大型CFB锅炉大比例掺烧煤泥技术研究应用

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概述

煤泥是大型矿区在原煤洗选加工过程中产生的主要副产品,因含水高、黏性大、热值低及难以运输,遇水流失,污染土壤地下水;风干飞扬,粉尘污染难以根治。华亭矿区每年产生可利用的煤泥、煤矸石达150余万吨,以往都被当做工业垃圾处理,对矿区自然环境造成了破坏,给地方环保工作带来了极大压力。

面对高企的煤价甘肃电网较低的电价与本地区供电需求,华亭发电公司利用循环流化床机组的特性和优势,积极探索和尝试在燃料中掺烧煤泥的技术。

华亭公司为降低燃料成本,采购并掺烧一部分煤泥,但受到煤泥含水量大的限制,利用皮带输送掺烧比较困难,掺烧量限制在每日100-200吨之间,且受晾晒条件限制,在雨季无法满足掺配需求。在当前售电市场严重过剩情况下,华亭公司必须寻求新的增收节支手段推动公司生存发展。为了最大限度的利用煤泥资源,充分发挥循环流化床锅炉机组的优势,用煤泥作为锅炉燃料进行资源化利用,进一步降低成本,创造效益,必须开展低价燃料替代项目研究。

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煤泥的特性

 
2.1 煤泥物理特性

煤泥是煤炭洗选过程中的主要副产品。在煤炭利用前净化技术中,洗选是主要内容。选煤可以减少原煤中所含的矸石、硫分等杂质,并按不同煤种、灰分、热值和粒度分成若干成品煤等级以满足不同用户的需要,提高煤炭利用效率。

选煤厂排出煤泥难以运输,在堆积状态下形态极不稳定,极易造成环境污染,甚至影响正常生产,其主要特点是:

(1)粒度细。微粒含量多,微粒约占煤泥总质量的70%以上;

(2)含水量高。经压滤机脱水的煤泥含水一般仍在20~30%;

(3) 灰分含量高,发热量较低。低灰煤泥灰分为20%~30%,热值为12~20MJ/kg;

(4)黏性较大。煤泥中一般含有较多的黏土类矿物,加之水分含量较高,粒度组成细,普遍黏性较大。

由于这些特性,导致了煤泥的堆放、贮存和运输都比较困难。尤其在堆存时,其形态极不稳定,遇水即流失,风干即飞扬。结果不但浪费了宝贵的煤炭资源,而且造成了严重的环境污染。

 
2.2 煤泥的燃烧特点

2.2.1水分蒸发

水分蒸发是煤泥进入燃烧后所经历的第一个重要的阶段。实验数据显示,煤泥团的实际蒸发速率在蒸发过程中是变化的,在蒸发后期逐渐减小到很低的程度。煤泥团表面和中心温度的变化也有很大差别,表面温度在入炉后很快达到蒸发平衡温度。而煤泥团中心温度则要约20s后才达到蒸发平衡温度,此后中心温度一直稳定,直到煤泥团蒸发过程基本结束后才开始上升。

燃烧的反应条件很重要,有三个因素支配煤泥的燃烧过程:①煤泥在炉内与空气接触的时间,即停留时间;② 煤泥和空气之间的混合量;③ 燃烧反应进行的温度。水分蒸发过程的后期,煤泥团表面的挥发份析出阶段就已开始。在影响煤泥团挥发份析出的各因素中,最重要的条件是床温和洗煤泥团的粒度。换而言之,水分蒸发直接影响到燃烧过程。

2.2.2水分蒸发的能量损失

由于循环流化床锅炉的排烟温度都在100℃以上,所以煤泥带入炉内的水分最后都是以蒸汽的形态被排出锅炉的,这些蒸汽以汽化潜热的形式带走了燃料中的能量,剩余的热量才有可能被利用。而气化潜热损失是随煤泥中水分的增加而增加的,当水分超过一定时,损失加剧。

