锅炉掺烧煤泥情况调研报告
锅炉掺烧不同煤种的数据对比分析
锅炉机组掺烧越南煤、南非煤的分析结果第一阶段：6月28日~7月3日，两台炉按照20％的越南煤和云南羊尾哨煤、80％其他混煤的比例参烧；第二阶段：7月11日~7月21日，两台炉按照南非煤1/6，越南煤2/6,其他混煤3/6的比例掺烧;现将两个阶段的参烧平均指标对比分析如下：分析方案一：按实际统计原煤耗量计算1.第一阶段掺烧比例：20%（越南煤、羊尾哨煤），80%其他混煤。
（2011.6.28~2011.7.3）机组负荷375MW。
两台炉平均一天耗原煤量：220×24=5280t按燃料部提供燃煤价格计算一天的燃料成本WW=5280×20%×[(734.47+673.47)/2]+5280×80%×755.3=743392.32+3190387.2=3933779.52（元）一天的发电量为Y=375×1000×24=9000000（kw.h）每发1 kw.h的成本为：W/Y=3933779.52÷9000000=0.437元/ kw.h2.第二阶段掺烧比例：南非煤1/6，越南煤2/6，其他混煤3/6。
（2011.7.11 ~2011.7.21）机组负荷389MW。
两台炉平均一天耗煤量：196.9×24=4725.6 t按燃料部提供燃煤价格计算一天的燃料成本WW=（4725.6×1/6×1100）+（4725.6×2/6×734.47）+（4725.6×3/6×755.3）=866360+1156937.144+1784622.84=3807919.984（元）一天的发电量为Y=389×1000×24=9336000（kw.h）每发1 kw.h的成本为：W/Y=3807919.984÷9336000=0.408元/ kw.h结论：掺烧1/6南非煤后，每发1 kw.h，节约成本为：0.437—0.408=0.029元/kw.h。
燃煤锅炉调研情况汇报
燃煤锅炉调研情况汇报
为了解当前燃煤锅炉的使用情况和存在的问题，我们对多家企业进行了调研。
通过实地走访和深入交流，我们获得了一些有价值的信息，现将调研情况进行汇报如下：
一、燃煤锅炉的使用情况。
在我们的调研中发现，目前许多企业仍在使用燃煤锅炉作为供热和供暖的主要
设备。
这些锅炉大多数在使用年限较长，技术设备相对滞后，存在能效低、污染排放高等问题。
另外，一些企业在使用过程中对燃煤锅炉的管理和维护不够重视，存在一定的安全隐患。
二、燃煤锅炉存在的问题。
在调研中，我们发现燃煤锅炉存在以下问题，首先，部分企业对燃煤锅炉的节
能环保意识不够，缺乏对新技术的应用和更新换代；其次，由于使用年限较长，锅炉设备老化严重，存在安全隐患；另外，排放污染问题也亟待解决，对环境造成了一定的影响。
三、燃煤锅炉的改进方向。
针对燃煤锅炉存在的问题，我们提出了以下改进方向，首先，加强对燃煤锅炉
的管理和维护，定期进行设备检查和维修，确保设备的安全可靠运行；其次，推动燃煤锅炉的技术更新，引进先进的节能环保技术，提高锅炉的能效和减少排放；另外，加强对燃煤锅炉使用企业的监管，推动企业加大环保投入，减少对环境的影响。
四、燃煤锅炉的未来发展趋势。
