石板選煤發電廠循環流化床鍋爐燃燒高灰尾煤的實踐

江 燕，王永勝，魏勝剛

（四川達竹煤電（集團）有限責任公司石板選煤發電廠，四川達州 635015）

四川達竹煤電集團（有限）責任公司石板選煤發電廠（以下簡稱石板廠）現擁有年設計能力為1.50 Mt的重介質選煤廠、裝機容量為2×6000 kW的煤矸石發電廠。重介質選煤廠是在原跳汰選煤的基礎上應用重介質選煤技術于2007年8月改造完成的；2013年底進行了擴能改造，年入洗原煤能力達到1.80 Mt。煤矸石電廠于1997年設計，1999年底建成投產，發電裝機容量為2×6000 kW，原為2臺35 t／h沸騰床鍋爐，鍋爐設計入爐煤熱值為9630 kJ／kg。2016年和2017年分別對2號鍋爐和1號鍋爐進行了改造，將原沸騰床鍋爐改造為燃燒低熱值煤矸石的循環流化床鍋爐［1]， 鍋爐入爐煤低位發熱量降至 5023 kJ／kg左右，燃料為煤矸石和中煤的混合物，每年消耗燃料約20萬t，其中，煤矸石約13萬t，中煤約7 萬 t。

1 尾煤外銷存在的問題

石板廠年入洗1.80 Mt原煤，年產生尾煤量12萬t左右，主要在周邊銷售，受市場需求的影響較大。為適應市場需求，尾煤灰分需控制在55%～60%（收到基低位發熱量為8790～10046 kJ／kg），地銷價格為50元／t左右。如將外銷尾煤灰分控制在55%～60%，必須損失一部分浮選精煤到尾煤中，導致洗精煤量減少，洗煤效益降低。外銷尾煤小浮沉實驗結果如表1所示，從表中可以看出，小于1.5 g／cm3的低密度物料占14.57%，灰分僅7.41%，顯然浮選精煤損失較大。

表1 外銷尾煤小浮沉試驗結果

顯然，尾煤與同等熱值的電煤相比，銷售價格嚴重偏離市場，存在質量過剩現象。隨著國家環保政策的不斷嚴格，許多與煤泥相關的企業因此而停產、關閉，導致煤泥銷售更加困難，加上煤泥裝車、轉運等存在的二次污染情況，尾煤銷售面臨的形勢越來越嚴竣。

針對存在的問題，特別是尾煤外銷存在的質量要求高、售價低、銷路窄的具體情況，有必要對尾煤特別是高灰尾煤的綜合利用技術進行研究，并以此提高企業的經濟效益。

2 尾煤綜合利用現狀

尾煤是選煤廠浮選后的副產品，與煤矸石一樣為具有低發熱量的固體廢棄物，以泥質為主，是含有各種雜質和少量極細煤粒的高水分排放物。由于尾煤的高粘度和高持水性等特點，使其堆放、運輸、使用均十分困難，風干后易隨風飄散，且晾曬幾個月后，即使其表面已經干燥，但其內部含水率幾乎不變，大批量利用十分困難。目前選煤廠的尾煤主要利用技術有：尾煤與煤矸石和頁巖按一定比例摻配制燒結磚；用于煤矸石電廠發電；制備水煤漿，供取暖鍋爐燃燒；在尾煤中添加少量粘結劑和固硫劑后將其制成型煤，作為特殊用途的燃料使用［2]（目前低灰尾煤應用較多）。

石板廠為降低煤矸石電廠燃料成本，重點研究了高灰尾煤鍋爐燃燒發電技術，主要分為以下幾種方式：

（1）煤泥晾干或烘干后與煙煤混燒。將煤泥自然晾干或通過烘干設備將煤泥烘干（一般烘干后煤泥含水率不大于15%）后與原料煤混合在一起，經過破碎后送至鍋爐燃燒［3]。其主要缺點是摻燒比例小、易堵塞、烘干成本高等。因此，此種方法較少采用。

（2）濕煤泥直接入爐燃燒。這種方式的優點是：可實現大比例煤泥摻燒；摻燒煤泥后可有效降低鍋爐床溫，減少SO2和NOx的排放；泵送系統能夠滿足入爐煤泥量調整的實時性，并對外購煤泥具有除雜功能；可實現自動控制，煤泥輸送系統運行、檢修、維護方便。該技術分濕尾煤爐前和爐頂兩種入料方式，此種方法目前應用比較廣泛。

