王術力

摘 要：本文介紹了大板電廠可行的配煤摻燒方案，從接卸、儲存、摻配、上倉入爐、效果評估等各個環(huán)節(jié)進行技術管理的經驗。在燃用褐煤摻燒一定比例的低熱值高硫褐煤，使正常熱值褐煤和低熱值高硫褐煤摻燒后成為鍋爐的適燒煤種，保證了鍋爐安全、經濟、環(huán)保地運行。

關鍵詞：鍋爐;配煤摻燒;經濟效益

近兩年來，隨著燃煤價格的不斷上漲，燃料成本已經占到發(fā)電成本的60﹪以上，發(fā)電企業(yè)經濟開始下滑。為了緩解電廠的經濟壓力，最大限度地降低燃煤價格，提高電廠的盈利能力，在保證鍋爐安全生產的前提下，通過制定科學、可行的配煤摻燒方案，在燃用正常熱值褐煤中摻燒一定比例的低熱值高硫褐煤，使兩種質量的褐煤摻燒后成為鍋爐的適燒煤種，也保證了鍋爐安全、經濟、環(huán)保地運行，提高了電廠的經濟效益。

1 設備及入廠煤概況

大板發(fā)電有限責任公司2×600MW燃煤空冷發(fā)電機組鍋爐為北京B&W公司結合本機組燃用的煤質特性和自然條件，進行性能、結構優(yōu)化設計的亞臨界壓力，一次再熱，單爐膛平衡通風，自然循環(huán)，單汽包鍋爐。

本鍋爐設計燃料為白音華煤礦的老年褐煤。采用中速磨正壓直吹制粉系統(tǒng)，前后墻對沖燃燒方式，并配置42只B&W標準的XCL低NOx雙調風旋流燃燒器。

大板電廠有兩個能存儲4萬噸的A、B煤場，兩個煤場分別設有斗輪堆取料機，還有一擴建煤場為C煤場，可存煤8萬噸。

2 配煤摻燒原則

大板電廠規(guī)定Qnet.ar小于10.3MJ/kg、W（Sar）高于0.95﹪的褐煤不得入廠，在保證機組日負荷曲線和環(huán)保參數達標排放的基礎上合理摻燒，根據發(fā)電量計劃控制入廠低熱值高硫褐煤量，根據實時負荷和脫硫系統(tǒng)運行狀況調整制粉系統(tǒng)運行方式。

根據大板電廠2015年入廠及入爐煤質情況、機組負荷、脫硫排放超標情況、汽溫特性、鍋爐效率等方面進行綜合評價，提出機組負荷率對應下的摻燒比例，要求每月必須完成相應的摻燒率。

3 摻配煤種對鍋爐運行的影響

燃用低熱值高硫褐煤時易造成鍋爐燃燒不穩(wěn)，助燃油量增大，輔機超負荷運行，環(huán)保參數超標，制粉系統(tǒng)及鍋爐受熱面磨損嚴重。大板電廠燃用低熱值高硫褐煤時Qnet.ar為10.3MJ/kg左右，較校核熱值12.5MJ/kg低2.2MJ/kg，假如僅燃燒低熱值高硫褐煤煤質，勢必造成煤粉著火及燃燒困難，環(huán)保參數超標;鍋爐同樣負荷下所需的實際煤量增大，對于直吹式制粉系統(tǒng)，導致理論燃燒溫度和爐內的溫度水平下降，使煤粉氣流的著火延遲，燃燒穩(wěn)定性變差，影響煤粉的燃盡程度，造成機械不完全燃燒和排煙損失增大，制粉系統(tǒng)單耗增大，同時使鍋爐受熱面泄露次數增多，造成電量損失。

燃用低熱值高硫褐煤時煙氣脫硫裝置運行費用增加，脫硫排放超標，環(huán)保壓力增大。該電廠燃用低熱值高硫褐煤的W（St）為0.95﹪左右，較校核W（St）0.68﹪高0.27﹪，造成脫硫漿液循環(huán)泵運行臺數增加，環(huán)保消耗材料費用也增大。

4 配煤摻燒管理

4.1 ?配煤摻燒管理程序

運行部根據年度、月度發(fā)電計劃制定對應的摻燒比例，結合煤場的庫存情況向計劃部提出入廠煤的采購要求，計劃部嚴格執(zhí)行采購計劃;運行部將入廠煤按配煤摻燒的要求進行分堆存放、管理;運行部根據每月、每日負荷曲線制定每月、每日配煤摻燒煤質要求表并及時發(fā)送給輸煤班長;輸煤班長接到運行部每月、每日配煤摻燒煤質表后，及時對煤場進行盤點，根據盤點情況對計劃部提出采購要求，滿足月度配煤摻燒要求，并填寫每日配煤摻燒計劃表下發(fā)輸煤運行班組;輸煤運行班組接到配煤摻燒計劃表后嚴格按要求執(zhí)行，在具體執(zhí)行配煤摻燒過程中發(fā)現煤質偏離時，應及時匯報輸煤專責，提出相關合理化建議。輸煤專責進行配煤方案的糾偏及優(yōu)化。

4.2 ?兩堆煤管理

輸煤專責負責煤場管理，合理規(guī)劃兩堆煤，即低熱值高硫褐煤、正常熱值褐煤堆放，以滿足配煤摻燒的要求。根據煤場實際情況，在A、B煤場西部存儲低熱值高硫褐煤，在A、B煤場東部存儲正常熱值褐煤，輸煤班組嚴格按著輸煤專責給出的比例摻配，將C煤場作為正常熱值煤場，為雙機運行時使用。

