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哈锅电站锅炉技术发展综述于龙(哈尔滨锅炉厂有限责任公司，哈尔滨150046)考图纸，在苏联专家帮助下，于1956年0引言完成首台35t/h中压锅炉的试制，在这哈尔滨锅炉厂有限责任公司（简称阶段中完成配6MW～25MW机组的35t/h、哈锅）是全国最具规模的电站锅炉制造75t/h、130t/h中压煤粉锅炉和配50MW企业，首批国家一级企业。1994年哈锅的230t/h高压锅炉的试制。经股份制改造组建成具有现代企业制度第二阶段是1961年至1981年，由的上市公司，是国家大型企业集团——于从1960年中苏关系恶化，哈锅开始在哈尔滨电站设备集团公司的成员之一，原苏联技术的基础上，通过大量的试验是中国电力联合会理事单位。自1954年研究工作，自主开发了国内首台配100MW建厂以来，国产35t/h、75t/h、130t/h、和配200MW带中间再热的煤粉锅炉和燃220t/h、410t/h、670t/h、2008t/h等电油锅炉，燃用的煤种已从烟煤扩大到贫站锅炉第一台产品均在这里诞生，至煤、无烟煤和褐煤，值得提出的是开发2005年末已累计生产电站锅炉850多了一批油炉（从75t/h～220t/h，最大台，总容量1亿千瓦，约占国产火电装的是670t/h箱式微正压油炉），一批配机容量的35%，并出口20多个国家和地风扇磨、抽热炉烟的煤粉炉（从220t/h～区。670t/h）、一批开式、半开式和旋风式液哈锅是国家大型电站锅炉的科研与态排渣锅炉。开发基地，从建厂以来一直致力于电站第三阶段是从1981年3月开始，正锅炉的技术开发和研究工作，迄今为止式引进美国CE公司亚临界控制循环锅已形成了煤粉锅炉、循环流化床锅炉、炉的技术，通过派人去美培训、联合设余热锅炉等系列产品。下面简要回顾50计的方法，很快掌握了这种锅炉的设计、年来哈锅电站锅炉的发展历程。制造技术，先后开发了600MW烟煤和褐1煤粉锅炉煤、300MW烟煤控制循环锅炉，并在此哈锅从1954年建厂以来，在煤粉锅基础上开发了一大批具有自主知识产权炉的开发过程中共经历了四个不同阶的采用自然循环的300MW烟煤、贫煤、段。无烟煤和褐煤亚临界锅炉。第一阶段是原苏联援建阶段哈锅首台600MW亚临界锅炉安装在（1954～1960年底）。由苏方提借助参安徽平圩电厂并于1989年11月投入商·1·
1业运行。锅炉的各项运行性能指标均达（4）针对不同煤种，可采用WR到或超过美国CE公司的保证值，因此平燃烧器、水平浓淡燃烧器和双通道自稳圩电厂600MW锅炉获国务院重大技术装式燃烧器等。备一等奖，同时还获得600MW锅炉国家（5）锅炉采用∏型布置、直流式质量金奖。四角切圆摆动燃烧器。（6）采用CE公司典型的内螺纹1985年，哈锅与CE公司联合设计燃管膜式水冷壁，自然或强制循环方式。用褐煤的元宝山电厂600MW锅炉，元宝（7）锅炉尾部采用两台回转式空山电厂3号炉于1998年1月投入商业运气预热器。行。（8）汽温调节方式：过热器采用到目前为止，哈锅共订货600MW亚二级喷水，减温器采用笛管式。再热器临界锅炉37台，300MW亚临界锅炉100的调温主要靠燃烧器摆动，在再热器的多台，可燃用烟煤、褐煤、贫煤、无烟冷端进口管道上装有两只雾化喷嘴式的煤等。哈锅在设计和生产中，总结过去喷水减温器，主要作事故喷水用。的经验、教训，不断改进产品性能。产（9）锅炉设有膨胀中心，可进行品的性能、制造质量、运行可靠性均有精确的热位移计算，作为膨胀补偿，间了大幅度的提高，亚临界锅炉设计制造隙预留和管系应力分析的依据。技术已进入了成熟期。目前已经投运的在引进技术的基础上，哈锅自行开盘山电厂600MW锅炉、托克托600MW锅发开发了挡板调温300MW自然循环贫煤炉是经过改进后的哈锅第二代600MW锅和无烟煤锅炉，如湖南石门、湘潭电厂炉产品。盘山600MW锅炉曾连续运行600和贵州的纳雍一电厂；300MW褐煤自然多天，创国内机组最高水平，其性能考循环炉则和抽取热炉烟的风扇磨相配，核试验的结果表明，哈锅600MW锅炉总采用六角燃烧，如双辽电厂300MW锅炉；体性能已得到较大的提高。还自行开发了配125MW汽轮机，采用亚哈锅亚临界锅炉主要特点临界锅炉结构的自然循环超高压再热锅（1）哈锅亚临界锅炉经过长期运炉，如南京下关电厂和印度BALCO电厂。行的考验和完善，积累了大量的锅炉设除此以外，哈锅与英国三井巴布科计、制造、运行经验。克公司（MitsuiBabcock）合作开发了W（2）适于燃用烟煤、褐煤、贫煤型火焰无烟煤300MW亚临界自然循环锅和无烟煤的炉型。炉，为贵州纳雍二电厂和黔西电厂设计（3）锅炉可配中速磨直吹式制粉制造了六台亚临界参数、自然循环、一系统、钢球磨仓储式制粉系统、双进双次中间再热、双烟道、平衡通风的“W”出磨煤机制粉系统、风扇磨制粉系统等。·2·
2型火焰锅炉。三井巴布科克（Mitsui名技术人员到MB公司接受技术培训。Babcock）公司设计的双烟道辐射式“W”技术引进覆盖超临界锅炉的设计、工艺、型火焰锅炉在燃烧设计煤种和校核煤种标准、质保、安装、调试、运行等方面。时完全有能力提供达到额定参数的蒸同时全套引进MB公司相关的设计制造汽。锅炉采用直流缝隙式燃烧器，过热标准及计算软件。由于MB公司在超临器系统采用两级喷水减温作为汽温调节界锅炉的水动力部分采用的是西门子的方式，烟气调节挡板作为再热器汽温主专利，所以同时引进了西门子的水动力要调节方式。计算程序。锅炉水循环系统包括汽包、下降管哈锅600MW等级超临界锅炉分为3和膜式水冷壁，为保证水循环的安全，种典型炉型，代表炉型分别是在下炉膛热负荷最高区域布置了内螺纹1）烟煤炉538℃/566℃的常熟管。采用了具有多年使用经验的过热器600MW，首台锅炉已于2005年3月通过和再热器系统，受热面形式包括屏式、168小时试运行，正式投入商业运行；悬吊式和水平式，并最大限度的利用了2）烟煤炉566℃/566℃的乌沙山前部烟室和后部烟室。600MW，首台锅炉已于2006年4月通过第四阶段为2002年到目前，先后引168小时试运行，正式投入商业运行；进了英国三井巴布科克公司螺旋管圈水3）褐煤炉566℃/566℃的清河冷壁、低NOx旋流式燃烧器对冲布置的600MW，正在设计制造中。600MW等级超临界锅炉技术；引进了日哈锅600MW超临界锅炉技术特点本三菱重工的600MW～1000MW容量的采1）良好的变压、备用和再启动性能用内螺纹管垂直水冷壁、双切园和CUF锅炉下部炉膛水冷壁及灰斗采用螺单切园低NOx燃烧器的超超临界锅炉设旋管圈，在各种负荷下均有足够的冷却计制造技术。结合引进技术，哈锅已先能力，并能有效地补偿沿炉膛周界上的后设计开发了600MW烟煤、贫煤和褐煤热偏差，水动力特性稳定；采用多只启超临界锅炉，600MW等级和1000MW烟煤动分离器，壁厚较薄，负荷变化时热应超超临界锅炉。力小，适合于滑压运行，提高了机组的1.1超临界锅炉的发展经济性。2003年10月30日，哈锅与三井巴2）燃烧稳定、温度场均匀的墙式燃布科克公司正式签定了超临界锅炉技术烧系统引进合同，全面引进英巴公司超临界锅墙式布置的旋流燃烧器具有较强炉设计制造技术。从2003年11月底到的自稳燃能力和较大的调节比；燃烧器2004年7月，哈锅分两批共派出约50布置采用对冲方式，沿炉膛宽度方向的·3·
3热量输入均匀。目--常熟工程（538℃/566℃参数）#1、3）经济、高效的低NOX轴向旋流#2、#3炉已于2005年一年内投入商业燃烧器（LNASB）运行，实现一年三投。迄今为止，哈锅锅炉采用经过实践证明经济、高效共签定44台超临界锅炉供货合同，燃料的低NOX燃烧器（LNASB），该燃烧器包括烟煤、贫煤、褐煤，其中14台锅炉不仅能够高效、稳定地燃烧世界各地的正式投入商业运行。多种燃煤，而且已经作为一种经济实用1.2超超临界锅炉的发展的手段来满足日益严格的降低NOX排哈锅一直努力探索开发超临界和放的需要。高效超临界锅炉的设计和生产，已与国4）高可靠性的运行性能内高校和研究单位完成了十余项研究课该炉型为三井巴布科克公司标准题，如垂直管圈和螺旋管圈的水动力特化的典型设计，具有成熟的设计制造和性和传热的研究和计算程序的开发、超运行经验，机组的可用率和可靠性高，临界锅炉启动系统和汽机旁路系统的研能满足用户的技术要求。究等。同时，哈锅参与了国家批准的高锅炉中、下部水冷壁采用螺旋管效超临界机组研究计划中的一些新的研圈，上部水冷壁采用一次上升垂直管屏，究课题的工作，使哈锅在开发高效超临二者之间用过渡集箱连接。螺旋管圈的界锅炉在技术上有充分的把握。哈锅承同一管带中的各管子以相同的方式从下担“十五”国家重点科技攻关计划项目到上绕过炉膛的角隅部分和中间部分，（国家863计划）“超超临界燃煤发电技水冷壁吸热均匀，管间热偏差小，水冷术”（2002AA526010）部分研究工作，壁出口的介质温度和金属温度非常均包括子课题1“超超临界火电机组的技匀。术方案选型研究”（2002AA526011）中5）锅炉启动系统锅炉部分的研究和子课题2“超超临界锅炉的启动系统采用工质和热量锅炉关键技术研究（包括百万千瓦等级回收效果好的带再循环泵的系统。能满超超临界锅炉方案设计和计算程序改足所有启动方式各阶段冷热态清洗和汽进，新钢种HR3C、超级304H、水膨胀的要求，采用已有成熟经验的启TP347HFG、P92、E911、T24等的材料动期间分离器疏水排扩容器的系统，工特性复核，焊接试验，弯管试验等）。质可部分回收。2004年9月，哈锅与日本三菱重工目前，哈锅已经能够独立自主地完业株式会社（MitsuibishiHeavy成600MW等级超临界锅炉的全部性能IndustriesCo.Ltd）签订了超超临界锅炉设计和结构设计，哈锅第一个超临界项的技术引进合同，引进技术的容量范围·4·
4包括600MW到1000MW等级的超超临1000MW超超临界锅炉共计6台，界机组，蒸汽参数为>25MPa、蒸汽温度600MW等级超超临界锅炉共计12台，580~620℃。技术引进内容包括锅炉设超超临界锅炉数量在国内居于首位。计、制造、检验、安装、调试等全面技2循环流化床锅炉术。目前，技术引进培训工作已接近尾循环流化床锅炉因具有燃料适应性声。广、低污染物排放、负荷调节比大和灰哈锅超超临界锅炉采用П型布置、渣易于综合利用等优点，在近20～30年单炉膛、采用改进型低NOxPM主燃烧内在国内得到迅猛发展，机组的容量不器和MACT型低NOx分级送风燃烧系断增大，机组的参数逐渐提高，燃用燃统、反向单切园或双切园燃烧方式，炉料的种类也逐渐拓宽，循环流化床燃烧膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、技术在国内已经成熟。带有再循环泵启动系统、一次中间再热、在20世纪90年代初，哈锅与哈工调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配大合作为七台河煤矸石电厂设计和制造挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。承压了两台75t/h循环流化床锅炉；与西安部件选用目前国外有成熟应用经验的新交大合作为陕西白水电厂设计和制造了型高热强钢Super304H和HR3C，以大35t/h循环流化床锅炉。幅度提高高温过热器和再热器抗内壁蒸1992年，哈锅与美国PPC公司（属汽氧化和外壁高温腐蚀的能力。为进一于AHLSTROM公司）合作设计制造两台步降低沿炉膛周界水冷壁出口工质温度220t/h循环流化床锅炉，并于1995年偏差采用了带二级混合器的水冷壁中间相继投入运行。在此基础上，又为杭州集箱并采用了装于集箱外的入口节流孔协联热电厂提供了1台220t/h循环流化圈以提高节流幅度和便于调试中更换。床锅炉，于1997年投入运行。1998年目前，由哈锅供货的国内第一个超超临界锅为大连热力公司香海热电厂提供了两台炉项目--华能玉环电厂四台1000MW超超临界220t/h循环流化床锅炉，相继在1999锅炉设计工作已全部结束，锅炉供货完全满足现年和2000年投入运行。场安装要求。今年5月1日，玉环工程1#锅炉1996年，哈锅利用全球环保基金会已经完成水压试验工作，目前正在进行冷态调赠款引进美国CPC公司细粒子低倍率小整，玉环2#、3#、4#正在进行安装，预计今年容量低参数的循环流化床锅炉，制造数年底玉环1#锅炉将投入商业运行。量不多。继玉环项目以后，哈锅又陆续赢得1998年，哈锅与德国ALSTOM公司了其它超超临界项目锅炉如泰州、营口、合作设计并制造了两台220t/h燃用洗阚山、河源、芜湖和铁岭等工程，其中中煤与煤泥混烧的循环流化床锅炉。·5·
51999年7月哈锅与ALSTOM正式签台；订引进配50～135MW循环流化床锅炉合●超高压参数670t/hCFB锅炉1同。2000年哈锅设计、工艺、质检、安台；装、调试、自控、材料和标准化专业工●超高压参数440-480t/hCFB锅程技术人员相继赴ALSTOM进行培训。炉49台；2003年，哈锅、上锅和东锅共同引进了●高压参数410-440t/hCFB锅炉ALSTOM公司200~350MW亚临界参数循环9台流化床锅炉技术，并于2003年12月至●高压参数220-260t/hCFB锅炉2004年6月在法国ALSTOM公司进行了45台；技术培训。其中，云南开远电厂300MWCFB锅炉在技术引进的同时，还积极开展自1#机组于2006年6月3日通过168小时主知识产权技术开发工作。哈锅与西安试运；分宜电厂200MWCFB锅炉于2006热工研究院联合开发了高压410t/h循年7月7日通过96小时试运；另外有环流化床锅炉，于2002年投入运行。28台135MW等级、30台50MW等级CFB2004年又联合开发了超高压670t/h循锅炉投入商业运行。燃用的燃料包括煤环流化床锅炉，现已通过96小时试运。矸石、褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤、煤在此基础上，联合开发配330MW机组的泥和煤混烧、煤与天然气混烧等。亚临界参数1025t/h循环流化床锅炉正3余热锅炉处于技术设计阶段。燃气－蒸汽联合循环是当前国内比国家“十五”863计划中，清华大较流行的一种发电形式，有发电效率高、学与哈尔滨锅炉厂有限责任公司合作，启动速度快、安装周期短、环保效果好承担600MW超临界循环流化床锅炉方等一系列优点，是火力发电重要的组成案研究课题。已完成超临界循环流化床部分。哈锅是较早开发余热锅炉技术的锅炉的方案设计、模型计算、各负荷锅厂家之一，1991年与比利时CMI公司签炉出口最大流体温度偏差计算等。目前定联合循环余热锅炉生产制造技术合作该方案已通过了国家科技部的验收。协议。1992年生产制造了8台强制循环、技术引进和自主开发为哈锅生产大立式布置的余热锅炉，出口到巴基斯坦。容量高参数的循环流化床锅炉奠定了坚90年代以来陆续生产制造了10台自然实的基础，订货合同迅速增加，截止目循环，卧式布置的余热锅炉，供国内深前为止，共完成111台CFB锅炉的设计圳南山、苏州实达、合肥燃机等联合循制造工作：环电站。2004年，哈锅与浙江镇海电厂●亚临界参数1025t/hCFB锅炉7和广东珠江电厂，签订了两个项目共4·6·
6台，配GE公司9FA燃机的卧式、自然锅炉六台、600MW等级超超临界锅炉十循环余热锅炉。二台，哈锅是全国电站锅炉行业中获得哈锅还承担了“九五”国家重点科容量大于600MW电站锅炉最多的锅炉技攻关项目“整体煤气化联合循环厂，而且在国内各种容量和参数的电站（IGCC）关键技术”，是该项目中“余锅炉开发中始终占领先地位，例如第1热锅炉优化设计和结构分析的研究”专台35t/h、75t/h、130t/h、240t/h中压题负责单位。锅炉，第一台230t/h高压干态排渣和第为顺应我国燃气——蒸汽联合循环一台230t/h液态排渣锅炉、第一台电站发展的新形势，满足技术需要和市410t/h高压干态排渣锅炉（高井电厂）、场需要，2002年哈锅与ALSTOM公司第一台410t/h高压液态排渣锅炉（娘子签定余热锅炉技术转让合同。关电厂）、第一台670t/h超高压再热锅按引进技术协议，ALSTOM公司全炉（朝阳电厂）、第一台670t/h超高压面转让余热锅炉设计、生产工艺、质保旋风炉燃烧液态排渣锅炉（京西电厂）、体系及现场技术服务等全面技术，包括第一台670t/h微正压箱式燃油锅炉（新计算程序软件、性能分析软件、结构设华电厂）、首台600MW亚临烟煤控制循环计导则、工程典型图纸等。引进技术范锅炉（平圩电厂）、首台600MW亚临界褐围包括匹配6B～9F等级燃机余热锅炉，煤控制循环锅炉（元宝山电厂）、首台单压、双压、三压及三压再热系统，卧300MW配风扇磨六角燃烧亚临界自然循式与立式布置，自然循环与强制循环方环褐煤锅炉（双辽电厂）、首台600MW配式，并包括补燃系统和脱硝装置等现代风扇磨、八角燃烧亚临界控制循环锅炉余热锅炉全面先进技术。（伊敏电厂）、首台1000MW超超临界锅珠江和镇海工程现场安装已接近尾炉（玉环电厂）、首台600MW超超临界锅声。珠江和镇海工程配备的9FA等级的炉（阚山电厂）、首台135MW超高压CFB燃气轮机，是世界上有成熟运行经验的锅炉（新乡电厂）、首台200MW超高压最大容量的燃机。随着余热锅炉技术引CFB锅炉（分宜电厂）、首台300MW亚临进的完成和镇海、珠江项目的结束，标界CFB锅炉（开远电厂）均为哈锅开发志着哈锅的联合循环余热锅炉的技术已成功。五十多年中哈锅为我国火力发电经达到国内先进水平。事业作出了重大贡献，而且将在此基础到目前为止哈锅已累计签订300MW上不折不挠、继往开来，在新的起点上等级亚临界锅炉合同一百多台、600MW为我国电站锅炉事业作出更大的贡献。亚临界锅炉合同三十余台、600MW超临界锅炉合同四十余台、1000MW超超临界·7·
7自主知识产权的国产210MWCFB锅炉设计研究121212221孙献斌于龙时正海张彦军李志伟姜孝国李振宇林旭东蒋敏华（1．西安热工研究院，西安710032；2.哈尔滨锅炉厂有限责任公司，哈尔滨150040）表1210MWCFB锅炉设计性能参数摘要：在总结国产100MWCFB锅炉设计制造与运行项目符号单位数据经验的基础上，开发研究了具有自主知识产权的额定蒸发Dt/h670国产210MW循环流化床（CFB）锅炉。对其炉量型特点、关键部件及锅炉岛系统的设计进行了详主蒸汽压pgrMPa13.73细分析讨论，开发了紧凑式分流回灰换热器专利力技术，提出了复合炉型的设计思想和技术方案，主蒸汽温tgr℃540锅炉研制和投运后运行性能良好。度再热蒸汽关键词：循环流化床锅炉；大型化Dzrt/h584流量再热蒸汽1概述进出口压PzrMPa2.566/2.383在跟踪国外先进技术基础上，西安热工研究力再热蒸汽院（TPRI）和哈尔滨锅炉厂有限责任公司合作研进出口温tzr℃312.12/540制了国产100MWCFB锅炉，安装在江西分宜发电度厂，于2003年6月19日成功投入商业运行，并给水压力pgsMPa16.68取得了良好的运行性能。给水温度tgs℃249锅炉保证着眼于我国大型CFB锅炉的发展和目前ηgl%90热效率200MW~300MWCFB锅炉的市场需求，西安热工排烟温度θpy℃135研究院（TPRI）和哈尔滨锅炉厂有限责任公司延钙硫比Ca/S-2.4续合作，共同开发和研制了具有自主知识产权的一次风温trk1℃240二次风温trk2℃240200MW级CFB锅炉，以减少对国外技术的依赖，连续排污增强国内CFB锅炉的设计与制造技术实力，加速率Dpw%23国产CFB锅炉的大型化发展。NOx排放值XNOxmg/mn≤2503SO2排放值XSO2mg/mn≤4002国产210MWCFB锅炉性能参数及设计思想3锅炉炉型特点西安热工研究院根据CFB锅炉大型化的基本原则，针对江西分宜发电厂210MWCFB锅炉3.1锅炉采用H型整体布置工程煤种，研究设计了国产H型210MWCFB锅4个旋风分离器分两组布置在炉膛两侧，每炉。210MWCFB锅炉主要设计性能参数见表1侧各布置2个，锅炉布置结构如图1。。·8·
8图2紧凑式分流回灰换热器简图3.3采用迴流式风帽来自分离器的循环灰图1210MWCFB锅炉为H型整体布置（俯视）国产210MWCFB锅炉约有50%燃烧所需3.2分流式回灰换热器的空气通过燃烧室底部的水冷布风板进入炉内，2布风板面积为81.8m，布风板上采用迴流式风国外大型CFB锅炉为解决炉内受热面布置帽专利技术，在分宜100MWCFB锅炉上的运行空间不足或虽可布置但磨损倾向严重等问题，广结果表明，该型风帽具有以下显著优点：泛采用外置换热器（EHE--ExternalHeat①防止灰渣落入风室。Exchanger），即在CFB锅炉的灰循环回路上布置外置换热器，将循环灰载有的一部分热量传递给②避免风帽小孔堵塞。一组或数组受热面。在外置换热器内，一般布置③减少风帽顶部结焦。有高温再热器和高温过热器。其中外置换热器采4锅炉基本结构概述用机械阀控制循环物料的分流量，从而控制过热器/再热器汽温和炉膛温度。该类型外置换热器本锅炉为单汽包、自然循环、采用高温绝热及其配套使用的循环灰回送及分流装置结构复型旋风分离器的CFB锅炉，锅炉的结构如图3。杂，布置困难，机械阀需要定期更换。根据大型CFB锅炉的设计需要，西安热工研究院开发了紧凑式分流式回灰换热器(CHE)专利技术，并建成了目前世界上热功率最大的循环流化床燃烧试验台，其热功率为4MWth,炉膛净高为9m,横截面积为1.5m×0.8m，在该4MWthCFB热态试验台上对CHE进行了深入的试验研究。紧凑式分流式回灰换热器采用空气动力控制循环物料的分流量，同时兼有循环灰的分流、冷却和回送功能，在结构上易实现整体化。国产210MWCFB锅炉共布置4台分流回灰换热器，在分流回灰换热器内布置有部分过热器和再热器，CHE结构如图2所示。图3国产210MWCFB锅炉前视图·2·
9分离的关键部件。旋风筒内径6400mm，是现有在上述炉型设计过程中，经过充分研究和技已运行的100MWCFB锅炉分离器内径的1.23术经济比较，TPRI提出了“复合炉型”的概念倍，基本没有放大风险。和设计思想，即在炉内布置适量的屏式过热器，为有效提高分离器分离效率，采用了长入口其余部分受热面布置在分流回灰换热器内。该炉加速段结构。型方案较国外大型CFB锅炉在充分利用炉内辐分离器出灰口下部为立管，立管下部直接与射空间，保证锅炉变负荷时的汽温特性，降低锅风控式分流回灰换热器相连。为了确保回料正炉电耗等方面具有综合优势，并将成为国产大型常，装置专用高压风机（45000Pa）用来提供回CFB锅炉的主导炉型。料控制风。4.1炉膛分离器进口烟道与炉膛连接处设置可吸收热胀差的密封装置，分离器出口烟道水平段及回锅炉炉膛为单炉膛结构，四周由膜式水冷壁料管直段均装有膨胀节。分离器入口烟道，烟气构成。炉膛水冷壁管规格为Ф60×6.5，下部锥入口处的筒体均为局部高磨损区，故选用超高强段为密相区和过渡区，上部直段为稀相区。炉膛度耐磨耐火材料。内与后墙垂直布置屏式过热器。整个炉膛为全悬分离器采用支承方式，将所有重量通过支架吊结构，其重量由水冷壁上集箱通过支吊装置传传递给锅炉钢架。递给顶板梁。4.3过热器及再热器两侧墙水冷壁在炉膛下部形成锥段结构。锥国产210MWCFB锅炉方案设计布置有三段四周水冷壁上打防磨销钉，并敷设耐磨耐火材级过热器。II级过热器布置在炉膛内，III级过料（钢纤维浇注料）。耐火防磨层与水冷壁交接热器布置在尾部烟道，I级过热器布置在CHE面处的水冷壁采用特殊弯管结构，以避免贴壁回内。过热器系统设有三级喷水减温器。流物料在转向时对水冷壁的磨损。锥段四周开有两级再热器分别布置在分流回灰换热器内许多孔，主要有以下几种：和尾部烟道内，I级再热器管径Ф51×4，材料二次风口，二层共40个；为15CrMoG，II级再热器管径Ф57×5。再热器回料口，两侧墙共8个；系统设有一级喷水减温器。排渣口，左侧墙4个；III级过热器、I再热器通过省煤器连接管将检修人孔，两侧墙各1个；其重量传递给顶板梁上。III级过热器和I再热温度和压力测孔及看火孔等若干个。器每组管束上两排及靠炉墙面的两排管子上均炉底为水冷布风板和风室，布风板有效面积应设有防磨盖板。2为81.8m。布风板的鳍片上装有迴流式风帽。4.4省煤器布风板上部空塔流速设计值＞5m/s，以保证较大省煤器采用Ф32×4的蛇形钢管，顺列逆流颗粒亦能处于良好流化状态。布置。烟道内有三个出口联箱，从联箱上各引出燃用劣质烟煤的210MWCFB锅炉，炉膛的71根出水管，作为III级过热器和I再热器的吊设计床温为900℃。挂管，垂直向上穿出烟道外，出水管子规格为Ф4.2分离器和循环回路42×8（低温再热器区域）和Ф51×8（高温过热4个高温旋风分离器是CFB锅炉实现气固器区域）。·3·
104.5空气预热器料机有10:1的调节能力。虽然在大型CFB锅炉中采用管式空气预热4.8底渣冷却系统器其体积及占地面积都比回转式空预器大，但由4台冷渣器以及与之配套的排渣设备于CFB锅炉烟风侧压差是常规煤粉炉的几倍，保证了最佳的系统可靠性，并留有100%为降低漏风，提高锅炉运行经济性，国产210MW的备用余量。冷渣器采用滚筒式冷渣器，CFB锅炉选用管式空气预热器。每台冷渣器设计出力为22t/h，滚筒式冷渣空气预热器为管式2级4流程卧式结构，管器通过转速的调节可实现床压的自动控子规格为Ф60×2.75，在各个流程之间有连通箱制，在冷渣器内，灰渣流过水冷却受热面连接。预热器风道间均装有胀缩接头，用以补偿再从排渣管排出滚筒式冷渣器，再进入灰热态下的相对膨胀。渣输送机。冷渣器的冷却水为冷凝水。整个预热器的重量通过横梁传递到构架柱4.9点火启动系统子上。4.6给煤系统点火系统采用床上及床下联合点火启210MWCFB锅炉布置了4套给煤系动方式，其总的热功率为30%BMCR。床统。每套系统包括2台刮板式给煤机，每下设置4台热烟气发生炉，热功率为4×套系统设计传送25%的燃料量。3%BMCR，床上设置5个油枪作为辅助点在给煤系统的上游有两个煤仓。在火装置，热功率为6×3%BMCR，布置在100%的锅炉出力下，煤仓容量能提供8小两侧墙上。时的给煤。5工程实施每个刮板式给煤机可变速调节，能通表2国产210MWCFB锅炉工程实施进度表过锅炉最大负荷时总燃料流的2.5%到2OO32OO42OO52OO610121345134814671225%（调节比10:1）。锅炉在正常的满负荷▽合同性能设计运行工况下4台刮板式给煤机同时工作。详细设计燃料从刮板式给煤机，经过落煤管，设备采购/制造/发货采用气力播煤方式送入炉膛。由于配备了4套给煤系统，就能保证工程建设与安装在不同的工况下实现最最佳的锅炉运行方调试式。即使在一套给煤系统发生故障时，锅炉负荷也能得到保证。6初步运行性能4.7石灰石制备及给料系统国产210MWCFB锅炉配备了一套石国产210MW循环流化床锅炉安装在灰石给料系统。一个石灰石仓、一台螺旋江西分宜发电厂，已于2006年6月7日建给料机和2台鼓风机和相应的气力输送管成后首次并网，2006年7月7日顺利通过道。96小时试运行，96小时试运过程中，锅炉石灰石仓容量为100%锅炉负荷8小最大出力达到224MW，连续平均负荷率时的石灰石需求量。每台可调速石灰石给94.6%，各项性能参数达到设计值，机组·4·
11自动投入率87.3%。仍维持在870℃以上运行，这对于该台燃表3210MWCFB锅炉运行性能参数用无烟煤的CFB锅炉具有重要意义，保证项目符号单位数据了在低负荷时的燃烧效率和变负荷时最佳锅炉蒸发量Dt/h672的脱硫温度。主蒸汽压力pgrMPa13.06主蒸汽温度tgr℃540再热蒸汽进1000PzrMPa2.64/2.19出口压力950再热蒸汽进900tzr℃314/540出口温度850给水压力pgsMPa14.56床温(℃)800给水温度tgs℃252750运行床温θb℃925700飞灰可燃物Cfh%5.2~7.97050100150200250底渣可燃物Cdz%0.44~2.06负荷(MW)排烟温度θpy℃136图5锅炉运行床温与负荷的关系最低不投油BMLR%BMCR25稳燃负荷冷渣器排渣θpz℃≤80国产210MWCFB锅炉的成功投入运温度行，标志着我国完整的掌握了大型CFB锅炉的核心技术，步入世界CFB锅炉技术的运行表明，在国内首次采用的紧凑式先进行列。分流回灰换热器运行稳定，能够很好实现国产210MWCFB锅炉的成功研制和锅炉变负荷过程中调节过热汽温和再热汽运行所取得的经验，为下一步建设江西分温及床温的作用。宜国产300MW级CFB锅炉示范工程，研制中国自主品牌的300MW级CFB锅炉奠定了坚实基础。参考文献1．孙献斌，于龙,等.国产100MWCFB锅炉的设计与运行经验[J].发电设备，2004，5(12):7-9.2．孙献斌，李光华，蒋敏华.循环流化床锅炉技术领域几个前沿课题的研究[J].热力图4紧凑式分流回灰换热器的投运发电,2005,34(11):1-5.及运行床温特性3．孙献斌，李志伟，时正海，等.循环流化床锅炉紧凑式分流回灰换热器的试验研究锅炉在50MW的低负荷运行时，由于[J].中国电力,2006(7),39(7):27-30..紧凑式分流回灰换热器的调节作用，床温·5·
12水煤浆技术进展周俊虎(浙江大学热能工程研究所，杭州310027)·1·
131中国发展水煤浆技术的重要意义中国是能源生产和消费大国，也是目前世界上少数几个一次能源以煤为主的国家之一。从能源资源条件看，我国煤炭资源丰富，占化石能源资源的80%以上，石油、天然气相对短缺。随着能源科技和中国经济的快速发展，优质能源需求不断增加，石油、天然气消费呈现加速增长态势。目前中国每年进口石油在1.2亿吨以上，为此需支付外汇400多亿美元。据有关部门预测，“十五”期间及未来的10-20年，我国石油需求仍将呈现强劲增长趋势。面对日趋严峻的石油供求形势和国际油价变动的不确定性，寻求行之有效的替代技术，以缓解我国石油进口压力，保持国民经济的持续发展，保障能源与经济安全的任务显得十分紧迫。煤是不清洁的能源，随着我国经济的快速发展，大气环境污染问题将越来越重要，煤在开采、运输和使用（燃烧）过程中都会产生环境污染，如大气中的粉尘、SOx和NOx等大部分是燃煤产生的。因此，如何把不清洁的煤变为清洁的能源，是我国目前迫切要解决的问题。水煤浆是一种新型低污染代油燃料，是七十年代石油危机中发展起来的一种新型代油环保燃料。我国从八十年代初开始水煤浆的研究以来，水煤浆技术发展一直受到中我国几届领导人的高度重视。1996年1月江泽民总书记视察水煤浆工作时，对水煤浆技术给予了高度评价，并指出“从战略上看，中国煤炭资源丰富，要充分发挥煤的作用，中国的燃料在相当长的时期内要依靠煤，要把水煤浆作为一个战略问题来考虑，这是一件重要的工作。”2水煤浆技术水煤浆是一种新型低污染低油燃料，它是由65—70%不同粒度分布的煤、30—35%的水和约1%的添加剂制成的混合物，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，可以象油一样易于装、贮、实现管道输送和高效燃烧，被称为液态煤炭产品。由于水煤浆具有的燃烧效率高，污染物排放低等特点，可以广泛用于电站锅炉、工业锅炉和工业窑炉代油、代气、代煤燃烧，亦可作为气化原料，用于生产合成氨、合成甲醇等。水煤浆技术包括水煤浆制备储运和水煤浆燃烧等关键技术，是一项涉及多门学科的系统技术。2.1水煤浆燃料的制备水煤浆燃料的制备是在水煤浆制浆厂中完成的，一般包括如下的过程：原煤的洗选、添加剂（分散剂和稳定剂）的添加、水的配备、研磨、储存等。水煤浆在制备的过程中涉及水煤浆中煤粉的粒度分配即级配问题、水煤浆的流体特性包括：粘度、流变特性（即流体受到的剪切力与流体应变的关系）等关键问题。合格的水煤浆应具有如下的特性：浓度：66-70%±1%，-1粘度：1±0.2Pa·s，25℃，100s时平均粒度：<50μm，最大粒径<300μm灰分(Ad)：<9%硫分(St，d)：0.3-0.5%发热量(Qnet，ar)：18.8~20.1MJ/kg稳定性：1-3个月水煤浆制浆厂的建设包括：煤仓、输煤系统、磨机、搅拌罐和储浆罐等系统和设备。出厂的合格水煤浆还要经过浆车的输送或经铁路或管道运至用户场地。我国已于2002年颁布了水煤浆国家技术标准（GB/T18855—2002），使水煤浆的生产质量有了·2·
14保证。表1是水煤浆技术参数。表1水煤浆技术指标（GB/T18855—2002）技术指标项目Ⅰ级Ⅱ级Ⅲ级浓度C/%>66.064.1∼66.060.1∼64.0粘度*η/mPa•s<1200发热量Qnet.cwm/>19.5018.51∼19.5017.00∼18.50(MJ/kg)灰分Acwm/%<6.006.00∼8.008.01∼10.00硫分St.cwm/%<0.350.35∼0.650.66∼0.80软化温度**ST/>1250℃℃Pcwm.+0.3mm/<0.030.03∼0.100.11∼0.50粒%度Pd.-0.075mm/%≥75.0挥发分Vdaf/%>30.0020.01∼30.00≤20.00-1*：在浆体温度20℃，剪切率100s时；**：煤灰熔融性软化温度，适合于固态排渣方式。2.2水煤浆的燃烧技术水煤浆的燃烧过程与原理与燃油锅炉类似，但是由于水煤浆燃料相对原煤、油、天燃气等原料的不同物理化学特性，燃烧系统必须做特殊的设计，制备好的水煤浆在锅炉的燃烧系统应经过下列重要过程：1)水煤浆的炉前的搅拌系统（在搅拌罐中）以防止发生沉淀；2)水煤浆的炉前过滤系统（在线过滤器）以滤去杂质，过滤器应具有承压、密封和清洗等功能；3)供浆系统如供浆泵、供浆管路等，并可以实现连续调节供浆量供给；4)炉前水煤浆雾化喷嘴，以压缩空气或蒸汽为介质进行雾化，雾化喷嘴设计的好坏将直接影响水煤浆的点火、燃烧的效率；5)水煤浆燃烧器，水煤浆含有30%的水分，燃烧器的设计应考虑水煤浆的这些特殊的物理化学特性，燃烧器的设计将直接影响水煤浆的点火及燃烧效率。6)雾化后的水煤浆喷入炉内完成燃烧，炉内的布置应满足水煤浆的特殊的燃烧特性。7)其他系统，燃烧后的灰渣要经过除灰系统、排渣系统等，这些系统都应按照水煤浆特性做相应的设计。3水煤浆技术发展现状3.1国外的发展状况自70年代石油危机以来，世界主要发达国家如美国、日本、加拿大、瑞典、意大利、英国、法国和俄罗斯等都相继投入了大量人力、物力和财力寻求代油燃料，进行水煤浆技术的研究开发，目前国外水煤浆技术已趋于成熟，建成一批水煤浆厂，达到了工业应用的水平。俄罗斯别洛沃建有世界规模最大的水煤浆制备—管输—发电工程，水煤浆生产能力达5Mt/a，·3·
15管输距离260km、管道直径为530mm，供6×200MW电站机组670t/h锅炉燃用。该电站锅炉原设计烧粉煤，改烧水煤浆后，锅炉负荷调节范围50%～100%，具有较高的燃烧效率。美国兴建的包括制浆和管道运输系统的黑迈萨煤浆管理工程，运距439km，年运煤量4.5Mt，几十年来以99%的可靠性为姆哈夫电厂的1580MW发电机组提供了上亿t燃料。美国匹茨堡能源研究中心附近的电厂锅炉燃用煤泥水煤浆。日本小名滨0.5Mt/a水煤浆厂，通过9km管道供给东京勿来电站4号机组（75MW）260t/h锅炉。法国艾米路希电厂是世界上最为成功的煤泥水煤浆用户，自1990年以来，367t/h循环流化床锅炉（带125MW机组）一直燃用煤泥制成的水煤浆，燃烧效率为98％。此外，意大利、瑞典也曾有成功的商业化应用经验。3.2国内水煤浆技术发展现状我国自1981年由浙江大学率先开始从事水煤浆燃烧技术研究。在“六五”至“九五”期间，国家给予水煤浆技术发展很大支持，其间还得到了李鹏等国家领导人的重要批示，国家科委攻关项目累计拨款1088万元，国家计委从煤代油基金拿出约2亿元投入水煤浆示范厂建设；煤炭部门也投入资金100多万元。在政府的支持下，我国科研工作者完成了大量的从水煤浆的理论基础、制浆、添加剂技术、到水煤浆燃烧的一系列攻关课题的研究，应用水平与国外水平相当，并取得了大量的工业应用。3.2.1水煤浆制浆生产技术方面全国已建成水煤浆厂10余座（包括试验厂），形成总生产能力1.5Mt/a。其中南海制浆厂100万t/a，茂名制浆厂150万t/a，白杨河电厂浆厂60万t/a，胜利制浆厂50万t/a，兖日浆厂25万t/a，八一水煤浆25万t/a。近年来，水煤浆的发展迎来了新的高峰，拟建中的水煤浆厂很多，其中大同浆厂拟扩建年产30万—100万吨水煤浆厂，目前一期30万吨浆厂已经基本建成。目前我国在环保型水煤浆、精细水煤浆、气化水煤浆也取得了较大的进展。3.2.2水煤浆应用方面至今已成功地在电站锅炉、工业锅炉和工业窑炉上实现燃烧。3.2.2.1电站锅炉燃用水煤浆山东白杨河电厂3号炉（230t/h锅炉）原设计烧油，1990年能源部立项，进行冷态模化单角试烧成功后，1996年改烧水煤浆，并列入“八五”国家攻关项目，至1999年10月共燃用八一水煤浆厂高浓度水煤浆22万t。2000年初1号机组和2号机组均改烧水煤浆。锅炉运行稳定，改烧水煤浆后锅炉负荷没有降低，燃烧效率达到98%以上，锅炉效率达到90-91%；负荷在40%~100%区间内调节时，SOX和NOX排放低于国家标准。茂名热电厂2台220/H锅炉和2台410t/h也分别在2000年至2005年改烧水煤浆，汕头万丰热电有限公司2台220t/h也分别在2001年和2006年改烧水煤浆，通过近多年运行，燃烧效率达到99%以上，锅炉效率达到91%以上；负荷在40%~100%区间内调节时，SOX和NOX排放低于国家标准。目前世界上最大的水煤浆专用锅炉（670t/h）也在去年投入商业运行，该锅炉也由浙江大学负责设计和调试。运行结果表明：锅炉燃烧效率达到99%以上，锅炉热效率达到91%以上；负荷在40%~100%区间内调节时，SOX和NOX排放低于国家标准。3.2.2.2工业锅炉燃用水煤浆1)燃油锅炉改烧水煤浆·4·
16早在1983年，浙江大学在国内首次对北京造纸一厂20t/h燃油锅炉实施水煤浆技术改造，并取得成功，该项目列入国家六五科技攻关项目。1990年又对该厂60t/h燃油锅炉进行水煤浆技术改造，该项目列入国家七五科技攻关项目。北京造纸一厂20t/h和60t/h燃油发电锅炉经改造后，运行情况良好。燃烧效率分别为93%~95%和95%~98%，锅炉效率分别达80%~82.5%和82%以上。1994年，河南油田1台4t/h燃煤锅炉经与浙大合作改造后，燃用水煤浆，燃烧效率达95%左右，锅炉热效率达83%。1994年，山东胜利油田曾委托浙大在3MW筒型盘管燃油热水炉和7MWD型燃油锅炉上改烧水煤浆，燃烧稳定，炉膛充满程度好，水煤浆燃烧效率大于98%；烟气中NOX、SO2的排放明显低于环保要求。目前全国大部分地区都有工业水煤浆锅炉在运行，取得了良好的社会和经济效益。水煤浆锅炉一般燃烧效率在97%以上，锅炉热效率可达到85%，环保排放一般能满足国家标准。2)燃煤锅炉改烧水煤浆八一煤矿KZL4-10型锅炉改烧经济型水煤浆，去掉链条炉排，降低了维修量，锅炉热效率达81%，燃烧效率在98%以上，节能效果好，降低了烟尘浓度和飞灰含量，采用水膜除尘器除尘，环保排放指标达到国家GB13271-91二级标准。青岛海众实业有限公司同浙江大学合作，2000年7月采用八一浆厂水煤浆作燃料，在青岛某食品厂浙江大学开发的1t/h水煤浆锅炉上进行了试运行，取得成功。经测试，锅炉燃用水煤浆可达到额定出力，锅炉效率为81.83%；符合排放标准。3.2.2.3工业窑炉燃用水煤浆1)代油燃烧2济南钢铁总厂二分厂曾在24m烧结机上燃用水煤浆，可满足烧结点火工艺要求，实现代油燃烧。长春保温材料厂曾在隧道式干燥窑上用水煤浆代油燃烧，产品质量略有提高。“水煤浆旋风燃烧热风炉”技术在建筑陶瓷业已经在河南、山东、河北、湖南等地得到应用并取得了可观的经济效益和社会效益。在福建晋江浙大对一台2.6MW燃油喷雾干燥塔改造使燃用水煤浆，该项目已经投运。2)代煤或煤气燃烧在绍兴钢厂、山东莱芜钢铁总厂大型锻造加热炉、桂林钢厂等该烧水煤浆后均达到了良好的效果。另外，化工待业引进以水煤浆作原料用的Texaco加压气化炉，已投产运行的有鲁南、渭河化肥厂和上海焦化总厂，采用水煤浆能耗低、污染轻，应用良好。表2部分水煤浆锅炉的环保测试结果·5·
17序号锅炉或机组容量烟尘SO2NOx备注1T/H(民用供暖炉333182mg/Nm610mg/Nm605.98Nm青岛)33315T/H(轧钢炉桂240mg/Ndm4.405mg/Ndm28mg/Nm2333林)燃煤735mg/Ndm燃煤280.8mg/Ndm燃煤40.3mg/Ndm20T/H(北京造纸一3333300mg/Nm624mg/Nm317mg/Ndm旋风除尘器厂)燃油0.9kg/h33427T/H(美国)70-90g/m300mg/Ndm水煤浆0.6kg/h331400mg/Ndm580mg/Ndm535MW(意大利)33油4657mg/Ndm油800mg/Ndm3336220T/H(白杨河)135.2mg/Ndm255.7mg/Ndm495.1mg/Ndm33775MW(日本)4mg/m562mg/Ndm电除尘38300T/H(意大利)40mg/m旋风除尘器3339600MW(日本)50mg/m《50mg/m<171mg/Ndm电除尘3310220t/h(茂名)38.08mg/m560.2mg/m电除尘4水煤浆技术的优越性1)代油燃烧效果好。水煤浆比粘度低于重油，易于调节，最低负荷可调至40%。替代重油在锅炉中燃烧，燃烧效率达96-99%，锅炉效率在90%左右，达到燃油等同水平，燃烧调节方便，运行稳定可靠。储存、运输比燃油简单、安全，便于管理。适宜于管道运输。原燃油锅炉一般占地面积小、无预留煤场和灰场，直接改燃煤比较困难，适宜改烧水煤浆。2）环保效果明显。由于水煤浆燃烧温度在1300℃左右，比燃油和粉煤温度低100-200℃，而且水煤浆的制备过程中大多经过洗选，水煤浆本身硫分和灰分低等原因，燃用水煤浆SO2和NOx排放浓度较低。即使采用除尘装置，相比燃煤的情况，由于灰量较小，除尘设备投资也小；NOx排放甚3至低于油炉，Sox则与油炉近似，烟气黑度I级以上，烟尘小于150mg/m；对于燃用含硫量低于1%的原煤制成的水煤浆，无须任何脱硫设备即可达到一类地区的环保标准。表2为部分水煤浆锅炉的测试结果（表中未特别注明均为燃用水煤浆）：·6·
18表中可见，水煤浆锅炉的排放指标基本上可以达到我国现行的环保要求，并且从仅有的对比数据来看，水煤浆锅炉的排放指标好于燃煤机组，经环保处理后也好于燃油机组。3）与烧煤粉相比有许多优越性。在制浆过程中应用湿式球磨机，磨浆温度低（50-60℃），安全，热损失少；采用无级变速调节浆泵，比烧煤粉易于调节；精煤水煤浆含灰分低，锅炉受热面磨损低于燃煤，维修费用降低；不需炉前备煤系统和备煤场，排灰少灰场占地仅为燃煤的1/4；燃烧渣量很小，可以省去排渣设备的投资；由于粒度细，燃料系统(密闭储存，运输)损耗小，节能效果显著；由于燃用清洁燃料，环保指标非常理想，远远好于燃煤机组。4）油炉（或烧气炉）改烧水煤浆投资低于改燃粉煤，经济效益显著。a.水煤浆代油可充分利用原有设备，生产流程简化，投资省。油炉改烧水煤浆所需的设备或系统为供浆系统、除灰系统、燃烧器；如油炉改烧煤粉则需增加煤仓、输煤系统、除灰系统、除渣系统、燃烧系统。b.油（气）炉改造水煤浆与改燃煤粉相比，改造费用仅为改烧粉煤的1/3—1/2，改造时间则为改烧粉煤1/3，占地面积也将大大减少。c.环保效果好。燃油锅炉改烧水煤浆比燃汪锅炉改烧煤粉具有环保效果好的优点。由于水煤浆在制浆过程中，经过洗选，其中的硫、灰含量大幅度下降，又由于水煤浆锅炉燃烧时比燃煤锅炉温度低200℃左右，氮氧化物时排放将大幅度下降。通过实际运行可知，水煤浆锅炉排放经简易除尘即可达到烟尘排放指标，不经脱硫设备即可满足硫化物排放要求，氮氧化物也完全在控制指标之下；而燃煤锅炉由于灰量较大，对除尘设备的要求很高，除尘设备的一次性投资也高得多；燃烧锅炉多需脱硫设备来满足硫化物排放要求，而理想的脱硫设备投资大约相当于一台锅炉本体的造价的数倍；同样燃煤锅炉为了达到氮氧化物的排放，需增加相应的低NOx燃烧设备，无疑会大幅度增加一次性投资。因此，水煤浆燃烧技术作为一种洁净煤技术在我国进行广泛推广。d.燃煤锅炉的运行维护费用高。燃煤锅炉相对燃水煤浆锅炉而言，安全性较差，由于燃料含灰较高，流量较大，对流受热面易磨损和积灰，易发生漏泄事故，将会造成停炉损失；而且燃煤锅炉工作环境恶劣，涉及比较多的大型重型设备如磨煤机等，故运行维护量大，所需运行人工费用较高，同时燃煤机组的检修维护量大，所需的备品配件量大。水煤浆的燃料费用比石油、天然气的费用低得多，对于燃油锅炉来讲，每年可节约燃料费用一半以上，而设备的改造用相比改燃煤也低得多。白杨河电厂改烧水煤浆后，单位发电成本降低0.182元/kWh（按油电价上网），经济效益非常可观。据燕化公司测算，若考虑节油再加工，每替代1吨重油，企业可获利1200-1400元，230t/h锅炉正常生产后，每年可代油9万吨，获利约1亿元，经济效益更显著。·7·
19因此水煤浆是优良的代油（气）燃料，适宜部分燃油（气）锅炉代油（气）燃烧。水煤浆技术适于在环保较严格的地区推广燃煤锅炉的水煤浆改造。·8·
20循环流化床锅炉热流密度分布1211122吕俊复，于龙，岳光溪，杨海瑞，张建胜，张缦，杨仲明(1.清华大学热能工程系，100084，北京；2.哈尔滨锅炉有限责任公司,哈尔滨150040)摘要：循环流化床(CFB)燃烧技术的发展方向是超临界。超临界CFB锅炉的主要技术关键是炉膛受热面的横向热流分布。本文在管内工质温度不同的三个容量实际运行的循环流化床锅炉上，在水冷壁不同高度上测量了膜式壁特征金属壁温，将有限元用于水冷壁的换热分析，得到了循环流化床向水冷壁的换热系数分布。该结果为超临界CFB锅炉的设计提供了基础。关键词：循环流化床锅炉；热流密度；分布；测量0引言循环流化床燃烧技术在低成本控制污染物测量的对象为强制循环的热水炉，管内工质的流排放方面，具有明显的优势，但在提高供电效率动均匀性以及工质相变直接影响测量结果，因此上上存在着挑战。超临界参数可以弥补这一不得到的数据的可靠性受到质疑。该研究的重要意足。循环流化床炉膛特点使其更适合与超临界循义在于，测量结果提示人们，循环流化床锅炉水[1,2]环相结合。发展更大容量和超临界蒸汽参数冷壁的热流并非如以前人们认为的那样均匀。的循环流化床锅炉就必然成为循环流化床燃烧为了便捷可靠地测量床向受热面换热系数，[8]技术下一步发展的主要方向，已经受到关注人们进行了很多努力，比较成功的方法是测量[1,3,4]，从1995年开始，人们开始了相关的研究膜式壁典型位置的壁温，根据有限元分析计算得工作。但是研究开发超临界循环流化床锅炉需要到床向受热面的换热系数。一定的条件，其中最重要的是对水冷壁热流密度采用测量膜式水冷壁背面温度来测量换热[1][8]的了解。系数的方法已经得到应用。Bowen等人采用了[9]目前，已经投运的循环流化床锅炉蒸汽参数有限差分法研究了膜式水冷壁的换热特点。均为亚临界以下，以自然循环汽包炉为主，基本Fang等人用有限元方法对水冷壁进行了换热上不考虑热流分布的不均匀性导致的流量偏差。分析认为，流向壁面的热流通量与壁面上任何[10]由于自然循环水动力的自补偿特性，没有产生问两点的温差都近似成线性关系。Andersson题。但在超临界条件下，是直流锅炉，必须充分等用有限元法计算了水冷壁温度场与热流的关[1,3]考虑热流分布。系，并与实验相结合，确定了适当的经验系数，目前，关于循环流化床锅炉热流密度分布的用测量壁面温度差乘以经验系数的方法来确定[8]研究文献非常少，仅有关于平均传热系数的纵向热流密度。这种不破坏水冷壁结构的比较准确分布的描述，水冷壁沿炉膛高度方向上换热系数的方法适合于换热系数分布的大量测量。[5]的分布呈现出典型的下降趋势。但是仅仅这些本文利用有限元分析作为工具，对不同容量还不足以对水冷壁的工质流动清楚掌握，需要更的、不同工质温度的三台循环流化床锅炉，在不加详细的关于热流密度的分布规律。同高度位置和横向管子进行了温度测量，作为有关于循环流化床锅炉横向热流分布特点，人限元计算的条件，得到了床向受热面换热系数的们延续了煤粉炉的有关思想，曾经有过错误的认分布。识。这主要是缺少这方面的测量和运行实践。事实上，热流密度的核心是传热系数的分布。由于1膜式壁传热的有限元分析[6]管内工质的温度、流速影响了整体传热系数，所以可以进一步认为热流的本质是床向受热面锅炉运行中，负荷和蒸汽参数稳定时，测量的换热系数。正是由于床向受热面的局部换热系过程中操作条件如床存量、过量空气系数、风配数测量困难，对这一问题的研究比较少。[7]比、排渣等处于稳定状态，则膜式壁结构处于稳Animesh等曾经进行过探索性测试，由于研究态导热过程。水冷壁一般较长，在循环流化床锅对象是冷态实验台，传热和流动状况和实际相差炉条件下，床侧温度上下梯度非常小；若为蒸发太远，只得到了一些定性结果。Leckner等在炉过程，管内工质的温度没有变化，因此可以不考膛截面为1.44m×1.7m的热水炉上，对水冷壁的[8]虑其纵向导热，简化为二维导热问题。出于对称横向换热系数进行过测试，这是公开发表的对性的考虑，认为单根管温度场是管中心线两侧对于热流分布研究的最早的也是唯一的研究。由于·9·
21称，因此可以选取半个节距作为计算区域。考虑，每个单元独立迭代计算区域内的温度场为：λ=bb+T(3)o12∇T=0(1)式中，bo、b1与选用的材料有关可查有关数据，T为该单元的平均温度。∂T=0环境温度Tf4=Ta实测，环境与保温层的对流∂ns,s,s2135(2)换热系数α6=αa为15W/(m⋅K)，保温层的导热∂T系数0.15W/(m⋅K)。管内工质温度根据汽包实际−=−=kTα()2T,i,4,6iifi∂ns压力对应的温度考虑。管内工质侧的对流换热系i计算单元采用三角形，首先对计算区域进行数α2的取值方法较多，但相差较大，由于该值[12]单元划分。以管径为51mm、管节距为100mm较大，对计算结果影响较小，计算中取为2为例，计算网格划分见图1。共计68个计算单5000W/(m⋅K)。元。其他膜式壁结构计算单元的划分与此相似。温度测量中，分别测量图1中的A、H、在测试对象中，水冷壁鳍片的材料、厚度与G三点的温度。测量采用在金属壁面埋设热管子本材是一样的，认为管、鳍片和保温层的导电阻的办法。热系数各向同性，保温层的导热系数为常数，鳍片和管子的导热系数为温度的函数。鳍片与管子2测量结果分析与讨论的焊接工艺，目前普遍可以满足焊透的要求，因此可以忽略管子与鳍片间的接触热阻。通常保温在截面积分别为3m×6m、5m×10m、7m×14m材料的性能参数包含有管子和保温层间的接触的实际循环流化床锅炉上进行膜式壁的壁面温热阻，因此计算中不再考虑，并且认为保温层和度测量。依据测量得到的管子三个节点的温度，环境之间的对流换热系数α6在s6表面上处处相通过上述有限元计算，可以获得床向该管的换热等。假定管内工质与管内壁的对流换热系数α2系数。忽略出口效应对炉膛换热系数分布的影在测量点高度截面s2上沿管内壁面与位置无关，响，前后墙及左右墙换热系数的分布以各自的中管壁内侧水垢热阻忽略不计。循环流化床锅炉炉心线对称分布，则测量一半墙。膛中气固两相流对水冷壁管的冲刷严重，外侧金实际测量各种容量循环流化床锅炉的床侧[6]属壁面污染系数取为0.0005。温度水平分布发现，只要物料循环系统工作稳s1s3定，同时风量配比以及燃料粒度合理，温度横向ABCD分布是比较均匀的。0.06α2a2=af=αf图2为床截面为3m×6m、炉膛净高度为20maTTf2=Tf的炉膛上，在高度分别为6.4m、14.2m、16.4m=Tf4截面上，炉膛侧水冷壁的靠后墙半部分进行温度s20.04测量，计算得到三个高度上沿床深度方向的床向as6s4α受热面的换热系数分布。=HE6α床截面为5m×10m、炉膛净高度为30m的α4=αb炉膛的测量结果见图3。锅炉水冷壁饱和温度为0.02HTf4=Tb274oC。图3(a)为布风板之上14.6米炉膛前墙右侧水冷壁的结果，图3(b)为距离布风板高度分别ΔliGF为9.2m、15.4m、20m截面上、炉膛侧墙靠近前s5墙的结果。0床截面为7m×14m、炉膛净高度为35m的-0.06-0.04-0.0200.02炉膛的测量结果见图4，其中图4(a)、(b)分别为图1计算网格前墙左侧、左侧墙靠近前墙在距离布风板高度分假定与床侧接触的换热表面的换热系数α4别为12m、18.5m、23m的炉膛水冷壁的结果。在换热表面s4上均匀分布。若节点温度A、H、G与测量结果相同，则说明该假定的α4为该测试条件下的床侧换热系数αb。由于两个节点之间的温差与确定床温Tb下的热流之间存在着唯一确定的关系，则采用两个节点之间的温差确定床温Tb下的床侧的换热系数α4，可以消除温度测[8,11]量误差提高测量的可靠性。金属材料导热系数是温度的函数，按式(3)·2·