（3）濕煤泥漿與煤矸石混合后入爐燃燒。該方式是將尾煤制成水煤漿，用柱塞泵通過管道輸送到鍋爐燃燒。這種摻燒方式要求煤泥的含水率在30%左右，以保證煤泥能夠采用柱塞泵及管道進行輸送［4]。但是，含水率過高的煤泥進入鍋爐燃燒存在以下不利因素：

一是常溫水轉成150℃左右的煙氣排放，會帶走一部分熱量，造成無益的熱損失，影響鍋爐的燃燒效率；

二是水分的增加引起煙氣量增加，從而導致鍋爐爐膛及煙道截面與鍋爐鋼耗增加；

三是燃料水分的增加引起煙氣酸露點的提高，增加了尾部受熱面低溫腐蝕的程度；

四是由于鍋爐沒有設計煤泥直接入爐點，煤泥只能通過螺旋給煤機進入爐膛，由直徑?133 mm的主管道進入給煤機 ?25 mm的小管道，極易發生堵塞和爆管，且煤泥與煤矸石混合后在爐膛內容易結團，導致燃燒不完全和堵塞落渣管；

五是煤泥均漿倉攪拌不均勻，制漿效果差，大塊煤泥在主管道內不影響輸送，但在給煤機小管道內會堵塞；

六是煤泥輸送泵為擺缸切換方式，故障率較高，易損件更換頻繁，且檢修難度大；

七是鍋爐運行不匹配，燃燒時間長，尾部煙道積灰嚴重。

由于此種方式存在諸多不足，特別是影響鍋爐的安全運行，已停止使用。

（4）尾煤制水煤漿用于取暖鍋爐燃燒。將尾煤進行超細粉碎后制備成高濃度、低粘度、高穩定性、流動性好的水煤漿燃料，用于取暖鍋爐燃燒。該方式僅適用于燃燒水煤漿的鍋爐爐型，存在的問題是尾煤中的雜物經常堵塞噴嘴，影響鍋爐的正常運行。

3 尾煤綜合利用方案的確定

為實現低投入、高產出，實現經濟效益最大化，經多方考察研究，決定采取的技術方案為：在現有浮選回收工藝的基礎上，通過調整浮選操作，將尾煤灰分提高到65%；再采取濕煤泥直接入爐燃燒的方式，實現循環流化床鍋爐濕法燃燒高灰尾煤的運行方案。改造后的煤泥輸送流程如圖1所示。

由圖1可以看出，壓濾機壓濾出來的煤泥經刮板機轉載輸送到膏漿制備機內，原有煤泥裝車系統保留和新建煤泥輸送系統互為備用（當電廠大修或煤泥系統設備出現故障時，不影響選煤廠正常生產）。膏漿制備機的攪拌軸上有槳型葉片，對煤泥進行攪拌，將煤泥制成含水率為30%左右的均勻介質。由于煤泥瞬時來料量大，為了保證制漿效果，故采用兩級制漿。一級制漿用膏漿制備機，二級用撮合制漿機。撮合制漿機布置時帶5°傾角，目的是延長制漿時間，確保設備全部充滿物料，有利于提高制漿效果。經兩級制漿后，礦漿落入下方的滑架儲料倉中。底部的液壓滑架專為粘稠物料而設計，可起到破拱給料防架橋的作用，使煤泥順利進入到滑架儲料倉下方的預壓螺旋給料機中。預壓螺旋給料機為雙螺旋結構，可將煤泥以正壓的形式擠實壓入雙缸液壓柱塞泵料斗室。雙缸液壓柱塞泵為錐閥結構，能在力士樂斜盤變量液壓油泵的作用下，經液壓聯桿推動料缸活塞，將物料推入管道中，管道中的煤泥以0.1～0.3 m／s的速度前進，最終經終部鍋爐入料器落入鍋爐燃燒。儲料倉理論容積為300 m3，倉下設三套泵送系統（兩用一備）。

