燃用低熱值煤對鍋爐安全性和經濟性的影響

晉控電力蒲洲熱電有限公司 王曉光 山西漳電科學技術研究院 史曉華

截至2022年年底，山西省發電裝機容量12079.52萬kW，其中火電7532.9萬kW，占比66.73%，新能源4013.52萬kW（風電2317.81萬kW、 光 伏1695.71萬kW）， 占 比33.23%，新能源容量較2020年增加730.82萬kW，山西正在由傳統能源大省向新型綜合能源大省加快轉型，火力發電面臨著嚴峻的挑戰。

圖1 山西省電力裝機容量示意圖

隨著電力市場競爭越來越激烈，加之近年來燃煤價格的持續升高，火電企業燃煤成本大幅上升，燃煤質量逐年持續下降，煤質嚴重偏離設計范圍。眾所周知，鍋爐的型式和結構是根據煤種來進行設計的，爐型和煤種之間呈嚴格的匹配關系，才能保證鍋爐良好的燃燒效果，燃用低熱值煤雖然可解決發電企業煤源不足、降低燃料成本的問題，但鍋爐燃燒效果整體較差，直接影響鍋爐的安全性和經濟性，同時，也使污染治理成本提高，因此分析煤質對鍋爐的影響，并采取相應的應對措施，對鍋爐安全性和經濟性有著重要的意義。

1 煤質變化對鍋爐經濟性的影響

煤的發熱量是設計鍋爐的重要依據，同時也是判斷煤質好壞的重要指標之一。煤質越差，灰分越高，燃煤量也越大，爐膛溫度水平越低，越不利于煤粉的著火和燃燼，并且由于煤質變差，一次風用量增大，造成排煙熱損失和機械不完全燃燒熱損失的增加。

灰分在燃燒過程中起著阻礙碳與氧氣產生化學反應的作用，并且由于加熱灰分會增加熱量消耗，理論燃燒溫度降低（灰分每增加1%的，理論燃燒溫度降低約5℃），造成爐膛燃燒溫度下降?；曳衷龃?，煤粉著火熱增加[1]，見公式（1），著火溫度顯著提高，使得煤粉著火和燃燼困難，灰渣可燃物升高，固體不完全燃燒熱損失增大。

Qi為煤的著火熱，kJ/kg；

Bb為每臺燃燒器燃煤量，kg/s；

C0為一次風熱容量，kJ/(Nm3·℃)；

Qgt為固體不完全燃燒損失，%；

Cf為煤的干燥基熱容量，kJ/(kg·℃)；

Czg為蒸汽的熱容量，kJ/kg；

Mar為煤的收到基水分，%；

Ti為著火溫度，℃；

T0為煤粉一次風初溫，℃；

Mmf為煤粉水分，%。

煤的著火、燃盡性能大致隨煤中揮發分含量的降低而逐漸變難。目前，發電企業通常是采用配煤摻燒的方式來控制燃煤揮發分，雖然混配后煤質的質量加權平均揮發分能夠滿足鍋爐要求，但由于不同煤種的煤質特性差異，會在燃燒特性上表現出不一致性[2]，特別是混煤的燃盡性能更接近于混煤中揮發分較低的煤種，造成爐內燃燒時不同煤種發生搶風，導致飛灰可燃物升高，鍋爐熱效率降低。如圖2所示[3]，混煤的加權揮發分為20%時，評價揮發分只有10%，無論著火性能還是燃盡性能，均屬于較難。

圖2 混煤的揮發分對著火特性的影響

由公式（1）還可看出，煤的水分增加，也會使著火熱增大，并且無論是內水和外水，都會使燃煤低位發熱量下降，入爐煤水分每增加1%，發熱量降低250～290kJ/kg，煙氣量增加約0.45個百分點，在燃燒過程中造成煙氣量增加和排煙溫度升高，導致排煙熱損失升高，鍋爐效率下降。

