，个别采用前墙布置的燃烧方式。它们基本上都是国外引进或中外合作生产制造的，特别是600MW级机组锅炉尚无国产的。其中最引人注目的是北仑电厂的3～5号锅炉，由于炉膛及锅筒内汽水分离装置设计失误，以及燃煤结渣性(较轻)与设计煤质(严重结渣性)的差异，导致过热蒸汽温度太低，达不到额定值。试运行期间不得不对燃烧器的布置进行改造，沿炉膛高度全部上移3.5m，并对过热器和省煤器的受热面作了适当调整；同时对锅筒内的旋风子做了技术改进，使机组能正常运行。扬州二电厂的600MW机组锅炉存在过热器减温水量过大的问题，在额定负荷下过热器减温水量的设计值为75t／h，实际运行中达300t／h，这与炉膛及过热器受热面的设计布置不当有关。其炉膛结构特性与北仑电厂2号炉完全一样，但后者的设计煤种为晋北烟煤，扬州二电厂的设计煤种和实际燃煤为神府煤，它的结渣性更强。因此，扬州二电厂在运行中锅炉炉膛及屏式过热器结渣导致炉膛出口烟温高，以致过热器大量喷水。对于神府煤，该锅炉的炉膛容积热负荷和断面热负荷都是偏高的。 绥中电厂2台800MW机组锅炉是我国目前已投运的最大容量的“T”型布置墙式燃烧锅炉。制造厂对煤质特性作了认真研究，并在设计中采取了相应的技术措施，选用了较低的炉膛容积热负荷(qv=84.33kW／m3)和较高的火焰高度28.0m，并在炉膛内布置了足够多而又十分有效的水力吹灰装置，运行正常，锅炉效率达到91.9％(此时，空气预热器漏风率大于12％，最大为23.7％)，NOx排放为628mg／m3，且煤种适应性较好，当燃用结渣性比设计煤种强的神府煤时，也能正常运行而不会发生炉膛水冷壁及屏式过热器严重结渣。2001年机组的等效可用系数达88.19％。 利港电厂一期的2台350MW机组采用旋流燃烧器前墙布置的燃烧方式，运行虽属正常，但与燃用同类煤种的旋流燃烧器前后墙对冲布置的墙式燃烧锅炉相比，锅炉效率较低，1号锅炉考核试验效率为91.84％，飞灰可燃物高，空气预热器漏风大。该炉排放的NOx的质量浓度位居同类锅炉之首，平均为1035mK／m3，最高达1366mg／m3。这与该炉炉膛容积热负荷过高(qv=166kW／m3)及燃烧器的设计布置有关。旋流燃烧器的着火燃烧相对独立，一只燃烧器就是一支火炬，相互影响较少，煤粉气流的后期混合较差，特别是当各燃烧器的风粉分配存在严重不均现象时，炉内会出现局部区域严重缺风，而另有局部区域却风量大大过剩若是前后墙对冲布置燃烧方式，由于前后火炬的碰撞，后期混合得以加强，这一现象将会得到大大改善；加上1号锅炉单只燃烧器功率偏高，燃烧器区域温度相对较高，这些也许正是造成该炉运行中用风需要较大、而飞灰可燃物又较高、特别是NOx排放特高的原因。可见，前墙燃烧方式并不可取。该厂二期的3、4号锅炉的炉膛容积热负荷较低，单只燃烧器的功率也较低，其结构型式也有所不同，NOx另排放的质量浓度虽有所降低，但仍超过700mg/m3。烟煤锅炉中还有一个值得关注的是华能高碑店及杨柳青电厂分别从德国引进250MW及300MW机组的双拱单阶梯“W”型闭式液态排渣锅炉。2厂因堆灰场地的限制，不得以而用此型锅炉。250MW机组投运以来，曾出现较严重的熔渣室炉墙振动，经试验查证是因风量测量系统存在严重失实而导致炉内严重缺风所致。缺陷消除后运行正常由于这些锅炉在采用低NOx旋流燃烧器的同时，又进行炉内整体分级送风，使NOx排放的质量浓度分别约为550mg／m3和约700mg／m3。因此，这2个厂的液态排渣锅炉的设计和运行相当成功。