的锅炉热效率最低，为93.21%。
2.3 不同硫份对磨煤机耗电率影响
800MW负荷不同硫份掺烧比例下磨煤机耗电率变化见表5。
表5 800MW负荷不同硫份下磨煤机耗电率变化表
Tab.5The diversification of coal pulverizer’s power consumption in different sulfur fractions in 800MW
由表5可以看出，硫份0.8%、1.0%和1.3%时磨煤机耗电率分别为0.411%、0.382%和0.362%。随着煤中硫份含量的增加，磨煤机总耗电率整体呈降低趋势。硫份为1.0%和1.2%时，制粉系统均为5台磨运行，磨煤机耗电率相差不大；硫份为0.8%时，由于是6台磨运行，磨煤机耗电高于其他两个工况。由于硫份为0.8%时的配煤方式下的入炉煤热值最低，入炉煤量最高，造成6台磨运行，所以耗电率最高。
2.4 不同硫份对烟风系统风机耗电率影响
800MW负荷不同硫份掺烧比例下烟风系统风机耗电率变化见表6。
表6 800MW负荷不同硫份下烟风系统风机耗电率变化表
Tab.6The diversification of draught fan’s power consumption in different sulfur fractions in 800MW
由表6可以看出，硫份为0.8%时的烟风系统一次风机、送风机和引风机总耗电率最高，为1.763%；硫份为1.3%时的风机耗电率次之，为1.614%；硫份为1.0%时的风机耗电率最低，为1.576%。随着煤中硫份含量的增加，一次风机、送风机和引风机耗电率呈先降低后增加趋势，总体上呈降低趋势。
硫份为0.8%时的配煤方式下，入炉煤热值最低、水分最高，入炉煤量最多，造成烟气量最大，引风机耗电量最高，此外，因为是入炉煤量大，6台磨运行，一次风机耗电量最多，所以硫份为0.8%时的风机耗电率最高。硫份为1.0%和1.3%时的配煤方式煤种热值、水分等差别不大，二者风机总的耗电率相差不大。
2.5 不同硫份对除尘、脱硫系统影响
硫份变化对除尘、脱硫系统有影响，本节主要分析硫份变化对除尘系统和脱硫系统耗电率的影响。不同硫份工况下除尘系统、脱硫系统耗电率及脱硫系统运行参数见表7。
表7 800MW负荷不同硫份除尘、脱硫系统耗电率变化表
Tab.7The diversification of dust-removal system’s power consumption and FGD’
由表7可以看出，随着煤中硫份的增加，除尘系统耗电率变化较小，基本在0.065%左右。硫份的变化对脱硫系统耗电量和耗电率影响较大，硫份增加，脱硫系统运行浆液泵台数、入口烟气中SO2浓度、耗电量、耗电率均呈增加趋势。不同硫份下除尘系统和脱硫系统均能安全稳定运行。
硫份为0.8%时，脱硫系统耗电率为0.813%；硫份增加到1.0%和1.3%时脱硫系统耗电率分别为0.955%和1.33%，分别增加0.142个百分点和0.517个百分点，耗电量分别增加1140kW•h和4140kW•h。
2.6 不同硫份对厂用电影响
不同硫份对厂用电影响见表8
表8 800MW负荷不同硫份对厂用电影响
Tab.8The diversification of auxiliary power in different sulfur fractions in 800MW
由表8可以看出，随着煤中硫份的增加，机组厂用电率呈增加趋势。硫份为0.8%时，厂用电率为4.20%；硫份增加到1.0%和1.3%时，厂用电率分别为4.250%和4.698%，分别增加0.05个百分点和0.498个百分点，厂用电分别增加410kW•h和3984kW•h。
2.7 不同硫份对水冷壁壁面氛围影响
随着煤中硫份的增加，水冷壁壁面气氛参数中硫化氢浓度整体呈增加趋势。硫份为0.8%时，少数点水冷壁壁面气氛硫化氢浓度在220ppm-270ppm左右，大部分点硫化氢浓度在200ppm以内，个别点CO浓度在30000ppm左右，大部分点CO浓度在20000ppm以内。硫份为1.0%时，少数点水冷壁壁面气氛硫化氢浓度在220ppm-290ppm，大部分点硫化氢浓度在200ppm以内，个别点CO浓度在40000ppm左右，大部分点CO浓度在20000ppm以内。硫份为1.3%时，10个点水冷壁壁面气氛硫化氢浓度在300ppm-430ppm，6个点硫化氢浓度在200ppm以内，个别点CO浓度在45000ppm左右，大部分点CO浓度在20000ppm以内。综合分析，硫份为1.3%时，有40%的水冷壁测点硫化氢浓度在300ppm-430ppm，硫化氢浓度偏高，机组高温腐蚀风险较高。硫份为1.0%时，大部分硫化氢浓度不高，水冷壁高温腐蚀在可控范围内。
2.8 不同硫份对空预器冷端综合温度影响
随着煤中硫份的增加和掺烧高水分煤种，夏季运行时AB侧排烟温度实测值均偏高。硫份为0.8%时，AB侧排烟温度最低值分别为125.6℃和128.2℃，根据空预器入口一次风温、二次风温计算得到AB侧空预器冷端综合温度最低值分别为165.6℃和168.2℃。硫份为1.0%时，AB侧排烟温度最低值分别为122.0℃和122.7℃，根据空预器入口一次风温、二次风温计算得到AB侧空预器冷端综合温度最低值分别为155.0℃和155.7℃。硫份为1.3%时，AB侧排烟温度最低值分别为124.6℃和125.6℃，根据空预器入口一次风温、二次风温计算得到AB侧空预器冷端综合温度最低值分别为157.6℃和158.6℃。
