蔡 晉，單 露，王志寧，張 縵，金 燕，蔡新春，王鵬程，楊海瑞

（1.清華大學(xué)山西清潔能源研究院，山西 太原 030032；2.清華大學(xué)能源與動力工程系，北京 100084；3.太原理工大學(xué)電氣與動力工程學(xué)院，山西 太原 030024；4.山西國際能源集團(tuán)（格盟國際）有限公司，山西 太原 030001；5.山西河坡發(fā)電有限責(zé)任公司，山西 陽泉 045000）

循環(huán)流化床（CFB）燃燒技術(shù)具有燃料適應(yīng)性廣，操作彈性大以及污染物控制成本低等優(yōu)點(diǎn)[1-2]，是當(dāng)前商業(yè)化程度最好的清潔煤燃燒技術(shù)之一[3]。超臨界機(jī)組發(fā)電效率比亞臨界機(jī)組有大幅提高，同等發(fā)電量下，發(fā)電煤耗低，污染物排放低[4]，因此發(fā)展超臨界參數(shù)的CFB燃燒技術(shù)是CFB鍋爐發(fā)展的必由之路。自白馬超臨界600 MW機(jī)組CFB鍋爐2013年4月14日投運(yùn)以來，超臨界CFB鍋爐技術(shù)在我國快速發(fā)展。2015年9月18日，中國第一臺超臨界350 MW機(jī)組CFB鍋爐在山西晉能國金電廠投產(chǎn)。截至2019年底，我國已有超過40臺超臨界350 MW機(jī)組CFB鍋爐投運(yùn)。

近年來，一方面火電機(jī)組的增長與電力需求的持續(xù)放緩，煤電投資規(guī)模大幅下降，為近十年來最低水平，國內(nèi)電力市場正處于供大于求的狀態(tài)；另一方面在能源電力低碳發(fā)展的戰(zhàn)略目標(biāo)下，我國新能源裝機(jī)容量和發(fā)電量都保持著較高的增速。截至2018年底，新能源裝機(jī)容量占比18.9%，相較2017年風(fēng)電裝機(jī)容量增加12.4%，太陽能發(fā)電裝機(jī)容量增加33.7%，而火電裝機(jī)容量僅增加3.1%，火電發(fā)電量比重已從2011年的82.5%持續(xù)下降到2018年的70.4%[5]。新能源天然具有隨機(jī)間歇的特點(diǎn)。為充分優(yōu)先消耗新能源發(fā)電量，越來越多的火電機(jī)組頻繁參與調(diào)峰任務(wù)，這就要求機(jī)組在大幅度變負(fù)荷過程中，不僅負(fù)荷響應(yīng)速率要快，還要控制各運(yùn)行參數(shù)在合理范圍內(nèi)，確保機(jī)組安全運(yùn)行，最大程度降低對機(jī)組的損害。

目前大部分關(guān)于火電機(jī)組變負(fù)荷的研究集中于煤粉鍋爐[6-9]，對CFB鍋爐變負(fù)荷的研究較少，僅有模型預(yù)測分析和小部分實(shí)際鍋爐運(yùn)行數(shù)據(jù)[10-12]，而超臨界CFB鍋爐的變負(fù)荷特性報道更是鮮見。我國現(xiàn)役超臨界CFB鍋爐以350 MW機(jī)組為主。本文以河坡電廠超臨界350 MW機(jī)組CFB鍋爐為研究對象，變負(fù)荷范圍為50%THA~100%THA，分析升降負(fù)荷的運(yùn)行數(shù)據(jù)，獲得變負(fù)荷過程中床溫、汽溫和排煙參數(shù)的變化曲線，并對比煤粉鍋爐來探究超臨界循環(huán)CFB在變負(fù)荷運(yùn)行中的特點(diǎn)與優(yōu)勢。

1 鍋爐設(shè)計(jì)參數(shù)

河坡電廠超臨界350 MW機(jī)組CFB鍋爐燃料參數(shù)見表1，燃用煤種為高灰、低硫貧煤（設(shè)計(jì)煤種為當(dāng)?shù)責(zé)嶂递^高的無煙煤）。最大連續(xù)蒸發(fā)量（BMCR）和額定蒸發(fā)量（BRL）的條件下，鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表2。

表1 鍋爐燃料參數(shù)Tab.1 The fuel quality of the boiler

表2 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)Tab.2 Main design parameters of the boiler

2 鍋爐主要設(shè)計(jì)特點(diǎn)

