1大型電廠鍋爐的發展
我國電廠鍋爐已進入大容量、高參數、多樣化、高度自動化的發展新時期。到目前為止已投運的500--800 MW機組已有近40臺；300 MW以上的超臨界壓力機組已有12臺投入正常運行；900 MW的超臨界壓力機組也在建設中。對于爐型，既有通常采用的“11”型布置鍋爐，也有大型塔式布置鍋爐；既有四角切圓燃燒、墻式燃燒方式，也有“U”和“W”型下射火焰燃燒方式；既有固態除渣、液態除渣鍋爐，也有倍受關注的循環流化床鍋爐。燃用煤種從褐煤、煙煤、劣質煙煤、貧煤直到無煙煤一應俱全。作為煤粉燃燒鍋爐機組不可缺少的磨煤機，特別是中速磨煤機，RP、HP、MPS、MBF等，均已普遍運行在鍋爐輔機上，雙進雙出鋼球磨煤機也打破了普通鋼球磨煤機一統天下的局面。所有這些設備中，既有國產的、從國外直接引進的，也有采用引進國外技術國內制造的。它們的運行可靠性、經濟性及低污染排放等性能都較以前有了較大幅度提高。2001年765臺1 00 MW及以上火電機組的等效可用系數為90.64％，比2000年高0.34個百分點，比1996年高4.26個百分點；3 00 MW及以上容量火電機組近5年的等效可用系數逐年增加，2001年達到了9 1 .43％，比1996年高出8.92個百分點；600 MW火電機組近5年的等效可用系數增長更顯著。特別是從1996年以來新投產300 MW火電機組投運后第1年的等效可用系數在逐年提高，2000年投產后第1年的等效可用系數達到94.63％，而1995年投產的14臺平均為74.67％。大型鍋爐的運行經濟性普遍較高，除一些難燃的無煙煤鍋爐外，鍋爐效率基本上都在90％以上，某些煙煤鍋爐的效率達到94％。在NOx排放控制方面也取得了進展，國產600 MW機組鍋爐的NOx排放質量濃度最低的在300 mg／m3［O2含量m（O2）＝6％］以下，遠低于現行國家標準的規定值。
但也有一些大型鍋爐機組仍不同程度地存在問題，如鍋爐承壓部件的“四管”爆漏時有發生，仍是構成強迫停運率高的禍首，占機組強迫停運總小時數的41.34％；燃燒穩定性欠佳，機組調峰能力差；鍋爐爐膛及對流受熱面結渣；回轉式空氣預熱器漏風大，堵灰嚴重；磨煤機出力不足或煤粉達不到要求的細度；某些600 MW燃煤機組鍋爐存在嚴重的過熱汽溫問題等。這些問題影響了機組運行的可靠性，導致鍋爐出力不足或經濟性下降。這既有設計、制造與安裝質量方面的原因，也有運行管理方面的問題，甚至有些是因燃用煤質和設計煤質相差太大（有個別鍋爐的設計煤質和校核煤質選擇欠妥）。
2、典型結構特點與運行性能
2.1揭煤鍋爐
我國褐煤煤礦主要分布在東北和西南地區。東北主要是水分較低的老年褐煤，西南地區主要是高水分的褐煤。在東北的褐煤鍋爐主要有3種，分別是以元寶山電廠的1、2號機組為代表的塔式布置、采用風扇磨切圓燃燒鍋爐；以該廠3號爐為代表的“Π”型布置、采用中速磨煤機的四角切圓燃燒鍋爐；以伊敏電廠為代表的“T”型布置、采用風扇磨煤機八角切圓燃燒鍋爐。其中元寶山電廠的2號爐由于斯坦繆勒公司設計的失誤，爐內嚴重結渣，導致長期不能帶滿負荷，只得改銘牌出力為520 MW運行，經長期努力改進才于2000年1月恢復為600 MW的銘牌出力。元寶山電廠3號爐是一個十分成功的范例，通過對元寶山褐煤特性的深入研究，吸取了斯坦繆勒公司失敗的經驗和教訓，合理地選取了較低的爐膛容積熱負荷（qv＝60.8 kW／me3）等重要參數，獲得了很好的運行可靠性和經濟性，唯有該爐排放的NOx質量濃度仍較高（622m／me3）。2號爐通過燃燒器的改造，采用分級燃燒器后NOx的排放質量濃度有較大減少，達到400 mg／me3以下。