22154190C)1522oC)2o170W/(mbW/(m150baa148150146距布风板高度6.4m床向壁面换热系数距离布风板高度9.2m床向壁面换热系数距布风板高度14.2m距离布风板高度15.4m距布风板高度16.4m距离布风板高度20.0m13014400.10.20.30.40.500.10.20.30.40.5距离中心线相对位置距离中心线相对位置图2水冷壁横向换热系数的分布有限元测量结果(b)(燃烧室截面积为3m×6m，炉膛净高度20m，床温图3水冷壁横向换热系数的分布有限元测量结果oC，流化速度u(燃烧室截面积为5m×10m，炉膛净高度30m，床温Tb=900~910f=4.97~5.15m/s，管内工质温度oToC，膜式壁结构ϕ51×5-100)Tb=900~912C，流化速度uf=4.75~4.93m/s，管内工质温度f=253.6~254.8oTf=272.3~273.1C，膜式壁结构ϕ60×5-80)从图2~图4可以看出，离布风板越高，换(a)炉膛前墙右侧(b)炉膛侧墙前侧热系数越小，单调下降；炉膛水冷壁中心线附近195的换热系数相对较小，而在接近炉膛角部，换热系数有所提高。而四角燃烧煤粉炉的热流密度分C)布为中间高，角部低；前后墙布置燃烧器为波浪2o185形分布，且前后墙与侧墙相差较大。这与煤粉炉W/(mb的分布是截然不同的。a175图3、图4表明，侧墙换热系数的分布与前后墙的分布相似。无论床截面的大小和炉膛的高低，炉膛中气固两相流向受热面的换热系数，在165距离布风板高度12.0m任何高度的水平方向上，无论侧墙还是前墙，均床向壁面换热系数距离布风板高度18.5m呈现出中心低、角部高的现象。距离布风板高度23.0m15519000.10.20.30.40.5距离中心线相对位置C)(a)2o195170W/(mba185C)1502o距离布风板高度14.6mW/(m床向壁面换热系数b175a13000.10.20.30.40.5165距离布风板高度12.0m距离中心线相对位置(a)距离布风板高度18.5m床向壁面换热系数距离布风板高度23.0m15500.10.20.30.40.5距离中心线相对位置(b)图4水冷壁横向换热系数的分布有限元测量结果(燃烧室截面积为7m×14m，炉膛净高度35m，床温oTb=882~894C，流化速度uf=5.78~5.86m/s，管内工质温度oTf=353.8~354.6C，膜式壁结构ϕ60×6.5-90)(a)炉膛前墙左侧(b)炉膛左侧墙前侧·3·
23度场和浓度场的叠加，使角部的浓度最高。炉膛中，流动边界层影响了气体的向上流动，近壁区的速度较小，见图6(b)，这是导致如图6(a)的物料浓度分布的重要原因之一。[6~10,13,14]换热系数是物料浓度的函数。物料浓度的增加，可以提高换热系数；同时，较高的物料物料悬浮浓度浓度，在一定程度上会削弱物料的横向扩散与混[16]合，导致温度边界层增加，降低换热系数。而总的换热效果并不随浓度的增加而明显的上炉膛宽度/深度升，这两种影响的综合作用结果，表现为炉膛角15]图5燃烧室近壁区物料浓度分布示意图部换热系数的提高。然而，尽管物料浓度增加，在一定范围内会提高换热系数，但是在浓度很大3[17]的条件下，换热系数的变化不再明显，这也kg/m30是角部换热系数比中心线附近相差不大的重要25原因。从测量结果的数量上来看，尽管相同高度悬浮浓度上床向受热面换热系数不同，角部高于中心，但20是不均匀性相差仅为10~15%左右。进一步的模15型化研究表明，在最恶劣的条件下，角部的换热系数与中心相比，相差35%左右。10随着高度的增加，物料浓度下降。高度越高，5距布风板高度13.0m换热系数越小。这一结果与前人研究是完全一致距布风板高度21.7m[5,6]的。-0.5-0.3-0.10.10.30.5测量中对床温的横向分布进行了测量，发现距炉膛中心线的相对距离x/xo床温是比较均匀的，在给煤正常条件下，床温最(a)o大偏差在23C以内，而且热边界层的厚度基本[18]与位置无关。因此，以床向受热面的换热系数来表征热流是合理的。653结论4m/sg若以床向受热面的换热系数表征热流，循环u3流化速度uf=3.8m/s流化床锅炉燃烧室水冷壁的横向热流密度分布风速流化速度uf=4.2m/s并非均一，与煤粉炉的分布也截然不同。本文在2流化速度uf=4.8m/s流化速度uf=5.0m/s不同工质温度、不同床截面的三台循环流化床锅1流化速度uf=5.4m/s炉上，采用有限元分析方法，测量了不同高度上的床向受热面的换热系数，发现无论床截面的大-0.5-0.2500.250.5小和炉膛的高低，也无论侧墙还是前墙，炉膛水炉膛宽度相对位置x/xo冷壁中心线附近的床向受热面的换热系数相对(b)较小，而在接近炉膛角部换热系数较高。作者认图6水冷壁中心气体速度和物料浓度分布测量结果为，造成这一现象的本质是炉膛中固体物料的浓(燃烧室截面积为7m×14m，炉膛净高度35m)度分布是中间低、角部高。从测量结果的数量上(a)横向物料浓度分布(uf=5.2m/s)来看，不均匀性系数为1.1~1.15%左右。进一步(b)不同流化速度下的炉膛速度分布床向受热面换热系数的分布与炉膛中固体的模型化研究表明，在最恶劣的条件下，角部的物料的浓度分布具有相关性[6~10,13,14]。在水平方换热系数与中心相比，相差35%左右。向上，物料浓度的分布是中间低、角部高，见图[15]5。这从实际运行的锅炉的水冷壁磨损现象，参考文献：也就是角部磨损明显高于中间水冷壁的事实，得到验证。本文对横向物料分布进行了测量，见图[1]辛建,吕俊复,岳光溪,等.发展超临界循环流化床的讨论[J].热能动力工程,2002,17:439~441.6(a)，发现在炉膛水冷壁中心线上，炉膛内部的[2]SkowyraRS,CzarneckiTS,SunCYetal.Design物料浓度变化较为缓慢，但是侧墙与前后墙的速ofaSupercriticalSlidingPressureCirculatingBedBoilerWithVerticalWaterWalls[C].In:RubowL·4·
24Ned.Proceedingsofthe13thInternational[12]程乐鸣,施正伦,骆仲泱,等.循环流化床锅炉膜ConferenceonFluidizedBedCombustion.Orlando:式水冷壁管与鳍片上的温度分布[J].动力工程,ASME,1995:17~25.2002,22(2):1674~1680.[3]于龙,吕俊复,王智微,等.循环流化床燃烧技术[13]FangZH,GraceJRandJimCJ.LocalParticle的研究展望[J].热能动力工程,2004,19(4):336~ConvectiveHeatTransferalongSurfacesin341.CirculatingFluidizedBeds[J].International[4]RajaramS.NextGenerationCFBC.ChemicalJournalofHeatMassTransfer,1995,38(5):EngineeringScience,1995,54:5565~5571.1217~1224.[5]BasuP,HalderPK.ANewConceptforOperation[14]程乐鸣,王勤辉,施正伦,等.大型循环流化床锅ofaPulverizedCoalFiredBoilerUsingCirculating炉中的传热[J].动力工程,2006,26(3):305~FluidizedBedFiring[J].JournalofEngineering310.forGasTurbinesandPower,Transactionsofthe[15]KariMyöhänen,TimoHyppänen,JouniMiettinen,ASME,1989:626~630.etal.Three-dimensionalModelingandModel[6]LuJunfu,ZhangJiansheng,YueGuangxi,etal.ValidationofCirculatingFluidizedBedCombustionHeatTransferCoefficientCalculationMethodofthe[C].In:SarmaVPisupated.Proceedingsof17thHeaterintheCirculatingFluidizedBedFurnace[J].InternationalConferenceonFluidizedBedHeatTransfer–AsiaResearch,2002,31(7):540~Combustion,Florida:ASME,2003:No.48.550.[16]YangHairui,LuJunfu,LiuQing,etal.Lateral[7]AnimeshDutta,PrabirBasu.AnExperimentalSolidsMixingintheDenseBedofCFBBoiler[J].InvestigationintotheHeatTransferonWingWallsChineseJournalofChemicalEngineering,2002,inaCirculatingFluidizedBedBoiler[J].10(4):490~493.InternationalJournalofHeatandMassTransfer,[17]ZhangHai,LuJunfu,YangHairui,etal.Heat2002,45(18):4479~4491.TransferMeasurementsinsidetheFurnaceofa[8]AnderssonBA,LecknerB.ExperimentalMethods135MWeCFBBoiler[C].In:CenKefaed.ofEstimatingHeatTransferinFluidizedBedProceedingofthe8thCirculatingFluidizedBedBoilers[J].InternationalJournalofHeatMassTechnology.InternationalAcademicPublishersTransfer,1992,35(12):3353～3362.WorldPublishingCorpration.Hangzhou,2005:254[9]BowenBD,FourierM,JohnRGrace.Heat~260.TransferinMembraneWaterwalls[J].[18]WangYu,LuJunfu,YangHairui,etal.InternationalJournalofHeatMassTransfer,MeasurementofHeattransferina465t/h1991,34(4/5):1043~1057CirculatingFluidizedBedBoiler[C].In:JiaLufei[10]FangZ,XieD,DialN,GraceJR,etal.ANewed.Proceedingofthe18thInternationalConferenceMethodforSolvingtheInverseConductiononFBCToronto:ASME,2005:327~335.ProbleminSteadyHeatFluxMeasurement[J].InternationalJournalofHeatMassTransfer,1997,40(16):3947~3953.[11]张继锋,岳光溪,方肇洪.循环流化床锅炉水冷壁壁温与热流的计算研究[J].锅炉技术,1998,12:1~5.·5·
25二次风倾角对1025t/hW型火焰锅炉炉内流动影响的试验及数值模拟研究张玉斌，李争起，任枫(哈尔滨工业大学能源科学与工程学院，黑龙江哈尔滨150001)热器超温，火焰稳定性差等问题,根据相似摘要：针对某厂1025t/hW型火焰锅炉过热器模化理论搭建了冷态试验台，试验发现现超温，火焰稳定性差等问题，建立了冷态试验台运行工况存在煤粉气流行程过短，拱下回并对炉内流动状况进行了单相试验。研究发现：现运行工况存在拱上主气流下行深度过浅，火焰流区较小等缺点。提出通过改变F层二次行程较短，炉膛充满度较低等问题。利用FLUENT风入射角度以改善流场的方案，并利用软件对不同F层二次风倾角下炉内的流场进行了FLUENT软件进行了数值模拟，找出了炉内模拟，结果表明：适当调整F层二次风倾角，可以有效延长火焰行程，增大拱下回流区，并推荐流场分布随F层二次风入射角度变化的规了最佳角度。律，并给出了最佳入射角度值。关键词：W型火焰锅炉,空气动力特性,冷态试验,1试验研究数值模拟0前言1.1试验系统简介W型火焰锅炉是由美国FW公司首创，本文研究对象为东方锅炉厂采用美国后经法国Stein公司和日本HIT·FW公司F·W公司设计技术制造的DG102518.2-等不断完善而发展起来的炉型。它采取了Ⅱ7型W火焰炉。图1为其结构简图，模延长火焰行程、加敷卫燃带以提高炉膛温化后得到冷态试验系统及测点分布如图2度等强化燃烧的措施，并采用二次风分级所示。模化过程严格遵照相似理论的三个送风以减少NOx的生成量，非常适合于燃基本原则，即：用无烟煤，在西方是燃烧低挥发分劣质煤（1）模型和原型几何相似，本试验台[1，2]与原型的相似比取为1：15；的典型锅炉燃烧技术。（2）模型和原型对应工况下，保持气依据我国目前的燃料政策和能源利用流的流动状态进入第二自模化区；情况，电站锅炉主要燃用煤种为无烟煤、（3）保证进入炉内的各股气流动量比贫煤等劣质煤种。目前，国内燃烧无烟煤与原型相等[4]。的电站中约有50余家使用了W型火焰锅由于在实际运行中，沿炉宽方向各组炉。在实际运行中发现，大多能达到预期燃烧器的燃烧情况相对独立，因此冷态试运行效果，但若各级风配比不当，则可能验中沿炉宽方向只取了原型中部的四对燃烧器，即原形宽度的1/3。受实验条件所引起炉内空气动力场的恶化，飞灰可燃物限，实验时省略了环形二次风A、B喷口，含量大，前、后墙水冷壁结渣，NOx生成较其动量分别被折算到相应的煤粉喷口及乏多等问题，严重威胁锅炉的安全运行[2，3]。气喷口内。本文针对一台1025t/hW型火焰炉过电厂原工况实际运行及试验模化后各喷口的风速见表1。·6·
26表1原工况各喷口风速喷口名称实际运行试验模化一次风风速主喷口15.218.34乏气喷口（m/s）乏气喷口3.137.82燃尽室环形二次风喷口主气流喷口A、B18.02—环形二次二次风风喷口D00乏气喷口（m/s）E21.35主气流喷口F18.0212.66层二次风层二次风层二次风层二次风1.2试验结果分析层二次风层二次风冷灰斗燃烧室图3是试验模拟电厂原工况的流场图冷灰斗谱，从图中可以看出：炉膛内形成了较好的W型火焰，但火焰中心位置偏高，火焰行程较短，不利于煤粉的燃尽，可能引起图1实际炉膛结构简图炉膛出口烟气飞灰含碳量较高。拱下回流区较小，而在冷灰斗内存在两个很大的死滞区，燃烧时不能利用，造成了炉膛空间的严重浪费。图4为z方向上无量纲速度VV的z0衰减曲线。这里Vz定义为Z向分速度，V0为一次风入口速度；横坐标为无量纲深度Z=zz，即拱上端到测点距离与其到0冷灰斗下沿的距离之比。由图可见：主气流最大速度起初衰减缓慢，当到达Z=0.3截面一的位置，即F层二次风的上沿时，受F层截面二二次风的影响，无量纲速度急剧衰减至0.3左右，最后趋近于0.25。这说明拱下二次风动量较大，对主气流产生很大的冲击，迫使其不能深入到炉膛底部。图2试验系统图1风道；2锅炉本体；3探头及电缆；1.04热线恒温风速仪；5关联器；6均0.9方根表；9AD转换表；10计算机0.80.7采集设备0.60.5Vz/V00.40.3试验中利用IFA-300型恒温热线（膜）0.2风速仪对炉膛内各个测点的流速进行了测0.00.10.20.30.40.50.60.70.8量。测速探针采用了1240型二维热膜探Z针，利用DS型气探针校准器对探针进行标定，得出速度与热膜风速仪输出电压之间图3试验原工况流场图谱的函数关系式。各个测点速度的测量误差在±2%以内。·2·
271.00.90.80.70.60.5Vz/V00.40.30.20.00.10.20.30.40.50.60.70.8Z图5模拟原工况图谱图4原工况下最大速度衰减曲线2数值模拟研究4试验值3模拟值拱上主气流入射深度有限造成了炉膛21空间的很大浪费，减弱了W型火焰锅炉的0-0.4-0.20.00.20.4-1优势。受过量空气系数的制约，拱上主气Vz(m/s)X(m)-2流与拱下二次风的动量比变化范围有限，-3前人实验及现场运行经验也证明：单纯靠-4调整各次风的动量比不能使主气流深入炉膛底部，打破冷灰斗内的死滞区[5,6]。4试验值因此可以考虑调整F层二次风的入射3模拟值角度，使其偏离水平方向向下射入炉膛，21以延长煤粉在炉内的停留时间，增大拱下0-0.4-0.20.00.20.4-1回流区，解决过热器超温，火焰稳定性差Vz(m/s)X(m)-2等问题。-3为研究调整F层二次风入射角度对炉-4内流场的影响，本文利用FLUENT6.1软件对试验台内的空气流动场进行了模拟研究。(a)Z=0.1截面(b)Z=0.4截面图6不同截面在试验与模拟下的速度对比图2.1建模过程及可靠性论证2.2调整F层二次风入射角度对炉由于W型火焰锅炉结构复杂，尺寸变化较大，故只能采用非结构化四面体混合内流场的影响网格。本文选用标准k-ε模型对试验台内气相流动进行模拟。图7-图17分别为F层二次风以偏离为检验计算模型的可靠性，对电厂现水平方向的角度θ等于5°、10°、15°、20°、运行工况进行了数值模拟，得到的流场图25°、30°、35°、40°、45°、50°和55°时，谱如图5所示。并取Z=0.1及Z=0.4的两炉膛内的流场图谱。图18给出了个工况下个横截面（具体位置见图2），将截面上试拱上主气流有效穿透深度CH的对比曲验与模拟的Z向速度值进行了比较。结果线，其中CH定义为VV衰减至0.2处z0如图6所示，速度值基本吻合，证明模型可靠[7]的无量纲深度。。结合图17可以看出：入射角θ＜25°·3·
28时，无量纲穿透深度CH随θ的增大而增用率增高。θ达到35°后，F层二次风紧贴大，在25°到35°之间有一段激增，从0.39冷灰斗壁面下行，且有部分一次风煤粉气增大到0.68，θ超过45°后CH又趋于平稳，流能够穿透二次风对冷灰斗产生冲刷，有维持在0.74左右。随着θ的增大，火焰位结渣危险。置明显逐渐降低，火焰行程延长，拱下回因此综合考虑，F层二次风偏离水平流区增大，有利于卷吸高温烟气加强一次方向30°时既能改善流场，延长火焰长度，风煤粉的着火和燃尽。入射角达到30°时，提高燃尽度，又不会对冷灰斗产生破坏，冷灰斗内的回流区完全消失，炉膛空间利是最佳入射角度。图7F层二次风与水平方向图8F层二次风与水平方向图9F层二次风与水平方向成5°流场图谱成10°流场图谱成15°流场图谱图10F层二次风与水平方向图11F层二次风与水平方向图12F层二次风与水平方向成20°流场图谱成25°流场图谱成30°流场图谱·4·
29图13F层二次风与水平方向图14F层二次风与水平方向图15F层二次风与水平方向成35°流场图谱成40°流场图谱成45°流场图谱0.80.6Z0.40.20102030405060θ图16F层二次风与水平方向图17F层二次风与水平方向图18无量纲穿透深度随入成50°流场图谱成55°流场图谱射角变化曲线3结论参考文献冷态试验研究结果表明：原运行工况[1]车刚，苗长信，郭玉泉.W型火焰锅炉的燃烧机理下，火焰行程较短，不利于煤粉的燃尽，及应用介绍[J].山东电力技术.2002（4）：39-41是引起飞灰含碳量较高的主要原因。数值.W.[2]张文宏型火焰锅炉炉内空气动力场的试验研究[J]模拟表明：调整F层二次风的入射角度，.动力工程1992，12(4):14-23使其偏离水平方向向下射入炉膛，可以破[3]邹忠学等.燃煤对W型火焰锅炉运行经济性的影坏冷灰斗内的死滞区，增加炉膛空间的利用率，延长煤粉在炉内的停留时间，使其响[J].热力发电，1998（3）：12-16充分燃烧，提高燃尽度，降低飞灰可燃物[4]李之光.相似与模化[M].北京：国防工业出版社，1982含量。随着F层二次风倾角的增大，拱上[5]车刚,孙新国,王涌,周屈兰,窦文宇,惠世恩,徐通模.主气流下行深度增大，当倾角达到45°以Ｗ型火焰锅炉结构改造的试验研究[硕士学位论文].后，其有效穿透深度维持在0.74左右。当西安：西安交通大学能源与动力工程学院,1999F层二次风倾角达到30°时，冷灰斗内的回[6]何立明等.燃烧器配风对W型火焰锅炉炉内空气动流区完全消失，倾角继续增大，F层二次风力场影响的实验研究[J].应用力学学报，2002，19将紧贴冷灰斗壁面下行，且有部分一次（1）：18-22风煤粉气流能够穿透二次风对冷灰斗产生[7]孙保民，陆肖马，徐旭常.W型火焰煤粉锅炉炉内冲刷，有结渣危险。综合考虑，F层二次冷态流场的试验研究及数值模拟[J].燃烧科学与技风偏离水平方向向下30°是最佳入射角度。术，1995，1（1）：79-80·1·
30改进的BP神经网络技术用于燃煤电站锅炉性能预测王恩禄张伟马天星（上海交通大学热能工程研究所，上海200240）[1]摘要：针对人工神经网络可建立研究对象含量升高从而使锅炉热效率降低，因此，的多目标输入和多目标输出间映射关系的很难用通常的数学方法建立模型对其性能特点，在分析影响燃煤电站锅炉性能参数各进行预测。而人工神经网络具有的很强自适因素基础上，通过采集可调参数和锅炉性能应能力、学习能力及非线性映射能力使它可反映参数等相关数据后，利用改进的BP神经以以任意精度逼近任意非线性连续函数，并网络技术对具有多输入输出非线性特征的可建立研究对象的多目标输入和多目标输[2,7]燃煤电站锅炉进行建模，实现了利用改进的出间映射关系的特点，正适合对结构庞BP神经网络技术对燃煤电站锅炉性能的预大、运行条件复杂的燃煤电站锅炉性能进行测。预测结果和实测结果比较表明，改进的预测。BP神经网络具有较高的燃煤电站锅炉性能本文在分析影响燃煤电站锅炉性能参预测准确性，可用于指导燃煤电站锅炉的实数因素基础上，通过对某一燃煤电站锅炉大际运行。量运行数据的分析，采集可调参数和锅炉性关键词：燃煤电站锅炉；性能预测；改进的能反映参数数据后，利用人工神经网络技术BP神经网络对具有多输入输出非线性特征的燃煤电站0引言锅炉进行建模，实现了利用改进的BP神经网我国一次能源的结构决定了火电机组络技术对燃煤电站锅炉性能的预测。的绝对优势。据统计，1996年全国煤炭产量1改进的BP神经网络建模及程序编写为13.74亿吨，用于火力发电的约为三分之人工神经网络是由人工神经元相互联一，2010年原煤产量估计达到17.7亿吨，发接而成的网络，具有很强的自适应性和学习电用煤预计至少占煤总产量的38%以上。今能力、非线性映射能力、强鲁棒性及高容错[3,4]后20－30年内，火电仍将占60%以上，而燃能力。目前，人工神经网络中应用最广煤机组按容量占到95%以上，以煤为主要发泛的是BP算法。BP算法是一种有教师的学电用燃料的格局不会变化。习算法，它一般以LMS代价函数最小为逼燃煤电站锅炉一个重要考核指标就是近目标，利用梯度搜索技术进行网络参数的不断降低供电煤耗以延长煤炭资源的利用反复迭代而完成整个学习过程。传统BP算时间。炉膛内煤粉燃烧过程的各种设定工法，当计算输出层时，权值调整公式为：况，如各层风门挡板开度、炉膛风箱差压、Δvk(1+=)..ηδH，kiki一次风煤粉气流浓度和速度及投运层数等因素，影响着燃煤电站锅炉的性能。对于已δ=()OTOO−−..(1)；kkkkk经投运的电站锅炉来说，炉膛出口总氧量一定条件下，一次风及二次风在燃烧器区域沿当计算隐层时，权值调整公式为：炉膛高度方向的不同分布直接影响其整体Δwk(1+=)..ηδI，ji.ji性能，如过热器减温水量、再热器减温水量、排烟温度、飞灰含碳量、NOx排放量、炉膛m出口烟温、供电煤耗等。δδjj=−HHv.(1jk)∑.kjk=0由于影响电站锅炉性能的因素很多，加上这些因素之间存在着相互耦合，例如，低式中，O是输出层输出，T是期望输出，kk氧量运行加倒塔型配风方式可显著降低NOx排放量，但同时造成飞灰和炉渣可燃物I，H是隐层输出，η是学习速率。ii第2页共241页
31虽然传统的BP算法有很多优点，但也存α=αγ+<,SSkk−11kk−在着易发生振荡、收敛速度慢及易陷入局部[5]最小值等缺点。考虑到传统的BP算法误差式中，γ是一个实数，取在0.0010.01 之函数选用的是实际输出和期望输出的差值间，S，S是训练误差。绝对值形式，而绝对误差形式的误差函数不kk−1能有效的反映样本学习效果，例如，当期望1.1.3增加权值随机变化量输出分别为1和100，实际输出分别为0.7和97神经网络初始状态的选取对网络学习是有影响的。在复杂的多维曲面上，如果初时，期望输出100的误差3%比期望输出1的始权值在某一局部极小值的区域范围内，那误差30%好。本文利用改进的BP神经网络技么就容易陷入局部最小。如果初始权值在全术建模，误差函数采用相对误差形式，同时局极小值的区域范围内，那么就容易获得全采用了对训练集重组、增加惯性项、参数动局最优。因此当陷入局部最小时，在权矩阵态变化以及权值增加随机变量等措施。上增加随机变化量，就等于在多维曲面的不1.1BP神经网络设置同范围跳动，增加找到全局最小值的机会。1.1.1BP神经网络的输入与输出设定具体步骤如下：考虑燃煤电站锅炉的调节参数和性能vk(1+)()=+vkr，ji,,ji反映参数关系，将一次风煤粉流量、一二次wk(1+)=+wkr()风风门挡板开度、三次风风门挡板开度、炉ji,,ji膛过量空气系数等调节参数作为神经网络式中，r是随机实数。的输入，将NOx排放浓度、煤耗、炉膛出口1.2程序编写烟温、排烟温度、减温水流量等性能反映参见图1、图2、图3、图4和图5所示。1.2.1VisualC++数作为神经网络的输出。VisualC++是Windows环境下最主要的1.1.2BP神经网络学习速率和惯性系数设应用开发系统。利用VisualC++开发系统可定以完成各种应用程序的开发，从底层软件到BP学习算法易发生振荡，收敛速度慢直接面向用户软件都可以用VisualC++来编的原因与学习速率η和惯性系数a的选择[6]写。利用其开发的可视化应用程序具有功有关。学习速率η和惯性系数a的值过大时能丰富灵活、操作简单易学的特点。容易发生振荡；学习速率η和惯性系数a的1.2.2软件结构值过小时收敛速度又会过于缓慢。因此，学改进的BP神经网络技术预测燃煤电站习速率η和惯性系数a动态变化，根据不同锅炉性能的整个程序由数据读取模块、数据情况选择合适的学习速率η和惯性系数a保存模块、数据查询模块、BP设置模块、可以避免振荡，加快收敛速度。BP学习模块及BP预测模块共六个模块构在开始学习时设置较高的学习速率η成。其中，数据读取模块用于从EXCEL表和惯性系数a以加快收敛，随后在迭代过程中读取训练数据；数据保存模块用于把运行中，根据误差的变化趋势选择选择学习速率结果保存到EXCEL表和SQLserver数据库η和惯性系数a，具体步骤如下：中；数据查询模块用于通过web页访问SQLη=−≥ηγ,SS；SERVER数据库来查询运行结果；BP设置kk−−11kk模块用于设定BP网络的结构及参数；BPη=+<ηγ,SS学习模块用于利用改进的BP算法进行训kk−−11kk练；BP预测模块用于利用训练完成的网络α=−≥αγ,SS；预测某工况下锅炉运行效果。kk−−11kk第3页共241页
32图1程序流程图程序有四个主要对话框，分别为BP输图5BP预测对话框入输出对话框、BP参数设置对话框、BP网络训练对话框及BP预测对话框。BP输入输2应用实例出对话框和BP参数设置对话框中共同设置网络层数、初始学习速率、惯性系数及中间2.1燃煤电站锅炉简介层、输入输出层神经元个数。BP网络训练某燃煤电站锅炉是上海锅炉厂生产的对话框中显示网络训练时相对误差的变化，SG1025/18.3-M833亚临界、中间再热、控以判断训练完成的程度。BP预测对话框中输入给定的工况后，就可预测锅炉运行效制循环汽包锅炉。锅炉设计燃用山西晋中贫果。煤。制粉系统为配有4台钢球磨煤机的中间仓储式制粉系统，并采用热风送粉。A、D磨煤机和B、C磨煤机的制粉系统乏气以对角方式送入燃烧器顶部三次风喷口。直流燃烧器采用四角切圆燃烧方式布置，每只角共布置16层喷嘴。其中，燃尽风一层(NO.16)，三次风2层(NO.15、NO.14),一次风4层(NO.11、NO.9、NO.5、NO.3)，其余为二次图2设置输入输出对话框风(NO.7、NO.1常开)。2.2燃煤电站锅炉性能预测用改进BP神经网络的样本数据240MW负荷下根据电站锅炉性能优化要求，通过改变氧浓度、一次风、二次风、图3设置BP参数对话框三次风及燃尽风配风方式及煤粉流量等影响锅炉性能的可调参数，获得了电站锅炉性能预测的样本数据（共19个）见表1，对应的电站锅炉性能实测参数（共8个）见表2。图4BP训练对话框第4页共241页
33表1电站锅炉性能预测的样本数据可调参数工况1工况2工况3工况4工况5工况6工况7工况8工况9过氧量（％）2.875.264.553.613.343.74.544.463.5116层燃烬风开度1005075100461009910010015层三次风开度1001001001001001003010010014层三次风开度1001001001001001003010010013层二次风开度100517595471001001009512层二次风开度100517691501001001009011层二次风开度100517585555150528610层二次风开度10050768060507950809层二次风开度10051747465505152768层二次风开度10051767070514351706层二次风开度10051756475495150645层二次风开度10051756180505050614层二次风开度10051755085505552543层二次风开度10051775090505050502层二次风开度1005176509550505045煤粉流量1－4512444419429404417544390418（rpm）煤粉流量5－8489415413428499415470378413（rpm）煤粉流量9－12442322416421221660518655450（rpm）煤粉流量13－16362406439418522307565324422（rpm）表2、电站锅炉性能实测和BP神经网络计算结果比性能参数工况1工况2工况3工况4工况5工况6工况7工况8工况9较NOx浓度实748772852657868878785842732（mg/m）计747.988771.989851.951657.006868.024877.858784.995842.072732.069供电煤耗实324.050331.050325.510331.280331.310331.310331.310331.180332(g/kwh)计324.056331.051325.489331.283326.788331.313331.311331.185331.986排烟温度实125130129131128128129130133（℃）计124.999129.999129.002130.993128.00128.006128.998129.986133.016炉膛出口实116511471132113411081171103011501096烟温（℃）计1165.021146.971131.8071133.9731108.0971170.9531029.9891150.0241096.083炉膛风箱实0.1900.470.170.90.20.180.230.250.22压差（Pa）计0.1900.4700.1700.0900.2000.1800.2300.2500.220过热器1实30.2057.476.0946.255.840.4170.03042.7366.900级减温水量（t/h）计30.20257.4696.10446.2425.80240.41170.03142.72766.899第5页共241页
34过热器2实0.6212.150.694.641.437.149.836.329.05级减温水量（t/h）计0.61912.1500.6984.6411.4267.1389.8306.3219.050再热器减实3.043.440007.4911.185.624.54温水量计3.0393.4390.0340.0750.0237.4909.9965.6204.539（t/h）相对误差（％）0.00640.00420.14910.24680.0910.00822.38020.00720.00832.3燃煤电站锅炉性能预测用改进BP神经网预测实测相对误络的学习训练性能参数结果结果差（％）在确定电站锅炉性能预测研究的19个NOx浓度调节参数和8个性能反映参数后，设定BP神经815.89747814.468网络为一个输入层、一个隐层和一个输出层，共（mg/m）计三层。其中，输入层的神经元数和调节参数的供电煤耗330.4383328.310.648个数相同设定为19，输出层的神经元数和性能(g/kwh)反映参数的个数相同设定为8。根据Kolmogorov排烟温度定理[2,5]，对于m个输入，采用2m＋1个隐层节128.06841280.053（℃）点，设定隐层节点数为39。炉膛出口烟当BP神经网络对9组样本数据学习成功1115.494011110.405后，就能找出锅炉19调节参数和8个性能反映温（℃）参数之间复杂的映射关系，并保存在神经网络的炉膛风箱压0.18930.221.395权矩阵中。如果改进的BP神经网络计算输出和差（Pa）锅炉实测值（即样本值）越接近，说明学习效果过热器1级越好。从表2可以看出，大部分工况下改进的减温水量5.76195.720.733BP神经网络计算输出和锅炉实测值相对误差小（t/h）于0.25%，只有个别工况误差稍大但也小于2.5%，表明改进的BP神经网络学习效果较好。过热器2级2.4BP神经网络对燃煤电站锅炉性能参数的减温水量1.41161.463.31预测（t/h）利用上述学习完成的BP神经网络所建立的再热器减温燃煤电站锅炉可调参数和性能反映参数间的复0.021302.130水量（t/h）杂映射关系就可对其性能进行预测。操作人员只需在BP预测模块输入一组可调参数，就可得到3结论这一可调参数对应的性能反映参数，实现对燃煤利用包括误差函数采用相对误差形式，同时电站锅炉性能参数的预测。表3为所得到的燃煤采用对训练集重组、增加惯性项、参数动态变化电站锅炉性能参数BP神经网络预测结果和实测以及权值增加随机变量等措施的改进的BP神经结果的对比。由表3可知，预测结果和实测结果网络技术，通过采集可调参数（氧浓度、一次风、的最小误差为0.053%，最大误差4.468%，预测二次风、三次风及燃尽风配风方式及煤粉流量）值和实测值比较接近，说明所完成的改进BP神和锅炉性能反映参数（NOx排放浓度、煤耗、炉经网络具有较高的燃煤电站锅炉性能预测准确膛出口烟温、排烟温度、减温水流量）等相关数性，可用于指导燃煤电站锅炉的实际运行。据后，对具有多输入输出非线性特征的燃煤电站表3、改进的BP神经网络对电站锅炉性能预锅炉进行了建模，利用实现了利用改进的BP神测结果和实测结果比较经网络技术对燃煤电站锅炉性能的预测，并用VisualC++进行了编程。实例应用的预测结果和第6页共241页
35实测结果比较表明，改进的BP神经网络具有较Methods,2000，41(1)：3-31.高的燃煤电站锅炉性能预测准确性，可用于指导[4]高小涛，高绥强，张恩先.燃烧优化降低锅燃煤电站锅炉的实际运行。炉NOx排放的试验研究[J].锅炉技术，2003，参考文献34(3)：74-80.[1]聂其红，吴少华，孙绍增，等.国内外煤粉[5]伍春香，刘琳，王葆元.三层BP网隐层节点燃烧低NOx控制技术的研究现状[J].哈尔滨工数确定方法的研究[J].武汉测绘科技大学学报，业大学学报，2002，34(6)：826－837.1999，24(2)：177-179.[2]焦李成.神经网络的应用与实现[M].西安:[6]DavidJ,Kruglinski.VisualC++Inside[M].北西安电子科技大学社,1993.京：清华大学出版社，1999.[3]BasheerIA，HajmeerM.Artificialneural[7]周昊，朱洪波，曾庭华，等.大型四角切圆networks:fundamentals,computing,design,and燃烧锅炉NOx排放特性的神经网络模型[J].中application[J].JournalofMicrobiological国电机工程学报，2002，22(6)：96-100.第2页共241页
36电站锅炉高温受压元件蠕变和低周疲劳寿命损伤计算和在线监测李立人，盛建国，吴祥鹏，史平洋，陈玮（上海发电设备成套设计研究院，上海200240）摘要：高温蠕变和低周疲劳是锅炉高温受压元件寿命损伤的主要机理，电站锅炉高温受压元件蠕变和低周疲劳寿命在线监测是提高锅炉安全运行和管理水平的有效途径。本文给出了电站锅炉高温受压元件蠕变和低周疲劳寿命损伤的计算方法。扼要介绍了寿命损伤在线监测的技术关键、基本原理、使用范围和实际的应用情况。关键词：蠕变；蠕变疲劳；寿命损伤；电站锅炉；高温受压元件；在线监测1概述锅炉实时运行参数的归纳处理，随时提供和记录高温蠕变和低周疲劳是锅炉高温受压元件寿锅炉启停、运行、变负荷等工况中出现的超温超命损伤的两大主要机理，按我国及国际现行锅炉压值。电站锅炉高温受压元件寿命在线监测装置强度计算标准，锅炉高温受压元件的设计使用寿有助于锅炉高温受压元件的运行监督和事故原因命为10万小时，疲劳寿命主要通过限制元件应力分析，即时给出监测元件的剩余寿命，为实现状集中和控制壁厚降低热应力来保证。态检修提供判断依据，减少停机检修次数，提高为适应电力发展的需要，电厂用户要求锅炉设备使用率。在线监测范围包括锅筒(汽包)、集按30年使用寿命设计，主要高温受压元件设计使箱、三通、弯头、主蒸汽和再热蒸汽管道等锅炉用寿命大于20万小时，并需要满足电网调峰等频关键受压元件。繁负荷变化要求，这意味着许多锅炉受压元件的2蠕变和低周疲劳寿命损伤计算的方法实际运行工况已超出常规设计的使用范围。为确蠕变是锅炉高温受压元件寿命损伤的主要因保锅炉关键高温受压元件的安全运行、提高元件素之一，蠕变是金属在高温条件下，在持续应力的可靠性，除在设计、制造、检验阶段提高锅炉作用下，产生的连续增长的永久变形。在应力的设计标准外，对锅炉高温受压元件的在役管理和作用下，金属产生一定的塑性变形，并形成加工维护也提出了更高要求。硬化，此加工硬化又不断因高温回复作用而消失电站锅炉高温受压元件寿命在线监测装置，或软化。由于应力和温度的持续作用，这种硬化通过对高温受压元件的工作温度、压力等运行参和软化过程不断交替进行，从而产生蠕变现象。数的实时监测及在线应力计算，运用有关高温受锅炉高温受压元件寿命损伤另一主要因素是压元件寿命损伤理论及寿命评估方法，结合有关低周疲劳，金属材料受低于抗拉强度的交变应力规范和标准，实现锅炉高温受压元件寿命损伤的作用，经历一定次数交变循环后，材料会萌生裂在线监测，提高锅炉高温受压元件的管理水平。纹而发生断裂。电站锅炉高温受压元件寿命在线监测装置能锅炉高温受压元件，在一定条件下，会产生实时监测锅炉运行、记录偶发事故工况，通过对高温蠕变疲劳交互作用，在一个疲劳周期内，由第2页共241页
371于高温蠕变作用，受压元件的工作应力发生变化，计算疲劳应力应变幅时，必须加以考虑，进行必0.8要的修正。0.6j)2.1高温蠕变疲劳寿命损伤计算j/TtΔ(Σ0.4高温蠕变在二个方面影响元件的寿命，在低周疲劳周期内，蠕变应变增大疲劳应变幅，加剧0.2元件疲劳损伤，同时，蠕变导致应力松弛使元件000.20.40.60.81应力重新分布，改变蠕变速度。高温蠕变疲劳交Σ(ni/Ni)互作用与蠕变和疲劳单独作用情况存在较大差图1蠕变－疲劳寿命损伤D包络线异，作用机理较为复杂。ASME规范给出的蠕变疲2.2高温蠕变疲劳损伤计算劳寿命损伤方程见式（1）。考虑蠕变应变和蠕变应力松弛情况时，确定mnmΔti+j≤D（1）式（1）中Ν的单个循环周期内（第i工况）的∑∑ii=1Νij=1TJ式（1）中:疲劳应变范围ε按（2）式计算：tm——循环工况数（由雨流法确定）；ε=KΔε+KΔε（2）tvmodcni——第i循环工况次数；'K=max(1.0+f(K−1.0)，1.0)；（3）vvΝi——第i循环工况的允许循环次数，根据第i循*S2Δε=KΔε；（4）环工况的应变幅，由疲劳曲线确定；modmaxΔσmodΔtj——第j循环工况期间的超过蠕变起始温度的σ+σ+σmbfK=；（5）σ+σ累计运行时间；mbTj——第j循环工况超过蠕变起始温度的允许运Δεc——等效蠕变应力σc对应得蠕变应增量；行时间，根据第j循环工况在蠕变起始温度以上温σ、σ、σ——膜应力、弯曲应力、峰值应力；mbf度累计运行时间和应力，由持久强度曲线确定；f——T的函数，按图2确定；fD——寿命总损伤包络线，见图1。1.210.8f0.60.40.2000.511.522.533.5Tf第3页共241页
38图2系数f曲线|σ+σ+σ|123T=（6）f1[(σ−σ)2+(σ−σ)2+(σ−σ)2]1/2mod2122331Sσ、σ、σ——主应力；123S'Kv——Kr的函数，按图3确定；SrH01.60mmaxmax1.4'vKK1.2图4应变－应力曲线1S——KΔεmax对应的应力强度指数，见图4；12345Krσ=Zσ（14）cy'图3塑性泊松比修正系数K曲线vσ——材料屈服强度。yEK=KKΔε（7）remaxσ3mZ——图5曲线确定；E——弹性摸量。5.0σ3mKΔε≤K=1（8）4.0maxeEKΔε>σ3mKΔεmaxE3.0maxKe=（9）Eσ3mY1.00.82σ2.00.9aΔε=（10）0.60.7maxE0.50.4*1.00.3Δε=SK2Δε（11）0.2mmax0.1S0.00.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0222X1(Δσ1−Δσ2)+(Δσ2−Δσ3)+(Δσ3−Δσ1)（12）σ=a22图5系数Z与X,Y关系曲线σ3m=SrH+SrL（13）σb1X=(σ+)（15）LmaxKσtyS、S——应力循环热端温度、冷端温度对应rHrL(σ)RmaxY=（16）的应力强度指数，见图4；σy*S——Δε对应的应力强度指数，见图4；maxK=1.25；tσ——一次薄膜应力强度；Lσ——一次弯曲应力强度；bσ——二次应力强度范围。R第4页共241页
392.3蠕变寿命损伤计算站锅炉高温受压元件的寿命在线监测所必须具备考虑蠕变应力松弛情况时，式（1）中T的的。元件压力、温度等运行参数的在线监测、数j据采集、传输和存储；元件应力、寿命损伤的在单个循环周期内（第j工况）的允许超过蠕变起始线计算等是电站锅炉高温受压元件寿命在线监测温度下运行时间T按(17)计算。j的技术关键，其中主要包括：nΔtji1）监测元件的运行温度和压力等参数的采Tj=Δtj/∑（17）i=1Tji集、传输、处理方法。T——工作应力σ下，各运行温度对应的允许jij2）监测元件工作壁温和应力的在线计算方在超过蠕变起始温度下运行时间。根据第j工况第法。i蠕变起始温度以上温度段的累计运行时间和应3）监测元件材料的高温蠕变及低周疲劳性能力σ，通过持久强度曲线确定。确定；j4）高温蠕变寿命损伤计算方法；σ=max(σ,σ)（18）jrc5）低周疲劳寿命损伤计算方法；σ=σ−0.8G(σ−σ)（19）r00r6）高温蠕变疲劳交互作用寿命损伤计算方σ−0.5(σ+σ)法。123G=min[(),1.0]（20）minσ−0.3(σ+σ)1234在线监测的基本原理及装置研发σ——第j工况持续运行温度下，应变为ε时，在线监测装置，通过对汽包、集箱、管道等0t受压元件的运行壁温、介质温度、压力、流量等由材料等时应变应力曲线求出的初始应力。参数的在线监测，利用装置的专家系统分析软件，σ——在第j工况超过蠕变起始温度的累计运行r在线计算受压元件的温度场、应力场及寿命损伤。时间和持续运行温度下，由材料等时应变应力曲4.1在线监测的基本原理线求出的单轴松弛应力。通常，在线监测由在线和离线两大部分。在σ——按式（14）计算。c线部分与机组的DCS、MIS或SIS等管理和操作系3在线监测的关键技术统连接，读取监测所需数据。在线监测装置通过电站锅炉高温受压元件寿命在线监测涉及受对监测数据分析和处理生成监测数据库，并完成压元件应力的在线计算等复杂的技术问题，同时，应力和损伤的在线计算，生成结果数据库。离线必须考虑低周疲劳与高温蠕变的交互作用。另外，部分通过调用监测和结果数据库，实现在线监测，完整的材料高温蠕变-疲劳损伤性能数据，也是电在线监测基本原理见图6。第5页共241页
40在线（锅炉控制系统）DCS组态或MIS系统IT通讯测点监测数据（介质压力、温度；元件壁温；时间；负荷）数据筛选及预处理超限报警在线（监测装置服务器）元件监测数据库（介质压力、温度；元件壁温；负荷；时间）应力、蠕变疲劳损伤计算寿命损伤结果数据库（蠕变、疲劳损伤工况统计；蠕变、疲劳及总损伤率结果）离线（客户终端）客户终端（监测和寿命损伤数据查询、打印、备份；系统维护管理。）图6在线监测基本原理框图4.2在线监测数据处理和传输防止因数据库无限扩大，占据过多计算机资源，寿命在线监测装置通过与电厂的DCS、MIS或而导致系统瘫痪。在线监测装置首先必须对采集SIS系统建立数据通讯，完成数据采集具有数据的监测数据及进行合理的删选和压缩，然后采用采集准确、稳定可靠的特点。特殊的存储方式存入监测数据库，监测数据库由由于在线监测需要伴随锅炉整个服役过程，在监测装置的主机管理，用户可通过电厂监测时间很长，有大量运行参数需长期储存，为的IT系统接口，浏览和调阅监测数据及第6页共241页
41分析结果，数据采集和传输系统原理见图7。集中、壁温变化产生的热应力等各种不同性质的应力，这些应力分布规律及其对元件造成的寿命损伤各不相同。通常，在锅炉高温受压元件寿命损伤分析中，元件应力计算需借助有限元，需要根据元件的工作状态和结构特点，建立有限元计算模型；确定压力、温度等计算载荷和边界约束条件；通过专用软件完成应力计算。这样的应力计算方式很难图7在线监测数据采集和传输系统原理在线实现，为实现元件寿命在线计算，必须针对4.3应力和寿命损伤在线计算各监测元件的结构和运行特点，应力的来源、发电站锅炉高温受压元件的实际运行工况极为生部位、时间和后果进行应力分类，建立完善的复杂，不同生产厂家、不同设计参数、不同运行锅炉高温受压元件的应力在线计算方法和相应元方式都会造成锅炉高温受压元件的工作状况的巨件的应力和寿命损伤在线计算模块。在线监测应大差异，元件工作应力包含接管开孔引起的应力力及寿命损伤计算过程原理图见图8。图8应力及寿命损伤在线计算过程原理图4.4材料性能参数确定久强度或蠕变极限数据外推法。ASMESections材料性能是锅炉高温受压元件寿命损伤计算ⅢDivision1－NH提供了一套蠕变损伤计算的基础，高温受压元件蠕变损伤计算通常采用持方法，对应21/4CrMo钢配套提供了一套等时拉第7页共241页
42伸曲线（应力应变曲线），这是计算蠕变和蠕变(4)寿命损耗和剩余寿命在线计算模块；疲劳交互作用寿命损伤所必须具备的。对于其它(5)客户端操作软件模块；材料，如国内大量采用的国产材料12Cr1MoV及在线监测装置软件具有以下特点：ASME材料P91等，如果没有等时拉伸曲线，蠕变1.界面设置灵活，按用户要求调整和增减。和蠕变疲劳交互作用的寿命损伤计算较为困难。2.程序简捷短小，利于在线监测。为此，必须在现有材料性能数据的基础上，建立3.适应性强，易于与各种操作管理系统衔相关材料的等时拉伸曲线及高温疲劳曲线。接。4.5在线监测装置的硬件配置及软件特点4.监测数据经压缩处理，数据库小，通用性在线监测装置由硬件和软件两部分组成。装好。置硬件主要有：一次监测元件（压力和温度测点）、5.软件为模块方式，可按要求自由取舍组合。通讯电缆、服务器、刻录机、打印机、客户终端6.材料性能齐全，涵盖国内外主要锅炉用材料。等。软件包括以下功能模块：在线监测装置的软件用C++Builder语言编(1)原始数据采集通讯模块；制，其界面可按用户要求及机组操作管理系统的(2)监测数据分析处理模块；集成情况调整，监测软件功能及原理图见图9。(3)温度场和热应力场在线计算模块；系统启动数据采集数据处理系统管理测点数据库选择部件参系在数统线设维帮定护助数据整理实时数据历史数据实时数据库报参实损参数（元件数据；警数时伤数据数据标记）数跟数结跟检据踪据果踪索蠕变蠕变损伤数据预处理总数据计算寿命损伤疲劳原始损结果数据伤计疲劳应疲劳损伤算雨流法力全幅计算图9软件功能及原理图第8页共241页
435在线监测装置的安装和使用锅炉高温受压元件寿命在线监测和理系统连接的485通信接口和一个与电厂管理是基于对元件运行壁温、汽温和压力IT系统连通的RJ45接口，实现监测数据等参数的实时监测。但是，由于受系统资采集和监测结果发布。源的限制，监测测点数量必须受限制，为图10为按某电厂要求开发的4台真实反映元件的实际运行状态，根据元件600MW亚临界机组“控制循环锅炉受压元的结构和介质流程特点合理设置监测测件寿命在线监测装置”的客户端界面。利点极为重要。必要时，需要通过预备性试用该装置和电厂内部局域网，用户在办公验,掌握监测元件的工作特性，使监测测室电脑上安装的客户端软件后，可以在办点布置位置更趋合理，更好反映元件的实公室电脑的安装客户端软件上，即时查阅际运行状态。4台锅炉受压元件的运行情况、寿命损伤在线监测装置由独立的系统主机（服计算结果及历史运行资料。务器）控制，装置需要一个与机组操作管图10-1监测数据查询界面第9页共241页
44图10-2温度、应力、蠕变结果查询界面图10-3应力幅结果查询界面第10页共241页
45图10-4总寿命损伤明细结果查询界面图10-5总寿命损伤包络图结果查询界面第11页共241页
46图10-6各元件总寿命损伤汇总结果查询界面6结论[1]Class1ComponentinElevated高温蠕变和蠕变疲劳寿命损伤计算是大型TemperatureServiceASME,2001.BoilerandPressure电站锅炉受压元件设计和运行安全管理中必不VesselCode,SectionⅢDivision1可少的关键技术。锅炉受压元件寿命在线监测是SubsectionNH保证大型电站锅炉安全运行、提高锅炉受压元件[2]60万千瓦超临界火电机组成套设备研制在役管理水平的有效手段。-超临界锅炉受压部件寿命分析研究.上电站锅炉高温受压元件寿命在线监测范围海发电设备成套设计研究院研究报告包括锅筒(汽包)、集箱、三通、弯头、主蒸汽和2005.9[3]HighTemperatureDesignDataFor再热蒸汽管道等锅炉主要关键受压元件，利用寿FerriticPressureVesselSteels[M].命在线监测装置能实时监测锅炉运行、记录偶发MechanicalEngineeringPublications事故工况、归纳处理实时运行参数、记录锅炉启LtdLondon1988停及运行等过程中出现的超温超压工况。借助于[4]Fasteronlinecalculationofthermalstresses寿命在线监测装置可进行锅炉运行事故原因分bytimeintegration[J].InternationalJournal析、即时提供锅炉高温受压元件的剩余寿命，为ofPressureVesselsandPiping81(2004)393-399状态检修提供判断依据，提高设备使用率。参考文献:第12页共241页
47若干煤粉燃烧器的设计思想分析张海,吕俊复,岳光溪,徐秀清(清华大学热能工程系热能动力工程与热科学教育部重点实验室,北京100084)摘要：根据煤粉气流的着火过程，阐述了煤粉火焰的稳燃机理和实现手段，分析了若干稳燃能力强的燃烧器的结构及其煤粉气流在燃烧器内外的组织原则，探讨了正确设计和选用燃烧器的一些原则。关键词：煤粉锅炉；着火稳燃；燃烧器；设计0引言当前，煤粉燃烧技术面临燃料品质、燃烧经质量浓度、高温和较高氧质量浓度的区域，即所[1]济性和环境保护等三个方面的新挑战。谓“三高区”来判断燃烧器的稳燃性能。相应在燃料品质方面，由于我国电力工业和其它的“三高区”理论强调了组织高煤粉空间质量浓用煤工业的快速发展，以及交通运输、调配和其度及其他相关因素对着火稳燃的重要性，而煤粉它种种因素的制约，使得煤炭的供应日趋紧张，气流着火和稳燃机理需要从煤粉在燃烧室内的火电厂的实际燃煤与设计煤种出现较大偏差，并流动、燃烧过程加以全面的分析。呈现两大特征，第一是煤种普遍变差，第二是煤如图1所示煤粉气流在射入燃烧室时，在出质变化频繁。估计这种状况在相当长的一段时期口形成煤粉气流的大角度偏转(又称急转弯)，并[2]不会改善，相反更大可能会越来越严峻。另外因在其后形成高温回流区；煤粉气流拐弯时，惯为我国低挥发份煤种的储藏丰富，约占可开发的性大的煤粉颗粒会从气流中分离出来，射入此高动力用煤的17％，所以许多新机组也将它们用温回流区；在这个高温回流区内，煤粉与回流区作设计煤种。如何保障难燃煤种的着火和低负荷高温烟气存在速度差，煤粉颗粒的速度大于气流[3]稳燃是燃烧器设计和改造的一个重要任务。速度，而使煤粉颗粒发生滞止过程；在煤粉颗在燃烧经济性方面，我国电力改革后，由于粒滞止过程中，由于存在速度差，加强了煤粉颗各电厂普遍采取或即将采取竞价上网，受经济利粒与高温气流间的对流放热，煤粉颗粒会快速升益的驱使趋向燃用便宜燃料，大多数为挥发分低温，快速释放挥发分；煤粉的滞止过程，也是煤的贫煤和无烟煤，或者含灰份高的劣质烟煤，而粉空间浓度的增浓过程(在煤粉气流输送过程这些燃料的最显著特点就是难燃。另外即使是燃中，单位气流携带的煤粉量，称为输送浓度；而用烟煤，与国际先进同类锅炉相比，我国电站的单位空间内的煤粉含量，称为空间浓度)；增浓每发一度电的平均耗煤量明显偏高，严重地影响后的回流区空间是一个高煤粉浓度(空间浓度)、了机组发电效益。高挥发分浓度和高温区域，从而有利于形成了挥除了稳定燃烧和保障经济性以外，燃烧器的发分和高温煤粉连续和不断地爆燃的着火条件，[4]另一个重要新任务就是控制污染物排放。煤粉燃使煤粉着火，并生成小火焰，因此，着火过程烧过程中会形成多种污染物，严重地伤害人民的是一个以均相为主的均相和非均相化学燃烧反身体健康，破坏生态环境。我国2004年初颁布应过程；小火焰燃烧生成的热量用来维持该回流了火电厂最新的排放标准，相关部门通过总量控区的高温和点燃整个一次风煤粉火焰。制、排污交税、调节电价和在线监测等措施来推动环保标准的执行。我国目前的大多数电站的排放都不满足或稍稍满足排放要求，随着国家和地方对污染物排放控制力度加大，发电部门面临巨大的环保压力，而理论和实践都证明，电站锅炉的NOx排放是可以通过炉内燃烧的合理组织加以有效控制。煤粉燃烧器是锅炉燃烧系统最主要的部分，面对这些挑战的需要重新审视燃烧器的设计理论，分析现有的燃烧器的设计思想，研究和开发图1燃烧器出口形成煤粉气流应用上述方式组织的着火燃烧过程，我们常出更加符合生产需要的燃烧器和燃烧技术。称它为“小火点大火”的着火燃烧组织过程，在1煤粉气流的着火稳燃机理探讨燃气、燃油的燃烧器中，该技术是常用的燃烧技术；在煤粉燃烧器中，其实也是这样，只是有时早期的研究发现可以用是否可形成高煤粉人们并未主动采用而已。事实上现有煤粉燃烧第2页共241页
