李德波，劉鵬宇，劉彥豐，王朋，陳智豪，陳兆立，廖宏楷，馮永新，成明濤

(1.南方電網(wǎng)電力科技股份有限公司，廣東 廣州 510080；2.華北電力大學(xué) 能源動力與機械工程學(xué)院動力工程系，河北 保定 071003；3.南方電網(wǎng)數(shù)字電網(wǎng)研究院有限公司,廣東 廣州 510623)

國家提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，要求我國主體電源要從燃煤發(fā)電轉(zhuǎn)化為新能源發(fā)電，其電源轉(zhuǎn)型覆蓋約1.1 TW裝機容量；因此，在嚴控煤電項目的政策及“雙碳”目標(biāo)的要求下，我國未來新建的燃煤電廠必然呈逐年下降的趨勢。

截止2020年，我國“十三五”規(guī)劃已經(jīng)圓滿收官，全國發(fā)電裝機容量從2015年底的1.5 TW增長到2020年底的2.2 TW，年均增長7.6%，高于2020年預(yù)期裝機總量2.0 TW、年均增長5%的目標(biāo)。2020年新增的裝機容量中：火電裝機容量占比56.58%，同比增長4.7%(其中煤電裝機容量占比49.07%，同比增長3.8%)；水電裝機容量占比16.82%，同比增長3.4%；風(fēng)電裝機容量占比12.79%，同比增長34.6%；核電裝機容量占2.27%，同比增長2.4%。2020年裝機容量占比中，煤電裝機容量首次跌破50%，可見，在新型電力系統(tǒng)規(guī)劃下，我國發(fā)電目前處于由化石能源向風(fēng)電、水電及核電等新型清潔能源的轉(zhuǎn)型階段，新型清潔能源發(fā)電得到了蓬勃發(fā)展，其裝機容量及并網(wǎng)負荷不斷提升。

由于新能源具有隨機性、間歇性和不穩(wěn)定性等特點[1]，我國電力結(jié)構(gòu)中棄風(fēng)、棄光率長期高于20%[2]，新能源發(fā)電的快速發(fā)展導(dǎo)致電網(wǎng)對其發(fā)電量的消納面臨巨大的挑戰(zhàn)。新型電力系統(tǒng)規(guī)劃中，國家能源局綜合司下達文件指出應(yīng)全面提升系統(tǒng)調(diào)峰能力及新能源發(fā)電量接納能力[4]，承擔(dān)了全國70%以上發(fā)電量的火電機組須承擔(dān)電網(wǎng)的調(diào)峰任務(wù)，以解決新型電力系統(tǒng)規(guī)劃下的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型所帶來的難題。雖然煤電裝機容量占比逐步下降，但燃煤發(fā)電仍為我國的主要發(fā)電方式，且在解決新能源發(fā)電并網(wǎng)方面的消納難題中，作為基礎(chǔ)調(diào)節(jié)能源，承擔(dān)著調(diào)節(jié)負荷的重要角色[3]；另一方面，對于現(xiàn)役火電機組，在設(shè)計時均未考慮其需長期處于深度調(diào)峰工況：因此，對于規(guī)劃中的燃煤機組，應(yīng)基于該考慮，在設(shè)計時對鍋爐機組結(jié)構(gòu)性能進行優(yōu)化，對于已投運的燃煤機組，應(yīng)進一步開展靈活性改造以滿足煤電的深度調(diào)峰需求。

在未來相當(dāng)長的一段時間中，煤電仍將作為我國的主要發(fā)電方式以待新能源發(fā)電技術(shù)的進一步成熟，因此燃燒發(fā)電用煤仍將是我國的主要用煤方式(占我國煤炭利用量80%以上)[5-6]。燃煤電廠深度調(diào)峰將使鍋爐機組持續(xù)在低負荷下運行，其碳排放較目前而言將出現(xiàn)顯著降低。

隨著我國城鎮(zhèn)化速度不斷加快，污水排放量不斷增加，作為污水主要副產(chǎn)物的污泥，其產(chǎn)量與日俱增，逐漸出現(xiàn)“污泥圍城”的現(xiàn)象。燃煤電廠摻燒污泥可以在實現(xiàn)污泥的快速減容及無害化處理的同時，進一步降低機組燃煤消耗[7-10]，從而在深度調(diào)峰減排的基礎(chǔ)上實現(xiàn)碳排放再降低，實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)規(guī)劃下的煤電減排目標(biāo)；因此，燃煤電廠摻燒污泥可以從市政及發(fā)電2個方面做到經(jīng)濟、綠色運行，此發(fā)電方式逐漸得到關(guān)注并得到了快速發(fā)展。

