燃用低热值煤对锅炉安全性和经济性的影响

晋控电力蒲洲热电有限公司 王晓光 山西漳电科学技术研究院 史晓华

截至2022年年底，山西省发电装机容量12079.52万kW，其中火电7532.9万kW，占比66.73%，新能源4013.52万kW（风电2317.81万kW、 光 伏1695.71万kW）， 占 比33.23%，新能源容量较2020年增加730.82万kW，山西正在由传统能源大省向新型综合能源大省加快转型，火力发电面临着严峻的挑战。

图1 山西省电力装机容量示意图

随着电力市场竞争越来越激烈，加之近年来燃煤价格的持续升高，火电企业燃煤成本大幅上升，燃煤质量逐年持续下降，煤质严重偏离设计范围。众所周知，锅炉的型式和结构是根据煤种来进行设计的，炉型和煤种之间呈严格的匹配关系，才能保证锅炉良好的燃烧效果，燃用低热值煤虽然可解决发电企业煤源不足、降低燃料成本的问题，但锅炉燃烧效果整体较差，直接影响锅炉的安全性和经济性，同时，也使污染治理成本提高，因此分析煤质对锅炉的影响，并采取相应的应对措施，对锅炉安全性和经济性有着重要的意义。

1 煤质变化对锅炉经济性的影响

煤的发热量是设计锅炉的重要依据，同时也是判断煤质好坏的重要指标之一。煤质越差，灰分越高，燃煤量也越大，炉膛温度水平越低，越不利于煤粉的着火和燃烬，并且由于煤质变差，一次风用量增大，造成排烟热损失和机械不完全燃烧热损失的增加。

灰分在燃烧过程中起着阻碍碳与氧气产生化学反应的作用，并且由于加热灰分会增加热量消耗，理论燃烧温度降低（灰分每增加1%的，理论燃烧温度降低约5℃），造成炉膛燃烧温度下降。灰分增大，煤粉着火热增加[1]，见公式（1），着火温度显著提高，使得煤粉着火和燃烬困难，灰渣可燃物升高，固体不完全燃烧热损失增大。

Qi为煤的着火热，kJ/kg；

Bb为每台燃烧器燃煤量，kg/s；

C0为一次风热容量，kJ/(Nm3·℃)；

Qgt为固体不完全燃烧损失，%；

Cf为煤的干燥基热容量，kJ/(kg·℃)；

Czg为蒸汽的热容量，kJ/kg；

Mar为煤的收到基水分，%；

Ti为着火温度，℃；

T0为煤粉一次风初温，℃；

Mmf为煤粉水分，%。

煤的着火、燃尽性能大致随煤中挥发分含量的降低而逐渐变难。目前，发电企业通常是采用配煤掺烧的方式来控制燃煤挥发分，虽然混配后煤质的质量加权平均挥发分能够满足锅炉要求，但由于不同煤种的煤质特性差异，会在燃烧特性上表现出不一致性[2]，特别是混煤的燃尽性能更接近于混煤中挥发分较低的煤种，造成炉内燃烧时不同煤种发生抢风，导致飞灰可燃物升高，锅炉热效率降低。如图2所示[3]，混煤的加权挥发分为20%时，评价挥发分只有10%，无论着火性能还是燃尽性能，均属于较难。

图2 混煤的挥发分对着火特性的影响

由公式（1）还可看出，煤的水分增加，也会使着火热增大，并且无论是内水和外水，都会使燃煤低位发热量下降，入炉煤水分每增加1%，发热量降低250～290kJ/kg，烟气量增加约0.45个百分点，在燃烧过程中造成烟气量增加和排烟温度升高，导致排烟热损失升高，锅炉效率下降。

2 煤质变化对锅炉安全性的影响

调峰能力下降，燃烧稳定性变差。煤质的好坏直接影响锅炉带负荷能力及最小技术出力，由于煤质变差，实际燃煤量增大，受制粉系统出力限制，影响机组带负荷。还有部分机组在50%调度负荷下会出现燃烧稳定性差，需要投油助燃，严重时锅炉发生灭火，山西南部部分电厂设计煤种为烟煤，但由于远离煤源点，被迫掺烧无烟煤，就曾发生过两天之内锅炉5次灭火的事故。同时，为了调节电网负荷的峰谷差，机组在AGC 和ACE 调度控制方式下长时间处于频繁的变负荷运行状态，加剧了燃烧的不稳定性。

设备可靠性下降。受热面金属磨损量可根据公式（2）[4]来计算，当入炉煤灰分增大时，受热面金属的磨损也会随比例增大，尤其是与烟速的3次方、灰浓度的1次方成正比，更加剧了受热面的磨损，在实际运行过程中的确出现了低温过热器、低温再热器、省煤器及空预期热端磨损加剧的现象。如低温过热器入口烟温由设计值650℃升至660℃，实际烟气体积增加1.08%，磨损增加约3.3%，省煤器入口烟温由设计值460℃升至470℃，实际烟气体积增加1.36%，磨损增加约4.2%。

T 为受热面金属磨损程度，g/m2；

c 为飞灰特性系数，s2/m2；

ω 为烟气速度，m/s；

µ为烟气含灰量，g/m3；

τ 为时间。

受热面腐蚀严重。发电企业为降低发电成本，入炉煤硫含量普遍高于设计值，加之为达到环保超低排放要求，普遍采用低氮燃烧器，燃烧方式为分级燃烧方式，主燃烧区为低氧高温燃烧，导致水冷壁局部出现了强还原性气氛，造成水冷壁高温腐蚀现象的发生。同时，由于硫含量的升高，加之脱硝系统催化剂有将SO2向SO3转化作用，SO3生成量增大，硫酸氢氨和硫酸蒸汽生成量随之增大，造成尾部烟道及设备尤其是空气预热器的堵塞和低温腐蚀，严重影响锅炉的安全稳定运行。某300MW 燃煤机组，入炉煤硫含量设计为0.55%，实际在1.8%～2.5%，NH4HSO4在空预器换热元件越界沉积，运行4个月后，空预器差压由1.1kPa 升至2.7kPa，高负荷时造成引风机抢风失速，图3为机组停机后空预器堵塞状况。