48器，不管是直流煤粉燃烧器或是旋流燃烧器，都火，着火后生成的热量和小火焰就大些，更有利毫无例外地自觉和不自觉地组织了上述着火过于难燃煤粉气流的着火稳燃。分析表明，所有燃程，只是有的刻意组织，因而着火稳燃能力就强用低挥发分和低发热量的难燃燃料的燃烧器，要些，有的不自觉地组织了上述着火过程，着火稳达到稳定燃烧，都离不开有效组织上述燃烧过程[6]燃能力就差些。。下面对我国常见的若干几种燃烧器的结构及计算表明，煤粉热量的7~15%释放出来，其煤粉气流在燃烧器内外的组织过程进行分析，就足可点燃整个一次风煤粉火焰。因此煤粉中挥探讨正确设计和选用燃烧器的一些原则。发份的快速集中析出并燃烧，是煤粉火焰稳定的基础[4]。挥发分的产率严重依赖于加热速率，如2直流燃烧器的设计思想分析果加热速率很高，挥发分的产率可以成倍地提2.1WR型宽调节比直流燃烧器高。回流区的煤粉浓度越高，回流区内释放的挥WR型宽调节比直流燃烧器是我国电站锅发分含量越大，回流区的着火温度就低，单位空炉的主力燃烧器。顾名思义，该燃烧器具有宽的间内着火生成的热量就多，一次风煤粉气流也就负荷调节比，即很强的低负荷稳燃能力。然而，容易着火和燃烧稳定。因此，实际燃烧过程的着在某些使用该型燃烧器的锅炉上却经常出现低火温度不仅与煤种有关，还和回流区内的挥发分负荷稳燃性能不好的问题，特别是在燃烧低挥发含量和组成有关，即与燃烧器着火过程的组织情分贫煤和劣质烟煤时更是这样。况有关。现有文献中给出的着火温度，是实验室图2是WR型燃烧器的结构原理性示意图。特定条件下的着火温度，不是在锅炉内真正的着在WR型燃烧器的入口，有一个垂直向上的直火温度，仅能做设计参考使用。角弯头，利用这个直角弯头的大角度偏转，使一对于挥发分和发热量都高的烟煤来说，由于次风煤粉气流在这里进行高效率的浓淡分流，浓煤粉在回流区内滞止升温过程中释放的挥发分股在上，淡股在下，浓淡分流过程是对一次风煤多，其着火温度低，着火后释放出的热量大，因粉气流进行一级前期浓缩，这与前面分析的高稳此，无须组织太大的煤粉气流大角度偏转，即可燃能力的燃烧器相吻合；在WR型燃烧器出口达到着火稳燃目的；对于优质烟煤和褐煤，甚至还组织有周界风，设计的上下周界风量较大，它可以不加组织，即直接将一次风煤粉气流射入炉用来抽吸浓(上)股和淡(下)股一次风，使浓股一膛，在自由射流下也能很好着火稳燃，但分析起[5]次风向上和淡股一次风向下发生大角度偏转，并来，其着火稳燃仍然符合上述机理。在自由射在其后形成两个煤粉着火稳燃回流区；为了更好流情况下，射流后没有回流区，因而其着火不会形成大角度偏转，在WR型燃烧器出口处装有发生在回流区内，而是发生在射流核心的外边界水平开槽钝体，浓股(或淡股)煤粉气流流经开槽层内，这个外边界层是由射流抽吸炉膛内的高温钝体后，形成多股气流，多股气流间相互吸引，热烟气形成的，在引射过程中，一次风射流与热降低了气流的动量，从而更有利于上下周界风抽烟气发生搅混，射流的外边界层的气流温度提吸带粉气流，形成大角度偏转，而保持煤粉颗粒高，速度降低，因而煤粉颗粒速度与外边界层气动量不变或少变射入回流区，有利于着火稳燃。流速度也存在速度差，只是这个速度差小一些而因此WR型燃烧器中，着火首先发生在燃烧器已。也就是说，煤粉颗粒在此边界层内也会发生出口浓股后的回流区内。滞止，升温，增浓(空间浓度)，释放挥发分，只是释放出的挥发分少一些而已，但对挥发分和发热值都高的煤种而言，在这种较低温度的射流边界层内也足以着火。此时可以观察到，随着射流的进展，边界层内显示浓度的黑度会逐渐增加，在煤粉射流的外边界层处空间浓度增加的同时图2WR型宽调节比直流燃烧器部分煤粉着火。同时应该注意到，WR型燃烧器周界风的作对于挥发分低的难燃煤种或低热值的劣质用是用来抽吸一次风并使其发生大角度偏转，并烟煤，要达到着火稳燃，就必须在燃烧器出口组在其后形成回流区达到着火稳燃目的，而不是用织起有效的煤粉气流大角度偏转，让更多的煤粉做冷却燃烧器喷口；WR型燃烧器的喷口尺寸，进入高温回流区，形成滞止、增浓、升温、释放周界风的大小和出口倾角，以及水平开槽钝体的挥发分和着火，即将回流区小火焰组织得更大和尺寸和位置，都是为有利于形成着火回流区专门产生更多的热量，为此，常须在燃烧器前或燃烧设计的，未经科学试验不宜任意更动。在实践中器内，组织煤粉气流的浓淡分流(常称为一级前一些使用WR型燃烧器的锅炉的稳燃性能达不期浓缩)，让浓股气流(含更多煤粉的气流)进入高到设计要求，一个重要原因是对原有的WR型温回流区，释放更多的挥发分，回流区就容易着燃烧器的喷口结构做了不合理的更动。图3是某第3页共241页
49WR型燃烧器原理性结构，显然，与图2相比，在周界风的出口倾角和开槽钝体的位置做了更动，这些更动是不恰当的，使原燃烧器上下周界风抽吸一次风形成着火回流区的性能完全丧失，[7]从而丧失了它应有的着火稳燃能力。图3某变形的WR型燃烧器原理性结构2.2一次风热风送粉分析在过去较长的一个时期，我国曾由于缺乏合用的直流煤粉燃烧器，遭受煤种多变、低负荷燃烧不稳之苦。一次风热风送粉系统降低了着火所需的着火热，常是解决低负荷稳燃的有效手段，因此，受到许多用户的偏爱。然而，我国目前生产的直流燃烧器大多采用引进的WR型宽调节#图4纳雍电厂3、4炉无烟煤燃烧器比直流煤粉燃烧器，该燃烧器在使用直吹式磨煤2.3水平浓淡直流燃烧器及多重富集型燃烧器制粉系统的情况下，能够较好地燃烧烟煤、贫煤和劣质烟煤，表现了足够好的低负荷稳燃能力。图5是哈工大开发的水平浓淡直流煤粉燃[108,119]采用中储制热风送粉系统，不仅会增加磨煤电烧器的结构示意图。在该燃烧器内装有百耗，其制粉乏气常作为三次风送入炉膛，三次风叶窗分离元件，将一次风煤粉气流在水平方向上中的空气系数大于2，携带的煤粉在高过量空气分成浓淡两股，浓股导向向火侧，淡股导向背火系数下燃烧，会额外地增加NO排放[8]。更为重侧。由于导向向火侧的浓股煤粉浓度增高，所需x要的是，一次风采用热风送粉系统后，势必取消的着火热减小，且向火侧的烟温水平高，容易提WR型燃烧器原有的进口直角弯头，也就取消了供足够的着火热，因而改善了着火稳燃性能。一级前期浓缩用的上下浓淡分流，从而增加了着火热和抵消了热风送粉对低负荷稳燃能力带来的好处。所以，我们认为一般情况下，没有必要采用热风送粉系统。当然，对于燃烧无烟煤等的极难燃燃料，在图5哈工大水平浓淡直流煤粉燃烧器采用常规的WR型燃烧器和一次风直吹系统，图6是清华大学开发的多重富集型燃烧器还达不到低负荷稳燃要求时，也可考虑另加一次(专利号ZL02100688.1)的结构示意图。与图5风热风送粉，增强低负荷稳燃性能。但是要考虑所示的燃烧器类似，该燃烧器的一次风煤粉气WR型燃烧器的设计思想，在此基础上予以完#流，在流经多个挡块时，也进行水平浓淡分流，善。如纳雍电厂3、4炉，针对贵州无烟煤，采浓股导向向火侧，淡股导向背火侧。该燃烧器的用了WR型燃烧器加浓淡分流再加一次风热风浓股气流仅占总气流的15~20%，从而进一步降送粉系统的方案，见图4所示。下二层一次风采低了着火热，有利于着火稳燃；与图5所示的燃用集中布置；在燃烧器前，利用一次风弯头的浓烧器不同，该燃烧器充分注意在燃烧器出口组织淡分离能力，配以相应的导流器进行左右浓淡分浓股气流的大角度偏转，以便在其后形成回流流，让浓股导向向火侧，淡股导向背火侧，使区，保证煤粉着火所需的热量能够完全自给自WR型燃烧器在增加一次风预热的同时，又具有足，不依赖炉膛高温烟气。在该燃烧器的浓股出左右浓淡分流及一级前期浓缩的双重好处，从而口，组织有锯齿状多股气流，在出口处相互卷吸，极大地提高了该燃烧器的稳燃能力，运行实践证使气流的动量下降，并在主气流的卷吸作用下，明，该燃烧器系统具有很好的着火稳燃能力，在会在浓股气流出口形成一个小的回流区，在这里燃烧贵州无烟煤时，其低负荷稳燃能力小于50%3[9]着火并形成小火焰，小火焰生成的热量，进一步的额定负荷，NOx排放很低，仅694mg/Nm。提供着火所需的热量，有利于煤粉着火稳燃。该第4页共241页
50型燃烧器已成功地应用于一台燃烧烟煤、乏气送燃烧器也曾成功地应用在一台采用风扇磨乏气粉的400t/h锅炉上，很好地解决了该炉的低负荷送粉直吹系统的220t/h锅炉上，燃烧贫煤，稳燃[5]稳燃问题。多重富集型燃烧器的变种——多重效果也很好。事实上，双流富集型燃烧器特别适富集低NOx型燃烧器也成功地应用在燃烧烟煤用于W型火焰锅炉。由于双流富集型燃烧器自的65t/h锅炉上，运行表明，NOx排放值长期稳身稳燃，火焰稳定不依赖于高温炉膛，因此水冷3[8]定小于300mg/Nm，煤种适应性也大大提高。壁不必或仅需少量敷设卫燃带，从而降低炉膛的温度水平，降低NOx排放；中央的着火回流区中，有大量的挥发分释出和形成大量的高温焦碳，在高温及还原性气氛下还原已生成的NOx，图6清华多重富集型直流煤粉燃烧器[13]从而进一步降低W型火焰锅炉的NOx排放。2.4富集型燃烧器及双流富集型燃烧器富集型燃烧器及双流富集型燃烧器是清华大学根据上述着火稳燃原理自主开发成功的两种直流煤粉燃烧器。富集型燃烧器的原理性结构如图7所示。一次风进入燃烧器时，被分成上下图8双流富集型煤粉燃烧器两股，上股份额较小，下股份额较大；在这里，组织了下股煤粉气流的有效着火过程，让下股煤粉气流在流经上下两个挡块时，再次形成浓淡分3旋流燃烧器流，浓股在上，份额较小，淡股在下，份额较大，3.1DRB-PAX型燃烧器并让两股气流间形成一定间距和处于燃烧器喷DRB-PAX型燃烧器是北京巴威公司吸取热口内的有限空间内，形成下侧淡股大气流抽吸上[14]风送粉成功燃烧贫煤的经验设计的，见图9。侧浓股小气流，促使上侧浓股小气流发生大角度它保持了巴威公司双调风燃烧器的特点，将一次偏转，并在紧靠燃烧器出口形成着火回流区和点风中的50%左右被热风置换，以提高一次风直火小火焰；由于这个点火小火焰被恰当地组织在o吹系统中的风粉混合物的温度，由原来的80C紧靠燃烧器的出口，这就确保了被点燃的一次风o左右提高到180C左右，用以降低着火热。煤粉火炬远离喷口而不会结焦。实践表明，该燃烧器具有很强的稳燃能力，已成功应用在十多台670t/h、400t/h锅炉上，燃烧贫煤、半无烟煤和[7]劣质烟煤，稳然能力都小于50%额定负荷。图9DRB-PAX型燃烧器DRB-PAX型燃烧器在生产上的运行实践表明，着火稳燃能力有所提高，能很好地燃烧贫煤。图7富集型燃烧器原理结构图之后，该燃烧器被应用在W型火焰锅炉上，发现燃烧贫煤时，该燃烧器稳燃能力不成问题，但双流富集型燃烧器是我们专门为燃烧无烟[12]在燃烧无烟煤时，其稳燃能力显得不足。煤或热值极低的难燃燃料设计的，见图8。在该燃烧器中，煤粉气流分上下两股进入燃烧器，3.2EI-XCL型燃烧器在燃烧器中这两股气流又各自进行高效的浓淡为了改善DRB-PAX型燃烧器的稳燃性能，分流(共四股)，让浓股更浓，淡股更淡；在上下北京巴威开发了浓缩型轴向控制双调风低NOx淡股的抽吸下，中间两个浓股会发生大角度偏型旋流燃烧器，见图10，简称EI-XCL燃烧器。转，在燃烧器中央形成两个回流区和两个点火小火焰，从而有更多的煤粉进入回流区和更多的挥发分被释放出来，使该燃烧器在燃烧难燃燃料时，也具有十分强的稳燃能力。该型燃烧器已成功应用在一台300t/h锅炉上，燃烧热值小于12MJ/kg的合山煤，取得了很好的稳燃能力，飞灰含碳量可达2.84%，大渣含碳量可达2.57%。用图10EI-XCL型燃烧器户反映该燃烧器的着火稳燃能力和燃烧效率，是与DRB-PAX型燃烧器一样，EI-XCL型燃几十年来燃用合山煤所用的燃烧器中最好的，该第5页共241页
51烧器仍采用一次风弯头分离器和双调风旋流调参考文献[14,]风器，但其双调风轴向控制；与DRB-PAX[19]徐旭常，施学贵，陈昌和,等.煤粉火焰稳定原理燃烧器不同的是，取消了热风置换设施，消除了——“三高区”原理的实验验证和数值模拟分析[J].热风置换的负面影响，由弯头分离器分离得到的锅炉技术,1994(1):1~7.50%的一次风和85~90%的浓股煤粉，被直接引[20]徐秀清,曾瑞良.直流煤粉燃烧器的火焰稳定问题[J].中国电力,1997,30(10):3~5.入炉膛燃烧，也就是进入燃烧器的一次风煤粉气[21]徐秀清,王云山,曾瑞良,等.直流煤粉燃烧器出流是增浓了的。有趣的是，取消热风置换后的口“三高稳燃区”内煤粉的浓缩[J].中国电力,EI-XCL燃烧器，不仅燃烧器结构和外围系统简1997,30(11):3~5.单了，稳燃性能也比DRB-PAX型燃烧器大大提[22]ZhangHai,YueGuangxi,LuJunfu,etal.高。在W型锅炉上应用表明，该燃烧器不仅能DevelopmentofHighTemperatureAirCombustionTechnologyinPulverizedFossilFuelFiredBoilers.燃烧着火较易的阳泉无烟煤，也能燃烧像晋城无Proceedingofthe31stInternationalCombustion烟煤和越南无烟煤那样的难燃无烟煤。EI-XCLSymposium,Heidelberg,Germany,2006.08.型旋流燃烧器的着火稳燃能力较高，是因为去掉[23]曾瑞良,徐秀清.直流燃烧器的稳燃原理及应用[J].中国电力,1999,32(3):29~31.置换热风后，煤粉气流的动量下降了近一半，在[24]张海,吕俊复,徐秀清,等.煤粉燃烧器的分级浓内二次风强抽力影响下，浓股气流发生大角度偏缩[J].中国电力,2005,38(4):1~4.转和在其后形成的高温回流区，煤粉在这回流区[25]张海,吕俊复,徐秀清,等.富集型燃烧器及多重内滞止、增浓、升温、释放挥发分和着火，形成富集型燃烧器研究[J].锅炉技术,2004,35(3):23小火焰。正是这个小火使EI-XCL型旋流燃烧器~26.比DRB-PAX型旋流燃烧器稳燃能力更好。[26]张海吕俊复曾瑞良,等.多重富集低NOX型燃烧器及其在65t/h锅炉上的应用实践[J].热力发从DRB-PAX型旋流燃烧器到EI-XCL型旋电,2005,6:25~27.流燃烧器的演化中可以看到，旋流燃烧器的着火[27]王定,冯景源.1025t/h切向燃烧无烟煤自然循环稳燃机理与直流燃烧器的着火稳燃机理是相同锅炉的设计概况和运行性能[J].锅炉技术,2005,的。事实上，由于单个旋流燃烧器的燃烧火炬是36(5):19~23.自稳和封闭的，各个燃烧器火炬间不能像四角切[28]秦裕琨,孙绍增,吴少华.浓缩煤粉燃烧技术的发展[J].燃烧科学与技术,1995,1(1):43-48.圆燃烧那样可以相互支持，因此，在设计旋流燃[29]WangChungang,LiZengqi,SunShaozhen,etal.烧器时更应刻意组织上述着火稳燃过程。TheoreticalAnalysisandExperimentalStudyontheHorizontalBiasCombustion[C].Proceedingofthe4结束语4thInternationalSymposiumonCoalCombustion,1999:79~84.本文从煤粉气流在炉内的着火稳燃过程论[30]张海,吕俊复,徐秀请,等.富集型燃烧器在单独述了煤粉气流的着火稳燃机理，分析了若干稳燃燃用合山劣质烟煤锅炉上的应用.已投《锅炉技能力强的燃烧器的结构和设计思想，讨论煤粉气术》.流在燃烧器内外的组织方法，其目的是与同行共[31]张海,吕俊复,徐秀请,等.W型火焰锅炉燃烧问同探讨正确设计和选用燃烧器的一些原则，为我题的分析和解决方法[J].动力工程,2005,25(5):628~632.国自主开发出更多更好的煤粉燃烧器，以适应燃[32]李金平,吕俊复,张海,等.旋流煤粉燃烧器低烧器在燃料品质多变、燃烧经济性和环境保护等NOX排放技术[J].锅炉技术,2005,36(4):1~7.三个方面面临的新挑战。第6页共241页
52生物质燃料燃烧特性分析与研究任建兴邓淙仁李芳芹仇中柱(上海电力学院,上海200090)摘要：生物质燃料是一种可再生能源，根据物的光合作用，其作用过程如以下反应式，在太多种典型生物质燃料的基本组成，着重分析研究阳光的照射下，大气中的二氧化碳被植物吸收，了玉米秸秆成分对燃烧性能的影响。单位质量玉米秸秆燃烧所消耗的空气量、三原子气体生成量放出氧气。因此在各种可再生能源中，生物质是和烟气量均小于烟煤，通过实际燃烧试验表明经一种可再生的碳源，利用碳的循环能够有效地减过成型预处理后的玉米秸秆能够满足炉排锅炉少甚至消除二氧化碳的排放，从而实现控制和减燃烧的要求。关键词：生物质，燃烧特性，秸秆燃料弱温室效应的发生。据有关资料推算地球上每年11被植物光合作用固定的碳为2×10t，能量为0前言213×10J，即每年通过光合作用贮存在植物的枝、人类生存和社会发展都离不开能源，随着茎、叶中的太阳能，相当于全世界每年耗能量的经济的高速发展对能源的需求量也将日趋快速[1]10倍。增长。在常规一次能源中，煤碳、石油、天然气生物质能源被认为是第四大能源，分布广，等必然会被开采殆尽，开发利用大量非再生一次蕴藏量大。我国是一个农业大国，现有生物质能能源的同时，如果不采取有效的控制措施，必将资源森林、草原和耕地面积达41.4亿公顷，理导致一系列严重的环境污染问题。因此，提高能论上生物质资源每年可达650亿吨以上。如果按源利用效率，采用先进的技术手段研究利用可再平均发热量为15,000千焦/公斤计算，折合理论生能源，以逐步取代煤碳、石油、天然气等常规资源量为33亿标准煤，相当于我国目前年总能一次非再生能源，是解决能源危机和环境保护问耗的1.8倍。我国可以作为能源利用的生物质主要包括各类秸秆、薪柴、禽畜粪便、生活垃圾和题的重要途径之一。可再生能源的种类繁多，其有机废渣废水等。据调查其中秸秆资源量已超中生物质是可再生能源中比较有代表性的能源，过7.2亿吨,约3.6亿吨标准煤，除1.2亿吨左特点是生物质资源储量丰富、分布广泛、使用清右作为饲料、造纸、纺织和建材等利用外，其余洁方便，具有很好的开发利用价值。6亿吨可作为燃料利用；薪柴的来源主要为林业生物质是指依靠太阳光合作用而产生的各采伐、育林修剪和薪炭林，年均薪柴产量约为种有机物质，是太阳能以化学能的形式存在于生1.27亿吨，折合标准煤0.74亿吨；禽畜粪便资源物之中的一种能量形式，直接或间接地来源于植量约1.3亿吨标准煤；城市垃圾量生产量约1.2第7页共241页
53亿吨标煤，并以每年8%-10%的速度递增，据估算生物质作为有机物燃料是由多种复杂的高我国可开发的生物质能资源总量约7亿吨标准煤分子有机化合物组成的复合体，化学组成主要有[2、3]纤维素、半纤维素、木质素和提取物等，这些高。分子物质在不同种类生物质、同一种类生物质的2005年2月28日，国家颁布了《可再生能源不同区域其组成也不同，有些甚至有很大差异。法》，2006年1月1日起实施，并于2006年陆续生物质的组成分析主要有工业分析和元素出台了相应的配套措施。这表明我国已在法律上分析两种，表1、表2为几种典型秸秆的工业分析明确了可再生能源包括生物质能在现代能源中的和元素分析。由表1和表2可知，生物质的可燃成地位，并在政策上给予了巨大支持。为此，开展分主要是有机元素如碳、氢、氮和硫，虽然就元生物质能源的应用研究具有很好的现实意义。素的成分而言，生物质燃料的成分和常规燃料煤1生物质燃料基本特性炭基本上没什么区别，但正是各成分在数量上的[4]生物质的种类很多，一般可分以下5大类：差异导致了生物制燃烧产物与煤炭的差异。生物质的碳含量普遍在50%左右，低于普通的烟①木质素：木块、木屑、树皮、树根煤，而氢含量则高于烟煤，尤其是挥发份和氧含等；量远远高于普通烟煤，氧含量超过煤10倍左右。②农业废弃物：秸秆、果核、玉米芯、由于生物质燃料的可燃组分含量相对比较低，因甘蔗皮渣等；此生物质燃料的低位发热量比一般烟煤低。在着③水生植物：藻类、水葫芦等；火燃烧性能方面，生物质燃料的挥发份含量远远④油料作物：棉籽、麻籽、油桐等；高于普通烟煤，导致着火燃烧性能明显高于普通⑤生活废弃物：城市垃圾、人及牲畜烟煤。在燃烧污染物生成排放方面，生物质燃料的粪便。的硫含量仅为0.1%左右，含氮量和理论氮气容几种生物质的工业分析和元素组成及热积也低于烟煤，所以总的SO2和NOx生成量都远值见表1和表2所示。低于烟煤。表1表2/%发热量kJ/kg第8页共241页
54根据秸秆生物质燃料高挥发分、高氧量、生物质的直接燃烧利用技术，一般是将生低硫份和灰份的基本特性，因此相对于煤炭而物质进行成型预处理，尤其是秸秆类生物质。成言，秸秆生物质具有易燃、清洁环保的特点。型技术是指在一定温度、压力下，将分散的、没2生物质燃料燃烧过程分析有一定形状的生物质压制成具有一定形状、密度目前，生物质的利用技术主要有生物质的较大的成型燃料。生物质成型工艺为：秸秆收集气化发电、热解液化和直接燃烧发电等。在实际—干燥—破碎—热压—成型。目前成型设备主要应用过程中，生物质直接燃烧发电应用较为广有螺旋挤压式成型机、机械活塞冲压式成型机、[7]泛，直接燃烧技术是最简便可行的高效利用生物环模辊压式和液压活塞冲压式成型机等。3质资源的方式之一。成型燃料其密度可达900～1350kg/m，便生物质直接燃烧是将生物质直接作为燃料于贮存和运输,燃烧性能好。燃烧，燃烧产生的能量主要用于发电或集中供热为了研究生物质燃料与煤炭着火燃烧特性[4]等。生物质直接燃烧具有如下特点：的差异，以表2玉米秸秆生物质和常见烟煤、煤①生物质燃烧所释放出的CO2大体相当矸石为例进行燃烧性能参数分析。于其生长时通过光合作用所吸收的CO2，因此可表3为三种燃料燃烧产物生成量，图1为玉米以认为是CO2的零排放，有助于缓解温室效应；秸秆在不同燃烧空气过量系数条件下，实际燃烧②生物质的燃烧产物用途广泛，灰渣可加产生的烟气量。由表3和图1可知，在相同条件下，以综合利用；玉米秸秆燃料燃烧所需的空气量、三原子气体生③生物质燃料可与矿物质燃料混合燃烧，成量和烟气中氮气量明显低于煤炭。这是由于玉既可以减少运行成本，提高燃烧效率，又可以降米秸秆自身含氧量高，部分氧分直接与碳和氢化低SO2、NOx等有害气体的排放浓度；合，导致在燃烧过程中相对含量比较低的碳不能④采用生物质燃烧设备可以实现各种生物全部参与燃烧，所以单位重量玉米秸秆燃烧所消质资源的减量化、无害化和资源化。耗的空气量、三原子气体生成量和生成的烟气量由于生物质燃料特性与化石燃料不同，从均小于烟煤。3而导致了生物质燃料在燃烧过程中的燃烧机理、表3理论燃烧产物生成量m/kg反应速度以及燃烧产物的成分与化石燃料相比燃料理论空三原子气理论氮理论水蒸也都存在较大差别，表现出不同于化石燃料的燃种类气量体容积气容积汽容积烧特性。生物质的n(H)／n(C)比和n(O)／n(C)值烟煤6.5021.175.1450.58均比煤要高，而且生物质的几种主要成分中半纤煤矸石3.9460.7313.1240.366oo维素在225～350C分解，纤维素在325～375C玉米秸3.540.7952.8020.58o分解，木质素在310～400C分解，因此其着火秆[5、6]特性与煤相比存在差异。第9页共241页
55/kg3m图1玉米秸秆燃烧空气过量系数与实际烟气量的关系在进行燃烧性能试验时，采用经过热压成红色，燃烧温度低，火焰部分层面存在黑烟现象型预处理后的玉米秸秆，成型后的几何形状为长如图3所示。及时调整配风量，适度增加空气供度不等的正四方形柱体（正四方形边长约35mm）给量，燃烧火焰发生变化如图4，这时燃烧强度如图2所示。被成型后的玉米秸秆投入移动炉排高，火焰明亮，燃烧温度高（约1400℃）。燃烧上进行着火燃烧试验，在着火燃烧的初期阶段，性能试验表明，经过预先成型处理后的玉米秸玉米秸秆首先经过干燥、挥发份析出着火燃烧阶秆，只要适度调整燃烧配风供给方式就能满足移段，这时燃烧强度相对比较低，火焰软弱，呈暗动层燃的要求。图2成型后的玉米秸秆图3着火燃烧初期火焰图4燃烧火焰第10页共241页
563结论生物质是一种可再生能源被认为是第四大[2]王庆一.中国能源现状与前景[J].中国煤能源，我国是一个农业大国，生物质资源分布广，炭,2005,31(3):19~21,75蕴藏量大，理论上生物质资源每年可达650亿吨[3]纪伟.生物质能发电技术发展现状[J].山东以上，具有很好的开发利用前景。在我国可以作煤炭科技,2005(4)：45~46为能源利用的生物质主要包括各类秸秆、薪柴、[4]张明,袁益超,刘聿拯.生物质直接燃烧技禽畜粪便、生活垃圾和有机废渣废水等，其中具术的发展研究[J].能源研究与信息,有典型意义的是各类秸秆。在相同条件下，秸秆2005,21(1):15~20燃料与煤炭的燃烧特性差异较大，燃烧所需的空[5]王涛,中国主要生物质燃料油木本能源植物气量、三原子气体生成量和烟气中氮气量均明显资源概况与展望[J].科技导报,低于煤炭。秸秆的直接燃烧利用一般需经过预先2005,23(5):12~14成型处理，成型处理后的秸秆便于运输，能够满[6]闵凡飞,张明旭.生物质燃烧模式及燃烧特足炉排锅炉燃烧利用的要求。性的研究[J].煤炭学报,2005,30(1):04~108参考文献[7]樊峰鸣,张百良,李保谦,刘圣勇.大粒径生[1]石元春.发展生物质产业潜力无限[J].安徽物质成型燃料物理特性的研究[J].农业环境科技,2005,(5):4~6科学学报,2005,24(2):398~402第11页共241页
57600MW超超临界塔式褐煤锅炉设计方案杨震徐雪元姚丹花郭琴琴刘家宝冯景源(上海锅炉厂有限公司上海200245)摘要本文主要介绍褐煤的特性，论述熔融特性。了褐煤锅炉的设计要点及塔式锅炉的特3）灰沾污倾向较强，属于中等沾污点，说明了对于高水份褐煤锅炉采用塔式煤。炉配风扇磨的优势。最后详细介绍了4）褐煤的水分较高，全水分一般600MW超超临界塔式褐煤锅炉设计方案可达20％～50％，空干基水分为10％~20和能达到的关键性能指标。％，高水分成为制粉系统选型时一个主要关键词超超临界；褐煤；风扇磨；塔式的限制因素。锅炉5）褐煤燃烧具有较低的污染物排0前言放特性。我国褐煤主要分布在东北、内蒙和1褐煤锅炉设计要点西南地区，多属老年褐煤。褐煤全水分一在进行褐煤锅炉设计时应重点考虑般可达20％～50％，空干基水分为10％以下内容。~20％，低位发热量一般只有11.71～1.1针对褐煤极易着火稳燃，但结渣倾向严16.73MJ/kg。灰分一般为20％～30％。东重的特点，选取合理的炉膛尺寸和炉膛的北地区褐煤硫分多在1％以下，广东、广热负荷指标，有效防止锅炉出现炉膛结渣西、云南褐煤硫分相对较高，有的甚至高现象解决炉膛结渣问题的最有效方法是选取较达8％以上。低的炉膛容积热负荷和断面热负荷指标，即选取褐煤一般具有如下的特性：合适的炉膛尺寸。选用相对较大的炉膛尺寸和较低的炉膛出口烟温，一方面可以降低热负荷，同1）良好的燃烧性能，着火和燃烧稳时还可以增加煤粉在炉内的停留时间并降低屏底的烟气温度，从而有效地从根本上防止炉膛结定性都较好。由于褐煤的可燃基挥发份较渣。高，在40%以上，所以不存在着火和稳燃1.2合理的吹灰器布置的问题。对于结渣性和沾污性均属严重的褐煤，合理的吹灰器布置是炉膛防止结渣和沾污的有效的2）褐煤通常的灰变形温度在1100辅助措施。℃左右，灰熔点温度低，具有明显的低温第12页共241页
58除按常规烟煤炉设计在受热面部分褐煤锅炉采用直吹式制粉系统，一般布置合适数量的吹灰器外，应特别注意炉有两种选择，即风扇磨二介质（热炉烟+膛吹灰器的选用。根据结渣和沾污程度的热风）或三介质（热炉烟+冷炉烟+热风）不同，炉膛部分的吹灰器应有时可选用水制粉系统或中速磨热风送粉系统。两种制力吹灰器。粉系统比较见表1。1.3、制粉系统的选择表1风扇磨制粉系统与中速磨制直吹式系统时，在验算系统末端的烟气含粉系统比较氧量合格的情况下，宜优先选用热烟—热风扇磨制粉系统风二介质干燥系统。中速磨制粉系统二介质或三介质干燥热风干燥与常规磨制烟煤时基本上不存在干燥1、采用烟气干燥，干燥能力强，干燥出力1、采用热风干燥，干燥能力有限，适出力问题不同，对于高水分褐煤，干燥出调节范围宽，适应原煤水分可高达50%以应原煤水分范围有限，对原煤水分波动上，对原煤水分的波动有良好的适应性的适应性较差力成为磨煤机选型时的制约因素。由于风2、防爆能力和安全性较差，需加装防扇磨在干燥出力方面的良好性能，国内一2、防爆能力强，安全性高爆系统般在原煤水分高于30%时，首先选择风扇3、易于组织低温燃烧3、实现低温燃烧相对较差磨。同时高温炉烟（～1000℃）再配之热4、一次风率较合理，易于组织合理的燃烧4、一次风率偏高，必须精心组织燃烧风或冷炉烟+热风作为干燥介质使得其具6、磨煤机检修周期相对较长、检修工5、磨煤机检修周期较短、检修工作量较大有较强的煤种水份变化的适应能力，因此作量相对较小6、风扇磨制粉系统为负压直吹系统，漏风在燃用水分较高的褐煤但煤源不稳定或燃7、中速磨制粉系统为正压直吹式系统，量稍大。但目前新设计风扇磨作了改进，用煤质水分变化较大时，应选用风扇磨制虽不存在漏风问题，但密封风量较大。漏风量已降低。粉系统。7、磨煤机具有风机功能，制粉系统配置简8、需配置高压头、大容量一次风机单1.4燃烧设备的考虑关于两种制粉系统的选择依据，根合理的炉膛尺寸+合适的燃烧设备对据《电站磨煤机及制粉系统选型导则》褐煤的燃烧是十分关键的。由于褐煤的挥（DL/T466-2004）第9.2.4款规定：褐煤发份比较高，通常在40%以上，燃用煤种（Vdaf>37%）的外在水份Mf≤19%时，为极易着火稳燃，只要采取相应措施，可宜选用中速磨煤机直吹式系统；当磨制褐确保着火稳定和低负荷稳燃；只要有足够煤的磨损指数Ke≤3.5，且煤的外在水份的停留时间和适当的煤粉细度，就可达到Mf>19%时，宜选用风扇磨煤机炉烟干燥理想的燃尽水平；褐煤结焦性强，设计燃直吹式系统。当磨制褐煤的全水分烧设备时重点考虑，只要采取必要的措施Mar>30%时，如选用风扇磨煤机炉烟干燥就可避免结焦问题；总之，燃烧器方案的第13页共241页
59确定，应以防止炉内结渣和提高燃烧效率阶段产生的氧化铁剥离物及金属颗粒极易及不投油低负荷稳燃为重点，同时对降低被蒸汽冲走，并被旁路系统直接送入凝汽NOx排放量和减少烟温偏差等问题给予器，故固体颗粒侵蚀（SPE）也就不再成充分重视。为问题；锅炉燃烧设备选型设计时主要考虑：6)不同受热面之间均采用集箱过渡，与炉膛匹配；与制粉系统匹配；较高的燃没有携带偏差；烧效率；能有效地防止炉膛结渣；能达到7)受热面布置呈上部紧凑，下部宽松较低的NOx排放量；低负荷稳燃特性好方式，减少并避免了堵灰现象；2塔式锅炉特点和褐煤锅炉选用塔式布置8)悬吊结构规则，支撑结构简单；的理由9)烟气的运行方向和灰粒的自行运动塔式锅炉是不同于双烟道锅炉的一方向相反，受热面磨损小；种炉型，相对于双烟道锅炉在中国市场上10)过热器、再热器受热面材料选取留的普遍性而言，塔式锅炉在国内并不多见，有较大的裕度。但在欧洲比较普遍，尤其在盛产褐煤的德2.2褐煤锅炉选用塔式布置的理由国、俄罗斯等。1)对于燃用具有强结渣性的褐煤，选2.1塔式锅炉的特点：取较低的热负荷指标是必须的，塔式锅炉1)锅炉系统简单，没有复杂的包覆系可以选取相对较大的容积和炉膛断面，同统；时可以选取较低的屏底烟气温度。2)锅炉所有的受热面均采用水平布2)对于高水分的褐煤，风扇磨制粉系置，具有很强的自疏水能力，具备优异的统是最合适的选择。因为风扇磨本身的特备用和快速启动特点；点，锅炉需采用多角燃烧布置（对于3)采用单烟道的结构+水平布置的受600MW锅炉，为八角布置），一台磨煤机热面型式，形成了均匀的烟气流场分布和带一角的运行方式，如果风扇磨配双烟道均匀的过热器、再热器烟气温度分布，使锅炉，由于双烟道锅炉的结构特点，风扇得过热器、再热器蒸汽出口温度分布均匀,磨在布置上会遭遇前所未有的困难。而如在所有工况下，水冷壁出口温度分布均匀。果选用塔式锅炉，这些布置的问题就迎刃4)所有的对流受热面均为水平布置，而解。能排尽管内积水，使锅炉对过热器和再热3)塔式锅炉在对流受热面中，烟气流器的酸洗成为可能；向没有90°急转弯，烟气流场均匀，局部5)塔式炉对流受热面水平布置，启动磨损大大降低。塔式锅炉烟气流速方向和第14页共241页
60灰粒的重力方向相反，灰粒的运动速度低给水温度(B-MCR)294℃于烟速，在同样的烟气流速条件下，塔式3.2设计、校核煤种的主要数据见表2锅炉的磨损速率远低于其他炉型。表2设计、校核煤种煤质资料4)同时灰粒的运动特点也有利于燃序项目代号单位设计煤校核烬，在相同的煤粉细度情况下，塔式锅炉1全水分Mt%31322空气干Mad%13.687.54的燃烬率要高于其他炉型。由于褐煤的高3收到基Aar%11.988.30水份等特点，褐煤的煤粉细度无法降低，4湿分Mf%20.0626.45燃烬率相对较低，选用塔式锅炉可以进一5干燥无Vdaf%45.4243.15步提高褐煤的燃烬率。6收到基Car%42.4146.415)塔式锅炉作横卧布置的各级受热面7收到基Har%1.892.90都能疏水，有利于停炉保养和起动时蒸汽8收到基Nar%0.5260.639收到基Oar%11.99.59通畅流动，具备优异的备用和快速启动特10全硫St,ar%0.260.17点，因此有利于延长对流受热面的使用寿11收到基Qner,arMJ/kg14.74216.24命。12哈氏可HGI/613600MW超超临界塔式褐煤锅炉设计煤灰熔融性3方案13变形温DT×101.141.043上海锅炉厂有限公司在多年设计锅炉14软化温ST×101.161.12315半球温HT×101.171.14经验的基础上，消化吸收了新引进的塔式316流动温FT×101.201.15锅炉技术，经过详细计算分析进行了燃用3.3锅炉总体方案褐煤的塔式超临界锅炉的方案设计。锅炉为超超临界参数、切向燃烧方式、3.1锅炉的设计容量和参数一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR)渣、全钢构架的塔式直流炉。锅炉采用带1868t/h循环泵的启动系统，制粉系统采用二介质额定蒸汽压力26.05Mpa(g)干燥的风扇磨。锅炉总体布置见图1。额定蒸汽温度605℃炉膛由膜式壁组成，水冷壁采用螺旋再热蒸汽：蒸汽流量(B-MCR)管加垂直管的布置方式。炉膛下部（包括1532t/h冷灰斗）采用螺旋围绕管圈经过中间混合进口/出口蒸汽压力(B-MCR)集箱引入上部垂直管屏，垂直管又分为上4.87/4.68Mpa(g)下两个部分。炉膛宽度21000mm，炉膛深进口/出口蒸汽温度(B-MCR)349/603℃第15页共241页
61度21000mm，水冷壁下集箱标高为66.67mm，垂直管上部的节距为100mm。7500mm，炉顶管中心标高为118700mm。锅炉炉前沿宽度方向垂直布置2只汽水分螺旋管和垂直管之比为1:3:2。螺旋管的节离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热距为60mm，垂直管下部的节距为器相连接。图1锅炉总体布置图炉膛上部依次分别布置有一级过热采用非平衡式典型结构。整个燃烧器同水器、三级过热器、二级再热器、二级过热冷壁滑动连接，不随水冷壁一起向下膨胀。器、一级再热器、省煤器。为了降低超超燃烧器布置及制粉系统见图2。临界锅炉因过热器和再热器出口汽温的提高所导致的高温段管子烟气侧高温腐蚀和管内高温氧化，采用大量的高档次奥氏体钢管。锅炉燃烧系统按配风扇磨制粉系统设计。燃烧方式采用低NOx切向燃烧系统TM（LNTFS），32只直流式喷燃器分4层布置于炉膛下部，在炉膛中呈八角切圆方式燃烧，一次风为四层WR型煤粉喷口，二层油风室，二层燃尽风室。二次风挡板图2燃烧器及制粉系统布置示意图第16页共241页
62制粉系统为风扇磨制粉系统，配8台4）锅炉出口NOx的排放浓度：不超3型号为FM340.1060的风扇磨，每台接一角过300mg/Nm(O2=6%干基)；四个喷口，6台磨带BMCR，2台备用。风5）过热器、水冷壁、省煤器的实际扇磨采用二介质干燥，即热炉烟+热风作汽、水侧压降数值不超过4.0MPa为干燥剂。热炉烟取自炉膛部分，抽炉烟6）滑压运行在35%～100%B-MCR点位于一级过热器屏管的下部，每面墙上范围过热蒸汽能维持其额定汽温；在502个抽炉烟口，共8个口。抽炉烟口的烟％～100%B-MCR时再热蒸汽能维持额定气温度经过初步计算为1100℃，抽取的量汽温。为6%。抽烟室中送入温度小于300℃的热5结论空气，使抽取的热炉烟与热风混合后的烟上海锅炉厂有限公司的600MW超超风混合物温度降到800℃左右。临界褐煤塔式锅炉方案，是在充分考虑了过热器汽温通过煤水比调节和两级喷褐煤燃烧的特点，结合国内、外成功设计水来控制。再热器汽温采用喷水减温来调和运行的燃烧褐煤锅炉的经验，在节，一级再热器进口连接管道上设置事故1000MW超超临界塔式锅炉的基础上设计喷水，一级再热器出口连接管道设置有微开发的一个方案。以上设计方案能满足褐量喷水。煤锅炉用户对锅炉各项指标的要求，并且在炉膛部分选择可以上下、左右调节在煤种的适应性、防结渣及NOx排放等方的水力吹灰器，共布置三层，12只；在受面更具优势，给用户提供了一个新的选型热面部分选用72只长伸缩式吹灰器。可能。尾部烟道下方设置两台二分仓受热面参考文献：旋转容克式空气预热器。1、高子瑜，徐雪元，姚丹花1000MW超超临炉底排渣系统采用机械出渣方式。锅界锅炉塔式锅炉设计特点[J]锅炉技术炉运行层标高暂定为13.7m。2006/14锅炉的几个关键性能指标2、哈尔滨普华燃煤技术开发中心编《大型煤1)最大连续蒸发量（BMCR）：粉锅炉燃烧设备性能设计方法》[M]哈尔滨1868t/h；工业大学出版社2）在BRL工况下，锅炉保证热效率3、中国动力工程学会主编《火力发电设备技不小于91.50%(按低位发热量)；术手册》第一卷锅炉[M]机械工业出版社3）锅炉最低不投油稳燃负荷不大于50%B-MCR；第17页共241页
631100t/h塔式直流锅炉燃烧过程数值模拟周屈兰徐通模惠世恩董陈（西安交通大学能源与动力工程学院，西安710049）摘要：本文针对蒲城发电厂一号炉进行了热态空气动力场和燃烧过程的数值模拟。数值模拟的结果表明：燃烧器喷口射流旋向向上时，炉膛火焰中心偏高，且炉膛出口的温度偏差较大；燃烧器喷口射流旋向向下时，炉膛火焰中心出于炉膛下部；炉膛的前后墙和左右墙的热负荷差异很大，可能在水冷壁的四个角落（尤其是右后角）造成热膨胀不均匀导致的开裂；而每面炉墙自身的热负荷偏差也很大，若水动力工况不佳时，也可导致炉墙水冷壁变形。关键词：旋流燃烧器数值模拟壁面热负荷0引言重点区域保证计算的精度，而在整体上尽量减少计算的工作量。总网格数为136000。蒲城发电厂一号炉系引进罗马尼亚设计制造的1100t/h塔式直流煤粉炉，配用SWF型旋流边界条件如下：燃烧器，前后墙对冲布置。1996年7月投产，壁面条件：用高Re数的壁面函数法，将第于2000年4月进行了第一次大修，并对燃烧器进行了调整。为全面了解炉膛热态内空气动力场一个内节点布置到旺盛湍流区，假设其速度分布和燃烧过程，掌握锅炉炉内温度场分布状况和水为对数分布，计算出当量壁面扩散系数μt。冷壁热负荷分布状况，为锅炉运行调整提供依进口条件：根据燃烧器出口的各层风的速度据，对蒲城发电厂一号炉进行了热态空气动力场和燃烧过程数值模拟。及燃烧器的结构尺寸，计算出进口气流的方向1数值模拟基本原理、网格划角，从而得到燃烧器喷口流体速度在x、y、z方向的分量，然后在各相应的边界节点赋上相应分和工况安排的速度值。出口条件：为防止计算过程中出口截面出现1.1基本原理回流区引起发散，使用“出口流速提升法”来设数值模拟程序对炉内湍流流场采用工程上定速度场的出口条件，而其它物理量如温度等则[1][2]最常用的K—ε模型，程序是在SIMPLE算使用“充分发展条件”。法的基础上开发制作的，对复杂形状的计算区域用“区域扩充法”进行处理，固体壁面上的边界由于实炉计算运算量很大，整个模拟过程中条件用高Re数模型的“壁面函数法”。选用了运算量相对较小的模型。气体颗粒流采用为适应整个炉膛模拟的需求，使用非均分交“无滑移”模型，燃烧过程使用了EBU-Arrhenius错网格系统。在所有粗细不同的网格中间，设置[3][4]模型，辐射传热则使用了通量法。尺寸适中的过渡网格区，防止过大的网格尺寸的差别，从而利于程序的收敛性。网格体系做到在1.2网格剖分与计算区域③每个燃烧器喷口之间的炉膛剖为5个网格；图1为网格剖分与计算区域示意图，将炉膛④燃烧器以上到管式受热面之间的炉膛剖为10剖分为主50×32×85＝136000个网格，其中高个网格。在宽度上方向每个燃烧器喷口都剖为10×10的度方向上：网格。在深度方向上，在炉膛内贴近燃烧器喷口①冷灰斗剖为5个网格；的区域网格较密，而炉膛中央网格较稀。②每个燃烧器喷口剖为10个网格；
64受热K=86面84828078767472706866646062燃烧器56585254504846444240383658.1m343230282624222018161214810644J=2262413.6m计算区域81010681214121418201616262224183032282038343624282226I=5046424844403230图1网格剖分与计算区域示意图1.3数值模拟工况安排燃烧器喷口风速及风温为：一次风风温90℃，风速19.5m/s，二次风风温360℃，二次风Ⅰ风速29.8m/s，二次风Ⅱ风速35.6m/s。工况1和工况2的主要差异是各燃烧器出口气流的旋转方向不同，如图2所示。图2工况1和工况2的燃烧器旋转方向旋向配合，有利于帮助保持喷口射流的刚性。而2数值模拟结果工况2的炉膛中央流动情况较为复杂，如图42.1流场图谱所示，整体上主气流仍然在向上流动，而局部的图3和图4展现了工况1和工况2前墙y气流旋向向下，使得主气流与喷口射流的旋向不方向流场图谱的二维与三维放大图样。图中清晰配合，不利于帮助保持喷口射流的刚性。所以，地显示了前墙燃烧器喷口地喷射状况。工况1工况1的射流刚性较好，但有可能火焰中心偏的射流旋转方向驱动整个前墙的流体向上流动，高，而工况2的射流刚性不好，可能会产生“飞而工况2的射流方向驱动流体先向下流动，然后边”等现象，但火焰中心不会比工况1高，而且扩散到炉膛两侧后向上流动。截面的温度分布可能会比较均匀，具体的情况参从图3中可以看出工况1在炉膛中央有一股上升考炉内温度分布的计算结果。这二者之间的权衡气流，这股气流的动量较大，并且与喷口射流的要通过实际锅炉的调试来实现。
65图3前墙y方向流场图谱的二维与三维图样及图4前墙y方向流场图谱的二维与三维放大图其放大图样（工况1）样（工况2）2.2炉内温度场分布图5显示了炉膛内y方向截面的温度三维对比图样，从图中可以看出：1)工况1的火焰中心略高于工况2，而工况2的温度场均匀性略优于工况1，这与流场的分析结果是一致的;2)两个工况最高温点都位于最下层燃烧器平面，工况2的最高温度高于工况1的最高温度78℃，这是因为工况2燃烧器喷口射流旋向向下，使炉膛下部成为火焰的中心，形成优势的着火区域，形成较高的温度。图5y方向炉膛温度分布三维对比（左：工况工况1的炉膛上部温度水平高于工况2。工1，右：工况2，单位：K）况2的炉膛下部温度水平高于工况1。2.3壁面热负荷分布如图6所示为工况1的壁面热负荷分布图。（a）右墙(b)左墙（a）前墙(b)后墙图6工况1的壁面热负荷分布图
66对炉膛壁面热负荷模拟得出水冷壁整体的前墙之间是较容易发生开裂的地方。热偏差系数表（见表1），从图6和表1我们可二、对于工况1，右、后墙之间热偏差系数以看出：差为0.1362，在将工况1调整燃烧器喷口射流旋一、两种工况，炉膛的左右墙和前后墙之间向成为工况2以后，右、前墙之间之间热偏差系的整体热负荷偏差都存在偏差。右墙和前墙的热数差为0.1209，墙面之间的热负荷偏差减小，因负荷偏差系数随工况变化不大，右墙总是热负荷此水冷壁开裂的可能性减小。偏高。随工况的变化，左墙和后墙的热负荷状况三、每面炉墙上的热负荷也存在很大的偏发生了较明显的变化。这种墙面之间的热偏差对差，这种偏差不但会造成水冷壁各管子之间的吸大型锅炉是一种严重威胁，在炉墙水冷壁交接的热偏差，也可能造成水冷壁的变形。四面炉墙的地方，即炉膛的四个角，由于四面墙的热负荷差水冷壁管间的热偏差系数如表1所示。从热负荷异，很可能造成四片水冷壁膨胀程度不同，而在偏差的数值看来，对工况1，炉膛的右墙水冷壁炉膛的四个角水冷壁交接的地方形成变形开裂。最容易变形。而将工况1调整燃烧器喷口射流旋依照本文的计算结果，对于工况1，右、后墙之向成为工况2以后，除前墙的热偏差系数变化不间是较容易发生开裂的地方，对于工况2，右、大以外，各面炉墙上的热负荷偏差均有所减小。表1水冷壁整体的热偏差系数墙面整体热偏差系数整体热偏差系数最大管间热偏差最大管间热偏差系（工况1）（工况2）系数（工况1）数（工况2）前墙0.96340.96811.42611.4838后墙0.93971.01311.32081.1622左墙1.02100.92981.41511.3389右墙1.07591.08901.74431.3277图7为四面炉墙的水冷壁管间的热偏差系节作用，以上作用均可使热流均匀化，但在数值数分布，图8是某锅炉实测的四面炉墙的水冷壁模拟的数学模型中较难以考虑，因此实测的管间管间的热偏差系数分布。从分布曲线的形状看热偏差系数小于计算值。来，二者比较吻合，但实测的数据更为光滑，而2)实测的管间热偏差系数是通过有限的测且热偏差系数也小于计算值。这是以下原因造成点间接测量的，不能体现热负荷细微的波动。而的：计算给出的是具体位置的精确计算值，可以体现1)实际炉膛中水冷壁管的表面覆盖了一些热负荷细微的波动。所以计算得到的曲线不如实灰尘，而且膜式水冷壁之间的导热对热流有均匀测值光滑，却可以体现比较小范围内的热负荷波化作用，同时管内的水动力特性对管壁温度有调动情况。024681012140246810121413.60.013.60.011.91.711.91.71.21.00.61.21.00.610.23.410.23.48.55.18.55.1mm6.86.86.86.85.18.55.18.5炉膛深度炉膛深度3.410.23.410.21.711.91.711.90.013.60.013.60246810246810121402468102468101214炉膛宽度m炉膛宽度m图7炉膛水冷壁管间热流偏差分布（上：工况1，下：工况2）
67整体看来，计算的炉膛热流峰值位置在燃烧器区域偏下部，而实测炉膛在燃烧器区域的上部，这是由于炉膛结构、燃烧器配风和煤种状况的差异引起的。但二者总体的趋势吻合。606050504040mm图8某锅炉实测炉膛水冷壁管间热流偏差分3030燃烧器区域布炉膛高度20炉膛高度20燃烧器区域图9是炉膛中心整体辐射热流分布情况，图101010是某锅炉炉膛实测辐射热流分布情况，其单0001x10555501x1055552x103x104x102x103x104x1022位为英制，1Btu/hr·ft=3.1547W/m，即其峰值22辐射热流W/m辐射热流W/m大约为2.52×105W/m2左右。对比看来，二者的数量级差异不大，表明计算结果是合理的。但从图9炉膛中心辐射热流分布（左：工况1，右：2对比看来有以下现象：工况2，单位：W/m）1)实测的热负荷是通过有限的测点间接测量的，不能体现热负荷细微的波动。而计算给出的是具体位置的精确计算值，可以体现热负荷细微的波动。所以计算得到的曲线不如实测值光滑，呈现一定的波动，却可以体现比较小范围内的热负荷波动情况。2)由于工况1的火焰中心高于工况2，所以对工况1，炉膛上部的辐射热流大于工况2，而工况2在炉膛下部局部高于工况1。图10某锅炉炉膛实测辐射热流分布3结论1）通过数值模拟与实测数据的各方面对比，形开裂。依照本文的计算结果，对于工况1，右、数值模拟的结果可以定性并接近定量反映炉内后墙之间是较容易发生开裂的地方，对于工况热态流动和燃烧过程的状况2，右、前墙之间是较容易发生开裂的地方。在2）综合数值模拟得到的流场和温度场特征，将工况1调整燃烧器喷口射流旋向成为工况2工况1（旋向向上）的燃烧器喷口射流刚性较好，以后，墙面之间的热负荷偏差减小，因此水冷壁但火焰中心偏高，而工况2（旋向向下）的燃烧开裂的可能性减小。器喷口射流刚性不好，可能会产生“飞边”等现4）四面炉墙的水冷壁管间的热偏差系数分象，但火焰中心较低，而且截面的温度分布可能布的计算结果与某锅炉实测的四面炉墙的水冷会比较均匀。这二者之间的权衡要通过实际锅炉壁管间的热偏差系数分布的对比表明，从分布曲的调试来实现。线的形状看来，二者比较吻合，但实测的数据更3）数值模拟的结果表明，四面墙的热负荷为光滑，而且热偏差系数也小于计算值，这是计差异很大，很可能造成四片水冷壁膨胀程度不算模型的误差等因素引起的。同，而在炉膛的四个角水冷壁交接的地方形成变
685）膛中心整体辐射热流分布情况与某锅炉炉膛实测辐射热流分布情况对比表明，二者的形[1]KimSW,ChenCP．Amultiple-time-scale状和数量级均吻合较好。但计算的炉膛热流峰值turbulencemodelbasedonvariable位置在燃烧器区域偏下部，而实测炉膛在燃烧器partitioningoftheturbulentkineticenergy区域的上部，这是由于炉膛结构、燃烧器配风和spectrum[J]．NumericalHeatTransfer,PartB,煤种状况的差异引起的。二者总体的趋势吻合。1989,16:193-211[2]陶文铨．数值传热学[M]．西安：西安交通致谢：本文的工作受到国家自然科学基金大学出版社（50476050）和国家重点研究计划973（2005CB221206）的资助。[3]周屈兰．径向浓淡式双调风旋流燃烧器的试验研究与数值模拟[D]．西安：西安交通大学参考文献：能源与动力工程学院，2001[4]赵坚行．燃烧的数值模拟[M]．北京：科学出版社
69余热锅炉入口烟道数值模拟杨震刘忠楼（上海锅炉厂有限公司，上海200245）摘要：余热锅炉入口烟道的不同结构对其速度场的分布会产生重要的影响。采用标准k－ε两方程模型，对入口烟道的第一段仰角及其长度、入口烟道的总长度的改变以及加装导流板等情况进行了速度场的数值模拟。结果表明这些因素之间存在优化组合，使出口截面的速度分布趋于均匀，加装导流板可明显改善入口烟道内及其出口截面的速度分布均匀性。关键词：余热锅炉、入口烟道、数值模拟、速度场余热锅炉的结构通常分入口烟道、受热0前言面区段烟道与出口烟道几个区段。联合循环技术的成熟与发展促使燃气由于所计算的余热锅炉内受热管多达轮机向高参数与大型化方向发展。随燃机的上万根，如果按原结构进行数值模拟，所得排气流量和排气温度的提高，余热锅炉的人到的网格数会十分巨大。考虑到所采用的计口烟道相应要承受烟气大流量与高温度的算机的软硬件设备和FLUENT软件的局限冲击。烟气大流量、高速度和高紊流的气动性，特采用具有分布阻力和分布质量汇的多特点，会引起余热锅炉的传热不均及带来振孔介质模型，把余热锅炉内的对流受热管束动、磨损、膨胀等问题，严重时会引起结构简化为多个多孔介质区域。的破坏。实践表明，余热锅炉的故障有些就入口段烟道和烟囱部分采用四面体网集中在锅炉入口烟道，比如烟道护板发生的格，对流管束部分则采用六面体网格。网格泄漏，保温材料的破坏，甚至大块护板的脱总数约为127800个。入口段烟道网格划分落。余热锅炉根据所配置的不同燃机和不同如图1所示。的布置方式，其入口烟道的形状与布置会有很大的不同，因此余热锅炉的入口烟道形状和尺寸应有针对性地进行优化选择。随着余热锅炉容量的增大，烟道断面加大，其烟气流动特性的研究越来越重要。对余热锅炉入口烟道内烟气流动特性的数值模拟，可应用FLUENT等CFD软件，得到直观的速度场、温度场和压力场分布，从而优化入口烟道的结构。另外，可通过建立冷态空气动力场模化试验模型，采用冷态空气模化试验与CFD数值模拟相结合的方法，验证余热锅炉入口烟道及本体内受热面布置的合理性，从而为余热锅炉烟道结构及受热面布置优化提供可靠依据。1数值模拟方法与对象图1入口烟道网格划分示意图1.1入口烟道数值模拟方法
