1 前言
截至2016年底,全国发电总装机容量16.5亿千瓦,其中火电占64%,水电占比20%,风电占比9%,太阳能占比5%｡山西省发电总装机容量7640万千瓦,其中火电占比82.8%,风电占比10.09%｡可见,水电､风电､太阳能已成为除火电之外的主要发电能源,并且占比还在逐年提高｡近两年山西省新能源发电装机容量提高较多,但消纳新能源电力的基础空间明显不足,而且由于供热机组比例过大,冬季供热期电网在负荷低谷时段消纳风电能力严重不足,火电机组调峰和供热矛盾突出,电力平衡困难｡
根据山西省能监办及山西省电力公司关于省调并网机组深度调峰的要求,山西国峰煤电有限责任公司在机组设计的30%低负荷稳燃基础上,深挖火电机组调峰潜力,进一步将锅炉不投油稳燃负荷做到机组负荷的21%,为机组参与深度调峰打下坚实的基础｡
2 设备简介
锅炉是以山西国峰煤电有限责任公司与清华大学､东方 锅炉厂联合研发的低床温､低床压燃烧技术为基础设计､制造的东锅第三代循环流化床首台锅炉(锅炉的主要设计参数见表1)｡本锅炉为单汽包､自然循环､循环流化床燃烧方式,锅炉主要由1个膜式水冷壁炉膛,3台汽冷式旋风分离器和1个由汽冷式包墙包覆的尾部竖井(HRA)3部分组成,锅炉炉膛内前墙布置有6片中温过热器管屏､6片高温过热器管屏､6片高温再热器管屏及1片水冷隔墙,后墙布置2片水冷蒸发屏｡为响应国家节能减排､资源综合利用发电的政策,最大限度发挥锅炉节能､可靠､环保特性,本工程采用低床温､低床压等优化技术｡脱硫方式采用炉内喷钙脱硫+炉外烟气脱硫,炉外烟气脱硫采用循环流化床半干法脱硫除尘一体化工艺,炉内脱硫吸收剂采用石灰石,炉外脱硫吸收剂采用生石灰｡脱硝方式采用SNCR(选择性非催化还原法),还原剂采用尿素溶液｡
3 实施过程
3.1 试验技术原理及要求
循环流化床锅炉由于其燃料使用范围广,且采用高温固体颗粒物料的循环流化燃烧方式,炉内的温度分布十分均匀,燃烧室内存有大量高温固体颗粒物料,炉内热容量很大,所以循环流化床锅炉本身就具有很好的负荷调节性能｡
本公司的两台锅炉在投产调试期间已经完成了30%额定负荷的稳燃试验,本试验的目的是在锅炉不投油稳燃负荷设计值(90MW)的前提下,进一步降低锅炉负荷,在保证汽轮机安全运行的同时,确定锅炉最低稳燃负荷,同时发现低负荷运行期间存在的问题并提出改进意见｡
3.2 试验过程及相关数据
3.2.1通过机组协调控制,根据机组滑压运行曲线,降机组负荷至120MW,同时观察并记录过､再热蒸汽参数的变化,满足汽轮机安全稳定运行需要｡
3.2.2当机组负荷降至120MW时,全面检查锅炉料层流化状态､返料器的工作状况,床温,床压,汽温､汽压等参数,机组各主､辅设备的运行情况｡
3.2.3检查一切正常后,退出机组协调控制,手动降低锅炉负荷,减负荷原则是先减煤后减风,在减负荷过程中,注意汽温､汽压的变化,根据燃料量及时调整一､二次风量,在保证床温稳定和一次风量不低于最小流化风量的情况下,锅炉各系统参数基本保持稳定｡
3.2.4当机组负荷降至90MW时,全面检查机组各主､辅设备运行情况,锅炉料层流化状态､返料器的工作状况,床温,床压,汽温､汽压等参数均正常｡
3.2.5检查机组参数均正常后,继续缓慢降低锅炉负荷,机组负荷降至60MW时,锅炉主汽流量294t/h,主汽温度460℃,主汽压力8.8MPa,再热汽温度440℃,再热汽压力0.89MPa,平均床温790℃,在整个低负荷过程中,始终未投入任何油枪助燃,燃烧稳定,主汽温度､压力满足汽机运行的需要｡
3.2.6试验中得到的相关数据见表2､表3､表4｡
3.3 试验过程中的关键技术和控制点
3.3.1在机组接到参与深度调峰调度命令8小时左右,进行原煤仓分仓分热值上煤｡根据东方300MW循环流化床锅炉普遍存在炉膛床温分布情况为中间高,两侧低的特点,中间煤仓煤种保持不变,两侧的煤仓上发热量高300—500大卡的煤种,使得低负荷运行期间床温保持相对均匀,减少两侧床温的偏差｡
3.3.2本锅炉冷态下的最小流化风量为22万Nm³/h,低负荷期间床压维持5—6KPa,可进一步将流化风量降低到20万Nm³/h,既可以保证炉膛内床料的良好流化,也能减少热烟气对炉膛内热量的带走,提高床温｡
3.3.3改变锅炉一､二次风的配比｡在正常运行中,锅炉一､二次风的占比为40%与60%｡低负荷稳燃期间,将锅炉一､二次风的占比调到60%与40%,维持锅炉氧量在7.5%—8.5%之间｡