在云南地區燃燒高水分褐煤鍋爐的最大容量為670 t／h，即陽宗海電廠的1、2號鍋爐。2臺鍋爐的結構特性與燃燒器有一定差別。1號爐爐膛容積熱負荷略低，采用風扇磨、熱爐煙與熱風干燥直吹制粉系統、乏氣分離燃燒器六角布置切圓燃燒；2號爐未采用乏氣分離燃燒器，同樣采用風扇磨、熱煙與熱風干燥直吹系統，唯運行中略顯得十燥出力不足，煤粉較粗。2臺爐均能正常運行，爐膛受熱面無嚴重結渣，鍋爐效率為87％--89％。
2.2煙煤鍋爐
我國東部沿海地區電廠大多燃用煙煤（不包括貧、瘦煤，尤其是低揮發分的貧、瘦煤），煙煤鍋爐的爐型及燃燒方式相對比較單一，除少數因特殊的灰渣處理要求采用液態排渣鍋爐外，一般只是由于制造廠的傳統習慣不同而分別采用常規的切圓燃燒和墻式燃燒鍋爐，且各制造廠都力求達到最好的水平。
在切圓燃燒鍋爐中，大多采用“Π”型布置，只有姚孟電廠3、4號鍋爐為塔式布置，盤山電廠的1、2號爐采用“T”型布置。“Π”型布置鍋爐爐膛出口煙氣能量偏差大的問題曾相當突出，經過數年努力，從改進爐內空氣動力場特性，減少爐膛出口煙氣殘余旋轉；合理設計過熱器及其減溫系統和選取較高等級鋼材等3方面著手，無論300 MW還是600 MW機組鍋爐，由此引起的高溫受熱面的超溫爆管現象大大減少。即便是600 MW、700 MW機組鍋爐，只要認真從上述3方面采取有效的措施，這一問題是可以解決好的。如吳涇二電廠的600MW機組鍋爐，無論爐膛出口煙氣溫度，還是過熱器／再熱器出口的溫度偏差都很小。鍋爐效率達到93.7％，最低不投油穩燃負荷率為35％鍋爐最大連續負荷（BMCR）。
大量調查測試數據表明，在相同情況下，切圓燃燒鍋爐的NOx排放的質量濃度比墻式燃燒鍋爐的低，且當燃用相近煤種時，采用空氣分級燃燒技術的直流燃燒器切圓燃燒方式的低NOx排放效果，較空氣分級旋流燃燒器墻式燃燒方式好。吳涇電廠11號300 MW機組鍋爐排放NOx的質量濃度也是較低的，可達到400 mg／me3。吳涇二廠鍋爐排放的NOx質量濃度僅為252 mg／me3。
現代的墻式燃燒鍋爐在我國電廠中的應用相對于切圓燃燒鍋爐較晚，近年來有逐漸增加的趨勢。絕大多數采用旋流燃燒器前后墻對沖布置方式，個別采用前墻布置的燃燒方式。它們基本上都是國外引進或中外合作生產制造的，特別是600 MW級機組鍋爐尚無國產的。其中最引人注目的是北侖電廠的3--5號鍋爐，由于爐膛及鍋筒內汽水分離裝置設計失誤，以及燃煤結渣性（較輕）與設計煤質（嚴重結渣性）的差異，導致過熱蒸汽溫度太低，達不到額定值。試運行期間不得不對燃燒器的布置進行改造，沿爐膛高度全部上移3.5m，并對過熱器和省煤器的受熱面作了適當調整；同時對鍋筒內的旋風予做了技術改進，使機組能正常運行。揚州二電廠的600 MW機組鍋爐存在過熱器減溫水量過大的問題，在額定負荷下過熱器減溫水量的設計值為75 t／h，實際運行中達300t／h，這與爐膛及過熱器受熱面的設計布置不當有關。其爐膛結構特性與北侖電廠2號爐完全一樣，但后者的設計煤種為晉北煙煤，揚州二電廠的設計煤種和實際燃煤為神府煤，它的結渣性更強。因此，揚州二電廠在運行中鍋爐爐膛及屏式過熱器結渣導致爐膛出口煙溫高，以致過熱器大量噴水。對于神府煤，該鍋爐的爐膛容積熱負荷和斷面熱負荷都是偏高的。