綜上，在新型電力系統(tǒng)規(guī)劃下的化石能源和新型能源高度耦合的發(fā)電方式下，應(yīng)針對化石電源中的燃煤電廠開展深度調(diào)峰研究，以提高新型電力系統(tǒng)的調(diào)峰和消納能力，同時也應(yīng)開展基于摻燒污泥、垃圾等生物質(zhì)的應(yīng)用和發(fā)展，以實現(xiàn)燃煤電廠經(jīng)濟環(huán)保運行。為此，本文對燃煤電廠開展深度調(diào)峰的原因、難題及解決方法進行探討，對燃煤電廠摻燒污泥的原理及相關(guān)數(shù)值模擬工作進行綜述及展望，通過總結(jié)深度調(diào)峰及摻燒污泥的現(xiàn)況和研究進展，為新型電力系統(tǒng)下的燃煤電廠的發(fā)展提供理論參考。

1 燃煤電廠深度調(diào)峰及靈活性改造

1.1 燃煤電廠深度調(diào)峰原因

隨著全球氣溫的不斷升高，世界各國普遍開始著重于加大節(jié)能減排力度，通過開發(fā)及推廣新型清潔能源的使用來代替化石能源。我國是世界上最大的煤炭消費國，為進一步減少我國的一次化石能源消耗及降低碳排放，近年來在新型電力系統(tǒng)規(guī)劃下，諸如風(fēng)電、水電、核電及光電等新能源發(fā)電機組的裝機容量及并網(wǎng)負荷顯著提升。

新能源發(fā)電機組由于其特定的發(fā)電方式受地域資源限制，普遍遠離經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)及用電高峰地區(qū)(機組中85%位于我國的“三北”地區(qū))，新能源發(fā)電受到許多環(huán)境因素的影響(如水電的枯水期、風(fēng)電的冬春季大風(fēng)期等)，這導(dǎo)致了用電量與發(fā)電量的不平衡和電力供給相對過剩的情況[11]；而且，新能源發(fā)電方式的隨機性、間歇性和不穩(wěn)定性等特點，使電網(wǎng)疲于調(diào)節(jié)新能源發(fā)電的并網(wǎng)負荷。上述制約因素共同造成了我國“三北”地區(qū)的嚴重棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象[12-13]。

綜上，為進一步減少我國煤炭資源的消耗及提高電網(wǎng)對新能源發(fā)電機組的消納能力，燃煤電廠須承擔(dān)電網(wǎng)的調(diào)峰任務(wù)。

1.2 燃煤電廠鍋爐機組深度調(diào)峰難題

對照國家能源局提出的《關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見》中相關(guān)要求，我國現(xiàn)役火電機組調(diào)峰能力明顯不足。根據(jù)我國的能源政策，我國的動力用煤主要以低品位的劣質(zhì)煤為主[14-15]，受煤種和設(shè)備結(jié)構(gòu)特性的影響，目前我國火電機組在純凝工況下的調(diào)峰能力只有40%～50%額定負荷，該調(diào)峰容量遠不及較早開展火電廠調(diào)峰運行的德國、丹麥等國家的70%額定負荷[16]，目前國際先進的火電機組調(diào)峰最小出力技術(shù)可以達到20%～25%額定負荷。我國《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確指出：在“十三五”期間，純凝機組最小出力技術(shù)達到30%～35%額定負荷，要求設(shè)備較好且燃用較好煤質(zhì)的鍋爐機組，應(yīng)在控制NOx等污染物排放達標(biāo)的基礎(chǔ)上，實現(xiàn)20%額定負荷或更低負荷下的穩(wěn)燃及頻繁啟停。

隨著新能源發(fā)電機組裝機容量的進一步提升，對火電廠調(diào)峰能力的要求將會進一步提升[17]，燃煤機組的深度調(diào)峰將成為未來燃煤電廠在新型電力系統(tǒng)下的重要發(fā)展方向；然而，我國現(xiàn)役燃煤機組的設(shè)計、投運均未考慮長期深度調(diào)峰工況，鍋爐機組在調(diào)峰工況下長時間運行勢必會面臨以下一系列的難題。

1.2.1 爐內(nèi)火焰穩(wěn)燃難題

燃煤電廠鍋爐機組運行在深度調(diào)峰工況時，較之于其設(shè)計工況，通過磨煤機送入爐內(nèi)的燃煤量下降，各層燃燒器的煤粉量下降，導(dǎo)致各層及爐內(nèi)整體的火焰溫度下降，極不利于爐內(nèi)穩(wěn)定燃燒。若單只燃燒器的煤量繼續(xù)下降至不滿足合理的風(fēng)煤比，會造成燃燒器的熄火，從而誘發(fā)爐內(nèi)熄火，甚至造成嚴重的機組安全事故；因此，深度調(diào)峰運行時，若爐內(nèi)燃燒達到滅火臨界點，需采取相應(yīng)的穩(wěn)燃措施。

1.2.2 受熱面超溫及水動力安全難題

處于深度調(diào)峰低負荷工況運行時，由于總煤量的下降導(dǎo)致爐內(nèi)火焰位置發(fā)生改變，爐內(nèi)火焰充滿度較差，可能存在偏燒的情況；而且，低負荷下水冷壁中工質(zhì)流速減緩，鍋爐水動力特性惡化。綜合上述2種因素的影響，低負荷運行時，鍋爐機組可能會發(fā)生由于火焰偏燒而引起的水動力安全問題，明顯增大水冷壁、過熱器以及再熱器局部超溫爆管的可能性。

