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为进一步提高超临界循环流化床（circulating fluidized bed，CFB）锅炉机组在深度调峰过程中运行的稳定性和经济性，以某电厂350 MW超临界CFB锅炉为例，在分析机组深度调峰过程中遇到的锅炉稳燃及流化、水动力安全、汽动给水泵控制和污染物控制等一系列问题的基础上，提出了相应的控制策略和技术措施。实际运行根据结果得出，采用该控制策略可实现深度调峰过程中锅炉的长周期良好运行。研究结果可为同类型超临界或者超超临界CFB锅炉机组深度调峰提供参考。
（来源：“中国电力”作者：王鹏程1, 邓博宇2, 蔡晋3, 王珂1, 孔皓2, 李丽锋1, 张缦2, 杨海瑞2）
（1. 山西河坡发电有限责任公司，山西 阳泉 045000; 2. 清华大学 能源与动力工程系(电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室)，北京 100084; 3. 清华大学 山西清洁能源研究院，山西 太原 030032）
近年来，新能源装机容量和发电量持续快速地增长，截至2019年底，风电和太阳能发电装机容量分别占全国总装机容量的10.4%和10.2%；并网风电和太阳能发电量分别为209.15和204.18 TW·h，相比上一年增加了13.5%和17.1%[1]。由于新能源电力供应间歇性、波动性和季节性的固有特性，不断走高的新能源并网发电量对电网的调控和消纳能力提出了更高的要求。为保证供电质量和电网安全，慢慢的变多的火电机组参与了深度调峰，这就要求机组不仅仅具备较强的变负荷能力，对电网的负荷指令有良好的跟随性，还要保证变负荷过程中各控制参数维持在合理的范围以内，以确保机组的安全和稳定运行。循环流化床（circulating fluidized bed，CFB）燃烧技术因其燃料适应性广、燃烧效率高、稳燃负荷低和污染物控制成本低等优点[2-3]，与当前超低排放和火电深度调峰的政策需求十分契合，在中国得到了广泛应用，目前已有超过350台100 MW及以上等级的CFB机组投入商业运行。相比亚临界CFB机组，超临界CFB机组虽在同等条件下具有供电煤耗低、污染物排放水平低等优势[4]，但其炉膛截面面积更大，且为直流运行，因而在低负荷条件下可能面临更严重的流化不均和水动力不稳定等问题。
当前关于CFB机组变负荷或深度调峰的研究多集中在亚临界机组上[5-9]，对超临界机组的研究多着眼于对机组快速变负荷运行控制策略的原理分析和探讨[10]，或变负荷特性[11]及过程中炉内污染物的生成情况[12-13]，乃至机组深度调峰的经济性[14]，对机组深度调峰下的具体控制策略却少有涉及。本文以某电厂350 MW超临界CFB锅炉为例，通过一系列分析该机组在深度调峰过程中（低至30%锅炉额定负荷）所遇到的突出控制难题，制定了一整套控制策略和技术措施，以期为超临界CFB机组在深度调峰工况下的长期良好运行提供一定的经验和帮助。
某电厂350 MW超临界CFB锅炉为变压运行直流炉，单炉膛、单布风板，呈M型布置，采用平衡通风、一次再热，整体为全钢架结构。
锅炉最大连续蒸发量（BMCR）和额定蒸发量（BRL）工况下，其主要设计参数如表1所示。
如图1所示，锅炉本体包含以下3部分：（1）主循环回路，包含炉膛、高温气冷分离器、回料器、二级中温过热器、高温过热器和屏式再热器等；（2）尾部烟道，包含一级中温过热器、低温过热器、低温再热器和省煤器等；（3）空气预热器。
