中国大型燃煤电厂锅炉运行现状分析

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1、中国大型燃煤电厂锅炉运行现状分析(2003年文献)1大型电厂锅炉的发展我国电厂锅炉已进入大容量、高参数、多样化、高度自动化的发展新时期。到目前为止已投运的500--800 MW机组已有近40台；300 MW以上的超临界压力机组已有12台投入正常运行；900 MW的超临界压力机组也在建设中。对于炉型，既有通常采用的“11”型布置锅炉，也有大型塔式布置锅炉；既有四角切圆燃烧、墙式燃烧方式，也有“U”和“W”型下射火焰燃烧方式；既有固态除渣、液态除渣锅炉，也有倍受关注的循环流化床锅炉。燃用煤种从褐煤、烟煤、劣质烟煤、贫

2、煤直到无烟煤一应俱全。作为煤粉燃烧锅炉机组不可缺少的磨煤机，特别是中速磨煤机，RP、HP、MPS、MBF等，均已普遍运行在锅炉辅机上，双进双出钢球磨煤机也打破了普通钢球磨煤机一统天下的局面。所有这些设备中，既有国产的、从国外直接引进的，也有采用引进国外技术国内制造的。它们的运行可靠性、经济性及低污染排放等性能都较以前有了较大幅度提高。2001年765台1 00 MW及以上火电机组的等效可用系数为90.64％，比2000年高0.34个百分点，比1996年高4.26个百分点；3 00 MW及以上容量火电机组近5年的等

3、效可用系数逐年增加，2001年达到了9 1 .43％，比1996年高出8.92个百分点；600 MW火电机组近5年的等效可用系数增长更显著。特别是从1996年以来新投产300 MW火电机组投运后第1年的等效可用系数在逐年提高，2000年投产后第1年的等效可用系数达到94.63％，而1995年投产的14台平均为74.67％。大型锅炉的运行经济性普遍较高，除一些难燃的无烟煤锅炉外，锅炉效率基本上都在90％以上，某些烟煤锅炉的效率达到94％。在NOx排放控制方面也取得了进展，国产600 MW机组锅炉的NOx排放质量浓度

4、最低的在300 mg／m3［O2含量m（O2）＝6％］以下，远低于现行国家标准的规定值。但也有一些大型锅炉机组仍不同程度地存在问题，如锅炉承压部件的“四管”爆漏时有发生，仍是构成强迫停运率高的祸首，占机组强迫停运总小时数的41.34％；燃烧稳定性欠佳，机组调峰能力差；锅炉炉膛及对流受热面结渣；回转式空气预热器漏风大，堵灰严重；磨煤机出力不足或煤粉达不到要求的细度；某些600 MW燃煤机组锅炉存在严重的过热汽温问题等。这些问题影响了机组运行的可靠性，导致锅炉出力不足或经济性下降。这既有设计、制造与安装质量方面的原因

5、，也有运行管理方面的问题，甚至有些是因燃用煤质和设计煤质相差太大（有个别锅炉的设计煤质和校核煤质选择欠妥）。2、典型结构特点与运行性能2.1揭煤锅炉我国褐煤煤矿主要分布在东北和西南地区。东北主要是水分较低的老年褐煤，西南地区主要是高水分的褐煤。在东北的褐煤锅炉主要有3种，分别是以元宝山电厂的1、2号机组为代表的塔式布置、采用风扇磨切圆燃烧锅炉；以该厂3号炉为代表的“Π”型布置、采用中速磨煤机的四角切圆燃烧锅炉；以伊敏电厂为代表的“T”型布置、采用风扇磨煤机八角切圆燃烧锅炉。其中元宝山电厂的2号炉由于斯坦缪勒公司设

6、计的失误，炉内严重结渣，导致长期不能带满负荷，只得改铭牌出力为520 MW运行，经长期努力改进才于2000年1月恢复为600 MW的铭牌出力。元宝山电厂3号炉是一个十分成功的范例，通过对元宝山褐煤特性的深入研究，吸取了斯坦缪勒公司失败的经验和教训，合理地选取了较低的炉膛容积热负荷（qv＝60.8 kW／m3）等重要参数，获得了很好的运行可靠性和经济性，唯有该炉排放的NOx质量浓度仍较高（622m／m3）。2号炉通过燃烧器的改造，采用分级燃烧器后NOx的排放质量浓度有较大减少，达到400 mg／m3以下。在云南地区

7、燃烧高水分褐煤锅炉的最大容量为670 t／h，即阳宗海电厂的1、2号锅炉。2台锅炉的结构特性与燃烧器有一定差别。1号炉炉膛容积热负荷略低，采用风扇磨、热炉烟与热风干燥直吹制粉系统、乏气分离燃烧器六角布置切圆燃烧；2号炉未采用乏气分离燃烧器，同样采用风扇磨、热烟与热风干燥直吹系统，唯运行中略显得十燥出力不足，煤粉较粗。2台炉均能正常运行，炉膛受热面无严重结渣，锅炉效率为87％--89％。2.2烟煤锅炉我国东部沿海地区电厂大多燃用烟煤（不包括贫、瘦煤，尤其是低挥发分的贫、瘦煤），烟煤锅炉的炉型及燃烧方式相对比较单一，

8、除少数因特殊的灰渣处理要求采用液态排渣锅炉外，一般只是由于制造厂的传统习惯不同而分别采用常规的切圆燃烧和墙式燃烧锅炉，且各制造厂都力求达到最好的水平。在切圆燃烧锅炉中，大多采用“Π”型布置，只有姚孟电厂3、4号锅炉为塔式布置，盘山电厂的1、2号炉采用“T”型布置。“Π”型布置锅炉炉膛出口烟气能量偏差大的问题曾相当突出，经过数年努力，从改进炉内空气动力场特性，减少炉膛出口烟