摘　要：以台山发电厂第一期工程2×600 MW国产机组锅炉为例，阐述了该型锅炉设计的改进及其燃烧特性，对其改进设计后投产初期的运行情况及存在问题进行了详细的分析，最后提出了该型锅炉优化燃烧的有益建议。

　　广东国华粤电台山发电厂第一期工程首2台600 MW国产机组，是上海锅炉厂引进ABB-CE技术制造的SG-2026/17.5-M905型锅炉，它是在总结上海吴泾第二发电厂2台亚临界、一次中间再热、平衡通风、控制循环燃煤汽包炉的设计、制造和运行的基础上，按创优、创名牌的要求进行设计改进和制造的，其中1号机组于2003年12月9日提前顺利通过168 h满负荷试运后投产。
1锅炉设备简况
1.1主要参数
　　锅炉各项主要参数见表1。锅炉顶标高73 000 mm，宽度19 558 mm，深度16 940.5 mm，深宽比为1∶1.154。

1.2燃烧器及制粉系统
　　锅炉采用正压直吹式制粉系统，燃烧器四角布置，切向燃烧，燃烧方式为“对冲同心正反切布置”，四组燃烧器的中心线近乎对冲，假想切圆直径近于0，以控制锅炉出口的左右烟温偏差。锅炉共配置6台HP-983中速磨煤机，分别接至四角燃烧器（自上而下共六层），间隔布置七层二次风喷嘴，顶部为OFA燃尽加消旋二次风。燃烧器采用摆动结构，除OFA层单独摆动外，其余喷嘴连在一起成为摆动系统。
　　设计的一次风风速为24 m/s，风率为19.8%，风温为77 ℃；二次风速为54 m/s，风率为80.2%，风温为321 ℃; 空气预热器出口烟温为132 ℃，二次风燃烧器阻力为1.10kPa, 过量空气系数为1.2，锅炉燃料消耗量为230.90 t/h。炉膛断面热负荷为4 679.51 kW/m2，炉膛体积热负荷为87.63 kW/m3。炉膛局部最大热负荷标高在33.36 m，最大值为1 574.4×103kJ/（h·m2）, 最大平均热负荷标高在38.49 m，吸热修正后的热负荷为740.8×103kJ/（h·m2），而最上层燃烧器中心线标高为34 780 mm。
　　投产前，对锅炉进行了冷态空气动力场试验，完成了一次风速测平、标定、二次风挡板特性试验和水平烟道风速分布测量，试验结果符合设计要求，最大不均匀系数为0.11。炉内无贴壁风，强、弱风区界面清晰，强风环居中，电除尘烟气流量偏差较小，总体达到了设计性能要求。

1.3锅炉燃煤特性 
　　锅炉设计燃用100%神华煤(神华活鸡兔矿2号煤)，低位发热量为24 280 kJ/kg，全水分（质量分数）为14.2%，空气干燥基水分（质量分数）为8.64%，收到基灰分（质量分数）为6.48%，干燥无灰基挥发分（质量分数）为32.93%。哈氏可磨系数为61。煤灰开始变形温度为1 120 ℃，开始软化温度为1 200 ℃，开始熔化温度为1 230 ℃。煤中CaO的质量分数为26.97%，Fe2O3的质量分数为14.89%。为便于分析，计算出设计煤种和校核煤种的一些比较参数，

　通过对表2各项特性指标的分析可知，神华煤煤种具有以下特性：属高发热量、中高挥发性、低灰分、低硫分、中高水分煤。煤种的结渣性、沾污性较强，传热特性较差。煤种的着火、燃烧稳定性及燃尽特性较好，但煤种易自燃，爆炸特性较强，煤种的磨损性较轻。

