国能宁夏鸳鸯湖第一发电有限公司 李伟
某电厂设计煤种收到基灰分12.61%，低位发热量4598kcal/kg，哈式可磨系数HGI71，冲刷指数2.0。校核煤种收到基灰分14.86%，低位发热量4215kcal/kg，哈式可磨系数HGI65，冲刷指数2.7。设计煤种指标见表1。
表1 设计煤种指标
2018 年煤质收到基灰分24.37%，低位发热量4587kcal/kg。2020年煤质收到基灰分29.71%，低位发热量4100kcal/kg，哈式可磨系数HGI58，冲刷指数4.2。燃煤灰分、热值变化对比见表2。
表2 燃煤灰分、热值变化对比表
由表2 可知，2020 年煤质对比设计煤种，热值降低498kcal/kg，灰分升高17.1%。2020 年较2018 年对比，热值下降487kcal/kg，灰分升高5.34%。
2.1 对制粉系统的影响
设计煤种哈式可磨系数71，冲刷指数2.0（属磨损性较强），2020 年煤质化验可磨系数为58（数值越小越难磨），冲刷指数4.2（属磨损性很强），导致目前磨煤机及粉管的磨损速率大幅上升，磨煤机大修周期由8000h 缩短至6000h。磨煤机大修人工费用15 万元，备件费用约45 万元，总计60 万元。每年因此增加磨煤机大修费用120万元。
磨煤机磨辊磨损速率由6mm/月上升至8mm/月，目前磨辊约4000h 堆焊一次，堆焊频次增加约1.25 倍，2020 年堆焊费用120 万元，较2018年堆焊费用增加15万元。
2.2 对锅炉受热面、烟道的影响
单位时间内冲击到金属表面上的飞灰颗粒量，主要与烟气中的飞灰浓度有关。燃用灰分高、低发热量的煤必然导致磨损加快，同时燃煤量也增加也造成烟气中飞灰浓度剧增，增加了受热面的磨损。烟气中飞灰浓度越高，对受热面管的磨损越大，管壁表面单位面积磨损量与烟气的飞灰浓度成正比。经历年防磨防爆检查发现，水冷壁的磨损速率由2018年的0.1mm/年升至目前0.2mm/年，磨损速率加快一倍。经机组等级检修发现，烟道弯头处的磨损速率由0.8mm/年上升至1mm/年，磨损速率上升约25%，部分烟道弯头已被磨穿，导致烟道漏风、漏灰，影响安全运行及增大系统的漏风率[1]。烟道内导流板磨损严重，流场不均，加剧局部磨损情况。因入炉煤灰分增大，导致脱硝入口烟道、空预器出口烟道、低温省煤器入口烟道、低温省煤器内部大量积灰，烟道承载力上升，长期运行有拉裂风险。同时停机时需要大量人力进行内部积灰清理，带来潜在的安全隐患[2-3]。
电除尘运行风险升高。入炉煤灰分逐年升高，近3 年完成入炉煤加权灰分分别为24.37%、25.93%、29.71%，较校核煤种灰分14.86%，分别升高64%、74.5%、98.42%。灰的比重、粗度上升严重，化验灰的比重1.37%，超出设计值61%，导致电除尘实际输灰能力下降20%左右。机组满负荷运行时，总煤量约为340t/h，产灰量约为85.2t/h，超过设计输灰能力的112.4%，超过实际输灰能力的144.5%，导致灰斗高料位频繁发生，长时间高负荷运行对电除尘安全运行带来巨大风险。
脱硫系统运行效率下降。因灰分较大，电除尘出力下降导致吸收塔入口粉尘在55～65mg/Nm3，远超设计值，致使吸收塔浆液含尘量超标，影响物料反应，频繁出现浆液中毒现象，脱硫效率降低。为确保烟气达标排放，浆液循环泵4 台运行率大幅上升，脱硫耗电率同比上升0.241%。脱硫效率下降，电除尘料位较高，为保障环保指标达标排放和灰斗运行安全，个别时段被迫降低机组负荷运行。2020 年因环保设备异常影响电量约2484 万kWh，按边际贡献0.09 元/kWh 测算，减少收益223.5万元。
因煤质变差，灰渣产生量增加。按照入炉煤量及入炉煤灰分测算，2020 年因热值降低及灰分增加，灰渣量较2018年增加17万吨，若按29元/吨阶梯政策收费，将增加处置费493 万元，运输费增加141万元，合计增加634万元。
煤质变差，石子煤量增大。近三年石子煤量随原煤热值的下降，灰分的上升，石子煤排放量逐渐增加，2020 年较2018 年同比上升4320 吨，折标煤量上升880 吨，按标煤530 元/吨计算，影响成本增加46.6万元。近三年石子煤排放总量见表3。
表3 近三年石子煤排放总量
