循環流化床鍋爐甩負荷試驗控制研究

郭萌，黃鈺華，寧華兵，董紅江

(西北電力建設調試施工研究所，西安市，710032)

0 引言

循環流化床(circulating fluidized bed，CFB)是近年來迅速發展起來的一項高效低污染清潔燃燒技術，隨著環保要求的日益嚴格和能源價格的上漲，CFB鍋爐以其燃料適用性廣、燃燒效率高、環保性能優越、負荷調節靈活、灰渣便于綜合利用等優點在近20年得到快速發展［1-7］。近年來，國內300 MW 等級CFB機組陸續投入商業運營，600 MW等級的超臨界CFB機組正在建設中。盡管不同容量的CFB鍋爐的設計制造技術已比較成熟，但在CFB鍋爐燃燒調整以及試驗方面，還存在著許多不足，往往不能完全發揮出CFB鍋爐的性能優勢，因此需要從事流化床工作的技術人員不斷地研究和探索。根據相關規范要求，新建機組需進行甩負荷試驗以達到以下目的:考核CFB鍋爐快速變負荷特性，深入掌握CFB鍋爐運行規律;考核汽輪機數字電液調節系統和轉速控制系統的動態特性，要求甩負荷后轉子最高動態飛升轉速不使危急保安器動作或電超速保護，且能維持空負荷穩定運行;檢查機組調節系統和轉速控制系統品質;甩負荷試驗同時檢驗機組、各配套輔機及系統對甩負荷工況的適應能力。相對于常規煤粉爐，CFB鍋爐的熱慣性大得多，如何保持燃燒穩定以及防止超壓、超溫成為該類型機組甩負荷試驗過程控制的關鍵。本文結合CFB鍋爐調整試運及甩負荷試驗的經驗，系統地對CFB機組甩負荷試驗時鍋爐控制方案進行研究探討，并提出控制原則。有關大型CFB鍋爐甩負荷試驗在國內相對較少，多數文獻提出的方法值得商榷，因此對此項工作進行了很多前期調研與準備;在135，200以及300 MW不同類型的CFB機組試驗中，多次進行了50%額定負荷(economical continuous rating，ECR)和100%ECR甩負荷試驗。這些CFB機組甩負荷試驗讓我們積累了一定的經驗，也為同類型機組甩負荷提供一定參考依據。本文針對甩負荷試驗時鍋爐的燃料系統、煙風系統、汽水系統的主要參數負荷試驗變化進行分析，重點探討調整與控制的原則方法。

1 鍋爐設備簡介

因不同機組配置及結構有所差別，本文以某電廠1號機組為例，該鍋爐為東方鍋爐(集團)股份有限公司首臺自主開發生產的DG705/13.8－Ⅱ1型超高壓鍋爐，單汽包，自然循環，平衡通風，CFB燃燒方式。鍋爐主要由1個膜式水冷壁爐膛，3臺汽冷式旋風分離器和1個由汽冷包墻包覆的尾部豎井3部分組成。爐膛內前墻布置有8片屏式過熱器管屏、6片屏式再熱器管屏，后墻布置2片水冷蒸發屏。爐膛與尾部豎井之間布置有3臺汽冷式旋風分離器，其下部各布置1臺“J”閥回料器，回料器為一分為二結構。尾部采用雙煙道結構，前煙道布置了3組低溫再熱器，后煙道從上到下依次布置有1組高溫過熱器、2組低溫過熱器，向下前后煙道合成1個，在其中布置有2組螺旋鰭片管式省煤器和臥式光管空氣預熱器，一二次風道分開布置，從爐寬方向雙進雙出。過熱器系統中設有2級噴水減溫器，再熱器系統中布置有事故噴水減溫器和微量噴水減溫器。

1．1 鍋爐技術規范

鍋爐型號 DG705/13.8－Ⅱ1;過熱蒸汽流量705 t/h;過熱蒸汽出口壓力13.8 MPa;過熱蒸汽溫度538℃，再熱蒸汽流量599.9 t/h;再熱蒸汽進、出口壓力分別為2.709，2.529 MPa;再熱蒸汽進、出口溫度分別為316.5，538℃;給水溫度253.4℃，保證熱效率91.3%;鍋爐排煙溫度135℃。

