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3.2.4 600 MW超临界循环流化床示范工程性能
2012年年底,锅炉安装完成并进入调试,2013年4月14日一次通过168 h满负荷运行,1年后,对白马电厂600 MW超临界循环流化床锅炉示范工程进行了性能测试。结果全面达到设计预期,部分指标高于预期,如表2所示。膜式壁管间最大温差<17℃,双曝光吊屏管间最大温差<28℃。超临界循环流化床锅炉燃烧室的安全性指标优于超临界煤粉炉,证实低质量流率水动力设计成功;NOx、 SOx排放指标好于预期,炉内石灰石脱硫效率超过97%,NOx原始排放仅为111.94 mg/m3,表明循环流化床低成本污染控制潜力很大;锅炉受热面设计精确,燃烧室温度设计与运行一致。而国外460MW超临界循环流化床设计运行温度误差39℃,造成NOx排放超过设计值,达300 mg/m3,因此不得不加装SNCR。示范工程表明中国循环流化床研发、制造、运行水平达到世界领先。
3.2.5超临界循环流化床锅炉的推广
白马示范项目成功后,已签订2台660 MW循环流化床机组订单,将600 MW超临界循环流化床锅炉的关键技术进一步应用于350 MW超临界循环流化床锅炉的设计,形成了大批量的订单,现在订货已经超过50台,运行的350 MW超临界循环流化床锅炉有4台。
白马600 MW超临界循环流化床锅炉的成功运行,被国际能源署作为CFB技术发展历史的里程碑事件,标志着中国CFB技术处于世界领先水平,实现了中国CFB燃烧技术的跨越式发展,带动了行业技术进步,显著地提高了中国循环流化床锅炉的国际竞争力,已经开始出口到罗马尼亚、克罗地亚,走向世界。
3.3里程碑之三:基于流态重构的节能型循环流化床燃烧技术的发展
3.3.1 流态重构的节能型循环流化床设想的提出
传统循环流化床锅炉在燃用劣质煤和低成本污染控制方面具备一定优势,发展很快,但实践中也存在一些问题,主要表现在厂用电率高和可用率低两个方面。由于循环流化床锅炉需要高压头风机实现床料流化和物料循环,厂用电比同容量煤粉炉高2%-3%,典型的厂用电分析见图19大颗粒物料流化引发燃烧室膜式壁下部严重磨损,影响可用率。
为解决上述问题,清华大学的研究者根据循环流化床流态图谱,建议改变传统循环流化床流态设计定态区域,以达到减少床存量、降低风机压头达到节能和减少粗床料对燃烧室磨损的建议。这个设想突破了循环流化床燃烧原有基础流程专利范围,是全新的流化定态,见图20。
由于循环流化床内物料存量是多粒度物料的混合物。欲减少总存量而不影响形成上部快速床的细物料存量,则必须改进物料平衡系统的性能,使总存量内的细物料比例增加,见图21。
从物料平衡角度分析,该设想本质则是提高物料循环系统分级保存效率的最高点数值,使得平衡后山峰状的粒度分布的顶点再往高和尖锐程度上变化。
流态重构表现为床存量即床压降的降低,但是床压降的降低不是实现流态重构的手段,而是目的。流态重构不是简单通过排渣控制就能实现的,而是要通过具体的工程措施,其中典型的手段包括改进分离器的截止粒径点d99的效率,与此同时加大二次风动量,解决二次风穿透深度,强化燃烧室上部燃烧强度。
3.3.2节能型循环流化床锅炉的实践
基于流态重构的节能型循环流化床锅炉设想,2007年在山西大土河热电厂第一次实现。该炉燃用洗中煤和泥煤的混合物,通过设备改造,运行中可以将床压降运行在3.2kPa运行而不影响负荷,床温保持基本不变。运行1年后检查,燃烧室水冷壁毫无磨损,年运行可用率超过95%,由此年节约厂用电500万kWh。
按照此理念设计的220t/h循环流化床锅炉建设在海拉尔热电厂,锅炉风机设计电机容量见表3,运行电耗见表4。
该炉运行时的风室压力为7.7kPa;飞灰含碳量为0.49%;排渣含碳量为0.32%;运行3年燃烧室水冷壁无明显磨损。
采用该思路改进的福建龙岩电厂300MW循环流化床锅炉辅机电耗降至4.6%接近同容量煤粉炉的水平,而同容量原设计厂用电率为7.1%;全国平均水平为8%,国外平均水平也大于9%。
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