随着我国对环保和节能的重视，燃煤锅炉的未来发展趋势将更加注重环保、节
能和安全。
我们建议企业应积极响应国家政策，加大对燃煤锅炉的改造和更新，引进先进的燃煤锅炉设备，提高能效和减少排放，为企业的可持续发展做出贡献。
综上所述，通过对燃煤锅炉的调研，我们发现了一些问题并提出了改进方向，相信在各方的共同努力下，燃煤锅炉的使用将更加环保、节能和安全，为我国工业发展和环境保护做出积极贡献。
煤泥掺烧的研究及问题解决方案探讨
煤泥掺烧的研究及问题解决方案探讨摘要：公司所属江苏徐塘发电有限公司为降低燃料成本，提高经济效益，对徐塘公司机组煤泥掺烧情况进行总结，分析晾晒煤泥的优劣势、输送设备的运行情况，指出存在的掺配技术缺陷与运行管理不完善等问题，针对这些问题给出了合理的改善措施。
关键词：煤泥掺烧；掺配技术；运行管理一、引言2016年以来，随着国家去产能政策的实施和环保要求的提高，全国煤炭市场价格持续攀升，煤泥价格较原煤凸显优势，为了降低江苏徐塘发电有限责任公司（以下简称“徐塘公司”）燃料采购成本，在当前市场环境下，采购掺烧干煤泥或湿煤泥，将是徐塘公司进一步降低燃料成本，提高盈利能力的重要手段。
二、徐塘公司煤泥掺烧背景长期以来，徐塘公司由于运距、煤源点、地理位置等原因，导致燃料价格一直处于高位，成为制约徐塘公司盈利的瓶颈。
在运距上，徐塘公司地处江苏省西北、徐州市东部，陇海线末端，铁路运力紧张，山西、陕西火运煤严重受限，在迎峰度夏、迎峰度冬期间火车来煤难以保证；在煤源点上，离煤源点较远，运费比重较大，周边无经济煤源，相比周边电力企业运费较高，价格较低的低热值煤种无价格优势。
面对严峻的经营局面，徐塘公司在2012年就根据市场环境开始进行煤泥掺配。
尤其是2017年，根据当期的煤炭市场行情，结合其特殊的地理位置，制定了以煤泥采购为重点的煤炭采购策略，大大降低燃料成本。
经测算周边地区煤泥入厂标单较普通原煤入厂含税标煤单价差达100元/吨以上，能够产生较高的掺配效益。
三、徐塘公司掺烧煤泥的措施、方法和成果（一）公司通过煤泥采购降低入厂燃料成本2014年以来，公司对煤源地的煤泥的生产、销售进行调研，大力拓展煤源。
公司2014年采购煤泥13.01万吨，影响不含税标单下降4.45元/吨，节约燃料采购成本696.99万元。
2017年，采购煤泥21万吨，影响不含税标单下降17.71元/吨，节约燃料采购成本1823.89万元。
（二）徐塘公司晾晒湿煤泥的优势与劣势公司具有占地约4.5万平方米的掺配煤场，具备晾晒湿煤泥的先天条件，相比周边电厂，此为公司的优势。
电厂锅炉掺烧试验总结
燃煤掺烧试验总结一、试验目的通过试验，掌握各煤种在不同负荷、不同掺烧比例及燃烧调整情况下的结焦特性、燃尽性能，为燃料采购及锅炉燃烧调整提供依据。
二、试验前的煤质及设备现状1、煤质情况（1）入炉煤在灰熔点、水分等指标上严重偏离设计煤种，致使锅炉结焦严重，甚至发生#2炉被迫停运的事故。
（2）入厂煤矿点多、各矿点煤质相差较大，与露天煤掺烧，使入炉煤煤质变化大、无法准确区分各矿点煤质的优劣。
2、设备情况（1）#1(A层未调整）、2炉切圆调整后，水冷壁结焦情况比去年同期明显减轻，但屏过及遮焰角部分结焦情况并没有得到改善，#2炉停炉后，屏过处仍有大块结焦。
