引言煤电机组灵活性改造是提高电煤利用效率、促进清洁能源消纳的重要手段，对推动碳达峰、碳中和目标的实现具有重要意义[1-3]。2021年内蒙古自治区能源局在《关于实施火电灵活性改造促进新能源消纳工作的通知》中明确提出，鼓励企业参与火电机组灵活性改造工作[4]。近年来，学者以及技术人员针对火电机组灵活性改造的问题提出了一些方案。李星梅[5]等针对火电机组灵活性不足、无法消纳大规模风电的问题，构建了考虑火电机组灵活性改造的电力系统长期调度模型，利用Benders分解算法进行高效求解，所构建的模型能够在提升电力系统运行经济性的同时促进高比例风电消纳。苏鹏[6]等针对“三北”地区采暖期电负荷与热负荷需求不平衡的问题，针对具体工程确定了热水储热系统和电锅炉系统的工程设计方案，以实现火电机组在供暖期参与深度调峰。段士伟[7]等针对大规模风电接入带来的电力系统调节能力不足的问题，提出了综合考虑火电深度改造、储能、负荷响应等多类型灵活性资源的优化配置方法，算例分析表明所构建的模型在保证系统灵活性供需平衡的前提下保证了经济性最优。杨寅平[8]等以火电机组灵活性改造费用和多场景运行费用的年综合费用区间作为优化目标，采用全场景优化方法协同多个场景下的运行费用，提出了基于区间优化的火电机组灵活性改造规划模型。文中针对CFB锅炉机组在深度调峰过程中存在的水动力不足、受热面超温以及NOx排放超标等问题，结合实际生产经验，提出汽水系统炉水循环泵(BCP)改造方案及烟气再循环耦合高穿透型二次风选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术，以保障机组在20%额定负荷下稳定运行，介绍方案内容并对其经济性进行分析。1机组概况及改造背景分析1.1机组概况研究对象为东方锅炉股份有限公司生产的超临界直流循环流化床锅炉，型号为DG1241/25.4-Ⅱ1。该锅炉型式为超临界参数变压运行直流炉，采用循环流化床燃烧方式，系一次中间再热、M型结构锅炉；汽轮机为超临界、单轴三缸两排汽、间接空冷抽汽凝汽式汽轮机；发电机采用水-氢-氢冷却，静态励磁，三相二极隐极式同步发电机。1.2调峰摸底试验确定改造方案前，对锅炉1号、2号机组进行运行摸底试验，试验煤质如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.012.T001表1试验煤质项目煤样1煤样2煤样3平均值全水分/%6.306.805.406.17空气干燥基水分/%1.141.081.101.11空气干燥基灰分/%51.4352.8054.6852.97空气干燥基挥发分/%18.4618.2217.8118.16空气干燥基固定碳/%28.9727.9026.4127.76空气干燥基全硫/%1.861.822.181.95空气干燥基氢/%2.592.482.382.48干燥基高位热值/(MJ/kg)14.2813.6912.7213.56收到基低位热值/(MJ/kg)12.7312.1211.4412.10试验收集40 MW（20%BMCR，湿态运行，有排汽）、70 MW（25%BMCR，湿态运行，有排汽）以及105 MW（30%BMCR，干态运行，无排汽）负荷下的运行数据。机组整体运行情况如下：40~150 MW运行负荷区间内，锅炉前墙床温偏差最大值为150 ℃，后墙床温偏差最大值为85 ℃，平均床温基本能够维持在750 ℃。水冷壁最大壁温偏差出现在105 MW时，前、侧、后、中隔、后隔墙壁温偏差最大值分别为32 ℃、77 ℃、50 ℃、25 ℃和24 ℃。过热器壁温及再热器壁温偏差相近，且变负荷时无明显变化，未发生超温现象。40~150 MW运行负荷区间内，锅炉仍可以进行不投油稳定燃烧，具有较好的低负荷稳燃特性。对于污染物排放特性，在105 MW运行负荷时，通过增加尿素溶液的喷入量，NOx排放浓度可以控制在50 mg/m3以下；运行负荷小于70 MW时，分离器入口烟温低于570 ℃，SNCR已经基本失效，加上烟气含氧量急剧增加，40 MW运行负荷下NOx排放浓度的均值为106 mg/m3，50 MW及70 MW运行负荷下NOx排放浓度的均值为80 mg/m3。