“超超临界循环流化床锅炉发电技术”专刊

来源：《洁净煤技术》2020年第3期

超超临界循环流化床锅炉发电技术是国家“十三五”重点研发计划重点项目。很多本领域的专家学者都参与到该研究工作中，全面研究超高超大炉膛的气固两相流、低热流密度低质量流速下垂直管超超临界水动力、循环流化床燃烧的污染物生成与控制，开发分离器和换热床等关键部件、整体布置、整体动态特性与控制策略等技术。这些研究成果将进一步丰富气固两相流动、水动力学、燃烧学、传热学、热工动态学等学科内涵，对于超超临界循环流化床的设备开发及工程应用具有重要意义。

行业视野: 煤化工
类别; 96个
关键词; 109位
专家; 25篇
论文; 18667IP
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涡流混合式SCR脱硝系统喷氨优化调整试验研究

作者(Author)：张佳佳, 葛铭, 胡珺, 王升佳, 郭康, 火鸿宾, 何陆灿, 戴维葆, 陈国庆

摘要：针对脱硝系统氨逃逸量大造成除尘器无法投运的问题，对涡流混合式脱硝系统进行喷氨优化试验。试验发现，脱硝出口NOx浓度在烟道宽度方向分布不均。通过调整喷氨支管手动蝶阀降低了脱硝出口NOx浓度分布的不均匀度。满负荷下，烟道A侧出口不均匀度由48.3%降低到19.4%；B侧出口不均匀度由62.7%降低到21.8%。经过调整，NOx分布不均匀度显著下降。两侧烟气流量在高低负荷下不存在明显的偏差，流场分布也较为均匀。电厂采用新型涡流静态混合器，有助于解决脱硝出口NOx浓度沿烟道深度方向分布不均的问题。利用SIS数据分析发现脱硝出口NOx浓度CEMS测点不准确，导致喷氨自动投运时喷氨量过大，氨逃逸量变大。CEMS测点取样不具代表性，建议采用网格法取样，并对CEMS测点进行定期标定。喷氨控制策略中，喷氨量跟随性差，导致喷氨量与脱硝入口NOx浓度变化存在一定的延迟，建议优化喷氨控制逻辑。净烟气NOx排放浓度值不宜设置得过低，设定值越低，氨逃逸量越大。综合环保性和经济性，推荐净烟气NOx排放浓度控制在25～35 mg/m3。经过喷氨优化后，整体的氨逃逸量控制在3×10-6以下。

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循环流化床喷射混合还原剂的脱硝反应试验研究

作者(Author)：林晨, 张曜, 于娟, 冯帆, 张忠孝

摘要：随着大气污染形势日趋严峻，控制NOx排放的相关环保标准也日益严格。选择性非催化还原技术（SNCR）可以有效降低NOx排放，但受限于反应温度窗狭窄，在流化床中的脱硝效率有限。研究表明H2、碳氢化合物和CO作为添加剂时，可以拓宽SNCR的反应温度窗，促使低温下的脱硝反应得以进行；但在循环流化床热态试验系统上，鲜有使用工业副产品如煤气化合成气作为添加剂，分析H2、碳氢化合物和CO共存时对SNCR产生的影响效果。为了探究合成气与氨构成的混合还原剂对脱硝反应的影响，在循环流化床热态试验系统上，对比了合成气与氨水构成的混合还原剂和氨水的脱硝效果，同时考虑了反应温度、NSR、添加剂浓度、添加剂喷射位置等影响因素。结果表明：在840℃低温下，使用氨还原剂的SNCR反应已经失效，还会增加NOx排放量。混合还原剂可大幅提高低温区的脱硝效率，添加合成气能促使SNCR反应在此较低温度下进行。840℃时，脱硝效率从0提升至44%～62%。在氨氮摩尔比较低的情况下，如NSR=0.5或1.0、合成气为120×10-6时，合成气喷射位置的不同对NOx排放量影响不大；但当氨过量时（NSR>1.0），将合成气喷射至分离器前温度较低的烟气管道中，能增强氨的选择性，进一步降低NOx排放量。当NSR=1.5时，NOx的排放量达到了最低101～110mg/m3，相比炉膛出处喷射降低了约60mg/m3。独立喷射氨水与合成气使其在炉内混合的方式，比氨气与合成气预混后喷射方式好，NOx排放量会降低60mg/m3左右。合成气添加剂与氨存在很强的相互协同、相互促进作用，合成气可以提高氨还原剂的选择性。

