国能重庆电厂有限公司 冉国琳

1 基本情况介绍

近年来，循环流化床（CFB）锅炉发电技术以其燃料适应性广、负荷调节能力强等优势在我国得到了快速发展[1-2]。某CFB电厂300MW亚临界机组于2010年12月投产发电，锅炉型号为DG-1069/17.4-II1，采用单布风板、单炉膛、M型布置，采用高温冷却式旋风分离器。锅炉设计入炉煤热值2973kcal/kg，收到基灰分为47.33%。锅炉运行中实际燃用准东煤、煤矸石与底渣的混合燃料，准东煤、煤矸石、底渣掺烧比例65%：25%：10%，混煤热值控制在3175kcal/kg左右，收到基灰分约27.35%。燃煤掺烧矸石主要目的是为解决准东煤灰分偏低（6%）造成的循环灰量少问题，同时减少因燃用准东煤导致的结渣现象[3]。随着近期矸石价格的上涨，有必要对使用高岭土代替煤矸石进行掺烧进行试验研究。

表1 锅炉设计煤种及实际燃料煤质

2 高岭土掺烧对锅炉经济、环保指标的影响

在电厂#2锅炉进行准东煤掺配高岭土试验，评估掺烧高岭土后锅炉的安全环保、经济运行性能，同时开展典型的燃料掺配比例的经济性测算，综合考虑安全性、可靠性、经济性等因素，提出高岭土替代矸石掺烧的合理方案。选取试验前稳定负荷工况作为对比的基准工况，用以判定不同的掺烧比例对锅炉的影响，基准工况以及四个试验工况燃料掺烧比例见表2。基准工况锅炉满负荷运行床温约930～940℃，中部压力约1.4～1.5kPa。

表2 高岭土掺烧工况点

2.1 炉膛温度

通过掺烧试验，在工况一至工况四中，随着准东煤的比例提升和高岭土替代原有的矸石，炉膛内的循环物料量明显降低，上部差压减少较多。床温整体呈上升趋势，局部平均床温上涨约10～30℃。炉膛出口温度也逐步上涨，相比基准工况分别上涨了10～40℃左右（图1）。随着高岭土的加入，燃煤中粗颗粒的比例明显增加，入炉煤大于9mm粒径份额从5%左右增加至10%～13%。从炉膛底部排出的底渣粒径可以看出，高岭土掺烧后底渣中粗颗粒明显增加，较多的大颗粒在炉膛底部积存，从而导致了局部床温较低，出现了流化不良的现象。

随着准东煤掺烧比例的提高，入炉煤热值增加，尤其是准东煤比例达到75%时（工况四），入炉煤热值上涨至3350kcal/kg左右，整体床温明显上升。炉膛中部后墙床温明显高于其他区域，该区域平均床温在试验工况四期间超过991℃。

试验表明，目前运行条件下，维持锅炉床温，保证锅炉安全稳定运行的入炉煤热值上限在约3350kcal/kg左右。在锅炉后续掺烧高岭土运行工况中，应当加强入炉煤粒度控制，严格控制进入炉膛的高岭土大颗粒份额，在低负荷条件下，加强一次风扰动，防止大颗粒堆积，保证锅炉流化均匀。

2.2 风机电耗

调整高岭土掺烧比例对锅炉运行风量造成影响较小。从运行工况可以看出，除工况四外，各掺烧工况风机电流偏差在正常波动范围内。在工况四的条件下，局部床温高，运行中采用提高运行风量来降低床温，锅炉风机总电流增加约300A左右。

2.3 蒸汽参数

通过四种工况的运行参数来看，各工况下主蒸汽温度、再热蒸汽温度都能达到额定值，并且保持稳定参数，汽温波动在正常范围内。基本不受本次高岭土掺烧试验的影响。但在掺烧高岭土的后两种工况下，床温升高，炉膛物料循环量减少，汽温有升高趋势，减温水用量相应增加。结合尾部烟道各级受热面差压变化与进出口汽温变化判断，尾部烟道无玷污、结渣迹象。

2.4 环保参数

试验期间，烟尘、SO2、NOx等环保参数都能稳定达到超低排放要求，SO2排放浓度在14～21mg/Nm³，NOx排放浓度在38～41mg/Nm³，烟尘排放浓度在2.5～3.5mg/Nm³，未发生超标事件。随着高岭土的掺烧，上部差压的降低，床温整体呈现上涨趋势，且分布不均匀性变大，试验期间的尿素耗量与试验前每日耗量基本相同，基本维持在2.3～2.5t左右，在第四个工况下尿素日耗量增加至3.3t。工况三、四条件下，由于床温的上涨，NOx原始排放有上涨趋势。

