新型电力系统规划下燃煤电厂锅炉机组的发展

李德波，刘鹏宇，刘彦丰，王朋，陈智豪，陈兆立，廖宏楷，冯永新，成明涛

(1.南方电网电力科技股份有限公司，广东 广州 510080；2.华北电力大学 能源动力与机械工程学院动力工程系，河北 保定 071003；3.南方电网数字电网研究院有限公司,广东 广州 510623)

国家提出构建以新能源为主体的新型电力系统，要求我国主体电源要从燃煤发电转化为新能源发电，其电源转型覆盖约1.1 TW装机容量；因此，在严控煤电项目的政策及“双碳”目标的要求下，我国未来新建的燃煤电厂必然呈逐年下降的趋势。

截止2020年，我国“十三五”规划已经圆满收官，全国发电装机容量从2015年底的1.5 TW增长到2020年底的2.2 TW，年均增长7.6%，高于2020年预期装机总量2.0 TW、年均增长5%的目标。2020年新增的装机容量中：火电装机容量占比56.58%，同比增长4.7%(其中煤电装机容量占比49.07%，同比增长3.8%)；水电装机容量占比16.82%，同比增长3.4%；风电装机容量占比12.79%，同比增长34.6%；核电装机容量占2.27%，同比增长2.4%。2020年装机容量占比中，煤电装机容量首次跌破50%，可见，在新型电力系统规划下，我国发电目前处于由化石能源向风电、水电及核电等新型清洁能源的转型阶段，新型清洁能源发电得到了蓬勃发展，其装机容量及并网负荷不断提升。

由于新能源具有随机性、间歇性和不稳定性等特点[1]，我国电力结构中弃风、弃光率长期高于20%[2]，新能源发电的快速发展导致电网对其发电量的消纳面临巨大的挑战。新型电力系统规划中，国家能源局综合司下达文件指出应全面提升系统调峰能力及新能源发电量接纳能力[4]，承担了全国70%以上发电量的火电机组须承担电网的调峰任务，以解决新型电力系统规划下的能源结构转型所带来的难题。虽然煤电装机容量占比逐步下降，但燃煤发电仍为我国的主要发电方式，且在解决新能源发电并网方面的消纳难题中，作为基础调节能源，承担着调节负荷的重要角色[3]；另一方面，对于现役火电机组，在设计时均未考虑其需长期处于深度调峰工况：因此，对于规划中的燃煤机组，应基于该考虑，在设计时对锅炉机组结构性能进行优化，对于已投运的燃煤机组，应进一步开展灵活性改造以满足煤电的深度调峰需求。

在未来相当长的一段时间中，煤电仍将作为我国的主要发电方式以待新能源发电技术的进一步成熟，因此燃烧发电用煤仍将是我国的主要用煤方式(占我国煤炭利用量80%以上)[5-6]。燃煤电厂深度调峰将使锅炉机组持续在低负荷下运行，其碳排放较目前而言将出现显著降低。

随着我国城镇化速度不断加快，污水排放量不断增加，作为污水主要副产物的污泥，其产量与日俱增，逐渐出现“污泥围城”的现象。燃煤电厂掺烧污泥可以在实现污泥的快速减容及无害化处理的同时，进一步降低机组燃煤消耗[7-10]，从而在深度调峰减排的基础上实现碳排放再降低，实现新型电力系统规划下的煤电减排目标；因此，燃煤电厂掺烧污泥可以从市政及发电2个方面做到经济、绿色运行，此发电方式逐渐得到关注并得到了快速发展。

综上，在新型电力系统规划下的化石能源和新型能源高度耦合的发电方式下，应针对化石电源中的燃煤电厂开展深度调峰研究，以提高新型电力系统的调峰和消纳能力，同时也应开展基于掺烧污泥、垃圾等生物质的应用和发展，以实现燃煤电厂经济环保运行。为此，本文对燃煤电厂开展深度调峰的原因、难题及解决方法进行探讨，对燃煤电厂掺烧污泥的原理及相关数值模拟工作进行综述及展望，通过总结深度调峰及掺烧污泥的现况和研究进展，为新型电力系统下的燃煤电厂的发展提供理论参考。