1.2.3 積灰結(jié)渣及結(jié)露難題

當(dāng)燃煤電廠鍋爐機組深度調(diào)峰低于35%額定負荷時，水平煙道的風(fēng)速將降低至5 m/s以下，水平煙道積灰將趨于嚴重[16]，長時間運行后積灰將對煙道的結(jié)構(gòu)強度造成影響。鍋爐機組低負荷燃燒時，一方面，火焰中心位置較正常工況偏低，可以減輕爐膛折焰角部位的未燃盡碳所造成的灰渣沉積物[18]，但過低的火焰位置極有可能惡化冷灰斗區(qū)域的結(jié)渣特性；另一方面，煙溫過低還將導(dǎo)致鍋爐機組除塵器入口煙溫降低，當(dāng)其低于煙氣的酸露點時，除塵器會存在結(jié)露的風(fēng)險。

1.2.4 脫硝系統(tǒng)難題

我國現(xiàn)役燃煤電廠鍋爐機組的脫硝系統(tǒng)普遍采用選擇性催化還原(selective catalytic reduction，SCR)技術(shù)，SCR脫硝法也是目前應(yīng)用最為廣泛的煙氣脫硝技術(shù)，不易形成二次污染，運行可靠，便于維護[18]。但SCR技術(shù)對反應(yīng)溫度控制要求較高，煙氣溫度低于1 173 K時易導(dǎo)致催化劑無法正常運行，且SCR煙氣脫硝系統(tǒng)的效率與所選催化劑、脫硝系統(tǒng)整體流場、溫度場及煙氣組分分布有關(guān)[19-20]；因此，在鍋爐深度調(diào)峰運行時，煙氣流場及溫度的改變易對脫硝系統(tǒng)產(chǎn)生較大的影響(如圖1所示)，SCR入口煙溫過高可能會燒毀催化劑，而過低則催化劑活性出現(xiàn)大幅降低。

圖1 某600 MW超臨界鍋爐SCR入口煙溫(設(shè)計值)與發(fā)電功率的關(guān)系曲線[19]Fig.1 Relationship curves between SCR inlet flue gas temperature (design value) and generated power of a 600 MW supercritical boiler[19]

1.2.5 自動發(fā)電控制(AGC)難題

燃煤電廠鍋爐機組由高負荷工況轉(zhuǎn)至低負荷工況運行時，機組換熱設(shè)備存在較大的熱慣性，造成變工況時指令與響應(yīng)之間存在較大的延遲。隨著降負荷導(dǎo)致的機組調(diào)節(jié)裕量減少，鍋爐機組AGC的調(diào)節(jié)逐漸變得困難，目前電網(wǎng)對AGC機組調(diào)節(jié)速度的考核指標(biāo)為(1%～2%)Pe/min(Pe為額定負荷)[19]。隨著燃煤電廠調(diào)峰要求的進一步深化，應(yīng)通過機組整體系統(tǒng)低負荷改造及優(yōu)化提升該指標(biāo)。

1.3 燃煤電廠鍋爐機組靈活性改造

對于國內(nèi)現(xiàn)役鍋爐機組，在設(shè)計時未考慮到需長期處于深度調(diào)峰工況而帶來的安全運行隱患，為進一步開展深度調(diào)峰工作，需對機組進行靈活性改造，以提升燃煤電廠的整體調(diào)峰能力，從而滿足電網(wǎng)的調(diào)峰負荷需求。根據(jù)燃煤電廠深度調(diào)峰所面臨的難題，應(yīng)從以下幾個方面開展靈活性改造。

1.3.1 鍋爐穩(wěn)燃特性改造

燃煤電廠鍋爐機組在進行深度調(diào)峰時，由于負荷降低導(dǎo)致總煤量下降，為保證各層燃燒器及爐內(nèi)火焰不出現(xiàn)熄火等現(xiàn)象，應(yīng)采取下述措施對鍋爐機組穩(wěn)燃特性進行改造：①對一次風(fēng)粉管風(fēng)速進行合理化改造，在不發(fā)生煤粉沉積的情況下，適當(dāng)降低一次風(fēng)風(fēng)速，營造高含量煤粉的氣流特性，從而促進著火。②提升煤粉磨制細度。有研究指出煤粉著火溫度隨煤粉細度的提升而降低[20]，其原因為較細煤粉的顆粒比表面積增大，活化能降低，其中的揮發(fā)分在更低的溫度下即可析出。③針對不同形式的鍋爐應(yīng)開展不同的配風(fēng)方式改造。四角切圓燃燒方式下應(yīng)采用較小的周界風(fēng)風(fēng)速，前后墻對沖旋流燃燒鍋爐應(yīng)采用較小的內(nèi)二次風(fēng)風(fēng)速，以免過高的風(fēng)速降低煤粉的著火溫度。④低負荷運行時煤粉總量減少，因此應(yīng)根據(jù)煤粉的減少量調(diào)整爐膛中的氧氣含量。若要使得爐內(nèi)氧氣含量較大而增大風(fēng)量，會導(dǎo)致多個燃燒器層及爐內(nèi)的風(fēng)量過大，從而降低煤粉的著火溫度，增大爐內(nèi)熄火的可能性。