（2）由于只有前、后墙设有看火孔，受安装位置限制，只能观察到左右水冷壁、喷燃器附近有限面积、前屏部分区域结焦情况，其它部位的结焦无法直接观察，因此必须根据炉膛出口烟温、减温水流量以及捞渣机落焦情况综合判断炉膛结焦状况。
三、试验前的准备工作为保证试验安全进行，根据以往调整经验，吸取#2炉被迫停运的教训、结合现场实际，制定了以下措施：1、成立了掺烧试验小组、制定了掺烧试验措施2、与物资公司协商确定了掺烧矿点顺序表3、燃料专业制定了确保掺配比例稳定的措施4、对掺烧煤种进行了灰熔点及灰成分化验，并对其结焦特性进行了分析，作为试验开始的调整依据。
试验用煤结焦特性对照表注：RT=(T2+4T1)/5RT<1149℃易结焦1149<RT<1343℃中度结焦RT>1343℃不结焦SiO2%= SiO2/( SiO2+ Fe2O3+CaO+MgO)*100% 50%--64% 严重结焦65%--72% 中度结焦73%--80% 不结焦四、各煤种掺烧情况1、陈兴远+准东混煤时间7月7日—7月12日掺烧比例5：5陈兴远的软化温度为1210℃，按灰熔点属于中度结焦煤种，按灰成分计算属于不结焦煤种。
试验开始采取平均配风，试验期间，炉膛无结焦现象，其中#1炉炉膛出口最高温度为825℃（蒸发量424.6t/h)，一、二级减温水调门开度在50%以下；#2炉炉膛出口最高温度为815℃（蒸发量431t/h)，一、二级减温水调门开度在50%以下，飞灰及炉渣可燃物呈上升趋势。
国内设计烟煤锅炉掺烧褐煤的调研情况
国内设计烟煤锅炉掺烧褐煤的调研情况近年来，环境保护和能源结构调整等问题日益引发关注，煤炭资源的有效利用成为一个迫切的问题。
烟煤和褐煤是我国主要的两种煤炭资源，如何将其有效地利用，减少对环境的污染，是目前亟待解决的问题之一、设计烟煤锅炉掺烧褐煤是一种解决方案，本次调研将对国内设计烟煤锅炉掺烧褐煤的情况进行探讨。
首先，我们来了解一下掺烧褐煤的概念和意义。
烟煤在燃烧过程中产生大量的二氧化硫和其他污染物，对环境造成了严重的损害。
而褐煤由于其水分、灰分和挥发分的含量较高，燃烧性能较差，不能单独作为锅炉的燃料使用。
通过将烟煤锅炉中的一部分烟煤替换为褐煤，可以有效地降低锅炉燃烧过程中的污染物排放，并提高锅炉的燃烧效率，达到资源的有效利用和环境保护的双重目的。
目前，在国内已经有一些设计烟煤锅炉掺烧褐煤的实践项目。
例如，省烟煤电厂将其40台烟煤锅炉进行了改造，引进了褐煤燃烧系统。
经过改造后，锅炉的燃烧效率得到了一定的提高，污染物排放量相应减少，从而降低了对环境的影响。
同时，该电厂还进行了褐煤燃烧技术的研发和改进，提高了褐煤的燃烧性能，使其更适合与烟煤进行掺烧。
此外，还有一些煤炭集团和电力公司也在进行类似的项目。
在设计烟煤锅炉掺烧褐煤的过程中，需要解决一些技术难题。
首先是燃烧适应性的问题，褐煤和烟煤的燃烧特性不同，混烧时需要调整燃烧系统和控制策略，以保证燃烧的稳定和安全。
其次是灰渣的处理问题，褐煤的灰分含量高，容易产生大量的灰渣，对锅炉设备和环境造成严重的危害，需要采取适当的措施进行处理。
此外，还需要进行经济性和环境效益的评估，确保掺烧褐煤的改造措施具有可行性和可持续性。