煤中硫份小于1.5%时，机组任何负荷下空预器冷端综合温度要求值不应低于136℃。根据不同硫份试验结果，夏季运行时，800MW负荷下，硫份从0.8%增加到1.3%时，AB侧空预器冷端综合温度最低值均在155℃以上，均满足要求。
由于试验无法在冬季开展，为了分析冬季空预器冷端综合温度情况，查阅历史运行数据计算得到，冬季环境温度0℃-5℃时，800MW负荷AB侧空预器排烟温度最低值分别为115℃和121℃左右，计算得到空预器冷端综合温度最低值分别为132℃和138℃。如果在冬季掺烧高硫煤，一定要严格监视空预器冷端综合温度值是否满足要求。
2.9 不同硫份对脱硝系统影响
不同硫份对脱硝系统影响见表9。
表9 800MW负荷不同硫份对脱硝系统影响
Tab.9The diversification of De-NOx in different sulfur fractions in 800MW
由表9可以看出，随着硫份的增加，脱硝进口氮氧化物浓度整体上呈增加趋势，脱硝系统喷氨量整体呈增加趋势。硫份为0.8%时，脱硝进口氮氧化浓度平均值为164mg/Nm3左右，喷氨量为125kg/h；硫份为1.0%时，脱硝进口氮氧化浓度平均值为182mg/Nm3左右，喷氨量为135kg/h；硫份为1.3%时，脱硝进口氮氧化浓度平均值为174mg/Nm3左右，喷氨量为132kg/h。不同硫份下，脱硝系统均能安全稳定运行。
2.10 不同硫份对机组经济性影响
硫份变化主要影响机组脱硫系统耗电率、厂用电率，供电煤耗、脱硝系统喷氨量和水冷壁壁面硫化氢浓度等。本小节通过计算不同硫份下机组的供电煤耗、煤炭成本、脱硝系统喷氨成本，在保证各系统安全运行前提下以机组每小时煤炭成本、脱硝成本最小作为评价机组经济性最好。
不同硫份下机组经济性计算见表10。
表10 800MW负荷不同硫份下机组供电煤耗、经济性变化表
Tab.8The diversification of coal consumption and economy in different sulfur fractions in 800MW
由表10可以看出，随着硫份的增加，机组每小时总成本呈先降低后增加趋势。硫份为1.3%时，机组每小时成本最高，为13.5430万元；硫份为0.8%时，机组每小时成本次之，为13.5304万元；硫份为1.0%时，机组每小时成本最低，为13.4256万元，较硫份0.8%时（13.5304万元）节约1048元，如果机组800MW负荷年利用小时为4000小时，年节约成本约420万元。由于煤种价格是波动的，如果印尼煤和高硫煤（平八煤）价格折算到标煤价格分别低于596元/t和637.6元/t，经过配煤掺烧，将硫份控制在1.0%左右，机组节约成本将更可观。如果印尼煤和平八煤价格上涨，配煤后的标煤价格大于617.5元/t，掺烧高硫煤反而不经济。在后期高硫煤掺烧时要严格关注不同煤种的市场价格，根据价格情况决定是否掺烧，高硫煤价格降低时，应大比例掺烧高硫煤，硫份可以控制在1.0%左右。
3 结论
（1）超超临界二次再热百万机组锅炉掺烧高硫煤后，将煤中平均硫份控制在1%左右，锅炉制粉系统、烟风系统、燃烧系统、脱硝系统、脱硫系统等均能正常安全稳定运行。
（2）随着煤中硫份含量的增加，磨煤机耗电率和烟风系统风机耗电率整体呈降低趋势，脱硫系统耗电率和厂用电率呈增加趋势，除尘系统耗电率变化较小。
（3）随着硫份的增加，脱硝进口氮氧化物浓度整体上呈增加趋势，脱硝系统喷氨量整体呈增加趋势。
（4）随着煤中硫份的增加，水冷壁壁面气氛参数中硫化氢浓度整体呈增加趋势。硫份为1.0%时，少数点水冷壁壁面气氛硫化氢浓度在220ppm-290ppm，大部分点水冷壁壁面气氛硫化氢浓度在200ppm以内，个别点CO浓度在40000ppm左右，大部分点CO浓度在20000ppm以内。
（5）经过配煤掺烧，将硫份控制在1.0%左右，机组节约成本可观，年节约成本约420万元。如果印尼煤和平八煤价格上涨，配煤后的标煤价格大于617.5元/t，掺烧高硫煤反而不经济。在后期高硫煤掺烧时要严格关注不同煤种的市场价格，根据价格情况决定是否掺烧，高硫煤价格降低时，应大比例掺烧高硫煤。
（6）冬季环境温度较低时，掺烧高硫煤时一定要严格监视空预器冷端综合温度。
（7）超超临界百万二次再热机组锅炉上成功掺烧高硫煤，机组经济性、安全性和环保性均能达到要求，为后期同类型机组的设计、运行提供有利的参考依据。
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作者简介：
徐卫（1984.01-），男，江苏南通人，南京工程学院，本科，单位：国家能源集团泰州发电有限公司，研究方向：1000MW机组集控运行管理，
论文作者:徐卫,周晓韡
论文发表刊物:《电力设备》2018年第36期
论文发表时间:2019/6/6
标签：机组论文; 锅炉论文; 浓度论文; 系统论文; 硫化氢论文; 负荷论文; 温度论文; 《电力设备》2018年第36期论文;