隨著能源結構調整，清潔能源加快發展，局部地區電網特別是北方地區電網在冬季采暖期調峰能力不足，造成新能源消納困難，部分地區棄風、棄光、棄水問題突出。進一步挖掘占發電量主體地位的傳統燃煤機組的深度調峰能力，是當前緩解新能源消納困境最便捷、快速和有效的手段。

大型火電機組，特別是超（超）臨界火電機組，參與寬負荷深度調峰，使得機組鍋爐及相關主輔設備經常處于較低負荷和較大的負荷變化率條件，同時要求機組有更低的負荷限值。這種極低負荷運行需求、大的負荷變化率，直接影響機組的安全性、經濟性，可能造成如下問題：1）鍋爐燃燒穩定性差，系統運行安全經濟性降低；2）水冷壁和受熱面煙溫壁溫偏差增大，水動力安全性降低，主、再熱蒸汽溫度不足。

電網調峰問題已經是一個不可忽視的問題，國內研究學者提出通過技術手段來增強火電機組的調峰能力。針對深度調峰機組進行低負荷穩燃試驗，摸清機組的調峰能力。同時結合國內先進的低負荷穩燃技術，確定機組的改造方案，并提出可行的配套方案。對于超臨界機組而言，一般30%負荷是干濕態轉換的臨界點，低于30%額定負荷鍋爐需進入濕態運行，使得過、再熱蒸汽溫度大幅降低，汽輪機的運行安全性受到嚴重影響。降低鍋爐轉濕態運行的負荷，對于提高機組深度調峰能力和超低負荷運行的穩定性與安全性意義重大。目前降低轉濕態負荷尚無很有效的技術。

1 鍋爐低負荷穩燃技術條件

火電廠鍋爐機組深度調峰運行，關鍵在于鍋爐低負荷運行的穩定性和機爐的蒸汽流量不匹配的問題。維持鍋爐水動力穩定的鍋爐最低流量，保持燃燒穩定性的最低燃料量等均有一個最小值不可逾越，而汽輪機的通流量只要保證額定轉速、確保葉片冷卻即可，與維持鍋爐水動力穩定的最小工質流量相差很大。鍋爐低負荷運行，受熱面工質流量降低，冷卻效果變差，因此受熱面極易超溫。

1.1 靈活性改造技術

目前已改靈活性調峰的鍋爐主要技術包括低負荷精細化燃燒調整，燃燒器、制粉系統優化改造（預燃室燃燒器、動態分離器、煤粉分配器等），低負荷燃用優質高熱值煙煤的雙燃料倉改造，燃燒監控裝置改造等。在這些改造方式下，鍋爐機組可以滿足30%額定負荷穩定運行，特殊情況下某些機組可以達到20%或25%BMCR負荷下短暫運行?？梢?，上述改造還不足以滿足鍋爐機組更低負荷的長期安全穩定運行。在電力負荷大幅調峰運行要求下，某些電廠已開啟頻繁啟停機操作，或降負荷過程對空排汽，或開高壓、低壓旁路系統等以滿足超低負荷運行需要；具備儲能條件的或沿海有海水淡化裝置的電廠，在超低負荷調峰狀態下進行儲能運行或啟動海水淡化裝置運行，提高廠用電量，降低上網電量，以維持鍋爐盡量高負荷下的穩定運行。在大力發展新能源和降低火電份額的背景下，儲能將是一個重要的支撐技術。而其他的運行方式，均是極大浪費。

1.2 低負荷穩燃技術

探求低負荷穩燃技術，需要以燃燒基礎理論為依據。理論上鍋爐穩燃需要的狀態是燃燒反應的放熱量大于向環境的散熱量，使燃燒化學反應得以發生、發展，最終與受熱面的吸熱量達到平衡并有富裕熱量（灰渣損失、排煙損失等）。圖1為燃燒放熱曲線和散熱曲線。圖中，Tzh為著火溫度，Txh為熄火溫度，Q2'、Q2''和Q2'''為散熱量Q2的3種狀態。其中，Q2''是正常狀態散熱曲線（近似一根直線），此狀態煤粉可穩定燃燒；Q2'''是散熱過大的狀態，溫度到Txh時即發生熄火；Q2'處于緩慢氧化狀態，不會著火。