2 煤質變化對鍋爐安全性的影響

調峰能力下降，燃燒穩定性變差。煤質的好壞直接影響鍋爐帶負荷能力及最小技術出力，由于煤質變差，實際燃煤量增大，受制粉系統出力限制，影響機組帶負荷。還有部分機組在50%調度負荷下會出現燃燒穩定性差，需要投油助燃，嚴重時鍋爐發生滅火，山西南部部分電廠設計煤種為煙煤，但由于遠離煤源點，被迫摻燒無煙煤，就曾發生過兩天之內鍋爐5次滅火的事故。同時，為了調節電網負荷的峰谷差，機組在AGC 和ACE 調度控制方式下長時間處于頻繁的變負荷運行狀態，加劇了燃燒的不穩定性。

設備可靠性下降。受熱面金屬磨損量可根據公式（2）[4]來計算，當入爐煤灰分增大時，受熱面金屬的磨損也會隨比例增大，尤其是與煙速的3次方、灰濃度的1次方成正比，更加劇了受熱面的磨損，在實際運行過程中的確出現了低溫過熱器、低溫再熱器、省煤器及空預期熱端磨損加劇的現象。如低溫過熱器入口煙溫由設計值650℃升至660℃，實際煙氣體積增加1.08%，磨損增加約3.3%，省煤器入口煙溫由設計值460℃升至470℃，實際煙氣體積增加1.36%，磨損增加約4.2%。

T 為受熱面金屬磨損程度，g/m2；

c 為飛灰特性系數，s2/m2；

ω 為煙氣速度，m/s；

μ為煙氣含灰量，g/m3；

τ 為時間。

受熱面腐蝕嚴重。發電企業為降低發電成本，入爐煤硫含量普遍高于設計值，加之為達到環保超低排放要求，普遍采用低氮燃燒器，燃燒方式為分級燃燒方式，主燃燒區為低氧高溫燃燒，導致水冷壁局部出現了強還原性氣氛，造成水冷壁高溫腐蝕現象的發生。同時，由于硫含量的升高，加之脫硝系統催化劑有將SO2向SO3轉化作用，SO3生成量增大，硫酸氫氨和硫酸蒸汽生成量隨之增大，造成尾部煙道及設備尤其是空氣預熱器的堵塞和低溫腐蝕，嚴重影響鍋爐的安全穩定運行。某300MW 燃煤機組，入爐煤硫含量設計為0.55%，實際在1.8%～2.5%，NH4HSO4在空預器換熱元件越界沉積，運行4個月后，空預器差壓由1.1kPa 升至2.7kPa，高負荷時造成引風機搶風失速，圖3為機組停機后空預器堵塞狀況。

圖3 某300MW 機組空預器堵塞狀況

受熱面超溫。由于煤質變差，爐膛出口煙溫升高、煙氣量增大，造成高溫受熱面金屬局部長期超溫，嚴重時導致超溫爆管。

3 煤質變化對機組其他方面的影響

一是給煤機頻繁斷煤。水分對煤的流動性影響較大，影響輸煤系統正常工作，部分電廠摻燒煤泥，由于煤泥水分高、黏性大，造成煤倉蓬煤、堵煤，導致給煤機頻繁斷煤。

二是廠用電率升高。燃用劣質煤后，燃煤量、灰渣量、煙氣量均增大，造成相應輔機設備的電耗上升，如制粉系統、引風機及脫硫系統耗電率電耗增加，廠用電率升高。

三是環保排放成本升高。由于煤質變差，一次風量增大，使得爐膛出口氮氧化物生成量增加，脫硝系統氨耗量增大。由于煤質熱值降低，折算硫分增大，會使原煙氣SO2濃度升高，石灰石消耗量增加，增加了發電企業脫硫成本。如入爐煤硫含量為1.8%，熱值為4300Kcal/kg 時，折算硫分為1.00%，SO2生成濃度為4609mg/Nm3，熱值降至3800Kcal/kg 時，折算硫分為1.13%，SO2生成濃度增至5215mg/Nm3，SO2生成濃度增長13.2%。

