汕頭萬豐熱電廠分別在2001年和2005年進(jìn)行220 t/h燃油設(shè)計(jì)鍋爐燃用水煤漿的技術(shù)改造，實(shí)現(xiàn)了長期安全經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定運(yùn)行，鍋爐改造設(shè)計(jì)出力為176 t/h。近年來在運(yùn)行過程中鍋爐出力難以達(dá)到設(shè)計(jì)值，影響公司的發(fā)電任務(wù)。因此對2臺水煤漿鍋爐進(jìn)行測試研究，分析鍋爐出力下降原因，提出對策。
1、燃料特性
    實(shí)驗(yàn)水煤漿揮發(fā)分較高，有利于著火燃燒。實(shí)驗(yàn)水煤漿特性見表1。
    表1中粘度數(shù)據(jù)是剪切速率為100 s。1對應(yīng)的表觀粘度。實(shí)驗(yàn)水煤漿粘度適中，但成漿濃度和低位發(fā)熱量較低，影響爐內(nèi)燃燒溫度和鍋爐效率。
    水煤漿粒度分布對鍋爐燃燒影響重大。圖1是用馬爾文激光粒度儀（MASTER SIZER-2000）測量得到的水煤漿粒度分布，圖1表明萬豐熱電廠燃用水煤漿粒徑小于10um的顆粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)為39%，粒徑小于74um的顆粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)為87%，粒徑小于300um的顆粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)為96.11%，最大顆粒粒徑為631um。水煤漿國家質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)要求顆粒粒徑小于75um占75%，實(shí)驗(yàn)用水煤漿顆粒粒徑小于74um占87%，符合1級水煤漿要求。實(shí)驗(yàn)用水煤漿粗顆粒較多，水煤漿國家質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)要求顆粒粒徑大于300um的質(zhì)量分?jǐn)?shù)要小于0.05%，而實(shí)測數(shù)據(jù)達(dá)到3. 89%。說明該水煤漿雖然平均粒徑符合要求，但大顆粒比例較高，對燃盡帶來不利影響，富通新能源生產(chǎn)銷售生物質(zhì)鍋爐，生物質(zhì)鍋爐主要燃燒木屑顆粒機(jī)壓制的生物質(zhì)顆粒燃料。
2、配風(fēng)及送風(fēng)量測量及分析
    對2臺鍋爐燃燒器的一次風(fēng)和二次風(fēng)送風(fēng)量進(jìn)行測量，結(jié)果見表2。
    (1)實(shí)測送入鍋爐內(nèi)的空氣量大部分小于鍋爐理論空氣量和過量空氣系數(shù)d=1. 15時(shí)所需要的空氣量，且風(fēng)量缺口較大，在30%以內(nèi)，說明目前2臺鍋爐是嚴(yán)重缺氧運(yùn)行的，這是鍋爐運(yùn)行時(shí)飛灰含量高的主要原因。表2中的理論空氣量和a=1.15時(shí)所需空氣量的計(jì)算和水煤漿消耗量密切相關(guān)，根據(jù)實(shí)驗(yàn)期間水煤漿的消耗量調(diào)整前后變化及相關(guān)的鍋爐主要參數(shù)變化，實(shí)際上送風(fēng)量偏小20%以上。
    (2)通過配風(fēng)調(diào)整，2臺鍋爐的送風(fēng)量略微變大。1號爐從6月28日的112462. 52m3／l1增大為6月29日的121560.98 m3/h，2號爐則由115487.58 m3/h增大為117159.18m3/h。說明調(diào)整有效，風(fēng)量有所增加。
    (3)因調(diào)整前有個(gè)別風(fēng)門沒有開大，經(jīng)調(diào)整后風(fēng)門開度基本上符合設(shè)計(jì)要求，四角配風(fēng)較為均勻，最大差異在10%左右。
3、爐膛溫度場分布
    表3是采用紅外測溫儀獲得的實(shí)驗(yàn)期間調(diào)整前后的爐膛火焰溫度分布。
    由表3可知，2臺鍋爐在調(diào)整前后爐膛火焰平均溫度均較低，在1143.33~1221.75℃，最大溫度值均低于1300℃。一方面是由于燃料發(fā)熱量偏低，只有17.65 MJ/kg，低于鍋爐設(shè)計(jì)值，使理論燃燒溫度下降；另一方面是缺氧造成燃燒不完全，火焰溫度下降。
    因鍋爐負(fù)荷較低，爐膛出口溫度不高，各個(gè)工況溫度在881. 25~1101.00℃。對比調(diào)整前后，爐膛火焰總體溫度有所上升，如l號鍋爐調(diào)整前9.498 m和6.924 m平臺爐膛火焰溫度分別為1143. 33℃和1179. 25℃，調(diào)整后溫度為1171. 25℃和1205. 88℃；但爐膛出口溫度卻由調(diào)整前的1101. 00℃降到1033.75℃，而鍋爐負(fù)荷由調(diào)整前的149 t/h提高到156 t/h，說明調(diào)整后爐內(nèi)燃燒工況有所改善，風(fēng)量有所增加，燃燒區(qū)域溫度提高，燃燒提前。