因原煤热值低，机组无法带满负荷，申报出力降低，导致电网“两个细则”考核。2018 年电网调峰考核考核3815 分，每分1000 元，折合381.5 万元；
2019 年电网调峰考核6753 分，折合675.3 万元；
2020 年电网调峰考核21577.9 分，折合2157.79 万元。2020 年较2018 年多考核17762.525 分，折合1776.2万元；
较2019 年多考核14824.9 分，折合1482.5 万元。近三年申报出力电网“两个细则”考核情况表见表4。
表4 近三年申报出力电网“两个细则”考核情况表
机组带负荷能力下降，致使发电量下降。2020年机组因煤质原因降出力33465.3万kWh。对比2018 年出力多25834.55 万kWh，按边际贡献0.09 元/kWh 测算，减少收益2325 万元。对比2019 年出力降低19959.3 万kWh，按边际贡献0.09元/kWh测算，减少收益1796万元。
因原煤热值下降，在450～550MW 需要增开一台磨煤机，保持5 台磨煤机运行，一次风机、磨煤机耗电率上升，影响厂用电率上升0.15%。在550MW及以上需要6台磨煤机运行，影响厂用电率上升0.13%。
在中小河流治理中存在如何在安全性保证的前提下进行近自然生态建设，如何改善水环境，如何进行生态湿地建设以及水质改善工程等一系列相关问题。
原煤热值下降后同等负荷原煤量增加，导致一次风机、磨煤机耗电率上升，2020 年较2018 年一次风机耗电率上升0.231%，磨煤机耗电率上升0.016%。
因入炉煤灰分的增加，导致大量粉尘进入吸收塔内，造成脱硫效率大幅下降，四台浆液循环泵几近全天运行，进而导致脱硫耗电率2020 年较2018年上升0.241%。
因灰量增大，输灰用压缩空气量上升，2020年较2018年空压机耗电率上升0.04%。
综合统计2020 年较2018 年热值下降498kcal/kg，厂用电率上升0.5%，影响供电煤耗上升1.5g/kWh。按年发电量70 亿折算，因厂用电率上升，减少上网电量2800 万kWh，按标杆上网电价0.2673元/kWh折算，减少收益748万元。
近三年风烟、脱硫系统耗电率变化如表5所示。
表5 近三年风烟、脱硫系统耗电率变化
煤质对发电煤耗的影响，主要表现在机械不完全燃烧热损失与灰渣物理热损失两方面。
由机械不完全燃烧热损失计算公式，随灰分和低位发热量的变化，机械不完全燃烧热损失在飞灰含碳量不变的情况下，会发生较大变化。对于煤粉炉，煤质对机械不完全燃烧热损失的影响,经过公式推导得式（1）：
经过计算得出Δqfh4 为3.53%，影响发电煤耗上升1.86g/kWh。
随着燃煤灰分的增大，灰渣量和烟气中灰浓度增大，灰渣和飞灰所带走的热量增加。根据计算，燃煤灰分由20%变为30%，灰量增加153%，按单机满负荷计算，每小时灰量增加约30t。其中15%为灰渣，85%为飞灰。
根据灰渣和飞灰焓，简略计算每小时多带走热量为：
Qh=0.15×30000×Cthz+0.85×30000×Cθhz
=4500×767+25500×120
=6511500（kJ）=0.222（t）标煤
影响煤耗上升0.336g/kWh。Cthz 灰渣焓（800℃），Cθhz飞灰焓（150℃）。
经计算因机械不完全燃烧热损失及灰渣物理热损失的增加导致发电煤耗上升2.2g/kWh。按年发电量70亿折算，影响标准煤量增加15400t，按标煤单价530元/t折算，影响燃料成本上升816万元。
燃煤掺配全成本分析如图1所示。掺配后入炉煤热值的下降，燃料成本的降低幅度远大于生产成本的上升幅度，但是当热值下降到4000kcal以下时标煤单价的下降空间有限，而随着耗煤量的大幅增加度电燃煤成本开始上行，并且机组已不能达到额定出力运行。当入炉热值达到4200kcal时可以满足机组电网负荷上限需求，同时也减少网调调峰及满足两个细则考核。
图1 燃煤掺配全成本分析
科学合理地掺烧低热值经济煤种，可以比燃用设计热值的煤种大幅降低燃料成本，同时配煤掺烧还能降低入炉煤灰分，增加供热的可靠性，提升锅炉的安全性和运行效率，有效控制标煤单价,增强盈利能力。
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