式(1)、式(2)中：R、E分別為通用氣體常數、反應的活化能；K0為反應頻率因子；為可燃混合物中煤粉反應表面的氧濃度；n為燃燒反應方程式中氧的化學計量數；V為可燃混合物的體積；Qbr為燃燒反應熱；T為反應系統溫度；Tw為爐膛壁面的溫度；α為混合物向燃燒壁面的綜合放熱系數，是對流放熱系數和輻射放熱系數的和；S為爐膛壁面的面積。

根據圖1，強化著火的措施包括：1）在散熱條件不變的情況下，增加可燃混合物的初溫、濃度和壓力，加強放熱；2）在放熱條件不變時，增加燃燒室的保溫，減少散熱。煤粉氣流的著火熱為將煤粉氣流加熱到著火溫度所需的熱量，對于熱風送粉，煤粉氣流的著火熱為：

式中：第1項為加熱煤粉和一次風所需熱量，第2項為煤粉中水分蒸發、過熱所需熱量；Br為一次風中煤粉質量；V0為流量空氣量；αr為過量空氣系數；r1為一次風率；c1K為一次風比熱容；q4為機械未燃盡損失；cd為干煤粉比熱容；Mar為收到基原煤水分；T0為煤粉氣流初溫；cq為蒸汽比熱容；Mmf為磨煤機出口煤粉水分。

1.3 鍋爐穩燃影響因素

著火熱越大，著火所需時間越長，著火點離開燃燒器噴口的距離越大，著火越困難。煤粉燃燒的優劣主要體現在點火及低負荷穩燃階段，具體表現與燃料的性質、爐內散熱條件、煤粉氣流初溫T0、一次風量與風速、鍋爐負荷等均有關聯。燃煤揮發分小、水分和灰分含量高、煤粉細度粗，則煤粉氣流著火溫度提高，著火熱增大；減少爐內散熱，有利于著火。敷設衛燃帶是穩定低揮發分煤著火的有效措施；煤粉氣流的初溫T0提高，可減少著火熱。燃用低揮發分煤時應采用熱風送粉制粉系統，提高預熱空氣溫度；一次風量越大，一次風速越高，則著火熱增加，著火延遲；反之如果一次風量過低，煤粉燃燒初期由于缺氧，化學反應速度減慢，則阻礙著火繼續擴展，也容易造成噴口燒損、粉管堵塞。因此一次風速對于不同煤種均有一個最佳范圍。鍋爐運行負荷主要指蒸汽流量D。D降低，煤耗量B相應減少，水冷壁總的吸熱量Q也減少，但減少的幅度較小，Q/B反而增加，爐膛平均煙溫及燃燒器區域煙溫降低，對煤粉氣流著火不利。鍋爐負荷降到一定程度時，會危及著火穩定性，甚至可能引起熄火。這正是鍋爐超低負荷穩定運行難點所在。

綜上可知，鍋爐低負荷穩燃的條件，在爐膛確定后可選擇的因素只有降低燃燒反應活化能E、提高Qbr、降低散熱系數α、提高壁溫Tw、提高煤粉初溫T0、降低煤粉的著火溫度Tzh。其中改變E、Qbr、Tzh等措施即是改變煤種，采用高熱值、高揮發分煙煤用于低負荷穩燃，這就是雙燃料倉穩燃技術的理論基礎。在煤種確定無法選擇的情況下，這幾個參數很難改變；其他如降低散熱系數、提高壁溫和提高煤粉氣流初溫則是鍋爐穩燃的技術方向。其中提高T0是預燃室等改造技術的理論基礎，其他如微油穩燃、等離子穩燃等，均是基于此。富氧點火的穩燃技術，則是降低反應活化能E和煤粉的著火溫度Tzh、提高反應放熱量Qbr的手段。

