李 濤，張 磊

(華電能源股份有限公司哈爾濱第三發(fā)電廠，哈爾濱150024)

目前，哈三廠發(fā)電用煤為煙煤摻燒褐煤，由于褐煤具有揮發(fā)分高、氧含量過高、燃點低等特點，在制粉和儲存過程中極易出現(xiàn)煤粉自燃或煤粉爆炸現(xiàn)象，對中儲式制粉系統(tǒng)安全運行有一定的影響。因此，本文對該廠鍋爐制粉系統(tǒng)爆炸原理進行了分析，對制粉系統(tǒng)的粉倉、給煤機等設(shè)備進行了必要的改造，增加了抽爐煙系統(tǒng)和粉倉充氮系統(tǒng)，提高了參燒褐煤現(xiàn)場燃煤供應(yīng)異常時的風險應(yīng)對能力，有效地防止了中儲式制粉系統(tǒng)煙煤摻燒褐煤爆炸的發(fā)生，保證了磨煤機出力及運行機組安全、穩(wěn)定運行。

1 200 WM機組制粉系統(tǒng)主要參數(shù)

哈三廠一期工程2臺200 MW機組鍋爐由哈爾濱鍋爐廠制造，鍋爐型號為HG－670/13.7－II，鍋爐制粉系統(tǒng)為鋼球磨中儲式，采用熱風加溫風干燥方式，配置2臺給煤機、2臺磨煤機、2臺粗粉分離器、2臺細粉分離器及2臺排粉風機。制粉系統(tǒng)參數(shù)如表1所示。

2 摻燒褐煤時制粉系統(tǒng)爆炸因素分析

制粉系統(tǒng)爆炸可以分為內(nèi)部原因和外部原因。煤粉濃度、煤粉揮發(fā)分、煤粉細度、可燃氣體共存是引起制粉系統(tǒng)爆炸的內(nèi)部原因;系統(tǒng)內(nèi)的積煤和積粉，溫度過高，煤粉過細，水分過低，煤粉在粉倉中積粉過久和粉倉嚴重漏風，氧含量過高，以及外來火源等是其外部原因。

褐煤具有干燥無灰基揮發(fā)分，褐煤水分、灰分較高，褐煤氧含量(Oar=8%～12%)、揮發(fā)分高，容易自燃、爆炸，在煙煤鍋爐中摻燒極易引起制粉系統(tǒng)爆炸和干燥出力不足等問題。煙煤摻燒褐煤中儲式制粉系統(tǒng)爆炸的因素［1］如下:

表1制粉系統(tǒng)主要參數(shù)

1)粉倉內(nèi)部溫度較高。在制粉系統(tǒng)停運后，粉倉一直處于積粉現(xiàn)象，粉倉內(nèi)部溫度一般在70℃左右。

2)粉倉內(nèi)含氧量過高。磨煤機啟動和遇見火源，很容易爆炸起火。

3)在磨煤機停運而用熱風(冷風)送粉時，系統(tǒng)隔絕不嚴，會有熱風漏入磨煤機系統(tǒng)，使磨煤機內(nèi)積粉自燃而引發(fā)爆炸。

4)褐煤揮發(fā)分含量較高，化學性質(zhì)活躍，在摻燒過程中極易發(fā)生制粉系統(tǒng)爆炸事故，造成設(shè)備損壞。

5)煤摻燒褐煤后，褐煤水分較大使磨煤機出力下降，長時間運行可能造成制粉系統(tǒng)內(nèi)局部積粉(如一次風管或粉倉吸潮管內(nèi)堵塞;磨煤機出口木屑分離器篩格、粗粉分離器內(nèi)折向擋板、細粉分離器入口平緩區(qū)域都會有一部分較粗煤粉或雜物沉積于此)，如果不及時清理易形成積粉自燃，制粉系統(tǒng)重新啟動時就會發(fā)生爆炸。