電廠燃煤煤質如表1。

表1 煤質特性參數Tab.1 Coal characteristics parameters

1．2 燃料及點火啟動系統

鍋爐采用前墻8點給煤。來自輸煤系統粒徑1～8 mm的煤粒，通過輸煤皮帶送至主廠房除氧煤倉間4個原煤倉(2大2小)，再通過8臺電子計量式給煤機，將煤送到爐前8個給煤口，在來自一次風的播煤風的吹掃下進入爐膛，給煤機出力2.5～25 t/h。

鍋爐設置有2臺床下風道燃燒器及6支床上助燃油槍，用于鍋爐點火啟動和低負荷穩燃，床下風道燃燒器出力約為12%鍋爐最大蒸發量(boiler maximum continue rate，BMCR)負荷的輸入熱量，床上助燃油槍出力約為18%BMCR負荷的輸入熱量。風道燃燒器布置在兩側一次風道中，采用兩側進風的一次風布風方式，每個風道上配1臺風道燃燒器，每臺風道燃燒器內配2支油槍(整臺鍋爐共設置4支油槍)。床下單支油槍額定出力約1 500 kg/h，油槍工作壓力3.0 MPa，油槍采用中心回油式機械霧化。床上助燃油槍布置在爐膛密相區水冷壁前、后墻，共設置6支床上助燃油槍。床上單支油槍額定出力約1 500 kg/h，油槍工作壓力3.0 MPa，油槍采用簡單機械霧化。

1．3 鍋爐泄壓閥

鍋爐共設置11個安全閥，均為CROSBY公司生產的彈簧式安全門，其中汽包3個、過熱器出口2個、再熱器入口4個、再熱器出口2個。過熱器出口2個壓力釋放閥(pressure control valve，PCV)。3個旋風分離器上集箱各設排汽閥1個，過熱器對空排汽閥甲乙側各1個，再熱器對空排汽閥甲乙側各1個。

2 甩負荷的方法及特殊性

甩負荷試驗采用電氣人員手動斷開發電機并網開關，跳滅磁開關方法，使機組與電網解列，甩去全部負荷。根據試驗大綱的要求，甩負荷試驗按50%及100%額定負荷2級依次進行。甩負荷試驗前進行有關試驗及準備工作，主要有以下項目:甩50%負荷時，試驗前20 s開始倒計時，將各給煤機的煤量降低至3 t/h左右，注意調整床溫，倒計時至“4”時手動開啟向空排汽閥，開啟低旁直至全開，倒計時至“0”時由電氣人員斷開發電機并網開關，根據鍋爐壓力情況決定是否開啟及關閉PCV閥。甩100%負荷時，試驗前120 s開始倒計時，將各給煤機的煤量降低至3 t/h左右，同時注意調節風量，倒計時至“6”時開啟向空排汽電動門，倒計時至“2”時，開啟低旁直至全開約50%(提前開啟5%暖管)，倒計時至“0”時由電氣人員斷開發電機并網開關，手動開啟PCV閥。盡可能維持床溫不低于鍋爐的投煤溫度點750℃，以便在隨后的并網過程中，鍋爐隨時可投煤升負荷。

3 試驗前的準備及調整

首先在邏輯方面，解除機爐電大聯鎖，因正常保護設計發電機解列時會造成汽機跳閘、鍋爐滅火保護動作，甩負荷試驗前需臨時解除機爐電大聯鎖，保證試驗的正常進行。甩負荷過程對鍋爐各參數擾動極大，主汽壓力變化可能引起汽包水位較大范圍的波動，導致主燃料跳閘(main fuel trip，MFT)保護動作，切除鍋爐水位MFT保護、爐膛壓力MFT保護等，只投一次風機全停、引風機全停、高壓流化風機全停MFT保護。

其次檢查床下燃油系統及油槍投運條件，確保油槍能夠遠控切停投運，處于備用狀態;啟動另一臺給水泵作熱備用，避免試驗過程中運行給水泵跳閘導致補水不及時;因試驗過程中汽機進汽量很小甚至中斷，各段抽汽壓力均無法保證，試驗前將輔汽聯箱汽源切為啟動鍋爐或者臨機供給，將軸封汽源、除氧器汽源切為輔助蒸汽聯箱供給;同時為確保甩負荷試驗過程中廠用電源可靠，甩負荷前廠用電必須切至啟備變供電。如機組設計有高低壓旁路系統，甩負荷前將其置于手動位置。