总之，国内设计烟煤锅炉掺烧褐煤的实践已经取得了一定的进展，但仍存在一些技术和经济上的难题。
未来，需要进一步加大对掺烧煤的研发和改进力度，提高燃烧效率，减少排放量，优化资源利用，实现经济效益和环境效益的双赢。
同时，政府应加大对掺烧褐煤项目的支持力度，鼓励企业进行技术创新和工艺改造，推动能源结构调整，建设绿色低碳的社会。
燃煤锅炉调研情况汇报
燃煤锅炉调研情况汇报
为了解当前燃煤锅炉的使用情况以及存在的问题，我们进行了一次深入的调研，现将调研情况进行汇报。
首先，我们对燃煤锅炉的数量和分布进行了调查。
经过统计，我们发现我国燃
煤锅炉的数量庞大，分布广泛，主要集中在工业生产、供热和发电等领域。
其中，一些老旧的燃煤锅炉存在着安全隐患，需要及时进行更新改造。
其次，我们对燃煤锅炉的运行情况进行了调研。
我们发现，一些地区的燃煤锅
炉在运行过程中存在着燃烧不完全、排放污染物过多的问题。
这不仅对环境造成了严重的污染，也对人们的健康构成了威胁。
因此，对燃煤锅炉的排放标准和监管需进一步加强，以减少对环境和人体健康的影响。
另外，我们还调研了燃煤锅炉的更新改造情况。
我们了解到，一些地方政府已
经开始推动燃煤锅炉的更新改造工作，采用清洁能源替代传统燃煤锅炉，以减少对环境的影响。
但是，由于更新改造涉及到资金、技术等方面的问题，一些地区的更新改造工作进展缓慢，需要政府和企业共同努力，加大投入，推动更新改造工作的顺利进行。
最后，我们对燃煤锅炉的管理和监管情况进行了调研。
我们发现，一些地方在
燃煤锅炉的管理和监管方面存在着不足，监管力度不够，导致一些企业存在违规排放和超标排放的情况。
因此，需要加强对燃煤锅炉的监管，建立健全的监管体系，加大对违规行为的处罚力度，确保燃煤锅炉的安全运行和环境保护。
综上所述，燃煤锅炉在我国仍然占据着重要地位，但也存在着一些问题。
为了
减少对环境的影响，保护人们的健康，我们需要加大对燃煤锅炉的更新改造力度，加强管理和监管，推动清洁能源的使用，实现燃煤锅炉的可持续发展。
锅炉掺烧煤泥情况调研报告
锅炉掺烧煤泥情况调研报告尼龙科技公司、尼龙化工公司调研组二〇一七年十二月二十日2017年12月初，由于集团公司所属焦化厂煤泥浆无法处理，焦化厂被迫停产，为解决此难题，集团领导提出将焦化厂煤泥浆输送至我公司、尼龙科技公司，并经压滤处理后送入锅炉掺烧的决策建议，但因我公司锅炉原设计及现运行使用的燃料为原煤且只能在一定的煤质波动范围内，锅炉掺烧煤泥后是否对锅炉燃烧系统、锅炉负荷、蒸汽参数、超低排放指标等产生实质性影响，以及现有锅炉引风机、输灰系统、脱硝系统等配套系统是否满足改造后需求，都没有一个基本的判断。
为了对以上问题有个初步认识，为锅炉掺烧煤泥的项目决策提供技术依据，2017年12月17日～12月20日，在集团首席专家陈桂昌的带领下，尼龙化工热电厂生产副厂长巩建华、技术中心技术助理周丽莉、尼龙科技技术员陆慷等一行4人先后赴山东菏泽赵楼煤矿坑口电厂、泰山东城热电厂、新泰新汶电厂进行了锅炉掺烧煤泥的相关情况进行了考察，具体考察情况汇报如下。
