330 MW CFB锅炉机组深度调峰运行优化

刘旋坤，邓博宇，张思海，张双铭，杨欣华，张 缦，杨海瑞

(1.清华大学 山西清洁能源研究院，山西 太原 030032；2.清华大学 能源与动力工程系，北京 100084；3.宁夏国华宁东发电有限公司，宁夏 银川 750408)

0 引 言

随着环保要求不断提高，我国火电机组装机量和发电量逐年下降[1]。2020年全国电力工业统计数据显示，2020年火力发电设备容量占比56.58%，同比下降2.42%，新能源发电机组均出现不同程度增长。《电力发展“十四五”规划工作方案》明确指出要建立低碳、清洁、安全、高效的电力系统，新能源发展势在必行，火电必须能够深度调峰灵活运行以提高新能源的消纳能力[2]。

锅炉运行过程中的主蒸汽压力、床温、氧量、一二次风量、炉膛负压等参数都会影响机组的调峰能力[3-4]。由于当前对火电机组自动发电量控制(Automatic Generation Control，AGC)要求严格，锅炉需具备相应的变负荷响应能力，负荷变化要达到2%/min，增加了锅炉深度调峰难度。

近年来循环流化床锅炉(Circulating Fluidized Bed Boiler，CFB)由于其燃料适应性、燃烧状态以及环保性能等优势广泛应用于电力行业[5]。由于采用流态化燃烧方式，热量主要来源为炉膛内部大量处于紊流状态的高温颗粒[6]，温度可达850～900 ℃，燃烧更加稳定，具有优秀的蓄热能力[7]。通常在不投油情况下CFB锅炉最低稳燃负荷可达30%～35%，为深度调峰提供了支持。当前我国已有超过350台100 MW及以上等级的CFB机组投入商业运行，均面临深度调峰的市场需求。孟强等[8]以300 MW亚临界锅炉为例，建立了锅炉水动力数学模型，建议加强热负荷扰动保持深度调峰下水动力平衡；张鹏等[9]研究了350 MW超临界CFB机组不同负荷下的参数变化趋势，验证了CFB机组的灵活运行和调峰能力；刘文胜等[10-11]通过冷热态试验及燃烧优化调整，提高了660 MW机组的深度调峰能力。以上研究均为锅炉机组的深度调峰提供了理论参考，笔者以某电厂330 MW亚临界CFB机组为研究对象，对目前深度调峰下的运行问题及运行技术展开分析，以期为同级别CFB锅炉调峰运行提供借鉴。

1 机组初始运行状态设备参数及深度调峰运行问题

1.1 设备参数

锅炉整体结构为单炉膛，三分离器，尾部双烟道布置。采用炉膛前墙给煤后墙排渣的给煤方式，炉膛底部水冷风室两侧进风，内部布置有水冷屏、过热屏及再热屏。锅炉主要参数见表1，入炉煤参数见表2。

表1 锅炉主参数Table 1 Boiler parameters

表2 入炉煤煤质分析Table 2 Coal quality analysis

锅炉采用SNCR脱硝设备，还原剂采用20%氨水溶液，每台分离器入口烟道布置12支喷枪，每台炉共36支。采用炉内干法和炉外湿法配合的脱硫方式，根据硫分不同，炉内钙硫物质的量比应控制在1.5～1.8。

1.2 深度调峰运行问题

AGC快速调峰从电网用电量出发，不考虑锅炉燃烧、传热和污染物排放控制状态；且锅炉惯性和迟延相比汽轮机较大，响应速度不匹配，运行中出现以下问题：

1)锅炉运行负荷降低，一次风量随之降低，出于流态安全考虑，最低只能进行30%负荷调峰。

2)低负荷运行时，燃料量和空气量随之降低，煤粉流化状态为上部快速床、下部湍动床与底部鼓泡床流化状态，导致出口烟气温度降低，影响SNCR脱硝效率。

3)锅炉负荷降低，工质流率随之降低，多通道结构下会发生非均匀性恶化，导致屏式受热面偏差加剧。

2 深度调峰运行技术

2.1 流态优化

锅炉处于深度调峰运行时，入炉总风量和一次流化风量随之减少，从而引起炉膛下部密相区流化风速下降。通常流化风速为临界流化速度的3～5倍[12]。锅炉负荷过低，一次风量低于临界流化风量，床层的流化状态被破坏，易由于温度过高而结焦，严重时会引起风室爆炸。临界流化速度umf为

