循环流化床锅炉掺烧高硫煤的实践与探讨

循环流化床锅炉掺烧高硫煤的实践与探讨

何浩林

广东粤电云河发电有限公司

一、背景介绍：

近年来由于电煤供需矛盾原因导致“煤荒”的出现，燃煤价格大幅上涨，使电厂的煤质发生不稳定现象，导致发电机组的煤耗增大、发电效率降低、污染物排放超标等，影响机组的安全、经济、环保运行。配煤掺烧是发电企业降本增效、提高核心竞争力的重要举措，又是解决机组燃煤紧张且煤种多变、运行性能欠佳的有效方法。配煤掺烧技术也越来越引起高度重视并深入应用,以提升机组性能指标满足生产要求。

二、具体措施

1.1 掺烧配煤煤质

1.2 掺烧配煤方案：

1.采用单仓上煤模式，混有高硫场地烟煤的混煤只添加至#5炉#2大煤仓，使用目前在用的烟煤(场地烟煤）与（高硫场地烟煤）按照1:1模式进行掺配，掺配后煤种参数如下：

2. 其余三个大煤仓继续维持低硫场地烟煤上煤方案，煤种如下：

1.3 掺烧控制措施：

锅炉燃烧调节方面

1. 锅炉燃烧调整按操作台上座签参数控制表执行。
2. 由于该场地烟煤发热量偏高，要求加强床温监控；平均上、下层床温控制＜945℃，最高点床温不超过980℃，相邻的二点床温不超过975℃。前墙二次风管管壁温度控制＜450℃。高负荷时二台一次风机出力或引风机出力达95%以上（基本上无调节裕量），如床温无法控制仍然上升，必须及时降低机组负荷（以床温受控不超限为原则），并及时报专业和部门。
3. 加强循环物料量（炉膛出口差压）及回料阀立管压力监视，如出现回料阀立管上层压力波动大或异常上升超过6KPa，需增大运行中高压流化风机出力或增开一台高压流化风机，并及时报专业和部门。
4. 加强床压监控，按座签表参数要求，床压达到上限值开始排渣，排低至下限值后停止排渣。冷渣器启动前必须就地确认各冷却水门全开；排渣时，要求冷渣器全部启动进行均匀排渣；加强冷渣器出口渣温控制，视情况启动一台冷渣器冷却提升水泵运行，控制冷渣器出口渣温不超过60℃。如冷渣器出现故障须及时通知检修处理。
5. 若出现因排放控制困难需降低#2大煤仓对应的#3、4给煤机出力时，应密切关注锅炉两侧床温、受热面管壁温度情况，避免床温、壁温超限，调节过程应关注因床温偏差可能引起的汽包水位偏差问题，必要时应及时降低机组负荷。
6. #2大煤仓对应的#3、4给煤机给煤偏差调整时，应注意其余给煤机出力情况，特别是高负荷运行期间，避免其余给煤机因给煤量过大可能造成的堵煤的问题，同时继续执行给煤机落煤管定期巡查及烘管制度。若出现其余给煤机因故停运时应及时汇报部门及专业，综合评估系统负荷及机组带负荷能力，必要时向安生部请示提出限负荷运行要求。
7. 加强机组协调控制系统、燃烧自动控制系统的监控力度，特别是高负荷运行期间，密切关注给煤量、一二次风量、引风机自动跟踪情况，波动大时及时退出自动手动调节，并汇报检修热工专业及时跟踪优化。
8. 锅炉专业、各值关注好飞灰含碳量变化，如偏大，由锅炉专业根据煤细度化验数据通知燃料调小可逆碎衬板筛板间隙。

三、环保排放控制方面

1. 加强环保参数的监控力度，净烟二氧化硫、氮氧化物、粉尘折标浓度严格按小时均值分别不超35、50、10mg/Nm3和瞬时值不超200、200、30mg/Nm3控制。净烟二氧化硫、氮氧化物、粉尘折标浓度瞬时值超过100、100、20mg/Nm3时应采取加大供浆、供氨等措施尽快调整恢复，可适当提高吸收塔PH至6.2～6.4运行。若排放控制困难有超限预期时，及时降低机组出力，确保排放数据合格。
2. 燃用高硫期间初定脱硫每接班后1小时内对#5、6吸收塔各加入两包（25Kg/包)脱硫增效剂（添加量专业视燃煤硫份动态调整）。
3. 原烟气二氧化硫浓度大于1850mg/Nm3且机组负荷大于220MW时二氧化硫排放容易超标，应做好及时全投三台浆液循环泵的准备工作。为避免频繁启、停增投浆液循环泵后保留运行不低于30分钟。
4. 加强对输灰系统的监控，若灰量大输灰不及时应及时增投输灰空压机提高输灰能力，发现异常及时联系消缺。
5. 加强对电除尘高频电源的监控，若出有火花率大于25时，应适当降低该电源出力。若出力小于15%时火花率仍大于25请及时联系检修处理。

四、关键技术及主要创造点：

（1）通过配煤掺烧带来经济效益，最大限度降低发电成本，提高核心竞争力的重要举措。

（2）通过本次配煤掺烧，探索出科学合理的配煤比例方式，得知入炉煤硫份最高试验值至0.9%。

（3）拓宽煤源采购，最大限度掺烧劣质煤，并为以后燃煤采购提供依据。

（4）不断总结优化燃煤配煤掺燃，探索较为成熟的监控、调节方法。

五、实施后运行情况：

（1）掺烧的高硫煤由于发热量偏高，灰份偏大，造成床温，床压都不同程度的升高，运行中加强床温监视，及时进行排渣及排渣系统的维护。

（2）在高负荷运行时，受引风机出力限制，在床温无法控制，须及时降低机组负荷控制床温不超限，实际运行中基本能满足负荷要求。

（3）高负荷运行期间，加强机组协调控制系统、燃烧自动控制系统的监控力度，波动大要及时退出自动手动调节。

（4）掺烧的高硫煤期间，加强环保参数的监视，及时做好调整，尤其在大幅加负荷时，及时了解负荷曲线提前做好调整。

（5）根据入炉煤质，不断优化运行燃烧调整手段，确保机组安全、经济运行，并保证各项环保指标达标，降低发电成本，提高企业竞争力。