4、尾部排煙參數(shù)測量
4.1排煙量測量和計(jì)算
    煙氣量實(shí)測和計(jì)算值見表4。由表4可見，儀器實(shí)測的煙氣量與為10%～11%時(shí)計(jì)算的煙氣量十分接近，說明煙氣測量數(shù)據(jù)，尾部氧量測量數(shù)據(jù)以及燃料化驗(yàn)等數(shù)據(jù)是準(zhǔn)確的，數(shù)據(jù)可信。如以設(shè)計(jì)取值時(shí)煙氣量為標(biāo)準(zhǔn)，則1號鍋爐菲正常漏風(fēng)量為92632—100344m3/h，比例約為45%；2號鍋爐非正常漏風(fēng)量為71976—84181m3／h，比例約為38%~46%。
4.2尾部漏風(fēng)測量
    (1)隨著取樣管向里延伸，1號鍋爐和2號鍋爐表現(xiàn)出不同的漏風(fēng)特征。l號鍋爐尾部煙道氧量基本上呈現(xiàn)外低內(nèi)高，即靠近墻壁處低，向里延伸逐步升高，說明靠近墻壁處沒有漏風(fēng)或漏風(fēng)較少，而在煙道中存在嚴(yán)重的漏風(fēng)現(xiàn)象；2號鍋爐恰好相反。
    (2)1號鍋爐最嚴(yán)重的漏風(fēng)處在西側(cè)煙道中間位置，測量結(jié)果顯示含氧量高達(dá)17.7%；2號鍋爐最嚴(yán)重的漏風(fēng)處在東側(cè)煙道爐壁靠除塵器方向的部位，測量結(jié)果顯示含氧量同樣高達(dá)17.7%。此外，西側(cè)煙道中間靠除塵器方向也有漏風(fēng)點(diǎn)，含氧量為10.7%，估計(jì)此處可能存在空預(yù)器漏風(fēng)。
    (3)結(jié)合2臺鍋爐送風(fēng)機(jī)風(fēng)門開度的不同，可推斷1號鍋爐漏風(fēng)主要是空預(yù)器漏風(fēng)，且漏點(diǎn)在煙道中間部位；2號鍋爐漏風(fēng)主要是爐墻、護(hù)板等部位漏風(fēng)，且漏點(diǎn)分散。
    由2臺鍋爐各工況下尾部煙氣成分分析數(shù)據(jù)可見：
    (1)各工況尾部煙氣的含氧量為10%~12%，其中2號鍋爐6月28日運(yùn)行時(shí)的氧含量較高，達(dá)到11. 41%，而表盤數(shù)據(jù)顯示省煤器前煙氣含氧量只有1.5%~2%．可見省煤器后整個(gè)尾部煙道漏風(fēng)十分嚴(yán)重。此外，排煙溫度比設(shè)計(jì)值低，說明存在較嚴(yán)重的漏風(fēng)現(xiàn)象。
    (2)各個(gè)工況的氮氧化物排放很低，低于正常排放值。這是由于爐內(nèi)燃燒嚴(yán)重缺氧，形成強(qiáng)還原性氣氛，抑制了氮氧化物的生成。此外，這次實(shí)驗(yàn)用水煤漿燃料含氮較低，Nx為0.7%也是氮氧化物排放量很低的原因之-。
5、建  議
    (1)根據(jù)以上分析，萬豐熱電廠2臺水煤漿鍋爐應(yīng)盡快安排檢修，詳細(xì)檢查尾部煙道和空預(yù)器漏風(fēng)情況。
    (2)在目前鍋爐運(yùn)行狀況下，盡量提高水煤漿濃度，一方面可減少排煙中的水蒸汽量，減少總的排煙量；另一方面可提高爐內(nèi)燃燒溫度，加快燃盡速度，提高燃燒效率和鍋爐效率。此外，要減少甚至消除水煤漿中的大顆粒比例，提高燃盡率。在水煤漿運(yùn)送和儲(chǔ)存等各個(gè)環(huán)節(jié)，盡量避免進(jìn)水，如在爐前攪拌罐入口。
    (3)盡量開大風(fēng)門，減小送風(fēng)阻力。建議二次風(fēng)門除下二次風(fēng)外，其它二次風(fēng)門都可以開到100%；考慮到燃料中揮發(fā)分很高，可開大一次風(fēng)門，原設(shè)計(jì)要求開度在20%一30%，可考慮適當(dāng)開大。
    (4)因水煤漿粘度不高，建議在保證霧化效果的前提下，可適當(dāng)減少霧化蒸汽量（汽壓和漿壓差值適當(dāng)減小），以減少排煙總量。此外，沒有投漿或投油的槍不要再通蒸汽，將槍退出來。
    (5)嘗試開大冷風(fēng)旁路，使空氣不經(jīng)過空預(yù)器直接送入燃燒器，增加了爐內(nèi)風(fēng)量；但降低了熱風(fēng)溫度，可能會(huì)對燃燒有影響。
    (6)適當(dāng)加強(qiáng)鍋爐各受熱面吹灰，確保受熱面清潔，不積灰、不積渣、不堵塞，盡量減少煙氣側(cè)阻力損失，提高引風(fēng)能力，富通新能源生產(chǎn)銷售生物質(zhì)鍋爐，同時(shí)我們還銷售木屑顆粒機(jī)壓制的木屑生物質(zhì)顆粒燃料。