綏中電廠2臺800 MW機組鍋爐是我國目前已投運的最大容量的“T”型布置墻式燃燒鍋爐。制造廠對煤質特性作了認真研究，并在設計中采取了相應的技術措施，選用了較低的爐膛容積熱負荷（qv＝84.33 kW／me3）和較高的火焰高度28.0m，并在爐膛內布置了足夠多而又十分有效的水力吹灰裝置，運行正常，鍋爐效率達到91.9％（此時，空氣預熱器漏風率大于12％，最大為23.7％），NOx排放為628mg／me3，且煤種適應性較好，當燃用結渣性比設計煤種強的神府煤時，也能正常運行而不會發生爐膛水冷壁及屏式過熱器嚴重結渣。2001年機組的等效可用系數達88.19％。
利港電廠一期的2臺350 MW機組采用旋流燃燒器前墻布置的燃燒方式，運行雖屬正常，但與燃用同類煤種的旋流燃燒器前后墻對沖布置的墻式燃燒鍋爐相比，鍋爐效率較低，1號鍋爐考核試驗效率為91.84％，飛灰可燃物高，空氣預熱器漏風大。該爐排放的NOx的質量濃度位居同類鍋爐之首，平均為1035m／me3，最高達1366mg／me3。這與該爐爐膛容積熱負荷過高（qv＝1 66kW／me3）及燃燒器的設計布置有關。旋流燃燒器的著火燃燒相對獨立，一只燃燒器就是一支火炬，相互影響較少，煤粉氣流的后期混合較差，特別是當各燃燒器的風粉分配存在嚴重不均現象時，爐內會出現局部區域嚴重缺風，而另有局部區域卻風量大大過剩。若是前后墻對沖布置燃燒方式，由于前后火炬的碰撞，后期混合得以加強，這一現象將會得到大大改善；加上1號鍋爐單只燃燒器功率偏高，燃燒器區域溫度相對較高，這些也許正是造成該爐運行中用風需要較大、而飛灰可燃物又較高、特別是NOx排放特高的原因。可見，前墻燃燒方式并不可取。該廠二期的3、4號鍋爐的爐膛容積熱負荷較低，單只燃燒器的功率也較低，其結構型式也有所不同，NOx排放的質量濃度雖有所降低，但仍超過700mg／me3。
煙煤鍋爐中還有一個值得關注的是華能高碑店及楊柳青電廠分別從德國引進250 MW及300 MW機組的雙拱單階梯“W”型閉式液態排渣鍋爐。2廠因堆灰場地的限制，不得以而用此型鍋爐。250 MW機組投運以來，曾出現較嚴重的熔渣室爐墻振動，經試驗查證是因風量測量系統存在嚴重失實而導致爐內嚴重缺風所致缺陷消除后運行正常由于這些鍋爐在采用低NOx旋流燃燒器的同時，又進行爐內整體分級送風，使NOx排放的質量濃度分別約為550mg／me3和約700mg／me3。因此，這2個廠的液態排渣鍋爐的設計和運行相當成功。
2.3貧煤、無煙煤鍋爐
燃燒低揮發分煤的鍋爐型式較多，大多采用“Π”型布置，僅有蒲城電廠330 MW機組鍋爐為塔式布置。除常規的切圓和墻式燃燒外，還有“U”、“W”型的拱式燃燒方式和循環流化床鍋爐。此類煤的最大特點是著火與燃盡相當困難，不僅要從爐型設計，而且要從燃燒器及制粉系統的設計選型方面采取相應技術措施解決這一問題。由此，出現了一次風置換（PAX）雙調風旋流燃燒器、各式濃淡分離直流燃燒器等。而且，大多采用鋼球磨煤機儲倉式制粉系統，只是近20多年來在一些貧煤鍋爐上配用中速磨煤機直吹系統，同時也出現了雙進雙出鋼球磨煤機直吹系統和半直吹系統。