該超臨界350 MW機(jī)組CFB鍋爐為單爐膛、單布風(fēng)板結(jié)構(gòu)，采用高溫汽冷旋風(fēng)分離器進(jìn)行氣固分離，二次風(fēng)分兩層送入爐膛以實(shí)現(xiàn)分級燃燒。鍋爐采用前墻給煤后墻排渣方式，前墻共布置10個給煤口，后墻水冷壁下部布置6個排渣口。一次風(fēng)進(jìn)風(fēng)形式為風(fēng)室左右兩側(cè)進(jìn)風(fēng)，有利于布風(fēng)均勻。NOx采用分離器進(jìn)口處布置的選擇性非催化還原（SNCR）脫硝裝置脫除，而SO2采用爐內(nèi)石灰石和爐外脫硫塔協(xié)同脫除。

爐膛內(nèi)前墻布置6片二級中溫過熱器管屏、6片高溫過熱器管屏、6片高溫再熱器管屏，在前墻還布置有5片隔墻水冷壁，有利于橫截面的物料均勻分布。爐膛與尾部豎井之間布置3臺旋風(fēng)分離器，下部各布置1臺U閥回料器，回料器為一分為二結(jié)構(gòu)，保證了回料的均勻性。尾部采用雙煙道結(jié)構(gòu)，前煙道布置3組低溫再熱器，后煙道布置2組低溫過熱器和2組一級中溫過熱器，之后前后煙道合成一個。鍋爐示意如圖1所示。

圖1 超臨界350 MW機(jī)組CFB鍋爐示意Fig.1 Schematic diagram of the supercritical 350 MW CFB boiler

3 鍋爐變負(fù)荷運(yùn)行特性

3.1 變負(fù)荷時的床溫分布

床溫是CFB鍋爐運(yùn)行的關(guān)鍵參數(shù)。實(shí)際運(yùn)行中，通常將床溫控制在850~950 ℃，在保證燃燒效率的同時提高脫硫脫硝效果。圖2—圖5分別為60%~90%負(fù)荷和40%~60%負(fù)荷的床溫分布，以及2種負(fù)荷范圍下的鍋爐風(fēng)量、給煤量和排渣量變化情況。圖2、圖3中，虛線左右為2個時段的負(fù)荷曲線，左側(cè)為降負(fù)荷，右側(cè)為升負(fù)荷。

由圖2可以看出：床溫與負(fù)荷成正相關(guān)，當(dāng)負(fù)荷提高時，床溫呈上升的趨勢；前后位置床溫的差值相對較大，升負(fù)荷時在5~30 ℃范圍波動，降負(fù)荷波動范圍為4~21 ℃，這與前墻集中給煤和后墻排渣的固有結(jié)構(gòu)有關(guān)。在升負(fù)荷過程中，由于增大給煤量并減少排渣量，前床中新給入的煤顆粒吸收了前床的熱量，后床中排渣量減少保存了大量熱量，使得后床溫高于前床溫；而降負(fù)荷過程中，由于排渣量基本不變，因此降負(fù)荷過程中前后位置床溫的差值比升負(fù)荷過程中前后位置床溫的差值小。同時床溫也和不同負(fù)荷時具體的返料灰溫有關(guān)，因此對于較大爐膛截面的超臨界機(jī)組鍋爐而言，該溫度偏差范圍可以忽略不計(jì)，在變負(fù)荷過程中認(rèn)為床溫分布是均勻的。此外，變負(fù)荷時，為防止床溫波動較大而脫離最佳溫度窗口，需要調(diào)整燃料量、風(fēng)量和排渣量等控制床溫，這是運(yùn)行中控制床溫的常用手段之一。

圖2 60%~90%負(fù)荷的床溫分布Fig.2 The bed temperature variation at 60%~90% load

圖3 60%~90%負(fù)荷，鍋爐風(fēng)量、給煤量和排渣量Fig.3 The airflow rate, coal feeding rate and ash discharged rate at 60%~90% load

結(jié)合圖2和圖3可以看出，在實(shí)際運(yùn)行過程中，升負(fù)荷時，50~60 min期間的床溫迅速升高，后墻床溫最大變化由893 ℃升至930 ℃，給煤量曲線從50 min起由快速上升立刻放緩，排渣量的控制也由25.9 t迅速降為0。由此可看出：床溫過高時，減緩給煤，適當(dāng)增加一次風(fēng)增長速率，同時減小排渣量，可使床溫增長放緩；降負(fù)荷時，床溫相對較低，尤其是負(fù)荷低于50%負(fù)荷時，某些測點(diǎn)床溫已低于850 ℃，此時主要通過適當(dāng)增大排渣量使得床溫回升。27 min起，通過增加右側(cè)某臺冷渣器的開度，排渣量增加約1 t，相應(yīng)的右側(cè)床溫明顯回升。