其中，12片屏式过热器（6片高温及6片中温）、6片高温再热器管屏及5片水冷分隔屏分别设置在前墙，以利于截面上物料的均匀分布。单布风板设在炉膛下部，布风板以上则是水冷风室。3台旋风分离器均设在炉膛后墙的钢架内，每个分离器下方均配有1台回料器，采用一分为二的形式，以实现均匀回料。尾部为双烟道结构，在汽冷包墙包覆的烟道内设有中隔墙以包裹对流受热面，并将后烟井分隔成前后2个烟道，前烟道内设有3组低温再热器，后烟道内设有2组一级中温过热器和低温过热器，其后前后2烟道合并，省煤器就设置在合并后的竖井区域内。
此外，锅炉采用前墙给煤及后墙排渣形式，前墙共配有10个给料口，后墙下方则分布有6台滚筒式冷渣器。一次风从风室左右两侧分别进入炉膛，以保证布风的均匀性，二次风则分两层进入炉膛以达成分级燃烧。NOx通过分离器进口处的SNCR脱硝装置脱除，而SO2则是通过炉内石灰石和炉外脱硫塔协同脱除。
深度调峰过程中，需综合平衡控制多方面的运行参数，以确保机组的安全与稳定运行。整体而言，深度调峰过程中CFB机组的控制策略和思路基本上与机组正常变负荷过程中相同。而对于深度调峰过程中机组所面临的特有技术难点及相应的策略，本文将主要从燃烧及配风调整、水动力的保持和汽动给水泵以及环保参数的控制等方面分别进行阐释和分析。表3为深度调峰下，350 MW超临界CFB机组主要的运行参数。
循环流化床锅炉由于自身燃烧特点，具有低负荷稳燃效果好，调峰能力强的优势。但在降负荷过程中，还应合理控制负荷变化率，尤其是在深度调峰工况下应防止给煤量降幅过大，以防止燃烧恶化，甚至灭火等问题。同时应结合床温和氧量的变化，动态调整深度调峰时的降负荷速率，以确保燃烧的稳定。具体而言，在降负荷过程中，床温下降速率应不超过3 ℃/min，氧量一般应不超过6%，最多应不超过8%。若床温变化率超过3 ℃/min，后期主蒸汽压力和温度的下降速率将过大，很可能会引起负荷的超减。因此，一旦床温下降速率过大或氧量过高，建议降低降负荷速率。此外，一般而言，CFB锅炉的降负荷速率应不超过2%/min。图2所示为深度调峰过程中锅炉相关参数的变化。实际运行中应在减煤后着重观察床温和氧量的变化，以此判断要不要微调给煤量以使得燃烧稳定后再继续调峰。深度调峰时的给煤量为50~80 t/h（30%负荷），平均到每个给煤口为5~8 t/h，较低的给煤量轻易造成局部燃烧不稳。此外，由于燃用煤种为无烟煤，床温过低时稳燃效果较差，因而该机组在实际运行中通常保持床温不低于700 ℃，省煤器进口氧量不高于7%。
随着深度调峰过程中锅炉负荷的下降，入炉总风量也会相应下降，其中一次风量的下降将不可避免地导致密相区流化风速的降低，进而极度影响炉内的流化情况。因此，为保证低负荷下炉内的流化质量，应该要依据锅炉的具体负荷，灵活调整一、二次风的配比。通过多次深度调峰的运行实践，逐渐确定了一套适合350 MW等级锅炉的配风调整方案（见图3）。
由图3能够准确的看出，随着负荷的逐渐下降，虽然一、二次风量也在相应下降，但是一、二次风间的配比由100%负荷时的42:58提高到了30%负荷时的69:31（23万m3/h : 10万m3/h，标准状态，下同）。与满负荷时相比，深度调峰至30%负荷时，一次风量下降了45%，而二次风量却下降了82%。就锅炉实际运作情况而言，若始终确保一次流化风量大于临界流化风量3~5万m3/h，就能确保长期深度调峰运行中锅炉的良好流化。若要降低到20%甚至更低的负荷，为了能够更好的保证流化安全，则需要引入烟气再循环来增加密相区的流化风量，或通过优化控制入炉煤粒度，提高床料质量以降低临界流化风量[15]。此外，在深度调峰过程中还应严控一次风的变化速率，若一次风下降速率过慢，滞后于负荷，则将导致床温偏低，锅炉难以稳燃；相反，若一次风下降速率过快，则将导致床料携带能力不够，易发生翻床等现象，长时间低一次风量运行还将引起流化质量低以至结焦等一系列问题。以该电厂350 MW超临界CFB锅炉为例，在负荷从350 MW下调到175 MW的过程中，一次风量可以0.5万m3/min的速率减小，但是当负荷低于175 MW以后，风量下降速率则要控制在0.2万m3/min左右。