(1)

式中，vg为气体运动黏度，Pa·s；dp为颗粒定性尺寸，m；ρp、ρg分别为颗粒和气体的密度，kg/m3。

有学者根据Ergun公式及无量纲雷诺数与临界流化风速之间的关系[13]得到：

(2)

式中，u为气体流速，m/s；Ar为阿基米德数。

由式(1)、式(2)可知，临界流化速度与颗粒粒径、密度、物性及气体流速直接相关，因此物料直径和布风均匀性是满足锅炉深度调峰下流化安全的重要因素。

1)入炉煤粒径控制。张广才等[14]研究表明，煤粉平均粒径由90 μm降至60 μm后，着火温度由640 ℃左右降至570 ℃左右，因此机组处于深度调峰运行时，降低煤粉细度有利于锅炉稳燃。对于CFB机组，燃料粒径较大时易沉积在炉膛下部，造成循环减弱、床温过高、结焦等不良运行情况；燃料粒径过小，物料会随着气流上升而带出炉膛，增加烟尘中含尘量，因此应该控制入炉煤的粒度。

本文所述电厂入炉煤源较杂，包括工程煤、矸石、煤泥、原煤等，入炉煤粒径较大，尤其矸石量偏多时入炉煤粒径更易超标。当前流化床锅炉普遍存在入炉煤粒度控制问题，是影响锅炉流化安全的重要因素。杨海瑞等[15]利用振筛法进行成灰磨耗特性试验，以调整给煤筛板。将筛板限距条间距由12 mm减小至8 mm，控制筛下物粒径小于8 mm，同时增加了细碎机进料量，提高破碎效果。改造后筛下物料和细碎机出料粒径均下降。

2)布风板分区阻力优化。锅炉进料系统采用前墙给煤、后墙排渣、两侧进风的布置方式，运行中前后墙与两侧墙流化偏弱，流化床中心区域流化较强。针对此情况，将流化床分3个区域并选取3种不同规格的节流环按“回”字型布置在风帽进风口处，如图1所示，由中心至四周安装的节流环流通直径逐渐增大，按3个区域布置以平衡布风板的风量保持一致，从而提高布风板阻力并达到平衡布风板阻力效果，使布风更均匀。改造后，一次流化风量380 km3/h对应的热一次风温245 ℃时的布风板阻力提高了2 231 Pa(原为4 184 Pa)。锅炉在50%负荷下运行时，流化床前后平均温差由126.8 ℃降至27.2 ℃，锅炉流化更均匀。

图1 布风板布置Fig.1 Zoning layout of air distribution plate

2.2 布风板面积优化

由式(1)、式(2)可以估算出临界流化风速umf，umf与布风板面积A的乘积即为临界流化风量Qmf。在满足流化安全的前提下，为了降低锅炉负荷，需进一步降低一次流化风量，因此对布风板面积进行优化。

根据一二次风配比可知，一次风占比降低10%，则最小流化风量可降低20%。早期300 MW等级CFB机组的一二次风配比多为50%∶50%，拆除炉膛前后墙近壁2排风帽，且沿拆除风帽到下二次风下沿浇筑成斜坡，从而减小布风板面积。流化风速不变的情况下，将一二次风配比调整为40%∶60%，能有效降低流化风量，强化分级燃烧，从而降低NOx原始生成。

