王小军，蔡笑，胡家兵

(中国华电集团贵港发电有限公司，广西 贵港 537138)

0 引言

近年来，在电煤供应紧张、煤质下降的严峻形势下，为了降低燃料成本，提升核心竞争力，部分电厂进行了多种尝试，通过煤炭贸易，扩大海外煤炭市场。海外煤炭的优惠价格为平抑煤价、降低发电成本发挥了积极作用。但由于实际用煤与设计煤种偏差较大，而不同煤种的煤质特性差别极大，必然会影响锅炉的安全、经济运行。因此，必须对实际来煤进行混配掺烧，以满足锅炉燃烧的稳定性并降低燃煤成本。本文针对某发电厂的具体情况，对火力发电厂燃用印度尼西亚煤进行安全性和经济性分析，为今后的掺烧工作提供科学依据。

1 设备概况

某电厂一期工程为2×630 MW超临界燃煤机组，选用上海锅炉厂引进技术制造的超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流锅炉，其形式为单炉膛、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П形结构、露天布置。

锅炉设计煤种为贵州烟煤。采用中速磨煤机、冷一次风机、正压直吹式制粉系统(6层，下层为A层)，煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式直流燃烧器。

锅炉燃烧器区域铺设了160m2的卫燃带(有2/3已脱离，但销钉仍在)，锅炉本体装有96台半伸缩式吹灰器，折焰角A，B侧各装有3台长伸缩式吹灰器，尾部烟道低温再热器处A，B侧各装有2台长伸缩式吹灰器，空气预热器装有4台蒸汽吹灰器。

2 燃煤情况

受全国电煤供应大环境的影响，该厂面临煤炭供应紧张、设计煤种供应不足的窘况，为保证电厂的安全、稳定、经济运行，该厂组织人力、物力购进多种非设计煤种。2011年上半年以贵州混煤(烟煤、贫瘦煤、贫煤、无烟煤)为主要燃煤，期间掺烧了部分哥伦比亚煤、南非煤和神华煤;下半年由于气候变化，南方水电出力严重下降，南方出现了严重电荒，贵州省采取封关政策，造成煤炭采购困难，只能大量采购海外煤作为主要燃煤煤种，具体结果见表1。

3 印度尼西亚煤掺烧方案

锅炉及其辅助设备都是依据一定的煤种特性设计的，掺烧的依据就是在保证锅炉安全、稳定运行的同时，追求燃料成本的最小化，做到保安全是前提，创效益是关键。因此，在低负荷掺烧时，首先要考虑锅炉燃烧稳定;在高负荷掺烧时，则需多用高热量的煤，以满足机组的带负荷能力。

由表1可知，印度尼西亚煤具有如下特点:

(1)挥发分高。挥发分是衡量燃煤着火难易程度的重要指标，挥发分越高的煤，着火性能越好，燃烧稳定，利于维持低负荷燃烧的稳定性和经济性，但制粉系统易发生爆炸。

(2)发热量低、水分大。水分增加，影响制粉系统的出力，磨煤机电耗增大，磨煤机出口温度低，甚至堵塞制粉管道;同时，烟气量大，风机电耗增加，排烟温度高，锅炉效率下降。

(3)灰分低。煤的灰分低，利于着火，燃烧稳定性好，焦炭燃尽程度高，利于降低飞灰含碳量。从灰的特性来看，灰熔点低，易结渣。

(4)含硫量不高。含硫量不高对减少锅炉的结渣、腐蚀和沾污有利，硫化物的生成量会相应降低，利于减少大气污染物的排放;同时，锅炉高、低温受热面的腐蚀和堵灰程度将降低，特别是高、低温段空气预热器的使用寿命会得到改善。

表1 2011年燃烧过的煤种与设计煤种比较

(5)哈氏可磨系数低于设计煤种，增加了制粉系统能耗。

在不进行设备改造的前提下，通过试验研究找出该厂锅炉对印度尼西亚煤的适应性规律，给出安全性、经济性较高并可全负荷运行的掺配、掺煤方式及锅炉运行方式，得出印度尼西亚煤掺烧的一般规律。