图3 某300MW 机组空预器堵塞状况

受热面超温。由于煤质变差，炉膛出口烟温升高、烟气量增大，造成高温受热面金属局部长期超温，严重时导致超温爆管。

3 煤质变化对机组其他方面的影响

一是给煤机频繁断煤。水分对煤的流动性影响较大，影响输煤系统正常工作，部分电厂掺烧煤泥，由于煤泥水分高、黏性大，造成煤仓蓬煤、堵煤，导致给煤机频繁断煤。

二是厂用电率升高。燃用劣质煤后，燃煤量、灰渣量、烟气量均增大，造成相应辅机设备的电耗上升，如制粉系统、引风机及脱硫系统耗电率电耗增加，厂用电率升高。

三是环保排放成本升高。由于煤质变差，一次风量增大，使得炉膛出口氮氧化物生成量增加，脱硝系统氨耗量增大。由于煤质热值降低，折算硫分增大，会使原烟气SO2浓度升高，石灰石消耗量增加，增加了发电企业脱硫成本。如入炉煤硫含量为1.8%，热值为4300Kcal/kg 时，折算硫分为1.00%，SO2生成浓度为4609mg/Nm3，热值降至3800Kcal/kg 时，折算硫分为1.13%，SO2生成浓度增至5215mg/Nm3，SO2生成浓度增长13.2%。

四是检修维护成本升高。煤质变差，导致设备故障率升高、检修维护工作量及成本增大。

4 结论及建议

燃用低热值煤，虽然对锅炉的安全性和经济性造成了一定的影响，但鉴于目前的电力和煤炭市场，对大多数发电企业，燃用设计煤种或单一煤种并不现实，配煤掺烧是更为可行的办法，既能有效利用资源，又能积极应对当前电煤紧张的局面，这就要求发电企业及相关技术单位，在实际生产运行过程中不断进行探索，力求在燃用低热值煤的前提下保证锅炉机组的安全性和经济性。

一是加强入厂煤管理，要根据不同煤种的煤质特性分类分区域进行堆放，并确保掺配后入炉煤煤质的稳定和均匀。掺烧煤泥时，应考虑其水分高、黏结性强的特性，进行适当的晾晒干燥后再进行掺配，或者可考虑对煤仓进行防堵改造。

二是通过科学的理论计算和合理的技术方法，确定合理的掺配方案和掺配比例，确保锅炉的正常燃烧。

三是掺配后应保证锅炉运行的安全性，如出现受热面长期超温、水冷壁高温腐蚀等情况，应进行燃烧调整，或改变掺配比例。

四是掺烧方式有炉内掺烧、炉外掺烧等，发电企业应根据煤种的燃烧特性差异性、系统设备的匹配性来选取适合的掺烧方式，对于某些燃烧特性差异较大的煤种，建议采用炉内掺烧方式，且只进行少量掺烧。

五是根据煤种的挥发分合理控制磨煤机出口温度和煤粉细度，炉外掺烧时，以挥发分最高的煤种来确定磨出口温度，以挥发分最低的煤种确定煤粉细度。炉外掺烧时，可根据不同煤种的挥发分来确定各磨煤机的出口温度和煤粉细度。

六是掺配后入炉煤热值降低，煤量及一次风量增大，炉膛出口氮氧化物生成量可能会升高，因此在满足机组带负荷能力的同时，要尽量减少磨煤机运行数量、降低一次风速，保证燃烧的稳定性，并寻求锅炉经济性和氮氧化物的生成量之间的平衡。

七是采用负荷精准预测、精准配煤的方式来提高机组负荷接带能力，但该方式对负荷预测要求高，如配煤与负荷调度出现时间差，会出现短时间内的负荷受限。建议对煤仓进行分仓改造，能够实现负荷变化时的无扰切换和快速响应，保证机组的负荷接带能力和深度调峰能力，该改造已在山西省多家发电企业实施，效果良好。

八是在炉膛出口氮氧化物控制在合理范围的前提下，二次风挡板进行合理调整，尽量减小SOFA挡板开度，以增加主燃烧区域的二次风量，避免水冷壁局部出现强还原性气氛而发生高温腐蚀，同时能提高煤粉的燃烬率，降低固体不完全燃烧热损失。

九是加强设备检修维护。运行期间要加强对制粉系统的检修维护，保证设备运行的可靠性，降低掺烧对制粉系统出力的不利影响。在机组等级检修过程中，要根据煤种特性的差异、炉型和燃烧方式的不同，有针对性地进行设备的检查和检修。

十是加强对发电企业运行人员的专业培训，运行人员不仅要掌握了解配煤方式，还应随时根据机组的运行状况判断煤质变化情况，并及时作出有针对性的运行调整，以保证锅炉的安全性和经济性。

总之，从整个发电企业的经营来讲，不应仅考虑标煤价格，还应从燃煤性能与锅炉设备的匹配性，因燃用煤量增大而造成的运输成本增加、设备检修维护成本的增大、厂用电率的升高、环保排放成本的增加、机组非停造成的损失等各方面进行综合测算，从而在机组安全稳定运行的同时提高全厂综合效益。