循环流化床锅炉甩负荷试验控制研究

郭萌，黄钰华，宁华兵，董红江

(西北电力建设调试施工研究所，西安市，710032)

0 引言

循环流化床(circulating fluidized bed，CFB)是近年来迅速发展起来的一项高效低污染清洁燃烧技术，随着环保要求的日益严格和能源价格的上涨，CFB锅炉以其燃料适用性广、燃烧效率高、环保性能优越、负荷调节灵活、灰渣便于综合利用等优点在近20年得到快速发展［1-7］。近年来，国内300 MW 等级CFB机组陆续投入商业运营，600 MW等级的超临界CFB机组正在建设中。尽管不同容量的CFB锅炉的设计制造技术已比较成熟，但在CFB锅炉燃烧调整以及试验方面，还存在着许多不足，往往不能完全发挥出CFB锅炉的性能优势，因此需要从事流化床工作的技术人员不断地研究和探索。根据相关规范要求，新建机组需进行甩负荷试验以达到以下目的:考核CFB锅炉快速变负荷特性，深入掌握CFB锅炉运行规律;考核汽轮机数字电液调节系统和转速控制系统的动态特性，要求甩负荷后转子最高动态飞升转速不使危急保安器动作或电超速保护，且能维持空负荷稳定运行;检查机组调节系统和转速控制系统品质;甩负荷试验同时检验机组、各配套辅机及系统对甩负荷工况的适应能力。相对于常规煤粉炉，CFB锅炉的热惯性大得多，如何保持燃烧稳定以及防止超压、超温成为该类型机组甩负荷试验过程控制的关键。本文结合CFB锅炉调整试运及甩负荷试验的经验，系统地对CFB机组甩负荷试验时锅炉控制方案进行研究探讨，并提出控制原则。有关大型CFB锅炉甩负荷试验在国内相对较少，多数文献提出的方法值得商榷，因此对此项工作进行了很多前期调研与准备;在135，200以及300 MW不同类型的CFB机组试验中，多次进行了50%额定负荷(economical continuous rating，ECR)和100%ECR甩负荷试验。这些CFB机组甩负荷试验让我们积累了一定的经验，也为同类型机组甩负荷提供一定参考依据。本文针对甩负荷试验时锅炉的燃料系统、烟风系统、汽水系统的主要参数负荷试验变化进行分析，重点探讨调整与控制的原则方法。

1 锅炉设备简介

因不同机组配置及结构有所差别，本文以某电厂1号机组为例，该锅炉为东方锅炉(集团)股份有限公司首台自主开发生产的DG705/13.8－Ⅱ1型超高压锅炉，单汽包，自然循环，平衡通风，CFB燃烧方式。锅炉主要由1个膜式水冷壁炉膛，3台汽冷式旋风分离器和1个由汽冷包墙包覆的尾部竖井3部分组成。炉膛内前墙布置有8片屏式过热器管屏、6片屏式再热器管屏，后墙布置2片水冷蒸发屏。炉膛与尾部竖井之间布置有3台汽冷式旋风分离器，其下部各布置1台“J”阀回料器，回料器为一分为二结构。尾部采用双烟道结构，前烟道布置了3组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有1组高温过热器、2组低温过热器，向下前后烟道合成1个，在其中布置有2组螺旋鳍片管式省煤器和卧式光管空气预热器，一二次风道分开布置，从炉宽方向双进双出。过热器系统中设有2级喷水减温器，再热器系统中布置有事故喷水减温器和微量喷水减温器。

1．1 锅炉技术规范

锅炉型号 DG705/13.8－Ⅱ1;过热蒸汽流量705 t/h;过热蒸汽出口压力13.8 MPa;过热蒸汽温度538℃，再热蒸汽流量599.9 t/h;再热蒸汽进、出口压力分别为2.709，2.529 MPa;再热蒸汽进、出口温度分别为316.5，538℃;给水温度253.4℃，保证热效率91.3%;锅炉排烟温度135℃。

