引言印度尼西亚煤炭资源丰富，资源量超过1 000 亿t，印尼煤的煤层较浅，变质程度较低，通常具有高水分、低灰分、低硫分、高挥发分的特性[1]。国内外学者对印尼煤及其混煤的燃烧特性进行了大量研究[2-4]，印尼煤的着火温度较低，属于极易燃烧煤种，与国内煤掺烧时，可以降低国内煤活化能，但低热值印尼煤不宜与低挥发分煤种掺烧，在燃烧过程中容易出现“抢风”现象，高挥发分印尼煤迅速燃烧，消耗大量氧气，致使低挥发分煤种缺氧，着火过程延迟，延长低挥发分煤的燃烧时间，不利于混煤的燃尽。关于印尼煤的掺烧，国内已做了很多相关的试验研究[5-8]，针对印尼煤的煤质特点，分析其对锅炉结渣、锅炉运行、制粉系统运行参数的影响，提出了针对性解决方法，优化了运行措施。通过开展掺烧试验，比较了分磨掺烧和炉外预混两种掺烧方式的差异，并对经济性进行了分析。试验采用低水澳煤作为掺配煤种，关于该煤种的煤质特性，课题组前期已做了大量实验室和现场试验研究工作[9-11]，因其具有高热值、低水分的特点，在指标上与印尼煤互补，但其难磨、难燃尽的特点同时也影响了采用预混方式掺烧印尼煤的经济性。1煤质分析试验所用印尼煤收到基水分Mad=37.4%，干燥无灰基挥发分Vdaf=51.53%，低位发热量15 174 kJ/kg，具有高水高挥发分特点。根据印尼煤的煤质特点，将其与低水高热值的澳煤按质量比1∶1进行炉外混合掺配，掺配后煤种命名为富动56。富动56煤与印尼煤的热重分析结果如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.F001图1印尼煤、富动56煤热重分析结果相关煤种的煤质分析如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.T001表1煤质分析样品工业分析/%Qnet，v/（kJ/kg）元素分析/%灰熔点STwMtwAarwVdafwFCarwCarwHarwNarwSt,arwOar印尼煤37.44.4851.5328.1715.1642.582.860.700.2811.711 160澳煤5.422.0630.1549.1323.8260.943.41.280.526.351 390富动56（预混）21.413.2740.8438.6519.4951.763.130.990.409.031 370预混后的富动56与印尼煤相比，着火温度和燃尽温度均有所上升。印尼煤着火温度约408.2 ℃，燃尽温度约500 ℃；预混后的富动56着火温度约418.7 ℃，燃尽温度约550 ℃。根据印尼煤预混前后的燃烧特性变化，采用炉外预混掺烧方式可降低磨煤机内爆、粉管自燃等风险。2掺烧试验简况2.1机组概况本次掺烧试验在某电厂1 000 MW超超临界燃煤锅炉上进行，锅炉本体采用螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天Π型布置，锅炉配有带循环泵的内置式启动系统。锅炉设计煤种为烟混煤，校核煤种为晋北烟煤。锅炉采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，前后墙对冲燃烧方式，配置B&W公司DRB-4ZTM型低NOx双调风旋流燃烧器及NOx喷口（OFA）。锅炉尾部设置分烟道，采用烟气调温挡板调节再热器出口汽温。锅炉竖井下设置两台三分仓回转式空气预热器。前后墙共布置6层燃烧器，前墙由下到上分别为B层、D层、C层，后墙由下到上分别为A层、F层、E层。前后墙各布置8只SOFA风喷口。2.2试验工况除试验煤种，使用该电厂常规煤（wMt=19.80，wAar=8.9%，wVdaf=37.38%，Qnet，ar=21 741 kJ/kg）为掺配煤种。试验共5个工况：工况1为全烧常规煤的基础工况，用于其他试验工况进行对比分析；工况2、工况3、工况4采用预混方式掺烧印尼煤，分别掺烧2仓、4仓和6仓富动56；工况5采用直接分磨掺烧方式掺烧3仓印尼煤，印尼煤掺烧量与工况4相同，上仓位置为中下层燃烧器。为方便对比，工况1~工况6均采用6磨运行方式，带满负荷1 000 MW。试验工况如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.T002表2试验工况工况前墙下B前墙中D前墙上C后墙下A后墙中F后墙上E1常规煤常规煤常规煤常规煤常规煤常规煤2常规煤富动56常规煤常规煤富动56常规煤3富动56富动56常规煤富动56富动56常规煤4富动56富动56富动56富动56富动56富动565印尼煤印尼煤常规煤常规煤印尼煤常规煤2.3试验内容本次印尼煤掺烧试验主要考察锅炉运行安全性、经济性，并比较直接分磨掺烧方式和预混掺烧方式的差异。