高温炉烟干燥开式制粉系统褐煤锅炉研究

　　褐煤具有水分高、挥发分高、发热量低、灰熔点低、磨损性低和易自燃等特点，故不易储存，也不宜远距离运输。在全世界范围褐煤约占煤炭总储量的40%；我国褐煤约占煤炭总储量的13%，约4/5分布于内蒙古东部与东北三省相连的东三盟地区，其余1/5主要分布于云南省。内蒙古及东北地区的褐煤属老年褐煤，全水分25%40%；云南褐煤属年轻褐煤，全水分40%~60%，含木质纤维。

　　为提高褐煤利用水平，国内外开展了多种形式的褐煤干燥技术研究。与火电厂集成的抽汽预干燥技术将汽轮机低压抽汽的凝结废热用于褐煤预干燥，可提高电厂效率24个百分点，但无论蒸汽管滚筒干燥机还是内加热蒸汽流化床工艺，煤粒与蒸汽间为换热强度较低的间壁式换热，故干燥设备体积庞大，设备投资和运行费用很大。烟气或空气干燥技术可采用流化床、移动床及气流管等形式，煤粒与烟气或空气间为换热强度较高的混合式换热，但烟气或空气干燥的运行安全性较差，干燥系统容易着火，需严格控制干燥剂温度和含氧量。机械/热压脱水和热力脱水为非蒸发干燥技术，优点是干燥能耗低且能脱除一部分碱金属物质从而改善锅炉结渣与沾污，但脱水条件为高温高压，设备大型化比较困难，且脱水系统排放废水的处理难度较大。由于褐煤易碎裂易自燃，干燥后褐煤的成型和安全贮存运输也较为困难。可见，各类褐煤干燥技术均存在特有的困难，在规模化应用之前仍需进一步研究与完善。

　　目前褐煤利用的主要途径仍为通过坑口电站燃烧发电，再输送电力至需要的地区。我国大型燃褐煤发电机组（单机容量2200MW）的装机容量仅占全国火电总装机容量的3%左右，远低于褐煤在煤炭总储量中所占的比例。故随着优质烟煤储量的比例不断下降，发展褐煤机组对我国电力工业可持续发展具有重要意义。我国目前已有多台600MW级褐煤机组投运，全部配置直吹式制粉系统锅炉。但与常规烟煤锅炉相比，褐煤锅炉热效率较低（约低2个百分点），价格较高（约高25%）。这主要是因褐煤锅炉的炉内烟气量较大，因而锅炉排烟热损失较高、锅炉体积较大所致。另一方面，我国褐煤产区大多属缺水地区，水资源匮乏成为影响坑口电源基地建设的重要制约因素。为此，提出了一种高效褐煤发电系统，该系统既可提高电厂效率，还可通过冷却制粉系统乏气回收大量水资源，具有显著的经济与环保效益。

　　本文对所述发电系统进行了简化与优化，提出一种更为简便易行且更易实现水回收的高效褐煤锅炉系统，并以某在役燃褐煤600MW超临界锅炉为对比机组，对该锅炉系统的节煤、水回收及污染物减排效益进行了计算和分析比较。

　　1高温炉烟干燥开式制粉系统褐煤锅炉为提高系统热经济性，在系统中使用了乏气暖风器（利用乏气预热锅炉送风）和乏气加热器（利用乏气加热低温凝结水）。然而，乏气暖风器和乏气加热器均存在较难克服的受热面腐蚀问题，而且因换热温差低设备体积庞大，这使得系统运行的可靠性降低，工程应用的难度增大。鉴于此，本文提出一种基于高温炉烟干燥开式制粉系统及乏气水回收的高效褐煤锅炉系统，如所示。

　　冷媒1一原煤仓；2―给煤机；3―下行干燥管；4一风扇磨煤机；5―粗粉分离器；6―制粉管道；7―细粉分离器；8―煤粉收集器；9一煤粉仓；10―给粉机；11一风粉混合器；12―送粉管道；13―煤粉燃烧器；14一锅炉；15―空气预热器；16―除尘器；17―引风机；18―烟道；19一烟气脱硫装置；20―烟囱；21―热烟抽口；22―干燥剂混合室；23―高温炉烟管道；24―乏气风机；25―乏气管道；26―再循环乏气管道；27―送风机；28―送风管道；29―热风管道；30―二次风风箱；31―旁路冷风管道；32―热风支管道；33―一次风混合室；34―增压一次风机；35―温风管道；36―乏气水回收设备；37―集水池。