圖4 40%~60%負(fù)荷的床溫分布Fig.4 The bed temperature variation at 40%~60% load

圖5 40%~60%負(fù)荷，鍋爐風(fēng)量、給煤量和排渣量Fig.5 The airflow rate, coal feeding rate and ash discharged rate at 40%~60% load

結(jié)合圖4和圖5可以看出，給煤量上升，風(fēng)量基本不變，排渣量在2.3 h時由15.6 t增加為20.5 t，此時右側(cè)床溫明顯回升而左側(cè)變化很小，且右后床溫回升幅度最大。通過實(shí)時運(yùn)行數(shù)據(jù)可以得知，左右側(cè)給煤量基本相同，而2.3 h起通過開啟右側(cè)的1臺冷渣器來增加排渣量。由此可確定，相同條件下通過控制排渣量可顯著調(diào)節(jié)床溫。

排渣對床溫的影響主要體現(xiàn)在3個方面：1）在相同給煤放熱量的條件下，當(dāng)排渣量減小時，床料量相對增大，等效于床料的熱容相應(yīng)增大，則床溫變化程度就會減小，同理排渣量增大時，床料量相對減小，床溫變化程度就會相應(yīng)增大；2）通過冷渣器排走的物料本身會帶走部分熱量，增大排渣量就意味著帶走更多的熱量；3）排渣會使得床內(nèi)粗顆粒比例降低，細(xì)顆粒比例增高，由于細(xì)顆粒在流化風(fēng)作用下離開密相區(qū)，使得熱量無法積聚在床層，從而床溫降低。3種作用的影響程度視排渣量不同而不同，排渣對床溫的影響由上述3種作用共同作用。此外，由于排渣口全部布置后墻，排渣量變化時，后墻位置的床溫測點(diǎn)變化更加明顯。同時后墻排渣有利于大渣在爐內(nèi)的停留時間，使得大渣含碳量較低。

3.2 變負(fù)荷時的主再熱蒸汽溫度特性

圖6和圖7分別為在60%~90%負(fù)荷和40%~60%負(fù)荷變負(fù)荷時的汽溫變化曲線。

圖6 60%~90%負(fù)荷的汽溫變化特性Fig.6 The change performance of steam temperature at 60%~90% load

圖7 40%~60%負(fù)荷的汽溫變化特性Fig.7 The change performance of steam temperature at 40%~60% load

由圖6可以看出：隨著負(fù)荷變化（負(fù)荷變化率大約為4~5 MW/min），高溫過熱器出口蒸汽與高溫再熱器出口蒸汽的溫度基本穩(wěn)定，略低于設(shè)計(jì)值；升負(fù)荷時，過熱汽溫和再熱汽溫先降低，這與其受熱面裕度不足有關(guān)。當(dāng)負(fù)荷快速升高時，汽輪機(jī)的主汽閥和調(diào)節(jié)汽閥會快速打開來響應(yīng)負(fù)荷的增長，這會使鍋爐側(cè)主蒸汽管道內(nèi)的蒸汽量大大減少，主蒸汽壓力降低，需要更多的給水變成蒸汽以維持主蒸汽壓力；加入的煤加熱了給水，而燃料的響應(yīng)速度較為遲緩，給水量增加較快，所以主蒸汽溫度會先降低；當(dāng)升負(fù)荷新加入的煤徹底轉(zhuǎn)換為熱能后，燃料的放熱和給水及蒸汽的吸熱達(dá)到新的平衡。鍋爐受熱面一定，不考慮減溫水因素，負(fù)荷越高，過熱汽溫和再熱汽溫穩(wěn)定值相對越高。

由圖7可以看出：隨著負(fù)荷變化，汽溫瞬間變化率很小，整體平穩(wěn)，波動小，高溫過熱器出口蒸汽溫度曲線有一個明顯的波谷，這與煙氣擋板的調(diào)節(jié)有關(guān)。

