韓新海 程智海 邱盈忠 王嘉顥

1.上海電力大學

2.中國大唐集團有限公司福建規(guī)劃發(fā)展中心

0 前言

隨著煤炭價格的不斷攀升，尋求低價煤炭資源已成為電廠降低成本的有效手段之一，尤其是國外價格較低的煤炭資源在降低電廠燃料成本方面非常明顯，所占的比重也越來越大。進口煤種的來源國不同其煤質存在較大差異，其中印尼褐煤具有高揮發(fā)分、低硫分、低灰分、可磨性好等優(yōu)點，但也具有高水分、低發(fā)熱量和易結渣特點，給制粉系統(tǒng)運行帶來不小的挑戰(zhàn)。

目前大型燃煤發(fā)電機組普遍采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，所采用的設計煤種大多為煙煤；燃用煤種已與機組原設計煤種有很大差異，針對燃用高水分褐煤劉春陽[1]等人從受熱面結渣、低溫腐蝕等方面進行研究；蘇攀[2]等人從摻燒印尼褐煤投運方式、摻燒比例對燃燒的影響進行研究；焦偉航[3]等人從印尼煤摻燒對機組燃料校正、煤水比控制、協(xié)調控制等重要部分的影響角度進行研究。本文以某電廠實例，進行輸粉管道露點熱力計算，并對防治輸粉管路結露情況的發(fā)生提出應對措施。

1 設備概況與燃煤參數(shù)

某電廠2×600 MW 超臨界燃煤發(fā)電機組，配置哈爾濱鍋爐廠有限責任公司與三井巴布科克公司合作設計、制造的HG-1900/25.4-YM4 型超臨界變壓運行直流鍋爐，鍋爐形式為一次再熱、單爐膛、前后墻對沖燃燒方式、尾部雙煙道結構、采用煙氣擋板調節(jié)再熱汽溫、固態(tài)排渣、平衡通風、全鋼構架、露天布置、全懸吊結構Π型爐。燃燒系統(tǒng)采用哈爾濱工業(yè)大學燃燒工程研究所的中心給粉旋流煤粉燃燒器，燃燒方式采用前后墻對沖燃燒。制粉系統(tǒng)采用中速磨煤機正壓直吹冷一次風方式，每爐配6 臺HP1003 型磨煤機，設計5 臺運行可滿足BMCR工況出力。每臺磨煤機出口5根輸粉管對應一層煤粉燃燒器，6臺磨煤機對應前后墻各3層（前墻：上-D，中-C，下-E；后墻：上-A，中-F，下-B）燃燒器。磨煤機參數(shù)見表1。

表1 HP1003型磨煤機參數(shù)

針對褐煤具有高水份、高揮發(fā)性特點，在摻燒或者單獨燃用時，制粉系統(tǒng)通常需要考慮磨煤機內部的自燃等引起的安全性問題，因此磨煤機入口管路常常摻入冷風以提高系統(tǒng)運行的安全性，但在降低磨煤機入口風溫的同時還需顧及磨煤機出口輸粉管路中風粉混合物的結露問題，尤其在南方，電廠普遍存在輸粉管路不設保溫材料的情況，在遇到冬季極端氣候條件時，易出現(xiàn)輸粉管路的結露，造成煤粉隨煤粉中水蒸汽凝結而發(fā)生沉積粘附現(xiàn)象，在合適的溫度和氧化性氛圍條件下易發(fā)生煤粉的沉積爆燃事故。燃煤參數(shù)見表2。

表2 煤質對比匯總

2 計算原理及依據(jù)

2.1 計算原理及依據(jù)

依據(jù)電力DLT5145-2012《火力發(fā)電廠制粉系統(tǒng)設計計算技術規(guī)定》制粉系統(tǒng)輸粉管路最低溫度要求[4]。

tdp與d2關系式：

Tdp—露點溫度

d—空氣的含濕量，通常取10 g/kg；

g1—制粉系統(tǒng)始端干燥劑量，kg/kg；

電廠鍋爐實際燃用的煤種已和設計煤種有較大差異。

針對不同工況負荷下磨煤機出力，采用在同一磨煤機不同出力下參數(shù)計算煤粉管出口d2值及tdp值，計算結果見表3。

表3 同一磨煤機不同出力下數(shù)值對比

tm2、Δt 及tdp關系如圖1 所示，粉管溫度與露點計算值已非常接近，此過程尚未考慮煤粉沿輸粉管路的溫降。

圖1 磨煤機出力、粉管溫度、露點溫度關系

2.2 計算結果分析

對比表1 和圖1，隨著磨煤機出力的增加，風粉混合物中水蒸汽的露點tdp逐漸升高，而對應的磨煤機出口風粉混合物的溫度卻逐漸下降，導致風粉混合物的溫度越來越接近混合物中水蒸汽的露點溫度；從實際情況來看，輸粉管路沿程溫降依據(jù)不同溫度環(huán)境有5～10℃的溫降，此時輸粉管路中的水蒸汽已達露點，勢必造成結露和煤粉團聚現(xiàn)象。這也是造成風粉混合物沉降粘附的重要原因之一。

