引言我国准东煤和油页岩储量丰富，其中准东煤预测储量达3 900 亿t，是我国目前最大的整装煤田[1]。准东煤的主要特征为低硫、低灰分、中高挥发分、易燃、燃尽性好，且价格低廉，是优质的动力煤资源，但熔融温度较低，灰中碱性氧化物（Na2O、CaO等）质量分数远高于酸性氧化物质量分数，Na2O质量分数基本在5%以上，CaO质量分数则高达20%~40%，具有结渣与沾污积灰特性[2-3]，部分机组锅炉在燃烧准东煤时出现了水冷壁结渣、水平烟道受热面高温沾污、积灰严重等情况，影响锅炉安全运行[4]。油页岩主要集中在广东、吉林、辽宁、新疆等地区[5]，新疆地区油页岩主要分布在准噶尔盆地，预测储量达548 亿t，目前探明储量为4.59 亿t[6]。但该地区的油页岩难以单独大规模地充分利用。有研究指出，准东煤中掺烧一定比例油页岩，高温条件下，油页岩中的硅、铝元素可使准东煤中的钠元素以固态形式沉积在煤灰中，形成了钠长石等硅铝酸盐，准东煤中的钠元素赋存形态逐渐由水溶相迁移至硅铝酸盐相，之后随炉渣排出，有效地解决燃烧准东煤引起的结渣等问题[7]。以新疆地区一台200 MW机组四角切圆锅炉为研究对象，进行准东煤与油页岩不同比例下掺烧试验，研究掺烧后混煤燃烧的环保性、安全性和经济性，以期为准东煤和油页岩的高效规模利用提供参考。1机组概况及掺烧试验简介1.1机组概况某电厂200 MW机组锅炉为武汉锅炉厂制造的WGZ 670/13.7—10型超高压锅炉，自然循环、一次中间再热、倒U型布置、中速磨正压直吹式制粉系统、燃烧器四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭。配4台ZGM—95型中速正压直吹式磨煤机，每台磨煤机带6只喷燃器，采用一层半布置。制粉系统正常运行时2台或3台磨煤机运行，1台磨煤机备用，机组主要设计参数如表1和表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.10.015.T001表1锅炉主要参数项目设计数据额定蒸发量/（t/h）670过热器出口工作压力/MPa13.73再热器出口工作压力/MPa2.32过热蒸汽温度/℃540再热蒸汽出口温度/℃540给水温度/℃250.2排烟温度/℃140.1锅炉效率/%91.2010.3969/j.issn.1004-7948.2021.10.015.T002表2设计煤质参数项目设计数据收到基碳Car/%55.28收到基氢Har/%3.16收到基氧Oar/%9.85收到基氮Nar/%1.38收到基硫St，ar/%0.51全水分Mt/%12.25灰分Aar/%18.10挥发份Vdaf/%38.80低位发热量Qnet，ar/（kJ/kg）21 0201.2掺烧试验煤质及掺配方式本次掺烧试验采用“炉前掺混、炉内混烧”方式进行[8]，试验煤种在煤场中按照一定比例掺混后经给煤机送入磨煤机，在磨煤机中碾磨成一定细度的煤粉再进入锅炉进行燃烧。王鹏辉[9]等研究发现，100 MW机组中准东煤与油页岩的最佳配比为准东煤中掺烧15%的油页岩，锅炉运行安全及经济性较好，根据本次试验煤质情况，掺烧试验选取两种掺配方式。（1）掺配方式1：准东煤中掺烧20%油页岩（准东煤∶油页岩=4∶1）。（2）掺配方式2：准东煤中掺烧15%油页岩（准东煤∶油页岩=85∶15），试验煤质参数如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.10.015.T003表3试验煤质参数项目准东煤油页岩掺配方式1掺配方式2收到基碳Car/%51.788.0043.0244.34收到基氢Har/%2.601.242.332.37收到基氧Oar/%9.215.898.558.65收到基氮Nar/%0.480.660.520.51收到基硫St，ar/%0.510.740.560.55全水分Mt/%27.503.6022.7023.40灰分Aar/%7.9179.8622.3020.14挥发份Vdaf/%20.1715.8119.3019.43低位发热量Qnet，ar/（kJ/kg）18 5902 68015 41015 8901.3掺烧试验内容和方法（1）试验内容。掺配方式1和掺配方式2皆在满负荷工况下进行锅炉效率测试、污染物排放测试（NOx、SO2、烟尘）和锅炉受热面结渣情况观察。（2）试验方法。锅炉效率的测试位置位于空气预热器进出口，采用网格法测量烟气成分及烟气温度计算锅炉效率。NOx测试位置位于脱硝进出口，采用网格法测量烟气中NO浓度，再计算NOx排放浓度；SO2测试位置位于脱硫进出口，采用网格法测量烟气中SO2浓度；烟尘测试位置位于脱硫出口，采用网格法使用滤膜抽取烟气中粉尘，依据抽取烟尘前后质量差计算烟尘浓度。