2锅炉改进设计及其特点分析
为提高锅炉的可靠性和可用率，在总结上海吴泾第二发电厂2台600 MW已投产机组的基础上，对台山电厂的首2台600 MW机组锅炉的设计进行了一些改进，具体可归纳成以下几方面：
a) 根据设计煤种，在同类型机组设计和运行经验的基础上，并根据煤质和灰分分析资料，确定了适当的炉膛几何尺寸、容积，特别是炉膛容积热负荷、炉膛有效投影辐射受热面热负荷、炉膛断面热负荷、燃烧器区炉壁面积热负荷、炉膛出口烟气温度、后屏底烟气温度等，以防止炉膛结渣，并保证着火稳定和燃尽。
b) 为防止热负荷局部集中和防结焦，炉膛断面结构尺寸选择较大。最上层燃烧器中心至分隔屏底的距离达到20 130 mm，使受热管屏底部的热负荷有所降低，并控制炉膛出口烟温在1 032 ℃以下（第一期后3台机组改进设计中，炉膛出口温度控制在1 000 ℃以下），这对防止管壁超温和降低排烟温度有利。锅炉厂设计方认为此距离已足够大，如采用过大的屏底高度和过低的炉膛出口烟温会导致汽温偏低、汽温特性变差。
c) 合理选用优质管材，特别在设计末级过热器、末级再热器等受热面时，选择了足够的安全裕度，防止超温爆管和高温氧化，并在高温区域增加了T91耐热钢材料的使用比例，部分管材使用TP347H不锈钢。
d) 汽水系统中采用多次混合和改进结构，减小了热偏差，在壁温计算时，考虑各种热偏差因素。采用合适的炉膛宽深比，燃烧器大切角布置，改善射流出口两侧补气条件，防止气流贴壁，形成良好的空气动力场，使出口温度场较均匀，保证炉膛出口两侧的烟温差不超过50 ℃
e) 炉膛断面积选择合适，保证上层燃烧器至屏底之间有足够的距离，使烟气在炉膛出口前有足够的行程来减弱旋流强度。在炉膛出口设置分隔屏及后屏，减弱烟气的残余旋转动量，减小炉膛出口的左右烟气偏差和汽温偏差，使煤粉颗粒在炉内有足够的停留时间。 
f) 采取一次风对冲、二次风同心正反切的燃烧方式。通过模化试验，确定燃烧器上部的OFA层、顶部AB层喷嘴分别反切25°和20°，下部DE层起转二次风正切15°。合理配置正反切风的动量矩比，以减弱炉内气流的残余旋转强度, 有效地控制转向室两侧的烟温偏差和避免结渣。 
g) 配置性能良好的燃烧器二次风门执行机构和风门挡板，实现每一层二次风和周界风四角均匀，保证炉内具有良好的速度场，使旋转动量均匀。 
h) 根据上海吴泾第二发电厂机组锅炉燃烧情况，同时考虑神华煤易燃、易结焦特性，对受热面管屏布置和吹灰布置等做了进一步的调整。

