330 MW CFB鍋爐機組深度調峰運行優化

劉旋坤，鄧博宇，張思海，張雙銘，楊欣華，張 縵，楊海瑞

(1.清華大學 山西清潔能源研究院，山西 太原 030032；2.清華大學 能源與動力工程系，北京 100084；3.寧夏國華寧東發電有限公司，寧夏 銀川 750408)

0 引 言

隨著環保要求不斷提高，我國火電機組裝機量和發電量逐年下降[1]。2020年全國電力工業統計數據顯示，2020年火力發電設備容量占比56.58%，同比下降2.42%，新能源發電機組均出現不同程度增長。《電力發展“十四五”規劃工作方案》明確指出要建立低碳、清潔、安全、高效的電力系統，新能源發展勢在必行，火電必須能夠深度調峰靈活運行以提高新能源的消納能力[2]。

鍋爐運行過程中的主蒸汽壓力、床溫、氧量、一二次風量、爐膛負壓等參數都會影響機組的調峰能力[3-4]。由于當前對火電機組自動發電量控制(Automatic Generation Control，AGC)要求嚴格，鍋爐需具備相應的變負荷響應能力，負荷變化要達到2%/min，增加了鍋爐深度調峰難度。

近年來循環流化床鍋爐(Circulating Fluidized Bed Boiler，CFB)由于其燃料適應性、燃燒狀態以及環保性能等優勢廣泛應用于電力行業[5]。由于采用流態化燃燒方式，熱量主要來源為爐膛內部大量處于紊流狀態的高溫顆粒[6]，溫度可達850～900 ℃，燃燒更加穩定，具有優秀的蓄熱能力[7]。通常在不投油情況下CFB鍋爐最低穩燃負荷可達30%～35%，為深度調峰提供了支持。當前我國已有超過350臺100 MW及以上等級的CFB機組投入商業運行，均面臨深度調峰的市場需求。孟強等[8]以300 MW亞臨界鍋爐為例，建立了鍋爐水動力數學模型，建議加強熱負荷擾動保持深度調峰下水動力平衡；張鵬等[9]研究了350 MW超臨界CFB機組不同負荷下的參數變化趨勢，驗證了CFB機組的靈活運行和調峰能力；劉文勝等[10-11]通過冷熱態試驗及燃燒優化調整，提高了660 MW機組的深度調峰能力。以上研究均為鍋爐機組的深度調峰提供了理論參考，筆者以某電廠330 MW亞臨界CFB機組為研究對象，對目前深度調峰下的運行問題及運行技術展開分析，以期為同級別CFB鍋爐調峰運行提供借鑒。

1 機組初始運行狀態設備參數及深度調峰運行問題

1.1 設備參數

鍋爐整體結構為單爐膛，三分離器，尾部雙煙道布置。采用爐膛前墻給煤后墻排渣的給煤方式，爐膛底部水冷風室兩側進風，內部布置有水冷屏、過熱屏及再熱屏。鍋爐主要參數見表1，入爐煤參數見表2。

表1 鍋爐主參數Table 1 Boiler parameters

表2 入爐煤煤質分析Table 2 Coal quality analysis

鍋爐采用SNCR脫硝設備，還原劑采用20%氨水溶液，每臺分離器入口煙道布置12支噴槍，每臺爐共36支。采用爐內干法和爐外濕法配合的脫硫方式，根據硫分不同，爐內鈣硫物質的量比應控制在1.5～1.8。

1.2 深度調峰運行問題

AGC快速調峰從電網用電量出發，不考慮鍋爐燃燒、傳熱和污染物排放控制狀態；且鍋爐慣性和遲延相比汽輪機較大，響應速度不匹配，運行中出現以下問題：

1)鍋爐運行負荷降低，一次風量隨之降低，出于流態安全考慮，最低只能進行30%負荷調峰。

2)低負荷運行時，燃料量和空氣量隨之降低，煤粉流化狀態為上部快速床、下部湍動床與底部鼓泡床流化狀態，導致出口煙氣溫度降低，影響SNCR脫硝效率。

3)鍋爐負荷降低，工質流率隨之降低，多通道結構下會發生非均勻性惡化，導致屏式受熱面偏差加劇。

2 深度調峰運行技術

2.1 流態優化

鍋爐處于深度調峰運行時，入爐總風量和一次流化風量隨之減少，從而引起爐膛下部密相區流化風速下降。通常流化風速為臨界流化速度的3～5倍[12]。鍋爐負荷過低，一次風量低于臨界流化風量，床層的流化狀態被破壞，易由于溫度過高而結焦，嚴重時會引起風室爆炸。臨界流化速度umf為