4 印度尼西亚煤的燃烧试验情况

4.1 单烧印度尼西亚煤阶段

2011年6月，由于贵州方向来煤非常少(几乎为零)，大量印度尼西亚煤(煤场90%以上煤为印度尼西亚煤)入场，决定进行印度尼西亚煤单烧试验，2011年6—9月配煤方式见表2。

由表2可知，若单烧低热值印度尼西亚煤，则机组出力受到极大限制，锅炉最大出力最低时仅有450 MW，飞灰中碳的质量分数在4%以下;印度尼西亚煤与贵州煤按2∶1的比例混配后上仓掺烧，出力增加，机组负荷可以带至520 MW，但飞灰中碳的质量分数在10%以上;掺烧大量的高热值印度尼西亚煤后，机组负荷提高到570～590 MW，机组出力虽增加，但出现下列问题:

(1)分隔屏区域温度为1150～1230℃，远远高于高热值印度尼西亚煤的灰熔点温度(1120℃)。

(2)锅炉采用富氧燃烧、降低燃烧器摆角(最低达35%)、分散燃烧以降低主燃烧器区域温度的方法进行调整，一直在锅炉22 m和57 m处投用除焦剂，炉内受热面结焦仍然加重，并且受热面结焦呈流体状，进行锅炉受热面吹灰时焦体因黏稠而不脱落。

表2 2011年6—9月配煤方式

(3)排烟温度(182℃)大幅升高，致使锅炉折焰角上部水平烟道处也大量结焦，大部分末级过热器处的烟气通道也因结焦而堵塞，造成左、右烟温偏差较大，致使再热汽温偏差高达20～40℃。

(4)空气预热器入口的烟气温度高达442℃，比设计值高了近60℃，空气预热器热膨胀增加致使动、静摩擦增大，空气预热器主电动机电流波动(26～60 A);再热汽温高，减温水流量高达80～100 t/h无法控制，最后被迫通过降主蒸汽温度来进行控制。

(5)锅炉受热面结焦严重，锅炉各受热面的传热性能降低，机组加、减负荷变得十分迟缓，引起协调控制系统(CCS)无法跟踪自动发电量控制(AGC)调频模式下的负荷调节和一次调频的动作要求。

(6)2011－09－16，#2锅炉由于各受热面结焦严重，最后导致被迫停炉，如图1、图2所示。

该阶段单烧印度尼西亚煤的经验总结:

(1)对印度尼西亚煤的灰熔点虽然重视，但忽视了灰分中存在碱金属(N，K等易气化，易黏结)的问题，高热值印度尼西亚煤中Na2O的质量分数高达3.15%。

(2)锅炉本体吹灰次数较少，吹灰蒸汽压力较低(每天吹1次，蒸汽压力为0.8 MPa)。

(3)发现受热面结焦加快时，没有及时更换煤种或降低机组出力。

(4)对锅炉受热面结焦查看次数较少(每天1次)。

(5)对锅炉受热面蒸汽温升未作详细分析，没有及时掌握各受热面的结焦、积灰情况。

(6)机组参数发生异常仍盲目提高机组出力。

4.2 印度尼西亚煤与高灰熔点的煤种进行掺烧

由于单烧印度尼西亚煤致使锅炉结焦严重，在总结前一阶段的问题之后，重新调整思路为:

(1)改变进煤结构，按比例购进一部分高灰熔点的煤种与印度尼西亚煤进行掺烧。

(2)将印度尼西亚煤样送至国家煤炭质量监督检验中心，详细化验了煤质情况，继续维持大氧量，降低燃烧区域的热负荷，燃烧器摆角尽量放在水平位置。

(3)与高灰熔点煤种(刚入厂的澳洲煤)进行掺烧，在保证锅炉安全运行的前提下逐步提高机组的出力。

(4)增加锅炉本体吹灰次数(每天5次)，提高吹灰蒸汽压力(1.5 MPa)。

(5)通知厂家根据煤种更换除焦剂配方。

(6)每班对水冷壁及分隔屏结焦情况进行查看，若发现结焦加快就及时更换上仓方式或降负荷，同时监视渣量和灰量。

(7)在分散控制系统(DCS)画面上加锅炉受热面蒸汽温升参数，根据温升情况及时分析结焦情况并采取相应措施。

2011年10—11月配煤方式见表3。由表3可知，单烧印度尼西亚煤时机组最多只能带450MW负荷;澳洲煤与高低热值混煤按2∶4比例掺烧时，机组负荷可控制在580MW之下;澳洲煤、贵州混煤、高/低热值印度尼西亚混煤按1∶2∶3比例掺烧时，机组出力达到610MW，机组参数正常;优质澳洲煤、贵州混煤、高/低热值印度尼西亚混煤按2∶2∶2比例掺烧时，机组出力大于610MW，机组各项参数均正常。

此阶段掺烧工作运行调整主要从以下几个方面展开:

(1)优化吹灰方式。最初为防止水冷壁被吹损，本体短吹蒸汽压力设定为0.8 MPa，在大胆估计对水冷壁受热面的影响不大的情况下，将吹灰蒸汽压力提高至1.5 MPa，焦块跌落十分明显。根据上仓方式，改变锅炉本体吹灰次数，保证夜班吹1次，中班、白班各吹2次;若水冷壁结焦较少，则保证每班锅炉本体吹灰1次。折焰角长吹顺序由以往的自下而上改为自上而下，低温再热器在满足再热器出口温度的情况下暂不吹灰。优化之后，水冷壁温升最大达18℃，效果较好。

表3 2011年10—11月配煤方式

(2)优化配风方式。适当增加一次风量和二次风量，保证煤粉在锅炉内燃烧时其过量空气系数增大。过量空气系数的增大使得煤粉在锅炉中的燃烧更充分，从而使其飞灰含碳量相对降低。燃用印度尼西亚煤的燃烧器采用风包煤配风方式，即适当关小直吹风，开大偏置风和周界风。减少水冷壁区域的还原性气氛，在保证NOx不超标的情况下适当关小上层SOFA风，降低分隔屏区域温度和飞灰含碳量。一次风速控制在26 m/s以上，煤粉细度R90=27% ～28%，风、煤比控制在2.0～2.3。优化后飞灰中碳的质量分数分别由2.25%，1.96%和1.08%降至1.87%，1.69%和0.73%。

(3)优化上仓方式。为了降低炉渣飞灰含碳量、避免水冷壁结焦(避开卫燃带的影响)、降低主燃烧区域的温度和避免冷灰斗结焦，优化上仓方式的基本思路为:上面2个仓(E，F仓)上印度尼西亚煤，中间2个仓(C，D仓)上贵州混煤，下面2个仓(A，B仓)上高热值澳洲煤，在满足锅炉发热量要求的同时，也解决了锅炉结焦严重的问题，保证了机组长期高负荷安全运行。

5 掺烧结果分析

半年多的摸索与研究证明，该厂锅炉掺烧印度尼西亚煤是可行的，可以满足负荷的要求，机组能够安全、稳定运行。在试验期间，印度尼西亚煤的灰熔点低，掺入印度尼西亚煤导致炉内结焦加剧，受锅炉结构和燃烧器形式的限制，吹灰器数量偏少(分隔屏区域未安装吹灰器)，加上初期燃用贵州贫煤时炉膛内敷设了一定面积的卫燃带，因此，高负荷时受热面结焦是最大的问题。

(1)燃用低热值印度尼西亚煤，因发热量偏低，机组最多只能带450 MW负荷，通过燃烧调整和使用除焦剂可控制锅炉结焦，机组可安全、稳定运行。

(2)燃用高热值印度尼西亚煤时，由于锅炉设计的炉膛热负荷高，结焦很难得到控制，为保证机组安全运行，需将机组负荷控制在450MW以下。但高热值印度尼西亚煤可以与其他高灰熔点煤种进行分仓掺烧，既可提高机组的出力也可减缓锅炉结焦。