1 燃煤电厂深度调峰及灵活性改造

1.1 燃煤电厂深度调峰原因

随着全球气温的不断升高，世界各国普遍开始着重于加大节能减排力度，通过开发及推广新型清洁能源的使用来代替化石能源。我国是世界上最大的煤炭消费国，为进一步减少我国的一次化石能源消耗及降低碳排放，近年来在新型电力系统规划下，诸如风电、水电、核电及光电等新能源发电机组的装机容量及并网负荷显著提升。

新能源发电机组由于其特定的发电方式受地域资源限制，普遍远离经济发达地区及用电高峰地区(机组中85%位于我国的“三北”地区)，新能源发电受到许多环境因素的影响(如水电的枯水期、风电的冬春季大风期等)，这导致了用电量与发电量的不平衡和电力供给相对过剩的情况[11]；而且，新能源发电方式的随机性、间歇性和不稳定性等特点，使电网疲于调节新能源发电的并网负荷。上述制约因素共同造成了我国“三北”地区的严重弃风、弃光现象[12-13]。

综上，为进一步减少我国煤炭资源的消耗及提高电网对新能源发电机组的消纳能力，燃煤电厂须承担电网的调峰任务。

1.2 燃煤电厂锅炉机组深度调峰难题

对照国家能源局提出的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中相关要求，我国现役火电机组调峰能力明显不足。根据我国的能源政策，我国的动力用煤主要以低品位的劣质煤为主[14-15]，受煤种和设备结构特性的影响，目前我国火电机组在纯凝工况下的调峰能力只有40%～50%额定负荷，该调峰容量远不及较早开展火电厂调峰运行的德国、丹麦等国家的70%额定负荷[16]，目前国际先进的火电机组调峰最小出力技术可以达到20%～25%额定负荷。我国《电力发展“十三五”规划》明确指出：在“十三五”期间，纯凝机组最小出力技术达到30%～35%额定负荷，要求设备较好且燃用较好煤质的锅炉机组，应在控制NOx等污染物排放达标的基础上，实现20%额定负荷或更低负荷下的稳燃及频繁启停。

随着新能源发电机组装机容量的进一步提升，对火电厂调峰能力的要求将会进一步提升[17]，燃煤机组的深度调峰将成为未来燃煤电厂在新型电力系统下的重要发展方向；然而，我国现役燃煤机组的设计、投运均未考虑长期深度调峰工况，锅炉机组在调峰工况下长时间运行势必会面临以下一系列的难题。

1.2.1 炉内火焰稳燃难题

燃煤电厂锅炉机组运行在深度调峰工况时，较之于其设计工况，通过磨煤机送入炉内的燃煤量下降，各层燃烧器的煤粉量下降，导致各层及炉内整体的火焰温度下降，极不利于炉内稳定燃烧。若单只燃烧器的煤量继续下降至不满足合理的风煤比，会造成燃烧器的熄火，从而诱发炉内熄火，甚至造成严重的机组安全事故；因此，深度调峰运行时，若炉内燃烧达到灭火临界点，需采取相应的稳燃措施。

1.2.2 受热面超温及水动力安全难题

处于深度调峰低负荷工况运行时，由于总煤量的下降导致炉内火焰位置发生改变，炉内火焰充满度较差，可能存在偏烧的情况；而且，低负荷下水冷壁中工质流速减缓，锅炉水动力特性恶化。综合上述2种因素的影响，低负荷运行时，锅炉机组可能会发生由于火焰偏烧而引起的水动力安全问题，明显增大水冷壁、过热器以及再热器局部超温爆管的可能性。