1.3.2 鍋爐熱力、水動力及壁溫計算

燃煤電廠鍋爐機組在深度調(diào)峰時，爐內(nèi)的燃燒工況與鍋爐的實際設(shè)計工況偏差較大，各受熱面的傳熱狀態(tài)及受熱情況也將隨之發(fā)生較大的改變，與鍋爐初始熱力計算值存在較大的偏差。對此，應(yīng)分別按照所帶負荷，對深度調(diào)峰鍋爐開展基于該負荷下的整體熱力計算，以校正各受熱面的實際工作狀態(tài)及受熱面溫度。

水動力方面，鍋爐機組在低負荷工況運行時，爐內(nèi)的熱負荷不均勻性較大，會增加熱效流量偏差，在垂直上升管組中，低負荷時工質(zhì)的質(zhì)量流量明顯降低。在水動力中脈動的防治和檢驗中，重位壓降在低負荷時的影響變大，直流鍋爐諸如脈動、停滯等危險工況均發(fā)生在工質(zhì)的質(zhì)量流量較低的低負荷工況，而直流鍋爐的最低允許負荷約為額定負荷的25%～35%，加之水動力計算是在鍋爐熱力計算的基礎(chǔ)上開展的，因此在深度調(diào)峰時應(yīng)對所帶負荷開展水動力計算。

壁溫計算方面，由于鍋爐處于低負荷運行時爐內(nèi)可能發(fā)生火焰偏燒，加之水冷壁等壁面內(nèi)工質(zhì)流量減少，因此受熱面壁溫極有可能出現(xiàn)超溫的現(xiàn)象。在進行鍋爐整體熱力和水動力計算后，求出水冷壁管內(nèi)工質(zhì)沿爐膛高度方向上的壓力和焓值的變化，并基于水和蒸汽的物性關(guān)系計算求得沿爐膛高度方向上管內(nèi)流體的溫度變化后，進一步開展相關(guān)受熱面的壁溫計算，以保證鍋爐各受熱面壁溫均低于其材料的許用溫度，確保燃煤電廠的安全平穩(wěn)運行。

1.3.3 吹灰改造及結(jié)露預(yù)防

機組低負荷工況運行時，對于因水平煙道煙氣流速過低而導(dǎo)致水平煙道積灰嚴重的現(xiàn)象，可以通過加裝蒸汽吹灰器并在標(biāo)準工況的基礎(chǔ)上增加吹灰作業(yè)班次，或改用較為先進的實時監(jiān)測吹灰裝置進行及時清掃，以避免嚴重積灰對水冷煙道的結(jié)構(gòu)強度造成影響。

結(jié)露的成因主要是：低負荷下爐內(nèi)燃燒溫度下降導(dǎo)致整體煙氣溫度下降，從而使除塵器入口煙氣溫度過低。對此，應(yīng)通過計算求出除塵器入口煙氣最低溫度，低負荷運行時對該溫度進行實時監(jiān)測，以防結(jié)露風(fēng)險；同時也可通過空預(yù)器煙氣旁路改造、受熱面改造等措施提高除塵器入口煙溫，以避免結(jié)露的發(fā)生。

1.3.4 脫硝系統(tǒng)靈活性改造

我國燃煤電廠普遍采用的SCR脫硝系統(tǒng)的正常工作溫度處于563～693 K之間，而深度調(diào)峰工況下鍋爐機組爐內(nèi)煙氣溫度較低，導(dǎo)致按標(biāo)準工況設(shè)計的SCR脫硝裝置工作不正?；蛲顺鲞\行，從而引起鍋爐機組整體NOx排放量顯著上升，超過國家限定的NOx排放標(biāo)準。對此，在低負荷運行時：可以采用工作溫度范圍更廣的催化劑，來適應(yīng)鍋爐負荷在深度調(diào)峰至標(biāo)準工況間的負荷變化；或采用省煤器內(nèi)外部煙氣旁路技術(shù)、分級省煤器技術(shù)等，對SCR脫硝系統(tǒng)進行升級改造[21]。

低溫環(huán)境下，對于SCR脫硝系統(tǒng)的空氣動力場、溫度場及煙氣組分場，基于工程實際開展現(xiàn)場測量難度太大且成本太高，還有可能引入機械或人為因素的誤差；因此，可通過商業(yè)計算流體力學(xué)軟件FLUENT對深度調(diào)峰機組開展多工況、變負荷下的數(shù)值模擬[22]，從而優(yōu)化處于深度調(diào)峰下的SCR脫硝系統(tǒng)。

1.3.5 燃煤電廠靈活性改造總結(jié)

