國(guó)能寧夏鴛鴦湖第一發(fā)電有限公司 李偉

1 設(shè)計(jì)煤質(zhì)及近年煤質(zhì)對(duì)比

某電廠設(shè)計(jì)煤種收到基灰分12.61%，低位發(fā)熱量4598kcal/kg，哈式可磨系數(shù)HGI71，沖刷指數(shù)2.0。校核煤種收到基灰分14.86%，低位發(fā)熱量4215kcal/kg，哈式可磨系數(shù)HGI65，沖刷指數(shù)2.7。設(shè)計(jì)煤種指標(biāo)見表1。

表1 設(shè)計(jì)煤種指標(biāo)

2018 年煤質(zhì)收到基灰分24.37%，低位發(fā)熱量4587kcal/kg。2020年煤質(zhì)收到基灰分29.71%，低位發(fā)熱量4100kcal/kg，哈式可磨系數(shù)HGI58，沖刷指數(shù)4.2。燃煤灰分、熱值變化對(duì)比見表2。

表2 燃煤灰分、熱值變化對(duì)比表

由表2 可知，2020 年煤質(zhì)對(duì)比設(shè)計(jì)煤種，熱值降低498kcal/kg，灰分升高17.1%。2020 年較2018 年對(duì)比，熱值下降487kcal/kg，灰分升高5.34%。

2 煤質(zhì)變化對(duì)鍋爐設(shè)備的影響

2.1 對(duì)制粉系統(tǒng)的影響

設(shè)計(jì)煤種哈式可磨系數(shù)71，沖刷指數(shù)2.0（屬磨損性較強(qiáng)），2020 年煤質(zhì)化驗(yàn)可磨系數(shù)為58（數(shù)值越小越難磨），沖刷指數(shù)4.2（屬磨損性很強(qiáng)），導(dǎo)致目前磨煤機(jī)及粉管的磨損速率大幅上升，磨煤機(jī)大修周期由8000h 縮短至6000h。磨煤機(jī)大修人工費(fèi)用15 萬元，備件費(fèi)用約45 萬元，總計(jì)60 萬元。每年因此增加磨煤機(jī)大修費(fèi)用120萬元。

磨煤機(jī)磨輥磨損速率由6mm/月上升至8mm/月，目前磨輥約4000h 堆焊一次，堆焊頻次增加約1.25 倍，2020 年堆焊費(fèi)用120 萬元，較2018年堆焊費(fèi)用增加15萬元。

2.2 對(duì)鍋爐受熱面、煙道的影響

單位時(shí)間內(nèi)沖擊到金屬表面上的飛灰顆粒量，主要與煙氣中的飛灰濃度有關(guān)。燃用灰分高、低發(fā)熱量的煤必然導(dǎo)致磨損加快，同時(shí)燃煤量也增加也造成煙氣中飛灰濃度劇增，增加了受熱面的磨損。煙氣中飛灰濃度越高，對(duì)受熱面管的磨損越大，管壁表面單位面積磨損量與煙氣的飛灰濃度成正比。經(jīng)歷年防磨防爆檢查發(fā)現(xiàn)，水冷壁的磨損速率由2018年的0.1mm/年升至目前0.2mm/年，磨損速率加快一倍。經(jīng)機(jī)組等級(jí)檢修發(fā)現(xiàn)，煙道彎頭處的磨損速率由0.8mm/年上升至1mm/年，磨損速率上升約25%，部分煙道彎頭已被磨穿，導(dǎo)致煙道漏風(fēng)、漏灰，影響安全運(yùn)行及增大系統(tǒng)的漏風(fēng)率[1]。煙道內(nèi)導(dǎo)流板磨損嚴(yán)重，流場(chǎng)不均，加劇局部磨損情況。因入爐煤灰分增大，導(dǎo)致脫硝入口煙道、空預(yù)器出口煙道、低溫省煤器入口煙道、低溫省煤器內(nèi)部大量積灰，煙道承載力上升，長(zhǎng)期運(yùn)行有拉裂風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)停機(jī)時(shí)需要大量人力進(jìn)行內(nèi)部積灰清理，帶來潛在的安全隱患[2-3]。