一、菏泽赵楼煤矿坑口电厂赵楼煤矿坑口电厂为综合利用电厂，规划规模为2*300MW机组，一期工程为1*300MW机组，锅炉为东方锅炉厂1025t/h循环流化床锅炉，设计热效率为91.2%，设计燃料为赵楼煤矿洗混煤、煤泥、煤矸石，其中煤泥燃用量占比约45%，2014年6月18日开始运行。
该电厂燃料输送系统流程如下：赵楼煤矿洗煤厂水煤浆经压滤处理为20%含水率的煤泥后，经刮板输送机、皮带输送机送至电厂煤泥给料箱，在给料箱中加入水，搅拌配置为30%的煤泥，通过煤泥输送泵经管道自炉膛中部进入锅炉燃烧室进行燃烧。
给料箱及输送机系统如下：该电厂配套环保设施为龙净公司半干法脱硫除尘超低排放装置，SNCR脱硝系统。
据介绍，该电厂煤泥掺烧比例基本在设计值45%以下，最高参数量约60%，其锅炉烟气排放环保指标要求NOx为小于100mg/Nm3, SO2小于35mg/Nm3，烟尘小于10mg/Nm3。
煤泥掺烧可研
同煤国电王坪发电公司锅炉掺烧煤泥可行性研究近年来，随着我国经济体制改革的深入和产业结构的调整，电力供应形势趋于缓和，正在形成相对过剩的电力买方市场。
为适应这一形式的变化，电力工业正在推行竞价上网、分时电价等一系列前所未有的体制改革，电力市场竞争日益激烈。
但是，我国中小机组大部分存在设备技术落后、效率低、能耗高、污染严重、经营效益差的特点，只有大力推行挖潜改造、提高效益，才能增强市场竞争力。
在诸多方法尝试中，锅炉掺烧煤泥是一种既符合国家能源政策，又具有良好的经济效益、环保效益和社会效益的有效途径。
一、设备系统概述同煤国电王坪发电有限责任公司现有2×210MWCFB机组，配置2台华西锅炉厂HX725/13.34—II1型锅炉。
电厂燃煤一部分经汽车运输到场，一部分直接从附近煤矿经输煤皮带送入厂内燃料准备系统系统，是典型的坑口电站。
（1）锅炉系统HX725/13.34—II1型锅炉是单汽包自然循环固态排渣循环流化床锅炉。
过热蒸汽流量:725t/h，蒸汽压力:13.34MPa，温度540℃，前墙给煤。
（2）主要辅机每炉配用引风机、送风机各2台，流化风机各3台。
使用风水联合冷渣器加链斗输送机及链斗提升机除渣。
（3）煤质状况：设计煤质收到基低位发热量12.51MJ/kg，收到基灰分50.47%，由于当地煤矿地质结构复杂，煤质变化很大，电厂又无力调控，其设计燃煤分析数据见表：煤质分析表二、煤泥现状：煤泥是煤炭选洗加工过程中排放的一种劣质燃料，市场销售非常困难。
我国每年洗煤产生的煤泥量达数百万吨，作为废弃物排放或参入精煤出售，既占用大量耕地又严重污染环境，也影响精美品质，它颗粒细，水分高，粘性大，不易运输，在堆积状态下形态极不稳定，遇水即流失，风干又飞扬，因而严重制约了能源发展的可持续性。
而煤泥作为一种劣质燃料又有其利用价值。
同朔地区是我国主要煤炭生产基地之一，年产原煤三亿多吨，煤泥近3000 万吨。
煤泥产量稳定，价格低廉约40元/吨。
300MW循环流化床锅炉掺烧煤泥试验研究
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燃 的现 象 ； 随着入 炉煤 泥量 的增加 ， 渣含碳 量 增大 ， 底 而飞灰 含碳 量 的 变化 并 不 明显 ； 床