相較于歐洲先進國家，我國燃煤電廠鍋爐機組深度調(diào)峰的研究起步較晚，技術(shù)尚不成熟，加之鍋爐機組的原設(shè)計均未考慮到需進行長時間低負荷運行，使得在深度調(diào)峰工況下鍋爐機組的安全運行存在難題較多；因此，需要采用數(shù)值模擬與工程試驗相結(jié)合的方式，探究并解決深度調(diào)峰時出現(xiàn)的問題，對鍋爐機組進行靈活性改造，必要時研發(fā)適合長時間低負荷運行下的新型技術(shù)及設(shè)備，為將處于長期深度調(diào)峰運行工況下的鍋爐機組的安全、平穩(wěn)、綠色運行提供保證。

2 燃煤電廠污泥摻燒

對于燃煤發(fā)電，除了應(yīng)考慮機組將會長期處于深度調(diào)峰負荷下運行，還應(yīng)考慮摻燒諸如污泥、垃圾等的生物質(zhì)耦合發(fā)電，在深度調(diào)峰所引入的靈活性改造所降低碳排放的基礎(chǔ)上，進一步大幅降低碳排放。

2.1 燃煤電廠污泥摻燒背景

隨著社會發(fā)展及城鎮(zhèn)化進程的不斷加快，以及污水處理能力及效率的提高，我國污水及其副產(chǎn)物污泥的產(chǎn)量逐年遞增[23]。從城市市政的角度來看，污泥是一種亟待解決的污染物；而從燃煤電廠的角度來看，污泥同燃煤一樣也是一種燃燒資源[24]。燃煤電廠污泥摻燒在實現(xiàn)污泥快速減容的同時，還能充分利用污泥的熱值替代一部分燃煤進行發(fā)電，削減我國發(fā)電用煤的煤量，從而整體降低我國的全年用煤量；因此，污泥摻燒發(fā)電是新型電力系統(tǒng)規(guī)劃下燃煤電廠的重要發(fā)展方向。

2.2 燃煤電廠污泥摻燒難題

受國家能源政策限制，燃煤電廠鍋爐機組燃用煤種盡可能采用低品位的煤種，部分鍋爐機組實際所燃用煤種并不是該鍋爐機組的原設(shè)計煤種，鍋爐運行也不能達到所設(shè)計的優(yōu)異燃燒工況；因此，燃煤電廠常混合2種或2種以上的煤燃燒，以求盡可能地改善鍋爐機組的運行特性?；烀喝紵龝r雖然混合的煤種特性不同，但其成分構(gòu)成大體相似，不存在過于懸殊的區(qū)別。燃煤摻混污泥燃燒則是2種完全不同的燃料進入爐膛進行燃燒，污泥有別于燃煤的燃燒特性勢必會對燃煤電廠鍋爐機組的運行產(chǎn)生一定的影響。

某城市生活污泥S2、工業(yè)污泥S1與某電廠燃用煤種C的收到基工業(yè)分析和元素分析見表1。

由表1可知：在工業(yè)分析中，相較于煤而言，污泥中水分和灰分的含量較高，而固定碳的含量則明顯較低；在元素分析中，相較于煤而言，污泥中碳含量同樣偏低，但其氮元素含量明顯較高。綜合工業(yè)分析及元素分析，進一步分析可知：燃煤摻混污泥燃燒時，污泥中水分較多有可能會對爐內(nèi)燃燒溫度及火焰造成不利的影響，而灰分較多則說明在相同的溫度下污泥更易發(fā)生燃燒，這反而促進了爐內(nèi)的燃燒；污泥中氮元素含量較高，則燃煤電廠鍋爐機組在摻混污泥燃燒時，有可能引起NOx排放量的明顯增加，因此其摻混占比不宜太高。鑒于以上分析，燃煤電廠污泥摻燒的主要難題在于能否摻燒、摻混占比及摻燒后的排放特性的不確定性。

2.3 燃煤電廠污泥摻燒的熱重試驗分析

燃煤電廠開展混煤摻燒的數(shù)值模擬及工程試驗時，需使用熱重(thermogravimetric，TG)分析儀對混合的2種或2種以上的煤種進行TG曲線及差熱(differential thermogravimetric，DTG)曲線分析，以確定所混煤種的燃燒特性，從而進一步判定其摻混的可行性。對于燃煤電廠污泥摻燒而言，同樣應(yīng)對摻混所用的煤和污泥開展相同試驗，以驗證摻混污泥的可行性。

相關(guān)的研究中，文獻[24]針對某臺420 t/h四角切圓鍋爐機組，開展摻混市政污泥的TG曲線分析試驗，通過試驗得出煤和污泥(見表1)的TG曲線存在明顯的不同，如圖2所示。

圖2 煤、工業(yè)污泥、生活污泥單一燃燒的TG、DTG分析[24]Fig.2 TG and DTG analysis of single combustion of coal, industrial sludge and domestic sludge[24]