电厂燃煤煤质如表1。

表1 煤质特性参数Tab.1 Coal characteristics parameters

1．2 燃料及点火启动系统

锅炉采用前墙8点给煤。来自输煤系统粒径1～8 mm的煤粒，通过输煤皮带送至主厂房除氧煤仓间4个原煤仓(2大2小)，再通过8台电子计量式给煤机，将煤送到炉前8个给煤口，在来自一次风的播煤风的吹扫下进入炉膛，给煤机出力2.5～25 t/h。

锅炉设置有2台床下风道燃烧器及6支床上助燃油枪，用于锅炉点火启动和低负荷稳燃，床下风道燃烧器出力约为12%锅炉最大蒸发量(boiler maximum continue rate，BMCR)负荷的输入热量，床上助燃油枪出力约为18%BMCR负荷的输入热量。风道燃烧器布置在两侧一次风道中，采用两侧进风的一次风布风方式，每个风道上配1台风道燃烧器，每台风道燃烧器内配2支油枪(整台锅炉共设置4支油枪)。床下单支油枪额定出力约1 500 kg/h，油枪工作压力3.0 MPa，油枪采用中心回油式机械雾化。床上助燃油枪布置在炉膛密相区水冷壁前、后墙，共设置6支床上助燃油枪。床上单支油枪额定出力约1 500 kg/h，油枪工作压力3.0 MPa，油枪采用简单机械雾化。

1．3 锅炉泄压阀

锅炉共设置11个安全阀，均为CROSBY公司生产的弹簧式安全门，其中汽包3个、过热器出口2个、再热器入口4个、再热器出口2个。过热器出口2个压力释放阀(pressure control valve，PCV)。3个旋风分离器上集箱各设排汽阀1个，过热器对空排汽阀甲乙侧各1个，再热器对空排汽阀甲乙侧各1个。

2 甩负荷的方法及特殊性

甩负荷试验采用电气人员手动断开发电机并网开关，跳灭磁开关方法，使机组与电网解列，甩去全部负荷。根据试验大纲的要求，甩负荷试验按50%及100%额定负荷2级依次进行。甩负荷试验前进行有关试验及准备工作，主要有以下项目:甩50%负荷时，试验前20 s开始倒计时，将各给煤机的煤量降低至3 t/h左右，注意调整床温，倒计时至“4”时手动开启向空排汽阀，开启低旁直至全开，倒计时至“0”时由电气人员断开发电机并网开关，根据锅炉压力情况决定是否开启及关闭PCV阀。甩100%负荷时，试验前120 s开始倒计时，将各给煤机的煤量降低至3 t/h左右，同时注意调节风量，倒计时至“6”时开启向空排汽电动门，倒计时至“2”时，开启低旁直至全开约50%(提前开启5%暖管)，倒计时至“0”时由电气人员断开发电机并网开关，手动开启PCV阀。尽可能维持床温不低于锅炉的投煤温度点750℃，以便在随后的并网过程中，锅炉随时可投煤升负荷。

3 试验前的准备及调整

首先在逻辑方面，解除机炉电大联锁，因正常保护设计发电机解列时会造成汽机跳闸、锅炉灭火保护动作，甩负荷试验前需临时解除机炉电大联锁，保证试验的正常进行。甩负荷过程对锅炉各参数扰动极大，主汽压力变化可能引起汽包水位较大范围的波动，导致主燃料跳闸(main fuel trip，MFT)保护动作，切除锅炉水位MFT保护、炉膛压力MFT保护等，只投一次风机全停、引风机全停、高压流化风机全停MFT保护。

其次检查床下燃油系统及油枪投运条件，确保油枪能够远控切停投运，处于备用状态;启动另一台给水泵作热备用，避免试验过程中运行给水泵跳闸导致补水不及时;因试验过程中汽机进汽量很小甚至中断，各段抽汽压力均无法保证，试验前将辅汽联箱汽源切为启动锅炉或者临机供给，将轴封汽源、除氧器汽源切为辅助蒸汽联箱供给;同时为确保甩负荷试验过程中厂用电源可靠，甩负荷前厂用电必须切至启备变供电。如机组设计有高低压旁路系统，甩负荷前将其置于手动位置。