1.2.3 积灰结渣及结露难题

当燃煤电厂锅炉机组深度调峰低于35%额定负荷时，水平烟道的风速将降低至5 m/s以下，水平烟道积灰将趋于严重[16]，长时间运行后积灰将对烟道的结构强度造成影响。锅炉机组低负荷燃烧时，一方面，火焰中心位置较正常工况偏低，可以减轻炉膛折焰角部位的未燃尽碳所造成的灰渣沉积物[18]，但过低的火焰位置极有可能恶化冷灰斗区域的结渣特性；另一方面，烟温过低还将导致锅炉机组除尘器入口烟温降低，当其低于烟气的酸露点时，除尘器会存在结露的风险。

1.2.4 脱硝系统难题

我国现役燃煤电厂锅炉机组的脱硝系统普遍采用选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)技术，SCR脱硝法也是目前应用最为广泛的烟气脱硝技术，不易形成二次污染，运行可靠，便于维护[18]。但SCR技术对反应温度控制要求较高，烟气温度低于1 173 K时易导致催化剂无法正常运行，且SCR烟气脱硝系统的效率与所选催化剂、脱硝系统整体流场、温度场及烟气组分分布有关[19-20]；因此，在锅炉深度调峰运行时，烟气流场及温度的改变易对脱硝系统产生较大的影响(如图1所示)，SCR入口烟温过高可能会烧毁催化剂，而过低则催化剂活性出现大幅降低。

图1 某600 MW超临界锅炉SCR入口烟温(设计值)与发电功率的关系曲线[19]Fig.1 Relationship curves between SCR inlet flue gas temperature (design value) and generated power of a 600 MW supercritical boiler[19]

1.2.5 自动发电控制(AGC)难题

燃煤电厂锅炉机组由高负荷工况转至低负荷工况运行时，机组换热设备存在较大的热惯性，造成变工况时指令与响应之间存在较大的延迟。随着降负荷导致的机组调节裕量减少，锅炉机组AGC的调节逐渐变得困难，目前电网对AGC机组调节速度的考核指标为(1%～2%)Pe/min(Pe为额定负荷)[19]。随着燃煤电厂调峰要求的进一步深化，应通过机组整体系统低负荷改造及优化提升该指标。

1.3 燃煤电厂锅炉机组灵活性改造

对于国内现役锅炉机组，在设计时未考虑到需长期处于深度调峰工况而带来的安全运行隐患，为进一步开展深度调峰工作，需对机组进行灵活性改造，以提升燃煤电厂的整体调峰能力，从而满足电网的调峰负荷需求。根据燃煤电厂深度调峰所面临的难题，应从以下几个方面开展灵活性改造。

1.3.1 锅炉稳燃特性改造

燃煤电厂锅炉机组在进行深度调峰时，由于负荷降低导致总煤量下降，为保证各层燃烧器及炉内火焰不出现熄火等现象，应采取下述措施对锅炉机组稳燃特性进行改造：①对一次风粉管风速进行合理化改造，在不发生煤粉沉积的情况下，适当降低一次风风速，营造高含量煤粉的气流特性，从而促进着火。②提升煤粉磨制细度。有研究指出煤粉着火温度随煤粉细度的提升而降低[20]，其原因为较细煤粉的颗粒比表面积增大，活化能降低，其中的挥发分在更低的温度下即可析出。③针对不同形式的锅炉应开展不同的配风方式改造。四角切圆燃烧方式下应采用较小的周界风风速，前后墙对冲旋流燃烧锅炉应采用较小的内二次风风速，以免过高的风速降低煤粉的着火温度。④低负荷运行时煤粉总量减少，因此应根据煤粉的减少量调整炉膛中的氧气含量。若要使得炉内氧气含量较大而增大风量，会导致多个燃烧器层及炉内的风量过大，从而降低煤粉的着火温度，增大炉内熄火的可能性。

1.3.2 锅炉热力、水动力及壁温计算

燃煤电厂锅炉机组在深度调峰时，炉内的燃烧工况与锅炉的实际设计工况偏差较大，各受热面的传热状态及受热情况也将随之发生较大的改变，与锅炉初始热力计算值存在较大的偏差。对此，应分别按照所带负荷，对深度调峰锅炉开展基于该负荷下的整体热力计算，以校正各受热面的实际工作状态及受热面温度。

