丁智，矣繼東，普綱

（國電陽宗海發(fā)電有限公司，昆明 652103）

0 前言

受近年來煤炭去產(chǎn)能及煤炭市場影響，云南省火電企業(yè)電煤采購困難，特別是煙煤機組燃用設(shè)計煤質(zhì)已不可能，而高硫褐煤市場相對寬松、價格較低，為進一步降低機組發(fā)電成本，保障電煤供應(yīng)，對實施過脫硫深度改造的機組可以嘗試摻燒高硫褐煤。由于脫硫改造設(shè)計硫份、煙氣量較高，而火電企業(yè)近年也在“雙低”新常態(tài)下煎熬，低負荷下脫硫處理能力裕量較大，為摻燒高硫份煤提供必要條件。因入爐煤水分、硫份均較高，原配煤摻燒關(guān)注點主要集中在空預(yù)器酸露腐蝕和滿足環(huán)保達標(biāo)排放上。

先后出現(xiàn)二號鍋爐空預(yù)器堵塞被迫停爐；一號鍋爐引風(fēng)機動葉卡澀出力受限致部分部件損壞、葉輪腐蝕、引風(fēng)機后煙道反復(fù)腐蝕通洞及GGH換熱元件損壞、低泄漏風(fēng)機葉輪腐蝕通洞；三期兩臺鍋爐空預(yù)器先后煙氣側(cè)差壓升高；鍋爐結(jié)焦掉焦致?lián)圃鼨C、渣溝堵塞等影響機組安全運行事件，以及三期機組減溫水量大影響機組經(jīng)濟運行問題，因此有必要對高硫、高水分的煤對設(shè)備安全經(jīng)濟可靠運行進行全面評估。

1 一號鍋爐摻燒高硫高水分褐煤情況

1.1 設(shè)備概況

#1鍋爐是E∏-670-13.8-540БΓ型超高壓、一次中間再熱、單汽包自然循環(huán)鍋爐，鍋爐為Л型布置，采用固態(tài)排渣的褐煤鍋爐。＃2鍋爐是WGZ670／13.7-9型超高壓、一次中間再熱、自然循環(huán)、單爐膛、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架懸吊結(jié)構(gòu)、褐煤鍋爐。三期（#3、#4機組）鍋爐是WGZ1025/18.24-4型亞臨界中間一次再熱、自然循環(huán)、單爐膛、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、∏型、露天布置、全鋼架、全懸吊結(jié)構(gòu)的煙煤鍋爐。

為滿足GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準》，對四臺機組進行脫硫提效改造，一號鍋爐設(shè)計收到基硫份1.6%對應(yīng)原煙濃度為9000mg/Nm3，二號鍋爐設(shè)計收到基硫份1.24%對應(yīng)原煙濃度為6000mg/Nm3，三期鍋爐設(shè)計收到基硫份1.89%對應(yīng)原煙濃度為7500mg/Nm3。進行尿素水解制氨工藝煙氣脫硝改造，配套進行了“引增合一”改造，引風(fēng)機全部改為雙級動葉調(diào)節(jié)軸流式風(fēng)機。

1.2 摻燒褐煤煤質(zhì)情況

高硫褐煤摻燒比例一旦超過50%，入爐煤全水分將超過35%，收到基硫份將超過1.9%，這將導(dǎo)致酸露點大幅升高。

1.3 一號鍋爐摻燒高硫褐煤發(fā)現(xiàn)的問題

摻燒高硫褐煤，最大摻燒比例約60%，最高入爐煤收到基硫份為2.6%水分，停機后檢查發(fā)現(xiàn)引風(fēng)機動葉及脫硫側(cè)設(shè)備腐蝕、結(jié)垢嚴重。

1）#1機組運行期間，GGH總壓差在0.26～0.38 kpa之間正常波動，11月7日開機至負荷168 MW時總壓差在0.49左右，運行至1月2日后總壓差升至0.72 kpa，投入2天高壓水吹掃后壓差降低至0.35 kpa左右，但是運行至1月28日壓差重新上升至0.72 kpa，再次投入高壓水也只能維持壓差在0.6 kpa左右，停機檢查發(fā)現(xiàn)GGH內(nèi)部吹掃盲區(qū)上有大量積灰板結(jié)，146組換熱盒在腐蝕后在正常吹灰的情況下出現(xiàn)換熱片傾倒、脫落的情況。

2）GGH鍍搪瓷換熱片被腐蝕成鋸齒狀，GGH原煙氣分倉殼體、原煙氣入口及凈煙氣出口分倉膨脹節(jié)法蘭、凈煙道及煙道支撐桿出現(xiàn)大量腐蝕穿孔。

3）低泄漏風(fēng)機因葉輪腐蝕導(dǎo)致動平衡失效，反復(fù)出現(xiàn)振動超標(biāo)故障，解體后檢查發(fā)現(xiàn)葉片腐蝕通洞、葉輪前后蓋板表面腐蝕成點坑。