(1)

式中，vg為氣體運動黏度，Pa·s；dp為顆粒定性尺寸，m；ρp、ρg分別為顆粒和氣體的密度，kg/m3。

有學者根據Ergun公式及無量綱雷諾數與臨界流化風速之間的關系[13]得到：

(2)

式中，u為氣體流速，m/s；Ar為阿基米德數。

由式(1)、式(2)可知，臨界流化速度與顆粒粒徑、密度、物性及氣體流速直接相關，因此物料直徑和布風均勻性是滿足鍋爐深度調峰下流化安全的重要因素。

1)入爐煤粒徑控制。張廣才等[14]研究表明，煤粉平均粒徑由90 μm降至60 μm后，著火溫度由640 ℃左右降至570 ℃左右，因此機組處于深度調峰運行時，降低煤粉細度有利于鍋爐穩燃。對于CFB機組，燃料粒徑較大時易沉積在爐膛下部，造成循環減弱、床溫過高、結焦等不良運行情況；燃料粒徑過小，物料會隨著氣流上升而帶出爐膛，增加煙塵中含塵量，因此應該控制入爐煤的粒度。

本文所述電廠入爐煤源較雜，包括工程煤、矸石、煤泥、原煤等，入爐煤粒徑較大，尤其矸石量偏多時入爐煤粒徑更易超標。當前流化床鍋爐普遍存在入爐煤粒度控制問題，是影響鍋爐流化安全的重要因素。楊海瑞等[15]利用振篩法進行成灰磨耗特性試驗，以調整給煤篩板。將篩板限距條間距由12 mm減小至8 mm，控制篩下物粒徑小于8 mm，同時增加了細碎機進料量，提高破碎效果。改造后篩下物料和細碎機出料粒徑均下降。

2)布風板分區阻力優化。鍋爐進料系統采用前墻給煤、后墻排渣、兩側進風的布置方式，運行中前后墻與兩側墻流化偏弱，流化床中心區域流化較強。針對此情況，將流化床分3個區域并選取3種不同規格的節流環按“回”字型布置在風帽進風口處，如圖1所示，由中心至四周安裝的節流環流通直徑逐漸增大，按3個區域布置以平衡布風板的風量保持一致，從而提高布風板阻力并達到平衡布風板阻力效果，使布風更均勻。改造后，一次流化風量380 km3/h對應的熱一次風溫245 ℃時的布風板阻力提高了2 231 Pa(原為4 184 Pa)。鍋爐在50%負荷下運行時，流化床前后平均溫差由126.8 ℃降至27.2 ℃，鍋爐流化更均勻。

圖1 布風板布置Fig.1 Zoning layout of air distribution plate

2.2 布風板面積優化

由式(1)、式(2)可以估算出臨界流化風速umf，umf與布風板面積A的乘積即為臨界流化風量Qmf。在滿足流化安全的前提下，為了降低鍋爐負荷，需進一步降低一次流化風量，因此對布風板面積進行優化。

根據一二次風配比可知，一次風占比降低10%，則最小流化風量可降低20%。早期300 MW等級CFB機組的一二次風配比多為50%∶50%，拆除爐膛前后墻近壁2排風帽，且沿拆除風帽到下二次風下沿澆筑成斜坡，從而減小布風板面積。流化風速不變的情況下，將一二次風配比調整為40%∶60%，能有效降低流化風量，強化分級燃燒，從而降低NOx原始生成。

