随着能源结构调整，清洁能源加快发展，局部地区电网特别是北方地区电网在冬季采暖期调峰能力不足，造成新能源消纳困难，部分地区弃风、弃光、弃水问题突出。进一步挖掘占发电量主体地位的传统燃煤机组的深度调峰能力，是当前缓解新能源消纳困境最便捷、快速和有效的手段。

（来源：《热力发电》作者：鲁鹏飞，薛宁）

大型火电机组，特别是超（超）临界火电机组，参与宽负荷深度调峰，使得机组锅炉及相关主辅设备经常处于较低负荷和较大的负荷变化率条件，同时要求机组有更低的负荷限值。这种极低负荷运行需求、大的负荷变化率，直接影响机组的安全性、经济性，可能造成如下问题：1）锅炉燃烧稳定性差，系统运行安全经济性降低；2）水冷壁和受热面烟温壁温偏差增大，水动力安全性降低，主、再热蒸汽温度不足。

电网调峰问题已经是一个不可忽视的问题，国内研究学者提出通过技术手段来增强火电机组的调峰能力。针对深度调峰机组进行低负荷稳燃试验，摸清机组的调峰能力。同时结合国内先进的低负荷稳燃技术，确定机组的改造方案，并提出可行的配套方案。对于超临界机组而言，一般30%负荷是干湿态转换的临界点，低于30%额定负荷锅炉需进入湿态运行，使得过、再热蒸汽温度大幅降低，汽轮机的运行安全性受到严重影响。降低锅炉转湿态运行的负荷，对于提高机组深度调峰能力和超低负荷运行的稳定性与安全性意义重大。目前降低转湿态负荷尚无很有效的技术。

1 锅炉低负荷稳燃技术条件

火电厂锅炉机组深度调峰运行，关键在于锅炉低负荷运行的稳定性和机炉的蒸汽流量不匹配的问题。维持锅炉水动力稳定的锅炉最低流量，保持燃烧稳定性的最低燃料量等均有一个最小值不可逾越，而汽轮机的通流量只要保证额定转速、确保叶片冷却即可，与维持锅炉水动力稳定的最小工质流量相差很大。锅炉低负荷运行，受热面工质流量降低，冷却效果变差，因此受热面极易超温。

1.1 灵活性改造技术

目前已改灵活性调峰的锅炉主要技术包括低负荷精细化燃烧调整，燃烧器、制粉系统优化改造（预燃室燃烧器、动态分离器、煤粉分配器等），低负荷燃用优质高热值烟煤的双燃料仓改造，燃烧监控装置改造等。在这些改造方式下，锅炉机组可以满足30%额定负荷稳定运行，特殊情况下某些机组可以达到20%或25%BMCR负荷下短暂运行。可见，上述改造还不足以满足锅炉机组更低负荷的长期安全稳定运行。在电力负荷大幅调峰运行要求下，某些电厂已开启频繁启停机操作，或降负荷过程对空排汽，或开高压、低压旁路系统等以满足超低负荷运行需要；具备储能条件的或沿海有海水淡化装置的电厂，在超低负荷调峰状态下进行储能运行或启动海水淡化装置运行，提高厂用电量，降低上网电量，以维持锅炉尽量高负荷下的稳定运行。在大力发展新能源和降低火电份额的背景下，储能将是一个重要的支撑技术。而其他的运行方式，均是极大浪费。

1.2 低负荷稳燃技术

探求低负荷稳燃技术，需要以燃烧基础理论为依据。理论上锅炉稳燃需要的状态是燃烧反应的放热量大于向环境的散热量，使燃烧化学反应得以发生、发展，最终与受热面的吸热量达到平衡并有富裕热量（灰渣损失、排烟损失等）。图1为燃烧放热曲线和散热曲线。图中，Tzh为着火温度，Txh为熄火温度，Q2'、Q2''和Q2'''为散热量Q2的3种状态。其中，Q2''是正常状态散热曲线（近似一根直线），此状态煤粉可稳定燃烧；Q2'''是散热过大的状态，温度到Txh时即发生熄火；Q2'处于缓慢氧化状态，不会着火。