(3)印度尼西亚煤与澳洲煤、贵州煤具有较高的互补性，通过掺烧高灰熔点煤的方法改善炉内结渣特性，缓解各受热面的结渣问题。

(4)如遇到以往未烧过的煤种必须试烧，试烧量由少向多，不得因追求发电量而盲目地在未试烧之前就高负荷运行或大量掺烧新煤种。

(5)在掺烧印度尼西亚煤期间，必须增加锅炉本体吹灰次数，每班对水冷壁及分隔屏结焦情况进行查看，同时使用除焦剂。

(6)在掺烧印度尼西亚煤期间，若发现水冷壁及分隔屏结焦加剧，必须果断更换煤种或降低机组出力。

6 掺烧印度尼西亚煤的注意事项

印度尼西亚煤的挥发分较高，极易着火，制粉系统易出现爆燃等不安全事故且多发生在磨煤机启、停过程中。因此，确保制粉系统的可靠运行是燃用印度尼西亚煤面临的一个主要问题。针对该发电厂锅炉的特点，结合印度尼西亚煤的特性，该厂专门编写了《掺烧印度尼西亚煤运行安全措施》。

(1)印度尼西亚煤的水分含量较高，不可避免地会降低磨煤机的干燥出力，造成磨煤机出力受限。为防止煤粉管堵塞，加之须保证煤粉气流的最低着火温度，规定了磨煤机出口温度不低于55℃，控制磨煤机入口一次风温小于280℃。

(2)对掺烧印度尼西亚煤的磨煤机，应加强出口风粉混合物温度及石子煤斗排放情况的监视，发现磨煤机出口风粉混合物温度不正常升高或有带火星的石子煤时，应适当降低磨煤机的入口风温。若处理无效，在磨煤机出口风粉混合物温度超过100℃或者带火星的石子煤数量没有明显减少的情况下，应立即停运磨煤机进行充蒸汽处理。

(3)磨煤机蒸汽灭火投入热备用，在事故情况下及时投入蒸汽灭火。对磨煤机断煤逻辑进行修改，给煤机煤量低于15 t/h时，延时5 s后立即开启该磨煤机的消防蒸汽电动门，以防温度突升引起磨煤机内部爆燃。

(4)运行中的磨煤机一旦内爆，必须立即停运磨煤机，多次通入消防蒸汽进行惰化，直到磨煤机各着火点的火完全熄灭，磨煤机各部位温度下降到65℃以下才能甩石子煤。必须清理混合风进口以及各粉管可调缩孔处的积煤，检查磨煤机各部件是否损坏，若有损坏，修复后才允许重新启动。

(5)印度尼西亚煤挥发分高，容易出现着火提前或燃烧器喷嘴处结焦的现象，为了防止燃烧器烧损或变形，应使燃烧器着火推迟。控制一次风速大于26 m/s，严禁以较低的一次风速运行，防止煤粉在管道内沉积后着火。

(6)停运后的磨煤机应及时关闭各出口门并确认关闭严密，同时仍要加强监视，保证磨煤机出口温度低于50℃。现场就地仍要加强巡检，若因热风挡板内漏严重而使磨煤机出口温度大于60℃并还有升高的趋势，则要开启冷风挡板与磨煤机的一两个出口挡板，以降低磨煤机内的温度并尽量安排清煤或重新将磨煤机投入运行。

7 结束语

燃煤是火力发电厂提供能源的物质基础，在能源日益紧张、燃料价格不断上涨、火电厂燃料成本几乎占总经营成本90%的情况下，配煤掺烧工作就显得特别重要，为了保证机组的连续、安全运行，只有采用科学的配煤掺烧方式才能保证最大的安全、经济效益。该厂积极进行印度尼西亚煤的掺配掺烧研究，摸索出一套行之有效的手段，获得了进口高挥发分煤种使用的一些经验。一段时间的配煤掺烧实践表明，该厂机组运行参数稳定，效率提高，发电量与供电煤耗取得历史最好水平，飞灰炉渣含碳量也有了较大的降低，同时尾部污染排放物也得到改善。

就目前的使用情况而言，一旦较好地解决了制粉系统的安全运行问题，印度尼西亚煤不失为一种较好的可选煤种，对于处在广西区域内长期高负荷运行的电厂，更能体现其优越性。另外，从电力燃料市场来看，国际市场的电煤价格相对较为稳定，选用进口煤炭不失为电厂回避经营风险的一种选择。

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