温控 制在 ８ ０ｏ ８ Ｃ以上 时 ， 渣含碳 量会 明显 降低 ； 泥投 入后 会 导 致排 烟 温 度升 高， 底 煤 锅
炉效 率下 降 。
［ 关 键
煤 床 底 飞 排 锅 词 ］ 循 环 流 化 床 ； 泥 ； 温 ； 渣 含 碳 量 ； 灰 含 碳 量 ； 烟 温 度 ； 炉 效 率
华能南京电厂2号锅炉褐煤掺烧运行分析报告201006
华能南京电厂2号锅炉褐煤掺烧运行分析报告1概述华能南京电厂300MW超临界直流锅炉原设计燃烧晋东南贫煤，Vdaf 14.91%，根据燃料市场的变化，于2009年进行了烟煤掺烧技术改造工程，按照烟煤掺烧75%设计，由于烟煤在和劣质贫煤掺烧过程中，锅炉运行经济性下降，为了提高锅炉运行经济性，通过不断的试验，成功实现了烟煤的单烧，也达到了本次烟煤掺烧技术改造工程的最高目标。
褐煤掺烧是在烟煤单烧的基础上，进行的一种突破性的尝试，为燃料选择提供更广阔的空间，在源头上控制燃料成本。
鉴于褐煤高水分、低热值、易结渣、易爆的特性，在掺烧褐煤前进行了大量的技术储备工作，根据褐煤的特点，制定了相应的安全技术措施，确定了褐煤掺烧的运行方案；本着谨慎的态度，制定了相应的组织措施，有力保证褐煤掺烧过程中的安全。
2技术路线2.12009年6月1号锅炉进行了烟煤掺烧技术改造工程，同年8月开始进行烟煤掺烧试验，最高掺烧比例达到75%；2.22009年8月1号锅炉进行了烟煤单烧试验，并对锅炉性能进行考核，达到了改造的较高目标；2.32010年2月1号锅炉对烟煤单烧进行了长时间的考验，并首次明确确定，以烟煤单烧作为主要的运行方式，掺烧仅作为过渡方式；2.42010年5月2号锅炉进行烟煤系统改造，并增加热炉烟系统，首次采用烟煤方式启动；2.5在前期大量工作的基础上，于2010年6月23日开始进行褐煤掺烧试验。
3煤质分析本次掺烧褐煤煤质见表3-1所示，烟煤煤质见表3-2所示。
褐煤的水分很高，预期将对制粉系统的干燥出力有很高的要求，为了适应高水分褐煤的燃烧，本次2号锅炉改造，增加了高温炉烟的抽取管道，与低温炉烟混合后为磨煤机提供干燥介质，暂定掺混后混煤收到基水分不高于20%。
褐煤的发热量很低，因此考虑与高发热量的烟煤掺混，掺混后的发热量不低于4600大卡。
褐煤Vdaf高达47%以上，属于极易爆煤种，因此考虑制粉系统安全，制粉系统氧量及磨煤机出口温度将受到严格控制，防止因参数不当导致制粉系统爆炸。
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锅炉掺烧煤泥情况调研报告
尼龙科技公司、尼龙化工公司调研组
二〇一七年十二月二十日
2017年12月初，由于集团公司所属焦化厂煤泥浆无法处理，焦化厂被迫停产，为解决此难题，集团领导提出将焦化厂煤泥浆输送至我公司、尼龙科技公司，并经压滤处理后送入锅炉掺烧的决策建议，但因我公司锅炉原设计及现运行使用的燃料为原煤且只能在一定的煤质波动范围内，锅炉掺烧煤泥后是否对锅炉燃烧系统、锅炉负荷、蒸汽参数、超低排放指标等产生实质性影响，以及现有锅炉引风机、输灰系统、脱硝系统等配套系统是否满足改造后需求，都没有一个基本的判断。