70计算所涉及的流动为三维稳态定常流∂∂∂动，采用标准k－ε两方程模型进行建模。()ρρρuvw+()+=()0∂∂∂xyz模型基本方程如下：（1）连续性方程（2）动量方程2其中：μT为动力粘性系数，μTu=ckρε/；c1∂∂∂∂⎛⎞∂uu∂⎛⎞∂()ρρρμμuu++=++()vu()wu⎜⎟⎜⎟＝1.44；c2＝1.92；cu＝0.09。∂∂∂∂xyzxy⎝⎠∂xy∂⎝⎠∂（5）边界条件∂∂∂∂∂∂∂∂∂⎛⎞⎛⎞⎛⎞⎛⎞uuvwp⎜⎟⎜⎟⎜⎟⎜⎟μμμμ+++−进口条件：进口采用速度进口条件，直接设∂∂∂∂∂∂∂∂∂zxyzx⎝⎠⎝⎠⎝⎠⎝⎠zxxx定工质的进口速度、密度和动力粘度。出口条件：出口采用自由出流条件。∂∂∂∂⎛⎞∂vv∂⎛⎞∂方程的离散采用二阶迎风差分格式；采用()ρρρμμuv++=++()vv()wv⎜⎟⎜⎟SIMPLE算法求解离散方程。∂∂∂∂xyzxy⎝⎠∂xy∂⎝⎠∂为了对数值模拟结果进行定量评价，采用标∂∂∂∂∂∂∂∂∂⎛⎞vuvw⎛⎞⎛⎞⎛⎞p⎜⎟μμμμ+++−⎜⎟⎜⎟⎜⎟准差分析法对入口烟道出口截面处的速度分布∂∂∂∂∂∂∂∂∂zxyzy⎝⎠zyyy⎝⎠⎝⎠⎝⎠的均匀性进行了分析。标准差为21⎛⎞VVia−vg∂∂∂∂⎛⎞∂ww∂⎛⎞∂S=−∑⎜⎟⎜⎟()ρρρμμuw++=++()vw()ww⎜⎟⎜⎟nV1⎝⎠avg∂∂∂∂xyzxy⎝⎠∂xy∂⎝⎠∂式中：Vi为计算点流速；Vavg为所有计算点平均∂∂∂∂∂∂∂∂∂⎛⎞⎛⎞⎛⎞⎛⎞wuvwp⎜⎟⎜⎟⎜⎟⎜⎟μμμμ+++−流速；n为计算节点数。∂∂∂∂∂∂∂∂∂zxyzz⎝⎠⎝⎠⎝⎠⎝⎠zzzz1.2数值模拟对象为实现余热锅炉入口烟道结构的优化，以某（3）湍流动能k方程工程的入口烟道为例，对不同结构的入口烟道的∂∂∂∂⎛⎞μ∂k流场在锅炉100％负荷条件下进行了数值模拟。()ρρρuk++=()vk()wk⎜⎟+∂∂∂∂xyzx⎝⎠σ∂x模拟对象的入口烟道结构如图2所示。图中：L1k为入口烟道第一段的投影长度；L2为入口烟道的∂∂∂∂⎛⎞⎛⎞μμkk⎜⎟⎜⎟++G−ρε投影总长度；α为入口烟道第一段上面板仰角；k∂∂∂∂yyzz⎝⎠⎝⎠σσkkγ为第一块导流板仰角；β为第二块导流板仰角。（4）湍流动能耗散率ε方程∂∂∂∂⎛⎞με∂()ρεuvw++=()ρε()ρε⎜⎟+∂∂∂∂xyzx⎝⎠σ∂xε∂∂∂∂⎛⎞⎛⎞μεμεε⎜⎟⎜⎟++()CGC12k−ρε∂∂∂∂yyzz⎝⎠⎝⎠σσkεεα式中：ρ为密度；u、v、w分别为x、y、z方向的速度；p为压力；k为湍流动能；ε为湍流动β能耗散率；μ为有效粘性系数；Gk为湍流动能剪γ力产生力，即：L1⎛⎞∂∂∂∂22⎛⎞22⎛∂∂⎞⎛∂∂⎞2L2∂2⎛⎞uvwu⎛⎞vvww⎛u⎞GkT=+μ⎜⎟222⎜⎟⎜⎟+⎜⎟+⎜+⎟⎜++⎟+⎜+⎟⎜⎟⎝⎠⎝⎠∂∂∂∂x⎝⎠yzy⎝⎠⎝∂∂xz⎠⎝∂∂yx⎠⎝∂z⎠图2余热锅炉入口烟道结构示意图
71主要对下列情况的速度场进行了模拟计算：2模拟结果及分析1）入口段总长一定，第一段上仰角分别为余热锅炉入口烟道的速度场分布如图3所oooooo30、35、40、45、50、55时，并分别改变入示。可以看出，主气流进入烟道后，随着烟道流口烟道第一段的投影长度；通截面积的迅速扩大，主气流向外侧扩张。由于2）口段总长度分别增加1m，2m时，对应主流速度快，而烟道长度相对较短，气流还没有不同入口仰角情况下的速度场；充分扩张到整个烟道就到达了烟道的出口。此3）入口烟道内加装导流板，导流板角度分外，烟道底部气流速度较快，顶部速度较慢，速ooo别为20、30和40角时的速度场。度梯度较大，产生了较强的卷吸流。（导流板角度β=20°、γ=40°）无导流板有导流板图3典型的烟气速度场分布余热锅炉入口烟道不同结构对应的出口速（1）当下面的导流板仰角γ不变时，随着上度沿烟道高度分布如图4、图5和图6所示。面的导流板仰角β的增大，入口烟道出口速度分由图4可以看出，当入口烟道第一段长度不布的均匀性提高。变时，随着第一段仰角α的增大，入口烟道出口（2）当上面的导流板仰角不变时，随着下速度分布的均匀性降低。面的导流板仰角的增大，入口烟道出口速度分布图5表明当入口烟道第一段仰角α不变时，的均匀性降低。随着第一段长度的增加，入口烟道出口速度分布（3）增设两块导流板时，下面导流板仰角的均匀性先提高、再降低。为20°、上面导流板仰角为40°的布置方式所对图6为入口烟道原结构增加导流板对速度应的入口烟道出口速度分布最均匀，且明显优于场的影响，可以看出：没有导流板的原结构。由此表明，合理地布置导流板可有效地改善进一步增加入口烟道的总长度，分别改变不入口烟道内流场，使出口处的速度分布较均匀。同进口仰角、改变第一段的长度以及加装导流板
72的情况进行模拟，结果表明其变化规律与上述结准差计算结果见表1。果基本一致。不同结构对应的出口截面速度的标第一段进口长度不变－205020.015.010.0速度/m/s5.00.00.05.010.015.020.025.0高度/m进口－仰角30度进口－仰角35度进口－仰角40度进口－仰角45度进口－仰角50度进口－仰角55度进口－仰角最大图4.不同进口仰角对应的出口截面速度仰角不变（进口总长不变）20.015.010.0速度/m/s5.00.00.05.010.015.020.025.0高度/m第一段减小1m原结构第一段增加1m第一段增加2m第一段增加3m第一段增加4m第一段增加5m第一段增加6m图5.第一段长度变化对应的出口截面速度加导流板30.020.010.0速度/m/s0.00.05.010.015.020.025.0-10.0高度/m导流板-20-40导流板-25-40导流板-30-40导流板-40-40导流板-30-30导流板-40-30图6.导流板不同角度对应的出口截面速度
733结论第一段的长度之间存在优化组合，使出口截面的通过对余热锅炉入口烟道内流场的数值模速度分布趋于均匀；拟，可以得出如下结论：3）对所研究的入口烟道，未装导流1）入口烟道的形状对烟气沿流向截面的流板时，其出口截面的速度分布呈上低下高场分布及其出口截面的速度分布有较大的影响；的趋势。加装导流板可明显改善入口烟道2）入口烟道的总长度、第一段仰角、以及内及其出口截面的速度分布均匀性。
74空气分级燃烧低NOx排放数值模拟研究11111122陈鸿伟,冯兆兴,李永华,董建勋,王松岭,安连锁,李振中,黄其励(1、华北电力大学电站设备状态监测与控制教育部重点实验室，保定071003；2、国家电站燃烧工程技术研究中心,沈阳110034)摘要：由煤燃烧产生的NOx引起的污染受到世界各国的重视，因此研究降低污染物排放成为燃烧研究的重要课题。本文针对某电站锅炉的实际情况，进行了空气分级燃烧降低NOx的数值模拟研究。结果表明，分级燃烧可有效降低NOx排放，为电站锅炉清洁燃烧提供了依据。关键词：数值模拟；NOx；排放特性。改前常规燃烧各工况、分级燃烧改后中间0前言二次风变化、改后缩小二次风喷口等四种NOX是造成大气污染的主要污染物情况共计16个计算工况。之一。根据国家环保总局最新公布的火电2计算结果及分析厂大气污染物排放标准，从2004年开始，对火电厂锅炉NOX排放又有了新的规定，2.1分级燃烧改前数值模拟即燃用煤种的Vdaf<10%的锅炉，其NOX所有工况燃料量、燃料组分、一次风3排放要小于1100mg/Nm；燃用煤种的条件、水冷壁壁面温度、黑度、材料特性10%
75燃尽风均等配风，46m/s，炉膛出口过量空工况九：主燃区为欠氧燃烧，关闭四气系数1.2，下上、中下、上下、上上二次角下上、中下两个二次风口至15%，保留风向炉墙侧偏转10度；约10m/s的冷却风，关闭四角中上、上下工况六：主燃区为欠氧燃烧，四角下两个二次风口至36m/s，其余各二次风及上、中下、中上、上下四个二次风口面积燃尽风均等配风，46m/s，炉膛出口过量空减少50%，各二次风及燃尽风均等配风，气系数1.2，下上、中下、中上、上下二次46m/s，炉膛出口过量空气系数1.2，下上、风向炉墙侧偏转10度。中下、中上、上下二次风向炉墙侧偏转15由于篇幅的限制，本文只给出了工况度；1的计算结果图，炉膛标高为22.06米处水工况七：主燃区为欠氧燃烧，四角下平截面速度场分布见图1，炉膛标高为上、中下、中上、上下四个二次风口面积17.86米、22.06米、27.02米处水平截面、减少50%，各二次风及燃尽风均等配风，炉膛中心正交两立面温度场分布见图2，46m/s，炉膛出口过量空气系数1.2，下上、炉膛标高为17.86米、22.06米、27.02米中下、中上、上下二次风向炉墙侧偏转10处水平截面、炉膛中心正交两立面NO质度；量分数场分布见图3，炉膛标高为17.86工况八：主燃区为欠氧燃烧，关闭四米、22.06米、27.02米处水平截面、炉膛角下上、中下两个二次风口至15%，保留中心正交两立面O2质量分数场分布见图约10m/s的冷却风，关闭四角中上、上下4。所有工况的计算结果均以表格形式给两个二次风口至36m/s，其余各二次风及出。燃尽风均等配风，46m/s，炉膛出口过量空气系数1.2，下上、中下、中上、上下二次风向炉墙侧偏转15度；图1工况1速度分布(m/s)
76图2工况1温度分布()℃图3NOx质量分数分布图4O2质量分数分布
779个工况的计算结果见表1。表1计算结果工况速度场结果温度场结果NO分布O2分布近壁区无高温区，炉炉膛出口约8.55×下组燃烧器近壁区有1切圆流动好-5膛出口烟温约1150℃10个别低浓度区域近壁区有1300℃高温下组、上组燃烧器近炉膛出口约7.65×2切圆流动好区，炉膛出口烟温约壁区有个别低浓度区-5101200℃域近壁区有1200℃高温下组、上组燃烧器近切圆不理想，二次风炉膛出口约4.48×3区，炉膛出口烟温约壁区有个别低浓度区-5速低101145℃域近壁区有部分高温切圆较好，气流有刷炉膛出口约4.03×下组燃烧器近壁区低4区，炉膛出口烟温约-5墙现象10浓度区域减少1140℃近壁区有部分高温切圆较好，气流有刷炉膛出口约4.44×下组燃烧器近壁区低5区，炉膛出口烟温约-5墙现象10浓度区域减少1139℃近壁区有1200℃高温切圆较好，气流全部燃烧器近壁区低浓度-56区，炉膛出口烟温约炉膛出口约5.8×10刷墙区域增加1200℃近壁区有1200℃高温切圆较好，气流全部炉膛出口约6.24×燃烧器近壁区低浓度7区，炉膛出口烟温约-5刷墙较工况6轻10区域较工况6减少1200℃近壁区有部分高温切圆较好，气流有刷燃烧器近壁区有低浓-58区，炉膛出口烟温约炉膛出口约4.4×10墙现象度区域1140℃切圆较好，直径较工近壁区有部分高温炉膛出口约4.26×燃烧器近壁区有低浓9况8大，气流有刷墙区，炉膛出口烟温约-510度区域现象1130℃计算结果表明，工况三、四、五、八、加装水平摆动机构，喷口面积比以前缩小九中在燃尽风开启时，二次风平均风速偏25%左右。计算此时不同二次风的风量配低，靠降低某几个二次风喷口的风速，提高比、水平摆角对锅炉燃烧的影响。所有工其它二次风喷口的风速，不能确实有效的组况燃料量、燃料组分、一次风条件、水冷织燃烧。工况六、七表明减少二次风喷口面壁壁面温度、黑度、材料特性相同，出口积、提高流速，并加以偏转将引起高温气流条件设置相同。其余条件依设置各有变化，刷墙，因此偏转气流流速不宜过高。主燃区共5个工况，各工况不同之处为：欠氧燃烧可以明显降低NO浓度，NO的降工况一：主燃区为欠氧燃烧,调整四角低幅度分别为：工况四52.9%，工况五上下、中上、中下、下上二次风其风速为48.1%，工况八48.5%，工况九50.2%。40m/s，其余各二次风及燃尽风均等配风，2.2中间四层喷口改成摆动机构后数值模风速46m/s。炉膛出口过量空气系数1.2，拟二次风向炉墙偏转15度；进行低NOx系统改造后，中间四层工況二：主燃区为过氧燃烧，关闭四（上下、中上、中下、下上）二次风喷口角的燃尽风，保留约10m/s的冷却风，调
78整四角各层二次风风速相等为46m/s。炉42m/s，上上、下下二次风风速为46m/s。膛出口过量空气系数1.2，二次风向炉墙偏四角燃尽风风速为44m/s。炉膛出口过量转15度；空气系数1.2，二次风向炉墙偏转15度；工况三：主燃区为欠氧燃烧，保证四工况五：主燃区为欠氧燃烧，调整各角各层二次风为46m/s，，此时四角燃尽风角上下、下上二次风风速为34m/s，其它速度为41m/s。炉膛出口过量空气系数1.2，二次风风速及燃尽风风速为46m/s。炉膛二次风向炉墙偏转10度；出口过量空气系数1.2，二次风向炉墙偏转工况四：主燃区为欠氧燃烧,调整四15度。角上下、中上、中下、下上二次风风速为各工况计算结果见表2。表2计算结果工况速度场结果温度场结果NO分布O2分布切圆直径较大，无明近壁区无高温区域，炉膛出口约4.52×1近壁区氧浓度较高-5显刷墙现象炉膛出口约1180℃10近壁区有1220℃高温炉内浓度明显高于其切圆直径较大，二次2区域，炉膛出口约他情况，炉膛出口约近壁区氧浓度较低风偏转形成明显刷墙-41160℃1.19×10近壁区无高温区域，浓度较低，炉膛出口3切圆流动较好近壁区氧浓度较高-5炉膛出口约1130℃约3.91×10近壁区有1250℃高温切圆直径较大，有刷炉膛出口约4.18×4区域，炉膛出口约近壁区氧浓度较低-5墙现象101180℃切圆直径较大，有明近壁区有高温区域，炉膛出口约5.50×5近壁区氧浓度较低-5显刷墙现象炉膛出口约1110℃10计算结果表明，中间四层二次风水平造前比统一缩小25%，均等配风，计算主摆角应据二次风风速高低调节，二次风速燃区欠氧和富氧状态下，炉膛燃烧情况。高时，摆角不宜超过10°，超过则会卷吸不同工况参数为：一次风到水冷壁，引起结焦。主燃区欠氧工况一：二次风速55m/s，燃尽风速燃烧时，二次风速最好保证为46m/s左右，12m/s，主燃区富氧燃烧，炉膛出口过量系过低、过高都不好。燃尽区风速可以略为数1.2；降低为41m/s。工况二：二次风速43m/s，燃尽风速2.3六层二次风喷口按统一比例缩小后模46m/s，主燃区欠氧燃烧，炉膛出口过拟量系数二次风喷口面积与未进行低NOx改1.2。计算结果见表3。表3计算结果工况速度场结果温度场结果NO分布O2分布近壁区无高温区域，炉膛出口约7.11×1切圆流动理想近壁区氧浓度较高-5炉膛出口约1101℃10近壁区无高温区域，炉膛出口约4.81×2切圆流动理想近壁区氧浓度较低-5炉膛出口约1084℃10
79结果表明，工况二NO浓度比工况一低81(17):2263-2275.38%。六层二次风喷口按统一比例缩小5、高正阳等.再燃过程再燃煤粉燃料N释放规律25%后，二次风风速在欠氧时为43m/s，的试验研究[J].中国电机工程学报,2004,24(8):富氧时为55m/s，在这两种情况下，锅炉238-242.燃烧状况均较理想。NOx浓度欠氧时比富GaoZhengYangetal.Experimentalinvestigation氧时降低38%左右。onfuel-Nreleasecharacteristicofreburnfuel[J].ProceedingsoftheCSEE,2004,24(8):238-242(in3结论Chinese).针对某200MW电站锅炉实际情况，6、高正阳等.再燃过程再燃煤粉燃料C释放特性空气分级燃烧低NOx数值模拟可得到如的试验研究[J].中国电机工程学报,2004,24(10):下结论：244-248.1）欠氧燃烧时，可以有效的降低NOXGaoZhengYangetal.Experimentalinvestigation排放浓度；onfuel-Creleasecharacteristicofreburnfuel[J].2）中间四层二次风水平摆角应据二次ProceedingsoftheCSEE,2004,24(10):风风速高低调节，二次风速高时，摆角不244-248(inChinese).宜超过10°，超过则会卷吸一次风到水冷7、刘忠等.超细煤粉的细度对再燃还原NO的影壁，引起结焦；响[J].中国电机工程学报,2003,23(10):3）二次风风速不可过高(64m/s)，也204-208.不可过低(36m/s)，理想的二次风风速应能LiuZhongetal.Theeffectofthemicro-pulverized保证二次风与一次风的总动量比在一个合coalfinenessonnitricoxidereductionby理的范围内。建议富氧燃烧时二次风速为rebuming[J].ProceedingsoftheCSEE,2003,55m/s，欠氧燃烧时为43m/s；23(10):204-208(inChinese).4）二次风喷口按统一比例缩小25%，8、向军等.锅炉氮氧化物排放特性试验研究[J].各层二次风均等配风，更有利于二次风有中国电机工程学报,2000,20(9):80-83.效组织燃烧。XiangJuneta1.Experimentialstudyon参考文献:characteristicsofnitrogenoxideemission[J].1、张忠孝等.气体再燃低NOx排放试验研究[J].ProceedingsofTheCSEE,2000,20(9):80-83(in中国电机工程学报,2005,25(9):99-102.Chinese).ZhangZhongxiaoetal.ExperimentalStudyon9、肖理生等.分级燃烧最佳一次风空气系数的LowNOxEmissionUsingGasReburning[J].实验研究[J].动力工程,2001,21(1):1042-1045.ProceedingsoftheCSEE,2005,25(9):99-102(inXiaoLishengetal.EffectsofAirStagingandChinese).ParticleSizeonNOxEmissionsandUnburnt2、沈伯雄等.气体再燃低NOx排放试验研究[J].CarboninFlyAsh[J].PowerEngineering.中国电机工程学报,2005,25(9):146~149.2001,21(1):1042-1045(inChinese).ShenBoxiongetal.Studyontheparametersthat10、彭玲等.分级燃烧降低燃煤锅炉NOx排放的influencetheefficiencyofde-noinadvanced机理及影响因素分析[J].锅炉技术,2004,35(3):naturalgasreburningareabyexperimentaland27-30.kineticmodel[J].ProceedingsoftheCSEE,2005,PengLingetal.AnalysisoftheInfluenceFactors25(9):146-149(inChinese).andtheMechanismofFuelStagingtoReducethe3、BertranaCAetal.RebumingandburnoutNOxEmissionsintheCoalFiredBoi1er[J].BoilersimulationsofnaturalgasforheavyoilTechnology,2004,35(3):27-30(inChinese).combustion[J].Fuel,2004,(83):109-121.11、郭永红等.褐煤的超细粉再燃中NOx的生成4、GiralIetal.Anaugmentedreducedmechanism与还原的数值模拟[J].中国电机工程学报,2005,forthereburningprocess[J].Fuel,2002,25(9):94-98.
80GuoYonghongetal.Numericalsimulationofstudyfurnacereconstruction[J].ProceedingsoftheNOxformationanddeoxidizationwithCSEE,2004,24(8):110-115(inChinese).micro-pulverizedcoalreburningtechnologyfor14、李芳芹等.燃煤锅炉空气分级燃烧降低NOxlignite[J].ProceedingsoftheCSEE,2005,25(9):排放的数值模拟[J].燃料化学学报,94-98(inChinese).2004,32(5):537-541.12、金晶等.超细煤粉再燃的模拟计算与试验研LiFangqinetal.Numericalsimulationof究[J].中国电机工程学报,2004,24(10):215-218.low-NOxemissioninacoal-firedutilityboilerJinJingetal.Numericalsimulationandwithstaged-aircombustion[J].Journaloffuelexperimentalstudyonmicronizedcoalchemistryandtechnology.2004,32(5):537-541(inreburning[J].ProceedingsoftheCSEE,2004,Chinese).24(10):215-218(inChinese).15、宋亚强等.400t/h煤粉炉分级燃烧的数值研究13、潘维等.200MW四角切圆燃烧锅炉改造工况[J].锅炉技术,2004,35(3):31-34.数值模拟[J].中国电机工程学报,2004,24(8):SongYaqiangetal.NumericalResearchonthe110-115.StagingCombustionofa400t/hPulverizedCoalPanWeietal.NumericalsimulationofcombustionBoiler[J].BoilerTechnology,2004,35(3):processina200MWtangentiallyfiredfurnaceto31-34(inChinese).
81燃用神华煤的600MW超临界锅炉NOx排放特性的试验研究杨震庄恩如(上海锅炉厂有限公司，上海200245)摘要：主要阐述了神华煤的煤质特性和NOx的生成机理，详细分析了600MW超临界机组的总体结构和燃烧系统特点。并以某台运行的600MW超临界锅炉为对象进行试验研究，分析了锅炉在改变省煤器出口氧量、炉膛和大风箱压差、SOFA风门挡板开度、CCOFA挡板开度、偏转风挡板开度等不同工况下的NOx排放特性。通过试验得出：采用LNCFS型燃烧系统后，其NOx的排放量均小于国家环33保标准的400mg/Nm的要求，在合理的燃烧组织下NOx的排放能够控制在250mg/Nm以内。最后指出600MW超临界锅炉的燃烧系统在充分考虑神华煤特性的情况下，既能够使机组达到很好的经济性和安全性，又能达到清洁环保的低NOx排放的目的。关键词600MW超临界锅炉；神华煤；NOx排放；燃烧调整试验；1概述中高～高热值；低灰；特低～低硫；低～中灰软化温度；难～中等可磨性。神华煤的着火性能优神华煤是目前我国动力用煤量最大的煤种于我国典型的烟煤，在燃烧过程中，不宜采用过之一。神华煤的煤质数据见表1。采用发电煤粉分强化着火措施；它极易在燃烧器区形成强烈燃锅炉用煤质量分类标准GB/T7562-1998确定神烧，从而出现尖峰温度，所以在实际的燃烧过程华煤分类为：V4~5；Q1~2；A1；M2~3；S1~2；中低温燃烧是该类煤的主要方式；因其良好的着ST1~2；HGI1~2。质量为：中高～高挥发分；火性能，为低氧燃烧提供可能。表1神华煤主要煤质参数项目符号单位数值全水份Mt％12~17灰份Aar％6~10挥发分Vdaf％31~40发热量Qnet,arMJ/kg23.0~24.5全硫St,d％0.4~0.7灰熔点ST℃1060~1250可磨性系数HGI-50~672煤粉燃烧时NOx的生成机理（通常正比于挥发份含量）对燃料型NOx生成的影响最大，而被滞留在固相（煤焦）中的氮对煤粉燃烧过程中生成NOx的三种机理为：热NOx生成的影响最小，因此，低NOx煤粉燃烧系力型、瞬间型和燃料型。热力型NOx是空气中氮统设计的主要任务是减少挥发份氮转化成NOx，分子高温条件下形成的产物，瞬间型NOx则是产其主要方法是建立早期着火和使用控制氧量的自碳氢基与分子氮快速反应形成的化合物，然后燃料/空气分段燃烧技术。转变为NOx。燃料型NOx是煤中有机结合氮被氧长期的实践经验证明，对大容量燃煤机组来化后生成。研究表明，在未加控制（不分段）的说，切向燃烧技术具有NOx排放量低的固有特煤粉燃烧中，燃料型NOx占NOx总排放量的80%。点。切向燃烧NOx形成量的降低是由于从角部进根据这些情况，从煤中析出活性最强的挥发氮
82入炉膛的煤粉和二次风这两股平行气流之间的制粉系统设计，配6台HP1003中速磨，5台运混合率相对较低的原因所致。因此，着火和部分行1台备用，编号为ABCDEF。24只直流式燃烧挥发份的析出只在缺氧的始燃烧区内发生，该区器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四域位于炉膛中从燃料喷嘴至射流被炉膛的旋转角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。最上排燃烧火球卷吸之处。同时烟气尖峰热流及平均温度较器喷口中心标高为34919mm，距分隔屏底部距离低，这一点对降低NOx排放量也很重要。在利用为20931mm。最下排燃烧器喷口中心标高为分段燃烧方法发展先进的低NOx控制技术时，这25459mm，至冷灰斗转角距离为5147mm。在主燃种切向燃烧过程一直是个有利的因素。烧器和炉膛出口之间标高44099mm处布置有1组SOFA燃烧器喷嘴（距上排燃烧器喷口中心3燃用神华煤的600MW超临界锅炉概况9180mm）。3.1锅炉本体3.2燃烧系统超临界600MW锅炉的燃烧系统采用低NOx600MW锅炉为超临界参数变压运行螺旋管TM同轴燃烧系统（LNCFS）设计。所谓LNCFS燃烧圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃系统，是把整个炉膛内分段燃烧和局部性空气分烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Π型露天段燃烧时降低NOx的能力结合起来，在初始的富布置、固态排渣，炉后尾部布置两台三分仓容克燃料条件下促使挥发氮物质转化成N2，因而达到式空气预热器。燃用煤种为神华煤。锅炉总体布总的NOx排放减少。置见图1。LNCFS的主要组件为：a.紧凑燃尽风（CCOFA）；b.可水平摆动的分离燃尽风（SOFA）；c.预置水平偏角的辅助风喷嘴（CFS）；d.强化着火（EI）煤粉喷嘴。燃烧器的设计概念是把注意力集中到锅炉的整套燃烧系统上。该系统包括制粉系统、煤粉喷嘴以及多层辅助风（CFS，CCOFA和SOFA）的优化设计。参见图2低NOx同轴燃烧系统（LNCFS）。图1600MW超临界锅炉布置图炉膛宽度18816mm，炉膛深度17696mm。炉图2低NOx同轴燃烧系统（LNCFS）膛由膜式壁组成。从炉膛下部四周布置螺旋管在主风箱上部布置有SOFA风箱，包括5层圈，上方为垂直管圈。水平烟道深度，由后烟井可分离燃尽风（SOFA）喷嘴。每个SOFA喷嘴可延伸部分组成，其中布置有末级过热器。后烟井通过执行机构作上下30度的摆动，同时可通过布置有低温再热器和省煤器。炉膛上部布置有分一个调节机构作水平方向15度的调节（左右摆隔屏过热器和后屏过热器。动）。这种左右摆动调节是手动的机械调节，可锅炉燃烧系统按配中速磨冷一次风直吹式
83以在燃烧器组件外部进行而无需停机或停燃烧器层。典型的SOFA组件参见图3。图3典型的SOFA组件在炉膛的不同高度布置OFA，将炉膛分成三燃料燃尽区。在每个区域的过量空气系数由三个个相对独立的部分：初始燃烧区，NOx还原区和因素控制：总的OFA风量，CCOFA和SOFA风量的分配以及总的过量空气系数。这种改进的量、炉膛和大风箱压差、SOFA风门挡板开度、空气分级方法通过优化每个区域的过量空气系CCOFA挡板开度、偏转风挡板开度等不同工况的数可有效降低NOx的排放。参见图4LNTFS沿高试验：度方向过量空气系数的典型分布。4.1省煤器出口氧量对NOx排放的影响在机组负荷为600MW时，投用BCDEF磨煤机对应的上5层煤粉喷嘴，维持其他参数不变的情况下，改变省煤器出口氧量，试验表明；从图5可以看出，随着省煤器出口氧量的增加，在O23＝2.5％时省煤器出口的NOx排放为200mg/Nm，当O2增加到3.3％时，NOx排放上升到2283mg/Nm，当O2进一步升到4％时，NOx的排放达3到232mg/Nm，但氧量从3.3％开始的NOx的排放增加趋势减缓；从图6中可以看出，随着氧量从2.5％增加4％，58米标高处的平均烟温从图4LNCFS沿高度方向过量空气系数的典型分布1147℃降到1073℃；从图7中可见随着氧量增4600MW超临界压力锅炉的NOx排放试验研究加，主燃烧器区域过量空气系数增加。从图8在某600MW超临界压力锅炉上，我们根据锅中可见，氧量增大，排烟热损失增加，NOx排放炉和燃烧系统的特点，进行改变省煤器出口氧也同步增加。
84250240230220NOx(mg/m3)2102002.503.003.504.004.50O2(%)图5省煤器出口氧量变化对NOx排放的曲线11601150114011301120111011001090108058m处炉膛温度(℃)1070106022.533.544.55O2(%)图6省煤器出口氧量变化对58米处炉膛烟温的曲线0.80.790.780.770.760.750.740.730.72主燃烧器区过量空气系数(%)0.712.503.003.504.004.50O2(%)图7省煤器出口氧量变化对主燃烧器区域过量空气系数曲93.6093.5093.4093.3093.20锅炉热效率(%)93.1093.002.503.003.504.004.50O2(%)图8省煤器出口氧量变化对锅炉效率关系曲线
854.2炉膛与大风箱间压差对NOx排放的影响放相对较小。从图10中可见，炉膛与大风箱压在机组负荷600MW时，保持省煤器出口氧量差变化，对锅炉效率影响不大；从图11中可见，3%左右，投用BCDEF磨煤机对应的上5层煤粉喷炉膛与大风箱压差增大，主燃烧器区域的过量空嘴，燃料风门开度32%左右，CCOFA全开，SOFA气系数降低，58m处的炉膛烟温从600Pa的1140为4层100%开度，从图9可见，改变炉膛与大℃,降低到750Pa的1120℃,在900Pa时，已降3风箱压差，在600Pa时，NOx的排放为208mg/Nm,低到1073℃。由此可见，随着炉膛与大风箱压3在750Pa时，NOx的排放降为198mg/Nm,在900Pa差从600增加到900Pa，SOFA风占总风量的比例3后，NOx的排放又升到202mg/Nm；炉膛与大风从35%增加到37%，SOFA燃烧器区域的扰动增强，箱压差的变化引起的NOx的变化幅度只在5%以使得主燃烧器区域的吸热加强，使58m处的炉膛内，说明可见炉膛与大风箱压差变化对NOx排放烟温降低了70℃；炉膛与大风箱压差变化对NOx的影响较小，但在750Pa左右的压差下，NOx排排放的影响相对较小。)3NOx(mg/Nm图9炉膛与大风箱压差变化与NOx排放的关系曲线图10炉膛与大风箱压差变化与锅炉热损失的关系曲线
86图11炉膛与大风箱压差变化与锅炉燃烧的关系曲线34.3SOFA风量对NOx排放的影响入2层时，NOx的排放为250mg/Nm,在开3层以3在机组负荷600MW时，保持省煤器出口氧量后，NOx的排放降为210mg/Nm,在开5层以后，33%左右，炉膛与大风箱压差维持在1000Pa左右，NOx的排放降为153mg/Nm；SOFA风量的增大，投用BCDEF磨煤机对应的上5层煤粉喷嘴，燃料降低了主燃烧器区域的燃烧份额，有利于高度方风门开度32%左右，从图12可见，在SOFA风投向的燃烧分级可明显降低NOx的生成。300250200150100NOx(mg/m3)50022.533.544.55SOFA投入层数图12SOFA投入层数与NOx排放关系曲线34.4CCOFA风量对NOx的排放的影响150～170mg/Nm。从图14中可见，CCOFA风量在机组负荷600MW时，保持省煤器出口氧量稳的从0到全开的增加，可使58m标高处的炉膛烟定，投用BCDEF磨煤机对应的上5层煤粉喷嘴，温平均值上升30℃；CCOFA风量的增大，降低了SOFA风开5层，燃料风门开度32%左右，从图主燃烧器区域的燃烧份额，有利于高度方向的燃13可见，在没有CCOFA风投入时，NOx的排放为烧分级降低NOx。3230mg/Nm,在开1层和2层以后，NOx的排放在4.5改变偏置风投入量的试验图13CCOFA风投运层数与NOx排放关系曲线
871200119511901185118058m处炉膛烟温(℃)117511701165020406080100CCOFA风门开度(%)图14CCOFA风挡板开度变化与58m处炉膛烟温的关系曲线在机组负荷600MW时，保持省煤器出口氧量左右时，主燃烧器区的炉内燃烧稳定性较弱，它接近3%左右，投用BCDEF上5层磨煤机，SOFA对炉内气流的稳定的作用偏弱，过热器和再热器风开3层，燃料风门开度30%左右，从图15可的减温水流量波动很大，可在20t/h～60t/h之见，随着偏置风挡板开度开大，在炉膛的主燃烧间波动；当偏置风挡板开度55%左右时,因主燃器区域加大了径向分级燃烧的份额，NOx的排放烧器区的炉内燃烧稳定性增强，使得过热器减温明显下降，当偏置风挡板开度从27%变化到55%水流量降低明显，流量在20t/h左右，也就是说，3时，NOx的排放量从250mg/Nm降低到SOFA风门和偏置风门的合理组织可以降低烟气3215mg/Nm。从图16可见，在偏置风挡板开度27%侧和工质侧的左右偏差。255250245240NOx排放量(mg/m3)235230225220215210202530354045505560偏置风挡板开度(%)图15偏置风挡板开度变化与NOx排放关系曲线图16偏置风挡板开度变化与喷水流量关系曲线
885试验结果燃烧器和SOFA燃烧区域的燃烧份额发生变化，1）随着省煤器出口氧量的增加，使得主燃可以达到控制炉膛出口烟气温度的作用。炉膛和烧器区域的氧量增多，燃烧份额增加，该区域内大风箱的压差的提高可以达到降低炉膛出口烟的燃烧强度增大，NOx的排放量也增加；省煤器温约70℃的效果，但炉膛与大风箱压差变化对出口氧量的增大，提高了炉膛下部的吸热，使得NOx排放的影响相对较小。炉膛上部的58米高度上的烟温水平有所降低。3）SOFA的垂直燃烧分级作用，可以明显降因省煤器出口氧量的增多，烟气量增多，排烟温低NOx的25%左右生成量；在SOFA风投入2层3度升高，使得锅炉效率降低。时，NOx的排放为250mg/Nm,在开3层以后，NOx2）炉膛和大风箱的压差的合理控制使得主的排放降为210m3g/Nm,SOFA投运5层以后，NOx的排放降［2］哈尔滨普华煤燃烧技术开发中心，大型煤3为153mg/Nm。粉锅炉燃烧设备性能设计方法，[M]哈尔滨工业4）CCOFA的垂直燃烧分级的作用明显，可大学出版社，2002,8降低20%的NOx排放量；在没有CCOFA风投入时，［3］曾汉才，燃烧与污染，[M]华中理工大学3NOx的排放为230mg/Nm,在开1层和2层以后，出版社，19923NOx的排放在150～170mg/Nm。加大CCOFA的［4］温智勇、宋景慧锅炉燃烧调整对氮氧化物投入可使炉膛上部的烟温增加30℃左右。CCOFA排放的影响[J]广东电力2004,8的左右也可作为调节炉膛出口汽温的一个手段。［5］周新雅,大型燃煤电站锅炉低氮燃烧技术分5）在主燃烧器区域布置的正向偏置风的存析及应用策略[J]华东电力2003,10在，起到了径向分级燃烧的作用，对降低NOx［6］毕玉森,低氮氧化物燃烧技术的发展状况，的排放有明显效果；并且正向偏置风对稳定主燃[J]热力发电，2002,2烧器区域的燃烧作用不可低估；SOFA风门和偏［7］王春昌、周虹光，锅炉结构参数对NOx排置风门的合理组织可以降低烟气侧和工质侧的放量的影响，热力发电，2002.1左右偏差。［8］阎志勇、魏恩宗等，煤粉锅炉分级燃烧降低NOx排放的试验结果分析，热力发电，2001.1600MW超临界压力锅炉在燃烧神华煤时，采［9］周昊、童汇源、胡伟峰、岑可法，600MW用四角切向燃烧，并应用LNCFS技术后，其NOx3锅炉偏转二次风系统降低NOx排放的试验研究的排放量均小于国家环保标准的400mg/Nm的要[J]锅炉技术2000,9求，在合理的燃烧组织下NOx的排放能够控制在［10］杨青山，切向燃烧锅炉低NOx燃烧技术研3250mg/Nm以内，可以达到高效、清洁、低NOx究，[J]湖北电力，1999.3排放污染的效果，实现了电力行业的可持续发展目标。参考资料：［1］欧洲经济委员会，氮氧化物排放控制技术经验总结，[M]电力部环境保护办公室，电力部西安热工研究所，1994.5
89哈锅国产首台300MW循环流化床锅炉运行简介张志伦刘恒宇姜义道(哈尔滨锅炉厂有限责任公司，哈尔滨150046)摘要：本文介绍了开远电厂首台国产300MW循环流化床锅炉的设计特点、主要系统，以及锅炉试运行和燃烧调整情况，对锅炉设计和运行中存在的问题进行了分析。试运行过程中所取得的成绩和经验，对我国大容量CFB锅炉的进一步发展和完善有较高的参考意义。关键词：循环流化床启动调试运行云南开远电厂的2×300MWCFB0前言（HG-1025/17.5-L.HM37）锅炉是采用ALSTOM公司的引进技术设计,哈尔滨锅炉循环流化床（CFB）锅炉是八十年代发厂有限责任公司消化吸收设计并制造的国展起来的高效率、低污染和良好综合利用内首台300MW循环流化床锅炉。锅炉为亚的燃煤技术，由于它在煤种适应性和变负临界参数、一次中间再热、自然循环、单荷能力以及污染物排放上具有的独特优锅筒、平衡通风、燃用褐煤的循环流化床势，使其得到迅速发展，现阶段已经发展锅炉。锅炉的最大连续蒸发量为1025t/h。到300MW容量等级。1＃锅炉于2005年7月开始受热面安循环流化床锅炉采用流态化的燃烧方装，2006年4月锅炉安装完毕。2006年6式，炉内存在着大量的床料（物料），这些月3日通过168小时试运。床料在一次风、二次风的作用下处于流化状态，并实现炉膛内的内循环和炉外分离1CFB锅炉主要设计参数及整体器及外置床的外循环，从而实现燃料在锅炉内不断的往复循环燃烧。因此循环流化布置床锅炉有以下几个主要优点：高脱硫效率、低NOX排放、高碳燃烬率、燃料停留时间1.1锅炉主要设计参数长、强烈的颗粒返混、均匀的床温、燃料适应性广、操作灵活性高。1.1.1锅炉容量及主要参数名称单位BMCR参数ECR参数过热蒸汽蒸汽流量t/h1025943.8过热蒸汽蒸汽出口压力MPa(g)17.517.38过热蒸汽蒸汽出口温度°C540540再热蒸汽入口压力MPa(g)3.993.7再热蒸汽入口温度°C327320再热蒸汽流量t/h846783.3再热蒸汽出口压力MPa(g)3.83.52再热蒸汽出口温度°C540540省煤器进口处给水温度°C2822771.1.2燃料特性煤种：褐煤
90校核煤质校核煤质设计煤质项目符号单位（一）（二）小龙潭小龙潭坑布沼坝坑收到基全水分Mt.ar%34.732.6036.12收到基灰分Aar%11.459.5114.05干燥无灰挥发分Vdaf%52.7050.8552.40收到基碳Car%36.7239.7833.15收到基氢Har%1.872.562.54收到基氧Oar%12.5913.7811.82收到基氮Nar%1.011.040.52收到基全硫St.ar%1.660.731.80Qnet.arMJ/kg12.43513.8611.95低位发热量Qnet.arkcal/kg297033102854金属耐火防磨材料外，还在尾部对流1.2CFB锅炉布置方案受热面、燃烧室有关部位采取了金属锅炉燃烧侧主要由裤衩形双水冷材料防磨措施，以有效保障锅炉安全布风板结构的炉膛、四只高温绝热旋连续运行。风分离器、非机械型单路自平衡式回料阀、对称布置的四台外置式换热器、1．3CFB锅炉燃烧系统简述尾部对流烟道、四分仓回转式空预器、1．3．1给煤系统冷渣器等七大部分组成。系统布置四条刮板给煤机，采用前后墙回料锅炉水循环采用单锅筒自然循腿及侧墙的双六点给煤方式，炉前煤斗里的环、膜式水冷壁单段蒸发系统。来自煤经给煤机送至位于炉膛前后墙的回料管给水加热器的给水进入位于尾部烟道线和侧墙中部的给煤管共十二个给煤口，而下面的省煤器，然后进入锅筒，工质进入炉膛的给煤点为六点，所以四条给煤线通过下降管进入水冷壁下部集箱，工为互备用。质从这些集箱进入水冷壁再到达锅筒。产生的饱和蒸汽依次经过：包墙过热器、布置在外置床内的低温过热1．3．2石灰石供给系统器、布置在外置床内的中温过热器、为满足锅炉环保排放要求，需向燃烧室内添布置在尾部烟道内的高温过热器，最加石灰石作为脱硫剂，石灰石既用于脱硫，终供给汽轮机。又起到循环物料作用。采用两套石灰石系过热蒸汽采用三级喷水减温的方统，石灰石靠石灰石输送风机从炉膛下部前式调节汽温；再热汽温是通过控制流后墙四个回料点给入。经外置床（内置高温再热器管束）灰流量调节，另外，再热器系统入口布1．3．3锅炉排渣系统置一级事故喷水；炉内床温则是通过锅炉采用四只锥形阀作为排渣控制设控制流经外置床（内置中温过热器管备，排渣控制简单可靠，并能实现连续排束）的灰流量调节。渣，采用四台风水联合式冷渣器作为灰渣锅炉启动采用床上和床下结合的冷却设备，布置在外置式换热器的下部。启动方式，以节省启动用油。床下布它共分两个分室，其配风来自于高压风母置有两只启动燃烧器（热烟发生器），管。两个分室均处于鼓泡床状态，流化速床上布置八只启动床枪。度很低(<1m/s)，所以对排渣粒度要求比较锅炉除在燃烧室、分离器、回料严格，一般要求渣平均粒度在0.6mm左右。阀和外置式换热器等有关部位设置非
911．3．4锅炉配风系统置床，随着压力和温度的升高逐渐投入锥锅炉采用并联配风系统，即各种风机均单独形阀控制过热器温度。正常运行过程中，设置。锅炉共设有两台一次风机、两台二次外置床锥形阀的开度一般在10-25%之间。风机、两台引风机、五台高压流化风机（四当床温达到700－750℃并呈上升趋用一备）及一台石灰石风机，采用平衡通风势，逐渐增加煤量，切除油枪，保证床温方式，压力平衡点设在炉膛出口。继续升高。从冷态到满负荷,锅炉启动时间为111．3．5锅炉点火系统小时,床下点火燃烧器启动约8小时后投为节省燃油，采用床上和床下结合的煤，由于煤着火温度要求较低，故冷启一启动方式，燃用0#轻柴油。启动油燃烧器次耗油只需35吨左右。共12只，其中4只油枪分别布置在2台床运行期间调整省煤器出口氧量在下启动燃烧器（热烟发生器）内，占总燃2-3.5之间变化，飞灰含碳量几乎没有变烧率的12%；布风板上布置8只启动床枪，化，在0-0.4%之间，未燃尽损失相当小。占总燃烧率的10%。另外，由于底渣几乎没有，所以此锅炉的热损失几乎只有排烟损失和散热损失，锅2锅炉调试运行概况炉效率较高。1#锅炉2006年4月11日开始冷态试当燃用煤质接近设计煤质时，各级受验，5月9日进入整体启动调试阶段。对热面的吸热和设计计算数据相吻合，由于锅炉辅机及点火、投煤、除灰、汽水等各在夏季运行，风机出口风温比设计值高15系统进行整体联合启动。经过18天的调试℃情况下，排烟温度比设计值只偏高8℃工作，机组于5月25日开始满负荷运行，左右，喷水量也低于设计值。说明针对此27日进入168小时试运计时，6月3日整锅炉热力计算合理，锅炉参数完全达到设台机组通过168小时试运。满负荷率达计值，且性能稳定。99.6％。从整套启动到168小时试运通过运行过程中，当电负荷达到330MW时，共用25天，启动试运过程非常顺利。168锅炉运行稳定，无任何参数超出设计值。小时试运期间锅炉主要参数均达到设计锅炉在不投油的情况下，可以稳定运行在值，且运行稳定。60MW电负荷。冷态试验中，为掌握物料的真实特性，从烟气成分分析，NOx排放含量很3床料采用燃用相同煤种巡检司135MW机组低，基本在130mg/Nm左右。CO排放基本的锅炉底渣，测定最低流化风量为14万为零。33168小时试运后，1＃机组投入商业运Nm/h。每个布风板7万Nm/h。床下启动燃烧器四只可以将床温加热到行，燃用煤种为设计煤种,连续运行2个500℃（在床料静高1000mm的情况下,飞失月，负荷在160－300MW之间调峰运行，变后估计剩于600mm），由于燃用煤种形成灰负荷较灵活，在所有负荷下运行稳定。份粒度较细且密度较小，点火过程中最大的问题就是物料飞失问题，需要不断加料，3锅炉启动调试过程中的主要问从冷态试验到带满负荷168小时试运通题过，一共加床料近1800吨。在启动调试过程中，锅炉出现的主要由于煤种挥发分较高，几次投煤试验问题是：锅炉各部位的密封泄漏问题，特后，确定投煤温度在380℃－400℃。别是受热面管的密封。如果泄漏对受热面外置床的投入方式采用在冲转前将外置床管造成磨损，将影响锅炉的运行寿命。这全部启动。根据冲转所需的再热器温度投在以后机组的安装过程中尤其要引起注用再热器外置床，并调节锥形阀控制再热意。汽温；投煤后床温到500℃以上时，在关主要出现的运行问题为：运行过程中闭锥形阀的情况下逐渐启动中温过热器外
92两床失稳多次出现，特别是在两床温度较严重，需要不断补充床料。低时调整起来很困难，在两床温差较大时试运初期，由于燃用煤粒度在8mm以就更困难，所以在运行过程中，防止单侧下,在锅炉满负荷时，炉膛出口与分离器出长时间断煤显得尤为重要。但针对此种煤口温度差在100℃左右，一次风量在22万3质，即使失稳也可以调整回来，主要是因Nm/h左右，只有设计风量的三分之二，如为煤质中灰的密度较低。果加大一次风，分离器出口温度更高，说两侧汽温的平衡调节问题也突出了明给煤中细煤粉占比例较大，煤粒度匹配300MWCFB锅炉的运行特点，由于两个床不在最佳状态。为满足传热需要，适当放的床温由各自内含中温过热器外置床的回大了给煤粒度到20mm-25mm左右，已解决灰量来调节，其调节回路直接影响两侧蒸此问题。炉膛出口与分离器出口温度差也汽温度，相应减温水量必须进行调整，在减至40℃左右，一次风量也在28-30万3运行中为了调节两侧床温平衡，导致两侧Nm/h左右，基本达到设计值,已不需要补汽温偏差大，进而出现两侧减温水不平衡充物料，但运行月余只排一次底渣，冷渣问题，在两侧给煤不均衡情况下尤为突出。器投运次数很少。这更加说明了两侧给煤保持均衡的重要针对此种褐煤，运行期间床温基本控性。制在850℃左右，为调整床温使锥形阀开在168小时运行过程中，存在主要问度较小，喷水量也不大，床温的调整余度题是：由于对煤质特性掌握不足,给煤粒径很大，因此还可适当放大给煤粒度至按设计值在8mm以下,相对较细,由于煤中30-35mm。灰份较少，热爆性强，成灰粒度和密度均较小，且宜磨损飞失。导致循环物料飞失4锅炉不同负荷下主要运行参数负荷单位B-ECR300MW240MW100MW主蒸汽系统设计值运行值运行值运行值主蒸汽流量t/h943.8969.3726.0331一级减温水量t/h0.0360二级减温水量t/h19.418230三级减温水量t/h40.35160减温水温度℃172171.4172172I级省煤器入口温度℃277276232220低过入口蒸汽温度℃360361358333低过出口蒸汽温度℃386380386351中过I入口蒸汽温度℃384380369351中过I出口蒸汽温度℃414405415348中过II入口蒸汽温度℃406397.4390348中过II出口蒸汽温度℃475459475355高过入口蒸汽温度℃450451455355高过出口蒸汽温度℃540535543528省煤器入口压力Bar187.2183169105锅筒压力Bar183.8179165.7102.4高过出口压力Bar173.8166158.688.9高缸拍汽温度℃320322325316低再入口温度℃320322325316低再出口温度℃412427415448高再出口温度℃540534537528
93负荷单位B-ECR300MW240MW100MW低再入口压力Bar37332712高再出口压力Bar35.2330.624.910.7设计温度℃19.8282625运行氧量%31.94.27.73布风板的一次风量Nm/h3030003100002490001760003热二次风量Nm/h3974005030004766003000003入口Nm/h5005005005003单台中过空室Nm/h18502050180021003外置床中过2室Nm/h66006300800080003中过1室Nm/h76006500760070003入口Nm/h5005005005003单台高再空室Nm/h18502100185027003外置床高再室Nm/h77006200820070003低过室Nm/h76006500760080003四个回料阀流化风Nm/h140001700X81400014000烟气侧温度床温℃840851815800炉膛出口℃840845803813分离器出口℃868900867855低再入口℃685641614588高省入口℃570547522522低省入口℃486474440448预热器入口℃304303295259预热器出口℃146169153142物料循环系统给煤量t/h21220417295石灰石t/h25.7000中过外置床空室入口温度℃840890868530中过2出口温度℃638630660355中过1出口温度℃516495545345高再外置床空室入口温度℃840890870780高再出口℃680606620518低过出口温度℃5275085073655结论哈锅通过与外商的合作与技术引进，从运行数据上可以看出，首台燃用褐大力发展循环流化床锅炉技术，迄今为止煤的300MW循环流化床锅炉是成功的，积累了丰富的循环流化床锅炉设计制造经运行参数达到设计值，能够长期稳定运行，验，掌握了成熟的循环流化床锅炉的设计特别是燃用云南小龙潭褐煤，由于其含矸制造技术，现阶段正在研发600MWCFB石量很少，热爆成灰特性好，非常适合循锅炉，为我国的电力事业发展做出贡献。环流化床锅炉的悬浮燃烧。
94兰溪电厂600MW超临界锅炉的技术特点及运行情况王光华（北京巴布科克·威尔科克斯有限公司，北京100043）摘要：兰溪电厂的600MW超临界锅炉系由北京B&W公司采用美国B&W公司技术设计生产的超临界直流炉。本文介绍了兰溪电厂1＃炉的技术特点和运行情况。关键词：超临界锅炉；技术特点；运行情况0前言与制造技术，并于2003年6月与河北西柏坡二电厂签订了2台600MW超临界直随着我国经济建设的快速发展和人流炉的供货合同，于2003年8月与浙江民生活水平的不断提高，对电力的需求也兰溪电厂签订了4台600MW超临界直流持续增长。由于我国煤炭资源丰富，因此炉的供货合同。兰溪电厂的1＃机组于发展燃煤火电机组仍具有十分广阔的市2006年4月19日顺利通过了连续168小场前景。众所周知，采用超临界参数将能时的满负荷试运行，于2006年6月22日提高火力发电机组的循环效率，降低燃料通过了性能考核试验。西柏坡二电厂的第的消耗量，而燃料消耗量的降低又使得燃一台600MW超临界机组计划于2006年8料燃烧所产生的各类污染物（如SOx、NOx、月进行168小时的满负荷试运行。下面介粉尘等）进一步减少，因此发展节能降耗、绍兰溪电厂600MW超临界直流炉的技术有利于环保的大容量超临界燃煤火电机特点和运行情况。组目前在我国就成为了一种发展趋势。1兰溪电厂600MW超临界直美国B&W公司的第一台125MW超临界直流炉于1957年投运，到目前为止流锅炉的主要技术特点美国B&W公司已生产投运了90多台超1.1炉膛水冷壁结构特点临界直流炉，总装机容量达60000MW，单机容量从125MW到1300MW，既有直炉膛下部采用螺旋管圈水冷壁，上部管屏的直流炉（UP），也有螺旋管圈的直采用垂直管屏水冷壁，上下水冷壁之间设流炉（SWUP）。因此B&W公司在超临过渡集箱连通。界直流炉的设计与制造方面具有十分丰z下部炉膛水冷壁采用螺旋管圈使得在富的经验。作为美国B&W公司的一家子同样的炉膛周界长度下，水冷壁管数公司，北京B&W公司于1998年全面引可减少，从而能在采用大管径的情况进了美国B&W公司超临界直流炉的设计下获得更高的质量流速，有利于防止
95传热恶化和流动不稳定。旋流燃烧器一个显著的优点就是：靠z由于下部炉膛水冷壁每一根管子都从旋转气流形成的回流区卷吸高温烟气来炉膛底部开始沿炉膛周界螺旋上升到点燃煤粉气流，即使在炉膛温度水平较低螺旋水冷壁出口的过渡集箱，这样就的低负荷工况下，亦能迅速将煤粉点燃。使每一根管子所经过的炉膛热负荷区同时，可根据煤质特性，通过调节内、外几乎相同，每根管子的吸热量相近，二次风的旋流叶片来调节煤粉着火点的使螺旋水冷壁各根管子的工质出口焓距离。本工程采用的DRB-4ZTM双调风旋很均匀，工质热偏差小，避免了个别流燃烧器，煤粉的着火基本上是在大量的水冷壁管的超温。二次风尚未混入的情况下进行的，即处在z由于水冷壁中的工质始终是上升流煤粉浓度相对高，所需着火热较小的情况动，避免了工质向下分配流动时产生下进行的，因此煤粉气流着火容易。的汽水混合物分配不均匀的问题，因由于旋流燃烧器具有良好的着火特而允许变压运行。性，每台燃烧器均能形成一个独立稳定的z下部炉膛的螺旋水冷壁还大量采用了燃烧单元，而不需借助相邻火焰的支持来多头内螺纹管，大大推迟和避免了传稳燃。在锅炉低负荷时，还可通过减少燃热恶化的发生。同时，降低了水冷壁烧器的数量来使运行燃烧器在接近其设管安全运行所需要的最低质量流速，计工况的条件下工作，极大地提高煤粉的进而降低了水冷壁的压降，减少了给着火稳燃性能。本锅炉在燃用设计煤种时水泵的功耗。的实际不投油稳燃负荷达到188MW，说明z为了避免低负荷运行时可能出现的水燃烧器有极佳的低负荷稳燃特性。动力动态不稳定，在每根螺旋水冷壁1.2.2良好的启动特性和煤质适应性管的进口加装了节流圈。因为旋流燃烧器的煤粉气流具有良z在热负荷较低的炉膛上部采用垂直水好的着火和稳燃特性又各自配备点火器，冷壁，便于炉膛水冷壁的吊挂。它可以方便地分层或成组独立启动，不要求前后墙之间和相邻燃烧器之间的协同1.2燃烧方式特点配合，只要燃烧器的风煤比和旋流强度合适即可，因此具有良好的启动特性，使操本锅炉采用旋流燃烧器前后墙对冲作控制比较简单。布置，并配以OFA喷口，旋流燃烧器墙由于每个双调风燃烧器均设有灵活式燃烧方式有如下优点：可调的内、外二次风旋流叶片和二次风调1.2.1良好的着火特性和稳燃特性风盘，当煤质发生变化时，通过调节内、