3 摻燒褐煤對制粉系統(tǒng)改造的原則和措施

3.1 制粉系統(tǒng)改造原則

1)控制磨煤機出口、粉倉內(nèi)部溫度，確保制粉系統(tǒng)安全性的前提下最大限度地提高制粉系統(tǒng)的干燥出力，提高褐煤摻燒比例。

2)使制粉系統(tǒng)終端含氧量控制在12%以下，滿足其安全防爆要求。

3)降低粉倉內(nèi)的濕度，避免煤粉受潮結(jié)塊及吸潮管堵塞，杜絕粉倉積粉。

4)降低系統(tǒng)漏風量和積粉現(xiàn)象。

3.2 制粉系統(tǒng)改造措施

3.2.1 從爐內(nèi)抽取高溫爐煙

在引風機入口煙道抽取低溫爐煙(冷爐煙)與熱空氣混合作為干制粉系統(tǒng)燥介質(zhì)，降低制粉系統(tǒng)終端含氧量，滿足其安全防爆要求［2］。即利用磨煤機入口負壓與抽吸點之間形成的壓差抽取熱爐煙，在制粉系統(tǒng)的干燥介質(zhì)中摻入熱爐煙，以降低制粉系統(tǒng)的含氧量，保證其安全性，同時提高制粉系統(tǒng)的干燥出力。新增設(shè)抽爐煙系統(tǒng)如圖1所示。抽爐煙系統(tǒng)分為熱爐煙抽取管路、冷爐煙抽取管路和褐煤提質(zhì)干燥段。設(shè)計保持原熱風系統(tǒng)不變，根據(jù)需要通過調(diào)節(jié)風道上的擋板開度控制原熱風風量，不需要時可關(guān)閉。

圖1 1臺爐單側(cè)抽爐煙改造系統(tǒng)示意圖

熱爐煙系統(tǒng)位于燃燒器與冷灰斗之間(鍋爐10 m地面上部)，抽取溫度為850℃左右的煙氣作為制粉系統(tǒng)的高溫干燥介質(zhì)，如圖2所示。冷爐煙系統(tǒng)從引風機入口抽取溫度140℃左右的煙氣，作為制粉系統(tǒng)的低溫干燥介質(zhì)。由于冷煙系統(tǒng)管路較長，阻力增加較大，增加冷煙風機，如圖3所示。冷爐煙一部分送到熱爐煙取煙口處，降低入口熱爐煙的溫度;另一部分冷爐煙在煙氣混合聯(lián)箱前與高溫爐煙再次混合，同時進入煙氣混合聯(lián)箱，混合后煙氣溫度為600℃左右，然后從磨煤機的燃料入口(落煤管)進入磨煤機。每臺爐各加裝2臺型號為9－26No12.50高壓離心通風機，作為冷煙風機，將磨煤機入口爐煙溫度控制在設(shè)計范圍內(nèi)。

圖2 爐膛單側(cè)抽取熱爐煙示意圖

表2 干燥介質(zhì)成分

圖3 單臺爐引風機入口煙道抽取冷爐煙示意圖

3.2.2 提高給煤機入口溫度

提高給煤機入口溫度，增加褐煤提質(zhì)干燥段，既可以調(diào)整磨煤機入口溫度，又提高磨煤機的干燥出力。高溫熱爐煙和低溫冷爐煙同時進入煙氣混合聯(lián)箱后，混合后煙氣入磨溫度控制在280℃左右。提高干燥介質(zhì)溫度受到磨煤機入口允許溫度及制粉系統(tǒng)最大通流量的限制，磨煤機入口溫度調(diào)整后，對磨制褐煤的適應(yīng)性較好，褐煤的出力明顯增加?，F(xiàn)場測試干燥介質(zhì)成分如表2所示。

3.2.3 設(shè)置電動調(diào)節(jié)門

在冷煙、熱煙和熱風匯合后抽熱爐主煙管道(通徑DN1500 mm)布置1個DN1500電動調(diào)節(jié)門，在冷煙主管道去溫風管路和熱煙主管路上各設(shè)置1個DN600 mm電動調(diào)節(jié)門，并布置溫度、壓力以及煙氣含氧量等測點，以便運行人員根據(jù)這些參數(shù)進行調(diào)整，使制粉系統(tǒng)終端含氧量控制在12%以下，滿足其安全防爆要求。

