论文摘要： 随着国民经济的不断发展，人民生活水平的提高，特别是近几年电力系统装机容量的增加，大容量机组相继投产发电，用电结构发生了变化，市政用电比重逐年上升，工业用电比重相对下降，电网负荷昼夜峰谷逐趋增大，据有关资料统计，仅湖南(1999年)电网最大峰谷差达1 801MW，年均峰谷差为1 330MW。从全局效益出发，利用水电大发的有利时机，少弃水、多发水电，火电机组承担一部分电网调峰任务就势在必行。
循环流化床锅炉以其低NOx燃烧、脱硫工艺简单实用、燃烧效率高、对煤种适应性广、灰渣可综合利用、适于对旧锅炉进行高效低污染改造等优点而受到日益广泛的重视。锅炉容量的大型化进展迅速，单台循环流化床电站锅炉的容量已达250MW，国外研究和生产循环流化床电站锅炉的厂商声称能接受300-600MW锅炉的订货。循环流化床是一种实用的洁净煤燃烧技术，将对常规的煤粉燃烧技术提出挑战。随着循环流化床锅炉的发展和电网峰谷差日益加大，循环流化床锅炉大幅度调峰的性能日益显露出来。本文从循环流化床锅炉结构特性、水循环特性、热负荷特性等方面分析了流化床锅炉能进行大幅度调峰的原因，进一步阐述了在运行中如何进行调峰操作。 

1 循环流化床锅炉大幅度调峰原因分析 


循环流化床锅炉有较大的负荷调节比，达到3∶1至4∶1，随着燃烧控制水平的提高，当负荷降至额定负荷的15%时，仍然能稳定运行，适宜于大幅度调峰运行。 

1.1温度分布均匀保证了低负荷水循环的安全性

一般的煤粉锅炉由于受炉内空气动力场等因素的影响，炉内火焰中心位置往往发生偏斜，热负荷分布不均，低负荷时尤其如此，以致炉膛四周吸热不均，特别是四角的水冷壁受热更差，常易引起管内工质发生停滞或倒流等不正常的现象，严重时甚至出现爆管事故，因此从水循环安全性考虑，煤粉锅炉最好不在50%额定负荷以下长期运行。而循环流化床锅炉则完全不同，其温度和热负荷较煤粉均匀得多，不存在高温火焰中心，代替它的是一个较均匀的充满高温颗粒的流化燃烧层。而且不论锅炉负荷如何变化，其温度始终保持稳定均匀、变化不大的状态，也就是说其热负荷分布的均匀性不随锅炉负荷而变，这对水循环及金属的安全性十分有利。有资料对某台流化床锅炉100%额定负荷降到70%和30%额定负荷时的水循环特性进行了研究，研究表明，当锅炉负荷降低时，运行压头减少，相应的阻力也减少，有效压头反而增大，循环流速和循环倍率加大，使蒸发受热面管子得到更好的冷却，低负荷时水循环是安全的。

1.2 保证低负荷时燃烧的稳定性和较高的燃烧效率 

一般的煤粉炉低负荷时炉膛温度水平低，容积热负荷和截面热负荷都比较低，燃烧极不稳定，负荷低于50%额定负荷时就必须投油，而且锅炉燃烧效率低，极不经济。当燃用低质煤时，问题将更加严重，燃烧无烟煤的锅炉最低稳燃负荷一般在额定出力的70%以上，很难适应调峰运行的需要。而循环流化床锅炉则完全不同，流化床本身是一个蓄热量很大的热源，积累了大量炽热的床料，燃烧区的容积热负荷和截面热负荷都比较高，给新加入的冷燃料提供足够的热量而迅速加热到着火温度以上，因此能燃用劣质煤。只要能保持床层温度稳定，再低的负荷下也能保证稳定燃烧和较高的燃烧效率。在进行株洲331厂75t/h循环流化床锅炉的调试中，15%额定负荷下也能稳定燃烧。

1.3 较好的过、再热器吸热特性保证了低负荷时的蒸汽参数

一般的煤粉锅炉在低负荷时，蒸发吸热和过、再吸热难以匹配，过、再热蒸汽温度难以满足运行要求，亦难以控制。循环流化床燃烧温度决定了炉膛和尾部受热面之间的换热面积的分配，进入尾部的烟气的热焓值不足以使过热蒸汽和再热蒸汽达到设计值。由此，部分过热和再热受热面必须布置在固体颗粒循环回路中。不管这部分过热和再热受热面布置在外置式流化床热交换器中，还是布置在流化床燃烧室本体中，都有较好的吸热特性，而且可通过循环物料浓度来控制传热强度，使蒸发吸热和过、再吸热较好地匹配。因此，流化床锅炉有较好的汽温控制手段，保证了低负荷时蒸汽的温度品质。 