水动力方面，锅炉机组在低负荷工况运行时，炉内的热负荷不均匀性较大，会增加热效流量偏差，在垂直上升管组中，低负荷时工质的质量流量明显降低。在水动力中脉动的防治和检验中，重位压降在低负荷时的影响变大，直流锅炉诸如脉动、停滞等危险工况均发生在工质的质量流量较低的低负荷工况，而直流锅炉的最低允许负荷约为额定负荷的25%～35%，加之水动力计算是在锅炉热力计算的基础上开展的，因此在深度调峰时应对所带负荷开展水动力计算。

壁温计算方面，由于锅炉处于低负荷运行时炉内可能发生火焰偏烧，加之水冷壁等壁面内工质流量减少，因此受热面壁温极有可能出现超温的现象。在进行锅炉整体热力和水动力计算后，求出水冷壁管内工质沿炉膛高度方向上的压力和焓值的变化，并基于水和蒸汽的物性关系计算求得沿炉膛高度方向上管内流体的温度变化后，进一步开展相关受热面的壁温计算，以保证锅炉各受热面壁温均低于其材料的许用温度，确保燃煤电厂的安全平稳运行。

1.3.3 吹灰改造及结露预防

机组低负荷工况运行时，对于因水平烟道烟气流速过低而导致水平烟道积灰严重的现象，可以通过加装蒸汽吹灰器并在标准工况的基础上增加吹灰作业班次，或改用较为先进的实时监测吹灰装置进行及时清扫，以避免严重积灰对水冷烟道的结构强度造成影响。

结露的成因主要是：低负荷下炉内燃烧温度下降导致整体烟气温度下降，从而使除尘器入口烟气温度过低。对此，应通过计算求出除尘器入口烟气最低温度，低负荷运行时对该温度进行实时监测，以防结露风险；同时也可通过空预器烟气旁路改造、受热面改造等措施提高除尘器入口烟温，以避免结露的发生。

1.3.4 脱硝系统灵活性改造

我国燃煤电厂普遍采用的SCR脱硝系统的正常工作温度处于563～693 K之间，而深度调峰工况下锅炉机组炉内烟气温度较低，导致按标准工况设计的SCR脱硝装置工作不正常或退出运行，从而引起锅炉机组整体NOx排放量显著上升，超过国家限定的NOx排放标准。对此，在低负荷运行时：可以采用工作温度范围更广的催化剂，来适应锅炉负荷在深度调峰至标准工况间的负荷变化；或采用省煤器内外部烟气旁路技术、分级省煤器技术等，对SCR脱硝系统进行升级改造[21]。

低温环境下，对于SCR脱硝系统的空气动力场、温度场及烟气组分场，基于工程实际开展现场测量难度太大且成本太高，还有可能引入机械或人为因素的误差；因此，可通过商业计算流体力学软件FLUENT对深度调峰机组开展多工况、变负荷下的数值模拟[22]，从而优化处于深度调峰下的SCR脱硝系统。

1.3.5 燃煤电厂灵活性改造总结

相较于欧洲先进国家，我国燃煤电厂锅炉机组深度调峰的研究起步较晚，技术尚不成熟，加之锅炉机组的原设计均未考虑到需进行长时间低负荷运行，使得在深度调峰工况下锅炉机组的安全运行存在难题较多；因此，需要采用数值模拟与工程试验相结合的方式，探究并解决深度调峰时出现的问题，对锅炉机组进行灵活性改造，必要时研发适合长时间低负荷运行下的新型技术及设备，为将处于长期深度调峰运行工况下的锅炉机组的安全、平稳、绿色运行提供保证。

2 燃煤电厂污泥掺烧

对于燃煤发电，除了应考虑机组将会长期处于深度调峰负荷下运行，还应考虑掺烧诸如污泥、垃圾等的生物质耦合发电，在深度调峰所引入的灵活性改造所降低碳排放的基础上，进一步大幅降低碳排放。