2.3贫煤、无烟煤锅炉 燃烧低挥发分煤的锅炉型式较多，大多采用“∏”型布置，仅有蒲城电厂330MW机组锅炉为塔式布置。除常规的切圆和墙式燃烧外，还有“U”、“W”型的拱式燃烧方式和循环流化床锅炉。此类煤的最大特点是着火与燃尽相当困难，不仅要从炉型设计，而且要从燃烧器及制粉系统的设计选型方面采取相应技术措施解决这一问题。由此，出现了一次风置换(PAX)双调风旋流燃烧器、各式浓淡分离直流燃烧器等。而且，大多采用钢球磨煤机储仓式制粉系统，只是近20多年来在一些贫煤锅炉上配用中速磨煤机直吹系统，同时也出现了双进双出钢球磨煤机直吹系统和半直吹系统。在诸多低挥发分煤的锅炉中，华能南京电厂300MW机组的墙式燃烧锅炉可在50％BMCR负荷下稳定燃烧挥发分Vdaf=12％的阳泉煤，额定负荷时的效率为91％，只是NOx排放的质量浓度高达约1100mg／m3(未采用低NOx双调风旋流燃烧器，且单只燃烧器的功率较大)。马鞍山电厂300MW机组切圆燃烧锅炉可较好地燃用Vdaf=11.6％～12.5％范围的低挥发分贫煤，额定负荷时的热效率达到设计值91.3％，最低不投油稳燃负荷为60％-65％BMCR；石门电厂300MW机组切圆燃烧锅炉可较好地燃烧Vdaf=14.5％左右的煤，额定负荷时的锅炉效率可达91％，最低不投油稳燃负荷为55％BMCR；金沙电厂125MW机组的切圆燃烧锅炉可较好地燃烧Vdaf=6％的无烟煤，额定负荷时的效率为88％-89％。此外，大港电厂的328.5MW机组的切圆燃烧锅炉采用双进双出磨煤机半直吹系统，能很好地燃烧阳泉和西山混煤，Vdaf=12％，额定负荷时的锅炉效率为91％-92％，最低不投油稳燃负荷为40％BMCR，且这种制粉系统简单可靠。说明采用常规的燃烧方式可较好地燃烧低挥发分煤，至少对于Vdaf＞10％的煤来讲是可以的。近十几年来，“W”型双拱燃烧锅炉被大量用来燃烧低挥发分煤，目前最大容量机组为邮峰电厂—期1、2号660MW机组锅炉，燃用邯峰地区万年尤烟煤以及贫煤的混煤。初步调试运行表明，虽然在660MW负荷时过热器减温水量比没计值(30.3kg／s)高出约25kg／s，空气预热器人口烟温比设计值(396℃)高出约15℃左右，但运行尚属正常调查研究表明，有相当一部分机组运行良好，特别是在低负荷稳燃性能方面要比常规燃烧方式锅炉强些；最低不投油稳燃负荷一般可较之低约1O个百分点。但在经济性等方面并无突出之处，飞灰可燃物水平多无明显的建树，而NOx排放的质量浓度(850-1300111(1／13)却较常规燃烧方式要高。此外，尚有一些锅炉存在着设备和运行的问题，如炉膛容积热负荷偏大、燃烧器设计问题及磨煤机出力不足，满负荷时煤粉过粗等。对于现有投运的“W”型锅炉，对于更难着火、更难燃尽的无烟煤，以采用钢球磨煤机中间储仓式热风送粉系统或双进双出钢球磨半直吹热风送粉系统为好。这无论对着火燃烧的稳定性还是对运行的经济性都是十分有利的。同时，研究也表明在炉膛轮廓选型设计和燃烧器的设计布置方面尚未完善成熟；为提高燃尽度及避免局部结渣，在上述2方面更有待深入研究和慎重斟酌；煤粉细度和风粉分配均匀性也极需改善。3 讨论 3.1 炉膛结渣沾污大型电厂锅炉的炉内结渣沾污是各类锅炉中较普遍的问题，只是程度上各有差别，综合分析现有各厂锅炉结渣的原因及对策，必须切实注意以下几点。(1)在锅炉炉膛及燃烧器设计选型前，应深入细致地掌握设计煤种和校核煤种的着火、燃尽、结渣与沾污特性。对于电厂业主，应提供确实的真正具有代表性的设计煤种和校核煤种，而不是凭空想象的人造煤种。