2.3 實例驗證

針對輸粉管路的溫降對南方某電廠冬季制粉系統(tǒng)輸粉管路的溫降進行實際測量，冬季480 MW 負荷下磨出口溫度燃燒器前粉管溫度實測值見表4。

表4 480 MW負荷下磨煤機出口溫度/燃燒器前粉管溫度

由于燃燒器布置原因，B、F 磨對應燃燒器處于迎風面，從圖2中明顯看出，B、F磨煤機的粉管溫度下降值高于對應層的C、F磨煤機出口粉管溫度。

圖2 磨煤機出口溫降

參考相關文獻[5,6]，在制粉系統(tǒng)的選型設計時，對于直吹式制粉系統(tǒng)，推薦的露點與磨煤機出口溫度的關系為tdp≤（t2-2）℃。

從表3 參數(shù)實測值可見，當磨煤機出力在80%以上的情況下，輸粉管路的溫降普遍在7 ℃以上，此時輸粉管路中對應的風粉混合物的溫度已降至水蒸汽露點溫度以下，即：煤粉管路中已存在水蒸汽結露的狀況。

3 煤粉管中水蒸汽凝結的影響因素

3.1 從水分的來源角度分析

一部分為干燥劑中含有的水分，若采用熱空氣作為干燥劑，其含有的水分大致為對應氣壓下的含濕量，我國主要南方城市的大氣壓力和含濕量分布見表5。

表5 選取代表性城市的大氣壓力和含濕量

另一部分為燃料中所攜帶的水分，分為外在水分和內在水分，且全水分受原煤產(chǎn)地、煤質、貯存條件等影響變化非常大[7]。不同煤種的水分范圍見表6。

表6 不同煤種的水分范圍

制粉系統(tǒng)中一般要求的風粉比在1.8～2.2，因此煤粉中水分主要為燃煤中的全水分，且煤粉中水分受磨煤機內干燥劑的溫度影響[8]。對應同一磨煤機出力工況，隨著燃煤水分的升高，煤粉中水蒸汽的露點逐漸升高，見圖3。

圖3

3.2 從煤粉管的傳熱角度分析

由于大部分東南沿海地區(qū)電廠制粉系統(tǒng)輸粉管路未敷設保溫層，鍋爐布置方式為露天布置，冬季受季風影響較明顯，輸粉管路傳熱受天氣影響很大。

同一磨煤機在不同工況下的參數(shù)對磨煤機出口溫度及輸粉管路的溫度、溫降產(chǎn)生直接影響，以下從煤量和入口風量角度分析磨煤機出口輸粉管路中混合物水蒸汽露點影響。磨煤機入口風量和水蒸汽露點關系見圖4。

圖4 磨煤機入口風量和水蒸汽露點關系

從圖4可見，同一磨煤機出力工況下，隨著風量的增大，風粉混合物中的水蒸汽露點逐漸降低，即：在加大風量的情況下，可以減小水蒸汽凝結情況的發(fā)生。

磨煤機給煤量和水蒸汽露點關系見圖5。由圖5可見，同一磨煤機同一風量下，隨著磨煤機出力的增加，風粉混合物中水蒸汽的露點逐漸升高，在運行中需注意控制適宜的煤風比。

圖5 磨煤機給煤量和水蒸汽露點關系

4 應對措施

1）從運行角度考慮，在參數(shù)控制中，應及時關注制粉系統(tǒng)的運行情況，做出合理的運行調整，或者啟動備用制粉系統(tǒng)，保持磨煤機出口粉管有合適的溫度；適當增加磨煤機入口風量，同時提高運行風速，對抑制輸粉管路結露也會產(chǎn)生一定影響。

2）對制粉系統(tǒng)進行改造，例如利用爐煙作為干燥煤粉的介質，降低干燥劑的含氧量，可大幅減少磨煤機內部的燃爆事故發(fā)生，提高磨煤機入口溫度，保持粉管溫度有足夠的裕量。

3）進行混煤摻燒，將不同特性煤質進行混合，提高燃料平均熱值，減少磨煤機內煤粉著火的情況。

4）建造干煤棚，降低燃用褐煤的外在水分含量，可以降低輸粉管路中水蒸汽的凝結，避免輸粉管路結露情況的發(fā)生。

5）輸粉管路敷設保溫，降低輸粉管路的溫降，使輸粉管路中風粉混合物的溫度高于水蒸汽凝結溫度。

5 總結

結合某600 MW 燃煤電廠實例，針對燃燒高水分印尼褐煤出現(xiàn)的輸粉管路中水蒸汽凝結導致煤粉沉積造成煤粉自燃爆炸案例，從熱力計算所得水蒸汽凝結露點溫度，以及現(xiàn)場實測磨煤機出口各輸粉管路的粉管溫度的溫降，得出造成水蒸汽凝結的原因。同時針對水蒸汽凝結的影響因素，從不同方面提出具體應對措施，以防止發(fā)生水蒸汽結露引起的煤粉自燃現(xiàn)象的發(fā)生。