2.1 燃煤电厂污泥掺烧背景

随着社会发展及城镇化进程的不断加快，以及污水处理能力及效率的提高，我国污水及其副产物污泥的产量逐年递增[23]。从城市市政的角度来看，污泥是一种亟待解决的污染物；而从燃煤电厂的角度来看，污泥同燃煤一样也是一种燃烧资源[24]。燃煤电厂污泥掺烧在实现污泥快速减容的同时，还能充分利用污泥的热值替代一部分燃煤进行发电，削减我国发电用煤的煤量，从而整体降低我国的全年用煤量；因此，污泥掺烧发电是新型电力系统规划下燃煤电厂的重要发展方向。

2.2 燃煤电厂污泥掺烧难题

受国家能源政策限制，燃煤电厂锅炉机组燃用煤种尽可能采用低品位的煤种，部分锅炉机组实际所燃用煤种并不是该锅炉机组的原设计煤种，锅炉运行也不能达到所设计的优异燃烧工况；因此，燃煤电厂常混合2种或2种以上的煤燃烧，以求尽可能地改善锅炉机组的运行特性。混煤燃烧时虽然混合的煤种特性不同，但其成分构成大体相似，不存在过于悬殊的区别。燃煤掺混污泥燃烧则是2种完全不同的燃料进入炉膛进行燃烧，污泥有别于燃煤的燃烧特性势必会对燃煤电厂锅炉机组的运行产生一定的影响。

某城市生活污泥S2、工业污泥S1与某电厂燃用煤种C的收到基工业分析和元素分析见表1。

由表1可知：在工业分析中，相较于煤而言，污泥中水分和灰分的含量较高，而固定碳的含量则明显较低；在元素分析中，相较于煤而言，污泥中碳含量同样偏低，但其氮元素含量明显较高。综合工业分析及元素分析，进一步分析可知：燃煤掺混污泥燃烧时，污泥中水分较多有可能会对炉内燃烧温度及火焰造成不利的影响，而灰分较多则说明在相同的温度下污泥更易发生燃烧，这反而促进了炉内的燃烧；污泥中氮元素含量较高，则燃煤电厂锅炉机组在掺混污泥燃烧时，有可能引起NOx排放量的明显增加，因此其掺混占比不宜太高。鉴于以上分析，燃煤电厂污泥掺烧的主要难题在于能否掺烧、掺混占比及掺烧后的排放特性的不确定性。

2.3 燃煤电厂污泥掺烧的热重试验分析

燃煤电厂开展混煤掺烧的数值模拟及工程试验时，需使用热重(thermogravimetric，TG)分析仪对混合的2种或2种以上的煤种进行TG曲线及差热(differential thermogravimetric，DTG)曲线分析，以确定所混煤种的燃烧特性，从而进一步判定其掺混的可行性。对于燃煤电厂污泥掺烧而言，同样应对掺混所用的煤和污泥开展相同试验，以验证掺混污泥的可行性。

相关的研究中，文献[24]针对某台420 t/h四角切圆锅炉机组，开展掺混市政污泥的TG曲线分析试验，通过试验得出煤和污泥(见表1)的TG曲线存在明显的不同，如图2所示。

图2 煤、工业污泥、生活污泥单一燃烧的TG、DTG分析[24]Fig.2 TG and DTG analysis of single combustion of coal, industrial sludge and domestic sludge[24]

对于单煤种C的TG曲线而言，煤在300～680 ℃区域内发生较为明显的失重，其内部过程主要为固定碳和挥发分的燃烧。对于生活污泥S2而言，其DTG曲线出现了多个失重峰：①温度处于50～150 ℃时，因加热导致水分蒸发失重；②温度处于140～370 ℃时，因挥发分的析出和燃烧而出现的失重峰；③温度处于370～550 ℃时，因污泥中的固定碳开始燃烧又出现了一个明显的失重峰。而对工业污泥S1而言，在生活污泥S2的失重锋基础上，还在温度为650～750 ℃时，因工业污泥中的某些矿物成分的分解而新增失重峰。