试验内容包括：炉内结渣情况；燃烧器着火情况；锅炉运行参数分析；锅炉主要辅机电耗对比；锅炉热效率。3安全及经济性评估分析3.1锅炉安全性评估试验期间采用炉外预混方式掺烧6仓富动56，或采用分磨掺烧方式掺烧3仓印尼煤，均可带满负荷1 000 MW，锅炉出力未受限。主、再汽温可达到设计值，减温水量正常可控。炉膛燃烧稳定，运行安全，水冷壁干净，前屏无挂渣与结焦，且随着印尼煤掺烧量的增加，结焦没有加剧趋势，可以认为该印尼煤无明显结焦特性，试验期间未出现受热面超温现象。采用两种掺烧方式，锅炉均可安全稳定运行。3.2制粉系统评估《电站煤粉锅炉掺烧技术导则》（DL/T 1445—2015）中提出，掺烧高水分煤种时，宜采用炉外预混方式，防止制粉系统爆炸，并充分利用各磨煤机的干燥能力，提高掺烧量，不推荐采用分磨方式。掺烧高水分煤种时，为防止粉管内壁出现结露，需要保证磨煤机出口温度高于露点温度。露点温度与粉管内一次风含湿量相关，煤粉中水分越低，一次风中含湿量越高，露点温度也越高。根据《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》（DL/T 5154—2012），煤粉水分与磨煤机终端温度及原煤水分有关，试验所用印尼煤收到基水分为37.4%，预混后富动56煤收到基水分为21.4%，计算两个煤种在不同出口温度下的煤粉水分变化，进一步计算露点温度及出口温度与露点差值，如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.F002图2煤粉水分、粉管露点温度与磨煤机出口温度关系根据图2中所示计算结果，磨煤机出口温度始终高于露点温度，但两者差值随着出口温度降低逐渐减小。考虑粉管散热导致管内温度下降，若该差值过小，存在结露积粉自燃的风险，若采用预混方式，该差值相比分磨掺烧方式提高了约5 ℃，有效降低了粉管内结露风险。为比较分别磨制富动56和印尼煤时磨煤机出力变化，选取同一台磨煤机做最大出力试验，磨煤机型号为HP1163/Dyn，设计最大出力99.3 t/h（设计煤种HGI=50，Mt=14%，R90=18%），电机额定电流74.4 A，磨煤机出口采用动态分离器。两个工况下达到最大出力时磨煤机运行参数如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.T003表3磨煤机最大出力试验结果项目印尼煤富动56给煤量/（t/h）70.8079.60磨煤机电流/A44.8554.03一次风量/（t/h）162.47161.44冷一次风挡板开度/%0.8613.33热一次风挡板开度/%57.7959.70一次风压力/kPa5.996.82磨碗上下差压/kPa2.202.42一次风入口温度/℃330.55305.33一次风出口温度/℃57.9059.40磨煤机出口动态分离器转速/（r/min）615.50598.66风粉混合物压力/kPa3.123.69结果显示，采用分磨方式磨制印尼煤时，单台磨最大出力70.8 t/h左右，主要受限于干燥出力，冷风门全关情况下，磨煤机出口温度仅57.9 ℃。磨制富动56时，单台磨出力到79.6 t/h左右，冷风门调节尚有余量，干燥出力未受限，但磨煤机电流有快速增加趋势，考虑堵磨风险，认为达到最大出力。因此，采用预混方式掺烧印尼煤对制粉系统安全运行更有利，可有效提高磨煤机出力，且降低了磨煤机内爆及粉管结露积粉自燃的风险。3.3经济性评估3.3.1减温水量统计与基础工况相比，采用预混方式掺烧印尼煤，随着掺烧量的增加，过热器和再热器减温水量均呈现上升的趋势，工况5中采用分磨掺烧方式烧3仓印尼煤后，减温水量相比基础工况有所降低。考虑印尼煤高挥发分的特点，且具有着火迅速、燃尽时间短的燃烧特性，分析工况2~工况4中减温水量上升的原因主要为富动56中掺配煤种澳煤的燃烧特性差，造成着火延迟，燃烧拖后。统计5个工况下锅炉减温水量变化，如图3所示。将5个工况下的飞灰含碳量化验结果与过热器总减温水量变化进行对比，如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.F003图3过热器再热器减温水量统计10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.F004图4过热器减温水量、飞灰含碳量变化趋势对比工况2~工况4中，随着富动56煤的比例提高，飞灰含碳量逐渐上升，工况5中飞灰含碳量与基础工况接近。