配煤掺烧风险防控及科学掺配

李凤超

摘要：近年来全球范围大宗商品价格上涨，煤炭价格不断攀升，我国出于环保及其它因素影响，煤炭供需矛盾助推煤炭价格持续走高。造成国内火电厂大面积亏损。因此，控制标煤单价，降低燃料成本对火电厂经营效益意义重大。同时配煤掺烧也带来一系列风险，必须做好防范措施，科学掺配机组才能经济安全运行。

关键词：配煤掺烧 标煤单价 经济效益 机组安全

引言:

燃料成本占燃煤电厂生产成本近60%，电厂设计之初，是按照对应煤种进行设计、设备选型，但随着电煤市场变化，电厂都在积极寻求价格低廉的煤种，来降低燃料单价，从而降低生产成本。大部分低价煤都属于劣质煤种，其热值低、灰份高、硫份高，在设备状态未改变的前提下，将不同种类的煤种进行混合掺烧，产生较大经济效益的同时，需注意配煤掺烧带来的其他新问题。有效减少因配煤掺烧不当造成的锅炉严重结焦、制粉系统爆炸、锅炉灭火等异常事件的发生，避免受热面腐蚀、机组出力受限、锅炉效率下降、厂用电率升高等问题。

1 配煤掺烧过程中存在的问题

1.1 锅炉灭火

由于掺烧劣质煤，入炉煤质严重偏离设计值，劣质煤普遍发热量低，挥发份低，部分煤种水份、灰份高，都是影响燃烧稳定的不利因素，特别是低负荷期间，锅炉稳燃能力差，着火不稳定，极易发生锅炉灭火的不安全事件，

1.2锅炉结焦、受热面积灰、空预器堵塞

在掺烧高灰份煤种时，因灰份含量大，部分煤种灰熔点低，在高负荷时，炉膛内温度高，加剧了炉膛结焦，锅炉易发生大面积掉焦事件。此外，大量飞灰集聚在烟道、受热面管束等位置，影响换热，且烟气中飞灰颗粒多，加剧受热面磨损，导致锅炉受热面磨损减薄，受热面爆管等问题突出。锅炉尾部烟道、空预器等部位，受劣质煤硫份高、灰份高、烟温低等因素共同作用，易发生积灰堵塞，导致烟气阻力大，空预器换热效果差，引风机耗电率高问题。

1.3带负荷能力受限、环保超限

在配煤掺烧的过程中，经常发生因为掺烧劣质煤，导致机组负荷无法带满的情况，其原因主要为掺烧煤种热值不稳定，燃料量增加导致制粉系统超出力引起负荷受限，或者硫份、灰份不稳定，导致的环保设备处理能力达上限负荷受限。

1.4水冷壁高温腐蚀

含硫燃料燃烧产生的腐蚀性媒介与高温（＞350℃）水冷壁管接触时，会将管子的铁基本转化为FeS，或进而转变为FeO。这些产物质地稀松，不能阻止铁进一步反应。而且，水冷壁管的温度越高，这种反应进行的越快。影响高温腐蚀的因素：燃料成分(S、Cl含量)，燃烧区气氛(还原性和氧化性)，炉内流场（火焰刷墙），水冷壁温度。水冷壁高温腐蚀会造成炉管泄露，导致机组非停。

2 应对措施

2.1防止锅炉灭火

2.1.1根据机组负荷、发热量及燃煤湿黏情况，评估炉内燃烧是否稳定、制粉系统是否可靠运行，根据评估结果合理配煤，防止因热量低、煤质湿黏造成断煤频繁、燃烧不稳，锅炉灭火。

2.1.2跟踪每日受热面吹灰情况，分析捞渣机压力等参数，评估受热面结焦情况，根据结果及时调整吹灰频次、压力，防止掉大焦，锅炉灭火。

2.1.3针对性的开展制粉系统异常应急处置演练，避免因运行处置不当造成锅炉灭火。

2.2防止锅炉结焦

2.2.1燃烧调整应通过调整一、二次风配比，保持合理氧量，使燃烧室热负荷分布均匀，火焰中心不发生偏斜，避免燃烧器烧损及水冷壁结焦。

2.2.2掺烧易结焦煤种时,要适当增加吹灰频次。运行过程中应对受热面和燃烧器的结焦情况进行检查，发现结焦及时清除，避免结焦加剧。同时，要定期降负荷甩焦。

2.2.3直流燃烧器掺烧褐煤时，一次风速应适当提高，保持着火距离在0.5米左右，防止火嘴烧损。旋流燃烧器掺烧褐煤时，应将旋流强度调到较小位置，降低主燃烧器喷口浓度，防止着火提前损坏燃烧器。

2.2.4四角切圆锅炉应控制同层风速偏差不超过5%，防止切圆偏斜刷墙。前后墙对冲燃烧锅炉可采用降低其一次风速或煤粉浓度、提高其二次风量的方法降低主燃区侧墙CO、H2S气体浓度。