96外二次风通道内的旋流叶片来调节气流出口处的结渣倾向，又有利于减轻高温过的旋流强度，以适应煤粉着火要求，并控热器和高温再热器的热偏差，同时也减轻制着火点的距离；另外，通过改变燃烧器了对流受热面的局部磨损。一、二次风的比例达到理想的配风，从而使燃烧器对煤质变化有较强的适应性。1.3启动系统特点1.2.3独特的抗结渣和抗高温腐蚀特性直流锅炉的启动特点是一点火就必在旋流燃烧器墙式燃烧方式下，可采须连续地向锅炉进水，使受热面管内始终用小功率燃烧器分散布置，避免了局部的有足够高的质量流速，避免管子超温。但高热负荷，同时火焰不易偏斜而冲刷水冷由于直流锅炉各受热面之间无固定的汽壁；另外，直流的煤粉气流处在强大的二水分界线，在锅炉启停和低负荷运行期次风包围之中，在正常运行工况下,煤粉间，锅炉送出的可能是热水、汽水混合物，难以从二次风中分离出来，几乎没有接触而不是能满足汽轮机要求的合格蒸汽，为炉壁的机会，因而不易在近壁处形成还原此直流锅炉必须配套一个特有的启动系性气氛或火焰刷墙而造成炉膛结渣和高统，将不合格的热水、汽水混合物经由该温腐蚀。启动系统排掉。1.2.4低NOx排放直流锅炉的启动系统分为外置式启本锅炉燃烧系统的设计充分考虑了动系统和内置式启动系统，常用的内置式降低NOx的措施。锅炉采用了B&W公司TM启动系统有大气扩容式启动系统、带热交最新研制的超低NOx双调风旋流DRB-4Z换器的启动系统及带循环泵的启动系统。燃烧器，并设置了OFA喷口，形成分级燃本锅炉配有带循环泵的内置式启动系统，烧，降低了主燃烧区域的氧浓度；同时采具有以下优点：用小功率燃烧器（49.2MW）分散布置，降z锅炉启停时工质损失和热量损失小，低燃烧器区域热负荷和温度，从而减少了只在锅炉负荷低于7％时有少量的热NOx的生成量。水排到扩容器或冷凝器。1.2.5均匀的流场和温度场z极热态启动时，由少量的低温给水和由于采用小功率燃烧器分散布置在大量的炉内热水组成的高温给水进炉膛的前后墙上，使炉膛内形成了均匀的入省煤器，避免了低温给水对省煤器烟气流场和温度场，避免了局部高热负和水冷壁管的热冲击，延长了管子的荷，减少了炉膛结渣的倾向，也减轻了水使用寿命。冷壁管中工质的热偏差。炉膛出口沿炉宽z由于热量损失小，因此机组启动时间均匀的烟气流场和温度场即减少了炉膛
97短，启动速度快。汽温偏离设定值时，先通过适当增加z采用循环泵和给水泵联合运行进行或减少喷水量来迅速调节汽温使其恢锅炉冷态清洗时，在获得同样高的省复到设定值，各级减温器的最大设计煤器和水冷壁管内清洗水速的情况喷水量可达到基本数值的两倍，再调下，可以节省冲洗水量。节燃料和给水的比例来控制最终的汽温，然后过热器各级喷水量又回复到其基本数值。1.4汽温调节方式特点1.4.2再热器汽温调节1.4.1过热器汽温调节再热器汽温主要通过布置在尾部烟本锅炉过热器系统设有三级（共六道底部的烟气调节挡板来调节，通过调节个）喷水减温器，每只减温器的喷水量由尾部前、后烟道的烟气分配，以保证控制单独的调节阀来控制，喷水取自省煤器进负荷范围内（50%B-MCR到口集箱。在锅炉负荷快速变化时，采用三100%B-MCR）的再热汽温保持在额定值。级喷水减温，能对过热器汽温进行精确快为适应变负荷或事故工况的需要，在低温速的控制。再热器出口集箱与高温再热器进口集箱z当锅炉在本生点以下负荷运行时，锅之间的交叉管道上布置有两个事故喷水炉处于再循环（湿态）运行模式，即减温器，每只减温器的喷水量由单独的调启动系统投入运行，这时的过热汽温节阀来控制。喷水取自锅炉给水泵的中间控制完全依靠喷水减温器系统来控抽头。当锅炉负荷快速变化时，可先用再制，就象通常的汽包炉一样。热器喷水减温器来精确快速地控制再热z当锅炉在本生点以上负荷运行时，锅汽温，当锅炉负荷稳定后再热器喷水量回炉处于直流运行模式，此时启动系统复到零。热备用，过热蒸汽的汽温主要是通过调节燃料和给水的比例来控制。当汽温稳定在设定值时，过热器各级减温2锅炉设计性能器喷水量维持在一个相对固定的基本2.1煤质特性数值（一级、二级和三级减温器喷水锅炉设计煤质为淮南烟煤，校核煤量分别维持在主蒸汽流量的2％）。当质为烟混煤，见表1。
98表1煤质特性设计煤种校核煤种项目符号单位淮南烟煤烟混煤收到基碳Car％5661收到基氢Har％3.53.5收到基氧Oar％5.965.41收到基氮Nar％1.11.1收到基全硫St.ar％0.440.99收到基水分Mar％8.014空气干燥基水分Mad％26收到基灰分Aar％2514干燥无灰基挥发份Vdaf％3930收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg2200024500哈氏可磨指数HGI5550煤灰熔融性（弱还原性气氛）变形温度DT℃1350120012软化温度ST℃140050熔化温度FT℃14501300灰成分分析（重量百分数）52二氧化硅SiO2％43～56三氧化二铝Al2O3％32～3424三氧化二铁Fe2O3％3～56.5氧化钙CaO％1～316.8氧化镁MgO％0.5～1.51.5三氧化硫SO3％1～25氧化钾K2O％0.8～1.21氧化钠Na2O％0.4～0.80.5氧化钛Ti2O％1～1.40.5其它％1.22.2主要设计参数，见表2
99表2主要设计参数名称单位B-MCRTHA机组电负荷MW657.8600过热器出口蒸汽流量t/h19031707.6过热器出口蒸汽压力MPa(g)25.4025.15过热器出口蒸汽温度℃571571再热蒸汽流量t/h1551.31402.2再热器进口/出口蒸汽压力MPa(g)4.72/4.534.27/4.10再热器进口/出口蒸汽温度℃324/569314/569省煤器进口给水温度℃289282煤耗量（设计煤种）t/h241.5221进入燃烧器的一次风量t/h492469进入燃烧器的二次风量t/h16281461空气预热器进口过剩空气系数－1.21.2空气预热器进口烟气温度℃379367空气预热器出口烟气修正后温度℃122118空气预热器进口一次风/二次风温度℃31/2331/23空气预热器出口热一次/二次风温度℃314/341309/332锅炉本体烟气侧阻力Pa25252200锅炉本体二次风侧阻力Pa295324043炉膛容积热负荷kW/m83.12炉膛截面热负荷kW/m42882燃烧器区域面积热负荷kW/m1502烟气热损失％4.744.56未完全燃烧热损失％0.730.73表面辐射及对流散热热损失％0.170.17不可测量热损失％0.30.3锅炉计算热效率（按低位发热量）％94.0694.242.3锅炉性能保证值z锅炉最大连续出力(B-MCR)1903t/h。
100z锅炉热效率不低于93.63%（按负荷阶跃低位发热量、THA工况）。z在全部高压加热器停运时，锅zB-MCR工况下，空气预热器的漏风炉的蒸汽参数保持在额定值，率在投产第一年内不高于6%，运行蒸发量满足汽轮机带额定功1年后不高于8%。率。此时过热器、再热器等受z不投油最低稳燃负荷不大于30热面不超温。%BMCR。z锅炉从点火到机组带满负荷，与汽轮zB-MCR工况下，锅炉NOx的排放浓机相匹配，在正常启动情况下满足以3度不超过400mg/m（O2=6%）。下要求：zB-MCR工况下，省煤器进口到过热冷态起动5～6小时（其中器出口工质侧压降不超过3.47MPa，从锅炉点火至汽机冲转约3小时）再热器工质侧压降不超过0.19MPa温态起动2～3小时（其中z滑压运行在35％～100%B-MCR范围从锅炉点火至汽机冲转约1.25小时）过热蒸汽能维持其额定汽温；在50热态起动1～1.5小时（其中％～100%B-MCR时再热蒸汽能维从锅炉点火至汽机冲转约0.75小时）持额定汽温。极热态起动＜1小时（其中从锅炉点火至汽机冲转约0.5小时）2.4其它主要性能z锅炉负荷变化率达到下述要求：在50%～100%B-MCR时，不低z锅炉带基本负荷，并具有变负荷调于±5%B-MCR/分钟峰能力，采用定－滑－定方式运行。在30%～50%B-MCR时，不低于z锅炉在30年的寿命期间，允许的启±3%B-MCR/分钟停次数为：在30%B-MCR以下时，不低于冷态起动（停机超过72小时）200次±2%B-MCR/分钟温态起动（停机72小时内）1200次负荷阶跃：大于10%汽机额定功热态起动（停机10小时内）5000次率/分钟极热态起动（停机1小时内）300次3锅炉本体
101本锅炉采用美国B&W公司SWUP超体布置见图1，主要尺寸见表3。临界直流燃煤锅炉的标准布置，锅炉总图1兰溪电厂600MW锅炉总体布置图
102表3锅炉主要尺寸锅炉深度（第1行柱至第7行柱中心距）mm57500锅炉宽度（第1列柱至第5列柱中心距）mm46500锅炉顶梁标高mm81450炉膛顶棚标高mm67850炉膛水冷壁下集箱标高mm7500炉膛宽度（两侧水冷壁中心距）mm21943.7炉膛深度（前后水冷壁中心距）mm15568.7带循环泵的内置式启动系统布置用于除渣。为了清除受热面的结渣和积在炉后侧，炉膛由下部的螺旋膜式水冷灰，锅炉设置了蒸汽吹灰系统。壁和上部的垂直膜式水冷壁构成。炉膛3.1炉膛及水冷壁上部布置屏式过热器，炉膛折焰角上方炉膛采用气密的全焊接膜式水冷壁，布置中间级过热器和末级过热器。在水与炉底环行下集箱相连的水冷壁管在炉平烟道处布置了高温再热器。尾部竖井膛四周以23.58°的螺旋角一直上升至炉由隔墙分隔成前后两个烟道。前部布置膛折焰角以下，通过焊接填板与上部垂直水平再热器，后部布置一级过热器和省水冷壁管相连，汽水工质通过过渡混合集煤器。在分烟道底部设置了烟气调节挡箱进入炉膛上部垂直管屏。下部炉膛螺旋板装置，用来分流烟气量，以控制再热水冷壁由φ35x6.5mm、节距50mm、材料蒸汽出口温度。烟气通过调节挡板后又为SA213T12的内螺纹管和光管加扁钢焊汇集在一起经两个尾部烟道引入左右各接而成，扁钢规格为8×15mm，材料为一的回转式空气预热器。15CrMo。上部垂直炉膛的前墙和侧墙由锅炉采用36只B&W新型的超低NOxφ32x8mm、节距为62.5mm、材质为TM双调风旋流DRB-4Z燃烧器，前后墙各15CrMoG的光管加扁钢焊接而成。为改三层对冲布置，并在燃烧器上方配置16善炉内高温烟气的充满度，在炉膛出口处只OFA喷口。制粉系统采用中速磨冷一由后水冷壁管弯成折焰角，折焰角深入炉次风机正压直吹系统，六台磨煤机，每内约1/3深度。后墙折焰角及水平烟道炉台磨煤机供同墙同层的六只燃烧器，满底管为φ32x8mm和φ32x7mm的负荷工况运行时有一台磨煤机备用。15CrMoG，节距为62.5mm。后水冷壁前炉膛冷灰斗下部配有刮板捞渣机屏吊挂管采用φ76x14mm的15CrMoG，
103节距为450mm。水冷壁管焊接，这样螺旋炉膛的重量就通下部螺旋水冷壁由598根水冷壁管组过垂直绑带传递给垂直水冷壁，最后由垂成四个回路，上部垂直水冷壁由1196根直水冷壁通过顶部吊挂装置传递到顶部钢梁上。垂直水冷壁管组成20个回路。从省煤器出口集箱来的给水由1根φ558.8×3.2燃烧系统制粉系统采用中速磨冷一次风机正70mm，材料为SA106C的大直径下降管压直吹系统，每台锅炉配六台ZGM113G型引到标高7.5m的水冷壁下集箱左侧位中速辊式磨煤机，单台磨煤机最大出力约置，经40根φ133×18mm，材料为60.71t/h（按锅炉设计煤种），每台磨煤SA106C的供水管分配到前后水冷壁下集机供同墙同层的六只燃烧器，满负荷工况箱。经过螺旋水冷壁加热后进入中间过渡运行时有一台磨煤机备用，见表4。混合集箱，再从中间过渡混合集箱进入炉TM锅炉燃烧系统由DRB-4Z型低NOx膛上部垂直水冷壁，从垂直水冷壁上集箱双调风旋流燃烧器、OFA喷口、环形大风出来的工质经过50根φ133×20mm，材箱和点火器等组成。燃烧器的布置既有利料为12Cr1MoVG的引出管导入出口混合于控制NOx的排放，又能满足煤粉完全燃集箱。烧所需的炉内停留时间。TM整个炉膛是通过顶部吊挂装置悬吊36只超低NOx的DRB-4Z型双调风旋于炉顶的大板梁上的。由于螺旋炉膛的水流燃烧器分三层布置在前、后墙下部的同冷壁管是倾斜布置的，使它不能传递垂直一个环行大风箱中。环行大风箱在炉膛左方向的荷载。为此设计了特殊的支撑体右侧各有一个进风口与风道连接。进风口系，具体结构是在螺旋炉膛四周布置数条处设置机翼测速装置和调节挡板用于控制进入大风箱的总风量。由于36只燃烧垂直绑带，并将垂直绑带与螺旋炉膛水冷器处于同一个环行大风箱中，因此每个燃壁在现场焊接，让这些垂直绑带承担螺旋烧器上设有一个电动调风盘来精确控制炉膛垂直方向的荷载。垂直绑带的顶端再单个燃烧器进风量。与传力板焊接，传力板又与炉膛上部垂直
104表4投运的磨煤机台数，燃烧器数量与锅炉负荷关系50％30％75％锅炉负荷t/hBRLTHATHOBMCRTHABMCRTHA煤耗（设计煤种）t/h241.6232.222122716811684投运磨煤机台数台5555432投运燃烧器台数台30303030241812煤粉细度R90%18.518.518.518.518.518.518.5单只燃烧器功率MW49.247.34546.242.839.442.8TMDRB-4Z燃烧器的供风分为四个区NOx的生成降到最低程度。域：第一个区域是作为一次风的空气和煤燃烧器一次风喷口采用耐高温耐磨粉的混合物，第二个区域为环绕在一次风损的稀土高铬镍锰氮铸钢外围的过渡区，该区的风量可根据需要通ZG8Cr26Ni4Mn3N。燃烧器结构充分考虑了过滑动套筒来调节。第三和第四区域分别检修的方便，当一次风喷口需要更换时，为内外二次风，采用特有的推拉式轴向叶只需在大风箱外侧切割支承套管，即可将片调节器来调整内外二次风的旋流强度，一次风喷口抽出大风箱。如果需要，把大TM通过调风盘来控制二次风量。DRB-4Z燃风箱上的外盖板打开，可以很方便地把整烧器充分利用了空气分级燃烧的特点，在台燃烧器从大风箱抽出。每台燃烧器均装保证煤粉高效燃烧的同时，大大地降低氮有观察孔。并留有安装火焰检测器的位氧化物的生成量。燃料的初始燃烧阶段发置，保证各燃烧器在任何工况下正确地进TM生在燃料相对富集的燃烧器喷嘴附近，由行火焰检测。DRB-4Z型双调风旋流燃烧过渡区空气形成的钝体流场介于燃料富器结构见图2。集区和内二次风之间，从火焰的外围向火每只燃烧器配备一支点火器，由高能焰根部卷吸烟气，使火焰外围富氧区形成点火杆和点火油枪组成。36只点火油枪的NOx在火焰根部的富燃料区被还原成的总输入热量可达20%B-MCR，单只油枪氮气，从而降低NOx的生成量。在过渡的燃油量为800kg/h。油枪采用机械雾化区外围的二次风再次被分为内二次风和方式，燃油雾化良好，燃烧完全。点火系外二次风，分级与初期燃烧的产物混合，统满足程序控制要求，点火方式为高能电即保证煤粉完全燃烧所需的氧量，又将火花点燃轻油，然后点燃煤粉。
105TM图2DRB-4Z型双调风旋流燃烧器结构简图在最上层燃烧器之上布置了16支OFA喷口，这些OFA喷口布置在前、后墙3.3启动系统上部的另一个环形风箱中，该风箱在炉膛启动系统为按全压设计的带再循环左右侧亦各有一个进风口与风道连接，进泵的内置式启动系统，（见图3），系统由风口处设置调节挡板和机翼测速装置来汽水分离器、贮水箱、循环泵、阀门、管控制进风量。OFA喷口利用分级送风的方道及附件等组成。给水经省煤器和炉膛加式，将主燃烧器的一部分燃烧空气分流至热后，从顶棚出口集箱出来的工质经12OFA喷口，降低主燃烧器区的氧浓度，进根连接管沿切向引入两个直立式汽水分一步降低NOx的生成量。进入每个OFA喷离器，经汽水分离后的热水从汽水分离器口的空气分为直流中心风和旋流外部风。下部被引入贮水箱，再经循环泵重新送入直流的中心风具有一定刚度和穿透力，可省煤器。分离出来的蒸汽通过汽水分离器以使空气和炉膛深处的火焰混合，其风量顶部引出管进入锅炉尾部包墙，然后依次可通过手动的调风盘来调节。旋流的外部流经一级过热器、屏式过热器、中间过热风可以使空气与火焰和炉膛水冷壁附近器和末级过热器，最后由主汽管道引出。的烟气进行更充分的混合，其旋流强度可在锅炉处于直流运行状态时，启动系统将通过手动的调节叶片来调节。被关闭。
106图3启动系统布置简图启动系统主要设备和阀门的功能其内径为142mm。当汽水混合物沿筒体简述如下：切向进入分离器后，旋转形成的离心力立式分离器(VSS)－本系统采用使汽水分离，分离出的蒸汽从顶部引出两个汽水分离器，在锅炉启停过程中和管流向包墙过热器，分离出的水从分离低负荷运行时可进行有效的汽水分离。器底部排到贮水箱，分离器内部设有汽汽水分离器为直立式布置，其结构型式水分离环和消旋器。为圆柱形筒体，球形封头，筒体及封头贮主水箱(WCT)－在两个分离器材料均为SA335P91，筒体规格为φ的下方布置有一个贮水箱，用于收集分947x96.5mm,直段长为3300mm。在每个离器的排水。贮水箱亦为圆柱形结构，分离器筒体上部设有6个切向布置且与球形封头，筒体及封头材料均为SA335水平面成15°夹角的介质进口管接头，P91，筒体规格为φ947x96.5mm,直段长
107为18000mm。贮水箱筒体上设有相应的循环泵进口关断阀（380阀）—是管接头、手孔装置、压力温度测点及三布置在贮水箱到循环泵进口管道上的一对水位测点。贮水箱顶部设有放汽管用个16”手动闸阀，该阀通常是打开的，于排放分离器排水带进来的蒸汽，底部在循环泵需要隔离时，该阀应关闭。有放水管与循环泵连接。在贮水箱底部正常水位控制阀（381阀）—是布放水口上方设有消旋器，以减少循环泵置在循环泵排水口到省煤器进口的管道进口管道的水中带汽。上的一个8”气动调节阀，该阀用于贮循环泵（BCP）－启动系统中设水箱正常水位的控制，其下游设一只截置一台循环泵，在锅炉启停和低负荷运止止回阀（381SC阀）。行时，通过循环泵在启动系统和省煤器循环泵再循环控制阀（382阀）—是及炉膛水冷壁之间建立有效的循环，将布置在循环泵和贮水箱之间再循环管线炉膛水冷壁排出的热水返回到省煤器上的一个4”气动调节阀。当通过381和水冷壁，以减少能量损失和工质损阀的流量低于循环泵保护所需要的最小失，循环泵进水来自贮水箱，出水送入流量时，该阀自动打开。省煤器进口集箱。该循环泵是湿式无轴过冷水控制阀（383阀）—是布置封潜水泵，由德国KSB公司提供，循环在给水泵和贮水箱之间过冷水管道上的泵型号为LUVAK250－400/1，设计流量一个3”气动调节阀。该阀用于控制进3为788.4m/h时，扬程为176.8m。入贮水箱的过冷水量，过冷水用来为循省煤器放气阀（302阀）—是布置环泵提供净正压头保护，防止循环泵汽在省煤器出口集箱和分离器之间的蚀及省煤器沸腾。383管线上还设有关1.5”电动截止阀。在锅炉上水期间，断阀（383B阀）和止回阀（383C阀）省煤器放气阀应打开以便将空气排到分暖管系统控制阀（384阀）—是布离器。置在暖管系统管线上的一个1.5”气动高水位控制阀（341阀）—布置调节阀。当启动系统停运，锅炉处于直在341管线上，是由CCI公司提供的两流运行时，暖管系统从省煤器出口引出个8”x8”的角式气动调节阀。当贮水少量相对高温的水至循环泵和高水位箱水位处于高水位区间时，这两只阀按控制阀，使循环泵和高水位控制阀（341顺序打开用于控制高水位，当贮水箱水阀）处于热备用状态。该阀下游设一只位落到正常水位区间时，这两只阀关闭。止回阀（384C阀）这两只阀的上游布置两只关断闸阀循环泵暖管控制阀（385阀）—是（341B阀）。布置在384C阀下游到循环泵的暖管管
108线上的一个1”手动调节阀，用于分配一级过热器位于尾部竖井后部，由水到循环泵的暖管热水流量。平的进口管组和悬垂的出口管组组成，水疏水控制阀（387阀）—当启动系平管组由外径φ51mm、壁厚7.5mm，材质统停运后，来自暖管系统的热水被收集为15CrMoG和12Cr1MoVG的钢管分上、下到贮水箱中，使贮水箱的水位不断升两个管组组成，横向节距112.5mm，四管高，为此在贮水箱和过热器二级减温器圈并绕，逆流顺列布置，沿炉宽有194片，喷水管路之间布置了一根疏水管线。由省煤器悬吊管悬挂。出口管组由φ51×387阀就是布置在该管线上的一个2”7.5mm、12Cr1MoVG钢管组成，横向节距气动闸阀，该阀定期打开用于将多余的225mm，八管圈并绕，沿炉宽有97片。一级过热器进口集箱置于烟气流中，出口集水排到二级减温器。该阀下游布置两个箱置于顶棚管上部的大包内。止回阀（387C阀）屏式过热器位于炉膛上部，由外径φ341阀暖管控制阀（388阀）—是布51mm，壁厚7、8、11mm，材质为12Cr1MoVG、置在384C阀下游到341阀的暖管管线上SA213T91和SA213TP347H钢管组成，横向的一个1”手动调节阀，用于分配到341节距1350mm，36管圈并绕分前后两组，阀的暖管热水流量。沿炉宽布置14片。屏式过热器被设计成3.4过热器系统独特的发卡式结构，以减小同屏水力偏过热器由顶棚管、对流烟道包墙管，差。屏式过热器设有进口和出口集箱各一级过热器，屏式过热器，中间过热器和一。末级过热器构成。中间过热器位于折焰角上方，顺流顺顶棚位于炉膛和对流烟道上部，由列布置，由外径φ51、壁厚7～8.5mm材φ60x9mm，节距为75mm的15CrMoG质为12Cr1MoVG、SA213T91和管子和扁钢（或扁销钉）焊成鳍片管组成。SA213TP347H的钢管组成，横向节距对流烟道包墙管为钢管加扁钢焊接而成600mm，16管圈并绕，沿炉宽方向共有36的膜式壁结构，大部分包墙管为φ片，中间过热器的每一片管组与相应的分42X6.5mm的15CrMoG钢管，节距为集箱在厂内组装后包装出厂。112.5mm。尾部烟道前墙上部采用拉稀结末级过热器也位于折焰角上方，顺列构，以便烟气可以由炉膛经水平烟道进入布置，由外径φ42、壁厚6.5和7.5mm、尾部烟道。尾部烟道分隔墙下部也采用膜材质为SA213T91和SA213TP347H的钢管式壁结构，上部采用拉稀管结构以使烟气组成，横向节距300mm，10管圈并绕，分进入包墙后部烟道。前后两部分，把出口段管束夹在中间，以
109减少烟气辐射热，保护出口段管束，末级由集箱右端引出，经过90°弯头，引至锅过热器沿炉宽方向共有72片。分集箱与炉右侧φ593.6×86.5mm管组在厂内组装。（ID419.1x85mm）、SA335P91的主蒸汽管过热蒸汽从一级过热器出口集箱（φ道。558.8x90mm、12Cr1MoVG）经左右两根φ3.5再热器系统508×75mm、12CrMoVG材质的导管进入一再热蒸汽流程为：从汽机高压缸排出级喷水减温器。然后经两根φ508×75mm、的蒸汽经单根（φ1066.8x36mm、SA106C）12CrMoVG的导管引入屏式过热器进口集再热蒸汽管道从炉右侧引入低温再热器箱（φ508x80mm、12Cr1MoVG），经屏式过进口集箱（φ736.6×40mm、SA-106C），热器受热面管子汇集到屏式过热器出口通过布置在尾部竖井前部的低温再热器集箱（φ635×115mm、12Cr1MoVG）。经管组进入低温再热器出口集箱（φ787.4两根φ533.4×100mm、12CrMoVG管道将屏×40mm、12Cr1MoVG），经连接管道（φ式过热器出口集箱与中间级过热器进口762×35mm、12Cr1MoVG）进入高温再集箱相连。该管道布置使蒸汽沿炉宽左右热器进口集箱（φ965×45mm、交叉，并在每根管道上设置一个二级喷水12Cr1MoVG），为了平衡由于烟道两侧的减温器。经交叉和减温后的蒸汽进入中间烟温偏差造成的汽温偏差，蒸汽沿炉宽左级过热器进口集箱（φ508×85mm、右交叉一次。再热蒸汽再经过布置在水平12Cr1MoVG），经36根φ339.7×70mm、烟道的高温再热器管组最后汇集到高温12Cr1MoVG分集箱将蒸汽引入中间级过热再热器出口集箱（φ1041.4x55mm、器管组，然后通过36根φ318.5×60mm、SA335P91），然后经由炉左引入再热蒸汽SA335P91分集箱导入中间级过热器出口管道（φ977.9x40mm、SA335P91）。集箱（φ635×100mm、SA335P91）。再经2低温再热器的4个水平管组由管径为根φ533.4×70mm、SA335P91的管道连到φ60mm、壁厚为4.5mm、材质为15CrMoG末级过热器进口集箱（φ762×95mm、钢管组成，呈逆流顺列布置，横向节距SA335P91），该管道再次使蒸汽沿炉宽左112.5mm，6管圈并绕，沿炉宽布置194右交叉，并在每根管道上设置一个三级喷片，每个管组的管片下端焊有上支承，架水减温器（φ533.4×70mm、SA335P91）。在位于相应的前包墙和隔墙的下支承上，再经36根φ235×40mm、SA335P91分集箱全部重量通过包墙管、隔墙管传递到前包将蒸汽引入末级过热器管组，最后主蒸汽墙、隔墙的上集箱。过渡管组由φ60×汇集到φ854.5×141.5mm（ID570×4.5mm、15CrMoG钢管组成，横向节距140mm）、SA335P91的过热器出口集箱，并225mm，12管圈并绕，沿炉宽有97片，与
110垂直管组相对应。低温再热器的出口管组设计平均烟速小于10m/s。位于水平管组的上方，由外径φ60mm、壁给水由给水管道（φ508×50mm、厚为4.5mm,材质为12Cr1MoVG的钢管组15NiCuMoNb5）从锅炉左侧引入省煤器进成，横向节距225mm，12管圈并绕，沿炉口集箱（φ533.4×85mm、SA106C），经水宽布置97片。平管组和悬吊管后进入省煤器出口集箱高温再热器由进口和出口两个垂直（φ406.4×60mm、SA106C）。通过90°弯管组组成，逆流顺列布置。进口垂直管组头和三通使两根上集箱出口连到一起，经由φ51X4.5mm的12Cr1MoVG和φ由炉左一根φ558.8×70mm、SA106C下降51X4mm的SA213T91钢管组成，横向管导入水冷壁下集箱。节距225mm，12管圈并绕，沿炉宽方向3.7空气预热器共有97片。出口的垂直管组由φ51X4mm锅炉配备两台豪顿华工程有限公司的TP347H和SA213T91钢管组成，横向生产立式三分仓回转式空气预热器。型号节距225mm，沿炉宽方向共有97片，12为31.5VNT1960，空气预热器主要由转子管圈并绕，分前后两部分，把出口段管束受热面、驱动装置、外壳、密封、烟风道夹在中间，以保护出口段管束。接口、润滑系统、吹灰系统及维护平台、烟道隔断挡板、火灾报警装置、消防系统、3.6省煤器停转报警装置等组成。主轴垂直布置，烟省煤器位于尾部竖井后烟道下部的气和空气以逆流方式换热。转子采用模数低烟温区，由两个与烟气成逆流布置的水仓格结构，蓄热元件制成较小的组件，以平管组和悬吊管组成。水平管组由φ便检修和更换。冷端蓄热元件采用Corton51x7mm，SA210C钢管组成，管组横向节距钢板制作，在调换时不影响别的传热面。112.5mm，两管圈并绕，沿炉宽布置194空气预热器采用可靠的支撑轴承和导向片。由水平管延伸成的两排悬吊管，既悬轴承，结构便于更换。吊一级过热器管组也悬吊省煤器水平管每台空气预热器除配备主驱动装置组，悬吊管由φ60X9mm的15CrMoG钢管组和备用驱动装置外，还配有手动盘车装成，横向节距225mm，沿炉宽方向共有97置，并能实现主、辅（备用）驱动装置之片，穿过顶棚后进入省煤器出口集箱。间的自动离合与切换。空气预热器采用径为减轻磨损，省煤器布置采用顺列布向、轴向和环向密封系统，径向和轴向采置，在水平管组弯头的上下方均设有防止用双密封技术。当一台空气预热器故障停形成烟气走廊（即局部烟速和灰浓度均高运时，空气预热器及锅炉烟气系统能单侧的部位）的防磨衬板和挡板装置，省煤器
111运行，在空预器烟气侧入口设有质量可靠锚固点，其余部分被设计成可以相对滑动的隔断挡板，能可靠地保护停运的空气预的连接结构，刚性梁端部采用铰接结构。热器，防止变形和漏烟。空气预热器设置由于下炉膛水冷壁采用螺旋管圈，水平刚了火灾报警装置、消防系统、清洗系统、性梁不能直接与水冷壁连接。而是先在水停转报警装置和蒸汽吹灰器。冷壁垂直绑带的外侧柔性地连接垂直刚3.8钢架、刚性梁及止晃装置性梁，垂直刚性梁再与水平刚性梁连接。本锅炉构架为全钢结构，锅炉构架主由于锅炉采用顶部悬吊结构，为了保要由柱、梁、顶板、水平支撑、垂直支撑证锅炉各部分能按预定的方向膨胀，防止和平台楼梯组成。锅炉构架从左至右布置炉顶、炉墙的开裂和受热面的变形，本锅五列，从炉前至炉后共布置七行。梁、柱、炉设有膨胀中心，其位置是左右方向处于垂直支撑及水平支撑共同组成一个加强炉膛对称中心上，前后位置为后水冷壁中体系，可抵抗地震、风载及其它水平力的心线向前1207mm处，其轴线与顶护板的作用。锅炉钢构架承受锅炉本体荷载和用顶板下沿交合处即为膨胀中心（三向膨胀户在锅炉钢架范围内的各汽、水、烟、风、量均为0），标高为74423mm。设定的膨煤粉管道、炉前平台等的荷载及电梯间构胀中心是通过整个吊杆和刚性梁系统以架的水平荷载。平台的栅格铺在水平支承及止晃装置等结构设计来实现的，锅炉本钢梁上，这种结构整齐、宽敞且行走稳当。体止晃装置沿炉膛高度布置三层，止晃限为了满足炉内瞬时荷载±8700Pa时位结构设在炉膛前、后、侧墙膨胀中心线炉壁不产生永久变形，沿锅炉周界高度方处。止晃装置的另一个主要功能是将作用向每隔3-5米布置一层水平刚性梁，这些于锅炉本体上的水平力（如地震力和风载水平刚性梁把整个水冷壁和尾部烟道组等）传到锅炉钢架，再由锅炉钢架传到锅成刚性框式结构。在两层刚性梁之间由水炉基础。除了炉膛和尾部烟道外，主要的冷壁管或包墙管依靠自身的刚度来承受汽水管道、汽水分离器和贮水箱也设有止炉内烟气侧的压力。刚性梁层间距的确定晃装置以抵抗水平力的冲击。以运行条件下，相应的炉壁受热管应力不3.9密封及保温超限和不变形为原则。由于刚性梁需置于本锅炉的水冷壁和尾部包墙为气密保温层以外，因此在热态运行时它和与其的全焊膜式壁结构，所有炉墙由保温绝热相连的锅炉水冷壁或包墙就具有不同的材料（微空硅酸钙成型料和岩棉毡）构成，线性膨胀量。为了适应这个膨胀差，每层保温层外设波形外护板。在门孔和穿墙等刚性梁和锅炉的水冷壁或包墙只有一个
112与火焰或烟气直接接触部位的炉墙，先由炉顶的保温和在炉顶提供一个清洁的环耐火朔料打底作基层，其上再覆盖保温层境，锅炉设置顶部大包将炉顶全包起来，和金属护板。穿顶穿墙部分的管子都设有大包内仅对温度较高的过热器和再热器适当的金属密封，如填板，梳形板，波纹管束和集箱进行单独保温，其余受压件不管膨胀节等。单独保温。顶部大包由型钢加平直的薄钢由于锅炉顶棚有大量的穿管，为了保板构成，其外部设保温层和波形外护板。证穿管与顶棚管之间能相对自由膨胀，同炉顶大包上设有人孔，使工作人员可以进时又避免炉顶漏烟和漏灰，在穿管处采用入其内部对其中的部件进行维修。了高冠板金属密封结构，见图4。为简化图4穿顶密封结构3.10吹灰器系统锅炉配置蒸汽吹灰系统，在炉膛和对流受热面上设置了适当的吹灰器，用以有
113效地控制炉膛的结渣和对流受热面的积转干态、锅炉进入直流运行→灰，保证受热面的清洁和有效的吸热。吹增加负荷至满负荷。灰系统包括：锅炉上水之前，先对炉前系统进行冲洗，当除氧器出口水的含铁量小于200μA.炉膛墙式蒸汽吹灰器56支g/l后，启动给水泵以约10％BMCR的流B.过热器、再热器和省煤器用长伸缩式蒸汽吹灰器52支。量向锅炉上水，直到贮水箱中水位升到高水区间(8.6m～14.3m),开启341高水位C.空预器用伸缩式蒸汽吹灰器4支控制阀来控制水位。为了避免上水时在锅D.吹灰管路和附件炉内产生过大的热应力，冷态启动时，上E.程控系统水水温应大于21℃。在上水期间，省煤器出口的302放气阀应打开以便将省煤吹灰器的布置，是基于对设计煤种器中的空气排到分离器。上水完成后，关和校核煤种的结渣和积灰指数的判断，并闭302阀。将给水泵流量增至30％BMCR考虑了充分的裕度后，按照B&W公司的对锅炉进行冷态清洗，给水经省煤器、炉标准，布置成网格形状，其中包括初始安膛和顶棚到分离器和贮水箱，经341阀回装的吹灰器和备用吹灰器座，当将来煤质到冷凝器。当贮水箱出口水中含铁量大于的结渣或积灰倾向加大时，用户可根据实500μg/l时，将水直接排入地沟；当水际需要在炉膛和对流受热面上加装更多中含铁量小于500μg/l时，可将水回收的吹灰器。吹灰器所用蒸汽取自屏式过热到冷凝器，再经凝结水精处理系统到给水器出口集箱。从此处取得的蒸汽有足够高泵，冷态循环清洗直到贮主水箱出口水中的焓值，可以保证蒸汽在从吹灰器喷嘴喷含铁量小于30μg/l时结束。为了节省出后不带水滴。清洗水量，也可以启动锅炉循环泵使炉本4锅炉的启动及运行控制体中的清洗水量达到30％BMCR，而给水4.1锅炉的启动流量维持在10％BMCR以下。超临界直流锅炉冷态启动的基本程在水品质合格后，减小给水泵流量至序为：7%BMCR，其中4％BMCR的流量直接进入完成启动前的各项检查和准备工作省煤器，另外3％BMCR流量经过冷水管→锅炉上水、冷态清洗、建立炉水循环→道进入贮水箱，为循环泵提供过冷水保炉膛吹扫→锅炉点火→渡过汽水膨护。然后启动循环泵建立循环，使炉膛水胀期→升温、升压、暖管→汽轮机冲转→冷壁管的流量大于最小流量。当炉膛吹扫并网带负荷→升负荷→分离器湿态
114完成且所有的联锁保护就绪，省煤器进口可以投入运行来控制蒸汽温度。水的阳离子导电率<0.65μS/cm、溶氧≤当汽机主汽阀前的蒸汽压力和温度100μg/l、铁≤30μg/l、PH值9.0～9.5达到汽机冲转所需的压力和温度后，汽机后，锅炉可以点火。锅炉点火后不久，水可以进行冲转，并网带负荷。随着负荷的冷壁中的水被加热，形成气泡，产生汽水增加，循环流量不断减小，当循环流量小膨胀，导致锅炉中的水被快速排到贮水于循环泵所需的最小流量时，再循环阀箱，而使贮水箱水位迅速升高，为防贮水382阀将自动打开。箱满水，此时两个341高水位控制阀快速当分离器出口蒸汽流量接近28％打开，将水排出系统。BMCR时，进入分离器的介质将全部是饱渡过汽水膨胀期后，随着蒸汽的产和蒸汽，使贮水箱水位低于正常水位下限生，水位开始下降，341阀逐渐关小以保值(0.6m)，381阀门关闭。此时过热器出持一定的高水位。一部分蒸汽用来升压，口主汽流量达到30％BMCR（约28％其余的蒸汽经疏水、放气和汽机旁路用于BMCR水冷壁流量＋约2％BMCR减温水暖管和再热器保护。在压力和温度的上升流量），锅炉进入直流运行模式。为了避过程中，水中的含铁量会逐渐增多，此时免锅炉在干态、湿态之间来回摆动，应迅使用341阀疏水进行热态循环清洗，保证速调整燃料和给水的比例，使分离器出口水质合格。当离开分离器的蒸汽量超过7蒸汽焓高于饱和蒸汽焓高175kJ/kg。之％BMCR时，贮水箱中的水位下降到高水后，循环泵停运，383阀关闭，启动系统位的下限值（8.6m）以下，导致341阀关停运。闭。从现在起381阀开始控制贮水箱水位，当负荷达到35％BMCR时，341阀前随着产汽量的继续增加，分离出的水减的闸阀341B关闭。当锅炉负荷大于40少，贮水箱水位下降，381阀相应关小，％BMCR时，384暖管系统控制阀将打开，使循环泵到省煤器的循环流量不断减小，用省煤器出口的少量热水来加热循环泵为了维持炉膛水冷壁的流量不低于最小和341阀，使启动系统处于热备用状态，流量，给水泵流量将相应地增加。以防受到热冲击而引起疲劳损坏。当暖管为了避免过热器管和再热器管超温，水经过循环泵和341阀在贮水箱中聚积在过热器和再热器中的蒸汽流量达到10使水位升到8.3m时，387阀自动打开疏％BMCR之前，要控制燃烧率，以确保炉水到过热器的二级减温器，当水位回落到膛出口烟温不高于538℃。当过热器和再0.6m时387阀自动关闭。热器内的流量达到15%BMCR时，减温器锅炉与汽轮机配合继续按启动曲
115线升温、升压、升负荷到满负荷。5.1兰溪电厂1＃机组纪事4.2锅炉的运行控制特点z2004年9月28日开始吊装钢结构锅炉运行控制主要是监视和调整各种z2005年10月31日水压试验一次成状态参数，以满足汽轮发电机对蒸汽流量功和蒸汽参数的要求，并保持锅炉长期安全z2006年1月3日完成化学清洗经济地运行。当直流锅炉处于再循环（湿z2006年2月7日完成蒸汽吹管态）运行模式时，其主蒸汽流量和汽压是z2006年2月26日整套启动点火由燃烧率来控制，汽温由减温喷水控制，z2006年3月12日首次带负荷到贮水箱水位由给水量和启动系统控制，再600MW热汽温由调温挡板控制。而当直流锅炉处z2006年4月9日完成锅炉侧相关于直流（干态）运行模式时，其主蒸汽流试验和汽机甩负荷试验量由给水量控制，汽压和汽温由燃烧率和z2006年4月12日开始168小时试给水量协调控制，同时汽温还要由减温喷运行水进行瞬态调整，再热汽温仍由调温挡板z2006年4月19日完成168小时试控制。在直流运行模式时，由于给水量的运行变化不仅影响主蒸汽流量，而且还影响汽z2006年6月22日完成性能考核试压和汽温，因此控制好燃料和给水的比例，验才能在满足机组负荷需求的同时，获得稳5.2兰溪电厂1＃机组运行情况定的主蒸汽压力和温度。要注意减温喷水1＃机组从2006年2月26日开始整只能暂时控制主蒸汽温度，而燃料和给水套启动，在浙江省电力试验研究院的精心比例的调整才是控制汽温的最终手段。调试和电厂运行人员的密切配合下，顺利超临界直流锅炉蓄热能力小，惯性地带到满负荷。由于锅炉启动系统设计合小，对外界扰动的响应速度快于汽包锅理，控制得当，在启动过程中几乎察觉不炉，对电网调峰要求的适应能力、变负荷到汽水膨胀现象，从湿态到干态的转换也能力和快速启停能力优于汽包锅炉，但另非常平稳地完成。炉膛内燃烧稳定、火焰一方面，由于其蒸汽参数在工况改变时变充满度好、火焰不冲刷炉墙、受热面清洁化很快，容易超温超压，因此超临界直流无结渣现象。螺旋水冷壁出口管壁上装设锅炉必须配备安全可靠、性能优良的自动的200支热电偶显示温度均匀，在燃料和控制系统，并采用合理的控制策略。给水比例正常情况下，MCR负荷时螺旋水5兰溪电厂1＃炉运行情况冷壁出口管壁各测点之间的最大温度差
116为15℃。各受热面均无超温现象。％，平均值为94.22％，MCR工况下，热在完成各项试验后，机组从4月12效率分别为93.84％和94.25％；实测NOx3日开始168小时试运行，到4月19日20排放量（O2＝6％）分别为245mg/m和3413点机组顺利通过168小时满负荷试运行，mg/m；空气预热器实测漏风率为5.48％；所有检验项指标均达到优良。1＃机组性省煤器进口至过热器出口工质侧实测压能考核试验从2006年6月16日开始，到降为2.8MPa,再热器蒸汽实测压降为2006年6月22日结束。6月16日进行了0.07MPa；最低不投油稳燃负荷为29％预备性试验，6月17－18日进行了两次BMCR；均满足性能保证要求。锅炉在BMCR600MW额定工况试验，6月21－22日进行工况的主蒸汽流量（等于给水流量）DCS了了两次MCR工况试验，试验期间的煤质显示平均为1951t/h，与通过汽机流量平见表5，比较表5和设计煤质可以看出，衡计算的流量略有差别。保证额定汽温的性能考核试验期间所用的煤质与设计煤负荷范围试验本次没有安排。6月18日质比较接近。锅炉额定工况的热效率（修和6月21日的运行和测试参数详见表6。正到保证条件）分别为94.25％和94.18表5性能考核试验期间的煤质及灰渣含碳量日期日期日期日期项目符号单位2006-6-182006-6-192006-6-212006-6-22收到基碳Car％53.0654.7157.2150.12收到基氢Har％3.493.523.753.27收到基氧Oar％6.896.627.376.36收到基氮Nar％0.991.011.001.00收到基全硫St.ar％0.260.280.340.44收到基水分Mar％7.929.748.997.80空气干燥基水分Mad％1.961.641.831.64收到基灰分Aar％27.3924.1221.3431.01干燥无灰基挥发份Vdaf％40.9038.4539.7939.29收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg20816214032241119523飞灰含碳量％2.062.663.022.45炉底大渣含碳量％0.870.721.360.48
1176.3兰溪电厂1＃机组性能考核试验期间运行参数表61＃机组性能考核试验期间运行和实测数据B-MCRTHA名称单位2006-6-212006-6-18机组电负荷MW620587过热器出口蒸汽流量(汽机流量平衡计算)t/h1891.61763.4过热器出口蒸汽压力MPa(g)24.9724.91过热器出口蒸汽温度℃569569再热蒸汽流量(汽机流量平衡计算)t/h15771464.6再热器进口/出口蒸汽压力MPa(g)4.62/4.484.29/4.17再热器进口/出口蒸汽温度℃328/568319/568省煤器进口给水温度℃291286省煤器进口至过热器出口蒸汽压降（实测数据）MPa2.80再热器蒸汽压降(实测数据)MPa0.07再热器侧烟气挡板开度％2924过热器侧烟气挡板开度％100100煤耗量t/h237232空气预热器进口过剩空气系数(实测数据)－1.151.17空气预热器进口烟气温度(实测数据)℃364361空气预热器出口烟气修正后温度(实测数据)℃139133空气预热器进口一次风/二次风温度℃49/3944/35空气预热器出口热一次/二次风温度℃325/341319/334锅炉本体烟气侧阻力(实测数据)Pa1877锅炉本体二次风侧阻力(实测数据)Pa2094烟气热损失(实测数据)％4.574.58未完全燃烧热损失(实测数据)％0.940.88表面辐射及对流散热热损失（合同规定）％0.170.17不可测量热损失（合同规定）％0.30.3锅炉热效率（按低位发热量实测数据）％94.0294.07修正后锅炉热效率（注1）％93.8494.253NOx排放量（O2＝6％）（实测数据）mg/m245293空气预热器漏风率（实测数据）％5.48注1：修正后锅炉热效率是根据ASME注2：表中数据除特别注明的以外，均为PTC4.1的相关条款修正到合同规定的保证条件。DCS表盘记录数据。
1186结束语流锅炉设计和制造，为我国的电力事业发展提供更多的超临界和超超临界锅炉设从锅炉的运行情况和考核试验结果备。可以看出，北京B&W公司超临界直流锅炉参考资料技术先进、性能优越、操作方便、经济安[1]美国B&W公司相关标准。全，有利于环保。今后北京B&W公司将本[2]兰溪电厂1＃机组性能考核试验报告着精益求精的态度，进一步优化超临界直
119论超超临界机组蒸气氧化及固体颗粒侵蚀的综合防治冯伟忠（上海外高桥第三发电有限责任公司，上海200137）摘要：论述了超超临界机组所面临的突出威胁，即管道的蒸汽侧氧化及汽轮机叶片的固体颗粒侵蚀（SPE）问题。同时对其产生机理作了深入分析，指出这一问题牵涉到主设备选型、系统设计、安装调试、运行方式及控制理念等诸多环节，需进行全方位全过程的综合防治。通过锅炉的合理选材、选择塔式炉、配置大容量旁路、采用无调节级汽轮机及合理的进汽结构、对叶片作抗冲蚀处理、大幅降低热控保护的误动概率及锅炉强停次数、选择合理的启动和运行方式、慎用减温喷水等能显著的降低锅炉蒸汽侧氧化及氧化皮脱落造成的危害，极大地缓解汽轮机固体颗粒侵蚀问题。关键词：超超临界参数；蒸汽氧化；SPE；塔式锅炉；该问题较多发生在锅炉启动阶段，因锅炉受热1超超临界机组面临的主要威胁面受热冲击引起管子汽侧氧化铁剥离，剥离的在各国科学家的不懈努力下，20世纪90氧化物根据其质量及形状的不同以及该处蒸汽年代，随着材料技术的突破，火力发电机组蒸动量的大小，或在管内沉积，或随蒸汽运动并汽温度20多年在540℃℃/566徘徊的局面被终形成固体颗粒，使汽轮机调节级和高、中压缸结，以蒸汽温度600℃为标志的超超临界火力第1级叶片产生侵蚀。另外，机组的长期低负发电技术已被广泛接受，目前，更高温度等级荷运行也会出现SPE问题。（>700℃）的材料已在研发和试验中。以沉积的氧化物会危及炉管运行的安全，严26MPa/600℃℃/600蒸汽参数及20℃冷却水温重的将导致主再热器管的爆破，而高速运动的为参照，其系统循环效率可达44%~45%，与亚氧化物产生的金属颗粒侵蚀会使汽轮机级效率临界及超临界机组相比优势明显。迅速下降，甚至危及叶片的运行安全。美、日但是，伴随着超超临界发电技术的发展，特等国在这方面都有很多经验教训，许多超（超）别是温度参数的提高，新的技术问题和矛盾也摆临界大机组在投产若干年后，由于严重的SPE到了人们的面前。而这其中的一个就是会对机组而不得不更换调节级和中压缸第1级动、静叶，的安全和经济运行产生严重威胁的突出问题如图1所示。——管道的蒸汽侧氧化及由此引起的汽轮机叶①片固体颗粒侵蚀（SPE）需要引起业界的特别注意。由于这一问题牵涉到主设备选型、系统设计、安装调试、运行方式及控制理念等诸多环节，需要进行全方位和全过程的综合防治。管道的蒸汽侧氧化及由此引起的汽轮机叶片固体颗粒侵蚀（SPE）也称硬质颗粒侵蚀（HPE）是超（超）临界机组面临的主要问题，并且压力和温度参数越高，这一问题越严重。图1被固体颗粒侵蚀的叶片
120目前，我国已有10台1000MW超超临界力的作用下会径直撞向管壁，产生变形或破碎，火电机组在建，其后还有一批超超临界机组项其比表面积增加并更易被加速，而后，在蒸汽目待批。必须看到，我国在超临界技术方面的的推动下沿内壁转向，到直管段后再次被加速，经验积累不多，而对于超超临界技术的认识还直至撞向下一个转弯处。从过热器、再热器到很有限，为少走弯路，需及早对发展超超临界汽轮机，脱落的氧化皮跟随着蒸汽，要经过很技术可能伴生的问题进行超前研究，采取针对多次的转向。在此过程中不断的重复上述运动，性的措施，避免重蹈美、日、等国在这一领域反复被加速，撞击、变形和破碎。最终成为许的教训。多呈颗粒状的氧化金属。2蒸汽氧化和固体颗粒的产生及后果2.1蒸气氧化及固体颗粒的产生在高温环境下，水蒸汽管道内会出现水分子中的氧与金属元素发生氧化反应，俗称蒸汽图2脱落的氧化皮氧化②。当金属的工作温度>570℃时，铁的氧不过，脱落的氧化皮若较厚，在U型布置化速率会大大增加。对于抗氧化性能良好的合的过热器、再热器的向上管段内，蒸汽的动能金钢，因铬、硅、铝等合金元素的离子更容易有可能不足以克服其重力并将其冲出垂直段，氧化，会在管道表面形成结构致密的合金氧化则氧化皮会沉积于U型管的底部，从而增加该膜并阻碍原子或离子的扩散，大大减缓氧化速管段的阻力，造成此处的蒸汽流量下降，并使率。不过，随着时间的推移，氧化层仍会逐渐该段金属温度升高，氧化加速。在下一次启动增厚。当然，其氧化过程将按对数规律而逐步或其他原因的冷热冲击时再次发生氧化皮脱趋于收敛。对于同一种合金钢材，工质温度越落，并将更减少此处的蒸汽流量及其对管子的高，相对应的管道温度越高，蒸汽氧化作用就冷却能力，进一步加剧此处的恶性循环。严重越强。另外，管道的传热强度（热通量）越高，的甚至会堵塞该段管子并导致爆管，如图3所管道的平均温度越高，其蒸汽氧化作用也越强。示。事实上，国内外已出现了较多的此类案例。当蒸汽侧氧化层出现后，相当于管内结垢，这又提高了管壁的平均温度，从而又加速了蒸汽氧化。氧化层的热膨胀系数与母材不同，且因导热系数远比母材低。在锅炉的启动阶段，特别是锅炉带负荷跳闸后的重新启动，其受热面会受到较大的冷热冲击。在此阶段，管子内侧的氧化层较容易松动或脱落。有一定厚度的氧化皮脱落时一般呈片状，如图2所示，若能被蒸汽吹离，则会沿蒸汽流图3遭氧化皮阻塞的管子向运动并逐步加速。由于其单位质量远大于蒸汽，在管子弯头处蒸汽转向时，氧化皮在离心2.2固体颗粒对汽轮机叶片的侵蚀
121一般情况下，管内的蒸汽设计流速<60m/s。a——颗粒运动加速度。k蒸汽中所携带的金属颗粒的动能及对管道内壁由式（2）可见，流动蒸汽对物体（颗粒）的侵蚀较为有限。但当金属颗粒进入汽轮机的的加速力与蒸汽的密度正相关，而蒸汽的密度静叶后，流道内的蒸汽热能（焓）转换为速度与压力近似呈正比。当颗粒进入汽轮机叶片流能，出口流速可达甚至超过音速，导致金属颗道后，将被不断加速的蒸汽流加速直至撞向叶粒被大大加速，其具有的动能可能对静叶出汽片壁面。显然，即使蒸汽流速、运动路程等其边和动叶产生严重的侵蚀。速度越高，侵蚀率他物理条件相同，超临界机组金属颗粒最终的越大，且侵蚀率与颗粒运动速度的3次方成正撞击速度也将明显高于亚临界，另外，对于带比。此外，侵蚀率亦与金属颗粒对叶片表面的调节级的机组，超临界机组的调节级焓降，尤入射角有关，研究表明，当入射角达20°~25°其是部分进汽方式下的焓降远高于亚临界机时侵蚀率达最高值。组，故超临界机组的喷嘴出口蒸汽流速亦远高从前述的分析可以看出，对于温度相等，于后者，由式（2）可知，蒸汽对颗粒的加速力管材相当的亚临界和超临界机组。在过热器或亦与蒸汽与颗粒速度差的平方成正比，这必然再热器内，蒸汽氧化的产生和氧化皮的脱落以导致超临界调节级出口的颗粒运动速度远高于及演变为金属颗粒的条件类似。但从以往发生亚临界，由于侵蚀率与颗粒运动速度呈三次方的金属颗粒侵蚀案例来看，相同温度参数的超关系，超临界机组的侵蚀问题必然更为严重。临界机组的侵蚀问题远比亚临界机组严重得多。要回答这一问题，需从流体中颗粒的运动3蒸汽氧化及固体颗粒侵蚀的综合方程入手。防治③根据流体力学，作用在物体（颗粒）上从前述对蒸汽氧化，氧化皮的脱落及固体的总绕流阻力等于摩擦阻力与压差阻力之和，颗粒的产生、输运及最终造成对汽轮机叶片的FFF=+。工程中通常将两者合并计算，Dfp侵蚀过程的分析可以看出，这一问题所牵涉的并用一个式子表示：环节很多，因此，其防治工作应沿着产生这一()UU−2问题的全部环节进行综合治理。总体思路为：LKFC=ρA（1）DD2在确保新机组的酸洗和冲管质量，彻底清除新材料的管内残留物及氧化层的前提下。1、应设式中：CD——与物体（颗粒）有关的绕流阻力系数，法防止和减缓高温蒸汽金属氧化物的生成；2、由实验确定；对于已生成的金属氧化物，应避免其脱落；3、ρ——流体密度；对于已脱落的金属氧化物，应尽快予以清除；4、UL——流体来流速度；对于未能清除的金属氧化物，应尽量减轻其对UK——与流体来流速度同向的颗粒运动速度；汽轮机叶片的破坏……A——垂直于流动方向上的物体投影面积而这FD恰为推动颗粒运动的加速力,故有：3.1主设备选型3.1.1锅炉2()UU−dUDKKCADkρ==mam（2）首先是降低蒸汽氧化的速率，对于同一等2dt级的蒸汽温度参数，应尽可能选用抗氧化性能式中：m——颗粒质量；好的材料，另外，对过热器和再热器的高温段
122管材内壁喷丸或镀铬，也可减少汽侧蒸汽氧化。口的烟气转折会造成水平烟道内烟速的上下不从以往的经验教训来看，这些措施对明显的减均匀，而进入尾部的烟气转折又会导致垂直烟缓蒸汽侧氧化非常有效。对于这些措施，目前道内烟速的前后不均匀。因此，其流场及温度已不是技术问题而仅是成本和效益的权衡。另场的不均匀必然造成较大的传热偏差及局部管外，炉型的选择也至关重要。根据上述分析，壁温度偏高甚至超温。相对而言，对冲燃烧不针对氧化皮和固体颗粒的产生及输运的机理，存在炉膛出口处的烟气残余旋流而只有烟气转应注重以下几个方面：折，故其传热偏差小于切园燃烧的П型炉。3.1.1.1有利于减小传热偏差3.1.1.2有利于氧化皮及固体颗粒的输运传热偏差的存在，导致部分区域的烟气温对于超（超）临界锅炉，蒸汽氧化现象是度显著高于平均烟温，提高了该区域的传热强难以回避的客观存在，只能延缓而不可避免。度、壁温及管内蒸汽温度，这会明显加速管子当氧化皮脱落及固体颗粒产生后，如何防止其的表面氧化，特别是管内的蒸汽氧化。因此，滞留及尽可能的减少对汽轮机叶片的伤害是解尽可能的减少锅炉高温受热面的传热偏差，是决问题的核心所在。降低蒸汽氧化速率及固体颗粒的产生几率的重对于布置有垂直过热器及再热器的П型锅要举措。炉，在启动及低负荷阶段，低流量的蒸汽动量目前大型超超临界锅炉有两种炉型，一种不足以将氧化铁剥离物及大的金属颗粒带出垂④是塔式锅炉，另一种为П型炉。塔式炉的炉直管段，直到高负荷阶段，这些物体才可能被膛为正方形，采用四角切园燃烧。而П型炉的冲出，此时的蒸汽所携带的硬质颗粒具有最大炉膛多呈1：2的矩形。有前后墙对冲及双四角的动能，对汽轮机叶片所产生的侵蚀性最大。切园两种燃烧方式。而如果剥落的氧化皮在最高负荷时也不能被吹就传热偏差而言，塔式炉最小。这是因为出，如前所指出，其后果是灾难性的。其所有对流受热面均水平布置在炉膛上部。燃对于塔式炉，对流受热面水平布置，启动烧烟气在对流受热面中径直向上，其速度场及阶段产生的氧化铁剥离物及金属颗粒极易被蒸温度场分布均匀，不存在流场的不均匀造成的汽冲走，并被旁路系统直接送入凝汽器。若按传热偏差。其切向燃烧方式在炉膛出口处（屏德国规范，只有当凝结水合格，包括含铁量达底）的烟气残余旋流在水平对流受热面的整流标后才能冲转汽轮机，故SPE问题可被大大缓作用下迅速耗散。且残余旋流矢量与烟气的宏解。观速度矢量垂直，并不会造成屏间的不均匀传但是还存在一种可能，氧化层在受到冷热热。当然，尚未耗散的旋流会在单根管子的对冲击后出现松动，但并未剥离，而直到高负荷称点产生局部较高的热通量，但布置在炉膛出时才在高速的蒸汽流冲击下剥落并被蒸汽带口处的受热面为一级过热器，管内蒸汽温度相离。若出现这种情况所产生的固体颗粒侵蚀问对较低，局部较高的热通量处的管壁温度相对题，两种锅炉都不能避免。而言并不高。3.1.1.3应注意的薄弱环节对于切圆燃烧的П型炉，在炉膛出口处的塔式炉及П型炉，都存在一个共同的氧化烟气残余旋流会造成水平烟道烟速的左右不均物及固体颗粒等的藏污纳垢之处，这就是各级匀，即使采用消旋措施及旋向相反的双炉膛，过热器或再热汽的联箱。以出口联箱为例，分也只是降低不均匀程度而已。另外，其炉膛出布于整个联箱的蛇形管接入口将蒸汽汇入联