在甩负荷试验时，因一二次风量的大幅度调整，炉内循环减弱，大量细灰可能沉降至床面，增加床料厚度，而且床料过厚会增加锅炉蓄热，因此床料不宜过厚，因此甩负荷试验前10 min左右，进行1次排渣，将床料维持在正常范围内，为600～800 mm。

4 甩负荷时的控制及主要参数的变化

甩负荷过程中锅炉的运行工况扰动极大，锅炉的各主要参数如主汽压力、再热汽压力、汽包水位、主再热汽温、一次流化风量、燃料量、床温、床压及炉膛负压等均会产生极大波动，如控制不当，甚至导致锅炉压力过高安全门动作，过热器、再热器严重超温，锅炉床温急剧下降而无法投煤，炉内流化不良结焦而紧急停炉等。

4．1 主汽压力的控制

循环流化床锅炉热惯性比常规煤粉炉大得多，主要是以下2个方面的缘故:首先是炉内床料、循环灰及浇注料的蓄热量很大，其次是大量未燃尽的碳颗粒通过旋风分离器分离后返回炉内再燃烧。甩负荷时，汽机高中压调节门在0.2 s内关闭，在高压旁路不开的情况下主汽压力在甩负荷瞬间有较大的飞升，导致锅炉安全门动作，甚至引起锅炉超压。针对这种情况，甩负荷试验采取在甩负荷前60～120 s降低各给煤线给煤量至2～3 t/h，利用锅炉热惯性维持电负荷不变。具体操作将在燃料控制中详细探讨。

鉴于循环流化床锅炉热惯性大的特点，为确保甩负荷后锅炉不超温超压，一般根据系统设计的泄压手段及其阀门开启速度合理安排。对于50%甩负荷试验，主汽压力参数7.48 MPa本身远低于额定参数13.7 MPa，锅炉本身具备一定的升压裕量，可不开启高旁帮助泄压。尽管如此，最先开启过热器对空排汽，倒计时至“6”，开启过热器2组向空排汽电动门;倒计时至“2”，手动开启过热器2个PCV阀;甩负荷后，根据实际情况逐步开启低旁直至20% ～50%(可提前开启3%暖管)。试验过程中主汽压力变化见图1，主汽压力在并网时逐渐升至10.64 MPa。对于100%甩负荷试验，主汽压力参数12.11 MPa，接近额定参数13.7 MPa，锅炉本身的升压裕量很小，倒计时至“6”，最先开启过热器2组向空排汽电动门;倒计时至“4”，开启低旁直至 20% ～50%;倒计时至“2”，手动开启过热器2个PCV阀;甩负荷后，主汽压力迅速上升至13.74 MPa，见图2。开启高旁至10%帮助泄压，在并网时压力达到12.81 MPa。对于再热汽压，试验时主汽流量的大幅下降以及低压旁路的提前开启，甩负荷后均大幅度降低，不必采取额外的措施，仅作为监视参数即可。

甩负荷后，待汽机转速稳定后，尽快并网并带负荷，利用机组快速带负荷来消耗锅炉蓄能，达到吸收稳定锅炉压力的效果。一般能够控制在3～5 min内恢复并网，10～20 min内机组负荷带至稳定燃烧工况，然后逐步调整各参数至正常范围。

4．2 燃烧的控制

燃烧控制包括燃料、流化风量、二次风量及床温等重要参数的调整，对于循环流化床机组的甩负荷试验至关重要，决定着试验时锅炉侧控制的成功与否。燃烧控制主要考虑床温及防止锅炉超压2个因素。