在直流锅炉低负荷运行时，由于给水流量和压力的降低，水冷壁流量分配不匀现象将加剧。加之工质压力的降低，汽水比容差异增大，工质欠焓增加，水冷壁蒸发段和省煤器间工质流动阻力之比将产生一些变化，更易导致锅炉水动力的不稳定。
图4为深度调峰中负荷为110 MW时各墙水冷壁壁温分布。由图4可知，该深度调峰负荷下（110 MW），同屏水冷壁壁温之差最大为25 ℃，除中隔墙个别点外，相邻管间最大温差不超过10 ℃，这说明水冷壁内流量分配比较均匀，水动力良好。实际运行中发现，前墙水冷壁的同屏壁温差通常比其他水冷壁略大，这是由前墙水冷壁本身的结构所造成。前墙水冷壁在汇入汽水分离器前的行程相对较长，弯头较多，因此导致其沿程阻力较大，如果出现水动力不足，前墙水冷壁各管间将更易产生温差。因此，在深度调峰过程中，可主要根据前墙水冷壁壁温差的数值来判断锅炉水动力是否足够，按照规程规定，该值最大应不超过50 ℃。若在深度调峰过程中发现水冷壁壁温差增大、水冷壁出口过热度增加等现象，应立即增加锅炉给水流量，以维持锅炉水动力的充足。
此外，在超临界CFB锅炉深度调峰过程中，随着负荷的下降，锅炉还面临着干态到湿态的转态运行问题。考虑到锅炉启动系统为开放式系统，长时间湿态运行将不利于机组的安全性和经济性，所以，在机组调峰范围为30%~100% BMCR时，应保持锅炉为干态运行，以避免以上问题的出现。为避免锅炉干态到湿态的转换，首先，在运行过程中应保持锅炉汽水分离器出口工质具有微过热度（2~5 ℃），如图5所示，以避免煤水比失调。其次，一旦锅炉出现干态转湿态，说明锅炉煤水比失调，煤少水多，此时应减少锅炉给水流量并适当增加给煤量，逐步将锅炉转为干态“微过热度”运行。
在深度调峰降负荷过程中，给水流量可能会发生频繁波动，如图6红色框内区域所示。这是因为在降负荷过程中，虽然燃料量与机组负荷同步下降，但是热力系统调整较慢，而负荷响应却很快，燃烧过程具有一定的惯性，其调整速度远远慢于汽轮机进汽调门关闭的速度，若操作不当，极易导致主蒸汽压力与负荷的不匹配，使得主蒸汽压力偏高。此时，以四段抽汽作为驱动汽源的汽动给水泵，宏观上其汽源压力将随负荷降低而降低，但当主蒸汽压力处于高值，就需要汽动给水泵增加出力才可能正真的保证给水流量。尽管四段抽汽汽源压力也会相应偏高一些，但在经过汽轮机做功和扩容以后，四段抽汽压力的升高有限。较之主蒸汽压力的偏高，就汽泵做功所需的能量而言四段抽汽压力是偏低的，这时就出现了“动力低、需要输出高”的情况，如此便超出了汽动给水泵的工作上的能力而导致其失稳，给水流量也将随之波动。当然，当四段抽汽压力随负荷降低到某个数值后，如图6所示的红框区域，调速系统将出现振荡调节，这可能也是导致给水流量波动的原因之一。因而，在运行过程中应保证主蒸汽压力与负荷相匹配，负荷越低，匹配度的要求应越高，以避免低负荷时给水流量的波动；同时应密切监视给水泵的汽源压力，必要时可将其切换为备用汽源。运行过程中一般可经过控制负荷下降速率以使二者匹配。