2.3 煙氣再循環系統

鍋爐在超低負荷下，投入煙氣再循環系統可保證密相區流化風量及流態安全，能有效提高二次風量，提高脫硫效率，降低NOx排放[16-17]。煙氣再循環系統是利用引風機出口壓頭，將煙氣在尾部除塵器后煙道引出，經中間凈化過濾裝置和煙氣再循環風機及配套管路系統接入到2臺一次風機入口。為防止煙氣再循環系統待機時煙氣竄入管道發生低溫腐蝕，在管道上設置電動關斷門與電動調節門，實現與尾部煙道系統的切斷和隔離，同時對煙氣再循環系統、一次風機及相應的冷風道進行防腐處理。煙氣再循環示意如圖2所示。

圖2 煙氣再循環系統Fig.2 Layout of flue gas recirculation

投入煙氣再循環系統后，調峰深度可由30%降至20%，運行參數見表3。由表3可知，在降負荷動態工況下，一次流化風量始終控制在180 km3/h以上，保證流化安全；為補充燃燒所需氧量，提高二次風量，下二次風管的最低冷卻風量得到保障，避免了超溫和開焊漏灰問題；低負荷流化異常時，可通過改變煙氣再循環量提高一次流化風量。

表3 煙氣再循環系統運行參數Table 3 Flue gas recirculation system operating parameters

2.4 污染物控制技術

通常鍋爐負荷降低,床溫和爐溫隨之降低，呈正相關趨勢[18]。當鍋爐引入煙氣再循環系統低負荷運行時，一次流化風量含氧量降低，整體燃燒后延引起爐膛內部及尾部煙道溫度分布發生改變，可能造成爐內脫硫和SNCR區域溫度低于反應溫度，使SO2和NOx排放量增加。

1)多流態多粒度爐內脫硫。多流態多粒度脫硫是基于CFB鍋爐的流態化分布，通過給煤摻雜較大顆粒的石灰石，再由二次風系統向爐膛內噴入小粒徑石灰石粉，將不同粒徑石灰石同時投入爐膛[19]。該技術既能發揮小粒徑石灰石比表面積大、孔隙多、反應速率快等特點，也可使較大粒徑石灰石在分離器中隨循環灰再進入爐膛，延長石灰石停留時間，實現協同脫硫。

該機組滿負荷運行時，原煙氣中SO2質量濃度約3 800 mg/m3，采用石灰石從前墻下二次風輸送進爐膛的脫硫方式，鈣硫物質的量比在2.5以上時，脫硫效率僅70%左右，無法達到超低排放要求。

將機組進行多粒度爐內脫硫技術改造后，維持原輸送方式將300～500 μm石灰石由前墻下二次風輸送進爐膛，同時將1～2 mm石灰石顆粒由給煤系統投入爐內。

經過一段時間運行驗證，在滿負荷狀態下，以15 t/h流量加入大顆粒，以14 t/h流量通過氣力輸送加入細顆粒，SO2排放量明顯降低，爐內脫硫可控制在118～158 mg/m3，脫硫效率95%以上。引入煙氣再循環系統(表3)，鍋爐在20%深度調峰運行狀態下，燃料中石灰石摻配比為7.5%時(全為大顆粒石灰石)，SO2排放量穩定控制在5 mg/m3以內，可滿足當前排放要求。

2)爐內SNCR脫硝。隨著鍋爐運行負荷降低，爐膛出口處煙氣溫度低于脫硝反應窗口溫度，降低脫硝效率[13]。為了解決這一問題，在機組爐膛二次風口傾斜段切向安裝脫硝噴槍(共10根)，山西國峰煤電同級別機組在爐膛中下部區域布置3層脫硝噴槍，每層16根(前后各8根，圖3)。在爐膛高溫區加裝脫硝噴槍，可以根據鍋爐負荷變化改變尿素溶液噴入位置和噴入量，在爐膛高溫區直接進行脫硝反應，創造有利反應條件，削減了氨逃逸量。