3.2.4 增大吸潮管管徑

將吸潮管粉倉出口段由φ219改為φ315，能夠保證粉倉負壓和降低粉倉濕度，防止煤粉受潮結(jié)塊及吸潮管堵塞，減少粉倉積粉現(xiàn)象。

3.2.5 改造制粉系統(tǒng)部分閥門和粉倉頂部形狀

將細粉分離器至粉倉落粉管的切換擋板改為電動插板門，把交叉管切換擋板改為電動插板門，粉倉落粉管至輸粉機的切換擋板改為電動插板門，降低制粉系統(tǒng)漏風量。

改造粉倉頂部形狀，改進內(nèi)壁材質(zhì)，將粉倉頂棚改成不繡鋼板制作并與四壁接觸處圓滑過渡，粉倉內(nèi)壁加裝不銹鋼內(nèi)襯，減少粉倉積粉。

3.2.6 安裝 CO、O2監(jiān)控設(shè)備及氮氣消防系統(tǒng)［3］

在2號鍋爐10m地面加裝氮氣消防系統(tǒng)設(shè)備(每臺爐1套)，在每個粉倉加裝2套CO和O2含量監(jiān)測系統(tǒng)，使粉倉內(nèi)部的O2、CO含量降低，不具備爆炸的條件。充氮前提條件:1)CO含量過高;2)O2含量過高;3)磨煤機啟停車;4)系統(tǒng)停機再啟動。哈三電廠單臺爐粉倉充氮裝置控制系統(tǒng)原理如圖4所示。

圖4 單臺爐粉倉充氮裝置控制系統(tǒng)原理圖

充氮原理:從2臺粉倉出口處，抽取樣氣監(jiān)測CO和O2的含量，信號傳到DCS系統(tǒng)，DCS系統(tǒng)根據(jù)CO含量、O2含量、系統(tǒng)的整體狀態(tài)、起停狀態(tài)等，進行控制氮氣生產(chǎn)裝置和充氮。該系統(tǒng)增加1個儲氣罐，以保證2個粉倉進行瞬間快速充氮。

3.2.7 安裝制粉系統(tǒng)溫度監(jiān)控設(shè)備和檢查

在磨煤機出、入口各加裝1套測壓、測溫防爆監(jiān)測系統(tǒng)，在一定條件下控制磨煤機入口煙氣溫度，使磨煤機煤粉干燥出力在最佳值，入口溫度控制在最低值。

在檢查制粉系統(tǒng)時，要及時清除沉積于磨煤機出口木屑分離器篩格、粗粉分離器內(nèi)折向擋板、細粉分離器入口平緩區(qū)域煤粉或雜物。

4 結(jié)論

1)為了防止中儲式制粉系統(tǒng)煙煤摻燒褐煤爆炸事故發(fā)生，須根據(jù)制粉系統(tǒng)爆炸原理和褐煤的特點，對哈三廠一期工程2臺200 MW機組鍋爐中儲式制粉系統(tǒng)進行改造。

2)該制粉系統(tǒng)的改造增加了抽爐煙系統(tǒng)和制氮系統(tǒng)，有效地解決了煙煤摻燒褐煤對中儲式制粉系統(tǒng)安全運行的影響;保證了制粉系統(tǒng)出力，降低了燃料成本，提高了機組運行的經(jīng)濟性。

［1］狄萬豐，劉建，鄧海濤，等.中間倉儲式制粉系統(tǒng)的防爆安全分析［J］.發(fā)電設(shè)備，2012(7).

［2］辛曲珍，張夢.煙煤摻燒褐煤機組運行安全性研究及對策［J］.鍋爐制造，2011(11).

［3］牛建鋼.基于褐煤摻燒的磨煤機防爆研究［D］.北京:華北電力大學，2011.