文献[25]阐述了相似的、对生活污泥和煤分别开展的TG曲线分析研究，结论与文献[24]的研究结论大致相同，但文献[25]将上述第2、第3个峰值整合为一个阶段，并基于所研究的样品，发现了污泥在700～900 ℃温度区间内，还会由于灰分等无机材料的分解出现第4个峰值。文献[26]也阐述了对污泥和煤分别进行的TG试验，基于试验结果认为：较污泥而言，煤的失重峰数量显著减少且只存在单一的失重峰，原因为煤的碳化程度更高，其燃烧特性更好；而污泥因其挥发分含量较高的特性，存在明显的低温反应性。文献[27]阐述了使用TG红外联用试验台对污泥LD和单煤开展的TG试验研究(如图3所示，图例中Coal表示单煤，LD后百分数为掺烧质量分数)，结果表明煤只在200～500 ℃之间具有一个失重峰，原因为煤的碳化程度较高，且其挥发分多为重质组分，挥发分析出和燃烧的温度均较污泥偏高。

图3 煤、污泥单一燃烧及掺烧的TG、DTG曲线[27]Fig.3 TG and DTG curves of coal,sludge in blending combustion[27]

由污泥和煤的单一TG试验结果可知，污泥与煤的燃烧特性存在较大的差异，但其均能够在氧气的环境下发生燃烧；因此，理论上污泥可以作为一种燃料与煤进行掺混燃烧。而由DTG曲线失重峰可知，污泥与煤的燃烧特性存在较大的不同；因此，污泥与煤粉掺烧时，其掺混占比不应按不同煤种掺烧的掺混占比进行设置，在数值模拟或工程试验中，应先探究并确定掺混污泥的质量分数，再开展相关的炉内燃烧特性的研究。

2.4 燃煤电厂污泥掺烧研究

对燃煤电厂开展实际的污泥掺烧试验(即现场测试)，往往受制于较长的时间、昂贵的成本以及温度测量中存在的测量误差和人工误差，成功开展污泥掺烧试验较为困难；而商业计算流体力学软件CFD随着计算机中央处理器的快速发展而得到了普遍的应用，针对不同燃煤电厂锅炉机组的运行问题，可以凭借较低的成本快速开展全负荷特性下的速度场、温度场和组分场的研究：因此，使用数值模拟技术对燃煤电厂开展污泥掺烧研究，是目前较为普遍且精确的数值模拟方法。

2.4.1 污泥掺烧可行性研究

在TG试验分析中，污泥与煤均可以与氧气发生燃烧放热反应，理论上污泥掺烧是可行的。文献[28]阐述了对污泥掺烧可行性进行的数值模拟研究，研究发现：掺混质量分数10%的污泥，仍可以使四角切圆煤粉锅炉保持该型锅炉典型燃烧特点(主燃区内气流运动呈螺旋式上升)；燃烧器区域方面，炉膛中心处数值速度较大、四周水平速度大的特点也符合该型锅炉的典型速度场分布。

文献[29]阐述了使用类似的数值模拟方法，对某420 t/h燃煤锅炉开展污泥掺烧的可行性研究，研究表明燃煤掺混污泥燃烧的速度场与单煤燃烧的速度场十分相近，其速度场数值模拟结果分别如图4(a)、(b)所示(图中数值单位为m/s)。综合文献[28-29]的数值模拟研究结果可知，燃煤掺混污泥燃烧对炉内烟气流动的影响较小，污泥掺烧是可行的。

图4 单煤燃烧和燃煤掺混污泥燃烧的速度场分布[29]Fig.4 Velocity field distribution of single coal combustion and sludge combustion with fire coal[29]