對于單煤種C的TG曲線而言，煤在300～680 ℃區(qū)域內(nèi)發(fā)生較為明顯的失重，其內(nèi)部過程主要為固定碳和揮發(fā)分的燃燒。對于生活污泥S2而言，其DTG曲線出現(xiàn)了多個失重峰：①溫度處于50～150 ℃時，因加熱導(dǎo)致水分蒸發(fā)失重；②溫度處于140～370 ℃時，因揮發(fā)分的析出和燃燒而出現(xiàn)的失重峰；③溫度處于370～550 ℃時，因污泥中的固定碳開始燃燒又出現(xiàn)了一個明顯的失重峰。而對工業(yè)污泥S1而言，在生活污泥S2的失重鋒基礎(chǔ)上，還在溫度為650～750 ℃時，因工業(yè)污泥中的某些礦物成分的分解而新增失重峰。

文獻[25]闡述了相似的、對生活污泥和煤分別開展的TG曲線分析研究，結(jié)論與文獻[24]的研究結(jié)論大致相同，但文獻[25]將上述第2、第3個峰值整合為一個階段，并基于所研究的樣品，發(fā)現(xiàn)了污泥在700～900 ℃溫度區(qū)間內(nèi)，還會由于灰分等無機材料的分解出現(xiàn)第4個峰值。文獻[26]也闡述了對污泥和煤分別進行的TG試驗，基于試驗結(jié)果認為：較污泥而言，煤的失重峰數(shù)量顯著減少且只存在單一的失重峰，原因為煤的碳化程度更高，其燃燒特性更好；而污泥因其揮發(fā)分含量較高的特性，存在明顯的低溫反應(yīng)性。文獻[27]闡述了使用TG紅外聯(lián)用試驗臺對污泥LD和單煤開展的TG試驗研究(如圖3所示，圖例中Coal表示單煤，LD后百分數(shù)為摻燒質(zhì)量分數(shù))，結(jié)果表明煤只在200～500 ℃之間具有一個失重峰，原因為煤的碳化程度較高，且其揮發(fā)分多為重質(zhì)組分，揮發(fā)分析出和燃燒的溫度均較污泥偏高。

圖3 煤、污泥單一燃燒及摻燒的TG、DTG曲線[27]Fig.3 TG and DTG curves of coal,sludge in blending combustion[27]

由污泥和煤的單一TG試驗結(jié)果可知，污泥與煤的燃燒特性存在較大的差異，但其均能夠在氧氣的環(huán)境下發(fā)生燃燒；因此，理論上污泥可以作為一種燃料與煤進行摻混燃燒。而由DTG曲線失重峰可知，污泥與煤的燃燒特性存在較大的不同；因此，污泥與煤粉摻燒時，其摻混占比不應(yīng)按不同煤種摻燒的摻混占比進行設(shè)置，在數(shù)值模擬或工程試驗中，應(yīng)先探究并確定摻混污泥的質(zhì)量分數(shù)，再開展相關(guān)的爐內(nèi)燃燒特性的研究。

2.4 燃煤電廠污泥摻燒研究

對燃煤電廠開展實際的污泥摻燒試驗(即現(xiàn)場測試)，往往受制于較長的時間、昂貴的成本以及溫度測量中存在的測量誤差和人工誤差，成功開展污泥摻燒試驗較為困難；而商業(yè)計算流體力學(xué)軟件CFD隨著計算機中央處理器的快速發(fā)展而得到了普遍的應(yīng)用，針對不同燃煤電廠鍋爐機組的運行問題，可以憑借較低的成本快速開展全負荷特性下的速度場、溫度場和組分場的研究：因此，使用數(shù)值模擬技術(shù)對燃煤電廠開展污泥摻燒研究，是目前較為普遍且精確的數(shù)值模擬方法。

2.4.1 污泥摻燒可行性研究

在TG試驗分析中，污泥與煤均可以與氧氣發(fā)生燃燒放熱反應(yīng)，理論上污泥摻燒是可行的。文獻[28]闡述了對污泥摻燒可行性進行的數(shù)值模擬研究，研究發(fā)現(xiàn)：摻混質(zhì)量分數(shù)10%的污泥，仍可以使四角切圓煤粉鍋爐保持該型鍋爐典型燃燒特點(主燃區(qū)內(nèi)氣流運動呈螺旋式上升)；燃燒器區(qū)域方面，爐膛中心處數(shù)值速度較大、四周水平速度大的特點也符合該型鍋爐的典型速度場分布。

文獻[29]闡述了使用類似的數(shù)值模擬方法，對某420 t/h燃煤鍋爐開展污泥摻燒的可行性研究，研究表明燃煤摻混污泥燃燒的速度場與單煤燃燒的速度場十分相近，其速度場數(shù)值模擬結(jié)果分別如圖4(a)、(b)所示(圖中數(shù)值單位為m/s)。綜合文獻[28-29]的數(shù)值模擬研究結(jié)果可知，燃煤摻混污泥燃燒對爐內(nèi)煙氣流動的影響較小，污泥摻燒是可行的。