2.3 烟气再循环系统

锅炉在超低负荷下，投入烟气再循环系统可保证密相区流化风量及流态安全，能有效提高二次风量，提高脱硫效率，降低NOx排放[16-17]。烟气再循环系统是利用引风机出口压头，将烟气在尾部除尘器后烟道引出，经中间净化过滤装置和烟气再循环风机及配套管路系统接入到2台一次风机入口。为防止烟气再循环系统待机时烟气窜入管道发生低温腐蚀，在管道上设置电动关断门与电动调节门，实现与尾部烟道系统的切断和隔离，同时对烟气再循环系统、一次风机及相应的冷风道进行防腐处理。烟气再循环示意如图2所示。

图2 烟气再循环系统Fig.2 Layout of flue gas recirculation

投入烟气再循环系统后，调峰深度可由30%降至20%，运行参数见表3。由表3可知，在降负荷动态工况下，一次流化风量始终控制在180 km3/h以上，保证流化安全；为补充燃烧所需氧量，提高二次风量，下二次风管的最低冷却风量得到保障，避免了超温和开焊漏灰问题；低负荷流化异常时，可通过改变烟气再循环量提高一次流化风量。

表3 烟气再循环系统运行参数Table 3 Flue gas recirculation system operating parameters

2.4 污染物控制技术

通常锅炉负荷降低,床温和炉温随之降低，呈正相关趋势[18]。当锅炉引入烟气再循环系统低负荷运行时，一次流化风量含氧量降低，整体燃烧后延引起炉膛内部及尾部烟道温度分布发生改变，可能造成炉内脱硫和SNCR区域温度低于反应温度，使SO2和NOx排放量增加。

1)多流态多粒度炉内脱硫。多流态多粒度脱硫是基于CFB锅炉的流态化分布，通过给煤掺杂较大颗粒的石灰石，再由二次风系统向炉膛内喷入小粒径石灰石粉，将不同粒径石灰石同时投入炉膛[19]。该技术既能发挥小粒径石灰石比表面积大、孔隙多、反应速率快等特点，也可使较大粒径石灰石在分离器中随循环灰再进入炉膛，延长石灰石停留时间，实现协同脱硫。

该机组满负荷运行时，原烟气中SO2质量浓度约3 800 mg/m3，采用石灰石从前墙下二次风输送进炉膛的脱硫方式，钙硫物质的量比在2.5以上时，脱硫效率仅70%左右，无法达到超低排放要求。

将机组进行多粒度炉内脱硫技术改造后，维持原输送方式将300～500 μm石灰石由前墙下二次风输送进炉膛，同时将1～2 mm石灰石颗粒由给煤系统投入炉内。

经过一段时间运行验证，在满负荷状态下，以15 t/h流量加入大颗粒，以14 t/h流量通过气力输送加入细颗粒，SO2排放量明显降低，炉内脱硫可控制在118～158 mg/m3，脱硫效率95%以上。引入烟气再循环系统(表3)，锅炉在20%深度调峰运行状态下，燃料中石灰石掺配比为7.5%时(全为大颗粒石灰石)，SO2排放量稳定控制在5 mg/m3以内，可满足当前排放要求。

2)炉内SNCR脱硝。随着锅炉运行负荷降低，炉膛出口处烟气温度低于脱硝反应窗口温度，降低脱硝效率[13]。为了解决这一问题，在机组炉膛二次风口倾斜段切向安装脱硝喷枪(共10根)，山西国峰煤电同级别机组在炉膛中下部区域布置3层脱硝喷枪，每层16根(前后各8根，图3)。在炉膛高温区加装脱硝喷枪，可以根据锅炉负荷变化改变尿素溶液喷入位置和喷入量，在炉膛高温区直接进行脱硝反应，创造有利反应条件，削减了氨逃逸量。

图3 炉膛中下部脱硝喷枪Fig.3 Denitration gun in the middle and lower part of furnace

实际调峰过程中，运行负荷50%以下时，炉膛出口和分离器入口烟温过低无法满足SNCR脱硝反应温度，可投入二次风处尿素喷枪(或炉膛中下部喷枪)且关闭分离器入口处脱硝喷枪；炉膛出口温度满足脱硝温度时，则投入原分离器处喷枪，同时关闭炉膛中下部及二次风处喷枪，灵活配合调峰时的脱硝需求。通过脱硝系统灵活配置及烟气再循环系统，锅炉在20%调峰负荷下运行时，氨水总喷入量为2.13 m3/h时，NOx排放量可降至30 mg/m3以下，满足当前排放要求。