在諸多低揮發分煤的鍋爐中，華能南京電廠300 MW機組的墻式燃燒鍋爐可在50％BMCR負荷下穩定燃燒揮發分Vdif＝12％的陽泉煤，額定負荷時的效率為91％，只是NOx排放的質量濃度高達約1100mg／me3（未采用低NOx雙調風旋流燃燒器，且單只燃燒器的功率較大）。馬鞍山電廠300 MW機組切圓燃燒鍋爐可較好地燃用Vdaf＝11.6％--12.5％范圍的低揮發分貧煤，額定負荷時的熱效率達到設計值91.3％，最低不投油穩燃負荷為60％--65％BMCR；石門電廠300 MW機組切圓燃燒鍋爐可較好地燃燒Vdaf＝1 4.5％左右的煤，額定負荷時的鍋爐效率可達91％，最低不投油穩燃負荷為55％BMCR；金沙電廠125 MW機組的切圓燃燒鍋爐可較好地燃燒Vdaf＝6％的無煙煤，額定負荷時的效率為88％--89％。此外，大港電廠的328.5 MW機組的切圓燃燒鍋爐采用雙進雙出磨煤機半直吹系統，能很好地燃燒陽泉和西山混煤，Vdaf＝12％，額定負荷時的鍋爐效率為91％--92％，最低不投油穩燃負荷為40％BMCR，且這種制粉系統簡單可靠。說明采用常規的燃燒方式可較好地燃燒低揮發分煤，至少對于Vdaf＞10％的煤來講是可以的。
近十幾年來，“W”型雙拱燃燒鍋爐被大量用來燃燒低揮發分煤，日前最大容量機組為邯峰電廠一期1、2號660 MW機組鍋爐，燃用邯峰地區萬年無煙煤以及貧煤的混煤。初步調試運行表明，雖然在660 MW負荷時過熱器減溫水量比設計值（30.3kg／s）高出約25kg／s，空氣預熱器入口煙溫比設計值（396℃）高出約15℃左右，但運行尚屬正常。調查研究表明，有相當一部分機組運行良好，特別是在低負荷穩燃性能方面要比常規燃燒方式鍋爐強些；最低不投油穩燃負荷一般可較之低約10個百分點。但在經濟性等方面并無突出之處，飛灰可燃物水平多無明顯的建樹，而NOx排放的質量濃度（850--1300mg／me3）卻較常規燃燒方式要高。此外，尚有一些鍋爐存在著設備和運行的問題，如爐膛容積熱負荷偏大、燃燒器設計問題及磨煤機出力不足，滿負荷時煤粉過粗等。對于現有投運的“W”型鍋爐，對于更難著火、更難燃盡的無煙煤，以采用鋼球磨煤機中間儲倉式熱風送粉系統或雙進雙出鋼球磨半直吹熱風送粉系統為好。這無論對著火燃燒的穩定性還是對運行的經濟性都是十分有利的。同時，研究也表明在爐膛輪廓選型設計和燃燒器的設計布置方面尚未完善成熟；為提高燃盡度及避免局部結渣，在上述2方面更有待深入研究和慎重斟酌；煤粉細度和風粉分配均勻性也極需改善。
3、討論
3.1爐膛結渣沾污
大型電廠鍋爐的爐內結渣沾污是各類鍋爐中較普遍的問題，只是程度上各有差別，綜合分析現有各廠鍋爐結渣的原因及對策，必須切實注意以下幾點。（1）在鍋爐爐膛及燃燒器設計選型前，應深入細致地掌握設計煤種和校核煤種的著火、燃盡、結渣與沾污特性。對于電廠業主，應提供確實的真正具有代表性的設計煤種和校核煤種，而不是憑空想象的人造煤種。（2）在爐膛設計中對關鍵結構特性參數的選擇，如爐膛容積熱負荷、斷面熱負荷、燃燒器區域壁面熱負荷及爐膛火焰高度等，必須以保證運行可靠性為主要目標。鑒于我國電廠用煤變化較大，應留有足夠余地，這方面的經驗教訓是不少的。