40~150 MW运行负荷区间内，飞灰含碳量为1.89%，底渣含碳量为0.81%，燃烧效率较高。2锅炉深度调峰运行边界条件分析2.1水动力安全问题机组负荷高于30%BMCR(105 MW)时，锅炉由湿态转为干态方式运行，给水流量高于规定的最低流量335 t/h。试验期间，当锅炉在30%额定负荷以下运行时，锅炉保持湿态运行，锅炉水动力不足现象凸显，需要着重对水动力进行安全核算。对于超临界锅炉，炉膛循环特性的动态不稳定性会在热负荷由于某种原因发生变化时出现。热负荷的增加会造成局部管段内的水加速汽化，最终导致管段内的水/水蒸气的阻力降增大。相同压降下，流阻增加的管段流量减少，达到一种平衡状态；但这种平衡状态不稳定，当管内流量过小、流阻过低时，管内的流量又会趋于增大。这样会在循环回路的入口和出口形成一种流量增减变化的往复循环模式。如果炉膛的阻力特性与这种流量的波动形成共振，流量会始终处于一种稳定的波动状态[9]。变压运行锅炉的工作条件复杂。从锅炉启动至额定负荷，锅炉运行压力由高压、超高压、亚临界逐渐增加到超临界。水冷壁的工质由两相流体转变为单相流体，工质温度也发生很大变化。为了保证不同运行工况下水冷壁运行的安全性，原则上应选取较高的质量流速，以保证在任何工况下其质量流速都大于相应热负荷下的最低界限质量流速，使得水冷壁管有足够的冷却能力[10]。对同类型350 MW超临界CFB锅炉水动力动态稳定性进行理论计算，不同工况下锅炉管组动态稳定性计算结果如图1所示。30%BMCR以下负荷，锅炉水动力均无法收敛，一直处于波动状态，部分管子会发生传热恶化，长期处于壁温大幅度波动的工作环境中，必然会导致管材发生疲劳失效，影响锅炉运行安全性。图1不同工况下锅炉管组动态稳定性计算结果10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.012.F1a1（a）29%BMCR下热负荷最大管组的动态稳定性10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.012.F1a2（b）20%BMCR下热负荷最大管组的动态稳定性2.2NOx达标排放问题东方锅炉350 MW超临界CFB锅炉脱硝系统在正常负荷下能够满足环保NOx超低排放的要求。但低负荷时，由于锅炉床温降低，旋风分离器进口烟气温度大幅降低，已严重脱离SNCR脱硝反应所需的最佳反应温度窗口，造成SNCR脱硝效率降低，使得机组低负荷烟气超低排放达标困难。根据试验运行数据，机组在20%BMCR运行时，现有脱硝系统完全不可用；30%BMCR运行时，在不考虑脱硝效率情况下NOx排放可控，但此时氨逃逸概率极大，长期运行将造成空预器堵塞，影响机组安全。3锅炉深度调峰改造方案3.1BCP再循环系统改造机组调峰深度在30%BMCR以下时，转湿态运行，水冷壁出口工质为汽水混合物。此时机组负荷低，抽气量小，给水温度很低，锅炉产汽量小，且大量工质通过降温减压后排入疏水扩容器，造成大量的热量损失及工质损失[11]。因此，频繁的干湿态转换带来的大量工质和热量损失将会降低机组的经济性，有必要增设炉水循环泵(BCP)系统。对于未带BCP系统的锅炉，炉内产汽量少，炉内过热和再热蒸汽流量小，机组深度调峰快速切换到高负荷运行时，炉膛热负荷急剧升高，炉内中过、高过和高再会出现壁温急剧升温甚至超温现象。3.1.1BCP系统介绍再循环回路主要由再循环泵、止回阀、再循环流量调节阀等组成，BCP系统结构如图2所示。BCP系统将储水罐流出的经过加热的水送回省煤器入口，实现类似汽包炉水冷壁系统的循环回路。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.012.F002图2BCP系统结构3.1.2改造效果分析增设BCP后20%BMCR下锅炉热负荷最大管组的动态稳定性如图3所示。经过一段时间后，水动力趋于稳定，可以有效避免水动力不稳定导致的管材疲劳失效，消除水冷壁低负荷运行的安全隐患。