图1 放热曲线和散热曲线

炉膛内燃料与氧化剂反应放热量为：

燃烧产物向周围介质的散热量为：

式(1)、式(2)中：R、E分别为通用气体常数、反应的活化能；K0为反应频率因子；为可燃混合物中煤粉反应表面的氧浓度；n为燃烧反应方程式中氧的化学计量数；V为可燃混合物的体积；Qbr为燃烧反应热；T为反应系统温度；Tw为炉膛壁面的温度；α为混合物向燃烧壁面的综合放热系数，是对流放热系数和辐射放热系数的和；S为炉膛壁面的面积。

根据图1，强化着火的措施包括：1）在散热条件不变的情况下，增加可燃混合物的初温、浓度和压力，加强放热；2）在放热条件不变时，增加燃烧室的保温，减少散热。煤粉气流的着火热为将煤粉气流加热到着火温度所需的热量，对于热风送粉，煤粉气流的着火热为：

式中：第1项为加热煤粉和一次风所需热量，第2项为煤粉中水分蒸发、过热所需热量；Br为一次风中煤粉质量；V0为流量空气量；αr为过量空气系数；r1为一次风率；c1K为一次风比热容；q4为机械未燃尽损失；cd为干煤粉比热容；Mar为收到基原煤水分；T0为煤粉气流初温；cq为蒸汽比热容；Mmf为磨煤机出口煤粉水分。

1.3 锅炉稳燃影响因素

着火热越大，着火所需时间越长，着火点离开燃烧器喷口的距离越大，着火越困难。煤粉燃烧的优劣主要体现在点火及低负荷稳燃阶段，具体表现与燃料的性质、炉内散热条件、煤粉气流初温T0、一次风量与风速、锅炉负荷等均有关联。燃煤挥发分小、水分和灰分含量高、煤粉细度粗，则煤粉气流着火温度提高，着火热增大；减少炉内散热，有利于着火。敷设卫燃带是稳定低挥发分煤着火的有效措施；煤粉气流的初温T0提高，可减少着火热。燃用低挥发分煤时应采用热风送粉制粉系统，提高预热空气温度；一次风量越大，一次风速越高，则着火热增加，着火延迟；反之如果一次风量过低，煤粉燃烧初期由于缺氧，化学反应速度减慢，则阻碍着火继续扩展，也容易造成喷口烧损、粉管堵塞。因此一次风速对于不同煤种均有一个最佳范围。锅炉运行负荷主要指蒸汽流量D。D降低，煤耗量B相应减少，水冷壁总的吸热量Q也减少，但减少的幅度较小，Q/B反而增加，炉膛平均烟温及燃烧器区域烟温降低，对煤粉气流着火不利。锅炉负荷降到一定程度时，会危及着火稳定性，甚至可能引起熄火。这正是锅炉超低负荷稳定运行难点所在。

综上可知，锅炉低负荷稳燃的条件，在炉膛确定后可选择的因素只有降低燃烧反应活化能E、提高Qbr、降低散热系数α、提高壁温Tw、提高煤粉初温T0、降低煤粉的着火温度Tzh。其中改变E、Qbr、Tzh等措施即是改变煤种，采用高热值、高挥发分烟煤用于低负荷稳燃，这就是双燃料仓稳燃技术的理论基础。在煤种确定无法选择的情况下，这几个参数很难改变；其他如降低散热系数、提高壁温和提高煤粉气流初温则是锅炉稳燃的技术方向。其中提高T0是预燃室等改造技术的理论基础，其他如微油稳燃、等离子稳燃等，均是基于此。富氧点火的稳燃技术，则是降低反应活化能E和煤粉的着火温度Tzh、提高反应放热量Qbr的手段。

2抽汽加热实现深度低负荷运行方案

基于上述分析，要提高锅炉低负荷稳燃能力，须从降低炉膛散热系数α、提高壁温Tw和提高煤粉气流初温T0着手。目前的技术手段对于常规低负荷稳燃已基本满足。对于烟煤锅炉，负荷降至30%BMCR或30%ECR已可稳燃，所欠缺的是长期低负荷运行的稳定性。同时，新能源的发展以及碳达峰排放要求火电机组锅炉继续深度降低负荷运行，30%以下负荷长期低负荷运行将可能是常态。