2.5 飞灰、底渣含碳量及SO3含量

试验后期各工况飞灰底渣含碳量总体相比试验前降低，这是由于准东煤比例的提高，床温的提高，燃烧的未完全程度减少，后两个工况中，底渣含碳接近于0。在工况一中，床压降低，循环物料减少，该工况飞灰、底渣含碳量略有上涨。

由于掺烧试验期间由高岭土替代矸石，锅炉原始SO2排放降低，在试验工况下没有在入炉煤中掺烧电石渣，因此飞灰、底渣中的SO3显著降低。底渣中的SO3由试验前的0.28%降低至试验期间0～0.05%。飞灰中的SO3含量则由一季度送检的7.04%降低至2.6%～5.4%。50%以上的飞灰SO3含量分析结果小于3.5%，满足水泥生产要求。在后期的高岭土掺烧工况中，通过工况优化将进一步降低飞灰中SO3的含量，有条件满足飞灰综合利用的要求。

3 高岭土掺烧试验成本分析及敏感性测算

3.1 高岭土掺烧试验成本分析

根据高岭土掺烧试验过程中的锅炉运行参数及经济指标、发电厂用电率、燃料价格、高岭土价格、矸石价格、回用炉渣运费、脱硫剂耗量、脱硝剂耗量、上煤人工成本等条件，建立准东煤掺配高岭土的燃料全流程成本核算模型，具体分项包括：一是燃料（准东煤、煤矸石、高岭土）采购成本；二是灰渣石膏处置成本；三是脱硫脱硝成本；四是上煤成本；五是炉效成本变化；六是厂用电率成本变化；七是灰渣综合利用收益。

通过模型计算后，将高岭土掺烧后的各项成本折算成锅炉燃用1t标煤的成本，并在此基础上进行对比分析。

3.2 炉效成本变化

根据高岭土掺烧各个工况下的排烟温度、底渣与飞灰含碳量分析等，计算出对应的炉效变化引起的发电煤耗变化。根据耗差分析，锅炉效率每降低1%，发电标煤耗升高3～4g/kWh，300MW机组推荐值供电煤耗升高3.49g/kWh，发电煤耗升高为3.16g/kWh，由此可对不同煤质锅炉效率对应的发电标煤耗进行评估。

炉效变化引起的发电煤耗变化折合为1t标煤成本：

其中，Rbm为1t标煤成本，bfd为电厂发电标煤耗，g/kWh，取电厂上一年度完成值300.75g/kWh。

表3 锅炉效率变化引起机组发电煤耗的变化

3.3 厂用电率成本变化

高岭土掺烧引起热值变化，一次风机、二次风机、引风机、高压流化风机、除灰除渣设备耗电率等也相应变化。掺烧期间发电厂用电率采用电厂实际统计值，而由于高岭土掺烧引起的发电厂用电率变化主要来自锅炉侧，对锅炉侧耗电率进行统计分析。根据耗差分析，机组发电厂用电率每降低1%，300MW机组推荐值供电煤耗升高3.46g/kWh，发电煤耗升高为3.14g/kWh，由此可对不同煤质锅炉效率对应的发电标煤耗进行评估。

表4 锅炉侧耗电率变化引起机组发电煤耗的变化

3.4 灰渣综合利用收益

成本分析时，由于电厂试验工况时未掺烧电石渣，飞灰品质较好，按飞灰全部综合利用处理，根据市场预测，灰渣综合利用按10元/t计算。

表5 高岭土掺烧试验期间灰渣综合利用收益

4 高岭土掺烧试验经济性分析

表6给出了高岭土掺烧试验成本汇总。其中，各项成本是依据电厂实际运行情况进行测算，掺烧试验成本是综合各种工况的燃煤采购成本及对应燃料的灰渣处置成本、脱硫脱硝成本、炉效变化折算成本等综合测算得出。矸石价格敏感性分析的平衡点约为120元/t（现有价格为140元/t），实际掺烧时可根据矸石、高岭土价格变化对掺配比例及方案进行优化调整。

表6 高岭土掺烧试验经济性分析（元/t标煤）

掺烧试验经济性分析表明：一是四种工况掺烧试验期间，锅炉整体运行基本平稳，床温维持在可控范围，环保参数达到超低排放要求，尾部烟道无玷污、结渣迹象。二是基准工况（准东煤、矸石、炉渣比例为60:25:15）下实际成本为439.78元/t标煤，四种掺烧试验工况中，实际成本最低的是工况2（准东煤、高岭土、炉渣比例65:20:15），成本为428.34元/t标煤，该工况下实现了掺烧高岭土对矸石的替代。三是在现有价格条件下，随着高岭土掺配比例的增加，入炉混煤标煤单价、成本逐渐降低；随着矸石掺配比例的增加，入炉混煤标煤单价、成本逐渐升高；煤矸石价格敏感性分析的平衡点约为120元/t，后续掺烧时可根据矸石、高岭土价格变化对掺配比例及方案进行优化调整。