燃料量包括燃油以及燃煤的控制，对于甩负荷试验，合理的方法是不投燃油、仅靠燃煤量的调整保证锅炉燃烧的温度。这样既能避免投油时倒风等复杂操作，不利于配合试验后机组快速并网升负荷，也可以避免因一次风量大幅度调整可能造成的燃油燃烧不稳等隐患，保证试验的安全及经济性。对于燃煤量的控制，通常采用的做法是在甩负荷前将给煤线转速降为0，但对于燃用着火困难煤种的循环流化床锅炉，给煤量降为0易导致床温快速下降，导致再投煤失败，被迫投油稳定床温，机组恢复时间长，难度大，操作复杂，费用较高，因此在不同机组试验时，参考锅炉低负荷稳燃工况以及断油工况进行调整。

50%甩负荷试验，机组运行工况总煤量57 t/h，一次风量14.6万m3/h，平均床温846℃，省煤器出口烟气氧量3.20%。试验前120 s开始倒计时，将各给煤机的煤量降低至3～4 t/h，总煤量最低降至30 t/h(如图3)，注意调整床温，因一次风量接近临界流化风量12.5万m3/h，同时在实际运行过程中，入炉煤中存在粒径较大的颗粒及矸石块，床料的粒径分布大于试验时经严格筛分的初始床料，运行中一般保持在14.0万m3/h以上，未对一次风量进行调整，二次风量仅作适度调整，调整变化过程参见图4，平均床温变化幅度较小，最低降至841℃，炉膛差压变化不明显。

100%甩负荷试验，机组运行工况总煤量127 t/h，一次风量33.2万m3/h，二次风量40.9万m3/h，平均床温868℃，省煤器出口烟气氧量2.47%。试验前120 s开始倒计时，将各给煤机的煤量降低至3～4 t/h，如图5所示总煤量最低降至21 t/h，注意调整床温，一次风量调整至14.0万m3/h，大于临界流化风量，二次风量调整至27.9万m3/h，调整变化过程参见图6，平均床温随煤量和风量的大幅调整，最低降至741℃后逐步回升，炉膛差压亦显著降低，炉内循环减弱。

4．3 主汽、再热温度的控制

机组甩负荷时，蒸汽流量和燃料量均有大幅的调整，因为锅炉热惯性较强，不能采取煤粉炉甩负荷试验时全关减温水调门和电动门的方法，否则会造成汽温的大幅升高。从图7中可以看出，甩50%负荷时，主汽温度波动幅度较小，由533℃上升至545℃然后逐渐回落到535℃，而再热汽温则出现较大的增幅然后回落;甩100%负荷时，主汽温度波动幅度较小，由535℃上升至539℃然后逐渐回落到533℃，而再热汽温则出现较大的增加，如图8所示。2个试验均出现主汽温度变化幅度小，而再热汽温升高幅度大，甚至短暂的超温，产生这种变化，主要是由于甩负荷后，再热器内蒸汽流量降低接近于0，而烟气侧因锅炉热惯性大烟温基本保持不变，必然引起再热汽温的大幅上涨，因再热器无蒸汽流量，再热减温水调门严禁打开，避免管道水击事故的发生。而主汽因为有一定的流量，加之减温水的调节，较易控制。

图6 100%甩负荷时一二次风量的调整曲线Fig.6 Adjustment curves of primary and secondary air flow at 100%load rejection

图7 50%甩负荷时主汽及再热蒸汽温度变化Fig.7 Change curves of main steam and reheated steam temperature at 50%load rejection

图8 100%甩负荷时主汽及再热蒸汽温度变化Fig.8 Change curves of main steam and reheated steam temperature at 100%load rejection

5 结论

循环流化床锅炉甩负荷试验时，合理利用其热惯性大的特点，通过燃煤量的适当控制，锅炉燃烧稳定，床温调整在740℃以上，无须投油，合理利用循环流化床锅炉的热惯性，达到了甩负荷试验时不停炉的要求。同时，对床温、炉膛差压、氧量等重要参数甩负荷后的变化规律进行了系统的研究分析，各主要参数均控制在允许范围内，机组恢复迅速，10～20 min即可恢复至试验前的状态，因此，试验中采取的措施合理，控制得当，经济性能好，值得同类型机组甩负荷或者快速变负荷试验时借鉴。

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