　　高温炉烟干燥开式制粉系统锅炉原理图与系统相比，本文系统主要区别于以下2方面：为简化发电系统并提高锅炉运行可靠性，本文系统中取消了系统中的乏气暖风器和乏气加热器，乏气水回收设备中的冷源由独立于发电系统的外部介质提供。本文系统仍采用温风送粉，但温风温度由空气预热器出口热风与旁路冷风按一定比例混合予以保证，如所示。

　　系统干燥剂调温介质（或称低温组分），而本文系统以再循环乏气为干燥剂调温介质。在水泥及钢铁工业的开式制粉系统中，广泛运用乏气再循环协调磨煤机通风量与制粉系统干燥出力，故以乏气为调温介质是成熟可行的。

　　2对比机组与开式制粉系统锅炉机组2.1比较原则本文以锅炉有效利用热量（THA工况）不变为比较基准，以已在蒙东地区投运的某600MW超临界燃褐煤发电机组为对比机组，计算和分析应用本文开式制粉系统锅炉（openpulverizingsystemboiler，OPSB）的节煤、水回收及污染物减排效益。计算中假定锅炉的热损失3、4、5、6不变（排烟热损失对比机组的THA工况标煤发电煤耗办=284.29g/（kW.h）。锅炉配置三介质（热烟，热风和冷烟）干燥风扇磨煤机直吹式制粉系统。锅炉热效率你=91.0%.表1为设计煤种的主要煤质分析数据。

　　表1对比机组设计煤种煤质分析数据项目数值项目数值收到基碳分W（Car）/%收到基灰分W（Aar）/%收到基氢分W（Har）/%收到基水分W（Mar）/%收到基氧分W（Oar）/%干燥无灰基挥发分W（Vdaf）/%收到基氮分Wd）/%收到基低位发热量2net，ar/（k/kg）收到基硫分w（Sar）/% 2.3开式制粉系统锅炉机组设计及说明表2为OPSB机组制粉及燃烧系统参数的设计及计算结果。为示比较，也列出了对比机组的参数。

　　表2对比机组与OPSB机组的制粉及燃烧系统参数Tab.2Theparametersofthepulverizing项目对比机组OPSB机组燃煤收到基全水分/%锅炉有效利用热量/MW固体未完全燃烧热损失gV%热损失（仍+办+扔+你）/%锅炉燃煤量（THA工况）/（t/h）磨煤机设计运行台数/台单台磨煤机出力/（t/h）热烟温度/C冷烟（或乏气）温度/C干燥剂初温/C热烟抽取率冷烟抽取率磨煤机出口温度/C制粉系统漏风系数单台磨煤机通风量/（m3/h）煤粉水分/%煤粉细度褚0/%制粉系统蒸发水分/（kg/kg（c））乏气中O2容积份额/%送粉温度/C热风温度/C炉膛出口过量空气系数一次风率/%炉膛内烟气量/（t/h）炉膛绝热燃烧温度/C注：kg（c）―每kg收到基原煤；kg（g）―每kg送粉气体；kg（pc）―每kg煤粉。

　　开式制粉系统中磨煤机出口温度（2是一关键参数，从煤粉仓贮粉安全及避免过多挥发分在制粉过程中析出并造成热损失的角度，希望（2较低；但过低的（2又会使煤粉水分较大，从而影响煤粉燃烧性能和磨煤机出力，还可能在送粉管道发生结露造成输粉不畅。综合考虑上述影响并有关标准中对贮仓式褐煤制粉系统的规定（（2 <105.，OPSB机组中取（2=100°C，对应的MpC按所述俄罗斯公式计算。目前对褐煤在制粉系统内挥发分析出特性的研究很少。在折流下落床内利用高温烟气干燥褐煤（烟温由500C降至100C，煤中水分由33.3%降至12.75%），在干燥装置的出口乏气中未检测到可燃气体。鉴于此，本文对挥发分在制粉系统内析出造成的热损失暂予忽略不计。

　　磨煤机通风量与磨煤机磨煤出力和干燥出力均相关，随通风量增大，磨煤机出口煤粉细度增大，粗粉分离器回粉量增大，所需的干燥剂初温（i（指干燥管入口处烟温）降低。按对比机组所选磨煤机的参数，与（2=100C对应的单台磨煤机通风量Fm=22X104m3/h.由OPSB机组的制粉系统热平衡计算，与4=22x104m3/h对应的（卜562.，较风扇磨煤机褐煤制粉系统常见的（1为保证干燥管内的预干燥效果并减小磨煤机通风电耗，本文以OPSB机组的（！与对比机组相近为原则，在OPSB机组中取Fm= 104m3/h，以此参数进行磨煤机选型。