为了对以上问题有个初步认识，为锅炉掺烧煤泥的项目决策提供技术依据，2017年12月17日～12月20日，在集团首席专家陈桂昌的带领下，尼龙化工热电厂生产副厂长巩建华、技术中心技术助理周丽莉、尼龙科技技术员陆慷等一行4人先后赴山东菏泽赵楼煤矿坑口电厂、泰山东城热电厂、新泰新汶电厂进行了锅炉掺烧煤泥的相关情况进行了考察，具体考察情况汇报如下。
一、菏泽赵楼煤矿坑口电厂
赵楼煤矿坑口电厂为综合利用电厂，规划规模为2*300MW机组，一期工程为1*300MW机组，锅炉为东方锅炉厂1025t/h循环流化床锅炉，设计热效率为91.2%，设计燃料为赵楼煤矿洗混煤、煤泥、煤矸石，其中煤泥燃用量占比约45%，2014年6月18日开始运行。
该电厂燃料输送系统流程如下：赵楼煤矿洗煤厂水煤浆经压滤处理为20%含水率的煤泥后，经刮板输送机、皮带输送机送至电厂煤泥给料箱，在给料箱中加入水，搅拌配置为30%的煤泥，通过煤泥输送泵经管道自炉膛中部进入锅炉燃烧室进行燃烧。
给料箱及输送机系统如下：
该电厂配套环保设施为龙净公司半干法脱硫除尘超低排放装置，SNCR脱硝系统。
据介绍，该电厂煤泥掺烧比例基本在设计值45%以下，最高参数量约60%，其锅炉烟气排放环保指标要求NOx为小于100mg/Nm3, SO2小于35mg/Nm3，烟尘小于10mg/Nm3。
二、泰山东城热电厂
泰山东城热电厂锅炉为130t/h中温中压循环流化床锅炉，原计煤料为煤矸石，2008年进行了掺烧煤泥的改造，煤泥燃用量占比可到达100%。
该电厂燃料输送系统流程如下：经处理后20%含水率的煤泥运输至煤泥场，在煤泥场设有煤泥坑，利用煤吊，将用水初步拌匀后的煤泥送入给料斗，经皮带输送机送至电厂煤泥给料箱，在给料箱中加入水，搅拌配置为30%的煤泥，通过煤泥输送泵经管道自炉膛顶部进入锅炉燃烧室进行燃烧。
设有较大的煤泥储存场地，在煤泥场可根据具体情况与煤矸石进行配比。
煤泥场的煤泥坑和给料斗均设有加热管（蒸汽或热水），以防止冬季煤泥冰冻后输送困难。
现场系统主要情况如下：
该电厂配套环保设施为电除尘+布袋除尘器+石膏法脱硫+湿电除尘器，SNCR脱硝系统。
据介绍，该电厂掺烧煤泥改造时烟气量增加约5万Nm3/h，增加15%左右。
除增加煤泥输送系统外，涉及的改造部位有返料系统、引风机等。
其锅炉烟气排放环保指标要求NOx为小于100mg/Nm3, SO2小于35mg/Nm3，烟尘小于10mg/Nm3。
三、新泰新汶电厂
新泰新汶电厂为良庄煤矿坑口电厂，3台75t/h锅炉为济南锅炉厂循环流化床锅炉，设计燃料为良庄煤矿煤泥。
该电厂燃料输送系统流程如下：相邻的良庄煤矿洗煤厂水煤浆经压滤处理为20%含水率的煤泥后，经刮板输送机（皮带输送机）送至电厂煤泥场，然后利用铲车为刮板输送机给料，输送至煤泥泵给料箱，给料箱中加入水，搅拌配置为30%的煤泥，通过煤泥输送泵经管道自炉膛顶部进入锅炉燃烧室进行燃烧。
该电厂配套环保设施为龙净公司半干法脱硫除尘超低排放装置，SNCR脱硝系统。
据介绍，该电厂锅炉运行过程中因煤泥灰分较大，需经常从返料
器放灰管进行放灰，并且需及时向路通补充渣量以维持正常的料层和燃烧。
其锅炉烟气排放环保指标要求NOx为小于100mg/Nm3, SO2小于35mg/Nm3，烟尘小于10mg/Nm3。
