韩宏洲
大唐安徽发电有限公司 安徽合肥230071
摘 要：为节约发电成本，某厂大量掺烧高硫煤。针对该厂进行的掺烧高硫煤试验，评估掺烧高硫煤后燃烧系统、汽水系统、风烟系统、灰渣系统运行性能、污染物排放情况及锅炉经济指标变化情况，确定掺烧高硫煤的硫分边界条件。
关键词：掺烧；高硫煤；边界条件
0 前言
由于煤价上扬，各发电企业实际燃用煤种经常偏离设计煤种，需要开展配煤掺烧试验以解决安全性和经济性问题。
1 设备概况
该厂1号锅炉为一次中间再热、变压运行，带内置式汽水分离器启动系统，固态排渣、单炉膛平衡通风、Π型布置、全钢构架悬吊结构、露天布置超临界本生直流锅炉。锅炉型号：DG2086/25.4－Ⅱ9型。设计煤种为贫煤与烟煤的混煤，校核煤种为最近10年来入厂煤种的加权平均值混煤，最大连续蒸发量2086t/h，过热器出口温度571℃，再热器出口温度569℃，给水温度281℃。制粉系统为中速磨直吹系统，配置6台HP1003型中速磨煤机。燃烧方式为前后墙对冲，采用24只低NOx轴向旋流燃烧器，前后墙各12只，三层对称布置。后墙最下层4只燃烧器布置有等离子点火装置。
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3 工况安排
在保证锅炉及其辅助系统的安全性和环保指标前提下，尽可能提高高硫煤掺烧比例，确定不同负荷段入炉煤含硫量最大加权值。试验分别在280MW、500MW、515MW、580MW、630MW、585MW负荷工况下进行，工况依次编号1-6，其中工况6负荷波动较大。
4 试验结果
4.1 试验煤质分析
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4.3 环保指标及设备裕量
各工况下，烟囱入口烟气NOx、SO2及粉尘浓度均能达到环保排放要求，脱硝、除尘、除渣系统均有调整裕量。主要环保指标见表4。
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如图，工况2、3石灰石浆液箱液位及PH值下降较快，浆液密度持续上升，不能长时间运行。工况1、4、5、6更长时间的运行，需要密切关注浆液箱液位、浆液PH值、浆液密度的变化情况。从试验期间表现来看，持续掺烧高硫煤特别是维持FGD入口SO2浓度在极限值附近，会导致浆液品质逐渐恶化，浆液处理能力逐渐下降，脱硫效率逐渐降低，所以不推荐此种运行方式。
5 结果分析
5.1 掺烧对机组的影响
各工况下，NOx浓度变化较大，但脱硝系统运行正常，能满足排放要求。各工况下FGD入口原烟气SO2浓度已基本达到脱硫处理能力上限，脱硫系统裕度小。在升降负荷、启停磨过程中，运行人员需要注意控制好风量，防止NOx超标。
5.2 入炉煤加权指标控制范围
FGD入口原烟气SO2浓度长时间在极限值附近运行会造成浆液品质持续恶化、FGD出口净烟气SO2浓度上升，若出现煤质不稳定、入炉煤硫分突然上升、升降负荷等状况，容易出现FGD出口净烟气SO2浓度超标。
由4.3章节的分析可知，工况1、4、5负荷较稳定，可较长时间运行，脱硫能力已接近系统极限值，考虑负荷波动影响，入炉煤含硫量至少保留5%的裕量，因此，工况1、4、5入炉加权硫分分别控制在1.23%、0.80%、0.68%以内，工况6负荷有一定波动，但能长时间运行，入炉加权硫分应控制在0.78%以内，结果如表5所示。
同等负荷段下，脱硫系统处理SO2能力为定值，脱硫系统能处理的总的硫量变化不大，给煤量、烟气量加大，能处理的FGD入口原烟气SO2浓度或煤的加权硫分下降。工况2、3可短时间运行，长时间运行时脱硫系统制浆能力不足，无法满足环保排放要求。依据工况4（负荷接近）脱硫处理能力极限值推算，工况2、3入炉加权硫分应分别控制在0.96%、0.91%以内，结果如表6所示。
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6 结论
（1）各掺烧工况锅炉运行稳定，无金属管壁超温，减温水用量未超标，未发生污染物超排事故，锅炉结焦状况未明显恶化，部分工况有疏松散焦掉落，不影响机组安全运行，锅炉主要辅机和环保设备裕量能够满足运行要求。
（2）280MW、500MW、515MW、580MW、585MW、630MW、工况下排烟温度分别为136.9℃、128.9℃、137.6℃、140.7℃、138.8℃、131.3℃，锅炉热效率分别为92.83%、93.95%、93.20%、92.37%、93.19%、93.57%。
（3）脱硫系统裕量受限于整体液气比，280MW、500MW、515MW、580MW、585MW、630MW负荷工况下硫分上限分别为1.23%、0.96%、0.91%、0.80%、0.78%、0.68%。绘制了“负荷—入炉煤最高加权硫分”曲线，确定不同负荷段入炉煤最高加权硫分。