1.4 较大的升降负荷速率保证了对快速调峰的适应性 

流化床锅炉良好的水循环特性、燃烧特性和汽温调节特性，使流化床具有较大的负荷升降速度，其负荷调节灵敏度可与燃油锅炉比美，负荷的连续变化率可达每分钟5%-10%，几分钟到十几分钟之内可从100%额定负荷降到25%额定负荷。循环燃烧系统中的燃料保存量与层燃炉等惯例相比是最少的，不存在负荷变化时加热和冷却床料的问题，当负荷迅速变化时，用改变给煤量、空气量和飞灰循环量便能实现对负荷的调节，且能维持过量空气系数和床温不变。 

1.5 循环流化床锅炉热备用压火便于机组启停调峰 

煤粉锅炉的停炉、启动过程都比较长，必须消耗大量的助燃用油，污染问题较难解决。以某厂125MW机组启停调峰为例，机组停止运行平均须1h，启动平均须2.5h，启停调峰一次平均耗油14m3，操作劳动强度大，而且在启停过程中，由于电除尘器不能投入运行，烟囱冒黑烟，造成严重的环境污染。循环流化床锅炉可暂时停止运行，而进入其特有的热备用压火状态。压火时，先停给煤机，待流化床温下降50℃左右时，迅速把风门关严，停风机，进入热备用压火状态，一般压火可维持8-16h，中间若启动流化床温升高再压火，热备用压火时间将更长。要重新运行而进行热备用启动，在正常情况下很快，20-25min即可完成，压火和启动过程不消耗助燃用油，操作劳动强度较小，电除尘器可较晚退出或较早投入运行，造成环境污染较轻。

2 流化床锅炉的变负荷调峰运行 

流化床锅炉的变负荷运行是一个动态的过程，就是通过适当的操作方法把运行的负荷从一个数字稳定到另一个所需值，在这个变化过程中要求锅炉蒸汽参数稳定，流化状态良好，床温保持在允许变化的范围内，即不低于熄火温度也不高于结焦温度。调节负荷意味着改变锅炉蒸发受热面产生的蒸汽量，亦即改变蒸发受热面的吸热量。蒸发受热面的吸热量可用下式表示：Q=kF?t 式中 k--蒸发受热面的传热系数，kj/(m2·h·℃)；F--蒸发受热面的面积，m2；?t--流化床平均温度与蒸发受热面管内工质的温差。

2.1 改变给煤量，促使床温变化，温差?t变化(同时传热系数略有变化)，吸热量也随之改变，致使床温达到新的平衡点稳定运行。简单地说就是高负荷时增加给煤量，低负荷时减少给煤量，风量则配合给煤量维持床温在某个允许的范围内。 

2.2调节静止料层高度(或者说风箱压力)使床中颗粒浓度变化而使传热系数k发生变化，吸热量也随之改变，试验表明，当床温和粒子尺寸不变时，换热系数和粒子浓度的变化呈正比。高负荷时保持高颗粒浓工，低负荷时通过排放底料、控制循环灰量来保持低颗粒浓度，床温则由煤量和风量一起控制。 

2.3 对大型循环流化床锅炉停止部分炉床的流化运行，进行热备用压火处理。

这是一种既减少给煤量又降低传热系数和受热面积的办法，适用于多床结构的大型循环流化床锅炉较低负荷时的运行。床温和负荷对给煤量的变化较敏感，给煤量又极易调节，因此在运行中通常用第一种方法来调节锅炉负荷。当负荷变化较大时，第一、二种方法配合使用。对多床结构的循环流化床锅炉，还可考虑使用第三种方法。 

3 结论 

循环流化床锅炉低负荷时水循环安全可靠，燃烧性能稳定，燃烧效率高，过、再热蒸汽温度品质合格，调节方便，负荷调节快速简单，启停快捷，能满足大幅度变负荷调峰和启停调峰的要求，而且启停或低负荷调峰运行无需助燃用油，有突出的经济性。