2.1 转湿态运行

锅炉低负荷运行时，炉内热负荷降低，热负荷分布偏差也加大；锅炉给水量降低后，分布均匀性亦大大降低，因此分布偏差的增加必定造成局部超温、锅炉运行的风险提高。超临界锅炉30%负荷以下一般要转湿态运行，转湿态运行是提高水冷壁水循环量、降低壁温偏差的有效办法。但转湿态运行因为负荷低，炉内烟气量和烟温下降，主蒸汽温度降低，再热蒸汽温度将大幅下降，机组运行经济指标变差，汽轮机运行的安全性也降低。超临界锅炉一般在负荷降至30%左右时就需要转湿态运行，在负荷升到30%以上时进入干态运行方式。因此超临界锅炉在灵活性调峰运行状态下，最低负荷需要控制在30%以上，以避免锅炉在干湿态之间频繁转换造成对金属壁温大幅波动和对锅炉寿命的不利影响。可见，要使超临界锅炉在更低负荷下调峰运行，必须降低转湿态运行的负荷。

2.2 提高煤粉气流初温

基于上述理论与实际需要，提出抽蒸汽加热炉水、加热一次风煤粉气流方案。图2为再（过）热抽汽串联加热炉水与一次风煤粉方案。在锅炉降低负荷进入湿态运行或低负荷稳燃在常规手段无法满足之前，启动抽蒸汽的关断阀和调节阀，蒸汽先加热省煤器出口炉水，提高炉水温度至290~300 ℃，蒸汽温度降至310~320 ℃；然后引至煤粉管道，采用表面式加热器对煤粉气流进行加热，提高煤粉气流温度20~30 ℃，改善着火燃烧条件。对于直吹式制粉系统锅炉（一次风粉平均温度70~80 ℃）而言，提高煤粉温度30 ℃已相当可观。

图2 再（过）热抽汽串联加热炉水与一次风煤粉方案

图3为再（过）热抽汽并联加热炉水与一次风煤粉方案。

图3 再（过）热抽汽并联加热炉水与一次风煤粉方案

考虑到锅炉工业供汽需要，低负荷再热蒸汽压力低，无法满足工业供汽，因此抽过热蒸汽对炉水进行加热；加热之后的蒸汽尚有足够的温度和压力，可以继续用作工业供汽；而一次风煤粉的加热通过抽再热蒸汽完成，此时因温差加大，一次风温可提高30~50 ℃，着火稳燃性能更好。在此方案中，蒸汽加热一次风煤粉提高了煤粉气流初温T0，降低了煤粉着火热Qzh；炉水温度提高，相当于提高了壁温Tw，同时使散热系数α有所降低，在放热量不变的情况下使散热量降低，符合理论上强化着火与稳燃的技术条件。

2.3 锅炉低负荷运行参数

表1分别是三大锅炉厂3台600 MW等级锅炉低负荷运行参数。低负荷下省煤器出口水温度略低于270 ℃，对应压力（约10~11 MPa）下饱和水温约318 ℃，加热的炉水温度保留15 ℃的欠温，最高只能到约300 ℃。因此从水冷壁运行安全和降低转湿态负荷角度，控制进水冷壁炉水温度在300 ℃，即调节抽汽量使炉水升温约30 ℃。再热蒸汽抽取位置为再热热段蒸汽母管，抽汽压力、温度随锅炉容量参数不同而略有差别，30%负荷下一般2 MPa左右，500~570 ℃。过热蒸汽抽取位置为过热蒸汽母管，30%负荷下汽压约10 MPa左右，汽温520 ℃以上。抽取蒸汽通过管壳式换热器对省煤器出口炉水进行加热，提高温度约30 ℃。炉水提高温度水平需要通过试验或计算确定，运行中仅可微量调整，不宜大幅改变。炉水升温太低对降低转湿态负荷不利，升温太高对工质分配和壁温安全不利。蒸汽加热炉水后，温度约320 ℃，可以引至炉前煤粉管道对煤粉进行预热，提高煤粉温度，降低煤粉气流的着火热，提高锅炉低负荷稳燃能力。对于烟煤，直吹式一次风粉混合温度一般在70~80 ℃。通过蒸汽加热提高约30 ℃，蒸汽温度降至约100 ℃左右，成为疏水。蒸汽加热煤粉通过表面式加热器进行，设置在入炉前一次风直管段上。从目前的稳燃要求来说，加热单台磨煤机对应的煤粉管道基本够用。