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大型循环流化床锅炉外置式换热器关键技术研究

作者(Author)：辛胜伟, 张缦, 王君峰, 贺峰, 曹培庆, 蔡润夏, 张鹏, 王虎, 陈建斌, 杨海瑞

摘要：外置式换热器对于大型循环流化床锅炉的高效运行有重要意义。为全面掌握CFB锅炉外置式换热器运行特性，消除现阶段制约超超临界CFB锅炉外置式换热器管屏壁温偏差问题，系统总结了外置式换热器的研究现状和关键技术研究进展，并介绍了超超临界循环流化床锅炉外置式换热器的设计方案。研究发现，600MW超临界CFB锅炉外置式换热器壁温偏差十分明显，壁温分布呈现马鞍形分布（中心区域管屏壁温高，边壁区域管屏壁温低），这是由气泡不均匀性分布决定。外置式换热器内传热系数与受热面布置的空间位置密切相关，外置式换热器流化风速Ug=0.4m/s时，床中央至x/Xw≈0.6处传热系数基本一致，而靠近壁面区域，传热系数显著降低，边壁流动区占床面宽度的25%～30%。将管束远离边壁区布置可以改善传热系数空间分布的不均匀性，传热系数极值偏差从15%降至6%。660MW超超临界CFB锅炉外置式换热器的设计计算表明，外置式换热器布置高温再热器受热面时，高温再热器管子中径壁温与汽温差可达到58℃，显著制约外置式换热器的安全运行。因此，在660MW超超临界CFB锅炉的外置式换热器中全部布置汽温相对较低的中温过热器，受热面采用TP347H和TP347HFG材料即可满足要求，仍可保证一定的余量。将外置式换热器管排布置选择与灰流动的方向平行的方式，同时为消除边壁流造成的局部换热不均问题，设计时考虑避免管屏布置在边壁区内，管屏距离边壁的距离应由传统设计的250mm增至500mm以上，可改善外置式换热器内的气固流动及传热行为，以减小颗粒侧传热偏差。该设计在保证外置式换热器安全运行的同时，还可有效调控炉膛温度和蒸汽温度。

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350 MW循环流化床锅炉屏式受热面汽温偏差研究

作者(Author)：张鹏, 贺建平, 王虎, 谷威, 辛胜伟, 徐怀德, 曹培庆, 胡昌华, 杜佳军, 顾从阳

摘要：随着循环流化床（CFB）锅炉容量及蒸汽参数的大幅提升，锅炉高温受热面材料已达到现有最高水平，实际运行中高温受热面管屏汽温偏差特性直接关乎机组的安全可靠性。为准确获得超（超）临界CFB锅炉屏式高温受热面管屏的汽温偏差特性，在一台350MW超临界CFB锅炉上开展了实炉测量试验，通过在锅炉2种类型的屏式高温受热面管屏上加装全屏壁温监测点，获得了满负荷工况下屏式高温受热面同屏管间汽温偏差及其分布均匀性，在实炉试验的基础上针对性地进行设备改造。结果表明：炉内屏式高温受热面客观上存在同屏管间汽温偏差，汽温偏差最大值可达60℃以上；屏式高温受热面近壁侧和向火侧敷设耐磨耐火材料的管屏管壁温度明显低于中央区域，相比于屏式高温过热器，屏式高温再热器汽温偏差最大值增加了约40℃；传统的屏式高温受热面间隔布置的壁温监测点已无法准确获得同屏管间最高壁温值，屏式高温再热器布置的壁温监测点代表性不足的问题更突出，需根据屏宽、屏高进行布置位置优化，尤其是在屏式高温受热面向火侧的管屏（向火侧最外侧管子向内第4～17根管）上布置更多壁温监测点；通过分屏设计、耐磨耐火材料敷设高度优化等措施，可有效控制屏式高温受热面汽温偏差及分布均匀性，优化后屏式高温过热器全屏汽温偏差最大值为24℃（其中近壁侧分屏汽温偏差最大值为16℃），汽温偏差的标准差为6.2℃，而屏式高温再热器全屏汽温偏差最大值为50℃（其中近壁侧分屏汽温偏差最大值为21℃），汽温偏差标准差为14.5℃。