2.3防止机组负荷受限、环保超限

配煤掺烧时，保证机组可以带满负荷，避免追求掺烧率，导致影响负荷。掺烧多种劣质煤时，条件允许，尽可能分仓单独掺烧，避免入炉煤掺配不均，煤质波动，导致机组限负荷。

加强环保设备设施维护，在设备有缺陷时，及时改变配煤方式，避免设备故障期间环保超排。热值、硫份、灰份变化较大的煤质，有条件时，在煤场进行掺配，混合均匀后，再上仓掺烧，避免煤质波动引起的负荷受限和环保超排。

2.4防止水冷壁高温腐蚀

2.4.1高硫煤应分散配煤燃烧，不宜将高硫煤区域性集中燃烧。对冲锅炉，不宜一层前后墙两组燃烧器都烧高硫煤，四角切圆锅炉不宜临近两层都烧高硫煤。

2.4.2控制主燃区过剩空气系数。合理控制SCR入口NOx浓度，避免通过采取增大分离燃烬风量，过度追求降低炉膛出口NOx，加大主燃区欠氧程度。

2.4.3严格受热面壁温控制。建立完善超温台账，停机后要加大对超温部位的检查力度。根据历次停机检查情况，对无壁温测点的高温区域要增加测点，准确掌握受热面运行情况。

3 建立科学的配煤掺烧管理机制

3.1一定要制定健全的制度，细化管理，落实责任。积极组建配煤掺烧工作组织机构。明确配煤掺烧各部门职责及具体工作要求。制定配煤掺烧输煤技术措施、配煤掺烧运行技术措施、配煤掺烧管理办法等制度，对配煤掺烧相关管理工作予以有效的约束，将配煤掺烧的责任落到具体负责人的头上，严格控制配煤掺烧各个环节，保证配煤掺烧合理、有序的进行。

3.2制定入炉煤边界条件及掺配目标（以某660MW超超临界机组为例）

入炉配煤掺烧边界值
机组	限值	负荷率	热值 Qnet.ar (MJ/kg）	挥发分 [Vdaf](%）	硫份 [St,d](%）	可磨系数 HGI	灰熔点 [ST](℃）	灰份 [Aar]（%）

660MW机组 （贫瘦煤）	红线值	30%～50%	16.726～19.02 （4000～4550）	13～15	0.8～1.0	＞80	＞1400	＜38
	红线值	50%～75%	16.5～18.817 （3950～4500）	11～13	0.8～0.9	＞80	＞1400	＜38
	红线值	75%～100%	17.980～19.02 （4300～4550）	11～13	0.8～0.9	＞80	＞1400	＜35

禁止灰熔点小于1400℃的煤入厂。新入厂的煤种必须提供灰熔点、可磨系数等相关参数。入厂煤边界条件：

项目	Qnet,ar（Kcal/kg）	Var（%）	Aad（%）	St.d（%）	可磨系数 HGI	灰熔点（ST℃）	Mt（%）
数值	＞2500	＞10	＜50	＜4	＞80	＞1400	＜12

配煤掺烧目标

（1）入炉硫份目标：1-1.2%。

（2）入炉煤低位发热量标准为4100±100kcal/kg。

3.3掺烧方案的确定

发电部根据电网负荷计划确定煤质需求，输煤专业策划掺配方案。方案制定后，及时通知主机运行人员。输煤专业根据不同时段的煤质要求，优化原煤仓上煤次数，满足机组不同时段煤质需求。低谷负荷时，必须保证锅炉稳定燃烧；高峰负荷满足热值和硫分要求，在热值和硫分不能兼顾时，必须以机组达标排放为前提。

3.4加强煤场管理

明确煤场管理人负责，按煤种合理分区存放，做好煤场防自燃、测温、盘存等工作，充分运用燃料“三大项目”，准确掌握煤场库存动态，确保掺配精准。

3.5加强设备运行维护管理，确保不因设备原因影响配煤掺烧计划的实施。

加强锅炉燃烧调整优化，认真做好飞灰含碳量的监督管理，飞灰含碳量超出合理值时及时分析原因。掺烧方式发生较大变化时及时开展燃烧调整试验，确保锅炉效率不受影响。

3.6加强专项培训

针对可能影响安全、环保、出力的各种掺烧风险，制定应急预案，组织专项培训。

3.7燃料、生产、经营各部门联合召开配煤掺烧专题会。

根据月度电量计划及燃煤采购计划确保煤场合理存煤结构。特殊情况动态调整。对掺烧中问题，兑现奖惩。

4 结语

配煤掺烧是降控燃料成本的有效手段。要开展技术攻关，探索深度掺烧的设备治理技术路线和运行操作调整方法，才能确保掺烧工作安全风险可控、环保排放达标、计划负荷带满、指标影响最小，经济效益明显。

参考文献：

  [1]邓伟.火电厂配煤掺烧最优方案探讨[J].科技与企业，2015（9）：226-226.

[2]彭硕.火电厂配煤掺烧方法存在的问题及处理[J].电子制作,2016(10):97-97.