圖3 爐膛中下部脫硝噴槍Fig.3 Denitration gun in the middle and lower part of furnace

實際調峰過程中，運行負荷50%以下時，爐膛出口和分離器入口煙溫過低無法滿足SNCR脫硝反應溫度，可投入二次風處尿素噴槍(或爐膛中下部噴槍)且關閉分離器入口處脫硝噴槍；爐膛出口溫度滿足脫硝溫度時，則投入原分離器處噴槍，同時關閉爐膛中下部及二次風處噴槍，靈活配合調峰時的脫硝需求。通過脫硝系統靈活配置及煙氣再循環系統，鍋爐在20%調峰負荷下運行時，氨水總噴入量為2.13 m3/h時，NOx排放量可降至30 mg/m3以下，滿足當前排放要求。

2.5 工質偏差應對措施

機組負荷降低，給水流量和壓力隨之降低，使工質流率降低，導致水冷管路系統流量分配不勻，屏式受熱面偏差加劇，造成管壁撕裂及受熱面變形等問題。

針對此問題，在水冷屏入口處安裝節流圈，增大水冷屏下部熱水段的阻力，從而均衡每個管路內部工質流量，減小水冷屏溫度偏差。對于部分空間和結構允許的機組(本文所述機組并未進行水冷屏改造)，也可對后墻水冷屏結構進行改造，在總受熱面積不變的前提下，將原有2片水冷屏增至4片，改造后水冷屏采用并聯結構布置，通過減小水冷屏面積降低溫度偏差，水冷屏改造前后示意如圖4所示。

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

2.6 周期性壓火啟動技術

周期性壓火啟動技術是根據燃用煤種特性確定機組啟動最低溫度、最高壓火溫度、周期性壓火的前半周時間脈寬及周期性壓火后半周時間等參數，配合新能源發電高峰期時段，實現周期性壓火，可使火電機組最大限度調節自身出力，為新能源并網提供有利條件[20]。

孫倩等[1]對300 MW亞臨界機組鍋爐蓄熱能力進行分析，發現該級別機組在低負荷運行時有效壓火時間達2 h以上，壓火最低負荷為5%時最佳。基于以上研究結果對本機組進行壓火試驗，120 min后重新開始投煤啟動。機組壓火參數如圖5所示，由圖5(b)可知，鍋爐停止給煤后，負荷可在5 min內快速降至3%，主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度下降緩慢，但停爐期間汽輪機組相關參數變化不大，有利于機組快速啟動，120 min后進行吹掃投煤，鍋爐迅速啟動，進入運行狀態。

圖5 機組壓火參數Fig.5 Operation parameters during banking fire operation

3 結 論

1)通過改善篩板限距條間距，將原12 mm間距調整為8 mm，加大細碎機進料量，提高了破碎效果，使入爐煤粒徑減小，強化鍋爐低負荷穩燃效果；對水冷床風帽采用“回”字形布置加裝節流環以平衡布風板阻力，改善了機組深度調峰下燃料的流化狀態；調整布風板面積，將一、二次風配比調整為40%∶60%，有效降低了機組深度調峰狀態下的最小流化風量。經調整，機組在流化風量380 km3/h、風溫245 ℃運行工況下，布風板阻力提高了2 231 Pa；50%負荷運行工況下，流化床前后平均溫差由126.8 ℃ 降至27.2 ℃。

2)引入煙氣再循環系統，對機組進行多流態多粒度爐內脫硫技術和脫硝噴槍改造。將300～500 μm石灰石由二次風輸送進爐膛，將1～2 mm石灰石由給煤管投入爐膛，延長了石灰石在爐膛里的停留時間，提高了脫硫效率；在爐膛中下部及二次風口傾斜段切向安裝多組脫硝噴槍，根據不同調峰負荷調整脫硝噴槍開關以保證在爐膛高溫區噴入尿素進行脫硝反應。經調整，實現了機組20%負荷運行工況下，SO2排放量穩定控制在5 mg/m3以內，NOx排放量降至30 mg/m3以下。

3)通過在水冷屏入口處安裝節流圈，增大水冷屏下部熱水段的阻力，從而均衡每個管路內部工質流量；將原水冷屏改造為小面積并聯式，降低了機組在低負荷工況下運行時產生的工質流量偏差和溫度偏差。對鍋爐機組進行壓火調峰試驗，發現機組有效壓火時間為2 h，可實現機組最大限度調峰。