350MW超临界循环流化床锅炉深度调峰技术难点及控制策略

350MW超临界循环流化床锅炉深度调峰技术难点及控制策略

于坤

上海大屯能源股份有限公司热电厂 江苏省徐州市 221600

摘要：循环流化床燃烧技术以其节能环保优势，在近五十年得到迅速发展，特别适用于清洁高效利用各类低品位燃料，是我国洁净煤燃烧技术发展的重要方向。本文主要分析350MW超临界循环流化床锅炉深度调峰技术难点及控制策略

关键词：超临界循环流化床；深度调峰；运行控制；水动力安全

引言

随着我国燃煤机组节能减排要求不断提高，循环流化床锅炉也不断向着高参数大容量的方向发展，已有研究人员提出带二次再热、超超临界参数甚至700℃参数的循环流化床锅炉整体方案。在现阶段，开发660MW等级的高效超超临界参数循环流化床锅炉是合适的选择。

1、锅炉整体结构

锅炉本体包含以下3部分，分别是主循环回路，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；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；以及空气预热器。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，后烟道内则设有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8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。

2、深度调峰技术难点及策略

2.1燃烧调整与控制

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，还是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，以避免出现燃烧恶化，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，很可能导致负荷的超减。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，以此判断是否需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50~80t/h（30%负荷），平均到每个给煤口为5~8t/h，较低的给煤量容易导致局部燃烧不稳。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%。

2.2配风优化控制

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，进而严重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，需要根据锅炉的具体负荷，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350MW等级锅炉的配风调整方案。

2.3汽轮机发生水冲击

深度调峰过程中随着负荷的降低，燃料量的减少，汽温也随之会出现降低，尤其是在锅炉“干态”往“湿态”转变的过程中，容易出现蒸汽温度过热度不足，易造成汽轮机水冲击，因此深度调峰期间汽温调节建议：

深度调峰“干态”运行过程中应及时调整水煤比，加强对分离器出口过热度的监视，保证5℃以上的过热度。深度调峰中若机组负荷位于“干态”与“湿态”的临界状态。

2.4主蒸汽压力与汽动给水泵的调整控制

在深度调峰降负荷过程中，给水流量可能会发生频繁波动。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能保证给水流量。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，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。

3、吹管临时管道工艺处理

锅炉吹管工作不同于机组正常运行状态，有一些设备系统需要做隔离，因此需要连接一些临时管道和阀门，而这些临时管道和阀门也会参与整个吹管工作。因此，临时管道的初始清洁状态、临时阀门的工作稳定性、吹管靶板装置安装位置等都将对吹管工作的有序推进起着非常重要的作用，间接影响着耗水节能效果。为了实现良好的吹管节能控制、提高吹管工作效率和缩减吹管整体工作时间，宜使用高质量、高稳定性的临时管道阀门；靶板装置应在便于安装更换和易操作且尽可能临近正式管道的位置，这样有利于吹管质量验收评价。另外，在吹管临时管道安装过程前，需要对临时管道进行清洁处理，保证临时管道的原始清洁度。临时管道与阀门的安装工艺必须按照正式管道安装工艺要求来进行高标准施工，这样可以加速满足吹管质量验收工作。在系统功能设计上，也需要有针对性地提前考虑和部署。

4、吹管节能控制措施

吹管工作分为长吹（一共14根，吹灰压力控制在1.5Mpa），半长吹（一共8根吹灰压力1.2mpa），SCR吹灰（一共4根压力1.0Mpa），空预器的冷热端一根1.2Mpa和冷段吹灰一根1.Mpa，蒸汽温度不低于300℃，吹灰前要保证其疏水温度不低于180℃，防止吹灰带水，造成事故。在深度调峰的情况下不能让燃油参与燃烧方式，控制燃煤量１１０～１３０ｔ／ｈ，稳压吹管阶段吹扫耗水量约４１００ｔ，耗煤量约１４００ｔ。稳压吹管的燃烧控制，有几个关键点要明确：①点火期，应合理控制床压和风室压力不高于１１ｋＰａ；②控制炉膛中部床温不高于６００℃，否则会出现受热面超温问题；③给煤初期，应控制给煤机投煤顺序和煤量控制，坚持有中间向两边交错对称点动投运方式；④合理调控下二次风门，维持床温左右平衡，调整好返料器的运行性能，加强左右侧炉膛负压与氧量的监测；⑤一、二次汽系统串联＋稳压吹管方式，减温水必须投运，且严格控制蒸汽出口温度不超４５０℃。

结束语

根据床温情况，保持合理的床层压；在早晚用电高峰前，有意识地进行蓄床压操作，保证机组加负荷速率不受影响；加强入炉煤粒径的监视和调整，将入炉煤粒径控制得更细一些，增加500~3200m之间煤粒径的质量份额，减少最大粒径档的份额。

参考文献：

1. 中国电力企业联合会．中国电力行业年度发展报告2020[M]．北京：中国建材工业出版社，2020．

2. 岳光溪，吕俊复，徐鹏，等.循环流化床燃烧发展现状及前景分析[J].中国电力，2016，49(1)：1-13.

［3］韩赛赛.关于压降火电厂燃料成本的思考[J].现代工业经济和信息化,2020,10(12):76-77.

[4]蔡晋，单露，王志宁，等.超临界350MW循环流化床锅炉变负荷特性[J].热力发电，2020，49(9)：98-103，108.

[5]张冲冲，马素霞，张建春，等.350MW循环流化床锅炉变负荷过程中污染物排放研究[J].热力发电，2020，49(1)：41-47.