　　开式制粉系统中煤粉收集器是关键设备。在钢铁及水泥工业的开式制粉系统中广泛应用布袋式煤粉收集器。根据细粉分离器及煤粉收集器商业化产品的分离性能，其分离效率可分别取为90%和99.95%.由此可得在OPSB机组中制粉系统排出乏气含煤粉造成的飞煤热损失心=0.005%，排出乏气的含尘量为20mg/m3.可见只要保证煤粉收集器运行良好，制粉系统飞煤热损失很小可忽略不计，且乏气含尘量低于国家环保标准控制值30mg/m3. OPSB机组以高温炉烟和乏气的混合物为干燥剂，不再将热风作为干燥剂组分。由此，磨煤机出口乏气的含氧量降至6%以内，系统在惰化气氛下运行，提高了褐煤制粉系统运行的安全性。

　　OPSB机组采用温风送粉。考虑到褐煤煤粉易于自燃，并高挥发分烟煤机组的送粉温度，OPSB机组中送粉温风的温度取为60C，风粉混合物温度为70°C左右。

　　由表2可知，与对比机组相比，OPSB机组炉膛内烟气量减少了25%，这是从炉膛出口抽取的热烟不再在炉膛与制粉系统间循环且制粉系统蒸发水分未进入炉膛的结果。随炉膛内烟气量明显减少，炉内火焰温度也大幅提高，这使OPSB机组炉膛内的着火条件明显改善，但同时也使炉内结渣的风险增大。

　　此外，炉膛内火焰温度升高也使煤粉燃烧中NO；c生成量的控制任务加重。空气分级燃烧是燃煤电站锅炉广为应用的低NOx燃烧技术途径。研究表明通过空气进一步深度分级，可有效控制干燥后褐煤燃烧的NOx生成量。因而从低NO；c燃烧的角度，OPSB机组宜选用较小的一次风率ri.但为保证煤粉燃烧所需的炉内空气动力条件和正常送粉所需的风煤比，ri也不宜过低。综合考虑上述因素，OPSB机组取ri= 20%，较对比机组ri=24%稍低。

　　3性能分析3.1热经济性由前文可知，与对比机组相比，OPSB机组的热经济性主要在于其排烟热损失仍减小。OPSB机组中锅炉排烟由空气预热器出口排烟和制粉系统乏气2部分组成，故由上述2个排烟口各自的烟气流量及烟气焓分别计算并求和获得。OPSB机组中2为设计给定，空气预热器出口烟温Gah由空气预热器热平衡计算获得，其中空气预热器入口烟温G，AH及出口热风温度与对比机组保持一致。OPSB机组的燃煤量由锅炉热平衡、制粉系统热平衡及空气预热器热平衡联合进行迭代计算获得，有关参数见表3.由表3可知，OPSB机组空气预热器的平均烟气量较对比机组减少27%，这是因为在OPSB机组中从炉膛出口抽取的热烟不再在炉膛与制粉系统间循环、制粉系统蒸发水分不再进入炉膛以及从锅炉尾部烟道抽取的冷烟不再在锅炉受热面与制粉系统间循环。与此同时，OPSB机组空气预热器的平均空气量较对比机组减少11%，这是OPSB机组采用温风送粉使空气预热器内空气量较对比机组减少17.5%，同时OPSB机组中制粉系统漏风不再排挤减少空气预热器内风量的综合结果。总体上，空气预热器的烟/风水当量比奶Eg/a，AH由对比机组的1.49降低至OPSB机组的1.25.因而在相同的表3项目对比机组OPSB机组进入乏气冷却设备的乏气流量/（t/h）磨煤机出口乏气温度/C空气预热器平均烟气流量/（t/h）空气预热器入口烟气温度/C空气预热器出口烟气温度/C空气预热器平均空气流量/（t/h）空气预热器入口空气温度/C空气预热器出口热风温度/C空气预热器烟气/空气水当量比空气预热器对数平均换热温压/C空气预热器相对换热面积空气预热器冷端平均金属温度/C锅炉排烟热损失/%锅炉热效率提高量/百分点标煤节煤量/（g/（kW-h））2.67个百分点，标煤发电煤耗降低了8.10g/（kWh）。可见，采用炉烟干燥开式制粉系统可克服传统高水分燃煤锅炉排烟热损失大、热效率低的固有缺点。

