蔡志军

（厦门华夏国际电力发展有限公司，福建 厦门 361000）

0 引言

菲律宾煤相比印尼煤，具有采购便利，装港及船运快捷等优点，价格与印尼煤差别不大，但热值比印尼煤高，可以很好地满足火电厂应对复杂的电煤采购形势的需求。

菲律宾煤与低热值煤种形成良好搭配，能较好地降低入炉煤热值，有助于煤耗指标控制。同时菲律宾煤存放时间普遍较长，也有利于煤罐存煤安全。从以上分析可以看出，菲律宾煤可以满足火电厂锅炉的掺配烧需求，只要控制合理的掺烧比例，做好相应的燃烧调整，即可安全经济地掺烧。

1 设备主要参数

上海锅炉厂生产的SG-1025/18.3-M832型亚临界中间再热控制循环汽包炉，灰熔点t2：1 150 ℃；燃烧方式：正压直吹制粉系统，四角切圆燃烧；通风方式：平衡通风；过热蒸汽温度调节方式：两级混合式喷水减温；再热蒸汽温度调节方式：燃烧器摆动及混合式喷水减温。锅炉采用干式排渣，选择性催化剂还原法烟气脱硝（SCR），海水全烟气脱硫（FGD）。

锅炉配有五台HP863型碗式弹簧加载磨煤机，最大出力44.054 t/h（R75=25%），最大给料粒度38 mm，最大空气流量63 834 kg/h，传动方式为螺旋伞齿/行星轮二级传动，减速比25:1。

2 试验煤种2022-#45航次菲律宾煤化学分析

（1）委托电力工业发电用煤质量监督检验中心对2022-#45航次菲律宾煤进行煤灰成分、煤灰比电阻的检测，数据如表1所示。

表1 #45航次菲律宾煤检测报告

（2）酸碱比B/A指标判据：

灰成分综合指数酸碱比对煤结渣特性的判别界限：①酸碱比B/A＜0.5，结渣特性：低；②酸碱比B/A：0.5～1.0，结渣特性：中；③酸碱比：1.0～1.75，结渣特性：高～严重[1]。

根据国家标准，结渣结污的关键指标为酸碱比，#45航次菲律宾煤的酸碱比为0.503，从它的化学成分分析可以看出，属于中等易结焦、易结污煤种，和印尼煤等煤质相比，其结焦结污性强，更容易发生结焦和灰的结污问题。

3 试验结果

3.1 试验工况

2022年11月2日—15日，#3锅炉300 MW/150 MW两种工况下，用俄罗斯煤、印尼煤以及中煤与#45航次菲律宾煤按一定的掺比量进行配烧，得出炉侧运行参数。

3.2 300 MW工况

试验煤质航次、煤种及各项主要指标参数如表2所示。

表2 试验煤质

#45航次菲律宾煤与俄罗斯煤、印尼煤以及中煤，按不同比例进行掺配烧试验，得出锅炉主要运行参数如表3所示。

表3 试验掺配烧主要参数

（1）由表3二、三行可以看出，#45航次菲律宾煤与#42航次俄罗斯煤4:1掺烧，与#45航次菲律宾煤与#42航次俄罗斯煤3:2掺烧相比较，分别出现不同程度的挂焦现象，主要是在后屏、分隔屏等处，集中在炉左侧位置较多。渣量增加较多，干出渣两台碎渣机全开，整体可以满足出渣要求。由于煤渣呈熔融状态，进入渣仓后容易融合成块，出现几次出渣堵塞问题。空预器、低省、MGGH等换热部件没有出现粘堵问题，锅炉尾部烟道设施运行正常。其间入炉硫分增高至约1 600 mg/Nm3，由于低温期间海水水质还原能力差，增启两台曝气风机、循环水泵，造成供电煤耗升高。

（2）由表3四、五行可以看出，#45航次菲律宾煤与#43航次印尼煤2:2掺烧，与#45航次菲律宾煤与#44航次印尼煤3:2掺烧相比较，采用四台制粉系统运行，排烟温度低于五磨运行方式，供电煤耗低约0.8 g/（kW·h），但锅炉热值再热减温水量和飞灰可燃物略增，影响整体供电煤耗减少约0.4 g/（kW·h）[2]。

（3）由表3六、七行可以看出，#45航次菲律宾煤与#49航次中煤4:1掺烧，与#48航次印尼煤与#49航次中煤4:1掺烧相比较，300 MW工况下的排烟温度升高8 ℃左右（扣除送风温度影响），导致供电煤耗升高约1.36 g/（kW·h）；再热减温水量增加24.7 t/h，导致供电煤耗升高1.5 g/（kW·h）；炉内局部结焦，大量吹灰以及启动循泵运行对机组经济性有较大影响，总体供电煤耗升高8.79 g/（kW·h）。

