300MW亞臨界CFB機組高嶺土摻燒試驗研究

國能重慶電廠有限公司 冉國琳

1 基本情況介紹

近年來，循環流化床（CFB）鍋爐發電技術以其燃料適應性廣、負荷調節能力強等優勢在我國得到了快速發展[1-2]。某CFB電廠300MW亞臨界機組于2010年12月投產發電，鍋爐型號為DG-1069/17.4-II1，采用單布風板、單爐膛、M型布置，采用高溫冷卻式旋風分離器。鍋爐設計入爐煤熱值2973kcal/kg，收到基灰分為47.33%。鍋爐運行中實際燃用準東煤、煤矸石與底渣的混合燃料，準東煤、煤矸石、底渣摻燒比例65%：25%：10%，混煤熱值控制在3175kcal/kg左右，收到基灰分約27.35%。燃煤摻燒矸石主要目的是為解決準東煤灰分偏低（6%）造成的循環灰量少問題，同時減少因燃用準東煤導致的結渣現象[3]。隨著近期矸石價格的上漲，有必要對使用高嶺土代替煤矸石進行摻燒進行試驗研究。

表1 鍋爐設計煤種及實際燃料煤質

2 高嶺土摻燒對鍋爐經濟、環保指標的影響

在電廠#2鍋爐進行準東煤摻配高嶺土試驗，評估摻燒高嶺土后鍋爐的安全環保、經濟運行性能，同時開展典型的燃料摻配比例的經濟性測算，綜合考慮安全性、可靠性、經濟性等因素，提出高嶺土替代矸石摻燒的合理方案。選取試驗前穩定負荷工況作為對比的基準工況，用以判定不同的摻燒比例對鍋爐的影響，基準工況以及四個試驗工況燃料摻燒比例見表2。基準工況鍋爐滿負荷運行床溫約930～940℃，中部壓力約1.4～1.5kPa。

表2 高嶺土摻燒工況點

2.1 爐膛溫度

通過摻燒試驗，在工況一至工況四中，隨著準東煤的比例提升和高嶺土替代原有的矸石，爐膛內的循環物料量明顯降低，上部差壓減少較多。床溫整體呈上升趨勢，局部平均床溫上漲約10～30℃。爐膛出口溫度也逐步上漲，相比基準工況分別上漲了10～40℃左右（圖1）。隨著高嶺土的加入，燃煤中粗顆粒的比例明顯增加，入爐煤大于9mm粒徑份額從5%左右增加至10%～13%。從爐膛底部排出的底渣粒徑可以看出，高嶺土摻燒后底渣中粗顆粒明顯增加，較多的大顆粒在爐膛底部積存，從而導致了局部床溫較低，出現了流化不良的現象。

隨著準東煤摻燒比例的提高，入爐煤熱值增加，尤其是準東煤比例達到75%時（工況四），入爐煤熱值上漲至3350kcal/kg左右，整體床溫明顯上升。爐膛中部后墻床溫明顯高于其他區域，該區域平均床溫在試驗工況四期間超過991℃。

試驗表明，目前運行條件下，維持鍋爐床溫，保證鍋爐安全穩定運行的入爐煤熱值上限在約3350kcal/kg左右。在鍋爐后續摻燒高嶺土運行工況中，應當加強入爐煤粒度控制，嚴格控制進入爐膛的高嶺土大顆粒份額，在低負荷條件下，加強一次風擾動，防止大顆粒堆積，保證鍋爐流化均勻。

2.2 風機電耗

調整高嶺土摻燒比例對鍋爐運行風量造成影響較小。從運行工況可以看出，除工況四外，各摻燒工況風機電流偏差在正常波動范圍內。在工況四的條件下，局部床溫高，運行中采用提高運行風量來降低床溫，鍋爐風機總電流增加約300A左右。

2.3 蒸汽參數

通過四種工況的運行參數來看，各工況下主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度都能達到額定值，并且保持穩定參數，汽溫波動在正常范圍內。基本不受本次高嶺土摻燒試驗的影響。但在摻燒高嶺土的后兩種工況下，床溫升高，爐膛物料循環量減少，汽溫有升高趨勢，減溫水用量相應增加。結合尾部煙道各級受熱面差壓變化與進出口汽溫變化判斷，尾部煙道無玷污、結渣跡象。

2.4 環保參數

試驗期間，煙塵、SO2、NOx等環保參數都能穩定達到超低排放要求，SO2排放濃度在14～21mg/Nm3，NOx排放濃度在38～41mg/Nm3，煙塵排放濃度在2.5～3.5mg/Nm3，未發生超標事件。隨著高嶺土的摻燒，上部差壓的降低，床溫整體呈現上漲趨勢，且分布不均勻性變大，試驗期間的尿素耗量與試驗前每日耗量基本相同，基本維持在2.3～2.5t左右，在第四個工況下尿素日耗量增加至3.3t。工況三、四條件下，由于床溫的上漲，NOx原始排放有上漲趨勢。