一般而言，床温与负荷呈现正相关的变化趋势，因而随着锅炉负荷的降低，床温和炉温也同步降低。当锅炉处于较低负荷时，相应位置处的温度甚至有可能低于炉内脱硫和SNCR等反应的窗口温度，使得SO2和NOx的排放量变得难以控制。加之低负荷时，为了能够更好的保证炉内的流化质量，一次风量往往设定得偏大，使得炉内总空气过量系数偏高，烟气含氧量也相应增加，气态污染物排放量折算到标准浓度下的计算值就会更高，这无疑增加了深度调峰过程中环保控制的难度。下面将分别说明机组在SO2和NOx排放控制上的策略和措施。3.5.1SO2排放控制
该机组改造前采用向料腿加入石灰石的炉内脱硫方式，在这一加入方式下，石灰石将在料腿内发生预煅烧，虽然这一反应能在某些特定的程度上提高脱硫效率，但同时循环灰也易在石灰石颗粒表面结团包覆，进而降低其反应活性，影响整体的脱硫剂利用效率，更将造成脱硫反应响应速度慢等问题（见图7）。
鉴于料腿内石灰石颗粒容易被循环灰包裹等缺陷，经过调试运行，最终确定将石灰石喷枪设置在锅炉上二次风管内。之所以选择这一位置是因为上二次风口位于炉膛的锥段，该处不仅背压较小，空隙率较大，能保证石灰石颗粒拥有非常良好的穿透效果[16]，便于脱硫剂在炉内迅速扩散和反应，而且为微氧化性气氛，该气氛能有效增强SO2与石灰石的反应效率[17]，并利于提升脱硫反应的响应速率（见图8）。实际调峰过程中，还应注意确保床温的稳定，以保证石灰石在炉内有较高的脱硫效率。
上述措施改变了石灰石的煅烧固硫环境，明显优化了石灰石的反应条件，提高了脱硫反应的速度和效率，最终实现了机组在30%~100% BMCR负荷段对锅炉出口SO2排放量的可控在控，同时降低了石灰石用量消耗，并减少了NOx的原始生成，拥有非常良好的经济和环保效益。3.5.2 NOx排放控制
为了应对低负荷运行条件下，分离器入口烟气温度不高于脱硝反应窗口温度、原有装置脱硝效率低这一问题，实际生产的全部过程中针对性地在炉膛二次风口倾斜段切向安装脱硝喷枪，喷入尿素溶液，在炉膛高温区直接进行脱硝反应，有效地提升了反应温度，削减了氨逃逸量。实际调峰过程中，在30%~50% BMCR负荷段，若炉膛出口和分离器入口烟温不能够满足SNCR反应窗口温度，即可投入二次风处尿素喷枪，而当温度满足窗口温度时，则投入原分离器处喷枪，同时撤掉二次风处喷枪，以达成系统间的自由灵活切换。
此外，通过设置合理稳定的尿素溶液浓度、测试SNCR系统不同位置处尿素喷枪的脱硝效率以及进行低氮燃烧调整等措施，该机组的尿素消耗量仅为2.39 kg/万(kW·h)，比设计值减少了9.01 kg/万(kW·h)。
（1）深度调峰降负荷过程中，应基于氧量和床温变动情况综合判断锅炉燃烧的稳定性，进而决定调整策略。（2）应始终保证主蒸汽压力和机组负荷的匹配，注意监视深度调峰过程中汽动给水泵的工作状态。（3）应从始至终保持锅炉为干态运行方式，且保证汽水分离器出口工质具有微过热度（2 ~5 ℃），以防止煤水比失调。（4）水冷壁出口壁温差的大小是判断锅炉水动力是否稳定的有效方法。水冷壁壁温温差越小，水动力越稳定。（5）根据锅炉的具体负荷，灵活调整一、二次风的配比，在总风量降低的同时提高一次风量的比例，避免炉内出现流化不良。（6）可通过改变低负荷下石灰石和尿素的喷入位置（二次风口），避开原有的低温反应区域，提高脱硫脱硝效率，降低气态污染物的排放和脱硫脱硝剂用量。
王鹏程(1979—)，男，高级工程师，从事循环流化床运行工作，E-mail：;
杨海瑞(1972—)，男，博士，教授，从事循环流化床锅炉技术探讨研究，E-mail：
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