四是檢修維護成本升高。煤質變差，導致設備故障率升高、檢修維護工作量及成本增大。

4 結論及建議

燃用低熱值煤，雖然對鍋爐的安全性和經濟性造成了一定的影響，但鑒于目前的電力和煤炭市場，對大多數發電企業，燃用設計煤種或單一煤種并不現實，配煤摻燒是更為可行的辦法，既能有效利用資源，又能積極應對當前電煤緊張的局面，這就要求發電企業及相關技術單位，在實際生產運行過程中不斷進行探索，力求在燃用低熱值煤的前提下保證鍋爐機組的安全性和經濟性。

一是加強入廠煤管理，要根據不同煤種的煤質特性分類分區域進行堆放，并確保摻配后入爐煤煤質的穩定和均勻。摻燒煤泥時，應考慮其水分高、黏結性強的特性，進行適當的晾曬干燥后再進行摻配，或者可考慮對煤倉進行防堵改造。

二是通過科學的理論計算和合理的技術方法，確定合理的摻配方案和摻配比例，確保鍋爐的正常燃燒。

三是摻配后應保證鍋爐運行的安全性，如出現受熱面長期超溫、水冷壁高溫腐蝕等情況，應進行燃燒調整，或改變摻配比例。

四是摻燒方式有爐內摻燒、爐外摻燒等，發電企業應根據煤種的燃燒特性差異性、系統設備的匹配性來選取適合的摻燒方式，對于某些燃燒特性差異較大的煤種，建議采用爐內摻燒方式，且只進行少量摻燒。

五是根據煤種的揮發分合理控制磨煤機出口溫度和煤粉細度，爐外摻燒時，以揮發分最高的煤種來確定磨出口溫度，以揮發分最低的煤種確定煤粉細度。爐外摻燒時，可根據不同煤種的揮發分來確定各磨煤機的出口溫度和煤粉細度。

六是摻配后入爐煤熱值降低，煤量及一次風量增大，爐膛出口氮氧化物生成量可能會升高，因此在滿足機組帶負荷能力的同時，要盡量減少磨煤機運行數量、降低一次風速，保證燃燒的穩定性，并尋求鍋爐經濟性和氮氧化物的生成量之間的平衡。

七是采用負荷精準預測、精準配煤的方式來提高機組負荷接帶能力，但該方式對負荷預測要求高，如配煤與負荷調度出現時間差，會出現短時間內的負荷受限。建議對煤倉進行分倉改造，能夠實現負荷變化時的無擾切換和快速響應，保證機組的負荷接帶能力和深度調峰能力，該改造已在山西省多家發電企業實施，效果良好。

八是在爐膛出口氮氧化物控制在合理范圍的前提下，二次風擋板進行合理調整，盡量減小SOFA擋板開度，以增加主燃燒區域的二次風量，避免水冷壁局部出現強還原性氣氛而發生高溫腐蝕，同時能提高煤粉的燃燼率，降低固體不完全燃燒熱損失。

九是加強設備檢修維護。運行期間要加強對制粉系統的檢修維護，保證設備運行的可靠性，降低摻燒對制粉系統出力的不利影響。在機組等級檢修過程中，要根據煤種特性的差異、爐型和燃燒方式的不同，有針對性地進行設備的檢查和檢修。

十是加強對發電企業運行人員的專業培訓，運行人員不僅要掌握了解配煤方式，還應隨時根據機組的運行狀況判斷煤質變化情況，并及時作出有針對性的運行調整，以保證鍋爐的安全性和經濟性。

總之，從整個發電企業的經營來講，不應僅考慮標煤價格，還應從燃煤性能與鍋爐設備的匹配性，因燃用煤量增大而造成的運輸成本增加、設備檢修維護成本的增大、廠用電率的升高、環保排放成本的增加、機組非停造成的損失等各方面進行綜合測算，從而在機組安全穩定運行的同時提高全廠綜合效益。