2.5 飛灰、底渣含碳量及SO3含量

試驗后期各工況飛灰底渣含碳量總體相比試驗前降低，這是由于準東煤比例的提高，床溫的提高，燃燒的未完全程度減少，后兩個工況中，底渣含碳接近于0。在工況一中，床壓降低，循環物料減少，該工況飛灰、底渣含碳量略有上漲。

由于摻燒試驗期間由高嶺土替代矸石，鍋爐原始SO2排放降低，在試驗工況下沒有在入爐煤中摻燒電石渣，因此飛灰、底渣中的SO3顯著降低。底渣中的SO3由試驗前的0.28%降低至試驗期間0～0.05%。飛灰中的SO3含量則由一季度送檢的7.04%降低至2.6%～5.4%。50%以上的飛灰SO3含量分析結果小于3.5%，滿足水泥生產要求。在后期的高嶺土摻燒工況中，通過工況優化將進一步降低飛灰中SO3的含量，有條件滿足飛灰綜合利用的要求。

3 高嶺土摻燒試驗成本分析及敏感性測算

3.1 高嶺土摻燒試驗成本分析

根據高嶺土摻燒試驗過程中的鍋爐運行參數及經濟指標、發電廠用電率、燃料價格、高嶺土價格、矸石價格、回用爐渣運費、脫硫劑耗量、脫硝劑耗量、上煤人工成本等條件，建立準東煤摻配高嶺土的燃料全流程成本核算模型，具體分項包括：一是燃料（準東煤、煤矸石、高嶺土）采購成本；二是灰渣石膏處置成本；三是脫硫脫硝成本；四是上煤成本；五是爐效成本變化；六是廠用電率成本變化；七是灰渣綜合利用收益。

通過模型計算后，將高嶺土摻燒后的各項成本折算成鍋爐燃用1t標煤的成本，并在此基礎上進行對比分析。

3.2 爐效成本變化

根據高嶺土摻燒各個工況下的排煙溫度、底渣與飛灰含碳量分析等，計算出對應的爐效變化引起的發電煤耗變化。根據耗差分析，鍋爐效率每降低1%，發電標煤耗升高3～4g/kWh，300MW機組推薦值供電煤耗升高3.49g/kWh，發電煤耗升高為3.16g/kWh，由此可對不同煤質鍋爐效率對應的發電標煤耗進行評估。

爐效變化引起的發電煤耗變化折合為1t標煤成本：

其中，Rbm為1t標煤成本，bfd為電廠發電標煤耗，g/kWh，取電廠上一年度完成值300.75g/kWh。

表3 鍋爐效率變化引起機組發電煤耗的變化

3.3 廠用電率成本變化

高嶺土摻燒引起熱值變化，一次風機、二次風機、引風機、高壓流化風機、除灰除渣設備耗電率等也相應變化。摻燒期間發電廠用電率采用電廠實際統計值，而由于高嶺土摻燒引起的發電廠用電率變化主要來自鍋爐側，對鍋爐側耗電率進行統計分析。根據耗差分析，機組發電廠用電率每降低1%，300MW機組推薦值供電煤耗升高3.46g/kWh，發電煤耗升高為3.14g/kWh，由此可對不同煤質鍋爐效率對應的發電標煤耗進行評估。

表4 鍋爐側耗電率變化引起機組發電煤耗的變化

3.4 灰渣綜合利用收益

成本分析時，由于電廠試驗工況時未摻燒電石渣，飛灰品質較好，按飛灰全部綜合利用處理，根據市場預測，灰渣綜合利用按10元/t計算。

表5 高嶺土摻燒試驗期間灰渣綜合利用收益

4 高嶺土摻燒試驗經濟性分析

表6給出了高嶺土摻燒試驗成本匯總。其中，各項成本是依據電廠實際運行情況進行測算，摻燒試驗成本是綜合各種工況的燃煤采購成本及對應燃料的灰渣處置成本、脫硫脫硝成本、爐效變化折算成本等綜合測算得出。矸石價格敏感性分析的平衡點約為120元/t（現有價格為140元/t），實際摻燒時可根據矸石、高嶺土價格變化對摻配比例及方案進行優化調整。

表6 高嶺土摻燒試驗經濟性分析（元/t標煤）

摻燒試驗經濟性分析表明：一是四種工況摻燒試驗期間，鍋爐整體運行基本平穩，床溫維持在可控范圍，環保參數達到超低排放要求，尾部煙道無玷污、結渣跡象。二是基準工況（準東煤、矸石、爐渣比例為60:25:15）下實際成本為439.78元/t標煤，四種摻燒試驗工況中，實際成本最低的是工況2（準東煤、高嶺土、爐渣比例65:20:15），成本為428.34元/t標煤，該工況下實現了摻燒高嶺土對矸石的替代。三是在現有價格條件下，隨著高嶺土摻配比例的增加，入爐混煤標煤單價、成本逐漸降低；隨著矸石摻配比例的增加，入爐混煤標煤單價、成本逐漸升高；煤矸石價格敏感性分析的平衡點約為120元/t，后續摻燒時可根據矸石、高嶺土價格變化對摻配比例及方案進行優化調整。