飞灰含碳量与减温水量变化趋势相匹配，验证了掺烧富动56后，煤粉燃烧拖后、燃尽效果差的判断。3.3.2厂用电分析根据高压厂变，5个工况下厂用电率如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.T004表4厂用电统计项目工况1工况2工况3工况4工况5综合厂用电率/%3.313.333.513.583.53一次风机/kW3 4553 6654 3874 5434 605送风机/kW2 1102 1292 1052 1132 110引风机/kW10 41510 82811 12111 46711 521磨煤机/kW3 1283 3293 7183 8313 705吸收塔/kW2 5982 5632 5912 5582 531随着印尼煤掺烧比例的增加，厂用电率逐渐上升。根据表中锅炉侧辅机设备功率统计，一方面，印尼煤热值低，满负荷下总煤量增加，磨煤机整体电流上升；另一方面，印尼煤水分高，为增加干燥出力，磨煤机风煤比提高，一次风机电流上升。该两方面因素导致掺烧印尼煤后，综合厂用电率上升。对比工况4和工况5，相同印尼煤掺烧量下，采用分磨方式厂用电率相比预混方式下降了0.05%，主要是由于预混煤中所用低水澳煤具有高灰、难磨的特点，而混煤的可磨特性倾向于难磨煤种。因此，工况4中磨煤机整体电流高于工况5。3.3.3炉效计算对比工况1~工况4，逐步增加富动56的掺烧比例，过量空气系数和排烟温度增加、飞灰含碳量增加，锅炉效率明显下降，工况4全烧富动56后锅炉效率为93.93%，其中灰渣未燃尽损失达到0.67%。对比工况4和工况5，其他条件不变，分磨掺烧方式相比预混掺烧方式，锅炉效率增加约0.29%，虽然排烟热损失略有增加，但灰渣燃尽热损失降低了0.59%。主要原因为富动56燃尽特性较差，与掺配煤种澳煤接近，整体飞灰含碳量上升。锅炉效率计算结果如表5所示（各项数据均为修正到设计工况）。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.T005表5锅炉效率计算结果工况说明工况1工况2工况3工况4工况5干烟气热损失4.014.074.034.254.47氢生成水的热损失0.260.270.270.280.30燃料水分热损失0.120.190.190.210.28空气中水分热损失0.130.040.060.060.02灰渣未燃尽损失0.090.350.520.670.08烟气CO损失0.160.120.100.120.15辐射和对流热损失0.170.170.170.170.17不可测量热损失0.300.300.300.300.30锅炉热效率94.7594.4994.3693.9394.22%3.3.4煤耗计算根据锅炉效率及厂用电率数据计算1 000 MW负荷下各试验工况的标煤耗，因再热器减温水量变化较小，忽略其对煤耗的影响，汽轮机热耗以7 450 kJ/kWh计、管道效率按99%计，计算结果如图5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.07.018.F005图5煤耗计算结果采用预混方式掺烧印尼煤，供电煤耗随掺烧量增加逐渐上升，相比基础工况，工况4中在全烧富动56之后，供电煤耗上升约3.24 g/kWh。在掺烧相同印尼煤总量下，分磨方式相比预混方式煤耗更低，相差约1 g/kWh，主要差异在于：预混方式所用低水澳煤燃尽特性差，飞灰含碳量增加，锅炉效率相差约0.3%；预混方式磨煤机整体电流更高，且多1台斗轮机，厂用电率略有上升。4结语将高水高挥发分印尼煤与难燃尽低水澳煤按1∶1质量比例预混后命名为富动56，在1 000 MW对冲锅炉上开展掺烧试验，对比炉外预混和分磨掺烧方式，得出以下结论：（1）掺烧印尼煤时需合理控制磨煤机进出口温度，提高风煤比，防止磨煤机爆燃。采用预混方式可有效降低制粉系统内爆及粉管结露积粉自燃的风险，提高磨煤机出力。（2）预混后煤种（富动56）燃尽特性及可磨特性均与低水澳煤接近，造成飞灰含碳量增加，锅炉效率降低，磨煤机电耗增加，预混掺烧方式相比分磨掺烧方式煤耗增加约1 g/kWh。（3）掺烧高水高挥发分特点印尼煤时，应综合考虑安全性和经济性。若采用预混方式，不建议与燃烧特性、碾磨特性差异过大的煤种进行掺配；在安全风险可控的情况下，采用分磨掺烧方式经济性更好。