123箱，汇聚的蒸汽又由接于联箱中间或两侧的蒸从上述分析中可以看出，针对有利于减小汽管送出，联箱内的流速处处不等，最低流速传热偏差，降低氧化速率及有利于已剥落的氧处的流速为零，如图4所示。图示为两侧出汽化皮及固体颗粒的输运为出发点，在设备的选的联箱，A、B为出汽端，显然，在联箱的中点型上，塔式锅炉明显优于其他炉型。况且，水o处的流速为零。同理，若中间为出汽口，两平布置的对流受热面及均匀的烟气流场还有着端则为零流速处。其他诸多的好处，故塔式布置应为超超临界锅从蛇形管带出的氧化皮及固体颗粒等异炉的首选。当然，塔式炉虽能大大减缓固体颗物，在进入联箱后容易在低流速区滞留。在低粒问题，却仍不能彻底杜绝蒸汽氧化的发生及流量时进入联箱的异物，只有靠近A，B端高在高负荷时固体颗粒的输出。流速区的才能被吹走，随着负荷的升高，异物3.1.2汽轮机能被吹离的区域增大，因此，在高负荷阶段，固体颗粒对汽轮机叶片的侵蚀，首要的是塔式炉亦可能有异物吹出。固体颗粒所具有的速度，二是颗粒对叶片表面的入射角。颗粒在运动过程中，不断地要随蒸汽转向，每一个转向必然造成固体颗粒对器壁的撞击并损失其动能，而其在转向后的直线运动中再次被蒸汽流逐渐加速直到下一次撞击。鉴于固体颗粒侵蚀主要发生在高、中压缸的第一级，故从抗侵蚀为出发点，第一级的喷嘴和动叶应选用耐侵蚀能力强的高温叶片材料图4联箱内流速示意图及采用防固体颗粒侵蚀的保护镀层或涂层，或⑤采用表面硬化处理等措施。在这方面，美、日不过，即使到最高流量，中间零流速点周等国已投入了较深入的研究并取得了较多的经围较低流速区内的滞留物仍不可能被全部带验。走，只有在特殊的扰动工况下，如主汽门的单3.1.2.1有利于降低蒸汽动能侧关闭等，这部分异物才可能被吹离。而如果高、中压缸的第一级是防固体颗粒侵蚀的在低流速区堆积了较多的氧化皮，也会危及与重点。而高压缸的第一级分为有调节级及无调此区域连接的管子的安全。节级两种。因调节级喷嘴采用分组方式，组间这里尤其需要指出的是，如果过热器、再有间隔，其周向有效通流面积小于全周进汽的热器的高温段的材料的抗氧化性能较差，在经压力级，当调节级在部分进汽方式下运行时，过较长的连续运行时间后，会在管子的蒸汽侧两者进汽面积差别更大，且由于调节级后的压出现厚达100~200μm的氧化层，而一旦在启、力正比于负荷，在部分（进汽）负荷下的调节停或其他特殊的工况下遇到较大的热冲击，其级压降及焓降远大于无调节级汽轮机的第一氧化层集中脱落而导致局部堆积，则即使是塔级，相应的，此时的调节级出口流速远高于后式炉，也可能出现难以及时清除，甚至因此发者。显然，无调节级的进汽方式极有利于降低生管子过热失效的情况，这样的案例在德国也汽轮机第一级的蒸汽流速及固体颗粒对叶片的曾出现，因此，材料的抗氧化性能更应引起充侵蚀。另外，无调节级的机组采用滑压方式运分的重视。行，当机组负荷从满负荷下降时主汽压力与负
124荷同比下降，蒸汽密度及对固体颗粒的携带力方式。亦相应下降，这将更降低固体颗粒的侵蚀力。考虑到超临界汽轮机，滑压运行的无调节级机组在全负荷范围内的经济性优于有调节级机组⑥，加上取消调节级后的其他诸多好处，无调节级汽轮机应为超超临界机组的首选。冲动式与反动式相比，反动式的静叶焓降及出口流速远低于冲动式，故反动式的固体颗图5喷嘴安装角改进示意粒问题小于冲动式，加之高容积流量下的反动⑦式级效率高于冲动式，故大容量的超超临界机组，反动式应为汽轮机的首选。3.1.2.2有利于固体颗粒动能的耗散固体颗粒进入汽轮机后，在经过主汽门及调门等环节时，必然在转向过程中到处碰壁，损失其动能。而其形成破坏能力的前提是被充分加速，这一过程主要是在静叶喷嘴及动叶流道中，随着流道中蒸汽焓的下降，热能转变成动能，速度不断增加，其携带的固体颗粒也相图6转向流道抗SPE示意应被加速。通常的静叶和反动式动叶流道，蒸⑧3.3配置大容量旁路汽边加速边转向，在出口处速度最高。但固体因锅炉氧化颗粒的输出不可避免，故应采颗粒的质量较大，在离心力的作用下倾向于走取切实措施，尽可能不让其进入汽轮机。而最直线，极易撞击至出汽边而导致其被侵蚀，见有效的途径就是通过旁路将氧化颗粒直接排入图1。GE公司采用的解决方案是将喷嘴倾斜一凝汽器。角度，如图5所示，使入口流速方向对着喷嘴3.3.1旁路的容量配置中部。这使得固体颗粒在尚未加速到较高速度对于百万级超（超）临界技术。由于地域时就撞到了喷嘴凹侧壁面，而后在离心力的作及技术体系的不同，旁路系统的配置及运行方用下贴壁前行。这可较大的缓解SPE问题，当式有着很大差别。如在美国，一般都采用小于然，喷嘴的中部仍会受到一定的表面侵蚀。另20%BMCR的小旁路，仅用于机组启动阶段。外，SIEMENS公司采用的结构更为独特，如图而在欧洲，基本上都采用100%的高压旁路6所示，高中压缸的第一级静叶斜置于90°转向+65流道内，固体颗粒在进入进汽流道后，因惯性~10的原因必然直接撞向流道壁面而非静叶，并在0%的低压旁路，所起的作用也远不限于启动。离心力的作用下贴着流道的壁面前行。因此，事实上，虽然SPE问题一直是美、日等国挥之静叶受到了较好的保护。而由于贴壁前行的固不去的梦魇，但却较少见到欧洲有这方面的报体颗粒动能很小，且走出转向流道后的运动迹导。经分析，大容量旁路对减缓SPE问题亦功线是指向动叶根部，故其对动叶的侵蚀力亦很不可没。超临界锅炉通过带旁路启动，减缓启小。由此可见，这种进汽结构是抗SPE的较优
125动过程中过热器等蒸汽管道的温度变化，减少次数。了氧化皮的剥离及固体颗粒的产生，同时把启3.4.1从设计原则着手动过程中产生的固体颗粒直接排入凝汽器。近即使是设备故障或保护动作，只要不是锅年美国新建的带较大容量旁路系统的超临界机炉的原因，就应该实行停线（路）不停电（FCB）；组，SPE问题已大为减轻。目前，由于竞争的停电（发电机）不停机；停机不停炉。尽可能充分和技术的成熟，进口旁路系统的价格已大维持锅炉运行。当然，这牵涉到系统的设计和为下降，1000MW超超临界机组100%高旁配置原则，旁路容量和给水泵及凝结水泵等设+65%低旁，价格不到工程总投资的0.25%。鉴备容量的的选取，高加及除氧器运行方式的变于配置大容量旁路系统能获得取代锅炉安全化，相应控制方式的制定等多个方面，需要在门，缩短启动时间，实现机组的滑压跟踪溢流，设计阶段就予以考虑。外高桥二期900MW超⑨停机不停炉及FCB等一系列好处，这种配置临界机组，在调试阶段就已实现了这些功能，应为超（超）临界机组的首选。效果很好。3.3.2旁路启动运行方式3.4.2提高热控系统的可靠性按照SIEMENS超临界机组的启动规范，现代大型机组，主、辅机的联锁、保护功在基建调试的机组整组启动前，锅炉必须先带能非常复杂及齐全。这对于确保机组的安全性旁路启动，且热负荷达45%甚至更高。经过数很有效，但同时也对热控工作，包括热控专业天甚至数星期的时间，直至汽水品质达到标准设计、软件组态、系统安装、调试、运行、维后才允许冲转汽轮机。即使在投产后，机组的护等提出了很高的要求。而我国在这些方面与每次冷态启动都必须先带旁路运行直至汽水品欧、美、日等国存在着明显差距，特别是在安质合格。因冲转汽轮机时，凝结水的含铁量已装接线差错率的控制及调试质量上不尽人意，合格，证明启动过程中产生的金属固体颗粒已因此往往在调试、试运和投产后的相当一段时被基本清除。这种启动规范对确保汽轮机叶片间内，机组MFT频频发生。纵观20世纪90的安全极为有利。年代以来投产的大机组，从整组启动到投产后3.4减少锅炉的启停的一年内，机组的强迫停运次数一般在数十次从前述分析可知，SPE问题的起因，源于到百多次。这种情况对于一般亚临界机组尚可，锅炉管道内的氧化皮在冷热变化过程中的脱但对于超临界机组，定将产生明显的SPE问题。落。而上述的炉型、机型的选择，大旁路的配轻则会明显降低汽轮机的内效率，热耗率增加，置及各种抗SPE的措施等，都只能最大限度的效率达不到设计要求。重则危及锅炉及汽轮机缓解SPE问题，但不可能根除。而如果机组能调节级或高中压缸第一级的安全。我国已发生长期在较稳定的负荷下运行，氧化皮脱落的概引进超临界锅炉过热器管被脱落的氧化皮堵塞率就大为降低，这样，不管采用何种炉型或机而导致爆管的严重事例。型，配何旁路，一般不会出现明显的SPE问题。对于超超临界机组，蒸汽温度高达600℃，美国一电厂带基本负荷20年没有发生SPE问锅炉及主，再热蒸汽管道的蒸汽氧化问题将更题，后来作两班制运行，一年多就出了问题。甚于以往540℃℃/566等级的机组。若频繁的发由此可见，对于超超临界机组，除了上述措施生MFT，必将危及锅炉的安全并导致严重的外，解决SPE最有效的方法，就是尽可能的减SPE问题。因此，从基建起，就应充分重视热少锅炉汽水系统的冷热循环，减少锅炉的启停控联锁、保护的动作正确性问题，尽最大可能
126防止MFT误动。在外高桥电厂一期和二期工程另外，新建机组在调试阶段，虽经酸洗及中，在安装、调试阶段采取了一系列特殊的予冲管，要彻底的清除管子内表面的氧化物还是控措施，已能有效地解决联锁保护的误动问题困难的。有鉴于此，为缓解残余氧化物在机组⑩。外高桥一期(4×300MW亚临界)的3号机组，在投产后对汽轮机叶片的侵蚀，并控制由此导投产后的半年试生产期的MFT为0，而4号机致的效率下降，对于带调节级的超超临界机组，组，更创造了从机组整组启动直到投产后的半考虑到在调试阶段的启停次数较多，除非调试年试生产结束，MFT为0的空前纪录。二期工需要，应尽量避免部分进汽方式运行，而在机程(2×900MW超临界)全部投产后的第一个迎组投产后的的一段时间内宜采用单阀调节（全峰度夏（2005年）期间，就创造了连续运行无周进汽）方式运行，并且每次启动过程及稍后停机的业绩，获得了华东电网优胜的荣誉。这的一段时间，亦应禁止采用顺序阀调节（部分说明只要措施得当，工作到位，大型火电机组进汽）方式运行。大幅减少调试及新投产期的MFT次数是可能3.5.2提高自动投入率的。外高桥二期900MW的汽轮机性能试验热大型超临界、超超临界机组，系统极其复耗为7531.4kJ/kWh及7500.8kJ/kWh，远优于杂，而各系统、各参数间的关联性强，惯性小。7602kJ/kWh的设计保证值，这种情况在以往新采用手动进行运行调节极不可靠。因此，必须机组中很少出现。这除了得益于塔式炉、大容彻底摒弃以往在亚临界中、小机组中形成的随量旁路及SIEMENS整体交货的高、中压缸汽意退出自动进行手操调节以及在扰动工况下进轮机、特殊的进汽结构及合理的启动方式外，行人工干预的习惯。彻底树立起只有程控和自⑾较少的停炉次数也是重要的因素。至少说明在动才能确保安全启停和安全运行的观念。从机调试及投产的初期没有明显的SPE造成的汽轮组的调试开始，就应对自动调节予以充分的重机效率下降问题。并且在两台机组的设备条件视，尽早的将各程控及自动调节系统投入运行相同的前提下，第二台比第一台机组的停炉次并优化其性能，最大限度地防止操作不当造成数明显减少，其汽轮机实际热耗相对更低的情的机组强停。况，间接说明了停炉次数对汽轮机效率的关联3.5.3汽温调节方式性。超超临界机组的金属温度安全余度较小，3.5合理的运行方式对汽温控制的要求很严，当出现蒸汽超温及温3.5.1调节级运行方式度的上升速率较大时，通常会采用喷水的方式由前述分析可知，对于带调节级的机组，控制汽温。但需引起注意的是每次喷水的过程，当处于低负荷状态，并采用部分进汽方式时，都是在相当于蒸汽通道的减温器内造成一次冷级焓降大大增加，其静叶出口流速远高于全周热循环的冲击，必然导致腔室内的氧化皮脱落。进汽方式，而根据式（2）进行的数学仿真表明，且喷水使用越频繁，所累积造成的SPE问题，蒸汽中夹带的固体颗粒的运动速度大大增加。包括过热器、再热器堵管的风险越大。作为对由于SPE问题与颗粒运动速度的3次方成正策，应注重采用调节煤水比及燃烧器摆角等手比，若长期以这种方式运行，即使很低的固体段来控制主蒸汽和再热汽温，尽可能减少喷水颗粒出现概率，亦能对叶片造成显著的侵蚀。减温的使用概率和喷水量。当然，这对热控自因此，若不能避免较长时间的低负荷运行，则动调节系统的调节质量提出了更高的要求，由应采用全周进汽的运行方式。于直流锅炉的燃烧、负荷、汽温控制等各系统
127间的强关联性，调试难度大。在新机组的调试中过热器等蒸汽管道的温度变化，减少氧化皮阶段，就应充分重视各控制系统，特别是汽温的剥离及固体颗粒的产生，同时把启动过程中调节系统的调节质量，并通过各种扰动试验予产生的固体颗粒直接排入凝汽器。降低汽轮机以验证。另外，通过应用旁路系统的跟踪溢流SPE的风险。能实现停机不停炉，FCB等，减方式，减缓锅炉的变负荷速率，对稳定汽温亦少停炉概率，缓解锅炉氧化皮脱落及汽轮机相当有效。SPE问题；3.5.4防止MFT后过热器进水4）汽轮机第一级的喷嘴和动叶应选用耐侵为提供机组MFT后旁路系统的用水及缩短蚀能力强的高温叶片材料及采用防固体颗粒侵锅炉再启动的时间，非给水系统故障导致的蚀的保护镀层或涂层等。优先考虑无调节级反MFT，给水泵仍应维持一台运行，但其出口压动式汽轮机及具有抗SPE功能的结构设计。力应控制在低于锅炉分离器压力一个值，确保5）对机组控制系统的设计、施工、调试及不向锅炉进水。但是，万一出现控制系统出错，设备选型等环节采取切实措施，大幅降低热控锅炉大量进水，特别是过热器进水，由于此时保护误动的概率，将因热控保护误动而导致的的高加已停用，除氧器压力也已大大降低，给机组强迫停运次数降到最低。最大限度的降低水温度不到200℃，而此时的过热器等仍处于锅炉氧化皮脱落的概率，使汽轮机远离SPE问高温状态，这会造成严重的氧化皮脱落。国外题。⑿的某400MW机组，曾发生这种问题。在锅炉6）对于带调节级的机组，应尽量避免长时跳闸后持续向锅炉供水约10分钟，造成严重的间低负荷下的部分进汽方式运行。应充分依靠氧化皮脱落并导致局部堆积。在机组再启动后程控和自动调节系统确保运行安全，避免手操数小时便发生爆管。因此，热控系统应设置保调节，杜绝运行操作不当引起的机组强停，应护措施，万一出现停炉后锅炉进水，须立即联注重采用调节煤水比及燃烧器摆角等手段来控锁停泵。制主蒸汽和再热汽温，尽可能减少喷水减温的使用概率和喷水量。应采取切实措施，防止锅4结论炉跳闸后的误进水。降低锅炉氧化皮脱落的概1）超临界机组，特别是超超临界机组，管率，减少汽轮机SPE风险。道的蒸汽侧氧化及氧化皮脱落并由此引起的汽参考文献：轮机叶片固体颗粒侵蚀（SPE）是危及机组安[1]史进渊,杨宇,邓志成等。超超临界汽轮机固体颗粒全和经济运行的特殊问题，应引起业界充分注侵蚀的研究。动力工程，2003（4）：P2487~2489，P2597.意；[2]陶曾毅。电厂金属材料。水利电力出版社。1986.52）锅炉应尽可能选用抗氧化性能好的材[3]赵孝保，周欣。工程流体力学。东南大学出版社。料，另外，对过热器和再热器的高温段管材内2004.1壁喷丸或镀铬，也可减少汽侧蒸汽氧化。在炉[4]冯伟忠。900MW超临界塔式锅炉技术特点及分析。型的选择上，应优先考虑塔式炉，以减少受热动力工程，2006（1）：P15~P21。不均导致的局部高温及加速蒸汽氧化的风险，[5]刘志江，李续军，刘向民。超临界压力汽轮机固体有利氧化皮脱落后的输运，降低管道过热甚至颗粒侵蚀的表面硬化处理技术。中国电力，2004.37堵管的风险，减少SPE问题；（2）：P25~P28。3）旁路应选择大容量旁路，减缓启动过程[6]冯伟忠。900MW超临界汽轮机的性能特点及分析。
128热力透平，2005.34（4）：P197~P202。[10]冯伟忠，马星若。强化热控质监管理提高新机组[7]王乃宁，张志刚。汽轮机热力设计。水利电力出版可靠性水平.华东电力，1998.26（6）：P14~P16。社。1987.9。[11]冯伟忠。外高桥二期2×900MW工程调试特点。[8]冯伟忠。1000MW级火电机组旁路系统作用及配中国电力，2005.38（增刊）：P55~P59。置。中国电力，2005.38（8）：P53~P56。[12]O.H.Larsen,R.B.Frandsen,R.Blum.Exfoliationof[9]冯伟忠。900MW超临界机组FCB试验。中国电力，SteamSideOxidesfromAusteniticSuperheaters.2005.38（2）：P74~P77。VGBPowerTech7/2004
129200MWe循环流化床锅炉的设计1111包绍麟，吕清刚，孙运凯，那永洁2222高子瑜，倪晓辉，顾家胜，王智昶（1.中国科学院工程热物理研究所，北京100080；2.上海锅炉厂有限公司，上海200245）摘要：介绍了中国科学院工程热物理研究所和上海锅炉厂有限公司联合研制的200MWe循环流化床（CFB）锅炉的设计特点。这台锅炉将安装在内蒙古鄂尔多斯市亿德资源有限公司，将是具有我国自主知识产权的新一代大型CFB锅炉。关键词：200MWe，循环流化床锅炉额定蒸发量690t/h0前言过热蒸汽压力13.73MPa2003年，上海锅炉厂有限公司（简称上锅）过热蒸汽温度540℃设计制造的135MWeCFB锅炉在山东济宁华能电锅炉再热蒸汽流量582t/h厂、运河电厂和里彦电厂相继投运。2005年3再热蒸汽出口压力2.50MPa月，采用中国科学院工程热物理研究所的CFB再热蒸汽出口温度540℃技术设计制造的150MWeCFB锅炉在内蒙古华再热蒸汽进口压力2.63MPa.g电乌达热电有限公司、陕西神华阳光发电有限再热蒸汽进口温度315℃责任公司（国内首台135MWe空冷机组）和宁夏给水温度244℃灵州宁煤电业有限公司相继投运。另外，其他690t/hCFB锅炉燃用设计煤种的元素分析锅炉公司，如哈尔滨锅炉厂有限责任公司和东见表1，燃煤粒度0－10mm，其中d50≈1.5mm。方锅炉（集团）股份有限公司，也相继有同容表1锅炉设计燃料分析数据量的135MWe等级CFB锅炉投入运行。项目符号单位设计煤种从这些CFB锅炉的整体结构及辅机来看，收到基碳Car%42.82各家锅炉制造公司都有自己独特的设计特点。收到基氢Har%2.81采用中国科学院工程热物理研究所技术的135收到基氧Oar%11.17MWeCFB锅炉结构总体来看结构简单、辅机少、收到基氮Nar%0.40运行可靠。从锅炉受热面布置的合理性来看，收到基硫Sar%0.37上锅生产的135MWeCFB锅炉结构比较合理，锅收到基灰分Aar%21.30炉整体结构设计美观、大方。收到基水分Mar%21.12为进一步提高我国大型CFB锅炉技术的自干燥无灰基挥发分Vdaf%41.18主创新能力，中国科学院工程热物理研究所和收到基低位发热值Qnet，arMJ/kg16.65上锅分别将各自的CFB锅炉设计的成功经验结合起来，进行了200MWeCFB锅炉的开发工作，1.2锅炉总体结构锅炉设计遵循我们一贯的原则，就是简单、适用、可靠。2005年底我们获得4台200MWeCFB锅炉的总体布置见图1。锅炉订货合同，该用户位于内蒙古鄂尔多斯市，炉膛采用单汽包自然循环、膜式水冷壁全为神华集团和亿利资源集团投资组建的亿德资悬吊的封闭结构，炉膛布风板到炉顶的总高度2源有限公司。该项目是国家“十五”科技攻关为38m，炉膛横截面积为178m。炉膛上部布的后续滚动课题“200MWe超高压再热循环流化置过热蒸汽屏和水冷蒸发屏，无再热蒸汽屏。床锅炉技术的开发”的工程示范项目。该项目炉膛布风板和返料器布风板上均布置内嵌的实施将有力地推动具有我国自主知识产权的逆流柱型风帽，可有效地防止布风板漏渣。炉大型CFB锅炉的发展进程。膛内采用9m防磨层高度，并采用独特的垂直让管结构，可有效地防止物料贴壁流造成的水1锅炉设计概况冷壁磨损。采用前后墙布置的大直径、高流速1.1锅炉主要参数及燃料特性的二次风加入技术。前墙布置6台皮带式给煤
130机和6根落煤管，以保证燃煤均匀地加入炉膛的4个二次风口加入炉膛。内。石灰石粉采用气力输送的方式从后墙下部图1200MWeCFB锅炉总体布置三个直径约8米的蜗壳式进口旋风分离器道上，作为粗调；第二级减温器布置在第二级布置在炉膛和尾部烟道之间。每个旋风分离器屏式过热器出口的连接管道上，作为细调。下部各有一个返料器，将分离下的循环物料送再热器为单级。通过调节烟气挡板的开回炉膛。度，改变流经再热器的烟气量，调节再热蒸汽的温度。再热器进口管道上布置事故喷水减温尾部竖井采用双烟道结构，前烟道布置再器，在紧急状况下控制再热器的进口汽温。热器，后烟道布置高温过热器和高温省煤器，合并后的烟道中从上到下依次布置低温省煤器1.4锅炉空气流程和空气预热器。从转向室至烟气挡板的尾部烟道部分采用过热器包墙。过热器系统中设有两锅炉采用平衡通风，控制炉膛出口处烟气级喷水减温器，再热器的进口管道上布置有事压力为-100Pa。空气采用两级送风，一次风经故喷水减温器。空气预热器升温后分为两路：第一路由风道引入炉膛底下的一次风室，经布风板进入炉膛；1.3锅炉汽水系统第二路由风道引至炉前的6根给煤管，随给煤锅炉给水首先进入省煤器进口集箱，经低一起进入炉膛。二次风经空气预热器升温后由温省煤器、高温省煤器，由汽包引入管引入汽风道引到炉前的二次风箱，从二次风箱引出支包水空间。汽包内的锅水通过集中下降管进入管，经喷口进入炉膛。水冷壁和水冷屏下集箱。1.5锅炉排渣饱和蒸汽从汽包顶部的蒸汽连接管引至尾部过热器包墙，然后依次经过第一级屏式过燃煤形成的底渣通过布风板上的5个放渣热器、第一级喷水减温器、第二级屏式过热器、管排出炉膛，其中4根放渣管直接与4个滚筒第二级喷水减温器、高温过热器，最后将合格式冷渣器相连，冷渣器将底渣冷却后排到刮板的过热蒸汽引向汽轮机。式输渣系统。过热器系统采用调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护受热面的手段。第一级减温1.6锅炉启动装置器布置在第一级屏式过热器蒸汽出口的连接管锅炉采用6只床上油燃烧器，分别布置在
131水冷壁的后墙和侧墙，油燃烧器所需的助燃空3结论气为二次风，可生成900℃左右的热烟气，可将床内物料直接加热到600℃以上。简要介绍了中国科学院工程热物理研究所2预计工期和上锅联合开发的200MWeCFB锅炉的设计特工程已于2006年4月19正式开工，计划点。这台锅炉结构简单、可靠，是具有我国自第一台锅炉于2007年8月份投入运行。主知识产权的新一代大型CFB锅炉。
132哈锅600MW超临界锅炉设计特点与运行实绩张志伦吴履琛（哈尔滨锅炉厂有限责任公司，黑龙江哈尔滨，150046）摘要：本文简要介绍了哈锅600MW超临界锅炉的设计特点、调试概况和运行实绩。关键词：超临界锅炉、设计、试运。0前言井巴布科克能源公司技术设计制造的600MW超临界直流锅炉迄今已有13台通哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三过168小时试运投入商业运行，表1。表1哈锅首批投运的600MW超临界锅炉电厂蒸发量主要参数投运日期＃12005.3.3华润电力常熟有限公司＃2195225.4/543/5692005.6.16＃32005.10.23#12006.3.30华润阜阳发电有限公司195425.4/543/569＃22006.6.17华润洛阳发电有限公司＃1195625.4/543/5692006.5.5＃12006.4.1浙江大唐乌沙山发电厂189025.4/571/569＃22006.7.9福建大唐宁德发电厂＃3189025.4/571/5692006.6.6＃12006.5.22广东大唐潮州发电厂190025.4/571/569＃22006.7.26大唐三门峡发电有限公司＃1190025.4/571/5692006.6.26国电常州发电有限公司＃1191325.4/571/5692006.5.30超临界直流锅炉技术经过半个世纪本文简要介绍哈锅600MW超临界锅的发展已经相当成熟，同时我国大容量、炉的设计特点、调试概况和运行实绩。高参数电站锅炉的设计制造和运行管理1锅炉设计水平也有了很大提高。因此，首批超临界锅炉的投运一般都比较顺利，运行稳定可1.1技术特点靠，出力和主汽、再热蒸汽参数都能达到·水冷壁设计成冷灰斗和下炉膛采用设计值，并取得了良好的运行业绩。
133螺旋管圈，上炉膛采用垂直管圈，由中间形炉膛断面宽22.187m，深15.632m。锅混合集箱过渡这种变压运行性能最优的炉的汽水流程：给水经省煤器流入水冷壁水冷壁组合形式。下集箱，再进入冷灰斗和下炉膛螺旋管圈水冷壁，流经混合集箱过渡到上炉膛垂直·低NOX旋流燃烧器（LNASB）前后墙管圈水冷壁和后水冷壁吊挂管。然后经下对冲布置和分级送风的燃烧系统，可以同降管引入折焰角、水平烟道底包墙和水平时满足燃烬度高、低负荷稳燃和低NOX排烟道两侧水冷壁，进入汽水分离器。从汽放的要求。水分离器出来的蒸汽引至顶棚和后烟道·内置式汽水分离器带循环泵的启动包墙系统，进入低温过热器，然后经过一系统，改善了启动的经济性和灵活性，适级减温器进入屏式过热器，再经过二级减应机组快速、频繁启停的要求。温器进入末级过热器。·高温受热面采用汇集集箱和入口小再热器分为低温再热器和高温再热集箱连接的结构形式，降低了热应力和疲器两段，中间无集箱连接。低温再热器布劳应力。屏式过热器底端采用膜式管屏，置在尾部烟道的前烟道中。高温再热器布避免管子出列挂渣，提高了运行可靠性。置在水平烟道末级过热器后面。·H型肋片管省煤器，传热效率高，烟气从炉膛出口至锅炉尾部依次流受热面管组布置紧凑，烟气和工质侧流动经上炉膛的屏式过热器，折焰角上方的末阻力小，耐磨损，防堵灰，使用寿命长。级过热器，水平烟道中的高温再热器。然后在尾部烟道烟气分成两路：前烟道流经·调节再热汽温的烟气挡板垂直布立式和水平低温再热器、省煤器；后烟道置，轴向受力，动作灵活，不易变形和卡流经低温过热器、省煤器。最后进入下游涩。两台三分仓回转式空气预热器。1.2锅炉整体布置燃烧器前后墙分层布置，对冲燃烧锅炉为一次中间再热本生型超临界方式。每层燃烧器布置一层风箱。热二次直流锅炉，单炉膛∏型布置，平衡通风，风从风箱两侧进风并带有相应的调节挡前后墙对冲燃烧方式，带再循环泵的启动板、膨胀节和机翼测风装置。中心风由二系统，全钢架悬吊结构。锅炉整体布置见次风道分别引入每只燃烧器，供给油枪燃图1。烧空气。上层燃烧器的上方布置一层燃烬风口实现分级送风。锅炉启动系统布置在炉前上方，由四台汽水分离器共用一台贮水箱。分离器分离出来的蒸汽进入顶棚过热器，饱和水通过贮水箱，循环泵返回省煤器入口。贮水箱通过溢流阀疏水，进入疏水扩容器。锅炉布置足够数量的炉膛吹灰器和I/D对流受热面的长伸缩吹灰器。锅炉排渣采用刮板捞渣机的机械除渣方式。哈锅首批投运的超临界锅炉，设计煤种大多是结渣倾向很强的神府东胜煤，为炉膛由全焊接膜式水冷壁构成，矩了预防结焦，炉膛采取较为保守的设计：
1341.3炉膛及燃烧系统·选取较低的炉膛容积热负荷和断面燃烧器的内二次风挡板用以调节内热负荷，拉开燃烧器上下层和水平相邻的外二次风的比例。外二次风挡板用以将同间距。层的燃烧器的风量调整均匀。内二次风的旋流强度可以通过调节旋流器的轴向位·炉膛出口烟温比灰的软化温度低置进行调整，外二次风旋流器则固定在外150℃以上。二次风道出口最前端的位置上。·上排煤粉燃烧器至屏式过热器底端每只燃烧器的中心风管内装有油枪的距离超过保证煤粉燃烬所需的高度。和点火枪，一股中心风连续流过中心风管燃烧器前后墙对冲布置，双进双出磨供给油枪燃烧空气，并防止粉煤灰沉积在或中速磨直吹式制粉系统。对于双进双出中心风管。磨系统，每台炉配四台磨，三用一备。燃锅炉采用两级点火，即高能点火器点烧器前后墙各布置四层，每层四只，一台燃轻油油枪，轻油油枪点燃煤粉。此外只磨与前后墙一层燃烧器相连接。中速磨系燃烧器还配置了两套火焰检测装置。一套统每台炉六台磨，五用一备。燃烧器前后用于检测油火焰，另一套用于检测煤粉火墙三层布置，每层五只。每台磨向前墙或焰。后墙一层燃烧器供粉。1.4承压部件在上排煤粉燃烧器的上方，前、后墙各布置一层燃烬风喷口，补充后期燃烧所1.4.1炉膛水冷壁需的空气，以降低炉膛温度水平，抑制炉膛水冷壁均为光管加扁钢焊接成NOX的生成。的管屏，由下炉膛螺旋管圈、上炉膛垂直LNASB燃烧器具有较强的自稳燃能力管圈和折焰角回路三部分组成。管材为和较大的调节比，能够高效、稳定的适应SA-213T12或15CrMoG。下炉膛螺旋管圈多煤种的燃烧和降低NOX的排放。图2为水冷壁由436根Φ38×6.5mm的管子组成LNASB燃烧器结构简图。燃烧器中气流分的管带，以17.893°的倾角盘绕上升。成三股，一次风经设有煤粉浓缩器的一次螺旋管圈提供了足够高的重量流速，可以风管将磨煤机来的煤粉送入炉膛。内外二保证各种工况下水冷壁管充分的冷却和次风通过一次风管外的同心环形通道旋稳定的水动力特性。其全部管子都通过炉流进入炉膛，与浓缩的煤粉气流混合，燃膛四周，因此管间的吸热偏差小，不需要烧形成一个稳定的火炬。在管子入口处设置节流圈调节流量。热负荷较低的上炉膛采用垂直管屏，由1312根Φ31.8×5.5mm的管子组成。螺旋管圈与垂直管圈之间采用混合集箱过渡，流量分配均匀。垂直管屏结构简单，阻力小，也使炉顶吊挂可采用传统结构。1.4.2过热器过热器系统由顶棚过热器，包墙过热器、低温过热器、屏式过热器和末级过热器组成。低温过热器管材为15CrMoVG和12Cr1MoVG。高温过热器管材为SA-213T91和SA-213TP347H。过热蒸汽温度由煤水比和两级喷水
135减温进行控制。以汽水分离器出口汽温作水位将再循环流量控制在0～30％BMCR为煤水比的控制点。一级减温器布置在低的范围内，溢流阀用于控制贮水箱的水位温过热器和屏式过热器之间，二级减温器在水位计可视范围内。布置在屏式过热器和末级过热器之间。在2试运概况BMCR工况下过热减温器的设计喷水流量2.1化学清洗为6％BMCR，各级均为3％BMCR。锅炉本体的化学清洗范围包括省煤1.4.3再热器器、水冷壁和启动循环回路。鉴于新建电站锅炉受热面管内尚无化学盐垢，多为氧再热器分为低温再热器和高温再热化铁等其它杂质，为此推荐选用腐蚀性相器两段。低温再热器由三段水平管组和三对较弱的柠檬酸和EDTA清洗。段立式管组组成。高温再热器直接与立式由于高温对流受热面为立式管圈，所低温再热器连接，中间不设连接集箱。低以不希望将过热器和再热器纳入清洗范温再热器管材15CrMoVG，高温再热器由畴。此外，由于高温过热器、再热器大量12Cr1MoVG、SA-213T91和SA-213TP347H使用奥氏体钢，且超临界锅炉水容积小，三段构成。贮水箱水位往往不易控制，故不得使用盐再热蒸汽温度采用尾部烟道出口的酸清洗，以避免奥氏体管材发生“氯脆”。烟气挡板调节。在两根再热器入口的冷段哈锅目前已投运的超临界锅炉基本管道上各设有事故喷水减温器，再热器喷上都采用EDTA清洗，清洗温度约120℃。水仅用于扰动工况和事故工况。为此通常锅炉都需点火加热，降低清洗温1.4.4省煤器度将严重影响清洗效率。尾部的前、后烟道内低温再热器和低清洗启动循环回路时再循环泵可以温过热器下方均布置由省煤器管组。省煤投入使用，但马达腔内必须连续注水防止器采用H型双肋片管，材质为SA-210C，酸液进入。肋片为酸洗碳钢板。2.2蒸汽吹管两组省煤器各有两只出口集箱，每只过热器和再热器采用蒸汽吹管清洗，为了达到有效的吹扫，吹管时应保证被吹集箱上引出95根吊挂管，分别支吊低温扫系统中各段的吹管系数均应大于1。再热器、低温过热器和省煤器。蒸汽吹管由稳压和降压吹管两种方启动系统为内置式汽水分离器带循式。稳压吹管操作简便，运行工况稳定，环泵的系统。设计容量为30％BMCR，按受热面承受较小的热冲击，且可以油煤混全压设计。烧而节省了燃油，降低了吹管成本。稳压启动系统由汽水分离器、贮水箱、溢吹管消耗的水量大，因此每次吹管的持续流管和溢流阀、再循环泵和再循环管、最时间取决于储备的除盐水量。此外稳压吹小流量管、暖泵和暖阀管，压力平衡管等管锅炉的输入热负荷较高，为此要注意防组成。止过热器、再热器超温。四台汽水分离器共用一台贮水箱，分降压吹管耗水量少。由于直流炉的水离器和贮水箱材质均为WB36。锅炉负荷容积和热容量少，所以每次吹管的持续时小于30％BMCR时，分离器呈湿态运行，间不超过1分钟。由于吹管时贮水箱水位起到汽水分离作用。锅炉负荷在30％BMCR波动大和降压造成的炉水自汽化，所以必以上时，分离器呈干态运行，只作为蒸汽须仔细控制水位和保持循环泵入口水的通道。过冷度，防止循环泵产生汽蚀。再循环泵出口调节阀根据贮水箱的大多数电厂采用稳压和降压联合吹
136管方式，过热器和再热器串接。根据现场等离子点火系统以节省燃油，降低启动费的经验，稳压吹管时省煤器的入口给水流用，超临界直流锅炉采用等离子点火希望量必须达到900t/h左右，吹管压力4.5～注意两点：5.5MPa（贮水箱压力），锅炉输入热负荷一是等离子点火时锅炉的初始输入约为45％BMCR。而降压吹管时，临冲门热功率较大和较快，因此要特别注意监视的全行程开启时间不超过1分钟，则吹管锅炉的热膨胀、炉膛出口烟温和贮水箱的压力必须达到6.5MPa，才能保证系统各内外壁温差。输入热负荷过快还使得直流段吹管系数大于1。锅炉汽水膨胀流量增大。所以，我们希望应该特别注意的是，由于屏式过热器锅炉冷态启动应先投几支油枪，待锅炉升的设计，为合理分配同屏管间的流量，在压至0.5～0.7MPa,汽水膨胀渡过之后再屏过入口小集箱采用了直径不同的开孔，投等离子点火。相当于在管子入口处设置了一个“节流二是在燃用品位较差的煤种或是等圈”。因此，吹管结束后必须割开小集箱离子点火系统本身运行不太正常时，煤粉的端盖，清理里面的杂质。投运的超临界的燃烬度较差，飞灰含碳量高，积聚在空锅炉试运期间发生的屏过超温爆管事故，气预热器区域，应特别注意防止飞灰再燃都是与吹管后的清理不彻底有关。预热器着火。2.3燃烧的初调整2.5首先投运的燃烧器在我国，大容量电站锅炉投运前都进对于冷态启动，通常推荐首先投运中行烟风系统的严密性检查、风量测量装置层燃烧器，热态启动为了尽快提高蒸汽温的标定和一次风速的调平等试验，很少进度，应先点燃上层燃烧器。行炉膛空气动力场的试验。冷态启动不首先点燃下层燃烧器是对于前后墙对冲布置旋流燃烧器的基于以下考虑：燃烧系统，除了上述冷态试验外还要求进·由于冷灰斗的结构特性决定了管带行同层燃烧器的风量调平试验。为此，中管子的长度有所不同。启动初期冷灰斗LNASB燃烧器的外二次风口上设置了比托的热负荷过高容易在下炉膛螺旋管圈出管，其全压和静压脉冲管从燃烧器面板引口产生较大的温度偏差。出，试验时风机启动后通过调整燃烧器外·首先投运下层燃烧器使下炉膛管圈二次风门开度将同层燃烧器的比托管动进出口的比容差增大，对于出口为汽水混压头调平即可。合物的平行管圈，进出口比容差的增大意内二次风旋流器的初设位置则根据味着水动力特性不稳定的可能性大。煤种的结焦特性来定，对于结焦性强的煤3运行实绩种，比如神府东胜煤，将内二次风旋流器3.1锅炉最大连续出力从顶端拉回200mm以上，使之内二次风的华润常熟电厂1号机组的出力认定旋流强度最弱。对于结焦性较弱的煤种，试验，在凝汽器真空保持在-93～-98KPa通常可放置在距顶端50～100mm处。范围时，锅炉蒸发量超过1950t/h，机组外二次风门挡板开度经调试确定后出力达到660MW。运行中不再调整，内二次风门暂时置于全大唐三门峡电厂1号机组，在凝汽器开状态。内二次风旋流器的位置和内二次真空只达到-88KPa，主汽温度偏低和汽机风门的开度则应在运行稳定后通过燃烧系统个别疏水门泄漏的情况下，锅炉出力优化试验最终确定。接近2000t/h，机组出力达到640MW。2.4关于等离子点火由此可见，锅炉产汽能力完全能够满随着油价的日趋提高，许多工程采用足机组最大出力的需求。
1373.2锅炉效率烧优化试验的情况下进行的效率试验，实测锅炉效率都达到93.5％以上，均超过在168小时试运刚结束，尚未进行燃了保证效率，表2。表2锅炉效率测试结果效率％华润常熟华润洛阳大唐宁德实测值94.0993.7194.00保证值93.6093.2593.84目前投运的超临界锅炉都是燃用品温在50～100％BMCR负荷范围内保持额质较好的烟煤，燃烧效率比较高，同时，定值并不困难。排烟温度运行值和设计值都比较接近。这3.4受热面金属壁温是锅炉效率试验都能得到好结果的基础。在运行过程中为监控水冷壁的壁3.3静特性温，在螺旋管圈水冷壁管出口装设了146已投运的锅炉都表现出在各个负荷个壁温测点，在前、后墙垂直水冷壁和后下汽水系统各节点上的实际运行参数与水吊挂管出口装设了24个壁温测点。设计值非常接近。图3是华润常熟1号机图4示出了沿炉膛周界上螺旋管圈组，我公司首台600MW超临界锅炉试运期和垂直管圈水冷壁管出口工质的温度分间的运行特性。布。由图4可见，沿炉膛周界上，水冷壁出口工质的温度分布很均匀。螺旋管圈水冷壁出口最高与最低温度差为31℃，垂直管圈出口仅20℃。与汽包锅炉相比，直流锅炉过热汽温控制多了一个煤水比的调整手段，调节更灵活。同时由于采用滑压运行方式，再热图5和图6分别给出了600MW负荷器入口汽温随负荷的变化比较平缓。所下，屏过、末过和末再出口汽温沿炉膛宽以，过热汽温在35～100％BMCR，再热汽度上的汽温分布和同屏的管间偏差。由图5可见，均匀的汽温分布反映出再的同屏管间偏差较小，而屏过的同屏管前后墙对冲燃烧方式炉膛出口沿宽度方间偏差较大。屏过同屏管圈偏差较大与炉向上较小的热偏差。图6则反映末过和末膛出口烟温高和同屏管圈数多有关，但也
138反映出屏过入口小集箱开孔口径的选择面的壁温正常运行时都在安全范围内，高设计有待进一步改进。总的来说高温受热温受热面的运行是可靠的。3.5不投油最低稳燃负荷现场的最低稳燃负荷试验通常安排在试运期间进行。机组从额定负荷下分段合同保证的不投油最低稳燃负荷为逐步降负荷，一般做到40％BMCR负荷时30％BMCR。LNASB燃烧器一次风管出口设根据用户的意见试验不再继续往下做。有火焰稳燃环，用以强化高温烟气回流，稳定着火。同时有四个煤粉浓缩器实现煤三门峡电厂试验中，投两台磨负荷稳粉的浓、淡分离，增强了低负荷稳燃能力。定在210MW，燃煤低位发热值在18000KJ/KG左右，低于设计煤种的发热值。由此可见，锅炉不投油最低稳燃负荷可以达到30％BMCR的要求。3.6低NOX特性LNASB燃烧器采用煤粉浓淡分离技术本身有能力使NOX的生成量比普通煤粉燃烧器减少40～70％。同时又通过分级送风系统进一步降低NOX的排放水平。目前投运的超临界锅炉，在运行简单的燃烧调整之后，实测排烟NOX含量可达33到450mg/Nm的水平。虽略高于400mg/Nm3的要求值，但低于现行法规650mg/Nm的标准。究其原因，主要是许多电厂在高负荷下燃烧器的中心风挡板也一直开着，使燃烧器区域供风偏多，同时由于二次风压偏低燃烬风的供风不足，所以没有实现真正意义上的分级送风。3.7燃用神华煤的结焦问题
139神华煤虽然其灰分较低，但其灰熔点度。低，三个熔融特征温度相差极小，且煤灰·进行燃烧优化调整，使各燃烧器的的高钙和高铁为主要特点，故煤的结渣倾风量和粉量均匀。向严重，对流受热面也易积灰。·调整制粉系统，保持适当的煤粉细目前国内燃用神华煤的电站锅炉普度及煤粉颗粒度的均匀性。遍存在炉膛结焦严重的现象，大多采用掺烧灰熔点高的煤来缓解。·坚持吹灰，保持受热面清洁。乌沙山电厂1号炉在试运初期纯烧4结论神华煤，尽管设计已采取预防结焦的考哈锅首批投运的600MW超临界锅炉虑，运行也做了调整，但在燃烧器旋口和试运结果表明，锅炉各项热力性能基本上燃烧器区域水冷壁仍然结了大量的焦，在都达到了设计要求，运行稳定，效率超过负荷波动时焦块落到刮板捞渣机中，将捞保证值。渣机卡死。燃烧器旋口结焦造成中心风管内着火。尽管对于燃烧神华煤的锅炉设计已采取了多项预防结焦的措施，但实际运行从运行的角度，保持适当的过剩空气燃烧器旋口和燃烧器区域水冷壁仍有较系数，使炉膛燃烧工况处于氧化性气氛中严重的结焦，应从设计和运行两方面进一有利于防止结焦，但这与降低NOX排放的步深入研究。运行措施相背离。其它可预防结焦措施是：锅炉应通过燃烧优化调整和合理组织分级送风，进一步提高锅炉运行效率和·拉出内二次风旋流器，降低旋流强降低NOX排放。
140300MW机组疏放水及锅炉连排系统的改进石福军(靖远第二发电有限公司,甘肃白银730919)摘要：引进型300MW机组自然循环锅炉连排系统与事故放水系统合并，提高排污效果，实现事故放水系统暖管；设计虹吸破坏管，实现汽包事故放水流量的自动限制；设计节能型锅炉疏水回收系统,提高机组运行的安全性、经济性。关键词：能源与动力工程；暖管；流量限制；提高真空；热量回收1锅炉疏、放水及连排系统现状1)炉侧主、再热蒸汽系统疏水基本上没次汽取样系统从未使用)；连排扩容器水侧排有采取回收措施，汽水损失较大。向定排扩容器，热量完全损失。2)原设计送、一次风机暖风器疏水回至4)汽包事故放水经过定排扩容器全部排其疏水箱，再通过疏水泵打至除氧器，系统放且管路无法预热；事故放水动作后，若不投运效果不理想。技改后，暖风器疏水通过能及时关闭，将导致水位急剧下降，甚至发疏水泵，打至厂用辅助蒸汽系统管道疏水扩生汽包低水位事故。容器，再次扩容降温、降压后，汽侧排向大2锅炉连排与事故放水系统的改造气，水侧经多级水封筒后回至凝汽器。这属WGZ1025－17.45－7型锅炉汽包连排管、于工质的降级不完全回收。事故放水管入口分别在其几何中心线下4003)锅炉连排系统庞大，阀门过多；连排和50mm处；连排管为沿汽包轴向布置的多孔扩容器旁路系统利用率低，与锅炉定排母管管，自汽包两端引出，合并为一根，经过一接在一起，进行锅炉定排时，引起连排扩容只截止阀一只调节阀（两阀常开）后又分为器旁路系统管道、阀门振动；连排扩容器汽两路：一路至连排扩容器，另一路至定排扩侧排大气没有多大实际意义(设计的连排二容器（见图1）。凝汽器逆止阀汽包定排来T4除氧器定排图1改造前连排与事故放水系统连排T2Φ76×10T1T1~T4为调节阀；E1、E2为汽包事故放水电动阀E1Φ108×4.5T3E22
141为了保证汽包轴向连续排污的均匀性和汽包水位高至150mm时，E3、E4联锁开启；满足事故放水的要求，在汽包内将连排管分若汽包水位继续高至200mm时，原事故放水为两段，通过两根Φ60×4联络管（使其总阀E1、E2联锁开启，同时E3、E4联锁关闭；排量大于事故放水管Φ89×5排量）与事故当汽包水位恢复至100mm时，上述电动门全放水管汇通；至事故放水一次电动门前引出部联锁关闭。在E3、E4之间至E2后，设计至连排扩容器排污管，在该引出管上再接一一手动旁路，在连排扩容器故障切除的情况路至炉疏水扩容器（需增加设备），设两只电下，锅炉连续排污可通过此旁路系统（先单动门E3、E4，作为汽包溢流阀（讨论），当操开启E3）进行。改造见图2、3。汽包除氧器连排DAE3E1预热管E4E2定排来B-SK定排DAE5图2改造后：连排与事故放水系统B-SK:锅炉疏水扩容器；DA:除氧器。3
142MFT＋250＋200虹吸破坏管＋150中心线＋100最高安全水位＋50正常水位0最低安全水位－50－100Φ89×5－1502－Φ76×4－200连排管－250－300MFT－350Φ60×4连排、事故放水加药管－555给水管注：该汽包内径及壁厚分别为1743mm、145mm。图3汽包内部连排管与事故放水管连接图上述改造具有下列好处：通后，连排至定排扩容器旁路系统可由事1)简化锅炉连排系统，减少高压管故放水阀的小旁路（Φ60×4）代替。该道、阀门泄漏；系统投入方便，可用率较高；2）减少高压阀门数量，节约百米以7）汽包可以少开Φ70.1尺寸的孔两上优质钢管；只（用于焊接连排管道）。3）虹吸破坏管可以防止锅炉水位失3锅炉疏水扩容器系统设计控，为运行人员处理事故提供有效帮助；引进型300MW机组设计除氧器溢放4）预热汽包事故放水管道系统，提水、高加事故疏水均接至真空系统（除氧高其使用寿命；器放水还有一路至锅炉定排扩容器），对5）事故放水管作为连排前置段，由机组真空影响较大。××发电厂在处理高于其较粗的管径,在连排过程中，其管内加事故疏水系统缺陷过程中，曾发生一次流速较低，可以起到集污器的作用，从而掉真空跳机事故。因此，尽量减少疏放水提高连排效果；系统与真空系统的联系，采用其他的疏水6）连排管与事故放水管在汽包内连回收设备，回收部分高压疏放水，有利于1
143提高机组的安全性和经济性。疏水扩容器，用疏水泵重新打入除氧器，1）机组运行中，汽包事故放水动作是提高机组循环热效率、提高机组真空、必然伴随着除氧器、凝汽器水位的降低，减少机组故障率的有效途径之一。通过炉疏水扩容器降温、降压，回收汽包根据以上分析，建议增加节能型锅炉事故放水（至除氧器），有利于热力循环疏水扩容器，主要接入炉侧疏放水（包括的质能平衡。主/再热蒸汽系统、暖风器系统疏水及汽2）设计额定负荷下，除氧器水温为包部分事故放水）、除氧器事故放水和高174.4℃，高温水向凝汽器排放有多种弊加事故疏水等。其汽侧回至除氧器，水侧端：凝汽器水位瞬间升高，机组真空降低，通过疏水泵也打至除氧器（见图2）。相对凝汽设备形成热冲击，其携带的热量被应的原炉侧主、再热蒸汽至定排扩容器疏冷却水带走；尤其在机组启动，除氧器投水系统、暖风器疏水系统、除氧器至凝汽加热过程中，其溢流阀动作比较频繁，若器溢流和至定排扩容器放水系统、高加事凝汽器真空未建立，甚至导致汽轮机低压故疏水扩容器系统可全部取消。上述取消排汽缸安全门爆破。因此，先建立凝汽器设备足可以抵消节能型锅炉疏水扩容器真空，成为除氧器投加热的限制条件之的投资。一，因而使机组启动的灵活性降低。锅炉由于锅炉疏水扩容器接收的是机组疏水扩容器也是解决除氧器溢放水的妥热力系统具有一定压力和温度的疏放水，善方法。属于间断运行设备，必须考虑系统运行的3）高加事故疏水经扩容降压、降温安全性、灵活性及减小热冲击和防腐等问后引至凝汽器，与直接排大气或排至虹吸题。炉疏水扩容器利用连排扩容器疏水作井方案相比，虽然回收了工质，但其携带为热源，通过表面换热可起到节能、防腐、的热量还是被冷却水带走了。在高加事故防止热冲击的效果。炉疏水扩容器允许低疏水开启过程中，也伴随着除氧器水位下水位或无水位运行，但必须有必要的压降、凝汽器水位上升、机组真空下降。力、温度、水位联锁功能。其安全阀、溢4）机组运行中，高加事故疏水阀、流阀、减温水阀必须进行定期试验，以确除氧器溢流阀内漏比较常见，温度较高的保动作的可靠性。当发生锅炉汽包满水事汽水漏入凝汽器，使凝汽器热负荷增加；故时，必须果断开启E1、E2；当扩容器空气也常常从系统连接法兰、阀门门杆及温度超限时，应该及时投入减温水；当除高加事故疏水扩容器裂缝等不严密处进氧器满水时，禁止将炉疏水扩容器内的汽入真空系统，引起机组真空降低。因此，水回收至除氧器；炉疏水扩容器满水或超将机组回热系统的事故疏放水，引至锅炉压时，必须开启溢流阀E5排水泄压。2
144原暖风器疏水系统被节能型疏水回4结束语收系统取代后，在冬季暖风器投入时，应本文介绍了300MW机组汽包、除氧先对其系统进行冲洗，疏水直接排向定排器、高加事故放水及锅炉连排系统设计、扩容器或地沟，待水质化验合格后，再导运行情况。探讨了非正常运行工况下，热至锅炉疏水扩容器进行回收。由于汽包事力发电厂的汽水平衡、热量平衡、汽包事故放水和除氧器溢流都是随机、短暂过故放水系统自动限流、锅炉排污系统节能程，因此对暖风器的影响可不必考虑。但等原理。对简化热力系统和全面提高在暖风器疏水管及其它较低压力的疏放300MW及以上机组运行的安全性、经济性水、减温水管上必须设置逆止阀。具有重要意义。建议每两台机组之间炉疏水泵出口『参考文献』设置联络管,为机组启动、事故处理、汽1西北电力设计院.靖远二期、三期300MW机组设计说明书水回收创造有利条件；利用节能型锅炉疏2武汉锅炉厂.WGZ1025－17.45－7型锅炉说水扩容器可加热凝结水或除盐水，提高向明书3吴季兰等.300MW火力发电机组丛书－汽轮机设故障机组除氧器的补水温度，以减小温备及系统.中国水利电力出版社，2001差、回收连排热量，整体上提高机组的安4靖远第二发电有限公司.300MW锅炉、汽机运行规程及系统全性和经济性。3
145300MW机组锅炉启动上水加热过程探讨石福军（靖远第二发电有限公司，甘肃白银730919）摘要：本文分析了300MW机组锅炉点火前相关准备工作。提出了系统改进及锅炉上水加热的新思路。关键词：能源与动力工程；锅炉；上水；加热Discussionon300MWPowerSet’sBoilerWaterFeedingandHeatingprocessWhenStartedupSHIFu-jun(JingyuanNo.2PowerCo.Ltd.,Baiyin730919,China)0引言靖电5号、6号机单机均装有两台凝补靖远二期5号、6号机分别于1996年113水泵（一台额定流量为95m/h，扬程为88m月和1997年9月投产发电。其汽轮机为上海3水柱，另一台额定流量为155m/h，扬程汽轮机厂生产的N300-16.7-537/537引进为184.2m水柱），用来完成机组启动时向优化型机组，与武汉锅炉厂生产的凝汽器、除氧器、汽包上水，供首台凝结WGZ1025/18.28-1型自然循环炉和上海电泵启动密封水，向发电机定子冷却水系统机厂生产的QFSN-300-2型发电机配套。单补水等任务。台机组给水泵设置为两台50％容量的汽动锅炉上水有如下三种方式：电动给水泵和一台50％容量的电动泵；汽动泵小汽泵经主给水管道（正常运行及热态启动）轮机设有高、低压两套内切换配汽系统，上水；凝补水泵经主给水管道（冷态启动正常运行汽源来自主机四段抽汽，主蒸气前）上水；电动给水泵经过热器减温水管作为备用汽源。由于具备辅汽系统向四段道（水压试验）上水。规定上水时间:冬抽汽系统供汽条件，因此，也可以利用邻季≮4小时，夏季≮2小时。机汽源冲动汽动给水泵小汽轮机；此种运为加快冷态启动过程，降低燃油消行方式靖电机组在开停机过程中均成功使耗，锅炉水冷壁各下集箱皆装有蒸气加热用过。2005年，靖远5号机在技改性大修中设备。加热蒸汽来自2.55MPa辅助蒸汽母完全取消了小机高压汽源，机组运行中由管。锅炉点火前要求投入底部加热，以不于辅汽系统向四段抽汽系统供汽阀为一常低于0.8MPa压力的辅助蒸汽，将炉水加热闭手动阀，即其汽源还不能实现自动切换，至100～110℃左右；并要求汽轮机凝汽器此项工作还有待于进一步完善。真空达到－30KPa以上。因此，机侧必须1靖远二期300MW机组锅炉点火前汽、水合理安排各项操作，为锅炉点火创造充分系统操作分析条件。相关操作步序归纳见表1。2
146表1锅炉点火前汽、水系统操作步序序号操作内容备注1500（300）吨除盐水贮水箱冲洗，化验水质合格后，补至正常水位。2启动一台凝补水泵，根据锅炉要求，开启至锅炉充水门，经主给水管道（高加水位越高，加热水侧投入）向锅炉上水、冲洗，化验水质合格后，汽包水位上至－50mm，关闭时间越长，应严各上水阀。格控制水位。3投入锅炉底部加热。4凝汽器汽侧冲洗，化验水质合格后，补至正常水位。5开启凝补水母管至凝结水系统充水门，经低加水侧冲洗凝结水系统、除氧器，上水需要2.5h化验水质合格后，将除氧器补至正常水位。左右6启动凝结泵，凝结水打循环；投给水泵密封水，恢复给水泵水侧系统。7启动真空泵，在汽轮机轴封未供汽状态抽真空；投入除氧器加热。8汽机轴封系统暖管、疏水。9汽包壁温度达到100～110℃左右，解列底部加热（也可点火后解列）。约需要7.5h10启动电动给水泵（除氧器水温不应低于汽包壁温），给水打循环。11凝汽器真空－30KPa以上，通知锅炉点火。在机组启动过程中，靖电虽然也采用可利用汽动给水泵前置泵向锅炉上水。根过汽动给水泵，但由于缺乏充分的论证和据经验估算，给水泵出口压力最小为锅炉[1]总结，人们仍习惯于用电动给水泵作为锅最高压力的1.25倍。因此，若前置泵出炉启动给水泵。从节能及提高机组启动的口压力取设计值1.84MPa，则利用前置泵可靠性来讲，应优先使用汽动给水泵。但向锅炉上水汽包最高压力可达1.472MPa。在锅炉升温、升压阶段，蒸发量较小，所根据锅炉升压曲线（表2）及汽泵启动曲需给水量也较小，无论是电动给水泵还是线（汽泵从冲动到3000rpm带负荷约需要1汽动给水泵运行都不经济。由于汽动给水小时）可知，锅炉点火后当汽包压力达到泵设计有可独立运行的电动前置泵，这就0.45MPa左右时，小汽轮机应开始冲转，为前置泵节能潜力的开发创造了基本条经过1小时，当汽包压力达到1.472MPa件。因此，在锅炉升温、升压的一定阶段，时，汽动给水泵可逐渐带负荷。表2汽轮机冲转前锅炉升压曲线：升压范围(MPa)投加热――起压0～0.20.2～0.50.5～1.01.0～2.52.5～3.53.5～6.0时间(分钟)120～1804742324040备注室温～100℃由于前置泵与其主泵为串联关系。因剧，寿命缩短。笔者认为，利用前置泵向此，前置泵运行期间，若流量较大，则有锅炉上水时，应关闭给水泵再循环阀并将可能使小机冲转，同时也使主泵冲蚀加主给水泵短路。给水泵再循环阀根据汽动2
147给水泵暖泵和启动的需要而开启。水管道至除氧器凝结水进水管设计一给从上述操作我们还看到，在除氧器投水循环管，即可由前置泵来担负原除氧循加热后，凝结泵的主要作用是提供给水环泵的相应功能。原除氧器给水循环泵及泵、真空泵密封水及相关减温水等。当然其系统可全部取消。其功能也可通过凝补水泵向凝结水系统当锅炉汽包水位高报警时，该给水再[2]充水来实现。据有关分析，除氧器压力循环管上的至除氧器水箱的阀门还可与降到0.4MPa以下时，利用凝补水泵作为机锅炉汽包水位构成联锁关系，即当水位高组启动时的工作泵是可行的。靖电6号机报警时，该阀联锁开启，以限制汽包水位带200MW负荷情况下，除氧器压力为上升的速度，同时运行人员进行减少给水0.463MPa，凝结泵出口压力为2.97MPa左流量的操作，从而防止汽包水位的进一步右，凝结水流量为540～550T/h左右，6.3m升高，以至事故放水阀动作或汽包水位高除氧器上水调节阀后（位于轴封加热器保护动作而导致锅炉主燃料跳闸；水位恢后、8号低压加热器前）凝结水压力约复正常时，该阀联锁关闭。该措施可减少1.0MPa，而高压凝补水泵实际出口压力可给水泵再循环阀动作的次数，有利于高加达到2MPa，具有足够的供水能力。的保护和高加的随机启动。然而，由于凝补水泵水源来自500（62.2锅炉底部加热系统号机改为300）吨除盐水贮水箱，在除氧为了减小并列水冷壁管的受热不均，器投加热暂时不需要补水的情况下，充入提高锅炉水循环的安全性，水冷壁底部加凝结水系统的除盐水将主要通过给水泵热联箱分成28段，分别由来自6根φ508密封水重力回水及凝结水再循环回到凝×50mm的集中下降管末段的28根φ159汽器，从而导致凝汽器水位升高。因此，×20mm的支管供水，因此其加热蒸汽管在机组启动过程中，如果要用凝补水泵来道及阀门也分成28组，由此形成了28个水代替凝结泵运行实现节能，必须对前述操循环小回路。这种底部加热系统主要的问作程序进行修改。题是系统复杂、人工操作量大、加热缓慢。2关于除氧器加热和锅炉加热2.3溢流与系统冲洗2.1除氧器加热系统改造在机组启动投加热过程中，由于加热机组正常运行中除氧器由汽轮机四工质的注入，除氧器、汽包的水位都会上段抽汽供汽，采取滑压运行方式。除氧器升。当除氧器水位过高时，给水通过除氧还设计有一台除氧器给水循环泵，用以器溢流系统进入凝汽器，其热量被冷却水开、停机过程中除氧器内给水的循环加带走；当汽包水位上升至150mm时，则开热，其入口接自B前置泵入口电动门前，启事故放水阀，过量给水也可通过锅炉定出口至除氧器凝结水进水管。除氧器加热排系统排放。另外，机组启动过程中对系蒸汽由厂用辅助蒸汽系统供给，要求控制统进行冲洗以尽快达到汽、水品质合格也除氧器供汽压力不超过0.15MPa(实际有是一项重要任务。由于上述加热过程的缓时达到0.5～0.7MPa)。在使用汽动给水慢进行，难以形成完整高效的系统冲洗条泵前置泵作为锅炉上水泵后，自高加后给件，给水系统循环冲洗远滞后于凝结水系2