31号锅炉投产初期燃烧工况分析
2003年12月2日，1号锅炉开始整机满负荷试运行，顺利通过了168 h试运行，并连续稳定运行至今。到目前为止，均燃用100%神华煤，6台磨煤机均为同一煤种。根据负荷、主蒸汽、再热蒸汽参数和炉膛参数等自动控制调整煤量和风量，单磨出力、通风量变化、煤粉细度（R75）等经调整、测试均达到设计要求。从投产初期的情况看，锅炉主要参数能达到正常的设计指标，机组在168 h满负荷试运期间，机组平均负荷为604.418 MW，负荷率为100.736%，热工电气仪表、保护系统、自动控制系统投入率100%。分析近期运行工况，在完全不投减温水的情况下，锅炉左右两侧的主蒸汽温度偏差和再热蒸汽温度偏差不大于15 ℃；在投入减温水后，锅炉左右两侧汽温的温差能控制到0～3 ℃之内，一次汽温、二次汽温偏差可控制在0～2 ℃之内，这些说明锅炉设计的改进是取得成效的。但是，目前该锅炉也存在几个问题：主汽温度偏低（在分隔屏入口汽温达到设计温度395 ℃时，后屏过热器出口蒸汽温度经常达不到设计的出口汽温515 ℃，导致主蒸汽温度偏低，波动范围为525～540 ℃，全面吹灰时可降至520 ℃左右，甚至更低）；尾部排烟温度高于设计值(与上海吴泾发电厂机组投产期相近)；分隔屏处有较明显的结焦；再热器需投入的减温水量较大等不利情况。具体表现如下。
3.1炉内结焦情况 
透过锅炉不同标高各层的看火孔, 对炉内结焦情况进行观察。在52 m层观察到炉前分隔屏式过热器 (6大屏)粘有两层焦渣（最内圈绕底管处挂焦较大），2～5屏的结焦比1屏、6屏多，结焦程度属于中等并趋于严重。在46 m和42 m层，可隐约看到水冷壁和壁式再热器管表面有一层薄灰；因火焰亮度高，在36 m层看不清水冷壁的情况； 32 m层、29层和26 m层分别是A-B煤层、C-D煤层和E-F煤层，可观察到投煤层的着火情况，着火稳定，无发现结焦。在A-B层2号角看火孔门有焦块，但比较疏松，很容易除掉。后屏过热器的管与管间隙上可见有夹焦；底部斜坡水冷壁前后坡无堆焦，从投运至今，此处尚未发生过堵焦。炉膛折焰角上也未见有堆焦，经停炉检查后，发现有局部积灰严重的现象。
3.2炉内燃烧情况 
炉内火焰亮度较高，特别是在燃烧器上部至屏底区域，炉内火焰呈亮黄色。分隔屏观焦孔能见度较好，其它地方由于火焰太亮不易看清管壁，但在四角喷燃器处可看清喷嘴燃烧情况。
3.3捞渣机的运行
捞渣机落渣细小、均匀而疏松，未发现有熔融的焦块和大焦。捞渣机载荷和水封槽温度正常。磨煤机一次风量、一次风压、磨碗差压、磨煤机入口温度、出口温度正常，煤量能自动调节，但石子煤斗在初期较易堵塞，煤块可达100 mm×100 mm，每隔3～4 h需清理一次。
3.4吹灰情况 
实际运行中，锅炉水冷壁短吹，水平烟道和后烟井长吹，基本保持每天3次全面吹灰，空气预热器吹灰3～6次，吹灰对降低排烟温度有较明显的效果，吹灰时，汽温和空气预热器入口烟温有所下降。每次吹灰前，空气预热器入口烟温最高点在415～423 ℃，最低点在380～386 ℃；吹灰后，空气预热器入口烟温最高点约408～413 ℃，最低点约370～375 ℃。
3.5二次风配风方式
0FA层的配风为100%, 投煤层的周界风为100%，最低层的二次风为100%，未投煤层周界风为20%，辅助风层起转二次风为100%，其余二次风和油枪层为50%，此配风为调试移交下来的方式。
3.6各煤层的分配
运行中煤的分配：A～F层均为45 t/h左右。各煤层负荷基本相同。
3.7锅炉参数
锅炉的主蒸汽、再热蒸汽压力温度可控制在正常范围内，但再热器事故喷水用量较大，检查时，A侧为29 t/h，B侧为42 t/h。运行人员反映该喷水量在进行吹灰后，喷水量大幅度减小，但在4～5 h后又大幅度提升。锅炉给水温度保持在279 ℃左右，比额定工况的设定值高出8 ℃。
磨煤机出口温度保持在69 ℃以下（从防止神华煤的爆燃角度考虑），比设计值低8 ℃；热一次风热二次风温基本上符合设计要求。而锅炉的排烟温度A侧外侧的均值为134 ℃，内侧为157 ℃；B侧外侧为132 ℃, 内侧为155 ℃，内侧温度大大高于132 ℃的设计值。查同期的空气预热器入口温度，A侧外侧397 ℃，内侧为424 ℃；B侧外侧为387 ℃、内侧为401℃。因此，可以看出，锅炉尾部出口排烟温度偏高，同空气预热器内侧入口烟温严重偏高有关（设计值为370 ℃），估计同炉膛上部结焦较大、炉内积灰沾污严重等因素有关，也可能是受热面吸热计算偏差较大、吸热面积设计不足等综合原因造成，而空气预热器内外侧温差则与空气预热器转向导致的蓄热变化有关。
3.8燃煤情况的检查
从2003年12月21～24日入炉煤质的检验报告可看出，煤质各项成分基本与设计煤种接近，但煤的灰分和结渣性尚无检验报告。
3.9炉温测量
2003年12月24日9～10时（机组带600 MW负荷稳燃时段），用型号为CYCLPS152的红外线高温光学测量仪在46 m和52 m平台的看火孔测量炉内温度，测量数据见图1、图2。该炉在带600 MW负荷时温度分布基本正常，但分隔屏(52 m层)处的炉温平均值达到1 147 ℃，虽未达到设计煤种的软化温度和实测软化温度，但瞬时值的炉温可超过煤种的软化温度，且炉后左侧屏式过热器下弯头（靠折焰角处）温度为1 087 ℃，此温度偏高。
    从以上分析可以看出，虽然炉内温度分布均匀，屏式过热器温度的平均值也低于煤灰的熔化温度，但瞬间最高值还是能高于灰的熔化温度，所以屏式过热器容易出现结焦现象。