3 對(duì)除灰、脫硫等環(huán)保設(shè)備的影響

電除塵運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)升高。入爐煤灰分逐年升高，近3 年完成入爐煤加權(quán)灰分分別為24.37%、25.93%、29.71%，較校核煤種灰分14.86%，分別升高64%、74.5%、98.42%?；业谋戎?、粗度上升嚴(yán)重，化驗(yàn)灰的比重1.37%，超出設(shè)計(jì)值61%，導(dǎo)致電除塵實(shí)際輸灰能力下降20%左右。機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，總煤量約為340t/h，產(chǎn)灰量約為85.2t/h，超過設(shè)計(jì)輸灰能力的112.4%，超過實(shí)際輸灰能力的144.5%，導(dǎo)致灰斗高料位頻繁發(fā)生，長(zhǎng)時(shí)間高負(fù)荷運(yùn)行對(duì)電除塵安全運(yùn)行帶來巨大風(fēng)險(xiǎn)。

脫硫系統(tǒng)運(yùn)行效率下降。因灰分較大，電除塵出力下降導(dǎo)致吸收塔入口粉塵在55～65mg/Nm3，遠(yuǎn)超設(shè)計(jì)值，致使吸收塔漿液含塵量超標(biāo)，影響物料反應(yīng)，頻繁出現(xiàn)漿液中毒現(xiàn)象，脫硫效率降低。為確保煙氣達(dá)標(biāo)排放，漿液循環(huán)泵4 臺(tái)運(yùn)行率大幅上升，脫硫耗電率同比上升0.241%。脫硫效率下降，電除塵料位較高，為保障環(huán)保指標(biāo)達(dá)標(biāo)排放和灰斗運(yùn)行安全，個(gè)別時(shí)段被迫降低機(jī)組負(fù)荷運(yùn)行。2020 年因環(huán)保設(shè)備異常影響電量約2484 萬kWh，按邊際貢獻(xiàn)0.09 元/kWh 測(cè)算，減少收益223.5萬元。

4 對(duì)灰渣處置費(fèi)及石子煤損失的影響

因煤質(zhì)變差，灰渣產(chǎn)生量增加。按照入爐煤量及入爐煤灰分測(cè)算，2020 年因熱值降低及灰分增加，灰渣量較2018年增加17萬噸，若按29元/噸階梯政策收費(fèi)，將增加處置費(fèi)493 萬元，運(yùn)輸費(fèi)增加141萬元，合計(jì)增加634萬元。

煤質(zhì)變差，石子煤量增大。近三年石子煤量隨原煤熱值的下降，灰分的上升，石子煤排放量逐漸增加，2020 年較2018 年同比上升4320 噸，折標(biāo)煤量上升880 噸，按標(biāo)煤530 元/噸計(jì)算，影響成本增加46.6萬元。近三年石子煤排放總量見表3。

表3 近三年石子煤排放總量

5 對(duì)電網(wǎng)“兩個(gè)細(xì)則”考核及機(jī)組出力損失的影響

因原煤熱值低，機(jī)組無法帶滿負(fù)荷，申報(bào)出力降低，導(dǎo)致電網(wǎng)“兩個(gè)細(xì)則”考核。2018 年電網(wǎng)調(diào)峰考核考核3815 分，每分1000 元，折合381.5 萬元；2019 年電網(wǎng)調(diào)峰考核6753 分，折合675.3 萬元；2020 年電網(wǎng)調(diào)峰考核21577.9 分，折合2157.79 萬元。2020 年較2018 年多考核17762.525 分，折合1776.2萬元；較2019 年多考核14824.9 分，折合1482.5 萬元。近三年申報(bào)出力電網(wǎng)“兩個(gè)細(xì)則”考核情況表見表4。

表4 近三年申報(bào)出力電網(wǎng)“兩個(gè)細(xì)則”考核情況表

機(jī)組帶負(fù)荷能力下降，致使發(fā)電量下降。2020年機(jī)組因煤質(zhì)原因降出力33465.3萬kWh。對(duì)比2018 年出力多25834.55 萬kWh，按邊際貢獻(xiàn)0.09 元/kWh 測(cè)算，減少收益2325 萬元。對(duì)比2019 年出力降低19959.3 萬kWh，按邊際貢獻(xiàn)0.09元/kWh測(cè)算，減少收益1796萬元。

6 對(duì)綜合廠用電率的影響

因原煤熱值下降，在450～550MW 需要增開一臺(tái)磨煤機(jī)，保持5 臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行，一次風(fēng)機(jī)、磨煤機(jī)耗電率上升，影響廠用電率上升0.15%。在550MW及以上需要6臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行，影響廠用電率上升0.13%。

在中小河流治理中存在如何在安全性保證的前提下進(jìn)行近自然生態(tài)建設(shè)，如何改善水環(huán)境，如何進(jìn)行生態(tài)濕地建設(shè)以及水質(zhì)改善工程等一系列相關(guān)問題。