148统且反过来又影响凝结水系统水质（除氧除氧器循环调节阀，控制锅炉至除氧器的器溢流进入凝汽器），造成了凝结水系统回水量，与锅炉上水调节阀配合，协调汽的大量排放换水。包与除氧器水位。加热前期，应尽量保持总体来看，锅炉点火前循环工质的加低水位，以防除氧器溢流或汽包事故放水热是在锅炉水冷壁下联箱和除氧器内先阀动作。应将加热速度控制在规定的范围后分别通过孤立的自然循环和强制循环实现的。存在着操作量大，协调不好，难内，并定期化验系统水质。当水质较差时，以控制，时间长，水质差，工质、热量浪应及时排污。随着工质的循环加热，锅炉费严重等问题。汽包、水冷壁与除氧器同步加热升温，直3炉水至除氧器自流的实现及理论依据至满足锅炉点火的水位、水质、汽包壁温将锅炉定排系统由分散式改造为集条件。锅炉点火后，继续由前置泵向锅炉[3]中式，在定排母管与除氧器之间设计一上水，直至汽包压力达到1.472MPa左右，连通管，是实现炉水向除氧器自流的必要切换为汽动主给水泵上水（汽包压力达到条件。0.45MPa左右时，小汽轮机应开始冲转）。靖远二期300MW锅炉汽包中心线标高3）保持凝汽器补水阀关闭，通过给65.5m，除氧器安置于27.9m平台除氧器水泵密封水重力回水系统及凝结水再循间。取汽包液面和除氧器凝结水进水管的环阀向凝汽器补水。其目的在于保持一定高度差h2－h1＝29.6m，汽包液面压力p2为的凝结水母管压力，防止凝汽器水位过当地大气压626～636mmHg（取630mmHg），高，尽量延迟凝结泵的启动时间以节约厂3常温下水的比重γ取9810N/m，计算汽包用电。当凝补水泵不能满足除氧器上水要－除氧器连通容器内工质达到静态平衡求或凝汽器水位过高时，应及时启动凝结时的除氧器液面压力p1＝（h2－h1）×γ泵，停止凝补水泵运行。＋p2≈0.374MPa。4.2热态启动即当除氧器液面压力<0.374MPa时，1）除氧器水位正常。在大气压力下，汽包里的水就会向除氧器2）启动一台前置泵，通过高加出口流动。当然随着汽包压力的升高，除氧器给水循环系统（至除氧器阀开，至除氧器内压力也可相应升高。水箱阀关）打循环；投除氧器加热汽源。4锅炉上水加热原理及操作注意事项3）除氧器水温满足汽包壁温要求后，4.1冷态启动若汽包压力≤1.472MPa，可通过前置泵向1）启动一台凝补水泵运行，开启凝锅炉上水，若汽包压力>1.472MPa，则应补水母管至凝结水系统充水门，经低加水通过主给水泵上水。侧冲洗凝结水系统、除氧器，化验水质合5结束语格后，将除氧器水位补至正常。1）将锅炉与除氧器加热合为一体后，2）启动一台汽泵前置泵，经主给水汽包水温的提高是在除氧器加热和给水管道（高加水侧投入）向锅炉上水、冲洗，系统水循环过程中实现的。炉水的加热过化验水质合格后，停止排污，适时投入除程由锅炉底部转移到除氧器内部进行，厂氧器加热。通过调整锅炉连续排污母管至用辅汽联箱蒸气压力就能满足其需要，不3
149再需要投入2.55Mpa高压供汽母管，也避际用了6小时；从加热开始，到（加热到免了进行锅炉底部加热投入、解列的繁琐110℃）锅炉点火－解列底部加热，用了7操作；通过前置泵直接向锅炉上水，即不小时30分钟；而除氧器水温2小时即可加再需要凝补水泵向锅炉充水；炉水向除氧热至100℃以上，2.5小时即可加热至120器自流的实现，因而也不再需要除氧器循℃以上。按照此加热速度,将锅炉与除氧环泵。生产流程的优化，大大减少了运行器内的水同时加热到100℃大约需要4.2人员的操作量。小时（此温升率很低）,相对于原锅炉底2）由于除氧器的加热和除氧效果都部加热时间而言,可提前1.78小时。比较好，升温、升压速度可以灵活控制，本次开机从锅炉点火到汽包压力达从而改善了锅炉的加热条件和方式；防止到0.2MPa，实际用了52分钟，从点火到汽了投锅炉底部加热过程中的热冲击振动、包压力达到1.472MPa实际用了约3.76小加热不均匀、加热汽源压力要求较高等问时，因此若点火前改用汽泵前置泵向锅炉题。炉水在一定的压差下流动，在向锅炉上水，电泵及汽泵前置泵平均电流分别按汽包和水冷壁等传递热量的同时，也可以200A/17A计算，可节约电能W1=（200/607进行机组水循环系统的冲洗和排污，过量×5500-17/28.6×250）×3.76≈的水通过锅炉定排系统排放，使系统水质6225.1kwh。若凝结泵原启动时间以锅炉得以提高，从而抵消了除氧器、锅炉汽点火前30分钟计算，与凝补水泵的切换点包因加热的投入而导致水位升高造成的也选择为汽包压力1.472MPa，凝结泵及汽水排放损失。凝结水系统与给水系统同凝补水泵平均电流按70A/200A计算，则凝步进行循环冲洗将大大提高冲洗效果，减补水泵代替凝结泵运行可节约电能W2=少系统总的汽水排放量。（70/112.6×1000-200/244×135）×3）由于除氧器的加热速度远远快于4.26≈2176.9kwh。凝结泵启动时间的推锅炉底部加热速度，在采用新的锅炉上水迟，即意味着开式循环泵启动时间的推迟加热方法后，可大大加快机组的启动速（前置泵、真空泵冷却水可通过循环泵或[4]度。WGZ1025/18.28-1型锅炉运行水容积其他方式供给），开式循环泵推迟4.263为200m，GC-1080型除氧器运行有效水容小时启动可节约电能W3=324×4.26≈3积为180m。按冷态启动规定，汽包压力1380.24kwh(开式循环泵初期运行实际消1MPa以下控制炉水升温率≤40℃/h，1MPa耗电功率为324kw，正常运行中消耗电功以上≤60℃/h的规定，不到3小时，炉水率为343kw)。上述三项总共可节约电能∑应加热至120℃。（2006-5-9）6号机组冷W=9782.24kwh。态启动，锅炉从23.5℃加热至100℃，实4
150表3各水泵所配电机额定参数电动给水泵汽泵前置泵凝结泵开式循环泵#1/#2凝补水泵额定功率kw5500250100038037/135额定电压v6000600060006000380额定电流A60728.6112.644.668/2444）从机组的启动过程来看，锅炉需2300MW机组汽轮机、锅炉及其辅机制造厂说明书及相关技术文件要较长的预热时间，因此可以利用这段时间完成循环泵、开式循环泵的启动试转[1]华东电业管理局.汽轮机运行技术问（正常后停运）、凝汽器补水、凝结泵试答.中国电力出版社1997.[2]崔修强.300MW汽轮发电机组启动上转（正常后停运）等工作，将循环泵、开水方式优化方案及分析.电力设备，2006，式循环泵的启动时间与点火前锅炉各大第7卷，第5期.风机的启动时间统一安排，将使机组的启[3]石福军.靖远第二发电公司5、6号机动过程更加紧凑，使机组启动过程的厂用组热力系统改造若干问题的讨论.2004.6.电量大幅度下降。[4]石福军.山东石横电厂参观学习总『参考文献』结.2003.9.1300MW机组典型汽轮机、锅炉运行规程2
151东方锅炉第二代135MW等级CFB锅炉宝丽华135MW循环流化床开发设计王鹏、聂立、姚本荣（东方锅炉（集团）股份有限公司，自贡643001）0前言磨损严重；水冷壁磨损、爆管，影响连续135～150MW等级的循环流化床锅炉运行时间；回料器脉动，床压不稳定。是由东方锅炉（集团）股份有限公司自行如何解决这些问题，提高循环流化开发并具有自主知识产权的循环流化床床锅炉的技术水平，减少外界因素对锅炉锅炉，产品投放市场以来，取得了用户的使用的影响，是设计人员时刻都在思索的青睐和市场的认可，在市场占有率和运行问题，并把这些思索带到工程实践中，在时间上都达到了较高的水平，并成为公司CFB的改进上作了不少工作，也积累了很新的利润增长点，创造了巨大的经济效益多的经验，取得了一定的成效。其中在和社会效益。以广东宝丽华电力有限公司（以下简称宝在取得成绩的同时，以大屯、华盛等丽华电厂）为代表的第二代135～150MW第一代135～150MW等级的循环流化床锅等级循环流化床锅炉上的改进比较具有炉为代表的机组也暴露出一些问题，主要代表性，也较为成功。是：飞灰和底灰含碳量高，Q4损失偏大；1宝丽华2X135MW工程设计条件流化床式冷渣器对煤种适应性差；风帽漏1.1锅炉主要参数灰，清理工作量大，部分电厂影响运行；锅炉型号：DG440/13.7-II9名称单位B-MCR过热蒸汽流量t/h440过热蒸汽压力Mpa.g13.7过热蒸汽温度℃540再热蒸汽流量t/h360再热蒸汽进口压力Mpa.g2.63再热蒸汽进口温度℃321给水温度℃249.31.2煤质锅炉燃用挥发分极低的无烟煤，煤质及灰成分分析如下：2
152序号名称设计煤种校核煤种1收到基碳Car58.60%44.96%2收到基氢Har0.70%0.62%3收到基氧Oar2.21%3.29%4收到基氮Nar0.54%2.95%5收到基硫Sar0.76%0.90%6全水份Mt8.80%9.90%7收到基灰份Aar28.39%37.38%8空气干燥基水份Mad1.20%4.50%9干燥无灰基挥发份Vdaf6.83%6.50%10收到基低位发热量Qnet.ar19887kJ/kg15083kJ/kg11可磨系数KHGIm0.90%煤的入炉粒度：最大粒径dmax=8.5mm；d50=1.1mm1.3石灰石项目单位数值碳酸钙CaCO3%94.64碳酸镁MgCO3%2其它%3.36全年平均风速1.0m/s1.4点火及助燃用油主导风向北风锅炉点火方式为床下床上联合点火。设厂/场区地震地震基本烈度为VI度置有两支床下风道点火器，六支床上油燃烧厂址区建筑场地建筑场地类别为I类场地器。油种：#0轻柴油(GB252-87一级品)1.6锅炉性能保证值1.5环境条件电厂海拔77.5m根据技术协议，锅炉的性能保证值共年平均气压1004.2hPa有13项，其中，较为重要的有以下几项：极端最高气温39.5°C1）锅炉保证效率87.5%；极端最低气温-7.3°C2）燃用设计煤种，不投油最低稳燃平均相对湿度78%负荷不大于锅炉负荷的40%B-MCR；多年平均降水量1477.8mm33）NOx排放浓度不大于280mg/mn；实测最大风速40m/s34）SO2排放浓度不大于400mg/mn累年10分钟最大风速15m/s2
153（Ca/S摩尔比例2：1）的情况下，在设计上采取有效措施，避免5）锅炉强迫停用率<2%。或减轻这些问题带来的危害。2设计思路和改进措施2.1在降低Q4损失上的措施宝丽华工程设计煤质比较接近福建煤粒子燃尽时间的经验计算公式如龙岩无烟煤，设计煤种的干燥无灰基挥发下：1.16份仅为6.83%，煤着火温度高，燃料低位T=6.067X108×EXP(-0.01276Tch)dt发热值约4760Kal/Kg，因此,煤的着火dt指煤粒的初始粒径；和燃烬非常困难。Tch指炉内平均温度.另外，根据我们掌握的资料,大部分因此，煤粒子的燃尽时间取决于煤粒福建无烟煤均为灰熔点低，易结焦，如果的初始直径和炉内平均温度，而循环流化运行中温度控制不好，很容易造成炉膛结床锅炉与煤粉炉相比，总体上煤粒子粒径焦，从而影响锅炉连续、稳定运行。大，燃烧温度低，因此，细（飞）灰燃尽综合以上煤质分析可知:在燃用该燃料时,困难，机械不完全燃烧热损失Q4较大。主要应解决的问题在于解决煤质着火困为降低Q4损失，有两种思路:难,燃烧不稳定,飞灰含碳量高,容易结焦,1）提高床温水平：提高床温有利于锅炉效率低等问题。同时，针对已投运的煤的着火和燃尽，但由于宝丽华煤质的特135～150MW等级的循环流化床锅炉暴露殊性，高的燃烧温度容易造成结焦，因此，出的一些问题进行分析，在设计时间许可只能适当提高燃烧温度。2）根据以上公式得到煤粒子燃烬时间表：℃μm25507510012515020030040050060075018.0140.2564.4289.94116.4143.9200.9321.67449.09581.8589.58009.5221.2734.0447.5261.5676.06106.2170237.8307.4379.88505.0311.2417.9825.1132.5240.1856.189.79125.4162.0200.69002.665.949.5013.2617.1821.2329.6487.4466.2485.80106.09501.403.145.027.019.0811.2215.6625.0735.0045.3356.019601.242.764.426.177.999.8713.7822.0630.8039.9049.309701.092.433.895.437.038.6912.1319.4227.1135.1243.399800.962.143.424.786.197.6510.6817.0923.8630.9138.209900.841.883.014.215.456.739.4015.0521.0127.2133.6210000.741.662.653.704.805.938.2713.2418.4923.9529.592
154可见：①粒子的燃尽率取决于分离器的最小切割直径，因此，减小分离器最加了煤粒在炉内的有效停留时间，提高了小切割直径，提高分离器效率是保证粒子煤的燃尽效率。燃尽的有效方式。②对于分离器不能捕②将风水冷冷渣器改为滚筒式冷捉的细粒子，则需要在炉膛内一次燃尽，渣器，原冷渣器用风通过二次风入炉，二33从上表可见，细粒子在炉内的停留时间一次风总风量从139X10Nm/h增加到33般应大于6秒。因此，降低炉膛烟气速度190X10Nm/h（提高约40％），提高了二也是行之有效的方式。③增加有效停留次风喷口的穿透性，强化了炉内气流扰时间→早着火，早加风，加强扰动。动，煤流与氧气场的配合和氧气使用效率由于时间上的局限性，在炉膛大小高得到了有效改善。同时，二次风风量留有度和分离器设计上都不可能有大的动作，较大的调节裕度，调节灵活，炉膛温度由因此，设计重点放在了增加煤粒的有效停下至上较为均匀，有利于碳的一次燃尽。留时间上。为此，宝丽华工程采取了以下通过这些措施，可以使机械不完全燃措施：烧热损失q4基本接近煤粉炉的水平。当①将给煤口下移了800mm，使入炉干燥基挥发份为4.30％（实际值）时，煤充分与床料预混合，着火位置下移，增飞灰含碳量仅为8～11%，底渣含碳量<1%。2.2风帽设计损常解决不好。而钟罩风帽虽不易漏渣和我公司风帽的典型设计为导向风帽，磨损，但排大渣能力差，易发生结焦问题。其排大渣能力强，不易结焦，但漏渣和磨如何开发出具有以上两种风帽优点的新1
155的风帽型式及风帽布置方式，在宝丽华设计中作了新的尝试，如图所示。了少量的定向风帽。经过几个月的运行，漏灰和磨损问题已基本解决，也未出现结焦问题。2.3冷渣器布置冷渣器问题是CFB技术的世界性难题，要很好的解决必须从冷渣器设计、锅炉给煤制备系统设计、入炉原煤质量控制、电厂运行管理等多方面共同努力。目前国内使用的冷渣器分为机械式（包括滚筒、绞龙、钢带）冷渣器和非机械式（包括风水冷、气槽）冷渣器两种，各有其利弊。选择冷渣器，关键在于：①适合电厂的实际情况。实践证明，工程采用了高密度钟罩式风帽、定向流化床对于入炉煤质的要求比较高，主要风帽混合布置方案，炉膛布风板采用了具有成熟技术的钟罩式风帽，风帽的节距、是煤质粒度和入炉煤水分。但是由于我国尺寸、开孔方式、高度以及阻力计算程序国情，煤种石块和矸石多，煤质变化大，均为全新设计。其在结构上分为内外两输煤破碎系统设计选型困难，入炉煤质较层，内层导管在上部设计有多层小孔以均难保证。此时，就要选取对煤质粒度不敏分气流，小孔孔径较小，同时由于其处于感的冷渣器类型。钟罩内层顶部，不与灰接触，运行中固体②适应电厂的煤质特性，主要是灰颗粒不易达到，故不会产生堵塞及漏灰的问题；而风帽的钟罩部分的开孔位于钟罩分大小。下部，其孔径虽远大于入炉粒径，但采用这里，可以用一个公式进行简单的了较高的风速，回转式通道，很好地解决分析。了漏灰堵塞问题。afh×Ay=Μc×(1-η)×Gy我公司钟罩式风帽具有如下特点：afh－飞灰份额，％；z合适的阻力设计：4-5KPaAy－1kg燃料燃烧生成的总灰量，z较低的出口速度，避免相互磨损z良好的布风均匀性kg/kg燃料；而在排渣口附近，则仍沿用了定向风Μc－分离器入口灰浓度（不包括帽，其无以伦比的排大渣能力将有效的防3内循环），kg/m止大渣在排渣口附件的沉积，以点带面，η－分离器分离效率，%促进炉膛大渣的排放。在排渣口附近布置2
156Gy－1kg燃料燃烧生成的烟气量，③现有冷渣器排渣温度在正常运行时3m/kg燃料；为80℃，出力裕量大；因此，对于某种技术流派的CFB炉④可同时排除大渣和炉底的细灰。而言，飞灰份额与灰分大小的乘积即飞灰⑤主循环回路灰平衡稳定，床温、床量基本不变.在燃烧高灰煤时，飞灰份额压控制简单、可靠；下降，为维持主循环回路循环灰量，必须⑥取消了与风水冷冷渣器配套的风加大底渣排放。机，降低了厂用电耗根据以上分析，在本工程中，针对2.4回料器改进入炉煤粒径无法达到我公司设计要求的宝丽华投运初期，回料器出现过脉动实际情况，通过与电厂的交流，认为：在现象，运行时冲灰、回料温度低、床压波现有煤粒径的条件下，采用风水冷冷渣器动。容易冷渣器结焦，造成排渣不畅等问题，通过分析，认为回料器上升段高度偏同时，冷渣器用风量将达到燃烧总风量的大，回料阻力过高是造成回料器脉动，回12％以上，除与二次风抢风，增加飞灰含料不畅的重要原因，而回料风量偏小，高碳量和排烟温度外，还会在冷渣器与炉膛灰份、高灰粘度则加剧了这种趋势。针对之间形成内循环，增加主回路的循环灰这一问题，立即提出了改造方案：降低回量，从而带来床压波动、床温维持困难、料器上升段高度，降低回料器回料阻力；磨损加剧等一系列问题。因此，经与业主同时对回料器风帽进行扩孔，增加回料器共同协商，工程改用滚筒冷渣器，布置在上升段风量；回料器测点布置改进。该方两侧墙靠炉后处。案实施后取得了明显的效果，基本解决了实际运行表明：回料脉动的问题。①提高了二次风的利用率。原风水冷2.5床温测点改进冷渣器用风虽作为二次风入炉，但由于其循环流化床的床温是锅炉运行控制喷口口径大，风速低，穿透能力差，炉膛的重要参数，为避免在以往135MWCFB中心区域缺风严重，煤粒处于缺氧燃烧状炉出现的床温测点磨损严重、测量不准态，飞灰含碳量上升。而冷渣器改型后，确、更换布置困难等问题，在宝丽华工程二次风喷口入炉风量增加约40％，极大的设计和改造中，将床温测点从布风板移的提高了空气中氧的使用效率；至炉膛前后墙，测量准确，磨损较轻。②现有冷渣器排渣顺利，未出现堵渣3实际运行效果现象，极大的降低了由于堵渣带2005年4月，宝丽华电厂440t/hCFB来的出渣劳动强度和安全隐患；锅炉点火一次成功，并在参建各方的共同2
157努力下，顺利通过了72+24小时试运行，锅炉负荷稳定在135MW左右，锅炉运行影响锅炉的长期安全运行；参数均达到设计要求，连续运行时间达到6）风帽布置设计合理，风帽没有明了200天（截止2006.7.20）,增强了用户显的漏灰、磨损问题；在后续300MWCFB锅炉项目中与我公司7）锅炉床内物料混合均匀，流化稳合作的信心。用户认为，该锅炉经过一年定，运行床温控制良好，床面无结焦现象，来的实际运行表明：锅炉整体温度分布均匀床面流化良好；1）该锅炉设计合理，锅炉压力、汽8）冷渣器运行无堵渣，排渣顺畅，温。汽压、热效率、NOx和SO2排放浓渣温低，正常运行时排渣温度为80℃；度等均达到或优于设计值；9）“J”阀经改造后回料稳定，无脉2）锅炉在燃用设计煤种时燃烧效率动，床压波动较小；高，能有效的将飞灰和底渣含碳量控制在10）锅炉运行可用率高，年运行小时11％和1％以内；数达到8000小时以上（2005年5月～20063）锅炉负荷降低至30％BMCR时能年5月），最长连续运行小时达200天（截无油助燃长期稳定运行；止2006.7.20）。4）锅炉采用双烟道挡板调温，正常11）给煤装置运行正常，出力富裕。情况下再热汽温无需喷水调节，过热器喷该锅炉蕴涵的诸多先进技术，为解决水总减温水量的实际值在设计值的50—磨损、排渣、降低飞灰含碳量等问题作出150%范围内，锅炉具有良好的汽温特性；了有益的探索和尝试，设计合理，安全可5）炉膛和尾部受热面磨损较轻，不靠，达到了国内领先，属国际先进水平。3
158联合循环余热锅炉的设计张华平（武汉锅炉股份有限公司，湖北武汉430070）摘要：本文简单介绍了联合循环余热锅炉的设计优化及设计流程，通过对余热锅炉主要参数和重要性能指标的分析，指出了余热锅炉设计中应该注意的几个方面，并结合实际工程介绍了9F机组余热锅炉的主要系统配置。主题词：联合循环、余热锅炉、优化设计、系统配置0前言主力发电机组中的份额几乎为零，只是在从上世纪40年代第一套燃气轮机投石油、石化行业自备动力站和一些工业园运至今，燃气蒸汽联合循环经历了容量从区有一部分，且大多数为小型机组，直到小到大，效率从低到高、技术从粗糙到完本世纪国家有意调整火电结构，发展一部善的漫长过程。由于启停快、效率高、污分调峰机组，伴随西气东输工程和广东、染小等优点，联合循环机组在近20年得福建LNG的实施，适合快速启停的燃机到了迅速的发展，今天，联合循环电厂已联合循环机组才得到一个大的发展。2003成为发达国家火力发电的一个重要组成年至今的三次捆绑招标，使得我国在短时部分。间内新增燃机联合循环50个项目100套随着联合循环机组的发展，与之配套机组。对于燃机余热锅炉（余热锅炉）的的余热锅炉容量越来越大，技术也日趋成供货，国家的政策是立足于国内现有大型熟。为了尽可能提高联合循环机组的效锅炉制造厂作为供货商，但国内厂家必须率，余热锅炉从最开始的单压型式发展到联合一家国外有丰富经验的余热锅炉供多亚型式，目前配9F等级的余热锅炉已货商作为技术支持方，因此，国内余热锅经发展为三压带中间再热，机组总体效率炉制造厂的供货，一方面是满足合同要求达到60％。的行为，另一方面也是引进消化吸收国外我国由于能源结构的原因，联合循环先进余热锅炉技术的过程。机组的发展非常缓慢，截止到上世纪末在2
1591余热锅炉的优化差。余热锅炉节点温差是一个重要的经济在联合循环中余热锅炉是回收燃气指标，节点温差越小，余热锅炉的排烟温轮机的排气余热，产生蒸汽推动蒸汽轮机度就有可能越低，锅炉效率就越高，联合做功的换热器，它是燃气循环和蒸汽循环循环的效率也会相应越高，但节点温差是之间的一个连接装置。随着燃气联合电厂不可能为零的，否则余热锅炉的换热面积的大型化，为了获得更高的电厂效率，必将趋于无穷大。因此，应从投资费用和联须对联合循环进行优化设计，而余热锅炉合循环最佳效率进行综合考虑，选取最优的优化设计是联合循环优化设计的重要化的节点温差。节点温差的选取范围通常部分。为10~20℃,有时个别节点温差值选取小余热锅炉的优化设计必须首先要注一些，取为6、7℃，也是可以接受的。意以下几个重要参数：4）接近点温差。接近点温差是指省1）蒸汽压力、过热蒸汽压力。从朗肯煤器出口水压下饱和温度与出口水温之循环我们知道，提高蒸汽初参数（蒸汽压间的温差。单从余热锅炉的换热考虑，接力、过热蒸汽压力），终参数不变，蒸汽循近点温差取为零是最经济的，但在实际工环效率增大。而蒸汽初参数受燃气排气温程设计中，如果接近点选取过小，部分负度的限制，因此，合理选取蒸汽压力、过荷工况下，省煤器会产生水汽化的问题，热蒸汽压力，可以使联合循环效率最大化。可能影响锅炉的安全运行。因此，也存在2）热端温差。热端温差，是指过热一个合理选取接近点温差的问题。大型余器入口烟气温度与过热器出口蒸汽温度热锅炉选取接近点温差的原则是在保证之间的差值，对于双压或多压系统的余热锅炉安全的前提下，使接近点温差最小锅炉，此值即指余热锅炉入口烟气温度与化，选取接近点温差为5~20℃是比较合高压过热器（或再热器）出口蒸汽温度之适的。为了确保余热锅炉在各种工况下都间的差值。在燃气排气温度不变的情况能安全运行，而接近点温差又不至于选取下，减小热端温差，可以提高蒸汽初始温过大，通常采取的措施是将给水调节阀布度从而提高蒸汽循环效率，但也使蒸汽换置在省煤器出口与汽包之间，利用调节阀热的平均温差降低，需要更多的换热面控使省煤器出口与汽包之间的压差，使省积。热端温差选取范围为30~50℃。煤器出口水压下饱和温度远大于汽包饱3）节点温差。节点温差是指蒸发换和温度，保证在省煤器出口水温达到汽包热面出口烟气温度与饱和温度之间的温饱和温度时，仍远低于省煤器出口的饱和2
160温度，省煤器不会产生汽化。6）余热锅炉烟气侧压损。为提高余5）余热锅炉排烟温度。与常规锅炉热锅炉的热力性能，从单压循环向双压循一样，排烟温度越低意味着锅炉吸收的热环、三压再热循环发展；余热锅炉传热面量越多，锅炉的自身效率也就越高。余热积不断增加，烟气侧流阻不断增大。增加锅炉的排烟温度是由蒸汽参数和节点温燃气轮机排气背压可以加大余热锅炉换差决定的，当蒸汽压力和节点温差确定热效率，使余热锅炉换热面积减少，但燃时，它就被确定了。对于单压系统，排烟气轮机的功率就会降低。背压每增加温度为140~160℃；对于双压系统，排烟1kPa，功率下降0.7％左右。因此，也存温度为110~130℃；对于三压系统，排烟在一个综合经济比较的问题。温度为80~100℃。当然，余热锅炉排烟图1为单压系统Q-T图，它直观地温度要受到烟气酸露点的制约。当燃气轮显示出了蒸汽参数、热端温差、节点温差、机燃料为天然气时，由于天然气含硫量很接近点温差以及之间的关系。低，余热锅炉排烟温度可以不考虑烟气酸从以上几个重要参数的选取可以看出，在露点的影响，当燃气轮机燃料为重油或其设计余热锅炉时，应该按照联合循环效率他含硫量高的燃料时，则排烟温度不宜太和投资费用最优化的原则，综合考虑蒸汽低，应比酸露点高10℃左右，燃用重油参数、热端温差、节点温差、接近点温差时应不低于150℃。以及烟气侧压损对换热面积的影响。图1：单压系统Q-T图3
1612余热锅炉的设计汽水循环、各部件强度等。2.1余热锅炉设计流程换热公式如下：a）朗肯循环优化烟气放热：Q=m*Cp*△Tb）余热锅炉优化汽水吸热：Q=k*A*△Timc）换热面设计其中：Q＝换热量d）检查汽水流程m＝排气流量e）结构设计Cp＝排气单位热量f）动态模拟△T＝余热锅炉进口烟温与出口烟温的差将动态模拟结果反馈，进一步优化朗值肯循环，直至获得最优化结果。k＝换热面换热系数2.2换热面设计流程A＝换热面积g）输入Q-T图中的数据：需要△Tim＝换热面换热温压转换的热量、热端温差、节3)换热面换热系数与以下因素有关：点温差、接近点温差；输入换热面布置型式：顺列或者错列要求的性能值鳍片型式：锯齿型或者圆片h）选择换热面型式鳍片密度i）确定换热效率鳍片高度j）确定换热面积鳍片宽度k）进行性能计算管子直径将性能计算结果反馈至b），直至获管子节距得要求的性能值。2.4检查汽水流程2.3换热面型式选择主要关注以下几点：1)包括以下主要部件：省煤器（冷凝1)最大平均热流强度；水预热器）、蒸发器、汽包、过热器和再2）水、汽流速；热器。3）气流密度；2)需要考虑以下方面：过热器再热器4）最小循环倍率；最高壁面温度、省煤器汽化影响、蒸发器5）汽包有效储水时间。1
1622.5结构设计布置形状和整流措施，确保流场均匀使换根据以上几个流程确定的各个部件热面充分利用；的尺寸和位置进行布置，组成一个完整的2)合理选择烟道侧烟速和汽水工质锅炉，并进行静态和动态的应力分析。侧流速以及工质的流动形式，保证烟气侧2.6动态模拟阻力与汽水侧阻力满足燃气联合循环性动态负荷对余热锅炉的寿命会造成能要求；重大影响，因此结构设计完毕后，需要针3)采用较小口径鳍片管，合理选择各对在寿命期内余热锅炉的运行方式及运级换热面的布置区域，在确保换热面换热行时间，对余热锅炉进行疲劳寿命分析，足已满足性能保证前提下考虑安装方便，以确保余热锅炉满足要求的预期寿命。运行检修方便以及制造成本的降低；3余热锅炉重要性能指标4)除了高、低压过热器和再热器采用3.1余热锅炉换热面积圆片式鳍片外，其他换热面均采用齿状鳍换热面积是余热锅炉的最重要性能片以提高换热效率，并采用防震动和保证指标，它的多少直接反映出余热锅炉是否换热面节距措施以及车间大模块组装技能满足性能保证要求。联合循环机组总体术等。热平衡确定后，余热锅炉的总换热面积除为便于比较不同设计对于总换热面了跟节点温差和接近点温差有关之外，还积的影响，下表1给出了4种管径、鳍片取决于余热锅炉供货商对具体结构的设高度和管子数目不同的蒸发器的设计结计优化。论。计算条件：管段性能（进出口烟温，具体的结构优化有：给水温度，总吸热量等）相同；鳍片齿状、1)通过烟气流场分析，优化烟气入口间距、厚度相同；烟气压降相同。2
163表1不同蒸发器的设计名称设计方案1设计方案2设计方案3设计方案4对比部分EVAPEVAPEVAPEVAP总排数16151614管径mm31.8383850.8鳍片间距fins/m236236236236型式齿状齿状齿状齿状高度mm16161919长度m20202020宽度m6.717.17.047.84宽度比%100.0%105.8%104.9%116.8%面积m2134142141157管束深度m1.091.091.271.24管束深度比%100.0%100.3%117.2%114.1%管束体积m2146.0155.0179.5194.7管束体积比%100.0%106.2%123.0%133.4%管子数-1360126012161064管子数比%100.0%92.6%89.4%78.2%换热面积m231412338223872543627换热面积比1%100.0%107.7%123.3%138.9%换热面积比2%81.1%87.3%100.0%112.7%通过上表比较分析可以得出如下结论：3.2余热锅炉自身效率1)同样管径情况下鳍片高度越高，需余热锅炉效率计算公式：要的总换热面积越多；η＝ΔESTEAM/ΔEGAS2)同样鳍片高度情况下管径越大，需其中：要的总换热面积越多；ΔESTEAM＝（QHPOUTEHPOUT-QHPINEHPIN）3)采用较大的管径及较高的鳍片，需+（QRHOUTEHPOUT-QRHINEHPIN）+要的总换热面积更多。（QIPOUTEIPOUT-QIPINEIPIN）+（QLPOUTELPOUT-QLPINELPIN）+（QPHOUTEPHOUT-QPHINEPHIN）2
164ΔEGAS＝QGAS（EIN）-QGAS(Eair）。余热锅炉水汽侧压降包括高、中、低ΔESTEAM――――――――工质吸收压系统省煤器、过热器和再热器换热面以热量kj及连接管道的阻力降水汽侧压降，影响因ΔEGAS――――――烟气放出热量kj素为：换热面管径及布置；连接管道管径Q―――――――――――流量kg/s及布置。它的大小影响给水泵电耗，继而E―――――――――――焓值kj/kg影响电厂净效率。HP――――――――――－高压系统3.4启停时间RH――――――――――－再热系统为了满足联合循环机组快速启停的IP――――――――――－中压系统需要，余热锅炉的启停时间必须与整个机LP――――――――――－低压系统组的启停相适应。PH――――――――――－预热系统结构设计时应采取以下措施：余热锅炉自身效率是余热锅炉性能1)换热面采用小管径；保证的验证项目，它的大小取决于以下因2)高温高压换热面材料采用非奥氏素：燃机排气参数、冷凝水温度、蒸汽参体的高强耐热钢，如配9F机组余热锅炉数、余热锅炉的散热损失和排烟温度。高压过热器和再热器换热面都采用T91一般三压带再热余热锅炉自身效率可达到87～90％。和T22材料；3.2余热锅炉烟气侧压降3)汽包、集箱和大口径管道材料也须余热锅炉烟气侧压降是从余热锅炉采用非奥氏体的高强耐热钢，配9F机组进口处到余热锅炉烟囱出口的压力损失，余热锅炉汽包采用SA299和SA516材料，包括进口烟道，换热面，出口烟道，消音高温高压部分的集箱和大口径管道采用器，烟囱和烟囱出口损失。P91和P22材料。烟气侧压降由燃机排气背压决定，它4)余热锅炉的保温采用冷护板、内保的大小除了与换热面的布置有关，还与系温结构，外部结构热膨胀小，使得启停特统配置有关：比如噪音要求、脱硝等。性好；三压带再热余热锅炉烟气侧压降常5)优化布置和支持结构，使各换热面规要求为3.1~3.3kPa，增加脱硝装置烟气受热均匀，膨胀一致，并设置必要的膨胀侧压降增加250Pa左右。中心。3.3余热锅炉水汽侧压降2
165以上措施使余热锅炉的快速启停有热锅炉寿命要求制定，联合循环机组总的了结构上的保证，但余热锅炉的启停时间启停曲线根据燃机、汽机和余热锅炉的启越短越好，单纯追求短启停时间会缩短机停曲线进行制定。组的使用寿命，联合循环机组的启停时间以下是一个燃气联合循环电厂9F机受机组寿命期内运行方式的制约。余热锅组/余热锅炉运行方式:炉的启停曲线根据燃机的启停曲线和余1)机组/余热锅炉启动次数；寿命期启动启动方式每年启动次数总次数冷态启动5125（停机时间>72小时）温态启动1984950（停机时间>10小时，但≤72小时）热态启动1363400（停机时间≤10小时）极热态启动125（停机时间≤1小时）总计34085002）机组/余热锅炉运行时间；利用小时数为3500小时。年运行时间：4468小时，设备年负荷年运行小时数年利用小时数100%额定出力1360136075%—100%额定出力1003878≤75%额定出力21051262总计446835003）余热锅炉的启动时间。温态启动冷态启动热态启动（72小时≥停机时间（停机时间＞72小时）（10小时≥停机时间）＞10小时）启动时间≤100分钟≤80分钟≤60分钟通过寿命预期计算可以保证，余热锅期。炉按照以上运行方式和启动时间，预期寿3.5汽包有效储水时间命高于30年，完全能够满足要求的寿命满足机组启动期间和急剧变工况时3
166水汽的急剧膨胀对汽包尺寸的要求，避免区的现场噪音标准和环境噪音限制一致。机组跳闸。余热锅炉要保证从50%负荷到基本负荷汽包的容量应当是正常运行条件下的任何运行工况下都能满足项目规定的蒸发器内蒸汽体积的1.5~2.5倍。这样才权重噪音限制等级。蒸汽排放标准要满足能适应快速启动过程中蒸发器内工质的任何运行条件，包括启机，停机和瞬态工容积激变，由于在低压和中压条件下，水况。任何距余热锅炉外表面1m的位置及和蒸汽的比容差别很大，在启动时，蒸发距烟囱边缘和排气口1m（与烟囱轴成90器内产生的汽水混合物就会急剧膨胀，快度）处的噪音都要能达到声压等级限制。速进入汽包，汽包必须能够容纳这些汽通过测得的近厂噪音可以计算出设备声水，否则就要紧急排水而造成热量损失。功率等级。只在紧急蒸汽排放情况下产生对余热锅炉汽包有效储水时间的一的噪音排放，不在噪音标准范围内，但距般要求：高压汽包不低于2.5分钟，中压排放口10m处的噪音绝不能超过汽包不低于7分钟，低压汽包不低于8分115dBA。钟。常规电厂对噪音的一般要求：在各种正常运行工况条件下，锅炉及其辅助设3.6噪音要求备、阀门的噪音在距设备外壳1m处不大为了避免电厂噪音对周边环境造成于85dB（A）。（安全阀排汽，PCV排汽影响，需要制定对余热锅炉的噪音等级限及对空排汽口，在距离地面高1m，锅炉制和噪音等级测试的要求。余热锅炉的噪周围噪声最大点不大于85dB（A））音等级限制是在从50%基本负荷到基本对于余热锅炉，还有烟囱排气噪音的负荷范围内的所有正常运行工况下，从余要求：界区不大于85dB（A）（严格时不热锅炉，包括余热锅炉排气烟囱、蒸汽排大于60dB（A））。放口、阀门、疏水和相关管道等处发出的由于燃机电厂都位于城市中心或近可接受的最大噪音等级限制。郊，噪音控制是一个非常严格的指标，也随着社会环保意识的增强，环保法规是性能保证的罚款项目，因此，通过怎样日趋严格，必须对噪音等级限制进一步完合理的配置和结构设计以最终达到噪音善，使整个燃气轮机机组的噪音与特定地控制要求是余热锅炉设计的一个重要课2
167题。余热锅炉烟气侧的噪音有两个方面：其中：△L＝插入损失［dB］2一个是通过烟囱排气产生的噪音，另一个Sd＝烟道面积［m］2是通过烟道四周扩散出去的噪音。Sc＝烟道截面积［m］以下是余热锅炉噪音计算公式：LWA＝A修正的声能值［dB1)对于烟囱噪音辐射：（A）］LWA，烟囱＝LWA，燃机－△L余热锅炉管－△L消从以上公式可以看出，余热锅炉的噪音辐音器－△L弯烟道－△L烟囱衰减＋烟囱中流射受以下因素的影响：燃机排气噪音、烟动噪音道尺寸、护板结构及保温材料、换热面布置、减振措施、消音器。2)对于护板噪音辐射：图2、图3示意图就可以很直观的反LWA，烟道＝LWA，燃机－△L余热锅炉管排－10×映出这些影响因素：log(Sd/Sc)－△L护板图2：插入损失示意图3
168图3：传送损失示意图4适应联合循环机组各种工况的余热锅运行时解列。炉系统配置在供热机组中，因为供热回水或补给以下的系统配置和描述是针对三压水中氧含量超标，必须在余热锅炉内部设再热余热锅炉。置除氧系统。除氧系统可以采用独立除氧4.1除氧系统器，也可以采用整体除氧器，通常简单经在一般纯凝发电机组中，提供到余热济的除氧方式是采用整体除氧器。锅炉冷凝水中的氧气含量通常为7ppb或整体式除氧器利用低压汽包作为除更少的溶解氧。在低负载或大量地补冷凝氧器的水箱，具有自生蒸汽的不可调性，水运行时，氧气含量可以到50ppb。这种但具有自平性，以保证除氧效果。在机组情况下，余热锅炉不需要设置除氧系统。负荷升高时，补给水增加，若此时汽水混如果机组经常在低负荷或不正常工况下合物的流量不变，必然使得除氧器中的水运行，可能造成预期的冷凝水氧含量增温急剧下降，饱和蒸汽压力下降一方面水大，可以设置一个旁路除氧系统，旁路除箱中的饱和水通过网蒸来补充蒸汽，另一氧系统可以按50％以下负荷设计，正常方面使进入低压蒸发器中的饱和水温度2
169降低，使低压蒸发产生较低压力下含汽率设计具有最大的流量调节能力，以便在低较高的汽水混合物，即自产更多的蒸汽来压省煤器进口设置温度变化时运行。最小加热凝结水，使除氧器热力过程趋于平流量调节能力是3：1。低压省煤器再循衡，反之亦然。环系统设计温度应该相等或者超过对应整体式除氧器对低压汽包有了更大低压省煤器安全阀设定压力的饱和温度。的尺寸要求，水箱的容积应保证其能满足低压省煤器应该可以设计成在再循连续供给锅炉15分钟以上的给水要求。环流量为0的条件下连续运行。余热锅炉应该配有一个低压省煤器4.2冷凝水预热器再循环系统和旁路系统旁路系统。三通阀将锅炉给水送至低压省当燃用天然气时，余热锅炉应配煤器或低压省煤器旁路。三通阀可定位备一个低压省煤器再循环/旁路系统，用为：1.将所有的余热锅炉的给水供至低压于控制低压省煤器进口温度。再循环系统省煤器，2.将所有的余热锅炉给水供至低的基本部件有：冗余的再循环泵，普通温压省煤器旁路，或者3，将部分水流供至度控制阀，每个泵一个流量元件。低压省省煤器或者低压省煤器的旁路。三通阀的煤器再循环泵从低压省煤器的出口到低位置根据余热锅炉运行模式由DCS自动压省煤器的入口进行水的再循环，位于再控制。循环泵出口的温度控制阀，控制了再循环当使用高硫燃料时，三通阀处于全关的流量，以维持了低压省煤器进口温度为位置，所有流量都旁路低压省煤器。设计基础温度设定值。当要求维持通过再旁路系统可以同再循环系统联合使循环泵有足够的流量时，分散控制系统用，来增加省煤器进口温度超过单独使用（DCS）限制了阀的关闭。当需要避免泵再循环系统的温度从而允许燃烧高硫燃的跑空，DCS也限制此阀的打开。料。当维持一个固定的再循环流量，部分在所有运行工况下，低压省煤器再循旁路低压省煤器增加了省煤器进口温度。环系统的容量至少超过满足设计基本温度设定值的最大流量的10%。在再循环或4.3补汽系统：启动阶段压力平衡者旁路前，最大再循环流量应该不超过到余热锅炉应该配备一个平衡蒸汽系省煤器的最大冷凝水流量。再循环系统应统，当辅助蒸汽要求超过中压蒸汽量时，2
170从高压汽包向中压汽包提供蒸汽。从高压一个按照给水泵入口要求确定的固定值。汽包中产生的平衡蒸汽与中压蒸发器产低压蒸汽系统安全阀的容量应该考生的蒸汽混合，流经中压过热器。平衡蒸虑到平衡蒸汽压力控制阀完全打开，中压汽系统的管道布置应使从平衡蒸汽系统汽包压力完全蓄足时的允许值。压力控制阀进口到高压汽包以及从平衡蒸汽压力控制阀出口到中压汽包能够连4.4给水（泵）系统：低压、中压、高压续疏水。高压过热器减温水应来自高压给水当中压蒸汽要求量超过了中压蒸发系统中高压水位控制阀的上游，高压汽包器蒸汽产量时，中压过热器出口的压力控水位控制阀位于基准标高处的高压省煤制阀会完全的关闭，平衡蒸汽会从高压汽器上游。包供至中压汽包，以维持到最小的压力。中压省煤器出口设有一个汽包水位中压汽包蒸汽的品质低于高压汽包的压控制阀。阀进口压力由中压给水泵出口压力下的蒸汽品质时，系统必须设计成可使力减去管路损失和位差决定的。中压省煤用湿蒸汽运行。器进口设有一个排放阀，中压省煤器进口中压蒸汽系统安全排放阀的容量要到低压汽包间的再循环系统用来在启动对高压蒸汽留出余量，这些蒸汽通过完全和中压汽包水位控制阀关闭的瞬间限制打开的中压平衡蒸汽控制阀提供到中压中压省煤器压力。在运行时，只要水位控系统，此时中压平衡蒸汽控制阀有最大进制阀关闭，再循环系统里的开关隔离阀就口压力。会自动打开。在正常运行低压省煤器投入时，低压在低压系统中，水位控制阀位于低压蒸汽压力由汽轮机低压控制阀控制。当省省煤器的出口，水位控制阀进口压力由冷煤器旁路时，低压汽包平衡压力会低于最凝泵出口压力减去到阀门的管路损失和小的进汽压力。蒸汽轮机低压控制阀完全位差决定的。此外，在低压省煤器进口设关闭，低压汽包压力下降。有安全阀。在低压汽包压力迅速下降瞬间，平衡低压系统的给水直接通过凝结水泵蒸汽提供给低压汽包来控制锅炉供水泵供给，而中、高压系统的给水则必须通过的入口压力。平衡蒸汽压力衰减设置值是设置在余热锅炉内部的高、中压给水泵组3
171供给。高、中压给水泵组可以采用合泵也以上是对联合循环余热锅炉设计的一个可以采用分泵，依电厂的实际情况而定。总结，由于我们国家还缺少大型联合循环高压和中压锅炉给水泵从低压汽包中取机组特别是9F机组的运行经验，本文中水，对应两种不同压力应提供独立的入口的一些看法可能不尽正确，有待实际运行接口。高压入口的接口尺寸应该考虑高压的检验，在这里，也衷心希望各位专家和和中压的综合流量，以便允许使用单给水同行给予批评指正，以便进一步提高对联泵利用中间级抽水供中压给水。合循环余热锅炉的认识。综上是对余热锅炉主要系统的简单参考文献：描述，每个机组情况各异，系统配置也不1.《燃气－蒸汽联合循环发电设尽相同，还可能有一些必要的辅助系统，备及运行》杨顺虎编著这里就不一一描述了。2.《燃气－蒸汽联合循环》焦树建编5结论著4
17250MW高温高压高炉煤气锅炉设计特点张红超（武汉锅炉股份有限公司，湖北武汉430070）摘要：本文从高炉煤气燃料的燃烧特性及其烟气换热特点出发，简单介绍了武锅50MW高温高压高炉煤气锅炉设计特点及相关的注意要求，并从实际工程验证，本锅炉能有效实现高炉煤气资源利用，具有安全、稳定、高效的特点。关键词：高温高压锅炉；高炉煤气；设计特点1概述随着钢铁工业的迅猛发展，钢厂生产2锅炉采用形式和燃料特性中产生大量高炉煤气。而高炉煤气属低热2.1锅炉形式值燃料，以往钢厂均采用对空燃烧排放，锅炉采用形式为：高温高压自然循环回收利用率较低。汽包炉，单锅筒、带水冷屏式单炉膛、Π大量高炉煤气对空排放，极大的浪费型布置，前墙布置低NOx双通道旋流燃烧资源。为实现高炉煤气资源的有效利用和器，二级四点喷水减温调节过热汽温，尾钢铁企业的清洁生产和节能，我公司为武部双级布置螺旋鳍片管省煤器和立式管汉钢铁(集团)公司热力厂2x50MW高炉式预热器，平衡通风，双排柱钢构架，全煤气综合利用供热电站工程设计和制造悬吊,半露天布置。了我公司首台50MW高温高压高炉煤气锅2.2燃料特性炉。燃气组份及其他条件见表1。表1燃气组份及其他条件燃料高炉煤气焦炉煤气项目BFGCOG容积成份及份额H2%1.4058.80CO%24.37.40CH4%0.0021.80CmHn%0.002.00N2%55.56.502
173O2%0.800.80C02%18.002.70一回收≤7000H2Sg/m3——二回收≤500H2O%————低位发热值MJ/Nm33.2216.25含尘量mg/Nm3≤10——供给压力kPa8～105.5±0.5供给温度℃≤5030～40根据掺烧焦炉煤气的比例，锅炉能适给水温度215℃应如下三个典型工况：燃烧方式前墙布置旋流燃烧器工况Ⅰ(设计主工况)90%高炉煤气最低稳燃负荷30%额定负荷+10%焦炉煤气；（100%燃烧高炉煤气最低稳燃负荷工况Ⅱ（调峰工况）60%高炉煤气+40%为50%额定负荷）焦炉煤气；点火燃料焦炉煤气工况III（调峰工况）100%高炉煤气；2.4锅炉热力特性（额定工况）说明：a、工况Ⅱ，III为焦炉煤气的计算热效率（按低位发热量）87%调峰要求，锅炉应具备的掺烧能力；炉膛容积热负荷qvb、上述两种工况百分比为热值比；3125.36KW/mc、锅炉在100%高炉煤气满负荷下，炉膛断面热负荷qF能稳定燃烧。23.04MW/m2.3锅炉容量和主要参数冷空气温度20℃锅炉型号：WGZ220/9.81-18型热空气温度365℃额定蒸发量220t/h（具备10%的超负锅炉排烟温度荷稳定运行能力）158.6℃额定蒸汽压力9.8MPa.g3锅炉本体布置特点额定蒸汽温度540℃锅炉总体布置图，见图1所示。2
174图1锅炉总体部置图3.1燃料产物的换热特性及炉型特点调峰工况。高炉煤气本身发热量低（一般本次锅炉设计工况90%高炉煤气+10%700～900Kcal/Nm3），在炉膛内燃烧时温焦炉煤气；还要考虑60%高炉煤气+40%焦度水平低，火焰温度不高。高炉煤气单位炉煤气及不同掺烧比及100%高炉煤气的发热量所产生的烟气体积却很大，约为煤1
175粉锅炉烟气体积的1.4～1.5倍，燃烧产过热蒸汽采用如下流程：锅筒--炉顶物热容量大，对流换热能力高，难以降低棚过热器--转向室包墙过热器--低温过排烟温度。热器--一级喷水减温器--高温过热器冷由于以上特性用常规的高温高压锅段--二级喷水减温器--高温过热器热段炉形式，必须布置大量的尾部对流蒸发受--出口集汽集箱。不布置辐射式过热器，热面，来降低排烟温度，提高锅炉效率。充分运用高炉煤气低热值、高烟气量的对考虑到锅筒内蒸汽清洗的需要，就不可避流换热特性，合理采用过热器受热面积。免使高温省煤器产生高达30%以上的沸腾省煤器采用螺旋肋片管，提高换热率，而使高温省煤器可能出现水动力多值率，减少金属重量。同时省煤器与预热器性产生疲劳破坏。交叉布置，有利于提高热风温度。如上图所示，我公司在本次设计中首3.2排烟温度的选择和低温腐蚀的考虑先考虑锅炉安全运行的前提下，采用在炉由于高炉煤气含有大量的惰性气体，膛内上部布置6片16m高的水冷屏方案，单位发热量所产生的烟气体积很大，而且同时采用合理的锅炉炉膛容积，提高炉膛高温高压锅炉的给水温度为215℃。低温蒸发吸热量。使本方案既体现出炉膛水冷预热器风温升约是烟温降的2.7-2.9倍，系统水循环的安全，又使高温省煤器既使因此仅通过空气预热器只能使锅炉的排全烧高炉煤气（100%负荷）情况下均不沸烟温度降到约160℃。如果需要进一步降腾。同时布置水冷屏还能有效避免出现尾低锅炉排烟温度，一般要用高炉煤气预热部布置大量对流蒸发受热面而使锅炉出器，或者外来介质的低压省煤器来实现。现升负荷迟钝现象。高炉煤气预热器的形式有采用分离炉膛下部燃烧室采用带前拱的半开式热管，其具有换热能力高的特点，但常式布置，有效改善燃烧室火焰充满度；在用的钢水热管会由于钢水化学不相容性下部燃烧室布置卫燃带，使燃烧室具有高而出现寿命不够长，性能不够稳定的情的燃烧温度和容积热负荷，同时采用我公况。另一种形式为用省煤器出口约300℃司先进的高效旋流燃烧器，使锅炉燃烧更的部分给水来加热高炉煤气，被冷却到约加稳定，充分。而且半开式布置会使汽温100℃的水再去进一步降低烟气温度。以随工况的变化更加平稳。上均能使锅炉的排烟温度进一步降低，提炉膛、水平烟道和转向室均采用膜式高燃烧稳定性；但系统复杂，设备体积较壁结构。燃烧器前墙布置，使燃气管道和大，同时高炉煤气预热时，系统的密封将热风道布置更加简洁，锅炉的运行调整和会有更高的要求。安全巡视更加方便。采用外来介质的低压省煤器时，由于2
176此吸收的热量被转移到系统的其他设备，高炉煤气一般不含H2S，烟气露点温保证锅炉蒸发量的情况下，只有增加锅炉度约为40℃，但焦炉煤气会由于含H2S燃料量，使锅炉本身的效率降低。同时低量的不同会使烟气露点温度急剧升高。因压省煤器的设计必须和整个热力系统综此在设计空预器、高炉煤气预热器、或者合考虑。由于采用低压，外来介质的水温外来介质的低压省煤器时要慎重的考虑一般为60℃，而且水比烟气的热容量高，烟气结露而使尾部受热面的堵塞和腐蚀水侧换热热阻很低，低压省煤器运行时的问题。管壁温度亦会很低，会使烟气在管壁上结露，发生低温腐蚀。如果低压水不经过除4锅炉燃烧器布置特点氧处理，将出现管子内壁腐蚀。4.1燃烧器总体布置介绍，见图2图2燃烧器布置图本炉燃烧器采用前墙布置，前墙下三％锅炉负荷。排布置高炉煤气燃烧器，每排3只，共9在高炉煤气燃烧器中心风管内布置只，最上排一层布置3只焦炉煤气燃烧了焦炉煤气气枪，其总出力约占5％的热器。高炉煤气燃烧器按9只可带100％锅量比，是作为点火时采用。当100％燃用炉负荷，焦炉煤气燃烧器按3只可带40高炉煤气，停用焦炉煤气气枪时，单独使3
177用高炉煤气燃烧器可以稳定、经济运行。风，有利于调节火焰长度，负荷调节幅度本锅炉燃烧器的布置具有如下主要大，燃烧稳定性好。特点：3）在锅炉燃料变化范围内（100％燃1）高炉煤气燃烧器布置9只，单只用高炉煤气和40％掺烧焦炉煤气），对高燃烧器热负荷适中，炉内温度场均匀，同炉煤气与焦炉煤气燃用量的任何匹配均时在掺烧工况能有效的防治高炉煤气和能适应，可达到良好的工况组合，且两种焦炉煤气出现抢风现象。除了燃烧器本身燃料的燃烧器都有一定的超负荷能力。具有调节能力之外（下页详细介绍），采4）靠近左侧墙的燃烧器采用顺时针用不同的燃烧器投运数量，可以大幅度调旋向，靠近右侧墙的燃烧器采用逆时针旋节锅炉负荷，且炉内火焰充满度也好。向，有利于提高两侧墙烟气的上升速度，2）焦炉煤气燃烧器布置在最上层，减缓炉膛中部烟气的上升速度，从而使烟有利于调整过热器汽温及排烟温度。同时气在炉膛的分布和上升速度更趋均匀。焦炉煤气采用中心进气，外围双通道送4.2高炉煤气燃烧器的设计介绍，见图3图3高炉煤气燃烧器高炉煤气不同于其它可燃气体，具有有～70％的惰性气体（N2＋CO2），因而在其特殊性质。它本身发热量低（一般700～炉膛内燃烧时温度水平低，火焰温度不900Kcal），着火温度为530～650℃（随高。高炉煤气成份不同略有变化）。该气体含燃烧每标米立方的高炉煤气，所需理2
178论空气量仅为0.6～0.7标米立方，为增份与空气的混合，减缓了燃烧反应速度。加高炉煤气与空气的混合，本燃烧器采用所以燃烧器采用双旋流（高炉煤气在内，了双旋流结构。因仅仅空气旋转，其能量空气在外）的同时，在其中心部位布置了是不够的，产生的中心回流区不足以达到中心风管，一方面作为用焦炉煤气点火时高炉煤气稳燃的要求，所以采用了高炉煤给焦炉煤气供风；另一方面在全烧高炉煤气与空气同时旋转的双旋流结构。气（停止掺烧焦炉煤气）时，向其旋流区高炉煤气的着火浓度的下限值较高，中心部位提供少量空气，以加强高炉煤气约为35％。而其它可燃气体均较低，例燃烧的稳定性，改善其燃烧经济性。中心如甲烷着火浓度的下限值约为5％，焦炉风风量很少，约占燃烧器总风量的5％。煤气着火浓度的下限值约为7％，天然气本旋流燃烧器的特点可总结为“双旋流、着火浓度的下限值约为4.5％。同时由于风包高炉气、带少量中心助燃风”的型式。高炉煤气惰性气体含量高，阻碍了可燃成4.3焦炉煤气燃烧器的设计介绍，见图4图4焦炉煤器燃烧器2
179气体燃料的燃烧一般包括三个基本过是通过如下两个方面来实现的：程：燃料和空气的混合过程；混合气体的1）通过内、外二次风风门调节，可以升温和着火过程；混合气体的燃烧过程。改变内、外二次风风量分配。由于内二次焦炉煤气的主要成份是H2（50％以风为旋流风，外二次风为直流风，因此随上）、CH4（22％以上）及少量CO、C2H2、着风量的改变也就改变了整个燃烧器的旋CmHn等可燃气体，余下的为N2、CO2、O2流强度，这样就可达到改变着火区的位置等气体。焦炉煤气属于易燃、易爆气体，及火焰的形状等。低负荷时可关小外二次着火温度比其它可燃气体低，约为300～风风门挡板，加大内二次风流量，增强旋500℃(天然气着火温度530℃，CH4着火温流强度，实现稳定燃烧。度650～790℃，H2着火温度530～590℃，2）通过改变内二次风轴向旋流叶片的CO着火温度610～658℃)，它在空气中着位置，也可以达到改变整个燃烧器的旋流火浓度下限约为7％，也是偏低的。由于强度的目的。当轴向叶片由拉杆带动向炉焦炉煤气含H2量高，燃烧过程中将产生蓝外方向拉出不同的位置时，使内二次风的色火焰，火焰传播速度较高。部分风量不通过旋流叶片，而以直流形式本燃烧器采用中心进气，进气母管采送入炉内，从而改变整个燃烧器的旋流强用圆形钢管，母管端部采用耐热钢制成喷度，这样也可改变着火区及火焰形状，改头，喷头上开有大小不同各种数量的喷孔，善炉内火焰的充满度。以达到焦炉煤气不同的射程，使焦炉煤气能均匀分布在空气射流中，以达到燃烧过5运行程稳定，均匀效率高。我公司为武汉钢铁(集团)公司热力厂由双通道供应燃烧空气，分别由风门设计和制造的50MW高温高压高炉煤气锅可调内、外二次风风量的分配，内层二次炉一次成功投运的经验显示，该锅炉能实风由旋流叶片产生旋转；旋流内二次风可现在保证锅炉各参数的前提下，达到稳定、产生适当的回流区，以保证焦炉煤气稳定安全、高效运行。能满足高炉煤气资源的着火燃烧；外层二次风由四周直流送入，有效利用和钢铁企业的清洁生产和节能要以促进焦炉煤气进一步燃烬。外层二次风求。出口向燃烧器中心轴线倾斜15°，其风速也略高于中心旋流风，使其可送入火焰核6结论心区，达到增强混合的目的。1）本设计从高炉煤气燃料的燃烧特性本燃烧器具有负荷适应范围大，调节及其烟气换热特点出发，既完全保证炉膛方便，低负荷稳定性好的特点，上述特点水冷系统水循环的安全，又使高温省煤器2