2.5 工质偏差应对措施

机组负荷降低，给水流量和压力随之降低，使工质流率降低，导致水冷管路系统流量分配不匀，屏式受热面偏差加剧，造成管壁撕裂及受热面变形等问题。

针对此问题，在水冷屏入口处安装节流圈，增大水冷屏下部热水段的阻力，从而均衡每个管路内部工质流量，减小水冷屏温度偏差。对于部分空间和结构允许的机组(本文所述机组并未进行水冷屏改造)，也可对后墙水冷屏结构进行改造，在总受热面积不变的前提下，将原有2片水冷屏增至4片，改造后水冷屏采用并联结构布置，通过减小水冷屏面积降低温度偏差，水冷屏改造前后示意如图4所示。

图4 水冷屏改造前后示意Fig.4 Schematic diagram of water cooling screen reconstruction

2.6 周期性压火启动技术

周期性压火启动技术是根据燃用煤种特性确定机组启动最低温度、最高压火温度、周期性压火的前半周时间脉宽及周期性压火后半周时间等参数，配合新能源发电高峰期时段，实现周期性压火，可使火电机组最大限度调节自身出力，为新能源并网提供有利条件[20]。

孙倩等[1]对300 MW亚临界机组锅炉蓄热能力进行分析，发现该级别机组在低负荷运行时有效压火时间达2 h以上，压火最低负荷为5%时最佳。基于以上研究结果对本机组进行压火试验，120 min后重新开始投煤启动。机组压火参数如图5所示，由图5(b)可知，锅炉停止给煤后，负荷可在5 min内快速降至3%，主蒸汽温度和再热蒸汽温度下降缓慢，但停炉期间汽轮机组相关参数变化不大，有利于机组快速启动，120 min后进行吹扫投煤，锅炉迅速启动，进入运行状态。

图5 机组压火参数Fig.5 Operation parameters during banking fire operation

3 结 论

1)通过改善筛板限距条间距，将原12 mm间距调整为8 mm，加大细碎机进料量，提高了破碎效果，使入炉煤粒径减小，强化锅炉低负荷稳燃效果；对水冷床风帽采用“回”字形布置加装节流环以平衡布风板阻力，改善了机组深度调峰下燃料的流化状态；调整布风板面积，将一、二次风配比调整为40%∶60%，有效降低了机组深度调峰状态下的最小流化风量。经调整，机组在流化风量380 km3/h、风温245 ℃运行工况下，布风板阻力提高了2 231 Pa；50%负荷运行工况下，流化床前后平均温差由126.8 ℃ 降至27.2 ℃。

2)引入烟气再循环系统，对机组进行多流态多粒度炉内脱硫技术和脱硝喷枪改造。将300～500 μm石灰石由二次风输送进炉膛，将1～2 mm石灰石由给煤管投入炉膛，延长了石灰石在炉膛里的停留时间，提高了脱硫效率；在炉膛中下部及二次风口倾斜段切向安装多组脱硝喷枪，根据不同调峰负荷调整脱硝喷枪开关以保证在炉膛高温区喷入尿素进行脱硝反应。经调整，实现了机组20%负荷运行工况下，SO2排放量稳定控制在5 mg/m3以内，NOx排放量降至30 mg/m3以下。

3)通过在水冷屏入口处安装节流圈，增大水冷屏下部热水段的阻力，从而均衡每个管路内部工质流量；将原水冷屏改造为小面积并联式，降低了机组在低负荷工况下运行时产生的工质流量偏差和温度偏差。对锅炉机组进行压火调峰试验，发现机组有效压火时间为2 h，可实现机组最大限度调峰。