華能南京電廠300MW／機組鍋爐（qv＝96.3 kW／me3）、吳涇二廠600MW機組鍋爐（qv＝87.41kW／me3）和綏中電廠800 MW機組鍋爐都選取了較低的爐膛容積熱負荷，給運行帶來了諸多方便，是十分成功的范例。（3）燃燒低揮發分煤而在水冷壁上必須敷設衛燃帶時，其敷設的位置和面積應予特別考究。最好盡量不敷，華能南京電廠、天津大港電廠鍋爐盡管都未敷設衛燃帶，卻都能很好地燃用Vdaf＝12％左右的難燃貧煤。可見，燃燒Vdaf＞12％的煤種時，除拱式燃燒鍋爐外，一般可不敷設衛燃帶。（4）燃燒器、燃燒系統及吹灰器、爐底除渣裝置等輔助設備的選型與設計布置也必須予以足夠充分的考慮。（5）在運行中應加強燃煤管理及鍋爐燃燒工況的調整。強化運行中的吹灰仍不失為十分有效的措施（應選用實踐證明是確實有效的吹灰器）。
3.2低揮發分煤的燃燒
（1）低揮發分煤具有著火燃盡困難、需要較高的著火與燃盡溫度及較長的燃盡時間的特點，在電廠鍋爐的設計和運行調整方面必須給予充分認識和高度的重視。其中采用相對較大一些的爐膛尤為重要。衡水電廠鍋爐在西柏坡電廠的經驗基礎上，將爐膛高度加高了3m，德州及漢川電廠3、4號爐也在本廠1、2號爐的基礎上加高了爐膛高度，都使運行性能得到了一定程度的改善。但單純加高可能不如整體放大更有效。（2）為保證著火燃燒的穩定性和煤粉的燃盡，特別是對于低揮發分的難燃貧煤和無煙煤應優先考慮采用鋼球磨中儲式熱風送粉系統，或雙進雙出鋼球磨半直吹熱風送粉系統。（3）“W”型火焰鍋爐是一種較好的低揮發分煤的燃燒爐型，但對于一些較高揮發分的貧煤并無必要采用，應視其著火特性而定。該型鍋爐必竟尚有其不足之處。迄今為止，相當數量的鍋爐運行性能不盡如人意，尤其是燃煤Vdaf偏低者，因此，在研究改進“W”型火焰鍋爐性能的同時，還宜在總結已有經驗基礎上，開展利用常規燃燒方式燃用低揮發分煤乃至極低揮發分的無煙煤的研究。（4）磨煤機的選型對低揮發分煤尤為重要，對要求的煤粉細度及其相應的出力應有足夠的余量。上安電廠1、2號爐及陽城電廠的磨煤機就是選小了的典型實例，為保證出力而不得不犧牲煤粉細度，導致飛灰可燃物含量大幅度增高。這類事例在“W”型火焰鍋爐中比較多見。所以，個別無煙煤的可磨性指數可能是非常低的（HGI＝37）。
3.3 NOx排放控制
國電熱工研究院對燃用各種煤種和不同燃燒方式的大型鍋爐的NOx排放狀況進行了數次全面的測試調研，最近一次是在1998--2000年期間進行的。通過對調研數據和結果的分析可得到如下幾點認識。（1）現有大型褐煤鍋爐中，元寶山電廠1號鍋爐的NOx排放的質量濃度為550 mg／me3；2號鍋爐通過燃燒器的分級送風改造后約為400mg／m3；3號鍋爐為622mg／m3。（2）在煙煤鍋爐中，大多采用了低NOx燃燒器，基本可達到NOx質量濃度小于等于650mg／me3，但其中采用低NOx旋流燃燒器的墻式燃燒鍋爐的NOx排放質量濃度高于低NOx直流燃燒器切圓燃燒鍋爐。確切地說，前者尚需通過一定努力才可達到這一要求。墻式燃燒鍋爐中最好者為高井電廠采用荷蘭HTNR型低NOx旋流燃燒器改造后NOx質量濃度為480 mg／me3，而利港電廠350 MW機組1號鍋爐為最差。在切圓燃燒鍋爐中以吳涇電廠600MW機組鍋爐的NOx排放質量濃度為最低。（3）貧煤、無煙煤鍋爐的NOx排放質量濃度普遍較高，大于650 mg／me3，特別是當煤的揮發分Vdaf＜15％時，NOx排放都在900 mg／me3以上，最高者大于1300mg／me3。