圖1 煤泥輸送流程示意

4 煤泥燃燒系統改造

煤泥制漿系統分為上料刮板機、膏漿制備機、煤泥儲料倉及液壓滑架系統等。煤泥泵送系統主要設備有液壓插板閥、正壓螺旋給料機、錐閥泵（含動力包）、管道切換器、輸送管道、除雜器等。

4.1 集中控制系統改造

煤泥輸送系統整體采用PLC控制和觸摸屏顯示及操作。運用4套西門子S7-200smart小型PLC分別對膏漿制備系統和3臺膏體輸送泵進行自動控制，4套PLC數據可以進行互通，方便各崗位之間對設備運行控制和數據的觀察。

由于煤泥輸送到電廠鍋爐燃燒需鍋爐運行人員進行控制，但兩者距離較遠，為了方便鍋爐運行人員對泥煤系統的控制、調節及監視，可通過DP通訊方式進入電廠的DCS系統。DCS系統作為一個控制主站，每一個PLC作為一個控制從站［5]。鍋爐運行人員可以通過DCS來觀察泥煤系統的相關數據、控制泥煤系統的設備、調節膏體泵的泵送量從而使鍋爐達到最佳燃燒效果，減少運行人員的勞動量。同時DCS又具備了PLC系統不具備的歷史數據記錄和查閱等功能，更加方便運行人員、技術管理人員對數據進行分析和總結，以便在以后的工作和技術管理中做出更加有效的判斷［6]。

4.2 浮選操作的調整

對比尾煤外銷和尾煤入爐燃燒的浮選操作，主要體現在以下兩點：一是藥劑制度上使用了對細粒煤泥選擇性較好的新型浮選捕收劑，加藥總量由原 17～20 L／h 增加到 24～26 L／h［7]； 二是增加了起泡劑的用量，以提高精煤的疏水性及其與泡沫的接觸面積，提高精煤的抽出率［8]。從而在保證浮選精煤質量的前提下將尾煤灰分提高至65.0%以上。

4.3 尾煤水分的控制

入爐燃燒尾煤要求全水分在30%～38%，而制備煤泥時是全手動操作，加水時間和加水量是人工手動開關閘閥。同時由于制備好的煤泥沒有安裝水分檢測裝置，僅憑肉眼觀察，由于每個人的判斷標準不一，因此造成入爐煤泥水分時高時低，影響鍋爐運行［9]。為控制好入爐燃燒的尾煤水分，采取了以下措施：

（1）安裝電磁閥，控制尾煤加水時間。在加水閘閥上方增加一個電磁閥，電磁閥與控制觸摸屏相連，給定電磁閥的啟動時間，到時自動停止，通過調整加水時間調節加水量。目前每次尾煤卸料加水時間暫定為5 min。

（2）尾煤最佳壓濾時間的確定。尾煤壓濾時間過長會造成煤泥水分過低，入爐煤泥熱值過高，同時出現膏漿制備機攪拌不均、煤泥成團的現象，容易導致鍋爐結焦；時間過短會造成煤泥水分過高，入爐煤泥熱值過低，影響鍋爐負荷。原尾煤銷售時一般入壓時間為1200 s，現入壓時間基本在600 s，減少了一半，尾煤水分控制在30%左右。

（3）將膏體泵壓力接入到尾煤控制室。膏體泵壓力與煤泥水分成反比，煤泥水分越高，壓力越低。通過現場調試，根據膏體泵壓力可以初步判斷煤泥的水分，將膏體泵壓力控制在6～8 MPa，即可取得較好的煤泥燃燒效果。原膏體泵壓力接入發電主控室，不利于煤泥水分調整，現將膏體泵壓力參數同時接入尾煤控制室，操作司機可根據膏體泵壓力調節加水時間。

4.4 入爐燃燒現場管理

（1）崗位司機制備入爐燃燒煤泥時，必須定時查看膏漿制備機出料情況，根據物料水分及泵送壓力及時調節給水閥加水時間。

（2）崗位司機每天下班前必須保證儲料倉有足夠的煤泥量，儲料倉料位要保持在0.7～3.3 m。如遇尾煤高灰、低灰間隔生產，要盡量保證高灰尾煤入爐燃燒，低灰尾煤外銷。

