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我国大型循环流化床技术的创新与发展

作者:admin 发布时间:2017-06-19 11:52 点击:
  • 我国大型循环流化床技术的创新与发展

  • 发布日期:2010-01-27  浏览量:37399    字号:[   ]
 [内容速览]  最具潜力的循环流化床燃烧技术减少了燃煤给我国带来的污染以及温室气体的排放。
 

循环流化床燃烧技术是洁净煤技术中最具商业化潜力、污染排放控制成本最低的技术,同时由于煤种适应性强,也是消纳煤炭生产带来的大量煤矸石的最有效手段。超临界循环流化床锅炉作为下一代循环流化床燃烧技术,由于可以得到较高的供电效率,脱硫成本比烟气脱硫低50%以上,是一种适于在中国大量推广的高效洁净煤发电技术。

 

摘要:我国以煤为主要一次能源的局面长期不会改变。燃煤带来的污染以及温室气体的排放是影响我国可持续发展的主要问题之一。循环流化床燃烧技术是洁净煤技术中最具商业化潜力、污染排放控制成本最低的技术,同时由于煤种适应性强,也是消纳煤炭生产带来的大量煤矸石的最有效手段。我国自上世纪80年代初,在政府的大力支持下开展了循环流化床燃烧技术的研发,同时引进国外大型循环流化床锅炉技术。通过自主研发和对国外技术的消化吸收,成功形成了具有自主知识产权的150MW中压到300MW亚临界循环流化床锅炉产品系列,完全占据了我国热电市场和部分电力市场。在国家发改委、国家能源局、科技部的大力支持下,我国正集合国内主要循环流化床锅炉研究力量,在四川白马开展世界最大容量600MW超临界循环流化床锅炉示范工程前期工作。600MW超临界循环流化床机组发电可以将发电效率从亚临界的39%提高到42%,发电煤耗接近我国燃煤主力机组的水平,一方面实现节能减少二氧化碳排放,同时扩大循环流化床锅炉在低成本污染控制方面的优势。该工程标志着我国循环流化床锅炉研发达到世界领先水平。对我国以节能减排,减少二氧化碳排放的洁净煤事业做出重大贡献。

 

关键词:600MW,超临界,循环流化床锅炉

 

循环流化床技术在我国洁净煤技术中的地位

 

中国的经济迅速发展,对能源的需求越来越大。中国的能源结构中,煤炭是主要的一次能源。煤炭在我国电力工业中占有举足轻重的地位,发电装机容量中火电装机容量占70%以上,火电机组又以燃煤机组为主。近年来,中国政府大力发展水电、风电和核电等可再生能源,但是,在可以预见的未来,很难改变煤炭的重要地位。

 

中国是一个煤炭资源比较丰富的国家。然而,煤炭资源的分布呈现了严重不均匀性,大部分位于西北,远离发达的东南沿海。优质煤运输流向东南沿海,每年遗留近亿吨劣质煤及矸石,经济合理利用这些低质量燃料,成为一个推动中国循环流化床燃烧技术发展的重要动力之一。

 循环流化床燃煤技术由于燃烧室内强烈的气固混合和质交换,强化了燃烧和传热,使得装置可以实现中等温度稳定燃烧。一方面可以燃用低热值燃料,而且在850℃左右是石灰石颗粒最佳的二氧化硫吸收反应温度区间,实现了低成本的脱硫;同时此温度区域的燃烧,氮氧化物生成量大幅度降低,直接排放已经能够满足环保要求,因此循环流化床燃煤技术是一种适应劣质煤燃烧、低成本污染控制的清洁煤技术。

 

整体煤气化联合循环(IGCC)和增压循环流化床联合循环(PFBC-CC)是先进的高效清洁煤发电技术。然而其初投资大,尚有部分关键问题未解决。现阶段只能做少量示范工程加以验证和考验。超临界、超超临界煤粉炉技术是成熟技术,其发电效率已经达到41%—43%,可以作为我国电力的骨干机组。然而煤粉炉对燃料的质量及稳定性要求较高,同时须配用烟气脱硫脱氮装置解决气体污染排放。相对而言,循环流化床锅炉以其优异的燃料适应性、低成本的气体污染控制可成为以煤粉炉为主的燃煤发电结构的有效补充。特别是燃用褐煤等劣质煤具有更明显优越性。