4　结论与建议
通过对1号锅炉投产初期燃烧情况的检查，可以认为锅炉运行的状态总体是正常的，达到了大部分预想的设计改进要求，但是，存在锅炉结焦严重和排烟温度偏高的问题，降低了锅炉的热效率利用。虽然通过频繁吹灰能有效控制锅炉结焦的发展并调节烟温，可对锅炉长期的运行是不利的。锅炉的主汽温、再热汽温的控制、锅炉的配风还需进一步处理。因此，目前的工作重点是要消除结焦，降低炉膛出口温度，并通过优化燃烧调整试验，使锅炉性能更理想。考虑到燃用煤种的特性，具有高发热量、高挥发分，煤种易自燃、易结渣特点，应继续做好煤质分析、灰渣成分分析、飞灰分析、炉内温度场测试分析、配风分析、锅炉吹灰变化的分析等工作，为将来有可能进行的煤种配烧试验做好准备。根据目前机组情况，提出如下建议：
a) 主蒸汽温度偏低、空气预热器入口风温度偏高，这可能与炉膛上部结焦、受热面吸热不足和后烟井堵灰等因素有关，使再热器事故减温水经常大量投入。为此，应及时进行燃烧优化调整试验，确定最佳的燃烧方式，尽量使炉膛出口温度降低到1 032 ℃以下，具体办法是首先控制结焦，然后找出造成排烟温度高的其它主要因素。
b) 调整制粉系统，及时对运行磨的煤粉细度及配风进行测量分析，检查煤粉颗粒细度是否满足要求。该型磨一般按煤粉细度R75的值来考核其性能，从提高燃烧性能的角度考虑，应按煤粉细度R200的值来考核，尽量提高煤粉的细度，保证磨煤机出口一次风的煤粉浓度均匀。
c) 确定锅炉运行的最佳氧量。适当提高氧量，可在一定程度上缓解结焦情况。在保证安全的前提下，适当提高磨煤机出口一次风温3～5 ℃。
d) 坚持吹灰，保持受热面清洁，以调节出口烟温，但全面吹灰的次数应尽量减少，应通过试验找出不同部位吹灰对烟温的影响。炉膛上部分隔屏及后屏未布置有吹灰器，可以考虑在机组检修中增加，将是一个有利的调节手段。目前3号、4号、9号、10号长吹灰器最靠近分隔屏，必要时，可增加这4条吹灰器进行吹灰工作。
e) 可考虑将未投煤层的起转风关小，顶层磨尽量不投入，将上两层燃烧器负荷降低些，下三层增加负荷，形成正宝塔方式，使燃烧中心降低，以减轻分隔屏处的结焦和降低排烟温度。
f) 应对空气预热器烟温测点、磨煤机风量测点等仪表及显示值进行定期校核，确保测量的精度。需把在就地显示的工质温度点引入DCS，如后屏出口工质点、低温过热器出口测点，校对各级受热面的工质温度和烟气温度，确认是哪一级受热面的问题。　　g) 控制入炉煤的煤质（即使是同一煤种也有差异），尽量选择软化温度大于1 200 ℃的煤。
h) 对于新投产的机组，运行调节经验尚未完全成熟，应积极做好1、2号机组工况的对比分析工作，研究其变化规律，为新投产机组服务。