圖4 單煤燃燒和燃煤摻混污泥燃燒的速度場分布[29]Fig.4 Velocity field distribution of single coal combustion and sludge combustion with fire coal[29]

2.4.2 污泥摻混占比的研究

污泥的水分含量較煤而言偏高較多，水分在爐內(nèi)蒸發(fā)會導(dǎo)致爐內(nèi)溫度下降，這對鍋爐的穩(wěn)定、安全燃燒是十分不利的；但污泥的揮發(fā)分含量也較煤而言偏高，污泥更容易著火，加之通過數(shù)值模擬已經(jīng)驗證污泥摻燒是可行的：因此，應(yīng)該存在一個最佳的污泥摻混占比，在使鍋爐的燃燒特性不受太大影響的同時，可盡可能多地摻燒污泥，以實現(xiàn)污泥的快速減容和提升鍋爐機組的經(jīng)濟性。

文獻[30]闡述了針對某四角切圓煤粉鍋爐的污泥摻混占比進行的數(shù)值模擬研究，通過分別摻燒質(zhì)量分數(shù)為6.47%(2 t/h)、9.27%(3 t/h)、11.83%(4 t/h)、14.18%(5 t/h)、16.35%(6 t/h)、18.35%(7 t/h)的污泥，對爐內(nèi)的燃燒情況進行研究，如圖5所示。

圖5 不同污泥摻燒量下爐膛各橫截面中心最高溫度變化曲線[30]Fig.5 Variation curve of the maximum temperature at the center of each cross section under different sludge burning amount[30]

研究表明隨著摻燒污泥質(zhì)量分數(shù)的增大，爐內(nèi)橫截面中心平均最高溫度逐漸下降，其原因為爐內(nèi)的熱量有一部分被用來蒸發(fā)污泥的水分。隨著污泥摻混占比的增大，水分蒸發(fā)所需的熱量越來越多，導(dǎo)致最高溫度不斷下降。污泥中水分蒸發(fā)后形成的水蒸氣導(dǎo)致的爐內(nèi)還原性氣氛不斷上升，以及爐內(nèi)溫度下降，將進一步阻礙爐內(nèi)的煤粉燃燒，燃燒不充分生成的部分CO與水蒸氣生成一定質(zhì)量的H2，一起使火焰中心上移，導(dǎo)致爐膛出口煙氣溫度升高，并增加爐膛折焰角處的結(jié)渣概率。

相似的數(shù)值模擬研究中，文獻[23]闡述了針對某600 MW四角切圓煤粉鍋爐的污泥摻混占比進行的數(shù)值模擬研究，研究表明，較煤粉而言污泥很早地結(jié)束了燃燒過程，原因為污泥中的固定碳含量過少，其燃燒過程主要為灰分和揮發(fā)分的析出。摻混污泥占比較高，一方面會導(dǎo)致污泥快速燃盡后爐內(nèi)燃燒所需燃料不足，進而造成爐膛溫度快速下降甚至出現(xiàn)滅火的危險，另一方面會導(dǎo)致煤粉的燃盡特性下降，進一步惡化爐內(nèi)的燃燒環(huán)境。文獻[20，24，28，31-32]均闡述了對該問題進行的數(shù)值模擬研究，并給出結(jié)果為摻燒污泥的質(zhì)量分數(shù)控制在10%以內(nèi)有較好燃燒特性。

燃煤電廠污泥摻混占比的試驗方面，文獻[33]闡述了對某300 MW燃煤電廠開展在220～300 MW多個負荷下?lián)綗勰噘|(zhì)量分數(shù)為3%～7%的多項試驗，驗證燃煤電廠在工程實際中摻燒污泥的可行性。研究結(jié)果表明，在多個負荷下進行的質(zhì)量分數(shù)3%、4%、5%及7%的污泥摻燒試驗，均未對鍋爐的燃盡率及熱效率造成影響；因此，在工程實際中摻燒質(zhì)量分數(shù)7%以內(nèi)的污泥不會影響燃煤電廠的實際運行。

2.4.3 污泥摻燒NOx排放特性研究

元素分析中，污泥氮元素含量遠高于燃煤氮元素含量，摻燒污泥可能會對鍋爐機組的NOx排放特性產(chǎn)生較大的影響；因此，在煤粉鍋爐中摻燒污泥時，須對鍋爐機組的NOx排放進行研究與跟蹤。目前的研究普遍認同摻燒污泥后，爐內(nèi)NOx含量主要由熱力型NOx和燃料型NOx構(gòu)成。

文獻[34]闡述了對某600 MW機組采用渦耗散輸運模型(eddy-dissipation model，EDM)，探究燃煤電廠鍋爐機組摻燒污泥后的NOx排放特性，如圖6所示。隨著摻燒污泥質(zhì)量分數(shù)的增加(工況5—工況8)，燃燒器出口處NOx生成量增加，原因為：污泥成分中含有較多的灰分和揮發(fā)分，隨著摻混占比逐步增大，污泥成分燃燒較為劇烈，導(dǎo)致燃燒器區(qū)域溫度較高，熱力型NOx生成量顯著提升。但整個爐膛的NOx含量反而隨污泥質(zhì)量分數(shù)的增大而呈一定的下降趨勢，其原因為：①摻燒污泥后爐膛溫度下降，使得主燃區(qū)溫度下降，從而抑制了占較大面積的主燃區(qū)中熱力型NOx的生成量；②摻燒污泥后還原性氣氛的上升抑制了燃料型NOx的生成。綜合以上2個方面的影響，爐內(nèi)整體NOx含量在摻燒污泥質(zhì)量分數(shù)增大后呈下降趨勢。