图1 不同水分含量的气化潜热比较

图2 不同水分含量下的能量损失份额

2.2.3凝聚结团

凝聚结团现象是煤泥燃烧过程中的一个十分重要的现象。实验表明,对大多数煤种而言,由细颗粒组成的煤泥被以较大体积的聚集状态送入炉内时,它们往往并不是在干燥后还原成细颗粒,而是迅速形成具有一定强度和耐磨性的较大块团,即凝聚结团现象。一方面,煤泥在流化床中的凝聚结团会对流化床的稳定运行造成影响,极端情况下,凝聚结团往往使锅炉床料的粒度呈不断增加的趋势,形成的大凝聚团极易在流化床内沉积,逐步破坏流化质量,使流化床燃烧难以稳定地运行;另一方面,凝聚结团现象的存在使得煤泥在以较大体积的聚集状态被送入炉内后不会在干燥后还原成细粉,而是形成具有较大粒度的凝聚团,这就保证了燃料即使在较高的运行风速下也不会扬析。考虑到可燃物扬析损失通常占了流化床燃烧损失的绝大部分,凝聚结团现象的这一优点是值得特别注意的。

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可行性与必要性析

 
3.1 华亭发电公司锅炉情况

华亭发电公司总装机容量为2×145MW循环流化床机组,锅炉采用东方锅炉厂生产的2×480t/h 循环流化床锅炉,超高压、单汽包自然循环、一次中间再热、高温分离器、平衡通风、前墙给煤、紧身封闭布置。

 
3.2 同行研究情况

华亭发电公司煤泥掺烧的系统性技术改造和运行调整的创新管理,为华亭发电公司提升CFB锅炉机组资源综合利用效率和打造循环经济企业提供了有效的方法和正确的途径。华亭公司锅炉与神东上湾电厂、淮南潘三电厂锅炉同为东方锅炉厂生产的同容量同型号的第三代循环流化床锅炉。2012年12月西安热工院为神东上湾电厂做过《循环流化床锅炉大比例掺烧煤泥试验》,2014年淮南潘三电厂做过《循环流化床锅炉大比例掺烧煤泥试验》,研究大型CFB锅炉掺烧煤泥对大型CFB锅炉稳定、经济性影响。淮南矿业潘三电厂2×135MW电厂共装置煤泥掺烧给料系统4套,两年多煤泥掺烧比例平均达到60%,高峰期煤泥掺烧比例可达到80%。根据淮南潘三电厂两年多大比例掺烧煤泥运行结果证实,循环流化床锅炉具有大比例掺烧煤泥的优势。

 
3.3 煤泥掺烧系统建设项目的必要性

在火电行业整体下行的新形势下,煤价高涨的大背景下,燃料的选择和有效利用对火电企业的经济效益影响重大。煤泥作为煤炭副产品,循环流化床锅炉独特的燃烧方式为大规模掺烧煤泥提供了可能。

2013年初至今,煤炭市场逐步由卖方市场转为买方市场,电煤买卖普遍推行以质论价,煤矿企业为增加高热值煤的产量,纷纷启用或新建洗煤场,造成煤泥产量逐渐增大。华亭及周边地区适合我公司煤泥系统的稳定煤泥产量约为30~40万吨/年,基本能保证我公司煤泥的稳定供应。

华亭公司为降低燃料成本,采购并掺烧一部分煤泥,但受到煤泥含水量大的限制,从皮带输送掺烧比较困难,掺烧量限制在每日100-200吨之间,且受晾晒条件限制,在雨季无法晾晒掺配。在当前售电市场严重过剩情况下,华亭公司必须寻求新的增收节支手段推动公司生存发展。为了最大限度的利用煤泥资源,充分发挥循环流化床锅炉机组的优势,用煤泥作为锅炉燃料进行资源化利用,进一步降低成本,创造效益,必须开展低价燃料替代项目研究

 
3.4 煤泥掺烧系统建设项目的可行性

3.4.1国家政策扶持,税收优惠

由于煤泥属于煤炭洗选后的废弃物,具有较高热值,完全可以替代原煤作为电厂燃料。但由于没有有效的输送方式,长期以来一直难以实现工业应用,煤泥的存放和出路一直困扰着选煤企业,对环境造成极大的污染和危害。因此,国家鼓励对煤泥实施综合利用,就地消化。而且根据资源综合利用管理办法第六条第二款的要求“利用煤矸石、煤泥发电的,入炉燃料应用基低位发热量不大于12550千焦/千克”,享受国家资源综合利用电厂的税收优惠政策,增加企业效益电厂借用这一优惠政策,最大限度的利用煤泥代替原煤发电,既能获得利用煤泥代替原煤带来的差价利益,又能得到国家的税收优惠,从而实现企业利润的最大化。