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.012.F003图3增设BCP后20%BMCR下锅炉热负荷最大管组的动态稳定性传统方法通过增加给水流量、设置0号高加的手段增加水冷壁流量，提高给水温度，缓解水动力问题，但启动过程（含清洗阶段）中汽水分离器分离的大量饱和水只能进入凝汽器，无法通过BCP送入省煤器进行热量回收，将造成工质和热量损失。对350 MW超临界CFB锅炉冷态启动、温态启动和热态启动过程中的热量及工质回收进行分析，结果如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.012.T002表2热量、工质回收分析结果项目参数单位数值备注冷态启动热量回收长期停炉回收热量吨标准煤405.18×6=2 431.1机组寿命期实际长期停炉冷态启动次数按6次计算短期停炉回收热量吨标准煤189.86×60=11 391.6机组寿命期实际长期停炉冷态启动次数按60次计算温态启动热量回收点火转直流过程回收热量吨标准煤77.01×100=7 701.0机组寿命期实际温态启动次数按100次计算热态启动热量回收点火转直流过程回收热量吨标准煤27.38×100=2 738.0机组寿命期实际热态启动次数按100次计算冷态启动工质回收长期停炉补给水回收t3 197×6=19 182启动次数与热量计算时相同短期停炉补给水回收t926×60=55 560温态启动工质回收补给水回收t210×100=21 000热态启动工质回收补给水回收t75×100=7 500每吨标准煤的价格按800元计算，每吨补给水的价格按15元计算。对于350 MW超临界CFB锅炉，通过增设BCP，整个预期寿命期内可节省2 094.65万元。因此，长期低负荷运行，适宜通过增设BCP增加水冷壁流量，提高给水温度避免水动力不稳定的问题。3.2烟气再循环系统改造烟气再循环技术将锅炉燃烧后产生的烟气通过烟气循环风机再次送入锅炉充当一次流化风。其主要作用是利用锅炉烟气含氧量较低的特点，通过引入一次风机入口或者热一次风风室，在保证流化效率的前提下，降低一次风及密相区含氧量并抑制床温，同时可以间接提高二次风率，为合理的二次风分级创造条件[12]。3.2.1系统介绍烟气再循环系统如图4所示。低压头的烟气再循环风机将烟气送入一次风机入口，一次风机自吸烟气与空气，将其混合后送入流化风室，系统调节性强，且投用及切除不会造成燃烧波动。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.012.F004图4烟气再循环系统由于烟气取自脱硫机组之前，增加烟气再循环系统虽然可以有效降低NOx排放，但再循环烟气与空气混合后温度为45~59 ℃，低于酸露点温度，冷热交替处容易凝结，对风机叶片及烟风道造成低温腐蚀。因此，还需在热烟气与冷风接触的冷热交替位置、一次风机叶片处、一次风机出口至空预器入口风道处等主要腐蚀位置进行防腐处理。3.2.2改造效果分析NOx排放分析：将该系统应用于某330 MW循环流化床锅炉深度调峰NOx超低工程项目，应用效果表明，在20%BMCR稳定工况下，烟气再循环量增加至102 km³/h后，在不喷尿素的情况下，锅炉原始NOx可由105 mg/m³降至39 mg/m³左右。经济性分析：应用该系统后首先可以降低锅炉脱硝成本。改造后锅炉变负荷运行时，可以大幅减少脱硝剂耗量，以机组平均尿素单耗0.416 g/kWh计算，调峰时间为4h/d，全年调峰按照240 d计算，单台机组深度调峰尿素耗量节省41 932.8 kg/a，可节省脱硝成本12.58万元。同时，降低了烟尘污染物排放量，提高了空气质量。烟气再循环脱硝技术的应用，能够保证锅炉深度调峰期间一次流化风量不降低，保证低负荷下床温不超温、不结焦、稳定燃烧，实现了锅炉深度调峰期间的安全稳定运行。4结语以350 MW超临界循环流化床锅炉为研究对象，针对其在深度调峰过程中存在的主要问题，提出了汽水系统炉水循环泵改造方案及烟气再循环耦合高穿透型二次风SNCR脱硝技术，有效地解决了锅炉低负荷运行时水动力不稳定、NOx排放超标及燃烧不稳定等问题，锅炉预期寿命期内可节省约2 000万元。