2.4.2 污泥掺混占比的研究

污泥的水分含量较煤而言偏高较多，水分在炉内蒸发会导致炉内温度下降，这对锅炉的稳定、安全燃烧是十分不利的；但污泥的挥发分含量也较煤而言偏高，污泥更容易着火，加之通过数值模拟已经验证污泥掺烧是可行的：因此，应该存在一个最佳的污泥掺混占比，在使锅炉的燃烧特性不受太大影响的同时，可尽可能多地掺烧污泥，以实现污泥的快速减容和提升锅炉机组的经济性。

文献[30]阐述了针对某四角切圆煤粉锅炉的污泥掺混占比进行的数值模拟研究，通过分别掺烧质量分数为6.47%(2 t/h)、9.27%(3 t/h)、11.83%(4 t/h)、14.18%(5 t/h)、16.35%(6 t/h)、18.35%(7 t/h)的污泥，对炉内的燃烧情况进行研究，如图5所示。

图5 不同污泥掺烧量下炉膛各横截面中心最高温度变化曲线[30]Fig.5 Variation curve of the maximum temperature at the center of each cross section under different sludge burning amount[30]

研究表明随着掺烧污泥质量分数的增大，炉内横截面中心平均最高温度逐渐下降，其原因为炉内的热量有一部分被用来蒸发污泥的水分。随着污泥掺混占比的增大，水分蒸发所需的热量越来越多，导致最高温度不断下降。污泥中水分蒸发后形成的水蒸气导致的炉内还原性气氛不断上升，以及炉内温度下降，将进一步阻碍炉内的煤粉燃烧，燃烧不充分生成的部分CO与水蒸气生成一定质量的H2，一起使火焰中心上移，导致炉膛出口烟气温度升高，并增加炉膛折焰角处的结渣概率。

相似的数值模拟研究中，文献[23]阐述了针对某600 MW四角切圆煤粉锅炉的污泥掺混占比进行的数值模拟研究，研究表明，较煤粉而言污泥很早地结束了燃烧过程，原因为污泥中的固定碳含量过少，其燃烧过程主要为灰分和挥发分的析出。掺混污泥占比较高，一方面会导致污泥快速燃尽后炉内燃烧所需燃料不足，进而造成炉膛温度快速下降甚至出现灭火的危险，另一方面会导致煤粉的燃尽特性下降，进一步恶化炉内的燃烧环境。文献[20，24，28，31-32]均阐述了对该问题进行的数值模拟研究，并给出结果为掺烧污泥的质量分数控制在10%以内有较好燃烧特性。

燃煤电厂污泥掺混占比的试验方面，文献[33]阐述了对某300 MW燃煤电厂开展在220～300 MW多个负荷下掺烧污泥质量分数为3%～7%的多项试验，验证燃煤电厂在工程实际中掺烧污泥的可行性。研究结果表明，在多个负荷下进行的质量分数3%、4%、5%及7%的污泥掺烧试验，均未对锅炉的燃尽率及热效率造成影响；因此，在工程实际中掺烧质量分数7%以内的污泥不会影响燃煤电厂的实际运行。

2.4.3 污泥掺烧NOx排放特性研究

元素分析中，污泥氮元素含量远高于燃煤氮元素含量，掺烧污泥可能会对锅炉机组的NOx排放特性产生较大的影响；因此，在煤粉锅炉中掺烧污泥时，须对锅炉机组的NOx排放进行研究与跟踪。目前的研究普遍认同掺烧污泥后，炉内NOx含量主要由热力型NOx和燃料型NOx构成。

文献[34]阐述了对某600 MW机组采用涡耗散输运模型(eddy-dissipation model，EDM)，探究燃煤电厂锅炉机组掺烧污泥后的NOx排放特性，如图6所示。随着掺烧污泥质量分数的增加(工况5—工况8)，燃烧器出口处NOx生成量增加，原因为：污泥成分中含有较多的灰分和挥发分，随着掺混占比逐步增大，污泥成分燃烧较为剧烈，导致燃烧器区域温度较高，热力型NOx生成量显著提升。但整个炉膛的NOx含量反而随污泥质量分数的增大而呈一定的下降趋势，其原因为：①掺烧污泥后炉膛温度下降，使得主燃区温度下降，从而抑制了占较大面积的主燃区中热力型NOx的生成量；②掺烧污泥后还原性气氛的上升抑制了燃料型NOx的生成。综合以上2个方面的影响，炉内整体NOx含量在掺烧污泥质量分数增大后呈下降趋势。