在甩負荷試驗時，因一二次風量的大幅度調整，爐內循環減弱，大量細灰可能沉降至床面，增加床料厚度，而且床料過厚會增加鍋爐蓄熱，因此床料不宜過厚，因此甩負荷試驗前10 min左右，進行1次排渣，將床料維持在正常范圍內，為600～800 mm。

4 甩負荷時的控制及主要參數的變化

甩負荷過程中鍋爐的運行工況擾動極大，鍋爐的各主要參數如主汽壓力、再熱汽壓力、汽包水位、主再熱汽溫、一次流化風量、燃料量、床溫、床壓及爐膛負壓等均會產生極大波動，如控制不當，甚至導致鍋爐壓力過高安全門動作，過熱器、再熱器嚴重超溫，鍋爐床溫急劇下降而無法投煤，爐內流化不良結焦而緊急停爐等。

4．1 主汽壓力的控制

循環流化床鍋爐熱慣性比常規煤粉爐大得多，主要是以下2個方面的緣故:首先是爐內床料、循環灰及澆注料的蓄熱量很大，其次是大量未燃盡的碳顆粒通過旋風分離器分離后返回爐內再燃燒。甩負荷時，汽機高中壓調節門在0.2 s內關閉，在高壓旁路不開的情況下主汽壓力在甩負荷瞬間有較大的飛升，導致鍋爐安全門動作，甚至引起鍋爐超壓。針對這種情況，甩負荷試驗采取在甩負荷前60～120 s降低各給煤線給煤量至2～3 t/h，利用鍋爐熱慣性維持電負荷不變。具體操作將在燃料控制中詳細探討。

鑒于循環流化床鍋爐熱慣性大的特點，為確保甩負荷后鍋爐不超溫超壓，一般根據系統設計的泄壓手段及其閥門開啟速度合理安排。對于50%甩負荷試驗，主汽壓力參數7.48 MPa本身遠低于額定參數13.7 MPa，鍋爐本身具備一定的升壓裕量，可不開啟高旁幫助泄壓。盡管如此，最先開啟過熱器對空排汽，倒計時至“6”，開啟過熱器2組向空排汽電動門;倒計時至“2”，手動開啟過熱器2個PCV閥;甩負荷后，根據實際情況逐步開啟低旁直至20% ～50%(可提前開啟3%暖管)。試驗過程中主汽壓力變化見圖1，主汽壓力在并網時逐漸升至10.64 MPa。對于100%甩負荷試驗，主汽壓力參數12.11 MPa，接近額定參數13.7 MPa，鍋爐本身的升壓裕量很小，倒計時至“6”，最先開啟過熱器2組向空排汽電動門;倒計時至“4”，開啟低旁直至 20% ～50%;倒計時至“2”，手動開啟過熱器2個PCV閥;甩負荷后，主汽壓力迅速上升至13.74 MPa，見圖2。開啟高旁至10%幫助泄壓，在并網時壓力達到12.81 MPa。對于再熱汽壓，試驗時主汽流量的大幅下降以及低壓旁路的提前開啟，甩負荷后均大幅度降低，不必采取額外的措施，僅作為監視參數即可。

甩負荷后，待汽機轉速穩定后，盡快并網并帶負荷，利用機組快速帶負荷來消耗鍋爐蓄能，達到吸收穩定鍋爐壓力的效果。一般能夠控制在3～5 min內恢復并網，10～20 min內機組負荷帶至穩定燃燒工況，然后逐步調整各參數至正常范圍。

4．2 燃燒的控制

燃燒控制包括燃料、流化風量、二次風量及床溫等重要參數的調整，對于循環流化床機組的甩負荷試驗至關重要，決定著試驗時鍋爐側控制的成功與否。燃燒控制主要考慮床溫及防止鍋爐超壓2個因素。