(2)在炉膛设计中对关键结构特性参数的选择，如炉膛容积热负荷、断面热负荷、燃烧器区域壁面热负荷及炉膛火焰高度等，必须以保证运行可靠性为主要目标。鉴于我国电厂用煤变化较大，应留有足够余地，这方面的经验教训是不少的。华能南京电厂300MW机组锅炉(qv=96.3kW／m3)、吴泾二厂600MW机组锅炉(qv=87.41kW／m3)和绥中电厂800MW机组锅炉都选取了较低的炉膛容积热负荷，给运行带来了诸多方便，是十分成功的范例。(3)燃烧低挥发分煤而在水冷壁上必须敷设卫燃带时，其敷设的位置和面积应予特别考究。最好尽量不敷，华能南京电厂、天津大港电厂锅炉尽管都未敷设卫燃带，却都能很好地燃用Vdaf=12％左右的难燃贫煤。可见，燃烧Vdaf>12％的煤种时，除拱式燃烧锅炉外，一般可不敷设卫燃带。(4)燃烧器、燃烧系统及吹灰器、炉底除渣装置等辅助设备的选型与设计布置也必须子以足够充分的考虑。(5)在运行中应加强燃煤管理及锅炉燃烧工况的调整。强化运行中的吹灰仍不失为十分有效的措施(应选用实践证明是确实有效的吹灰器)。3.2 低挥发分煤的燃烧 (1)低挥发分煤具有着火燃尽困难、需要较高的着火与燃尽温度及较长的燃尽时间的特点，在电厂锅炉的设计和运行调整方面必须给予充分认识和高度的重视。其中采用相对较大一些的炉膛尤为重要。衡水电厂锅炉在西柏坡电厂的经验基础上，将炉膛高度加高了3m，德州及汉川电厂3、4号炉也在本厂1、2号炉的基础上加高了炉膛高度，都使运行性能得到了一定程度的改善。但单纯加高可能不如整体放大更有效。(2)为保证着火燃烧的稳定性和煤粉的燃尽，特别是对于低挥发分的难燃贫煤和无烟煤应优先考虑采用钢球磨中储式热风送粉系统，或双进双出钢球磨半直吹热风送粉系统。(3)“W”型火焰锅炉是一种较好的低挥发分煤的燃烧炉型，但对于一些较高挥发分的贫煤并无必要采用，应视其着火特性而定。该型锅炉必竟尚有其不足之处。迄今为止，相当数量的锅炉运行性能不尽如人意，尤其是燃煤Vdaf。偏低者，因此，在研究改进“W”型火焰锅炉性能的同时，还宜在总结已有经验基础上，开展利用常规燃烧方式燃用低挥发分煤乃至极低挥发分的无烟煤的研究。(4)磨煤机的选型对低挥发分煤尤为重要，对要求的煤粉细度及其相应的出力应有足够的余量。上安电厂1、2号炉及阳城电厂的磨煤机就是选小了的典型实例，为保证出力而不得不牺牲煤粉细度，导致飞灰可燃物含量大幅度增高。这类事例在“W”型火焰锅炉中比较多见。所以，个别无烟煤的可磨性指数可能是非常低的(HGI=37)。 3.3 NOx排放控制 国电热工研究院对燃用各种煤种和不同燃烧方式的大型锅炉的NOx排放状况进行厂数次全面的测试调研，最近一次是在1998-2000年期间进行的。通过对调研数据和结果的分析可得到如下几点认识。(1)现有大刑褐煤锅炉中，元宝山电厂1号锅炉的NOx排放的质量浓度为550mg／m3；2号锅炉通过燃烧器的分级送风改造后约为400mg／m3；3号锅炉为622mg／m3。(2)在烟煤锅炉巾，大多采用了低NOx燃烧器，基本可达到NOx质量浓度小于等于650mK／m3，但其中采用低NOx旋流燃烧器的墙式燃烧锅炉的NOx排放质量浓度高于低NOx直流燃烧器切圆燃烧锅炉。确切地说，前者尚需通过一定努力才可达到这一要求。墙式燃烧锅炉中最好者为高井电厂采用荷兰HTNR型低NOx旋流燃烧器改造后NOx质量浓度为480mg／m3，而利港电厂350MW机组1号锅炉为最差。在切圆燃烧锅炉中以吴泾电厂600MW机组锅炉的NOx排放质量浓度为最低。