 

近年来,随着国内外温室气体减排的压力的增加,节能、提高发电效率是减少二氧化碳排放的最有效途径,因此,提高燃用劣质煤的循环流化床锅炉容量和蒸汽参数以提高发电效率的呼声日益增加。开发300MW以上容量超临界循环流化床锅炉的课题摆在我国科研和工程界面前。超临界循环流化床锅炉作为下一代循环流化床燃烧技术,由于可以得到较高的供电效率,脱硫成本比烟气脱硫低50%以上,而投资最多与超临界煤粉炉+烟气脱硫(FGD)+SCR(选择性催化还原降NOx)相当,是一种适于在中国大量推广的高效洁净煤发电技术,其商业前途十分光明。

 

我国循环流化床燃烧技术发展历程及主要创新成果

 

我国与世界几乎同步于上世纪80年代初期开始研究和开发循环流化床锅炉技术。大体上我国的循环流化床燃烧技术发展可以分为四个阶段:

 

1980—1990年为第一阶段,其间我国借用发展鼓泡床的经验开发了带有飞灰循环、取消了密相区埋管的改进型鼓泡床锅炉,容量在35t/h—75t/h。由于没有认识到循环流化床锅炉与鼓泡床锅炉在流态上的差别,这批锅炉存在严重的负荷不足和磨损问题。

 

1990—2000年为第二阶段,我国科技工作者开展了全面的循环流化床燃烧技术基础研究,基本上掌握了循环流化床流动、燃烧、传热的基本规律。应用到产品设计上,成功开发了75t/h—220t/h蒸发量的国产循环流化床锅炉,占据了我国热电市场。

2000—2005年为第三阶段,其间为进入电力市场,通过四川高坝100MW等技术引进和自主开发,一大批135—150MWe超高压再热循环流化床锅炉投运。我国研究人员和工程界也通过实践形成了系统的循环流化床燃烧理论体系和设计导则,该设计理论达到了世界先进水平。

 

2005年之后为第四阶段,其间发改委组织引进了法国阿尔斯通全套300MWe亚临界循环流化床锅炉技术,第一个示范在四川白马(燃用无烟煤)取得了成功,随即,采用同样技术的云南红河电厂、国电开原电厂和巡检司电厂(燃用褐煤)以及秦皇岛电厂(燃用烟煤)均成功运行。由于我国已经形成了坚实的循环流化床锅炉设计理论基础,对引进技术的消化和再创新速度很快,引进技术投运不久,就针对其缺点,开发出性能先进、适合中国煤种特点的国产化300MWe亚临界循环流化床锅炉,而且由于国产技术的价格与性能优势,2008年后新订货的300MW循环流化床锅炉几乎均为国产技术。以哈锅、东锅和上锅为代表的锅炉制造企业也建立了大容量高参数循环流化床锅炉工装设备体系,制造经验达到世界一流。

 

从100MW等级到300MW等级循环流化床锅炉设计制造水平上新台阶,运行水平大幅提高,设备可靠性大幅提升;节能环保性能大幅提升(供电煤耗降低10%,脱硫效率从90%上升至95%),资源综合利用水平大幅提高。同时技贸结合引进技术建设白马1×300MW循环流化床机组示范工程起了关键作用,在节能环保、资源综合利用和技术创新方面都起到了工程典范的作用。

 

开发超临界循环流化床锅炉的意义

 