2抽汽加熱實現深度低負荷運行方案

基于上述分析，要提高鍋爐低負荷穩燃能力，須從降低爐膛散熱系數α、提高壁溫Tw和提高煤粉氣流初溫T0著手。目前的技術手段對于常規低負荷穩燃已基本滿足。對于煙煤鍋爐，負荷降至30%BMCR或30%ECR已可穩燃，所欠缺的是長期低負荷運行的穩定性。同時，新能源的發展以及碳達峰排放要求火電機組鍋爐繼續深度降低負荷運行，30%以下負荷長期低負荷運行將可能是常態。

2.1 轉濕態運行

鍋爐低負荷運行時，爐內熱負荷降低，熱負荷分布偏差也加大；鍋爐給水量降低后，分布均勻性亦大大降低，因此分布偏差的增加必定造成局部超溫、鍋爐運行的風險提高。超臨界鍋爐30%負荷以下一般要轉濕態運行，轉濕態運行是提高水冷壁水循環量、降低壁溫偏差的有效辦法。但轉濕態運行因為負荷低，爐內煙氣量和煙溫下降，主蒸汽溫度降低，再熱蒸汽溫度將大幅下降，機組運行經濟指標變差，汽輪機運行的安全性也降低。超臨界鍋爐一般在負荷降至30%左右時就需要轉濕態運行，在負荷升到30%以上時進入干態運行方式。因此超臨界鍋爐在靈活性調峰運行狀態下，最低負荷需要控制在30%以上，以避免鍋爐在干濕態之間頻繁轉換造成對金屬壁溫大幅波動和對鍋爐壽命的不利影響?？梢?，要使超臨界鍋爐在更低負荷下調峰運行，必須降低轉濕態運行的負荷。

2.2 提高煤粉氣流初溫

基于上述理論與實際需要，提出抽蒸汽加熱爐水、加熱一次風煤粉氣流方案。圖2為再（過）熱抽汽串聯加熱爐水與一次風煤粉方案。在鍋爐降低負荷進入濕態運行或低負荷穩燃在常規手段無法滿足之前，啟動抽蒸汽的關斷閥和調節閥，蒸汽先加熱省煤器出口爐水，提高爐水溫度至290~300 ℃，蒸汽溫度降至310~320 ℃；然后引至煤粉管道，采用表面式加熱器對煤粉氣流進行加熱，提高煤粉氣流溫度20~30 ℃，改善著火燃燒條件。對于直吹式制粉系統鍋爐（一次風粉平均溫度70~80 ℃）而言，提高煤粉溫度30 ℃已相當可觀。

考慮到鍋爐工業供汽需要，低負荷再熱蒸汽壓力低，無法滿足工業供汽，因此抽過熱蒸汽對爐水進行加熱；加熱之后的蒸汽尚有足夠的溫度和壓力，可以繼續用作工業供汽；而一次風煤粉的加熱通過抽再熱蒸汽完成，此時因溫差加大，一次風溫可提高30~50 ℃，著火穩燃性能更好。在此方案中，蒸汽加熱一次風煤粉提高了煤粉氣流初溫T0，降低了煤粉著火熱Qzh；爐水溫度提高，相當于提高了壁溫Tw，同時使散熱系數α有所降低，在放熱量不變的情況下使散熱量降低，符合理論上強化著火與穩燃的技術條件。