5 高灰尾煤入爐燃燒的運行調試

5.1 煤矸石與煤泥摻燒調試

首先進行煤矸石與煤泥的摻燒。運行條件為：煤泥灰分 58%，水分 40%，泵送開度約30%，鍋爐給煤機轉速由原來的700 r／min降至300 r／min。鍋爐燃燒正常，床溫等參數合格，鍋爐蒸發量達到額定值40 t／h。

5.2 鍋爐全燃燒煤泥調試

在煤矸石與煤泥摻燒運行正常后，進行了鍋爐全燒煤泥的運行。

（1）通過高、低灰分的煤泥入爐試運行，兩種灰分的煤泥完全能夠正常燃燒，且鍋爐各項參數合格。高灰分煤泥燃燒時鍋爐工況相對較好，入爐煤泥摻燒量較大，鍋爐床溫較低，對煙氣排放污染物控制較好。

（2）全燒煤泥時鍋爐給煤機轉速由不燒煤泥時的700 r／min降到50 r／min，鍋爐給煤量大大減少，入爐煤泥量大大增加，達到13.5 t／h。燃燒煤泥時鍋爐負荷穩定，基本不排渣，減少了給煤機、輸渣設備的磨損，減輕了冷渣循環水系統運行負擔，同時徹底解決了灰渣含碳量高的問題，有利于整個系統連續穩定運行。

（3）煤泥摻燒與全燒時除塵灰、渣中固定碳的含量對比見表2。全燃燒煤泥時，除塵灰中的固定碳含量與摻燒時相差不大，但是爐渣中的固定碳含量兩者相差較大，前者比后者降低了64%，即全燃燒煤泥可以有效降低爐渣中的固定碳含量。因此，決定采用全燃燒煤泥的運行方式［10]。

表2 煤泥摻燒與全燒時灰、渣中的固定碳含量比較

煤泥入爐燃燒試運行結果表明：煤泥輸送系統設備穩定，入爐燃燒正常，達到了技術改造的目的。

6 技術指標

改造項目實施前，電廠燃料為煤矸石與中煤的混合物；煤泥燃燒投入正式運行后，電廠燃料主要為高灰尾煤，另添加少量煤矸石以維持鍋爐床層厚度。表3為尾煤入爐燃燒前后年平均技術指標對比。

表3 尾煤入爐燃燒實施前、后年平均技術指標對比

由表3可以看出，實現尾煤入爐燃燒后，尾煤灰分提高到65.79%，尾煤產率減少了0.41個百分點（等同于增加精煤產率0.41個百分點），全年減少尾煤量8117 t（等同于精煤增加量）。扣除鍋爐檢修時段，實際尾煤入爐燃燒量為11.78萬t，燃燒比例為91%；電廠中煤使用量減少了3.37萬t，減少了56.77%；電廠煤矸石使用量減少了20.92萬t，減少了62.7%。

7 產生的效益

7.1 經濟效益

實現高灰尾煤入爐燃燒后，增加了精煤量，降低了入爐燃料煤成本，增加了浮選藥劑支出，減少了尾煤銷售收入。按低灰尾煤50元／t、高灰尾煤30 元／t、 中煤400 元／t、 矸石20 元／t、 浮選藥劑1萬元／t計算，產生的經濟效益見表4。

表4 高灰尾煤入爐燃燒產生的經濟效益

7.2 環保效益

因實現了循環流化床鍋爐全燃燒煤泥，大大減少了入爐煤矸石量，降低了給煤機、冷渣機、輸渣系統的設備磨損，延長了設備使用壽命。煤泥入爐燃燒后，壓濾尾煤時間節約了50%以上，降低了職工勞動強度；尾煤全部入爐燃燒后，消除了尾煤用汽車運輸對環境的污染。

8 結 語

石板廠在現有浮選回收工藝的基礎上對浮選操作進行調整，將尾煤灰分提高到65%以上；通過對尾煤入爐燃燒發電技術的研究，成功實現了循環流化床鍋爐全燃燒高灰尾煤的安全經濟穩定運行。近1 a的運行表明，實行高灰尾煤入爐燃燒發電后，每年燃燒尾煤10萬t以上，占生產尾煤量的90%以上；每年置換3萬t以上中煤外銷；提高精煤產率0.41%，年增加精煤量8000 t以上，產生的經濟效益在2000萬元以上。