(3)贫煤、无烟煤锅炉的NOx排放质量浓度普遍较高，大于650mg／m3，特别是当煤的挥发分Vdaf<15％时，NOx排放都在900mg／m3以上，最高者大于1300mg／m3。且空气分级技术对降低NOx效果不如其它煤种锅炉。(4)在低NOx燃烧技术中，空气分级技术具有经济、方便、有效的突出优点，是现在应用最普遍的技术，应予大力推广，同时也应注意空气分级的深度会影响一定的经济性。在墙式燃烧锅炉中，炉膛整体空气分级，即OFA(过氧燃烧)在国内用得较少(在沙角B厂和北仑电厂的3-5号锅炉采用)，为满足国家环保法规的日趋严格的要求，应加强试验研究并逐渐推广应用。(5)NOx排放质量浓度与煤质特性、燃烧器与炉膛设计及运行工况等因素有关。研究表明在其他条件相近时，与炉膛结构特性参数有较大关系。容积热负荷低者有利于降低NOx的排放。利港电厂和吴泾二厂的情况就是很好的实例。此外，南通电厂3号锅炉的NOx排放质量浓度很低，性能考核试验时为435mg／m3，可能与用风较小及燃烧器有关，但此时锅炉效率仅为91.45％，远低于保证值93.5％。(6)鉴于低挥发分煤锅炉的NOx排放质量浓度相当高，当前除应加强空气分级技术对该型锅炉提高低NOx效果的研究外，还应开展燃料再燃技术的应用研究，以求应用比较简单易行的炉内低NOx燃烧技术，使其NOx排放的质量浓度能达到国家环保法规的要求。3.4 混煤燃烧 在电厂锅炉设计和运行中常常会有不同煤种混烧的问题，特别应子强调的是不宜将燃烧特性相差很大的不同煤种混烧，若非要不可，则需采取适当的措施。以下2种混烧方法是比较好的。(1)在不同的原煤仓内分别输入不同的煤种，磨制后输入相应的燃烧器(一般是燃烧器层)分别单独燃烧。如在易结渣区域的燃烧器，送人不易结渣的煤，或在上层燃烧器输入较易燃尽的煤，而在下层输入较难燃尽的煤。上海吴泾与石洞口二厂等均有采用此法的实践经验。(2)在电厂设计时，每台磨煤机设置2个原煤仓，输入不同煤种。运行中按燃烧要求，由2台给煤机分别控制输入磨煤机的煤量。德国Badenwerk电厂500MW机组的固态排渣锅炉早巳采用这一方式。该炉设有4台RP948磨煤机，同时燃烧Vdaf=14％的Aachen煤和Vdaf=32％的Ruhr煤，设计混煤Vdaf=20％。在满负荷时可配以较多的较难着火燃尽的Aachen贫煤，而在低负荷时可配以较多的、易着火燃尽的Ruhr烟煤。控制煤粉细度R90=10％。邯峰电厂2×660MW机组锅炉也如此。每台双进双出钢球磨两端各设2台给煤机，分别从存有万年煤和邯峰贫混煤的2个原煤仓给煤，运行十分方便灵活。但此法给电厂的运行造成了一定的复杂性。4结论与建议 (1)我国大型电厂锅炉的设计、制造、安装和运行水平都有很大的提高，运行可靠性、经济性和环保性都达到了较好的水平。(2)各类锅炉的运行经验表明，为保证锅炉运行的各项性能指标，并为适应燃煤特性的变化，适当放大炉膛容积及高度是十分必要的。(3)运行中出现的一些问题，如“四管”爆漏、结渣、NOx排放质量浓度高及有关锅炉存在的高温腐蚀等问题仍需各方给予重视。特别应从燃煤特性和锅炉设计相适应着手做起。(4)在大力推广应用空气分级低NOx燃烧技术的同时，应加强该技术在低挥发分煤锅炉上用以降低NOx效果的研究，并深人开展不同再燃燃料的再燃烧技术的工程应用研究工作。(5)为适应电网对锅炉调峰性能的要求，还应实事求是地根据不同煤质和炉型进行各种燃烧器低负荷稳燃性能的研究。[/HTML]
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