(云浮发电厂(B厂)有限公司 527300)
摘要：云浮发电厂#1号锅炉是上海锅炉厂为燃用无烟煤设计制造的超高压自然循环汽包炉，平衡通风，中储式制粉系统，热风送粉，四角切圆燃烧，固态排渣，钢筋混凝土构架。本次锅炉改造由燃烧无烟煤改为燃烧烟煤。
关键词：烧烟煤 好处 分析
1 云浮发电厂125MW锅炉概况
原设计：
云浮发电厂#1炉是上海锅炉厂为燃用无烟煤而设计生产的超高压中间再热自然循环汽包炉，与125MW汽轮发电机配套。设计煤种为山西晋东南无烟煤。锅炉设计为平衡通风，“Π”型露天布置，四角切圆燃烧器，固态排渣方式，钢筋混凝土构架。汽包中心标高为45470mm。炉膛接近于正方形(宽×深×8840mm)，其深宽比为1.086，炉膛四周由60×7mm节距为80.5mm的光管与扁钢焊接而成的膜式水冷壁构成。在燃烧区域布有“防焦隔离带”的碳化硅卫燃带。尾部对流烟井总深为8m，宽与炉室相同，由隔墙省煤器分隔成前、后两个烟道，即主烟道(后)，深5500mm，布置有低温再热器，旁路烟道(前)，深2500mm，布置有旁路省煤器，在其下方布置有烟气旁路调节挡板。高温再热器布置在水平烟道内。上述部件均为悬吊式，自由向下膨胀。在旁路省煤器和低温再热器下面依次布置了第二级管式预热器、主省煤器和第一级管式预热器。锅炉采用敷管式轻型炉墙，采用钢球磨煤机中间储仓式制粉系统，热风送粉，BE240／2 -4电除尘器。
改造后：
为了配合烧烟煤煤种，锅炉要进行卫燃带，过热器，低温再热器和制粉系统等的改造。
1.1卫燃带改造
原有卫燃带拆除。集中为增加对流过热器面积、低温再热器和省煤器面积
1.2更换对流过热器(高温过热器)并增加受热面积，由原来1173 m2提高到1585 m2，对流过热器改造前后图纸如图
1.3增加低温再热器受热面积，由原来5000 m2提高到7050 m2。低温再热器改造前后图纸如图
1.4制粉系统由电厂委托西安热工院采取抽热炉烟干燥和维持制粉系统惰性气氛的主导思想，将钢球磨煤机中间储仓式制粉系统干燥方式由原热风干燥、冷风调节方式改造为热炉烟与热风混合干燥、冷炉烟调节三介质方式。增加两台变频调节炉烟风机和炉烟管道，保留给煤机、磨煤机、粗细粉分离器、排粉风机等原有设备和管道系统不动。
2 云浮发电厂烧烟煤煤质情况介绍
近年来，我国煤炭资源供应日益紧张，我厂锅炉很难保证实际燃用煤种的煤质特性。近期陆续有大量烟煤入厂，现就烟煤29(粤电58)和烟煤27(粤电7)混烧进行分析。
烟煤29(粤电58)挥发份为29%；烟煤27(粤电7)挥发份为27.4%。为保障锅炉和制粉系统安全，控制入炉煤挥发份，现拟用烟煤29(粤电58)和烟煤27(粤电7)两种煤混烧，其比例为1:1。单煤及混煤的具体煤质情况见表1。
3 煤种混烧的好处
烟煤的挥发份高达28.2%，单独燃烧时，稍微控制不好就容易造成制粉系统自燃爆炸。通过改造后的制粉系统加装了炉烟风机，利用炉烟的惰性制粉来控制制粉系统的进口氧量不超10~12％，更要严格控制磨煤机的出口温度不超85℃。现在，将烟煤29(粤电58)和烟煤27(粤电7)两种煤按1:1比例混配后，全水、灰分、挥发分、固定碳、
全硫、低位热值的比例都比较合适，以上出现的问题都得到明显的改善，有利于燃烧。
经过实践，煤种混烧后降低了发电煤耗，我厂的经济效益得到提高。
4 燃烧烟煤存在的问题
由于锅炉设计问题，烟煤和朝鲜煤煤质特性特别是挥发份差别大，混烧存在以下问题，锅炉运行中存在的以下问题：
1)前屏、后屏和对流过热器受热面多年运行管材老化，锅炉过热汽温因管材老化被迫长期压汽温运行；