图6 不同掺混占比下沿炉膛高度的NOx质量浓度分布[34]Fig.6 NOx concentration distribution along furnace height under different mixing ratios[34]

相似的研究中，文献[23]阐述了针对某600 MW燃煤锅炉掺烧污泥后的NOx排放特性进行的数值模拟研究，对比氮元素含量较高的污泥样品(WN1)与氮元素含量较低且相等的2种污泥样品(WN3、WN-PJ)的掺烧后NOx排放特性，如图7所示。研究结果表明：NOx在炉内整体的含量及分布特性的结论与文献[34]的研究结论一致，而且在掺烧污泥质量分数同为10%的NOx排放特性研究中，较其他2种污泥，含氮量较高的WN1的NOx排放量明显提升。

图7 NOx质量浓度沿炉膛高度分布特性[23]Fig.7 Distribution characteristics of NOx concentration along furnace height[23]

燃煤电厂锅炉掺烧污泥并不会引起NOx排放量的上升，反而由于占NOx生成量大部分的燃料型NOx的生成被抑制，锅炉整体NOx排放量较单煤燃烧出现一定程度的下降；因此，污泥掺烧有利于燃煤电厂进一步实现低NOx绿色清洁燃烧。

2.4.4 污泥掺烧经济性研究

鉴于国家能源政策限制及电厂经济效益最大化，我国燃煤电厂锅炉所燃用的煤种往往偏离设计煤种，较多燃煤电厂采用掺烧的方式来提升电厂的经济性。与掺烧的不同煤种相比，污泥价格十分低廉，污泥掺烧可以大幅度提升燃煤电厂的经济性。

燃煤直接掺混污泥的系统投资小，如果单台机组按100 t/d的处理能力掺烧污泥，年处理量可达3.5×104t[35]，可以快速收回改造成本并持续盈利。某350 MW机组湿污泥年处理量为1.462 5×105t，根据其放热量可折合节省约1.141 8×104t标准煤，若标准煤价格按550元/t计算，则1年可为燃煤电厂节省燃煤成本628万元[36]。加之政府对燃煤电厂污泥掺烧项目补贴污泥处理费，进一步提升了燃煤电厂污泥掺烧的经济性，在降低碳排放的基础上增加了经济效益，真正做到了燃煤电厂绿色经济运行。

3 结论及展望

a)新型电力系统规划下新能源发电机组的并网负荷不断提升，为避免大规模的弃风、弃光、弃水等现象的发生，深度调峰运行是新型电力系统下燃煤电厂的主要发展方向。

燃煤电厂锅炉机组应开展深度调峰及灵活性改造，从而减轻电网对新能源发电方式的消纳负担。当前我国现役燃煤电厂锅炉机组的原设计均未考虑到需进行长时间低负荷运行，锅炉机组开展深度调峰的困难较大，需要通过数值模拟与工程试验相结合的方式，探究并解决深度调峰时出现的问题，采用灵活性改造的手段对锅炉机组进行改造，必要时须研发适合长期低负荷运行下的新型技术及设备，保证以后将处于长期深度调峰运行工况下的锅炉机组的安全、平稳、绿色运行。

b)掺烧污泥的发电方式也是燃煤电厂在新型电力系统规划下的热点、重要发展方向。

燃煤电厂锅炉机组掺烧污泥时，将污泥质量分数控制在10%以内，就不会干扰锅炉机组的正常运行，反而会降低燃煤电厂的NOx排放量，在实现污泥快速减容的同时也节约了燃烧用煤，从而节约了一次能源并提升了燃煤电厂的经济性。