3.4.2节能

由于煤泥的特殊性,如粘结性很强,热值较低等,其他行业不能对其进行利用或充分利用,而它却能在CFB锅炉炉内进行充分的燃烧,燃烧效率非常高。如果在炉内掺烧一定比例的煤泥,就可以变废为宝,节约能源,这完全符合我国当前的能源政策。

3.4.3环保

首先解决了华亭周边矿区大量堆放煤泥时产生的周边环境污染问题,其次由于CFB锅炉可以在炉内实现高效的脱硫,上述两点充分说明炉内掺烧煤泥对环保非常有利。

3.4.4经济效益显著

从长远看,华亭公司紧邻煤矿矿区,如果有充足、廉价的煤泥供给,综合考虑各种因素,提高公司经济效益是有充分依据的。

直接效益:华亭公司发电量按9亿,厂用电率按7.8%,普混煤对应的标煤单价:600元/吨,煤泥对应的标煤单价:170元/吨,矸石对应的标煤单价:380元/吨来计算。净效益:1500万元。

间接效益:可以享受国家资源综合利用电厂的税收优惠政策,增加企业效益,提高我公司2台机组在目前大容量机组纷纷上马等严峻形势下的市场综合竞争力,做到节能减排,绿色环保,开创了甘肃省大型CFB锅炉掺烧煤泥之先河,推广价值潜力巨大,真正实现企业与社会效益双赢。

3.4.5提高机组运行稳定性,减轻输煤系统压力

煤泥系统完全可以作为一套燃料备用系统,掺烧一定比例的煤泥,使得输煤皮带的上煤量减少,从而使得输煤系统堵煤及煤仓蓬煤影响机组负荷的条件大大减小,从而提高了机组的运行稳定,保证外界电负荷需求,同时提高公司市场竞争力。

华亭发电公司输煤系统自大量掺烧煤泥、煤矸石以后,经常因掺烧煤泥导致输煤设备粘煤堵煤被迫停运清理时有发生,原煤仓粘煤、堵煤、蓬煤故障频发,由于输煤系统及煤仓堵煤造成机组非计划降出力事件时有发生,而且严重威胁机组安全稳定运行。如锅炉燃烧全部选用标煤,又存在锅炉综合利用性浪费较大的情况。

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煤泥输送系统建设项目方案

 
4.1 煤泥输送系统工艺

本系统采用煤泥池作为煤泥储存场所,用抓斗机作为上料工具,配置膏体泵用于加压输送煤泥,通过管道输送至锅炉炉顶送入炉膛。本项目采用两泵供两台锅炉的泵送方式,每台炉2个给料点,互相之间可自由切换,单套泵送系统的额定输送量为30t/h,本期工程设置两套泵送系统,满足年掺烧30万吨煤泥要求。煤泥设备安装型式:煤泥系统由抓斗桥式起重机、接料仓、膏浆制备机、振动筛、储存仓、仓用液压站、液压闸板阀、正压给料机、膏体泵、高压放水阀、低摩阻管路、锅炉顶部立式给料机、干式变压器、低压配电柜、PLC控制柜、操作台等设备组成。

泵送系统的输送能力满足锅炉对煤泥燃烧的要求,整个系统实现自动控制(除渣功能采用人工外运),系统采用就地控制远方DCS上调节的控制方式;煤泥输送管道的长度约300m(最远点),输送高度约50m,管道采用支墩架空敷设。洗煤厂压滤后外来煤泥,汽车转运来的煤泥卸入煤泥坑中,通过抓斗上料至膏浆制备机中,煤泥在膏浆制备机中加水搅匀、撮合,煤泥在膏浆制备机中搅匀成浆(30%左右水分)后,经振动筛除杂后,分别卸入位于煤泥泵房内存储均浆仓;均浆仓 内的煤泥依据锅炉负荷的需求,经处理量为 30t/h的正压给料机加压后,分别可以进入输出量为30t/h的膏体泵,再通过直径为250mm的复合管煤泥管道送入主厂房锅炉间,并经炉顶给料器和接口器后入炉燃烧。