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350 MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索

作者(Author)：贾晓涛, 朱莎弘, 王珂, 王鹏程, 张缦, 杨海瑞

摘要：近年来，新能源的发展对于火电机组的灵活性运行提出了更高要求，因此深入研究热电机组深度调峰运行方式、解决热电机组深度调峰面临的技术难题迫在眉睫。循环流化床锅炉能够实现低负荷稳燃，具有深度调峰的天然优势。基于蒸汽流程改造的灵活性切缸改造技术由于投资小、改造工期短、供热经济性好等特点，是解决供热机组深度调峰问题、实现热电解耦的高效途径。根据某350MMe超临界循环流化床热电联产机组的实践经验，对循环流化床机组灵活性切缸改造中出现的运行问题进行分析并提出相应解决措施。采用宽幅控制躲避颤振技术，安装在线监视颤振设备，使用五段抽汽向六段抽汽补汽的技术。通过技术改造，解决了切缸工况下低压缸鼓风、叶片水蚀和颤振、汽轮机本体安全运行、空冷防冻、空预器低温腐蚀、燃料系统波动以及联锁保护适配性等关键问题。改造后与常规切缸改造相比，宽幅切缸控制更加灵活、平缓，消除了以往快速切缸技术的某些危害。对循环流化床锅炉配套系统的改造，为其燃料灵活性更高的特点提供保障。基于循环流化床锅炉的低负荷稳燃特点，机组低压切缸改造后安全运行，达到NOx超低排放标准，不但实现了热电解耦，负荷调节范围由60%～94%拓宽为30%～94%，供热能力提高了50%，而且达到了供热期节能降耗的目的。改造前后热电比大幅增长，在低负荷下尤为明显，提高了资源利用率和机组经济性。在40%负荷工况下，热电比由0.97提高至2.11，发电煤耗降低了70.49g/kWh。本改造在切缸运行过程中解决多项技术难题和实现了多项技术突破，积累了运行经验，为“挖掘火电机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，提高新能源消纳能力”做出了贡献。

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循环流化床锅炉超低氮氧化物排放理论与实践

作者(Author)：李军, 张缦, 刘青, 郭学茂, 张建春

摘要：循环流化床（CFB）能够燃用低热值燃料，在我国广泛应用。其重要优势是无成本的低氮氧化物（NOx）原始排放，这是缘于CFB较低且均匀的燃烧温度及其固有的燃烧还原性气氛。随着中国燃煤电站污染排放要求日益严格，CFB燃烧原始NOx排放浓度超过了排放限制的最新要求。笔者理论分析了CFB燃烧过程，根据CFB燃烧条件下NOx生成与还原的途径，认为可以通过气固流态的优化调控NOx生成与还原反应，进一步降低NOx的原始排放。进而提出流态优化的工程实现途径：提高床质量、减少粗颗粒床存量、增加循环量。详细讨论了该技术路线的基本原理：床质量提高、粗颗粒床存量减少以及循环量增加，可显著强化燃烧过程中的密相区和稀相区的还原性气氛、减少NOx生成，并在稀相区乃至分离器中加强对生成的NOx的还原，配合合理的床温和风配比，使CFB锅炉在不采用烟气脱硝条件下，实现NOx低于50mg/m3。该技术设想的关键点经实验室验证后，在150、260和560t/h CFB锅炉上进行了工程实践。运行效果表明，通过流态优化后，NOx排放显著下降，可达到NOx原始超低排放；同时，未见由此导致的燃烧效率显著降低；这些原始超低排放工程案例涵盖了烟煤、贫煤和无烟煤。通过流态设计优化降低NOx排放浓度的技术路线为CFB锅炉NOx控制提供了一条新途径。