各项测试内容、仪器及标准如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.10.015.T004表4锅炉效率测试内容、仪器及标准测试内容试验主要仪器主要试验标准锅炉效率便携式烟气分析仪《电站锅炉性能试验规程》（GB/T 10184—2015）烟尘自动烟尘测试仪《电除尘器性能测方法》（GB/T 13931—2017）NOx红外烟气分析仪《燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范》（DL/T 260—2012）SO2红外烟气分析仪《石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》（DL/T 998—2016）2掺烧试验结果与分析2.1锅炉效率满负荷工况下，各个掺配方式工况下各项损失和锅炉效率如表5所示。掺配方式1、掺配方式2工况下，修正前锅炉效率分别为90.12%、90.46%，随着准东煤掺烧比例增加，锅炉效率也随之增加。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.10.015.T005表5锅炉效率项目掺配方式1掺配方式2负荷/MW200200空预器进口温度/℃346.0342.5空预器出口氧量/%4.144.43排烟温度/℃157.7156.4修正后排烟温度/℃154.0154.1排烟热损失/%6.696.72气体未完全燃烧热损失/%0.840.21固体未完全燃烧热损失/%1.591.87修正前锅炉效率/%90.1290.46依据《电站锅炉性能试验规程》的规定，当进风温度和煤质偏离设计值时，需进行修正，用修正后的外来热量、设计燃料低位发热量及修正后的热损失，带入锅炉热效率计算式中，求得设计或保证条件下的锅炉效率，修正后锅炉效率与设计值对比如图1所示。掺配方式1、掺配方式2工况下修正后锅炉效率分别为91.50%、91.66%，比设计值分别高0.30%、0.46%，掺烧油页岩和准东煤可以提高锅炉运行经济性。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.10.015.F001图1不同掺配方式工况下锅炉效率与设计值对比图2.2污染物排放情况掺配试验过程中，脱硝、脱硫、除尘装置运行正常，各个掺配方式下NOx、SO2和烟尘试验结果如表6所示。掺配方式1、掺配方式2工况下，烟囱入口NOx排放浓度分别为27.5 mg/m3、25.3 mg/m3；SO2排放浓度分别为19.9 mg/m3、17.3 mg/m3（标态、干基、6%O2，文中污染物浓度均为此状态）；烟尘排放浓度分别为2.0 mg/m3、2.2 mg/m3；NOx、SO2和烟尘的排放浓度均达到各自超低排放限值要求，掺烧油页岩和准东煤对锅炉污染物排放无负面影响。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.10.015.T006表6污染物排放项目掺配方式1掺配方式2负荷/MW200200脱硝进口NOx浓度/（mg/m3）179.6160.6脱硝出口NOx浓度/（mg/m3）27.525.3脱硫进口SO2浓度/（mg/m3）1 913.71 820.3脱硫出口SO2浓度/（mg/m3）19.917.3脱硫出口烟尘浓度/（mg/m3）2.02.22.3锅炉受热面减温水量及结渣情况不同掺配比例下炉膛出口温度、过热器、再热器温度和减温水量如表7所示。掺配方式1、掺配方式2工况下，炉膛出口烟温低于1 000 ℃，低于设计值1 031.2 ℃；过热器温度、再热器温度接近设计值；过热器减温水量低于设计值，再热器减温水量未投；试验过程中锅炉各受热面并无超温现象。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.10.015.T007表7过热器再热器温度及减温水量项目掺配方式1掺配方式2BRL工况设计值负荷/MW200200200炉膛出口烟温/℃975.8982.11 031.2过热器汽温度/℃537.3539.1540再热蒸汽温度/℃534.8533.9540过热器减温水量/℃31.632.533.45再热器减温水量/℃000试验过程中，主要通过锅炉折焰角处入孔门观察受热面结渣情况，整体上受热面保持光洁，无明显结渣情况。3结语（1）准东煤和油页岩不同掺配比例工况下，脱硝、除尘和脱硫装置运行正常，NOx、SO2和烟尘的排放浓度均达到各自超低排放限值要求，掺烧油页岩与准东煤对锅炉污染物排放无负面影响。（2）准东煤和油页岩不同掺配比例工况下，炉膛出口烟温低于设计值；过热器温度、再热器温度接近设计值；过热器减温水量低于设计值，再热器减温水量未投；锅炉受热面并无超温现象；折焰角处受热面保持光洁，无明显结渣情况。（3）准东煤和油页岩不同掺配比例工况下，修正后锅炉效率均高于设计值，最大提高0.46%。