 
4.2 系统的运行控制方式

煤泥输送系统采用现场集控柜集中控制和就地手动控制,煤泥燃烧发电系统的电控设备信号送入PLC控制器,PLC控制器通过程序完成整个系统的运行控制,可以实现主要设备的控制,例如:互锁、联动、顺序工作等功能,智能化程度高。正常运行时采用集中控制,控制间内设有切换开关、可切换系统的运行方式。主要设备、设施、保护装置的信号可以反映到控制室,控制室内的上位机可进行操作及显示。手动控制用于单台设备的检修和调试及其他特殊情况。

煤泥泵房所有电控设备均由本地控制柜进行控制。控制柜集中布置于输煤楼控制室。控制系统可以实现工作现场所有相关设备的互锁、联动、顺序煤泥输送量控制等功能。

 
4.3 供配电系统

煤泥输送系统供电电源取自6KV电源,6KV母线敷设电缆在煤泥系统厂房内安装煤泥变来提供电源。煤泥输送系统在泵房内的设备设有动力配电柜,为系统中的设备配电。

 
4.4 供水系统

煤泥燃烧系统供水源取自厂区供水系统,有冷却水与原有的辅机冷却系对接:工业水采用普通的工业水或废水、污水等(主要用于调节煤泥中的水分达到30%)200吨/天。煤泥输管路系统需设有清洗回流管和放水口,废水排至雨水回收池或煤水调节池(不需要增加新的废水回收池)重复利用。

 
4.5 采暖伴热系统

与厂区的暖通系统和伴热系统汇通。

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煤泥掺配方案

煤泥掺烧是个系统工程,为加强协调,公司成立了由总经理任组长、副总经理任副组长、相关部门负责人为成员的煤泥掺烧领导小组,科学掺配增效益。提出“高负荷稳出力、低负荷稳燃”的配煤原则,兼顾脱硫、电除尘、除渣设施不超负荷运行,实现达标排放。实行分时仓按负荷配煤,在高负荷时配热值高的煤确保机组“顶得住”,在低负荷时配煤只要保证“烧得稳”,有计划地消耗全低热值煤泥,优化库存结构。为确保入炉煤泥的稳定燃烧,制订了《锅炉煤泥掺烧安全技术措施》、《低负荷调整措施》、《煤泥掺烧管理办法》等措施5项技术管理措施,对掺烧过程中出现的新问题,进行了相应的参数调整。

由于燃料供应变化大、煤泥水分多,掺烧初期煤泥泵送量不能满足大量掺烧煤泥的要求,利用在卸煤沟掺烧煤泥和煤泥系统泵送煤泥,实现掺烧煤泥“两条腿”走路,月掺烧量可达15000吨以上。按照“确保安全、提高比例”的原则,公司制定了《煤泥掺烧管理办法》,量化掺配煤合格率、精准率等经济考核指标,将煤泥掺烧按比例分为30%-40%、40%-50%与50%以上三个区间,对应给予不同奖励。对因煤泥掺配不均等原因造成上煤困难、空仓、降负荷等情况的给予相应处罚;及时兑现掺烧奖惩,构筑长效激励机制,较好地调动了全员参与掺烧的积极性。

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煤泥掺烧后的燃烧调整

 
6.1 煤泥掺烧对锅炉燃烧的影响

掺烧煤泥后,入炉煤细颗粒占比过大,不能形成足够的料层阻力,密相区与稀相区没有明显的分界线,使燃烧工况发生巨大变化。在锅炉燃烧调整工况发生变化时,导致炉膛物料的内、外循环稳定性被破坏。入炉煤粒径过细,床料级配失衡,床料中细物料过多,锅炉内外循环呈现增大趋势,尤其是0.3-0.6mm占比严重超过设计要求,大量的细物料,在低负荷状况下不能被烟气带出炉外,又不能落至床面被排出,悬浮于锅炉上部,外循环灰量降低,返料出现不畅或间歇返料,增加锅炉塌床风险,严重影响机组加负荷速度。