4）一號鍋爐2017年11月7日啟動至2018年1月2日因煤質(zhì)較差一直需要6臺磨煤機運行，1月10日加負荷時，B引風(fēng)機動葉開度78%電流330 A（額定電流405A）左右、振動1.4 mm/s運行正常，2月5日加負荷時發(fā)現(xiàn)B引風(fēng)機動葉開度60%以上電流變化較小僅為220 A左右，逐步增加動葉開度至94%電流僅為250 A，對比發(fā)現(xiàn)A引風(fēng)機也存在出力下降情況，已影響機組帶負荷能力。停爐后揭蓋檢查發(fā)現(xiàn)，兩臺引風(fēng)機芯軸彎曲無法修復(fù)，部分曲柄多個組件損壞，輪轂部分表面、動葉轉(zhuǎn)動柄周圈腐蝕、結(jié)垢，部分葉片固定螺栓銹蝕、密封圈破損。

2 高硫褐煤試驗分析及預(yù)防措施

2.1 試驗分析情況

將某礦高硫褐煤存查樣送檢進行灰特性檢驗，檢驗結(jié)果與常用煤種對比分析情況如下：

1）灰軟化溫度ST較2011年四臺機組入爐煤低170℃以上，較一二期設(shè)計值低70℃，較三期設(shè)計值低210℃，較2011年各機組入爐煤低130℃以上。容易結(jié)焦，受熱面易沾污引起減溫水增加。

2）灰成分中CaO為20%，較二號鍋爐2011年入爐煤高3.92倍，較三期設(shè)計值高5.43倍。易從煙氣中吸收二氧化碳及水分放熱，造成積灰板結(jié)，與水反應(yīng)生成氫氧化鈣，有腐蝕性。

3）灰成分中SO3為22.76%，較二號鍋爐2011年入爐煤高40.64倍，較三期設(shè)計值高9.85倍。容易在積灰、沾灰部位造成酸腐蝕，脫硝下游設(shè)備容易生成硫酸氫銨，硫酸氫銨在147-350℃區(qū)間為粘稠液態(tài)增加吸附灰能力，容易造成空預(yù)器后下游設(shè)備腐蝕、堵塞、灰板結(jié)。

4）燃用上述煤質(zhì)連續(xù)運行時間較短，對其他設(shè)備的影響情況目前暫時無法評估。

2.2 防范措施

1）機組運行中，如原煙濃度超過6500mg/Nm3，300MW機組負荷變化低于30MW、200MW機組負荷變化低于20MW時，每班活動引風(fēng)機動葉一次，即：單臺引風(fēng)機電流在活動前的電流基準上增加10A→低于基準10A→恢復(fù)正常運行值。活動期間注意監(jiān)視爐膛負壓、引風(fēng)機控制油壓。

2）原煙濃度低于6500mg/Nm3時，參照原定期工作規(guī)定執(zhí)行。

3）停運機組每天白班，對每臺引風(fēng)機全開/全關(guān)動葉一次，增減幅度不大于5%。

4）嚴格執(zhí)行機組啟動前動葉清灰規(guī)定。

5）機組每次停運后，開檢修人孔核對動葉開度，必要時開引風(fēng)機動葉觀察窗核對動葉活動情況，檢查動葉轉(zhuǎn)動區(qū)域輪轂上的氧化物、灰垢情況。

6）機組B級以上檢修時，揭蓋清除引風(fēng)機動葉轉(zhuǎn)動區(qū)域輪轂上的氧化物、灰垢，內(nèi)筒密封面打磨清除高點，嚴格密封工藝。

7）修正GGH吹灰壓差限值，調(diào)整吹灰方式，減少換熱元件腐蝕后因吹掃損壞的數(shù)量。

8）修復(fù)GGH殼體及原凈煙道破損的保溫，減少煙氣冷凝水的產(chǎn)生，同時對原凈煙道疏水系統(tǒng)進行改造，及時排出煙道積水。

9）對已發(fā)生腐蝕的低泄漏風(fēng)機葉輪進行焊補修復(fù)，并重新進行動平衡校驗，以后每次停機檢查，防止低泄漏風(fēng)機葉片再次發(fā)生腐蝕后振動超標(biāo)退運造成脫硫超標(biāo)排放的情況。

10）低泄漏風(fēng)機入口增加遮流罩，避免GGH吹掃掉落的積灰及液態(tài)水被風(fēng)機吸入，改善風(fēng)機運行工質(zhì)。

11）每次停機對換熱元件及密封片進行檢查，評估其安全可靠性，每年對損壞的換熱元件進行更換。

3 結(jié)束語

1）鍋爐機組高硫褐煤的摻燒，不僅要重視空預(yù)器酸露腐蝕和滿足環(huán)保達標(biāo)排放，還需要通過試驗，對設(shè)備安全經(jīng)濟可靠運行進行全面評估，確定合適的摻配比例。

2）通過采取一些手段或措施，可以緩解或避免在摻燒高硫褐煤后對鍋爐、脫硫設(shè)備的影響，從而在保證機組安全穩(wěn)定運行基礎(chǔ)上，提高運行經(jīng)濟性。

3）控制高硫褐煤摻燒總量不超過40%，控制一號鍋爐收到基硫份2.0%；二號鍋爐收到基硫份1.7%；三期鍋爐收到基硫份2.2%。

4）高硫褐煤不單獨在同一倉燃用，降低燃燒器噴口結(jié)焦問題。

5）硫酸氫銨易潮解，停爐后的空預(yù)器高壓水疏通嘗試采用溫水沖洗。

6）GGH入口原、凈煙道內(nèi)部防腐局部修復(fù)只能維持短期運行，建議全面重做防腐。

7）GGH殼體存在腐蝕嚴重的問題，由于多數(shù)位置空間極其狹窄，盡可能檢查處理泄漏點及防腐。