基于深度调峰的300MWCFB锅炉低负荷稳燃技术研究

北极星环保网讯: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｡

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