（4）菲律宾煤与俄罗斯煤或者中煤大比例掺配烧时，因俄罗斯煤、中煤固定碳含量高，不易燃烧，而且入口硫值较高，循环水泵、海水泵、曝气风机增加启动台数较多，厂用电率增加太高，整体供电煤耗在320～323 g/（kW·h），经济性最差。菲律宾煤与低硫值印尼煤3:2掺配烧，锅炉整体脱硫电耗较少，厂用电率较低，机组经济性较好[3]。

3.3 150 MW工况

试验煤质：#45航次菲律宾煤与#51航次印尼煤掺配烧，#51航次印尼煤全水分36.7%，空干基水分16.72%，空干基灰分3.8%，空干基挥发分41.49%，固定碳37.99%，干基硫0.17%，低位发热量3 727 kcal/kg。

#45航次菲律宾煤与#51航次印尼煤2:1配烧，入炉煤发热量3 982 kcal/kg，全硫0.5%，给煤量84.2 t/h，排烟温度127.45℃，送风温度14.3℃，飞灰可燃物0.71%，再热减温水量2.9 t/h，供电煤耗329.76 g/（kW·h）。锅炉纯烧三仓#51航次印尼煤，入炉煤发热量3 727 kcal/kg，全硫0.17%，给煤量88.7 t/h，排烟温度123.85 ℃，送风温度13.8 ℃，飞灰可燃物0.4%，再热减温水量1.7 t/h，供电煤耗325.96 g/（kW·h）。

在150 MW工况下配烧两仓菲律宾煤，排烟温度上升约3.6 ℃，入口硫值较高，上涨至约1 400 mg/Nm3，需保持A/B海水泵运行，增启一台曝气风机，厂用电率增加，供电煤耗增加约3.8 g/（kW·h）。

150 MW负荷连续运行12 h以上时，SCR入口局部烟温会低于280 ℃区域，导致硫酸氢铵生成，对锅炉尾部烟道设备造成粘结。菲律宾煤具有中等强度易结焦、易结灰的特性，在机组低负荷、烟气流量和流速较低期间，会加剧MGGH的换热模块出现灰的大量粘结，发生堵塞现象[4]。

4 结论及建议

菲律宾煤硫分高，灰熔点较低，碱金属含量稍高，具有中等易结焦结灰特性。从掺配烧数据看，大比例或中低负荷全烧时较为不利，容易造成排烟温度升高，减温水量大幅增加，锅炉结焦挂焦，干出渣系统出现卡渣，渣仓出渣堵塞，并且需要增启循环水泵和曝气风机等设备，安全性、经济性稍差。

日常掺配烧中，菲律宾煤以不超过三仓的比例配烧为主，在满足带负荷的前提下，尽量搭配低硫值印尼煤，降低入炉煤热值，提高经济性。从掺配烧数据来看，掺烧三仓菲律宾煤，控制入炉煤热值在4 100～4 200 kcal/kg时较为经济，其整体煤耗未出现明显增加，飞灰可燃物也较低。高负荷、大比例掺烧四仓菲律宾煤，通过运行检修的特巡特护，锅炉可以安全运行，结焦情况在可接受范围内，但大比例掺烧菲律宾煤时，燃煤经济性有所下降，供电煤耗增加4～5 g/（kW·h）。

菲律宾煤硫值较高，为保证烟气二氧化硫达标排放，海水泵及曝气风机耗电量均比配烧印尼煤时增大，特别是海水pH值无法满足6.8要求时，需要增加循环水泵启动运行，用以满足海水达标排放。因此，在机组迎峰度夏或负荷率较高期间，循泵运行台数较多，海水水质还原能力较强，可以适当多掺配烧菲律宾煤，避免出现额外的脱硫电耗增加。在冬季，应适当减少掺配烧比例，原则上控制锅炉入炉硫值以不需要增启循环水泵为限，降低机组脱硫电耗。

在持续低负荷期间，由于烟道内烟气流场不均匀，燃用菲律宾煤比例较高期间，酸碱比高，容易加剧低温区域设备粘灰。此时应开启脱硝旁路来提高SCR入口烟温至320 ℃，用以消除烟道内温度场偏差带来的局部喷氨反应不良，避免生成大量硫酸氢铵。