圖6 不同摻混占比下沿爐膛高度的NOx質(zhì)量濃度分布[34]Fig.6 NOx concentration distribution along furnace height under different mixing ratios[34]

相似的研究中，文獻[23]闡述了針對某600 MW燃煤鍋爐摻燒污泥后的NOx排放特性進行的數(shù)值模擬研究，對比氮元素含量較高的污泥樣品(WN1)與氮元素含量較低且相等的2種污泥樣品(WN3、WN-PJ)的摻燒后NOx排放特性，如圖7所示。研究結(jié)果表明：NOx在爐內(nèi)整體的含量及分布特性的結(jié)論與文獻[34]的研究結(jié)論一致，而且在摻燒污泥質(zhì)量分數(shù)同為10%的NOx排放特性研究中，較其他2種污泥，含氮量較高的WN1的NOx排放量明顯提升。

圖7 NOx質(zhì)量濃度沿爐膛高度分布特性[23]Fig.7 Distribution characteristics of NOx concentration along furnace height[23]

燃煤電廠鍋爐摻燒污泥并不會引起NOx排放量的上升，反而由于占NOx生成量大部分的燃料型NOx的生成被抑制，鍋爐整體NOx排放量較單煤燃燒出現(xiàn)一定程度的下降；因此，污泥摻燒有利于燃煤電廠進一步實現(xiàn)低NOx綠色清潔燃燒。

2.4.4 污泥摻燒經(jīng)濟性研究

鑒于國家能源政策限制及電廠經(jīng)濟效益最大化，我國燃煤電廠鍋爐所燃用的煤種往往偏離設(shè)計煤種，較多燃煤電廠采用摻燒的方式來提升電廠的經(jīng)濟性。與摻燒的不同煤種相比，污泥價格十分低廉，污泥摻燒可以大幅度提升燃煤電廠的經(jīng)濟性。

燃煤直接摻混污泥的系統(tǒng)投資小，如果單臺機組按100 t/d的處理能力摻燒污泥，年處理量可達3.5×104t[35]，可以快速收回改造成本并持續(xù)盈利。某350 MW機組濕污泥年處理量為1.462 5×105t，根據(jù)其放熱量可折合節(jié)省約1.141 8×104t標(biāo)準煤，若標(biāo)準煤價格按550元/t計算，則1年可為燃煤電廠節(jié)省燃煤成本628萬元[36]。加之政府對燃煤電廠污泥摻燒項目補貼污泥處理費，進一步提升了燃煤電廠污泥摻燒的經(jīng)濟性，在降低碳排放的基礎(chǔ)上增加了經(jīng)濟效益，真正做到了燃煤電廠綠色經(jīng)濟運行。

3 結(jié)論及展望

a)新型電力系統(tǒng)規(guī)劃下新能源發(fā)電機組的并網(wǎng)負荷不斷提升，為避免大規(guī)模的棄風(fēng)、棄光、棄水等現(xiàn)象的發(fā)生，深度調(diào)峰運行是新型電力系統(tǒng)下燃煤電廠的主要發(fā)展方向。

燃煤電廠鍋爐機組應(yīng)開展深度調(diào)峰及靈活性改造，從而減輕電網(wǎng)對新能源發(fā)電方式的消納負擔(dān)。當(dāng)前我國現(xiàn)役燃煤電廠鍋爐機組的原設(shè)計均未考慮到需進行長時間低負荷運行，鍋爐機組開展深度調(diào)峰的困難較大，需要通過數(shù)值模擬與工程試驗相結(jié)合的方式，探究并解決深度調(diào)峰時出現(xiàn)的問題，采用靈活性改造的手段對鍋爐機組進行改造，必要時須研發(fā)適合長期低負荷運行下的新型技術(shù)及設(shè)備，保證以后將處于長期深度調(diào)峰運行工況下的鍋爐機組的安全、平穩(wěn)、綠色運行。

b)摻燒污泥的發(fā)電方式也是燃煤電廠在新型電力系統(tǒng)規(guī)劃下的熱點、重要發(fā)展方向。

燃煤電廠鍋爐機組摻燒污泥時，將污泥質(zhì)量分數(shù)控制在10%以內(nèi)，就不會干擾鍋爐機組的正常運行，反而會降低燃煤電廠的NOx排放量，在實現(xiàn)污泥快速減容的同時也節(jié)約了燃燒用煤，從而節(jié)約了一次能源并提升了燃煤電廠的經(jīng)濟性。