4.3 ?配煤摻燒方案制定

根據公司配煤摻燒的要求，每日制定詳細的配煤摻燒方案，主要以入廠低熱值高硫褐煤接卸和存放，滿足配煤摻燒的要求。當班值長對下一班負荷進行預測，結合熱值、硫分要求及磨組方式、分倉方式，將煤質要求信息發(fā)送至輸煤專責。煤質核算步序如下：第一步，根據負荷時段、最大燃煤量運行，確定各運行的摻配倉和非摻配倉的熱值;第二步，根據熱值、負荷段脫硫入口硫濃度，確定入爐煤硫分;第三步，根據煤場接卸及輸煤運行情況確定各煤倉上煤方式;第四步，輸煤專責根據值長的煤質要求，結合計劃部每日的來煤計劃，做好入廠煤接卸方式、供煤方式的安排，以及上煤的熱值、硫分匹配核算及摻燒比例，并下發(fā)至輸煤運行班組執(zhí)行。

4.4 ?配煤摻燒方案的效果評估及調整

每日分析評估各時段配煤摻燒方案的效果，主要包括實時脫硫排放情況，即脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度、出口SO2濃度、脫硫效率、投油助燃情況、各制粉系統(tǒng)煤量調整情況及入爐煤煤質化驗報告等;嚴格統(tǒng)計每日入廠兩堆煤的情況，計算當日摻燒率，對比摻燒率完成情況，及時分析配煤摻燒各個環(huán)節(jié)存在的問題，及時優(yōu)化調整配煤摻燒方案。如遇負荷預測偏差較大、入廠來煤結構不合理，天氣下雨、上煤設備故障、制粉系統(tǒng)設備定檢情況、脫硫超標手段用盡等特殊情況下，及時更改配煤方案。

4.5 ?配煤摻燒存在的主要問題及應對措施

實施配煤摻燒存在兩大問題：

（1）制粉系統(tǒng)設備及鍋爐受熱面磨損嚴重的難題，主要采取的措施有：1、運行人員嚴格記錄各制粉系統(tǒng)運行時間，并根據各制粉系統(tǒng)運行時間，及時通知設備部進行制粉系統(tǒng)定檢工作，規(guī)定制粉系統(tǒng)設備每運行350小時就對各制粉系統(tǒng)設備進行定檢，將制粉系統(tǒng)設備磨損部位及時修復，保證各制粉系統(tǒng)運行正常;2、利用機組停機時間，對鍋爐受熱面進行全面檢查，將磨損嚴重部位及時補增防磨瓦，對原有的防磨瓦磨損嚴重的及時進行更換。以上措施就能很好地解決制粉系統(tǒng)設備及鍋爐受熱面磨損嚴重的難題。

（2）脫硫排放超標也是配煤摻燒面臨的難題，主要采取的措施有：1、在配煤摻燒時要充分考慮入廠低熱值高硫褐煤對脫硫排放超標的影響，因此每日嚴密關注入廠煤質變化情況，利用鍋爐負荷、耗煤量、入廠煤硫分及熱值情況進行合理摻燒，確定脫硫入口SO2質量濃度的上限，確保不超限;2、明確摻燒低熱值高硫褐煤和正常熱值褐煤混配的煤倉，一旦脫硫超標，要及時減小低熱值高硫褐煤和正常熱值褐煤混配的煤倉對應的給煤機給煤量，增加正常熱值褐煤對應的給煤機給煤量或進行制粉系統(tǒng)的切換;3、加強脫硫裝置的治理，加強除霧器沖洗及脫硫漿液的品質，提高脫硫效率;4、特別在高負荷及降低SO2排放手段受限的情況下，適當增加脫硫添加劑。

5 配煤摻燒經濟效益

5.1 ?采用高硫煤的經濟性

如果采購正常熱值褐煤為340萬噸，平均W（Sar）為0.47﹪，標價約為140元/t，采購燃料費4760萬元，其中采購W（Sar）為0.85﹪以上的低熱值高硫褐煤200萬噸，標價70元/t，采購燃料費1400萬元，節(jié)約燃料費用1400萬元，采購W（Sar）為0.85﹪以上的低熱值高硫褐煤增加脫硫費用約34萬元、排污費約22萬元，合計增加成本支出56萬元;因此采購低熱值高硫褐煤合計產生1344萬元。

5.2 ?采用低熱值高硫褐煤的經濟性

大板電廠累計采購低熱值高硫褐煤約200萬噸，節(jié)約燃料費用1344萬元，引起輔機增加的耗電費用及鍋爐制粉系統(tǒng)設備及鍋受熱面磨損增加的費用約為600萬元，因此采購低熱值高硫褐煤合計產生效益744萬元。

由此可見，通過科學合理地配煤摻燒，在保證機組燃燒穩(wěn)定、穩(wěn)發(fā)、滿發(fā)和滿足環(huán)保的要求下，大大節(jié)約了發(fā)電燃料成本。

6 結束語

在電煤市場日益緊張、燃煤價格不斷上漲的情況下，為了節(jié)約燃料成本，提高企業(yè)的經濟效益，結合大板電廠的實際情況，通過科學合理的配煤摻燒工作，從入廠煤接卸、儲存、摻燒、上倉入爐、效果評估、優(yōu)化調整、經驗固化等各個環(huán)節(jié)進行深入細致的工作，收效顯著。并且在保證機組安全、穩(wěn)定、環(huán)保參數滿足排放要求的基礎上，配煤摻燒帶來的經濟效益是顯而易見的，可以最大限度地降低電廠的發(fā)電成本，對提高火電廠的經濟效益具有一定的參考意義。

參考文獻

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