循环流化床燃烧技术已经证明在劣质煤利用和污染控制成本方面具有优势。然而进入电力市场后,其发电效率与我国迅速发展的大容量、超临界参数煤粉炉相比尚有不足。提高蒸汽参数是提高发电效率的最有效途径。资料表明,8.83MPa、535℃的高压电站供电效率为30.04%,12.7MPa、535℃超高压电站供电效率为32.16%,16.3MPa、535/537℃亚临界电站供电效率为37.12%,24.3MPa、540/560℃超临界锅炉电站供电效率为40.95%。大型电厂普遍采用的煤粉燃烧锅炉即是沿着中压→高压→超高压→亚临界→超临界这一条路发展的。因此容量向300MW以上、参数向超临界转化是循环流化床燃烧技术发展的必然趋势。超临界循环流化床锅炉作为下一代循环流化床锅炉技术,可以得到42%左右的较高的发电效率。总投资约为超临界煤粉炉+FGD+SCR的78%,运行成本为超临界煤粉炉+烟气脱硫+SCR的37%,且不需采取附加措施皆能满足NOx排放低于200mg/Nm3,因此被认为是一种适于在中国大量推广的清洁燃煤发电技术。特别应当指出的是,循环流化床锅炉中石灰石脱硫是炉内干法脱硫,与湿法烟气脱硫相比,可以节约大量水的消耗。这对我国水资源缺乏的现实,具有重要意义。

自主开发600MW超临界循环流化床锅炉的进展

 

超临界循环流化床锅炉本质上是将大型循环流化床燃烧与垂直管本生直流锅炉的结合,需要有大型循环流化床锅炉和超临界垂直管圈煤粉锅炉的设计制造经验。

 

我国在完成300MW亚临界大型循环流化床锅炉技术的引进消化再创新同时,通过引进和吸收也掌握了600—1000MW超临界、超超临界煤粉炉的设计制造和运行经验。我国已经具备了自主研发600MWe超临界循环流化床锅炉的基本条件。国家发改委在引进300MW循环流化床锅炉设计技术时已经明确批示今后不再继续引进国外循环流化床锅炉设计技术,进一步的发展将完全建立在自主开发基础上。

 

国际上从20世纪末开始超临界循环流化床锅炉的研究。美国福斯特·惠勒(FosterWheeler)公司是世界上第一个获得超临界循环流化床锅炉定货合同的公司,该公司与波兰Lagisza电厂签订了一台460MWe超临界循环流化床锅炉,该炉设计容量为460MWe,主蒸汽流量1300t/h,压力28.2MPa、温度563℃;再热蒸汽压力5MPa、温度582℃。工程项目于2006年启动。据报道去年该炉点火,目前已经转入商业运行。ALSTOM公司也对超临界循环流化床锅炉展开了大量的研究。

 

我国于“十五”(2001—2005)期间通过“863”和科技攻关项目中支持开展了超临界循环流化床锅炉方案的初步研究。超临界循环流化床锅炉的研究列入“十一五”科技支撑计划的重大项目,国家发改委批准了600MW超临界循环流化床锅炉的示范工程立项,2008年确定示范工程点设在原引进300MWe循环流化床锅炉第一个示范工程所在电厂—四川白马循环流化床示范电站,以利于充分利用该厂300MW循环流化床锅炉方面的经验。而我国科研工作者和锅炉厂完成了600MW循环流化床示范项目的前期研究和设计任务。三家锅炉厂分别完成的三个各具特色的600MW超临界循环流化床锅炉技术方案,其中哈尔滨锅炉厂采用双燃烧室中质量流率节流管圈配6个热绝缘旋风分离器、6个外置床的方案。东方锅炉厂选用双布风板单炉膛低质量流率、6个气冷分离器配6个外置床方案。上海锅炉厂选用单炉膛双回路、高质量流率配6个热绝缘旋风筒6个外置床的方案。三个方案均已经通过用户和专家组两次评审,认为方案均可行,可以进入技术设计阶段。2008年,国家发改委决定选择东方锅炉厂作为四川白马600MW超临界循环流化床锅炉发电示范工程的锅炉提供方。科研单位集中对东方锅炉厂的技术方案进行了深入分析和系列研究。