四、山东海右石化集团公司（尼龙化工主要看脱硝业绩，为今年的环保排放NOx＜5mg/Nm3, SO2＜2mg/Nm3，烟尘＜2mg/Nm3技改做技术储备）
山东海右石化集团公司自备电厂，2台130t/h循环流化床锅炉，脱硝改造增加SNCR+SCR系统，SCR系统氨水喷枪设置在分离器出口位置，刚刚改造完毕。
据介绍，改造后1#锅炉SCR系统尚可投运，2#锅炉SCR系统因改造后省煤器后SCR反应器入口温度低于200℃以下，小于反应温度要求300～400℃，无法投运。
其锅炉烟气排放环保指标要求NOx为小于100mg/Nm3, SO2小于35mg/Nm3，烟尘小于10mg/Nm3。
目前两台锅炉SCR系统均未投用。
结合山东海右石化SCR改造后的具体情况认为：我公司SCR改造时，预留空间及方案涉及到锅炉燃烧系统、受热面等系统的核算，需保证预留位置满足SCR反应器入口温度要求，催化剂的设计需根据烟气情况确定，催化剂供应厂家必须可靠。
五、总结
通过本次调研及技术交流可以认为，我公司与尼龙化工锅炉掺烧煤泥，不是仅仅需要新建一整套煤泥输送系统，其可行性论证涉及到锅炉本体、配套辅机和辅助系统整个流程，首先需要锅炉厂或专业锅
炉改造厂家根据煤泥发热量、水份、灰分等各项指标，对整个锅炉燃烧系统、返料系统、烟风系统、水冷壁、过热器等各部受热面及配套辅机的选型进行核算，确定锅炉系统不改造能否掺烧煤泥或掺烧比例。
仅就本次调研的情况来看，虽然煤泥较原煤具有明显的价格优势，但掺烧煤泥后带来的锅炉效率降低、运行维护费用的增加及系统改造的巨额投资，其经济性还有待进一步论证。
掺烧煤泥对锅炉运行及环保的影响如下：
1、喷射口需每班定期停运清理，在与给煤机切换过程中会造成蒸汽压力波动影响后系统正常生产。
2、煤泥浆系统出现故障时燃料终端，与原煤切换需20分钟调整期，期间会出现蒸汽压力波动大。
3、锅炉运行期间因煤泥含灰份大，存在料层压差、炉膛负压、返料器返料波动，不利于锅炉稳定运行。
4、锅炉尾部受热面积灰增加影响换热，煤泥水份大烟气量增加导致除尘器过滤风速增加，影响滤袋使用寿命，有可能导致锅炉由于引风量不足无法满负荷运行。
5、煤泥浆处理系统是一个闭式循环，分开放置当出现故障时，可能会影响洗煤厂的正常运行。
6、煤泥浆在制作、运输、储存都为开放式，不但占地面积大，煤泥和废水换回造成二次污染。
7、锅炉运行期间因灰量大，需定期放掉返料器内热灰和向炉内
加渣，不仅存在安全隐患，还会引起现场二次扬尘，同时公司现有锅炉炉前也无位置设置渣仓。
8、平时维护量较大，在维修期间煤泥浆会污染现场卫生。
9、公司现有投用的超低排放装置是基于目前燃烧煤质及烟气量设计，掺烧煤泥后烟气量将会增加，势必影响装置的正常稳定运行。
10、煤泥浆处理设施需布置在我公司，即使小比例掺烧，占地面积也较大，现场难以布置。
11、引入了渣浆池、压滤场、煤泥场等难以治理的顽固污染源，可能对公司VOC治理增加
综上所述，鉴于目前严峻的环保形势，且尼龙科技公司各生产装置需热电锅炉长周期、连续、稳定供汽，同时考虑三和电厂场地宽裕、远离市区、原锅炉设计燃料为煤矸石，建议将煤泥浆输送至三和电厂进行掺烧。
热电车间
陆慷。