燃料量包括燃油以及燃煤的控制，對于甩負荷試驗，合理的方法是不投燃油、僅靠燃煤量的調整保證鍋爐燃燒的溫度。這樣既能避免投油時倒風等復雜操作，不利于配合試驗后機組快速并網升負荷，也可以避免因一次風量大幅度調整可能造成的燃油燃燒不穩等隱患，保證試驗的安全及經濟性。對于燃煤量的控制，通常采用的做法是在甩負荷前將給煤線轉速降為0，但對于燃用著火困難煤種的循環流化床鍋爐，給煤量降為0易導致床溫快速下降，導致再投煤失敗，被迫投油穩定床溫，機組恢復時間長，難度大，操作復雜，費用較高，因此在不同機組試驗時，參考鍋爐低負荷穩燃工況以及斷油工況進行調整。

50%甩負荷試驗，機組運行工況總煤量57 t/h，一次風量14.6萬m3/h，平均床溫846℃，省煤器出口煙氣氧量3.20%。試驗前120 s開始倒計時，將各給煤機的煤量降低至3～4 t/h，總煤量最低降至30 t/h(如圖3)，注意調整床溫，因一次風量接近臨界流化風量12.5萬m3/h，同時在實際運行過程中，入爐煤中存在粒徑較大的顆粒及矸石塊，床料的粒徑分布大于試驗時經嚴格篩分的初始床料，運行中一般保持在14.0萬m3/h以上，未對一次風量進行調整，二次風量僅作適度調整，調整變化過程參見圖4，平均床溫變化幅度較小，最低降至841℃，爐膛差壓變化不明顯。

100%甩負荷試驗，機組運行工況總煤量127 t/h，一次風量33.2萬m3/h，二次風量40.9萬m3/h，平均床溫868℃，省煤器出口煙氣氧量2.47%。試驗前120 s開始倒計時，將各給煤機的煤量降低至3～4 t/h，如圖5所示總煤量最低降至21 t/h，注意調整床溫，一次風量調整至14.0萬m3/h，大于臨界流化風量，二次風量調整至27.9萬m3/h，調整變化過程參見圖6，平均床溫隨煤量和風量的大幅調整，最低降至741℃后逐步回升，爐膛差壓亦顯著降低，爐內循環減弱。

4．3 主汽、再熱溫度的控制

機組甩負荷時，蒸汽流量和燃料量均有大幅的調整，因為鍋爐熱慣性較強，不能采取煤粉爐甩負荷試驗時全關減溫水調門和電動門的方法，否則會造成汽溫的大幅升高。從圖7中可以看出，甩50%負荷時，主汽溫度波動幅度較小，由533℃上升至545℃然后逐漸回落到535℃，而再熱汽溫則出現較大的增幅然后回落;甩100%負荷時，主汽溫度波動幅度較小，由535℃上升至539℃然后逐漸回落到533℃，而再熱汽溫則出現較大的增加，如圖8所示。2個試驗均出現主汽溫度變化幅度小，而再熱汽溫升高幅度大，甚至短暫的超溫，產生這種變化，主要是由于甩負荷后，再熱器內蒸汽流量降低接近于0，而煙氣側因鍋爐熱慣性大煙溫基本保持不變，必然引起再熱汽溫的大幅上漲，因再熱器無蒸汽流量，再熱減溫水調門嚴禁打開，避免管道水擊事故的發生。而主汽因為有一定的流量，加之減溫水的調節，較易控制。

圖6 100%甩負荷時一二次風量的調整曲線Fig.6 Adjustment curves of primary and secondary air flow at 100%load rejection

圖7 50%甩負荷時主汽及再熱蒸汽溫度變化Fig.7 Change curves of main steam and reheated steam temperature at 50%load rejection

圖8 100%甩負荷時主汽及再熱蒸汽溫度變化Fig.8 Change curves of main steam and reheated steam temperature at 100%load rejection

5 結論

循環流化床鍋爐甩負荷試驗時，合理利用其熱慣性大的特點，通過燃煤量的適當控制，鍋爐燃燒穩定，床溫調整在740℃以上，無須投油，合理利用循環流化床鍋爐的熱慣性，達到了甩負荷試驗時不停爐的要求。同時，對床溫、爐膛差壓、氧量等重要參數甩負荷后的變化規律進行了系統的研究分析，各主要參數均控制在允許范圍內，機組恢復迅速，10～20 min即可恢復至試驗前的狀態，因此，試驗中采取的措施合理，控制得當，經濟性能好，值得同類型機組甩負荷或者快速變負荷試驗時借鑒。

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