原煤熱值下降后同等負(fù)荷原煤量增加，導(dǎo)致一次風(fēng)機(jī)、磨煤機(jī)耗電率上升，2020 年較2018 年一次風(fēng)機(jī)耗電率上升0.231%，磨煤機(jī)耗電率上升0.016%。

因入爐煤灰分的增加，導(dǎo)致大量粉塵進(jìn)入吸收塔內(nèi)，造成脫硫效率大幅下降，四臺(tái)漿液循環(huán)泵幾近全天運(yùn)行，進(jìn)而導(dǎo)致脫硫耗電率2020 年較2018年上升0.241%。

因灰量增大，輸灰用壓縮空氣量上升，2020年較2018年空壓機(jī)耗電率上升0.04%。

綜合統(tǒng)計(jì)2020 年較2018 年熱值下降498kcal/kg，廠用電率上升0.5%，影響供電煤耗上升1.5g/kWh。按年發(fā)電量70 億折算，因廠用電率上升，減少上網(wǎng)電量2800 萬kWh，按標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.2673元/kWh折算，減少收益748萬元。

近三年風(fēng)煙、脫硫系統(tǒng)耗電率變化如表5所示。

表5 近三年風(fēng)煙、脫硫系統(tǒng)耗電率變化

7 對(duì)發(fā)電煤耗的影響

煤質(zhì)對(duì)發(fā)電煤耗的影響，主要表現(xiàn)在機(jī)械不完全燃燒熱損失與灰渣物理熱損失兩方面。

由機(jī)械不完全燃燒熱損失計(jì)算公式，隨灰分和低位發(fā)熱量的變化，機(jī)械不完全燃燒熱損失在飛灰含碳量不變的情況下，會(huì)發(fā)生較大變化。對(duì)于煤粉爐，煤質(zhì)對(duì)機(jī)械不完全燃燒熱損失的影響,經(jīng)過公式推導(dǎo)得式（1）：

經(jīng)過計(jì)算得出Δqfh4 為3.53%，影響發(fā)電煤耗上升1.86g/kWh。

隨著燃煤灰分的增大，灰渣量和煙氣中灰濃度增大，灰渣和飛灰所帶走的熱量增加。根據(jù)計(jì)算，燃煤灰分由20%變?yōu)?0%，灰量增加153%，按單機(jī)滿負(fù)荷計(jì)算，每小時(shí)灰量增加約30t。其中15%為灰渣，85%為飛灰。

根據(jù)灰渣和飛灰焓，簡(jiǎn)略計(jì)算每小時(shí)多帶走熱量為：

Qh=0.15×30000×Cthz+0.85×30000×Cθhz

=4500×767+25500×120

=6511500（kJ）=0.222（t）標(biāo)煤

影響煤耗上升0.336g/kWh。Cthz 灰渣焓（800℃），Cθhz飛灰焓（150℃）。

經(jīng)計(jì)算因機(jī)械不完全燃燒熱損失及灰渣物理熱損失的增加導(dǎo)致發(fā)電煤耗上升2.2g/kWh。按年發(fā)電量70億折算，影響標(biāo)準(zhǔn)煤量增加15400t，按標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)530元/t折算，影響燃料成本上升816萬元。

8 經(jīng)濟(jì)性分析

燃煤摻配全成本分析如圖1所示。摻配后入爐煤熱值的下降，燃料成本的降低幅度遠(yuǎn)大于生產(chǎn)成本的上升幅度，但是當(dāng)熱值下降到4000kcal以下時(shí)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)的下降空間有限，而隨著耗煤量的大幅增加度電燃煤成本開始上行，并且機(jī)組已不能達(dá)到額定出力運(yùn)行。當(dāng)入爐熱值達(dá)到4200kcal時(shí)可以滿足機(jī)組電網(wǎng)負(fù)荷上限需求，同時(shí)也減少網(wǎng)調(diào)調(diào)峰及滿足兩個(gè)細(xì)則考核。

圖1 燃煤摻配全成本分析

9 結(jié)語

科學(xué)合理地?fù)綗蜔嶂到?jīng)濟(jì)煤種，可以比燃用設(shè)計(jì)熱值的煤種大幅降低燃料成本，同時(shí)配煤摻燒還能降低入爐煤灰分，增加供熱的可靠性，提升鍋爐的安全性和運(yùn)行效率，有效控制標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià),增強(qiáng)盈利能力。