表1 3台600 MW级锅炉低负荷运行参数

根据表1的低负荷运行参数，C厂在30%负荷即进入湿态运行，A、B两厂在30%以下负荷进入湿态，因此20%ECR的参数均是湿态运行数据。湿态参数是锅炉在启停过程中的瞬态值，仅供参考。30%ECR的参数也是负荷变化过程中的数据，一般锅炉很少在此负荷下长期连续运行。粗略计算某超临界600 MW机组锅炉在30%负荷的抽汽量与实际发电负荷的关系，结果见表2。

表2 某超临界600 MW机组锅炉30%负荷下抽汽量与实际发电负荷计算数据

计算中炉水采用过、再热蒸汽先后加热，过热蒸汽转换为疏水以利用潜热，保持再热蒸汽换热后状态仍为蒸汽态不变。计算表明，再热蒸汽抽汽量对机组负荷影响相对较小。随着过热蒸汽抽汽量的增加，机组实际发电负荷迅速降低，因主蒸汽量未变，锅炉在降至20%或以下额定电负荷保持干态运行是可行的。在实际应用中，过热蒸汽抽汽量须根据后续工业供汽等可利用的量级确定，用再热蒸汽予以补充。而除供汽外，再热蒸汽的后续利用场景很多，低压设备和蒸汽的利用也相对简单得多。

3 方案分析与比较

对本文提出的方案与第1节提到的低负荷稳燃方案进行了比较分析，结果见表3。对锅炉进行精细化调整和制粉系统相关改造是必要的，可以改善设备性能和状态，提高动态响应特性，成本较低且具有一定的降低负荷作用。预燃室通过外加燃油点燃入炉煤粉，技术直观有效，可显著提高锅炉低负荷稳燃性能，在中储式系统上已有成功业绩；但预燃室有结焦风险，且在直吹式制粉系统锅炉上暂无业绩，断油后的效果难以保证。分隔煤仓改造需要有优质高热值烟煤作保障，但燃料切换过程仍存在问题，制、送粉过程惯性较大，负荷响应性一般。微油和等离子稳燃技术系统比较复杂，初投资和运行成本都较高，且微油对煤粉燃尽以及脱硝、脱硫和电袋除尘器的运行都有影响；等离子寿命短，需要水冷，热损失大，能量利用效率低。富氧技术在劣质煤锅炉上的点火已有成功应用，低负荷稳燃道理相同，稳燃效果可以保证，但投资和运行成本相对较高。上述方案均有成功应用业绩，已达到20%~25%低负荷稳燃效果。

表3 本方案与其他低负荷稳燃技术比较

相较上述方案，本文提出的方案在推迟转湿态运行负荷方面具有独到效果。方案利用锅炉系统自身热量提高稳燃性能，理论基础扎实，可使超临界锅炉在20%负荷时仍保持干态运行，抽蒸汽的工质热量和质量均可回收，除散热损失外，无其他热损失。其他技术路线依靠外加的燃油热量或电能提高锅炉稳燃能力，而本文提出的技术方案维持稳燃的能量来自于燃烧的燃料本身，宏观能量总体上守恒，但利用效率要略高一些。

4 结 语

本文分析了锅炉着火与稳燃基础理论，在此基础上比较了现有锅炉机组调峰稳燃技术，提出了抽汽加热实现锅炉深度低负荷运行的方案。该方案对于亚临界和超临界机组均可适用，但在超临界锅炉上应用时具有显著的推迟转湿态运行负荷的作用。与传统调峰稳燃技术相比，本文所提出的技术路线优势明显，值得推广应用。

引用本文格式

鲁鹏飞, 薛宁. 超临界锅炉超低负荷调峰运行稳燃改造方案研究[J]. 热力发电, 2022, 51(1): 87-92.

LU Pengfei, XUE Ning. Flame stability upgrading scheme of supercritical boilers for ultra low load peak regulation operation[J]. Thermal Power Generation, 2022, 51(1): 87-92.