2.3 鍋爐低負荷運行參數

表1分別是三大鍋爐廠3臺600 MW等級鍋爐低負荷運行參數。低負荷下省煤器出口水溫度略低于270 ℃，對應壓力（約10~11 MPa）下飽和水溫約318 ℃，加熱的爐水溫度保留15 ℃的欠溫，最高只能到約300 ℃。因此從水冷壁運行安全和降低轉濕態負荷角度，控制進水冷壁爐水溫度在300 ℃，即調節抽汽量使爐水升溫約30 ℃。再熱蒸汽抽取位置為再熱熱段蒸汽母管，抽汽壓力、溫度隨鍋爐容量參數不同而略有差別，30%負荷下一般2 MPa左右，500~570 ℃。過熱蒸汽抽取位置為過熱蒸汽母管，30%負荷下汽壓約10 MPa左右，汽溫520 ℃以上。抽取蒸汽通過管殼式換熱器對省煤器出口爐水進行加熱，提高溫度約30 ℃。爐水提高溫度水平需要通過試驗或計算確定，運行中僅可微量調整，不宜大幅改變。爐水升溫太低對降低轉濕態負荷不利，升溫太高對工質分配和壁溫安全不利。蒸汽加熱爐水后，溫度約320 ℃，可以引至爐前煤粉管道對煤粉進行預熱，提高煤粉溫度，降低煤粉氣流的著火熱，提高鍋爐低負荷穩燃能力。對于煙煤，直吹式一次風粉混合溫度一般在70~80 ℃。通過蒸汽加熱提高約30 ℃，蒸汽溫度降至約100 ℃左右，成為疏水。蒸汽加熱煤粉通過表面式加熱器進行，設置在入爐前一次風直管段上。從目前的穩燃要求來說，加熱單臺磨煤機對應的煤粉管道基本夠用

計算中爐水采用過、再熱蒸汽先后加熱，過熱蒸汽轉換為疏水以利用潛熱，保持再熱蒸汽換熱后狀態仍為蒸汽態不變。計算表明，再熱蒸汽抽汽量對機組負荷影響相對較小。隨著過熱蒸汽抽汽量的增加，機組實際發電負荷迅速降低，因主蒸汽量未變，鍋爐在降至20%或以下額定電負荷保持干態運行是可行的。在實際應用中，過熱蒸汽抽汽量須根據后續工業供汽等可利用的量級確定，用再熱蒸汽予以補充。而除供汽外，再熱蒸汽的后續利用場景很多，低壓設備和蒸汽的利用也相對簡單得多。

3 方案分析與比較

對本文提出的方案與第1節提到的低負荷穩燃方案進行了比較分析，結果見表3。對鍋爐進行精細化調整和制粉系統相關改造是必要的，可以改善設備性能和狀態，提高動態響應特性，成本較低且具有一定的降低負荷作用。預燃室通過外加燃油點燃入爐煤粉，技術直觀有效，可顯著提高鍋爐低負荷穩燃性能，在中儲式系統上已有成功業績；但預燃室有結焦風險，且在直吹式制粉系統鍋爐上暫無業績，斷油后的效果難以保證。分隔煤倉改造需要有優質高熱值煙煤作保障，但燃料切換過程仍存在問題，制、送粉過程慣性較大，負荷響應性一般。微油和等離子穩燃技術系統比較復雜，初投資和運行成本都較高，且微油對煤粉燃盡以及脫硝、脫硫和電袋除塵器的運行都有影響；等離子壽命短，需要水冷，熱損失大，能量利用效率低。富氧技術在劣質煤鍋爐上的點火已有成功應用，低負荷穩燃道理相同，穩燃效果可以保證，但投資和運行成本相對較高。上述方案均有成功應用業績，已達到20%~25%低負荷穩燃效果。

相較上述方案，本文提出的方案在推遲轉濕態運行負荷方面具有獨到效果。方案利用鍋爐系統自身熱量提高穩燃性能，理論基礎扎實，可使超臨界鍋爐在20%負荷時仍保持干態運行，抽蒸汽的工質熱量和質量均可回收，除散熱損失外，無其他熱損失。其他技術路線依靠外加的燃油熱量或電能提高鍋爐穩燃能力，而本文提出的技術方案維持穩燃的能量來自于燃燒的燃料本身，宏觀能量總體上守恒，但利用效率要略高一些。

4 結 語

本文分析了鍋爐著火與穩燃基礎理論，在此基礎上比較了現有鍋爐機組調峰穩燃技術，提出了抽汽加熱實現鍋爐深度低負荷運行的方案。該方案對于亞臨界和超臨界機組均可適用，但在超臨界鍋爐上應用時具有顯著的推遲轉濕態運行負荷的作用。與傳統調峰穩燃技術相比，本文所提出的技術路線優勢明顯，值得推廣應用。