3.3.4改变二次风挡板开度｡将下二次风挡板开度关至20%,使炉膛内密相区形成还原性气氛,减小污染物的生成,同时增加下部二次风的穿透力,加强密相区燃烧工况的扰动｡将上二次风挡板开度控制在25%,保证炉膛稀相区燃烧所需的氧气,降低低负荷期间锅炉飞灰含碳量｡
3.3.5通过每十分钟切换锅炉各台冷渣器的启停,保留一台冷渣器运行,将锅炉床压维持在5—6KPa,也避免了冷渣器因长期停运造成排渣不畅现象的发生｡
3.3.6在负荷降至90MW时,开启锅炉三个返料器底部放灰,减小炉膛内的循环物料量,控制炉膛上部差压在0.3KPa左右,在快速降低锅炉负荷的同时,提高锅炉床温40℃左右(从750℃提高到790℃)｡
3.3.7控制高压流化风母管压力在40—43KPa,返料风流量在22000Nm³/h,关小松动风调门至15%,流化返料风调门关小至25%,保证返料器返料的通畅｡
4 经济及社会效益情况
4.1 经济效益
根据山西省电力公司调度和交易中心《山西省火电机组深度调峰交易办法(试行)》(晋监能市场[2014]107号)的有关规定组织风电和火电企业开展火电机组深度调峰交易,对于参与深度调峰机组将会有一定的电量补偿,如机组计划出力150MW/h,而机组为了深度调峰实际出力60MW/h,电网会给予发电企业90MW/h的电量补偿,按机组参与调峰6小时,企业将获得补偿15万元左右｡
预计按照每年度进行30次机组深度调峰,单台机组每年可带来直接经济收益约15万元×30次=450万元｡
4.2 社会效益
4.2.1此课题的研究,充分证明300MW循环流化床锅炉机组在20%低负荷下,依然可以稳定运行,机组各项参数正常,满足机组运行要求,同时也为今后新建､在建与已投产的300MW亚临界､350MW超临界循环流化床锅炉参与电网深度调峰起到很好的借鉴作用｡
4.2.2当前,国家实现节能减排目标面临的形势十分严峻,通过此课题的研究,使电网可以消纳更多风电等清洁能源,减少了燃煤机组SO2､NOX､粉尘等污染物的排放,为国家实现节能减排目标,推进绿色低碳发展,保护生态环境做出贡献｡同时减少了煤､石油､天然气等非可再生能源的消耗,为国家节约了矿石能源的消耗｡
5 存在的不利因素
锅炉低负荷运行期间,由于燃烧弱､床温低,会对机组效率､环保指标和安全性带来一定影响,具体如下:
(1)机组效率下降｡负荷降至63MW时锅炉床温在790℃左右,炉内燃烧温度较低,使得燃料的不完全燃烧损失增大,降低了锅炉效率;机组的主要辅助设备,如电动机､泵和风机都维持在较低效率的状态下运行,增加了厂用电量消耗,不经济｡
(2)增加了污染物脱除成本｡国峰公司锅炉采用炉内喷钙脱硫+炉后半干法脱硫+SNCR脱硝的污染物联合脱除工艺,其要达到较高的污染物脱除效率,应将锅炉床温控制在850~900℃之间,但深度调峰期间(63MW负荷时)锅炉床温只有790℃左右,此时脱硫剂､脱硝剂反应效率较低,只能通过投入过量的脱硫剂､脱硝剂的方法来满足污染物脱除要求,极大的增加了脱硫剂､脱硝剂的消耗｡
(3)降低了机组的安全性｡深度降负荷期间机组各系统和设备的自动投入率较低,需运行人员进行大量的手动操作,存在较大的不安全风险;锅炉低负荷运行期间炉内燃烧很弱,抗扰动能力较差｡当煤质突然变差或风量大幅摆动时,可能造成锅炉灭火或结焦事故;为满足脱硝要求,锅炉投入过量的尿素,使得氨逃逸量增大,可能造成空预器堵塞､腐蚀等,降低了设备的使用寿命｡
6 结论
本文完成了300MW循环流化床锅炉低负荷稳燃的研究和应用,结果显示:
(1)通过技术调整和精心组织,300MW循环流化床锅炉在21%额定负荷下可以实现稳定运行｡
(2)在新能源发电机组装机容较大的区域,应合理配置一定量的循环流化床机组,以满足特殊时段的新能源发电消纳需要｡并且,循环流化床机组在一定程度上可以取代部分抽水蓄能机组,以节约能源消耗｡
(3)锅炉深度降负荷运行期间会带来发电效率下降､环保成本增加和安全性降低等问题,我们还需要在这些方面做进一步的研究｡
标题：基于深度调峰的300MWCFB锅炉低负荷稳燃技术研究
作者：李剑、陈琳、张经世、郝宇光
单位名称：山西国峰煤电有限责任公司
原标题：独家 | 基于深度调峰的300MWCFB锅炉低负荷稳燃技术研究