煤泥中矸石、杂物较多,进入炉膛后出现锅炉局部结焦、冷渣器堵渣、排渣不畅等问题。

锅炉烟气系统温度较未掺烧时上升15℃。尾部受热面积灰增大。

产生灰渣比例较大,煤泥掺烧时,入炉煤粒径级配失衡,两极分化严重,细颗粒占比较大,锅炉飞灰量大,灰渣比例达到7:3,在低负荷时灰量占比更大。

锅炉床温低于800℃,出口烟温低于700℃时,煤泥进入炉膛,不能及时烘干燃烧,堆落在布风板上,易造成结焦。

一次风机频率在35Hz以下时,极易发生一次风机抢风现象,造成锅炉塌床。A、D冷渣器存在渣堵现象,且排渣中有大量黑灰和未燃尽颗粒。

 
6.2 优化运行方式采取的措施

煤泥掺烧原则:确保入炉煤热值在15.0MJ/KG以上(确保泵送系统煤泥为新生产煤泥)、确保入炉煤粒径合格、控制煤沟配煤比例(煤:煤矸石+煤泥=1:1),在确保锅炉各运行参数正常情况下,应努力提高煤泥掺烧量。尤其是在低负荷下优先保证锅炉安全运行防止塌床和低负荷结焦为主。

6.2.1锅炉煤泥掺烧控制参数

表一在煤泥单泵送频率在20—35HZ运行时:

负荷 一次风量 A侧风室压力
(KPa)
A侧床压
(KPa)
中下部压力
(Pa)
炉膛压力
(Pa)
80—90 17—17.5 8.5 >6.1 <1600 ±100
90—100 17.5—18 8.7 >6.0 <2200 ±100
100—110 17.5—18 8.9 >6.0 <2300 ±100
110—145 17.5—18.5 9.2 >6.0 <2800 ±100

煤泥泵送频率频率提高至30HZ以上时,需要逐步提高床压,使得炉内有足够的蓄热能力,煤泥总量在15吨/小时以上时,必须调整一次风量在18万以上。

低负荷运行中,当锅炉床温异常降低时(前墙上层四点平均床温度低于780度、炉膛出口烟温低于700度),应及时降低煤泥泵频率或停运煤泥系统。

锅炉专工、运行当值值长必须及时了解当日燃煤中普混煤、煤矸石、煤泥掺配量,根据部门下发的入炉煤计算表及入炉煤热值与煤量对照表,预算当日入炉煤热值,确保锅炉入炉煤加权热值不低于15MJ/KG。

锅炉入炉煤加权热值低于14.5MJ/KG减少煤泥泵出力至最小或停止运行,值长立即通知燃管部提高入炉煤热值。

确保入炉煤粒径合格,小于13mm的不大于1.5%,8—13mm的小于5%,小于1mm的总量不大于30%。防止入炉煤粒径偏粗或偏细,发现入炉煤粒径不合格应及时通知发电部锅炉专工,由锅炉专工根据情况联系技术部进行调整,保证入炉煤粒径合格。严禁任何人私自联系进行粒径的调整。

机组负荷升降过程中,所有操作必须缓慢进行,做到少量多次。

在任何情况下严禁炉膛中部压力至3000Pa长时间运行,否则减少给煤量、加大排渣。

风室压力、炉膛下部压力上升速度过快时,停止加负荷操作,加大锅炉排渣量。待风室压力、炉膛下部压力接近对应负荷参数(表一)后,再进行加负荷操作。

每日白班执行提高一次大风量排渣,在上表对应风量下,将风室压力提高至9.0KPa。大风量(风量19万以上)排渣时间不少于1小时。

同负荷下床层密度大于3000Pa时,表明炉内粗物料沉积较多,同时冷渣器排渣不畅时,必须加强大风量排渣次数,尽快排出粗料,降低床层密度。

二次风机出口压力不低于7.0KPa(确保二次风机出口风压高于床压0.5KPa,保证二次风有足够的刚性),下二次风门开度不小于70%。

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实施后的成效

 
7.1 传统方式掺配下的掺烧量

煤泥最掺烧量8.02%,劣质煤最大掺烧量65.15%。

 

7.2 煤泥泵送掺配方式下的掺烧量(2017年截至7月统计)

 

煤泥最掺烧量34.12%,劣质煤最大掺烧量65.15%

2017年7月华亭公司煤泥掺烧量达71.39%单月历史好成绩

 
7.3 经济效益

煤泥系统投产后泵送煤泥60248吨,若按2017年度燃料的到厂标煤单价计算,普混煤到厂标煤单价625.2元/吨;煤泥到厂标煤单价160元/吨  煤泥的加权平均热值12.5MJ/kg计算,煤泥系统2016年11月份投入后共泵送煤泥60284吨(折合标煤25711吨),共节约燃料费用1300万元。

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