2)锅炉再热汽温偏低；
3)锅炉飞灰含碳量高；
4)锅炉排烟温度偏高(燃用原设计煤种时)。
5 煤种混烧分析及对策
针对以上问题，分析如下：
1)热力研究发现，混燃燃料的综合低位热值对锅炉效率的影响比较显著，基本上是随着低位热值的提高而增加。现混燃燃料的综合低位热值为4719 KJ／kg，远远小于锅炉设计煤种山西晋东南无烟煤的低位发热量6174 KJ／kg，故而锅炉效率也难以达到设计值。
2)由于掺烧混合煤质特性的改变导致炉膛出口烟温、烟量的变化、烟气流速等变化引起每公斤燃料炉内辐射放热量的改变，使各受热部件热负荷分布与设计发生偏差。综合低位发热量偏低的工况中，锅炉效率相对较低，使炉膛出口烟温降低，尽管炉内辐射热负荷和过热器的热负荷得到保证，但再热器热负荷降低，从而导致再热汽温的下降。摆动燃烧器通过改变炉膛火焰中心位置来改变炉膛出口烟温。对于这种调节方法，越近炉膛出口受热面汽温变化越敏感，而且汽温变化幅度也越大；越远离炉膛出口的受热面，汽温变化幅度就越小。所以云浮电厂锅炉再热器采用悬吊布置，当燃烧器摆动角度改变炉膛出口烟温时，其汽温变化比较灵敏。在各级过热器及再热器中，随着火焰中心相对高度的降低，炉膛出口烟温降低，烟气的传热温压下降，蒸汽吸热量、烟气放热量、总传热量等基本上是递减的趋势，导致对流受热面吸热减少，汽温降低。运行人员可以通过烟气旁路挡板及减温水等适当的调节，使过热蒸汽温度、再热蒸汽温度接近设计值535℃。调整一、二次温度，也可通过燃烧方面的调整而达到调温的目的，如改变火嘴的运行方式或调整上、中、下各层给粉机出力的比例，二次风等。其次也可通过增、减负荷，进行调整。当然，从燃烧方面的改变来达到调整汽温的目的，主要能在保证锅炉燃烧稳定，安全经济的前提下进行。汽温的影响还有来自于锅炉受热面的清洁度，因此，运行人员应定期对炉过热器受热面等进行吹灰，以提高主、再汽温。
3)根据速度场理论分析，云浮电厂炉膛内的气流是一个强烈旋转的气流，四个角喷入的气流进入炉膛后速度扩散并且互相影响，在炉膛中心形成切圆，这样风粉混合均匀，有利于燃烧。但是与壁面成36°角的射流受到另一股对冲气流的冲击，产生较大的偏移，有可能产生气流刷墙，而使炉壁水冷壁结渣。而且，从下至上大部分炉膛空间均存在着强烈的旋转流场，旋转强度从弱到强，然后再逐渐减弱，但到炉膛出口仍存在残余旋流，有可能冲击炉膛出口侧墙而产生结渣现象。云浮电厂125MW机组锅炉结渣主要区域分布在卫燃带处。炉内温度水平过高，将会使煤中的一些易挥发碱性氧化物汽化或者升华，使碱金属化合物在受热面上凝结。碱金属氧化物汽化温度一般在1400oC以上，而凝结温度在1000～1100oC。碱金属直接凝结在受热面上会形成致密的强粘结性积灰。有时尽管炉膛出口烟气温度低于煤灰的变形温度1300oC，但由于飞灰的化学组成是不均匀的，在这样的温度下，某些易熔颗粒呈熔融或半熔融状态，可能直接粘结在受热面上，产生严重结渣，将使受热面结渣呈指数规律上升。结焦在管壁上会在相同条件下，燃煤混烧后，炉内整体温度场增大且分布不均匀，导致炉膛出口局部高温区域较多。由于混煤煤质的低位发热量远低于设计煤，导致总煤量偏高，在其他参数相同的情况下，则炉膛的容积热负荷相对增加，使得炉膛内的燃烧温度升高，对提高汽温有好处。在水冷壁受热面面积不变的情况下，炉膛出口温度的增加可能会导致前后墙的结焦。管壁上结渣使管壁超温，造成爆管。因此，运行人员平时需要严密监视过热器、再热器的管壁温度，控制不超过规定值565℃。为防止炉膛结焦加剧，每班进行一次炉膛定期吹灰工作。每天进行一次打焦工作。为减少在卫燃带处的结焦，已减少了＃1炉卫燃带的面积。