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流化床富氧气氛对SO2排放特性的影响

作者(Author)：苗苗, 邓博宇, 孔皓, 张缦, 杨海瑞

摘要：为了研究富氧燃烧气氛下煤在流化床中燃烧SO2排放特性，利用小型流化床反应器，以褐煤和无烟煤为试验原料，分别在21%、29%、42%和56%O2/CO2气氛下进行了燃烧试验，探究了燃烧气氛对流化床煤燃烧中SO2排放的影响。结果表明，在O2/CO2气氛下，随着氧气浓度的提高，2种不同类型的煤在770℃燃烧后，SO2排放量逐渐升高，褐煤SO2排放量从925×10-6增加到6526×10-6，无烟煤的SO2排放量从1310×10-6增加到5357×10-6。与无烟煤相比，褐煤升高趋势更为明显。氧气浓度对SO2析出速率的影响显著，在15s甚至更短时间使得SO2析出达到更高的峰值。氧气浓度从21%增至29%时，转化S显著增加，之后随着氧浓度增加，转化S增长趋缓。从机理上解释，高氧浓度为硫化物析出提供了更充足的氧气，促进了SO2的生成，同时高氧浓度加速了挥发分和焦炭的燃烧速度，改善了煤的燃烧和燃尽特性。通过增强煤本身的自热效应，煤燃烧过程加快，促进煤中硫元素的释放，SO2排放量也相应增加。随着氧浓度的增加，褐煤的CO保持在相对稳定的水平，说明氧浓度的变化对此影响较小。褐煤挥发分高，容易出现停留时间不足，导致不充分燃烧，烟气中含有一定量CO等气体。SO2的排放除了与氧气浓度有关外，主要还与煤中含硫量有关，通常含硫量越高，煤燃烧产生的SO2越多。由于试验煤种含硫量均较高，因此SO2排放量处于较高水平，在富氧燃烧过程中，针对含硫量较高的煤种，应充分考虑SO2排放控制问题。灰分也会影响SO2排放量，SiO2和Al2O3对SO2转化为SO3的影响较小，而CaO和MgO作用明显，煤灰中Fe2O3、K2O等含量对此转化过程也有一定影响。

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湿法脱硫浆液中汞的再释放及其稳定化研究进展

作者(Author)：陶君, 谷小兵, 张帆, 段钰锋

摘要：重金属汞是燃煤烟气中一种有毒的痕量元素，由于其大气迁移性和生物累积性极易对生态环境和人类健康产生危害，现已成为燃煤烟气四大污染物之一。燃煤电厂现有污染物控制设备（APCDs）协同脱汞技术得到越来越多的研究和应用。湿法烟气脱硫(WFGD)装置已成为脱除烟气中二价汞的重要设备，且具有较高的脱除效率。但是，WFGD装置吸收的Hg2+，在脱硫浆液中还原性离子的作用下被还原为Hg0形态重新释放到烟气中，从而降低了APCDs的协同脱汞效率。笔者综述了湿法脱硫浆液中汞的再释放机理、影响因素、抑制汞再释放的原理以及汞稳定化添加剂的研究进展，详细阐述了烟气氧含量、脱硫浆液温度、浆液pH值、液气比等脱硫系统运行参数以及浆液中SO2-3、Cl-、Ca2+等共存离子对汞再释放特性的影响规律；论述了抑制脱硫浆液中汞再释放添加剂的分类、特性以及常用添加剂与Hg2+相互作用的化学反应机理和影响因素；概述了近年来国内外学者对汞稳定化添加剂的最新研究成果，典型有效的添加剂有H2S、无机硫化物、卤化物、Fenton试剂以及有机硫螯合剂二硫代氨基甲酸盐(DTC)、三巯基均三嗪三钠盐(TMT)、三硫代碳酸钠(STC)等。同时分析了不同添加剂的特性、使用条件、汞稳定化效果及其优缺点；概述了现有试验研究存在的问题并提出完善化发展方向，为进一步抑制脱硫浆液中汞的再释放和汞稳定化添加剂的研究与应用提供参考。

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