清华大学完成了对600MW循环流化床锅炉东锅方案多分离器流动平衡大型冷模试验验证,在300MW循环流化床锅炉上进行了600MW大截面水冷壁热流二维分布的热态测试,详细研究了超高炉膛的气固两相流动,西安交大已经完成了国产内螺纹管水动力学试验,与此同时,针对超临界循环流化床锅炉的热力系统,进行了锅炉机组的动态特性及相关附机的研制已经取得成果,这些研究工作为600MW超临界循环流化床锅炉发电示范工程成功提供了坚实的基础。

 

目前东方锅炉厂已经完成了锅炉全部技术设计并通过了国家发改委自主研发超临界600MW循环流化床锅炉专家组评审,进入施工设计和部件制造阶段。西南电力设计院完成了锅炉岛的系统设计以及整个电厂的设计工作,相关辅机配套已经确定。600MW超临界循环流化床锅炉发电可以将发电效率从亚临界的39%提高到42%—43%,发电煤耗接近我国燃煤主力机组的水平,一方面实现节能减少二氧化碳排放,同时扩大循环流化床锅炉在低成本污染控制方面的优势。预期示范工程可在2011年建成。该示范工程是我国大型循环流化床锅炉研发达到世界领先水平的标志。不同容量循环流化床电站主要技术经济指标比较如下表:

 

我国循环流化床技术的未来展望

 

目前,国际上认为超临界循环流化床是燃煤发电降低污染排放的重要突破性技术之一。其原因是循环流化床燃烧已经证明在污染控制排放,包括未来要考虑的汞排放等方面具有其它燃烧方式不可替代的优势。很可能大型燃煤发电要走循环流化床的方式。因此必须解决循环流化床高参数,超临界化的问题,以给未来二氧化碳减排留下效率损失空间。

 

美国和欧洲均在超临界循环流化床研发方面做了大量工作。特别是美国FW公司于2002年12月在波兰Lagisza电厂签订了世界第一台460MW超临界循环流化床锅炉供货合同后,电站项目于2006年1月开工,2009年3月开始调试,6月交付用户投入商业运行,根据现场反映回来的资料,该锅炉全面达到了设计指标。供电效率达到43.3%,锅炉效率超过93%,运行平稳,负荷调节特性满足电网调度要求。现在FW又在俄罗斯开始建设一台330MW超临界循环床锅炉。

 

我国在“十一五”期间安排了600MW超临界循环流化床的示范工程。它将带动一批相同等级的循环流化床发电项目。同时根据我国燃煤发电节能降耗,降低污染排放的需求,对循环流化床燃烧技术提出新的任务:1)发展更高供电效率的超超临界600MW到800MW循环流化床锅炉。2)超临界循环流化床产品容量系列化,开发简易型300MW超临界循环流化床系列产品。3)进一步挖掘循环流化床节能潜力,发展近期已在小容量循环流化床锅炉验证成功的节能型循环流化床技术,将该技术大型化。4)开发适合于煤矸石,其它劣质燃料的大型循环流化床技术。

 

相信循环流化床燃烧技术必将在未来我国燃煤发电方面发挥更大的作用,为节能减排和资源综合利用作出更大的贡献。

主要指标135MW300MW波兰460MW白马600MW(设计值)

 

一/二次主蒸汽压力(MPA)13.717.4/3.6928.2/5.125.4/4.413

 

一/二次主蒸汽温度(℃)535540/540563/582571/569

 

供电标煤耗(g/kwh)370335303

 

厂用电率(%)1084.566.86

 

脱硫效率(%)9094-969497

 

SO2排放值(mg/Nm3)400<400<200<380

 

NOX排放值(mg/Nm3)<250<200<200<160

 

电厂效率(%)373943.343.2



与此同时,中国燃料种类繁多,包括褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤,热值变化很大,硫含量普遍较高(含硫﹤1%的占56%。含硫1%—2%的占32%,含硫﹥2%的占12%)。因此,利用煤炭发电成为燃煤污染物的主要来源。发展洁净煤发电技术,提高能源利用率,提高发电效率。
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