且空氣分級技術對降低NOx效果不如其它煤種鍋爐。（4）在低NOx燃燒技術中，空氣分級技術具有經濟、方便、有效的突出優點，是現在應用最普遍的技術，應子大力推廣，同時也應注意空氣分級的深度會影響一定的經濟性。在墻式燃燒鍋爐中，爐膛整體空氣分級，即OFA（過氧燃燒）在國內用得較少（在沙角B廠和北侖電廠的3--5號鍋爐采用），為滿足國家環保法規的日趨嚴格的要求，應加強試驗研究并逐漸推廣應用。（5）NOx排放質量濃度與煤質特性、燃燒器與爐膛設計及運行工況等因素有關。研究表明在其他條件相近時，與爐膛結構特性參數有較大關系。容積熱負荷低者有利于降低NOx的排放。利港電廠和吳涇二廠的情況就是很好的實例。此外，南通電廠3號鍋爐的NOx排放質量濃度很低，性能考核試驗時為435 mg／me3，可能與用風較小及燃燒器有關，但此時鍋爐效率僅為91.45％，遠低于保證值93.5％。（6）鑒于低揮發分煤鍋爐的NOx排放質量濃度相當高，當前除應加強空氣分級技術對該型鍋爐提高低NOx效果的研究外，還應開展燃料再燃技術的應用研究，以求應用比較簡單易行的爐內低NOx燃燒技術，使其NOx排放的質量濃度能達到國家環保法規的要求。
3.4混煤燃燒
在電廠鍋爐設計和運行中常常會有不同煤種混燒的問題，特別應予強調的是不宜將燃燒特性相差很大的不同煤種混燒，若非要不可，則需采取適當的措施。以下2種混燒方法是比較好的。
（1）在不同的原煤倉內分別輸入不同的煤種，磨制后輸入相應的燃燒器（一般是燃燒器層）分別單獨燃燒。如在易結渣區域的燃燒器，送入不易結渣的煤，或在上層燃燒器輸入較易燃盡的煤，而在下層輸入較難燃盡的煤。上海吳涇與石洞口二廠等均有采用此法的實踐經驗。
（2）在電廠設計時，每臺磨煤機設置2個原煤倉，輸入不同煤種。運行中按燃燒要求，由2臺給煤機分別控制輸入磨煤機的煤量。德國Badelenwrk電廠500 MW機組的固態排渣鍋爐早已采用這一方式。該爐設有4臺RP948磨煤機，同時燃燒Vdaf＝14％的Aachen煤和Vdaf＝32％的Ruhr煤，設計混煤Vdaf＝20％。在滿負荷時可配以較多的較難著火燃盡的Aachen貧煤，而在低負荷時可配以較多的、易著火燃盡的Ruhr煙煤。控制煤粉細度R90＝10％。邯峰電廠2×660 MW機組鍋爐也如此。每臺雙進雙出鋼球磨兩端各設2臺給煤機，分別從存有萬年煤和邯峰貧混煤的2個原煤倉給煤，運行十分方便靈活。但此法給電廠的運行造成了一定的復雜性。
4、結論與建議
（1）我國大型電廠鍋爐的設計、制造、安裝和運行水平都有很大的提高，運行可靠性、經濟性和環保性都達到了較好的水平（2）各類鍋爐的運行經驗表明，為保證鍋爐運行的各項性能指標，并為適應燃煤特性的變化，適當放大爐膛容積及高度是十分必要的。（3）運行中出現的一些問題，如“四管”爆漏、結渣、NOx排放質量濃度高及有關鍋爐存在的高溫腐蝕等問題仍需各給予重視。特別應從燃煤特性和鍋爐設計相適應著手做起。（4）在大力推廣應用空氣分級低NOx燃燒技術的同時，應加強該技術在低揮發分煤鍋爐上用以降低NOx效果的研究，并深入開展不同再燃燃料的再燃燒技術的工程應用研究工作。（5）為適應電網對鍋爐調峰性能的要求，還應實事求是地根據不同煤質和爐型進行各種燃燒器低負荷穩燃性能的研究。