　　3.2水回收效益表4总结了空气预热器出口排烟和制粉系统乏气的烟气量及水露点，并预测了OPSB机组通过乏气冷却可获得的凝结水量。

　　表4 OPSB机组的热经济性项目对比机组机组空气预热器出口排烟量/（t/h）空气预热器出口排烟中水蒸气容积份额/%空气预热器出口排烟的水露点/C空气预热器出口排烟的酸露点/C乏气总流量/（t/h）乏气中干烟气的流量/（t/h）乏气中水蒸气的流量/（t/h）乏气中水蒸气的容积份额/%乏气冷却器入口乏气温度/C乏气水露点温度/C乏气冷却器出口乏气温度（取定）/C乏气在乏气冷却器内的放热量/MW乏气中水分的回收量/（t/h）乏气中水分的回收率/%由表4可知，OPSB机组乏气中的水蒸气容积份额约32.8%（水露点温度70.0C），远高于对比机组空气预热器出口排烟中的水蒸气容积份额15.5%（水露点温度53.3°C）。这是因为高水分燃煤锅炉烟气中的水分大部分来自煤中水分，而绝大部分煤中水分是在制粉系统内蒸发，故制粉系统乏气中富集有大量水蒸气，乏气含湿量和水露点较高。可见，本文系统为高水分燃煤锅炉的烟气水回收提供了一条新思路。而且，与系统以热烟/冷烟混合物为制粉系统干燥剂相比，本文系统以热烟/乏气混合物为干燥剂使得乏气含湿量及水露点进一步提高，这对实现经济的乏气水回收设备非常有利。

　　由表4可知，若将OPSB机组的乏气冷却至40°C，单台600MW机组可回收乏气中水分130t/h，乏气中水分的回收率为83.5%.从火电厂节水技术发展现状来看，该水量可满足湿法脱硫超临界空冷机组的全部水耗。因而，本文系统使实现“零水耗”

　　燃煤电厂成为可能，具有突出的环保意义。

　　由表4可知，与对比机组相比，OPSB机组空气预热器出口排烟中的水蒸气容积份额减小，相应地空气预热器出口排烟的酸露点也降低。故本文系统还对减轻空气预热器冷端低温腐蚀有利，亦对选用较低锅炉排烟温度从而提高锅炉热效率有利。

　　3.3污染物减排在相同的发电量下，随着锅炉热效率提高，火电机组的污染物排放（如CO2、SO2、PM2.5等）均近似等比例减少。比如，OPSB机组的CO2排放量可较对比机组减少13t/h，相对减少2.5%.但关于OPSB机组的NOX排放，由于目前对褐煤煤粉在炉膛温度升高条件下燃烧的NOx生成量研究很少，加之从炉膛出口抽取的炉烟未经烟气脱硝随乏气排至脱硫系统，故还需进一步研究。

　　4结论本文提出了一种基于高温炉烟干燥开式制粉系统及乏气水回收的高效褐煤锅炉系统，对其节煤、水回收及污染物减排效益进行了计算和分析。

　　主要结论如下：该系统可使高水分燃煤锅炉的排烟热损失明显降低，从而明显提高锅炉热效率。以燃用全水分39.5%褐煤的某在役600MW超临界锅炉为例，应用该系统可使锅炉热效率提高2.7个百分点，即机组标煤发电煤耗降低8.1g/（kW.h）。随着锅炉热效率提高，锅炉污染物排放也等比例减少。

　　该系统以高温炉烟为制粉系统干燥剂，可大幅提高乏气含湿量，从而使乏气水回收更易工程实现；与此同时，乏气含氧量降低至6%以内，提高了褐煤制粉系统运行的安全性。

　　该系统可通过高含湿乏气的冷却回收大量凝结水，回收的水量可满足空冷燃煤发电机组的全部水耗，使“零水耗”燃煤电厂成为可能。

　　该系统流程简洁，相关设备均已在电厂长期运行，可直接应用于大型燃煤发电机组。还可与以提高蒸汽参数为主要思路的高效燃煤发电技术组合应用，进一步提高电厂效率。

　　可见，该系统对高水分燃煤发电机组具有突出的节煤效益和环保意义，值得深入研究与推广应用。