4)制粉系统运行时，按照规定严格控制磨煤机入口氧量在10~12％左右，尽量不超12％，磨煤机出口温度不超过85℃。要按要求停止制粉系统：停止给煤后，注意控制磨煤机出口温度不超过75℃。给煤机停运10分钟后再停磨煤机，停磨煤机5分钟后再停排粉机，尽量将筒体、管道内的积粉抽空。停运后，为防止三次风喷嘴烧坏，三次风喷嘴(X层)的侧边风开度要全开即100％开度。各台磨煤机连续停运时间不能超过4个小时。注意监视粉仓温度及制粉系统其它各处的温度，发现异常升高及时汇报，并采取降温措施，若有自燃情况发生应停运制粉系统、投入制粉灭火系统。当锅炉负荷100MW以下，通过调整调温风管风量，进行风粉混合物温度调节，控制燃烧器入口风粉混合物温度为180℃，一次风管风速为28m/s；B、C层侧边风开度为30％，A层侧边风开度为25％。当锅炉负荷100MW以上，燃烧调整方面，通过调整调温风管风量，进行风粉混合物温度调节，控制燃烧器入口风粉混合物温度为180℃，一次风管风速为26m/s；B、C层侧边风开度为35％，A层侧边风开度为30％。在燃用干燥无灰基挥发分为25%以上的烟煤时，钢球磨仓储式热风送粉系统要求将一次风风粉混合物的温度控制在160℃。热风送粉系统改为温风送粉系统，温风温度约为290℃。温风在预热器管箱出口抽出，送风机出口引一路冷风到一次热风箱，用于调节一次风温。一次风率18%，在保证制粉系统要求风温的前提下，考虑电厂提出的3~4%掺冷风要求，按掺4%冷风量进行锅炉改造热力计算。
5)＃1炉的原设计煤种排烟温度是135.5 oC，改造后排烟温度是157 oC。比如在120MW负荷下，＃1炉排烟温度A侧达148 oC，B侧达157 oC；＃2炉排烟温度A侧达165oC，B侧达162oC。可见，排烟热损失是非常大的，这也是造成经济效益下降的一个重要原因。为什么燃烧混煤后排烟温度会升高这么多呢？从结构上分析，在送风机出口处加装了一条调温风管，在送风量相同的情况下，流经空气预热器的风量就减少了，也就是与流经空气预热器的排烟进行热交换的冷风量少了，因此，排烟温度自然就升高了。还有就是空气预热器内的烟气管部分堵了，那么，烟气与冷空气进行热交换的面积就变小了，热交换率降低，排烟温度升高。我们可以在机组停运大、小修的时候，进行空气预热器的烟气管清理，疏通烟气管，降低排烟温度。
燃料上煤人员配煤的时候应加强监督，认真做好配煤工作，做到配煤均匀；集控人员认真鉴盘，严防掺配不均造成锅炉灭火，做好锅炉灭火不跳机的事故预想，发现燃烧不稳果断投油稳燃。
结论
根据江苏太仓电厂锅炉(燃烧神华煤)的实际运行情况，结合本工程的热负荷指标来看，本工程改造后不会出现炉膛严重结焦现象。
1.锅炉保证效率为：91.5%(燃用设计煤种)。
2.锅炉改造后， NOx排放均≤400mg/Nm3(O2=6%)，满足排放要求。
3.锅炉过、再热汽温达到540±5℃，降低燃烧飞灰含碳量。
4.最低不投油稳燃负荷为：40%BMCR。
制定科学、规范及合理的锅炉纯烟煤煤种混烧方案，使云浮发电厂在燃料供应十分紧张的形势下，保证完成上级下达的发电任务，保障电力供应，还有效地降低了电厂的成本，保证机组安全运行的同时提高了机组的经济性。
论文作者:叶天辉
论文发表刊物:《电力设备》2016年第13期
论文发表时间:2016/10/9
标签：炉膛论文; 锅炉论文; 烟煤论文; 制粉论文; 温度论文; 云浮论文; 烟气论文; 《电力设备》2016年第13期论文;