3.3 NOx排放特性

圖8—圖10為鍋爐在升降負(fù)荷時NOx原始排放質(zhì)量濃度（SNCR設(shè)備之前）、排煙溫度及爐膛出口煙氣含氧量（體積分?jǐn)?shù)）的變化趨勢。由圖8可以看出，升負(fù)荷過程中，排煙溫度從106 ℃升為119 ℃。這是因?yàn)槿剂狭?、風(fēng)量、蒸汽流量均相應(yīng)增加，各級受熱面處的工質(zhì)和煙氣溫度升高，導(dǎo)致爐膛排煙溫度隨之升高。煙氣含氧量基本穩(wěn)定在2%~3%，說明變負(fù)荷過程中過量空氣系數(shù)的調(diào)整很及時。如前所述，當(dāng)負(fù)荷增加時，床溫呈現(xiàn)升高的趨勢，而NOx的排放直接與床溫有關(guān)。此外研究表明，隨著升負(fù)荷過程中給煤量的增加，SO2的生成量也增大，爐內(nèi)投入的石灰石量增多，而CaO顆粒對NH3的氧化具有強(qiáng)烈的催化作用[13]，這也是導(dǎo)致NOx排放升高的原因。由于運(yùn)行床溫和二次風(fēng)配比比較合理，升負(fù)荷時NOx排放質(zhì)量濃度的變化范圍為30~70 mg/m3（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，下同），降負(fù)荷時的變化范圍為20~50 mg/m3，小于GB 13223—2011要求的100 mg/m3（均已折算到氧體積分?jǐn)?shù)為6%）。運(yùn)行床溫較低、合理二次風(fēng)配比造成缺氧環(huán)境和入爐燃料所含有機(jī)氮化物較少等是該廠NOx原始排放偏低的重要原因。而對于中低負(fù)荷區(qū)間的變負(fù)荷工況，由于需維持最低流化風(fēng)速，隨著負(fù)荷降低，一次風(fēng)量逐漸降低至最低流化風(fēng)量，不能發(fā)揮分級配風(fēng)的優(yōu)勢，密相區(qū)的還原性氣氛相對中高負(fù)荷時差，致使NOx的原始排放質(zhì)量濃度顯著大于中高負(fù)荷時的量。

圖8 升負(fù)荷時（60%~90%負(fù)荷）NOx原始排放質(zhì)量濃度及排煙溫度、煙氣含氧量Fig.8 The NOx mass concentration emission in front of the SNCR, and the flue gas temperature and O2 content during load ascending (60%~90% load)

圖9 降負(fù)荷時（60%~90%負(fù)荷）NOx原始排放質(zhì)量濃度及排煙溫度、煙氣含氧量Fig.9 The NOx mass concentration emission in front of the SNCR, and the flue gas temperature and O2 content during load descending (60%~90% load)

圖10 變負(fù)荷（40%~60%）NOx原始排放質(zhì)量濃度及排煙溫度、煙氣含氧量Fig.10 The NOx mass concentration emission in front of the SNCR, and the flue gas temperature and O2 content at variable load (40%~60%)

3.4 變負(fù)荷速率

煤粉爐的煤粉主要靠與高溫?zé)煔鈴?qiáng)烈混合的對流換熱來達(dá)到著火溫度，進(jìn)入的煤可以迅速燃燒，負(fù)荷能在短時間響應(yīng)來達(dá)到目標(biāo)負(fù)荷，自動發(fā)電控制（AGC）方式控制升降負(fù)荷速率能達(dá)到10 MW/min，甚至更高。對于CFB鍋爐而言，其鍋爐結(jié)構(gòu)和燃燒方式與煤粉爐不同，存在著蓄熱慣性大、燃燒緩慢和負(fù)荷響應(yīng)速率相對較慢等缺點(diǎn)[14-16]。但CFB鍋爐負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍大，可在低負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行，且隨著對CFB鍋爐的認(rèn)識和運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的積累，負(fù)荷響應(yīng)速率也大大提升。

由上述負(fù)荷隨時間的變化曲線可知：該CFB鍋爐升負(fù)荷初期，負(fù)荷率緩慢上升，當(dāng)加入的煤開始著火后，負(fù)荷會迅速上升，升負(fù)荷速率為6 MW/min（1.71%/min），但同時會受到床溫不能過高的限制；降負(fù)荷時，由于爐內(nèi)有大量的床料，因此負(fù)荷下降速率較慢，降負(fù)荷速率為4 MW/min（1.14%/min）。另外，CFB鍋爐快速變負(fù)荷時，污染物排放瞬時值容易超限，這也制約了鍋爐響應(yīng)速率。

4 結(jié) 語

通過對超臨界350 MW機(jī)組CFB鍋爐變負(fù)荷時各參數(shù)的變化趨勢分析，可知CFB鍋爐具有負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍廣，變負(fù)荷速率比較快的特點(diǎn)，在參與深度調(diào)峰上具有較大優(yōu)勢。負(fù)荷調(diào)節(jié)通過控制給煤量、風(fēng)量等外部操作條件來實(shí)現(xiàn)。在變負(fù)荷過程中通過控制排渣量可以調(diào)節(jié)床溫，在床溫過高時需適當(dāng)減小排渣量，從而保證鍋爐運(yùn)行安全。汽溫在變負(fù)荷過程中，整體平穩(wěn)波動小。合理控制床溫和風(fēng)煤比，可以使NOx原始排放質(zhì)量濃度較低，采用少量尿素脫硝即可達(dá)到超低排放。CFB鍋爐能快速響應(yīng)AGC指令，并保證安全穩(wěn)定和低排放運(yùn)行。