180既使全烧高炉煤气（100%负荷）情况下均50MW高温高压高炉煤气锅炉能达到设计不沸腾，确保锅炉运行安全可靠；参数，能满足高炉煤气资源的有效利用和2）炉膛上部布置水冷屏能使锅炉带负钢铁企业的清洁生产和节能要求。荷能力更强，故能有效避免由于尾部布置参考文献：1．庄正宁，曹子栋，唐桂华，沈月芬，大量对流蒸发受热面而使锅炉出现升负荷50MW高压锅炉全烧高炉煤气的研迟钝现象；究，热能动力工程，2001.52．王正博，李等功，朱宝华，螺旋肋3）炉膛下部燃烧室采用带前拱的半开片管在35t/h锅炉省煤器上的应用式布置，有效改善燃烧室火焰充满度；使及传热计算，锅炉技术，1998.73．前苏联锅炉机组热力计算——标汽温随工况的变化更加平稳。在下部燃烧准方法，哈尔滨锅炉厂标准化室，室布置卫燃带，使燃烧室具有高的燃烧温1957年版（中译本）4．前苏联锅炉机组热力计算——标度和容积热负荷。同时采用我公司先进的准方法，机械工业出版社，1973高效旋流燃烧器，使锅炉燃烧更加稳定，年版（中译本）5．电站锅炉水动力计算方法，JB/Z充分；201-834）通过锅炉成功投运，我公司首台6．（德）林.尤.怀特主编，锅炉手册，科学出版社，2001（中译本）3
181高强度十字柱的设计和应用马炜言孙洪鹏张永倩摘要：本文介绍了高强度十字柱在锅炉钢架中的设计和应用，着重阐述了高强度材料ASTMA913/65轧制H型钢的化学成分和力学性能；十字型柱的截面特性；采用高强度十字柱需要解决的技术问题及其技术经济效果等问题，为锅炉钢架柱的优化设计和钢架减重提供了新的思路和实践。关键词：锅炉钢架A913材料力学性能十字柱截面特性节点连接0前言随着我国电力事业的发展，电站锅炉不断H型钢拼成一个十字形截面。从而达到合理利用向高参数大容量方向发展，锅炉本体和用户作用材料和节约钢材的目的。本文将从高强度在锅炉钢架上的荷载随之增大，导致锅炉钢架自ASTMA913/65材料和十字型截面两个方面分别重也越来越大。以600MW锅炉为例，作用在锅炉加以阐述。钢架上的总荷载将近30,000t，钢架总重约为1高强度ASTMA913/65(以下简称A913)材4,000t。在锅炉钢架中，柱是最主要的受力构件料之一，柱自重约占钢架总重量的1/4，因此在锅A913材料是ARBED公司的专利产品，目前炉钢架设计中，柱的优化设计尤为重要。已被ASTM（美国材料试验标准）列为常用的承对于600MW锅炉，支承大板梁的一根主柱所重钢结构材料之一。该材料的最大特点在于它的承受的垂直荷载约有3000t，如按我公司常规设高强度不是靠额外添加某些合金元素来实现的,计方法，采用Q345B板材焊接成板拼工字型截面而是在轧制过程中采用特殊的生产工艺，来提高柱,其柱截面尺寸为700x1000X26/80，柱单位长它的屈服强度和抗拉强度。因而在化学成分、力度的重量可达1.4t/m,一根高80m的柱,总重量学性能和产品规格等方面有以下三个特点。将近110t。如何合理选用材料和柱截面形状，1.1化学成分与A572相近以减轻柱自重、减少钢材用量，是钢架设计中的表1为五种钢材化学成分(%)和等效碳当量新课题。比较表，由表中数据可以看出A913材料的化学在某超临界600MW锅炉钢架设计中，我们首成分和等效碳当量与A572、SM490B、Q345B都很次采用了“高强度十字柱”来作锅炉钢架主立柱，相近，尤其是导致钢材热脆和冷脆的有害杂质高强度十字柱的主要特点是：将高强度材料和受硫、磷含量，以及影响钢材焊接性能的碳含量都力性能良好的十字形截面这两个因素结合起来，在控制范围之内。这对其具有良好的塑性、韧性即采用ASTMA913/65高强度材料，用两个轧制和可焊性起到了决定性的作用。4
182表1化学成分(%)和等效碳当量比较表钢材CMnSiPSCEA9130.161.600.400.0300.0300.43A5720.231.350.400.0400.0500.47SM490B0.181.600.550.0350.0350.47Q345B0.201.00-1.0.550.0400.0400.4960Q460C0.201.00-1.0.550.0350.0350.6570注：等效碳当量计算公式：CE=C+Mn/6+承重钢结构材料A913、A572、SM490B、Q345B(Cr+Mo+V)/5+(Cu+Ni)/15和Q460C的屈服强度、抗拉强度和伸长率等三大1.2屈服强度、抗拉强度较高力学性能比较详见表2。表2力学性能比较表钢材屈服强度抗拉强度伸长率22牌号厚度或直径N/mm与A913比较N/mm%A9134501.0055017A5723450.7745021SM490B>40-752950.66490-61021Q345B>50-1002750.60470-63021Q460C>50-1004000.89550-72017由表2可以看出，A913材料的屈服强度是稿）规定屈强比大于1.2的要求。不随厚度变化的，当钢材厚度尺寸较大时A913A913材料的伸长率偏低，说明它的塑性性的屈服强度较A572、SM490、Q345B高30%以上。能稍差。钢材随强度增大伸长率减小这是一般规由于钢结构的强度设计值是以钢材的屈服强度律，A913与Q460伸长率相当，也能满足上述设确定的，显然在构件内力相同情况下，采用高强计规范的要求。度的A913材料，能减小截面尺寸，节省用钢量。1.3产品为轧制H型钢A913材料的抗拉强度与表列其他材料相比A913型材制造过程中所采用的淬火和自回也有较大提高，钢材的抗拉强度是衡量钢材抗拉火过程(QST)及其所用装置是Centrede性能的指标,它不仅是一般的强度指标，而且直RecherchesMétallurgiques（CRM）–RueEmest接反映钢材内部组织的优劣。A913的屈强比为Solvay，11，B400，Liége（比利时）的专利，1.22也满足《构筑物抗震设计规范》（征求意见它的产品均为轧制H型钢，没有板材和其他形状5
183的型钢。早在1997年，我公司已从国内外有关资料抗弯模量、回转半径和稳定性相差较大，用它作中了解到高强度A913材料，它在国外的高层建柱截面，材料不能得到充分利用。于是我们想到筑上已得到了广泛的应用，我国九十年代初在妈了用两个H型钢拼成十字形截面的方案。湾电厂等的桩基工程中也已被采用。当时我们也2.1截面组成希望在某300MW锅炉钢架上试用，但因其截面形十字形截面由两个H型钢组成，先将其中状单一和规格数量不足，不能满足设计要求等原一个H型钢均分成两个T型钢，再将这两个T因，最终没有被采用。因此，如何利用A913材型钢分别与另一个H型钢拼接，焊接成十字形截料的有限规格设计出满足我们设计要求的截面，面，如图1所示。成为能否采用A913材料设计锅炉钢架柱的关2.2截面特性及其比较：键。两个H型钢拼成的十字形截面，可选用不同2十字型截面H型钢组合，因此截面级差减小，可供选择范围如上所述A913材料均为轧制H型钢，其材增大了，此外十字形截面，两个主轴方向惯性矩、料规格本来就极为有限，能用作柱的宽翼缘型钢抗弯模量和回转半径相近，其稳定性也大大提规格和型号更为难觅，它的最大规格为高，这样既解决了采用宽翼缘型钢承载能力不足W14x730，对于需承重3000t锅炉钢架主柱，其的问题，又达到了合理利用材料目的。工字型截截面面积尚不够大，不能满足承载力的要求；此面W14x730、十字型截面2-W36X359和板拼工字外，轧制工字型截面形状，两个主轴方向惯性矩、型截面700x1000x26/80的截面特性比较见表3。表3截面特性比较表计要求。同时W14x730已是宽翼缘H型钢的型号，3截面特性截面面积现有产品规格中，没有更大型号可供选用。抗弯模量(cm)回转半径(cm)2A(cm)与2-W36X359比采用焊接板拼工字型截面700x1000x26/80,WxWYixiy1W14x73013861.02其截面特性好，也能满足设计要求，但因为采用20940864520.7311.9022-W36X35913601.00焊接板拼截面，不能用高强度A913材料，为满115431154328.428.43700x1000x26/8017401.28足承载力的要求，不得不采用较大的截面面积，451502666830.127.7表中工字型截面W14x730和十字型截面与同样承载力的A913材料十字型截面相比较，2-W36X359它们的截面面积相近，但回转半径分其截面面积较高强度十字柱增大了28%，相应钢别为11.9和28.4，因此所对应构件的长细比λ材用量也随之增加。和稳定系数φ相差甚大，如在某工程中，采用十3高强度十字柱设计和制造中的技术问题字型截面2-W36X359已能满足承载力的要求，而A913材料在锅炉钢架中尚属首次采用，用采用截面面积相对更大一些的W14x730，则反而轧制H型钢拼成十字形柱在同行业中也未见先因为其长细比λ大、稳定系数φ低而不能满足设例。因此，在确定采用十字型柱截面方案后，尚6
184有一系列设计和制造的技术问题需要解决，通过对于十字型柱柱段间连接如果全部采用高强螺向材料供应商咨询、查阅资料、到相关企业参观栓连接，四肢翼缘和腹板共有8组螺栓，将给制学习以及与钢结构制造厂的协调，我们主要解决造和安装带来一定难度，为确保工程质量，经反了以下的技术问题：复研究和对比，我们采用了腹板全熔透焊接，四3.1拼接十字柱选用H型钢的系列个翼缘螺栓连接的方案。用来拼接十字柱较大截面可选W24、W27、此外，我们还研究确定了梁与柱、垂撑与柱W30、W33、W36、W40系列的H型钢，究竟采用等节点连接构造处理原则和具体要求，补充完善哪些系列和哪些组合，除考虑柱截面面积和截面了连接的计算方法和程序。特性外，还应考虑与锅炉本体布置以及制造、安3.4十字柱加工制造中的技术问题装过程中焊接和螺栓连接空间问题。经截面组合高强度十字柱对于外协的生产制造厂，也是试算、与锅炉本体协调、征求施工图设计单位和首次遇到的新问题，我们与外协厂技术人员一起制造厂加工制造的意见，决定采用规格较多、截到有关企业参观学习，在调研和查阅资料的基础面高度较大的W33和W36系列来拼接十字柱。上，进行试验，总结出了十字柱的加工制造工艺，3.2解决十字柱的局部稳定解决了A913材料的切割、焊接、钻孔等重要技为使十字形柱的四个肢能成为一个整体，确术问题。为顺利应用和推广高强度十字柱打下了保它们能共同工作，我们参照格构柱的设计原良好的基础。则，在每相邻两肢形成的四个平面内设置缀板，4高强度十字柱的技术经济效果并沿柱长每隔一定距离设置一道横隔（见图2），在以往锅炉钢架柱的设计中，为满足承载力从而在构造上解决了十字形柱的局部稳定问题。的要求，通常不得不增大柱的截面面积，对工字型截面柱，主要是加大和加厚翼缘板，主柱的翼缘板厚一般取40-80mm，个别翼缘板厚达到了100mm。2004年初钢材市场厚板紧缺，尤其是当业主要求板厚δ≥40钢板必须采用进口材料时，因为进口材料配额有限制，厚板定尺采购更是困难，订货周期长达半年以上，加上受供求关系的影响，进口钢板价格一路上扬，钢结构制造厂均为进口钢板所困，能否采购到价格合理的高质量3.3节点连接问题板材，成为能否如期交货和保证工程进度的首要通常轧制或焊接板拼H型钢柱，柱段间的连问题。接采用高强螺栓，腹板和两个翼缘共三组螺栓。要解决进口材料采购难的问题，必需另辟跷7
185径。我们与卢森堡阿贝得钢铁集团北京代表处联耗率8%降低了5%，材料利用率提高也就减少了系，进一步了解了A913材料的性能特点、定货总钢材耗量。从工程实践情况来看，采用高强度周期、市场价格等问题，经对比和试算决定采用的十字型柱后，综合各方面因素，每台锅炉中柱A913材料十字柱，将它用在承载力较大的中柱钢材重量可减少200多吨，扣除材料价差，可节上，这样既解决A913材料轧制工字型截面形状约资金近100万元。其技术经济效果是十分明显单一、承载力不足的问题，也解决了进口厚板采的。购困难的问题，在进口材料紧缺的条件下，确保参考文献了交货进度和工期，为公司赢得了信誉。[1]GeorgesAxmann《STEELGOINGSTRONG》A913材料单价较进口A572材料高10-25%，[2]《High-riseapplicationsandeconomical但是用来作高强度的十字型柱，它的屈服强度aspects》高、截面抗弯模量和回转半径大的特性能得到充[3]A913/A913M-97《淬火和自回火(QST)1高强分发挥，从而在相同荷载下十字柱能采用较小的度低合金结构型钢标准技术规范》截面面积，钢材总量能减20%以上。此外H型钢[4]《多、高层建筑钢结构节点连接》（03SG519）为定尺采购材料，用来拼成十字柱，材料损耗率中国建筑标准设计研究院出版可以控制在3%以内，较一般板拼H型钢材料损8
186220吨/时石油焦与煤混烧CFB锅炉脱硫工业试验研究赵长遂陈晓平吴新苑广存（东南大学热能工程研究所，洁净煤发电及燃烧技术教育部重点实验室,南京210096）摘要本文以一台混烧石油焦和煤的220t/h循环流化床锅炉为对象，进行了系统的脱硫性能工业性试验。得到了床温、Ca/S摩尔比、石油焦与煤配比等因素对锅炉脱硫效率的影响。通过对飞灰和石灰石煅烧产物孔隙结构和表观形貌的分析，从微观角度研究和探讨了锅炉运行参数以及脱硫剂特性影响CFB锅炉脱硫效率的机理，提出了相应改进措施。关键词脱硫；燃烧；循环流化床；锅炉0引言锅炉约有20多台。中国已成为世界上CFB锅炉数量和发电总容量最大的国家。中国是能源生产和消费大国。2005年，中由于种种原因，目前我国CFB锅炉的脱硫现国一次能源生产总量为20.6亿吨标准煤，比上[1]状还不很乐观。多数CFB锅炉还没有真正添加石年增长9.5%，其中原煤产量为21.9亿吨。由灰石脱硫，一些添加石灰石脱硫的电厂在脱硫系于煤炭在在我国能源消费中占很大比重，因此，统的可用率、锅炉脱硫效率等方面还存在不少问煤烟型污染是造成我国生态环境破坏的首要因题，离国际先进水平有一定差距。本文以一台混素。在我国大气中，约87％的SO2、60％的总悬烧石油焦和煤的220t/h循环流化床锅炉为对浮颗粒物、67％的NOx和71％的CO2均来自煤炭象，进行了系统的脱硫性能试验，研究了床温、的燃烧。燃煤排放的大量SO2和NOx也是我国酸Ca/S摩尔比、石油焦与煤配比等因素对锅炉脱雨形成的主要原因。继欧洲、北美之后，我国己硫效率的影响。通过对石灰石成分、飞灰和石灰成为世界上第三大酸雨区。我国由酸雨和SO2污石煅烧产物孔隙结构和表观形貌的分析，从微观染已造成重大的经济损失，面对新世纪，如何保角度研究和探讨了锅炉运行参数以及脱硫剂特持能源、经济和环境的可持续协调发展是我国面性影响CFB锅炉脱硫效率的机理。以期为提高我临的一个重大战略问题。国CFB锅炉机组的脱硫性能提供一定的借鉴。据查，中国预测资源总量为40017亿吨标准煤，其中煤炭资源占85％以上，我国以煤为主1试验对象和方法要能源的格局将长期存在。我国发电行业的煤炭1.1试验对象消耗所占比重最大，2000年约50％的产煤用于本文试验对象为某石化公司热电厂1台220发电，据预测，至2030年我国发电用煤量将达t/h的循环流化床锅炉，型号为220-9.8/540原煤产量的70％左右。-PyroflowCFB，由芬兰奥斯龙公司生产，2001与采用其它燃煤方式的锅炉相比，循环流化床锅炉具有燃料适应性广、脱硫效果好、NOx排年正式投运。该锅炉的设计燃料为烟煤50％＋放量低、负荷调节性能好等一系列优点，是一种石油焦50％（热量比），用石灰石作脱硫剂，国际公认的洁净煤燃烧技术，已在电力行业获得并作为循环物料的主要成分。锅炉布置有两台了一定比例的应用，并正在向大型化电站锅炉的高温旋风分离器，4个返料口，采用烟气再循环方向发展。我国目前已有2000多台35t/h～方式维持流化速度和调节炉温。入炉燃料从料仓480t/h不同容量的CFB锅炉投入商业运行，占全国发电锅炉台数的1/3，总发电容量25000MW，经链式给料机送至4个返料腿；石灰石粉储存在约占8%。从国外引进和国产的300MWCFB锅炉相石灰石粉仓中，采用气力输送方式将其送入4个继投运，在建和拟建的200MW级、300MW级CFB回料腿，与循环灰、燃料混合后一起送入炉内。9
187图1为该锅炉的系统简图。1炉膛二次风；2燃料二次风；3二级过热器；4高温旋风分离器；5一级过热器、省煤器；6空预器；7电除尘器；8引风机；9烟囱；10二次风机；11－次风机；12-高压风机；13燃料及石灰石给料口图1220t/hCFB锅炉系统简图Fig.1Schematicdiagramof220t/hCFBboiler1.2燃料及脱硫剂产自南京栖霞，另选南京下关电厂脱硫用石灰石试验用石油焦和煤的工业分析和元素分析和产自山东淄博的石灰石与其进行微观结构对结果列入表1，粒径分析结果示于表2，平均粒径比分析，3种石灰石的主要化学成分见表3。分别为2.18mm和1.84mm。脱硫性能试验用石灰石表1石油焦和煤的工业及元素分析Tab.1Proximateandultimateanalysesofpetroleumcokeandcoal工业分析（％）元素分析（％）热值（MJ/kg）燃料MarAarVarFCarCarHarNarOarSarQnet.ar石油焦6.160.9114.0478.8979.824.711.423.723.6132.61煤6.6021.998.6962.7264.292.000.664.100.3523.15表2石油焦和煤的粒径分布Tab.2Pariclesizedistributionofpetroleumcokeandcoal粒径范围＞642.81.430.90.450.25＜（mm）6～4～2.8～1.43～0.9～0.45～0.25～0.0970.097质量份额石油焦11.111.55.7118.414.222.29.196.141.56(%)煤9.99.063.7716.410.019.612.413.35.56表3石灰石化学成分1.3测试仪器Tab.3Chemicalcompositionoflimestones利用德国MRU公司生产的SAE-9型多组分烟石灰石Wt,%气分析仪对锅炉排烟中的SO2浓度进行在线检来源w(CaO)w(MgO)w(SiO2)测，该分析仪还可同时测量烟气中O2、CO2、CO、南京栖霞48.712.465.10NO等气体的浓度。在烟气取样管的外壁敷设电下关电厂55.320.880.20加热带，使烟气温度维持在约150℃，以防止烟山东淄博48.655.831.61气结露而影响SO2测量精度。10
188利用美国Quantachrome公司生产的在常压流化床锅炉中，石灰石中的CaCO3NOVA1000e型N2吸附仪对飞灰及石灰石煅烧产物遇热煅烧分解为多孔状CaO：进行孔隙结构测定。取7个比压力点进行等温吸CaCO32→+CaOCO(1)附，19个比压力点进行等温脱附，通过吸附、脱CaCO3煅烧析出CO2时，会生成并扩大石附曲线确定样品的比表面积、孔容和孔径分布等。灰石中的孔隙，从而为下一步的固硫反应（硫实验使用荷兰FEI公司生产的扫描电子显酸盐化反应）提供更大的反应表面积。微镜（SEM）对石灰石煅烧产物进行电子扫描，循环流化床锅炉中主要的固硫反应如观察和研究石灰石煅烧产物的表观形貌。下：1.4试验工况试验选择对脱硫效率影响较大且运行时较CaOSO++→1/2OCaSO224(2)易调整的一些因素如：焦煤比、密相区床温、钙CaOHS+→+CaSHO硫摩尔比等进行变工况试验，每个工况的具体参22(3)数要求见表4。CaS+2O→CaSO2试验结果及讨论24(4)2.1循环流化床锅炉脱硫机理CaCO+HS→++CaSHOCO煤中的硫主要以黄铁矿、有机硫和硫酸盐三3222(5)种形式存在。石油焦中的硫大部分为与碳键合在氧化性气氛下，CaSO较为稳定；在4的有机硫（如噻吩、硫醇、硫醚等），其余主要为黄铁矿硫和硫酸盐硫，偶尔也会有游离很强的还原性气氛下，则CaS较为稳定。硫。黄铁矿（FeS2）在燃烧条件下与氧反应生成2.2床温对脱硫效率的影响SO2。有机硫在大于200℃时可以部分分解，释密相床温度是影响CFB锅炉脱硫效率的放出H2S、硫醚、硫醇等物质，这些物质在大一个重要因素，在考察床温对脱硫效率的影于300℃时即可燃烧生成SO2；未分解部分和响时，石油焦/煤热量比实际控制在48：52，[2]氧气经燃烧反应直接生成SO2。Ca/S摩尔比维持在2.7。SO2排放浓度及脱硫表4锅炉脱硫性能试验预设工况效率与密相区温度的关系如图2、3所示，烟Tab.4Scheduledtestruns气中SO2的浓度为将实测值折算成过量空气工况蒸发密相炉膛出Ca/S焦煤比序号量床温口氧浓系数为1.4时的浓度值。由图可见，随着床120090000：1002.5温的升高，SO2排放浓度明显升高，脱硫效率22009002.50：1002.5迅速下降。3200900050：502.570042009001.550：502.560052009002.550：502.5)50062009302.550：502.5340072008702.550：502.5mg/m82008502.550：502.5300浓度(292009002.050：502.5SO200102009002.550：504.5100112009002～25：752.58508608708808909009109202.5床温(℃)图2SO2排放浓度与床温关系11
18998但由于脱硫剂表面孔隙过早堵塞，使扩散阻力升96高，另外，在高温情况下，已生成的CaSO4会重94[5]92新分解而释放出SO2：）90CaSO→++CaOSO12O88422(7)8684因而，循环流化床锅炉存在一最佳的脱硫温脱硫效率（％82度。8078为考察床温对脱硫剂孔隙结构的影响，对850860870880890900910920912℃和852℃下的飞灰样品（CaO的含量分别为床温(℃）16.58%和20.38%）进行了比孔容积和比表面积测图3脱硫效率与床温的关系Fig.3Effectofbedtemperatureonsulfur定，结果如图4所示。由图可见，当密相床温由removalefficiency852℃升高至912℃时，飞灰累积比表面积由221.9m/g降至1.29m/g，而累积孔容则由342×10循环流化床中的脱硫反应总速率主要取决－5－5于脱硫剂的反应速度、固体产物分布及孔隙堵塞cc/g下降到223×10cc/g。测试结果证实了当特性。硫酸盐化反应对SO2浓度是一级反应，反温度升高时，发生了孔闭塞，导致锅炉脱硫效率[3]应速度常数k可表示为：下降。111λ2.3Ca/S摩尔比对脱硫效率的影响=++(6)kkkDsmeCa/S摩尔比是影响循环流化床锅炉脱硫效率的一个重要因素，同时对脱硫的运行经济性也式中，ks为硫酸盐化反应的本征反应速度常数；有很大影响。在进行Ca/S摩尔比对脱硫效率的影km为颗粒外表面的气膜传质系数；De为内孔响试验时，密相区床温维持在874℃，焦/煤热量扩散的有效扩散系数；λ为反应界面至颗粒表比控制在49：51，Ca/S摩尔比分别取1.7、2.8面的距离。和3.1。试验结果如图5所示，可见，随Ca/S摩尔循环流化床中，脱硫剂颗粒具有良好的外部比的增大，脱硫效率提高。传质条件，气膜传质阻力可忽略。内孔扩散阻力CaCO3、CaO和CaSO4分子的摩尔体积分别为随反应时间的延长而迅速增加。床温对SO2脱除36.92ml/mol、17.26ml/mol和52.16ml/mol。与效率有很大的影响。当温度低于800℃时，脱硫CaCO3相比，CaSO4的体积增加了41.3%，因此，随剂孔隙数少，孔径小，反应速度低，脱硫效果差；着固硫反应的进行，会在脱硫剂表面生成致密床温高于900℃时，CaO内部的孔隙结构会发生部分烧结而减缓CaO与SO2反应的速率，导致脱硫效[4]率降低；温度过高时，虽然脱硫反应速率提高，12
1901425014014)12)-1200120V/(×10-112S/(×10·g10·g10010-1150-18880-5·A比表面积-2cc·A6比孔容100cc·g26m-5m累计比表面积602-2·g4累计比孔容504-140-1)2)22000dV(r)/(×100dS(r)/(×10010203040506070801020304050607080PoreRadius/APoreRadius/A912℃912℃2018350200))18-116300-116180V/(×10S/(×1014160·g250·g14-112-11214020012010cc·g-5·A10比表面积-2cc·A1502100m-58比孔容m8累计比表面积·g2-2680累计比孔容1006-1)460-1450)24020020dV(r)/(×10dS(r)/(×1010203040506070801020304050607080PoreRadius/APoreRadius/A852℃852℃图4不同床温下飞灰孔隙结构特性Fig.4Porestructureofflyashunderdifferentbedtemperatures的CaSO4薄层，它会导致脱硫剂孔隙和孔隙在循环流化床锅炉混烧石油焦和煤时，入口堵塞，阻碍SO2和O2进一步扩散到脱硫石油剂颗粒的内层进行反应。因此，必须增大86Ca/S摩尔比，才能保证一定的脱硫效率。84同时，增大Ca/S摩尔比也增加了SO2与脱82硫剂颗粒接触的频率，从而可以增加脱硫反(%)80应总速率和脱硫效率。78商用循环流化床锅炉的典型Ca/S摩尔比一般为脱硫效率761.5～2.5。通常，当Ca/S摩尔比增大到一定程度74后，其对脱硫效率的影响会减弱；而随着Ca/S721.61.82.02.22.42.62.83.03.2摩尔比的增加，锅炉的灰渣量会增加，灰渣物理Ca/S摩尔比热损失以及石灰石的煅烧吸热量同步增加，使锅图5脱硫效率与Ca/S摩尔比的关系炉的热效率有所降低，除尘设备的负荷增加。另Fig.5Desulfurizationefficiencyvs.外，富余的CaO将使NOX的排放浓度升高。因此，Ca/Smolarratio在保证一定脱硫效率的前提下，Ca/S摩尔比应控焦与煤的掺混比也是脱硫试验重点考察的制在合适的范围内。一个因素。试验工况如表5所示。在相同床2.4石油焦/煤热量比对脱硫效率的影响13
191温下，两个不同石油焦/煤热量比的工况的3的3种石灰石的化学成分分析结果可以看出，本脱硫效率分别为80%和82%，相差不大，可试验所用的石灰石中SiO2的含量高达5.1％，是见石油焦/煤热量比对脱硫效率的影响比较导致脱硫效率相对较低的原因之一。有限。3.5.2石灰石煅烧产物孔隙特性对比分析石灰石煅烧产物CaO的比表面积、比孔容和表5掺焦比对脱硫效率影响试验工况[11]孔径分布是判断CaO脱硫效果的一个重要依据，Tab.5Coke/coalratiotestruns它们对SO2在CaO孔隙间的扩散起着重要作用，从锅密[12]工炉焦/煤而直接影响到CaO捕捉SO2的能力。在相同运行焦/煤相Ca/S况负热量质量床工况条件下，摩尔CaO的孔隙结构特性对CFB锅炉的脱序荷比比温比号t/硫效果起决定性作用。3种石灰石煅烧产物的孔℃h隙结构特性如图6所示。121129:7122:788742.7(a)孔径分布221148:5240:60874石灰石煅烧产物的孔径分布特性采用最可2.8几孔径来定量分析。最可几孔径大，说明该种石2.5脱硫剂特性对脱硫性能的影响灰石煅烧产物内部的中孔和大孔所占比例较高，脱硫剂的特性主要包括：脱硫剂的化学成分这样气体在颗粒内部的扩散阻力相对较小，允许组成、煅烧产物CaO的比表面积、孔隙率、孔径反应气体快速进入颗粒内部。另外，大孔在反应分布和孔隙结构等，它是影响CFB锅炉脱硫效率过程中不易被脱硫反应产物所堵塞，在脱硫反应[6][7-9]进行一段时间后，仍有足够大的孔隙允许SO2的三大因素之一。据报道，在Ca/S摩尔比气体向颗粒深处扩散，从而有效地提高了脱硫剂为2左右时，循环流化床锅炉的炉内脱硫效率可[13]的钙利用率和总体脱硫效率。南京栖霞、淄高达85％～90％。而本文进行的脱硫试验中，多博和下关电厂3种石灰石煅烧产物的最可几孔数工况下的脱硫效率在80％左右，相对偏低。为径分别为15Å、19Å和18Å。可见，南京栖霞此，本文将本脱硫试验所采用的石灰石（产自南石灰石的孔隙结构分布特性最差，最不利于脱硫。京栖霞）与南京下关电厂脱硫用石灰石和产自山(b)累积比表面积东淄博的石灰石进行了特性对比，试图从脱硫剂石灰石固硫反应本质上属于气体和多孔性特性这一角度对脱硫效率偏低的原因作进一步固体之间的非催化气固反应，脱硫剂反应表面积的探讨。的大小是影响脱硫性能的非常重要的因素，CaO3.5.1石灰石化学成份对比分析表面积越大，与SO2接触的几率越大，越有利于石灰石中通常含有部分SiO2，在高温条件脱硫反应。脱硫反应速率与表面积的关系可用下[14][10]式表示:下，SiO2与CaO之间会发生以下的固相反应：2nK=−2.65()(SP)exp(ER/T)（12）22CaO++AlOα−→⋅⋅SiOCaOAlOSiO(8)dSO2232232式中，S为CaO的BET表面积；P为SO2的分CaOAlO++22α−→⋅⋅SiOCaOAlOSiOSO2232232(9)压；n为反应级数；E为反应活化能。该式表232CaOAlOSiO⋅⋅+232α−+→⋅⋅SiO2AlO23()CaOAlO232SiO2(10)明，脱硫反应速率与CaO表面积的平方成正比。CaOAlO⋅⋅++→2323SiO2CaOAlO232(2CaOAlOSiO⋅⋅232)南京栖霞、淄博和下关电厂3种石灰石煅烧产物(11)的累积比表面积分别为3.49m2/g、7.52m2/g和上述反应减少了SO2与CaO反应的机会。由表29.14m/g。因此，从累积比表面积的角度不难看14
192出，南京栖霞石灰石的脱硫性能也是最差的。重要参数，它在脱硫中的重要性可从容纳体积更(c)累积比孔容大的脱硫产物来解释。孔容积越大，越有利于孔容积是一个反映脱硫剂最终脱硫容量的6.0106.0105.55.59)9)5.05.0-18-184.54.5·g4.07S/(m·g4.07S/(m-13.5-13.56262·A3.0·g·A3.0·g2比表面积2比表面积55m2.5累计比表面积-1m2.5累计比表面积-1-1-12.04)2.04)1.51.5331.01.0220.50.5dS(r)/(×100.01dS(r)/(×100.0110203040506070801020304050607080PoreRadius/APoreRadius/A(a)下关石灰石(a)下关石灰石3362.070累计比孔容)32)60-12S/(×10比孔容28-11.5V/(×1050·g·g24-1比表面积-14020-1·A1累计比表面积m1.0cc·g-42m·g23016cc·A-1-412-120-10)0.5)81040dS(r)/(×10dV(r)/(×10-100.010203040506070801020304050607080PoreRadius/APoreRadius/A(b)南京栖霞(b)南京栖霞4.03.080803.5比表面积)70)2.5703.0累计比表面积S/(×10-1-1V/(×102.56060·g·g2.02.05050-1-1-11.5401.5比孔容40-4·Amcc·g2m·g2cc·A1.030累计比孔容30-1-4-11.00.5-12020))0.0100.510-0.500dV(r)/(×10dS(r)/(×10-1.00.010203040506070801020304050607080PoreRadius/APoreRadius/A(c)淄博石灰石(c)淄博石灰石图6三种石灰石煅烧产物的孔隙结构测试结果Fig.6Porestructureofcalcinationsproductsof3limestones脱硫反应的进行，脱硫剂的利用率和脱硫效率也就越高。南京栖霞、淄博和下关电厂3种石灰石2.6石灰石及氧化钙粒径分布对脱硫效率的影-2煅烧产物的累积孔容分别为0.63×10cc/g、0.76响-2-2×10cc/g和1.73×10cc/g，试验用南京栖霞石理论分析表明，当石灰石颗粒径在0～2mm，[15]灰石的孔容最小，因而最不利于脱硫。平均颗粒径在0.1～0.5mm时，脱硫效果较好。15
193本试验中所用的石灰石，由于细颗粒的含量偏高Fig.9MorphologyfromcalcinatedXixialimestone（见图7），而细颗粒在炉膛内停留时间很短，又很难被旋风分离器捕捉，得不到充分利用，影响了脱硫效率，因此也使本试验所得的脱硫效率偏低。7060504030质量份额(%)2010图10淄博石灰石煅烧产物表观形貌0Fig.10MorphologyfromcalcinatedZibo～0.0610.061～0.0970.097～0.1250.125～0.450.45～石灰石粒径(mm)limestone图7南京栖霞石灰石粒径分布3结论下关电厂、南京栖霞和淄博3种石灰石煅烧本文以一台混烧石油焦和煤的220t/h循环产物的扫描电镜分析结果如图8～10所示，与下流化床锅炉为对象，进行了系统的脱硫性能试验关电厂石灰石煅烧产物相比，南京栖霞石灰石煅研究，主要结论如下：烧产物的粒度分布均匀性很差，且细颗粒的含量1）随着床温的升高，SO2排放浓度明显升很高，因此十分不利于脱硫剂利用率和脱硫效率高，脱硫效率迅速下降。当床温升高时，脱硫的提高。剂发生了孔闭塞，因而导致脱硫效率下降。Fig.7Sizedistributionoflimestone2）随着Ca/S摩尔比的增大，脱硫效率明显增加，当Ca/S摩尔比增大到一定程度后，其对脱硫效率的影响会减弱，在保证一定脱硫效率的前提下，Ca/S摩尔比应控制在合适的范围内。3）石油焦/煤热量比对脱硫效率的影响有限。4）与两种参比石灰石相比，南京栖霞石灰石的SiO2的含量明显偏高，导致该种脱硫剂的脱图8下关电厂石灰石煅烧产物表观形貌硫效率相对较低。Fig.8Morphologyfromcalcinated5）与两种参比石灰石相比，南京栖霞石灰xiaguanlimestone石煅烧产物的最可几孔径最小，累积比表面积和孔容也最低，因此栖霞石灰石的脱硫性能相对较差。6）脱硫试验所用石灰石的细颗粒含量偏高，加之其煅烧产物的粒度分布均匀性很差，且细颗粒含量很高，因此本试验所达到的脱硫效率相对偏低。图9栖霞石灰石煅烧产物表观形貌16
194[8]杨海瑞，吕俊复，邢兴等．循环流化床锅参考文献炉污染物排放规律的热态研究[J]．电站系统工[1]国家统计局.中华人民共和国2005年国民经程，2000，16(3)：131-134。[9]岑可法，倪明江，骆仲泱，等．循环流化床济和社会发展统计公报[EB/OL].锅炉的理论、设计与运行[M]．北京：中国电力http://www.stats.出版没社，1998gov.cn/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/t20060227_402[10]谢峻林，罗金平，赵改菊，杨奎彬.煤燃307796.htm.2006，2，28.烧脱硫过程中影响无机矿物转化行为的因素[J].[2]郝吉明，王书肖，陆永琪编著。燃煤二氧化环境科学，2004，25（6）：26-31。硫污染控制技术手册，化学工业出版社，2001[11]贾力，刘立平.钙基吸收剂结构特性对年4月。脱除SO2的影响[J]．热科学与技术，2004，3（1）：[3]LiuHao，GibbsBernardM.Theinfluence91-94。oflimestoneadditionatdifferent[12]deBoerJ.H.,LippensB.C.,LipenspositionsongaseousemissionsfromaB.G.etal.J.ColloidInterfaceSci.,1966,coal-firedcirculatingfluidizedbed21:405-414。combustor[J].Fuel,1998,77(14)：1569[13]程世庆，骆仲泱，施正伦，等.脱硫剂微-1577.观结构对脱硫性能的影响[J].环境科学，2003，[4]寇鹏，武增华，等。颗粒尺度对钙基固硫剂24（4）：131-135的固硫反应影响规律[J]。燃料化学学报，2000，[14]刘现卓，赵长遂，钱晓东，吴新．孔隙结28(6):503-507。构对石灰石脱硫性能的影响[J]．热能动力工程，[5]王文选，王凤君，韩松，等.循环流化床2004，19（1）：77-81.中石油焦与煤混合燃烧SO2排放特性研究[15]CurranRA,TangJ.Cold-side[J]．燃烧烧科学与技术，2003，9（6）：507-510。desulfsurizationbyhumidificationoffly[6]刘妮，赵敬德，程乐鸣，等.脱硫剂反应活ashinCFBboilers[A].In:RubowLNed.性综合评价体系的研究[J].动力工程，2003，Proceedingsofthe13thInternationalConf23（2）：2229-2232。erenceonFluidizedBedCombustion[C].New[7]韩道汶，徐国荣．循环流化床锅炉脱硫试验York:ASME,1995,135-143分析[J]．锅炉技术，2001，32（12）：31-32。17
195天然气高级再燃降低NOx排放的实验研究王亚飞，罗永浩，陆方，胡砾元（上海交通大学热能工程研究所，上海200240）摘要：论述了天然气高级再燃降低NOx排放的原理，在多功能低NOx燃烧实验台上验证了天然气高级再燃降低NOx排放的效果，并与简单再燃进行比较，得到的减排效果明显优于简单再燃，在最优的工况下得到了86%的减排效率。对高级再燃低NOx燃烧过程进行了数值模拟，计算结果与实验结果吻合较好。关键词：锅炉；天然气高级再燃；NOx；还原0引言膛分为3部分：主燃区、再燃区和燃尽区。在我国的能源构成和消费中，煤炭占在本实验中采用的主燃燃料是煤粉，再燃有十分重要的地位，约占总量的70%左右。燃料是天然气。80%～90%的主燃燃料煤粉燃煤锅炉运行中产生的氮氧化物（NOx）给被喷入到过量空气系数SR1＞1的主燃区内环境带来了一系列严重的污染问题：酸雨、完全燃烧，放出大量的热，同时生成大量光化学烟雾、破坏臭氧层并影响全球气候的NOx；其余10%～20%的再燃燃料天然气等。但我国以煤为主的能源结构在相当长喷入到过量空气系数SR2＜1的再燃区内，的一段时期内难以改变，所以开发燃煤锅同时喷入N活化剂，在富燃料的还原性气炉NOx排放控制技术具有十分重要的现实氛和N活化剂作用的条件下，主燃区生成意义。的部分NOx被还原，再燃区尾部有部分未煤燃烧过程生成的NOx主要是NO，另燃烧的燃料随烟气进入燃尽区；往燃尽区外还有少量的NO2。根据NOx的生成原理及内通过空气，使燃尽区SR3＞1，再燃区内条件的不同，把它分为3个类型，即燃料未燃烬的燃料在燃尽区的富氧条件下完全型、热力型和快速型。燃料型NOx主要是燃烧。燃料中的N元素被氧化生成的，一般来说，再燃区内，CH4会在富燃料的条件下生燃煤的含氮量越高，则燃料型NOx的生成成CH、CH2、CH3、HCOO等含碳基团，这些量就越大。热力型NOx主要是在高温环境基团会与NO反应形成C-N键混合物，进而下（约1300℃以上）空气中的N2被O2以及形成一些含氮组分，如N、NH、NH2等，这反应生成的Ｏ根、ＯＨ根所氧化而生成的。些含氮组分可以与NOx反应生成N2。快速型NOx是由于在燃烧峰面上，空气中NH2+NO→N2+H2O（1）-的Ｎ２被ＣＨｉ粒子团氧化而生成的，一般NH2+NO→NNH+OH（2）在煤的燃烧过程中，快速型NOx的生成量NH+NO→N2+OH（3）很少。N+NO→N2+O（4）目前，降低燃煤锅炉产生的NOx的技术另外，再燃区内喷入的N-活化剂NH3主要有低NOx燃烧器技术、空气分级技术、在富燃料条件下也能生成诸如NH2、NH、NNH燃料分级技术、SCR（选择性催化还原技术）等还原性基团，-和SNCR（选择性非催化还原技术）。OH+NH3→NH2+H2O（5）1天然气高级再燃原理H+NH3→H2+NH2（6）本实验所研究的是高级再燃降低NOxNH2+O→OH+NH（7）排放的技术，即在简单气体再燃的基础上NH+OH→H2O+N（8）往再燃区喷N活化剂（N-Promoter），使再NH3+O2→NH2+OH（9）燃区生成大量的ＮＨ、ＮＨ２等还原性物生成的这些基团可以和再燃燃料形成质，使NOx的减排达到更好的效果。这种的C-N键化合物反应，生成N2，主燃区生技术减排NOx的原理如图1所示，它将炉成的NOx在这种还原性气氛下被还原成N2。
196保证煤粉的连续稳定燃烧，所以采用了电加热措施以模拟实际锅炉炉膛中周围的烟气火焰对所取燃烧工质的加热状况,加热温度可以通过电加热控制柜控制。图1高级再燃技术降低NOx排放示意图2实验装置及方法本实验采用的是多功能低NOx燃烧实验台，它是参照德国斯图加特大学20KWBTS实验台改进设计的，主要有以下几个图2实验台系统示意图部分组成：给粉系统、煤粉燃烧系统、加1-给煤机2-携带风3-一次风4-二次风5-热系统、测量系统、烟气取样分析系统以氨气喷口6-燃烧器7隔热层及控制系统等。其系统结构如图2所示，8-再燃燃料喷口9-烟气分析仪采样口10-主体是一根长2.5m、内径200mm的刚玉管，燃尽风喷口11-烟气尾气出口12-可控碳硅棒它固定在钢套中，刚玉管与外面的钢套之加热管间填充绝热层。实验台采用一维炉的形式，模拟锅炉实际燃烧沿垂直方向上的燃烧状本实验台主燃区采用的燃料为大同况。煤粉从顶部送入，炉膛内采用送、引煤，其成分分析如表1所示，由螺纹式供风系统，实验过程中炉内保持微正压环境。煤机供煤。再燃燃料使用的是陕甘宁天然尾部烟气取样和测量采用英国制造的气，其成分百分比如表2所示。实验所采Kane-MayQUINTOX烟气分析仪。由于实验用的N活化剂为氨气（NH3），用氮气作为台的负荷较小，煤粉的发热量不够，不能载气，其中NH3/N2=1：19。表1大同煤成分分析结果工业分析（%,ar）元素分析（%，ar）热值固(MJ/灰挥全定kg)分发硫碳CHNOA分VSQgr.vFC6317116.24.950.3.0....24.9328829722669847表2陕甘宁天然气成分百分比CH4C2H6C3H8其它95.9494％0.9075％0.1367％3.0064％
197实验台用风是通过一个压缩空气泵提图3中虚线表示的是再燃区温度为供的，通过串联的LZJ－10型玻璃转子流1200℃、SR2=0.9时不同NSR值的实际减排量计和LRG－4－X型数字式气体质量流量效率，可以明显看出高级再燃比简单再燃计后降低到0.1MPa，再通过一、二次风管有更高的脱氮效果。因为再燃区喷入的NH3以及燃尽风管进入炉膛。实验过程中主燃会通过式（5）和式（9）生成NH2等还原区进风量（一次风、二次风）和给煤量都性物质，从而增强了降低NOx排放的效果。保持不变，维持主燃区过量空气系数这也是高级再燃的脱氮效率之所以高于简SR1=1.1，通过调整再燃燃料的通入量来调单再燃的重要原因。实线表示数值模拟的整再燃区过量空气系数SR2达到设计值，计算结果，可以明显看出计算结果的趋势最后通过调整燃尽风量来使燃尽区过量空与实际相吻合。气系数SR3=1.2。再燃燃料先从气瓶经过减4结论压阀和LZJ－10型玻璃转子流量计，然后通过建立实验装置以及数值模拟的分从位于0.9m处的再燃燃料喷口进入炉膛析方法对高级再燃的脱氮效果进行研究，燃烧。氨气也是先从气瓶经减压阀和LZJ得出了高级再燃能有效的控制燃煤锅炉的－10型玻璃转子流量计，然后从一根位于NOx排放量，在最好的条件下可降低约86%炉膛顶部伸入到再燃区的刚玉管进入炉的NOx。通过比较验证了天然气高级再燃的膛，氨气在炉膛内的出口略低于再燃燃料脱氮效果要高于简单再燃，是更为高效的喷口，比再燃燃料延迟0.1s进入炉膛。降低燃煤锅炉NOx排放的技术。影响高级再燃脱氮效率的主要因素与目前比较流行的其它控制NOx排放有：主燃燃料类型、再燃区温度及过量空手段相比较，高级再燃有以下特点：结构气系数、再燃燃料的类型及停留时间、喷较SCR简单，易于对现有的燃煤锅炉实施氨量、喷氨延迟时间等。本实验主要考虑改造；减排效果明显优于空气分级和低的因素为：再燃区温度T2、过量空气系数NOx燃烧器，这有利于燃煤锅炉的氮氧化SR2及喷氨量。物排放达到更为严格的排放标准。3实验及数值计算结果参考文献：实验结果表明，所考查的三个影响因[1]罗永浩，徐华东，陆方.燃煤电站先进的素对高级再燃降低NOx排放效果都有比较低NOx燃烧技术[J].锅炉技术.2001（3）.明显的影响作用，通过优化组合这三个量[2]苏胜，向军，胡松，孙学信，张忠孝，可以得到很高的减排效率。一般来说，在朱基木，气体再燃降低NOx排放的实验研究[J].通入适量氨气的条件下，高级再燃的效果动力工程，2004（12）.要优于简单再燃。当再燃区温度为1200[3]张怡.天然气高级再燃还原NO化学动力℃、过量空气系数为0.9、NH3/NOx=1时，学模拟的研究[D].上海交通大学硕士学位论高级再燃的减排效率最高，可达到86%,如文，2005.图3所示。[4]DongleeHAN,M.G.Mungal.PredictionofNOxControlbyBasicandAdvancedGasReburningUsingtheTwo-StageLagrangianModel[J],CombustionandFlame119:483-493(1999).[5]E.Hampartsoumian,O.O.Folayan,W.Nimmo,B.M.Gibbs.OptimisationofNOxreductioninadvancedcoalreburningsystemsandtheeffectofcoaltype[J],Fuel82:373-384(2003).图3SR2=0.9、再燃区温度1200℃时[6]张强，李彦鹏，徐益谦.再燃烧还原NOx计算结果与实验结果比较机理及其技术发展[J].工业锅炉.2001（2）
198FGD系统的优化薛子畅薛雷（哈尔滨动力设备股份有限公司，哈尔滨150040）摘要：通常电厂烟气脱硫系统(FGD)的投资和运行维护费用是十分高的。根据各电厂的具体情况，优选适宜的FGD工艺，对选定的FGD系统进行认真、仔细的设计优化，同时在运行过程中对各运行参数进行优化，取得最佳的运行效果。最终降低FGD系统的投资和运行维护费用，以最小的投入和消耗来满足环保要求。关键词：FGD；优化1概述脱硫公司都在努力降低制造成本，但是电我国能源以煤碳为主。我国的环境污厂烟气脱硫系统的投资和运行维护费用仍染非常严重，二氧化硫排放是大气污染的然是比较高的，以大型火电厂湿法石灰石主要污染源之一。电力企业是二氧化硫的－石膏FGD系统为例，目前其造价约为排放大户，因此随着近年来国民经济的发100-200元/kW，在整个电厂的总投资比例展和能源消耗的不断增长，控制二氧化硫中依然占有很大的份额。这主要由以下三的排放，成为电力环境治理的主要问题。方面的因素造成：第一，选用脱硫工艺技根据国家“十五”、“十一五”期间电力环术不恰当，使得系统投资及运行费用增高；保产业政策，国家将支持脱硫环保产业，第二，在脱硫工程的设计及运行上存在着在这种产业政策的引导下，发电企业将从许多不合理之处，使得系统投资及运行费SO2排放总量和排放浓度两个方面进行技用增高；第三，目前市场上应用成熟的脱术改造，加大脱硫力度。脱硫方法可划分硫技术和关键设备大都是从国外引进，从为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫而造成投资及运行成本据高不下。（烟气脱硫）三类。燃煤的烟气脱硫（FGD）2FGD系统工艺的优化选择技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技烟气脱硫技术总体上可以分为三类：术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长湿法、半干法、干法。所谓湿法是指其脱的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方硫产物的最终形态为溶液或浆液的状态；法。所谓干法是指最终产物是干态的；而半干目前国内脱硫市场竞争比较激烈，各法是指脱硫过程中使用了溶液或浆液的状
199态的脱硫剂，但最终产物是却仍然干态的。主要有能源部研究会的评价体系、模糊综具体有石灰石－石膏法、海水法、双碱法、合评判体系等。无论是国内还是国外，评氨法、磷氨肥法、氧化镁法、碱式硫酸铝价指标大体上是类似的，主要是技术成熟法、钠碱吸收法、喷雾干燥法、LIFAC法、度，技术环境性能和技术经济性能，有的电子束法等。从技术设计方面考虑，湿法评价还加上了技术适用性。具体来说，对脱硫的脱硫效率较高，占地面积较大，工于一个具体电厂选择脱硫工艺时，应遵循艺系统比较复杂；干法／半干法的脱硫效以下的原则：率较低，工艺系统比较简单，占地面积比1）用的技术成熟，不应是试验性质较少。从运行费用及投资方面考虑，湿法的，运行可靠性高。脱硫技术的投资费用与运行费用较高；干2)根据处理后的SO2排放量进行评价，法／半干法的投资费用与运行费用相对较按其平均值与排放标准的比较分为：很好、低。好、中等和差四个等级，低于排放标准的《火力发电厂设计技术规程》为很好，达到排放标准的为好，接近排放（DL5000-2000)18.2.4条明确提出“发电标准的为中等，达不到标准的为差。厂应根据气象参数、全厂燃煤二氧化硫排3)选用FGD占电厂装机总投资的比例放量、二氧化硫排放浓度、二氧化硫落地和SO2单位脱硫成本作为综合经济性能评浓度等数据进行计算，优化确定烟囱高度、价的标准，在电厂规模、贴现和燃料性质烟囱座数、烟囱内筒个数及出口内径、脱等参数均一致时，单位SO2脱除成本和FGD二氧化硫量及脱硫效率”。但实际操作时，装机投资比例最低者即为最佳技术。许多电厂往往要求FGD系统能很好地适应4)脱硫工艺流程应尽量简单、操作简高硫煤，给出的燃煤含硫量比实际运行要便易于维护。工艺流程的繁简与可靠性、高许多，要求的脱硫率也尽可能地高，而维护工作量是密切相关的，工艺流程的复脱硫率与脱硫成本成指数关系，单纯的要杂必然也带来操作的繁琐，并要投入较多求提高脱硫效率势必造成投资成倍增加。的运行及维修人员。发达国家从20世纪80年代初就已经5)选择低运行成本。运行成本与所采开始对FGD系统进行评价和筛选，比较成用的工艺、脱硫吸收剂材料、脱硫副产品熟的体系有美国电力研究所的EPRI评价的综合利用、燃煤的含硫量、能耗、水耗、体系，英国煤炭研究所的IEA评价体系和运行操作维护人员等相关。美国能源部CCPT体系等。我国也有一些评6)已建电厂的扩建脱硫设备要考虑场价体系，比较简单，基本评价指标差不多，地和运行条件，老电厂上脱硫设备前应在
200是否上脱硫设备造价与支付排污费之间，硫性能以及副产品石膏的品质，考虑脱硫做经济分析和对环境影响的等综合分析。设备的排水水质及水量，为排水处理设备7)选择适宜的国产化方案可以降低建的优化设计提供重要数据；降低FGD系统设，并且国产化设备的备品备件也会降低阻力从而降低脱硫增压风机的动力消耗；FGD运行维护费用。选用高效率的辅机设备等；FGD系统启停总之，对新建单机容量大的机组、且及日常运行中操作的省力和合理性；运行燃用的煤种含硫量较高的电厂应选用脱硫操作的安全性、可靠性及简便性；高效且率较高的脱硫工艺。在老电厂进行改造或能使机器长寿命地运行；停运时防止浆液燃用中、低硫煤种时，可以选用投资少、沉积，尤其是对调峰机组要考虑从深夜和运行费用低、脱硫效率低的简易脱硫方案。周末的停运到正常运行的操作。不同地区、不同的城市间选用脱硫方案要3.2运行优化根据当地环保要求及自然情况来确定。脱尽管在设计时根据设计工况优化了各硫工艺方案选择时除考虑初投资外，更重种参数，然而在实际运行过程中，锅炉煤要的考虑计入设备折旧和还贷因素以后的种、负荷及烟气量、烟气温度、烟尘浓度、运行费用。单纯的最求高的脱硫率，在投吸收剂品质等是经常变化的，若根据原有资及运行成本上要花费不必要的昂贵代设计参数运行，可能会威胁发电机组的安价。全运行及FGD系统本身的运行。因此应根3FGD工艺的设计、运行优化据各个具体的情况进行优化，使FGD系统3.1设计优化处于最佳运行状态，提高FGD系统的利用进行基本设计时要根据处理的烟气状率和安全性，降低运行成本。优化的内容况及运行条件，从性能、工艺、节能及自可以包括以下部分：烟气挡板启停程序、动化方面优化设计从而降低FGD系统的成烟气挡板的快开时间、增压风机前压力控本，增加FGD系统运行的安全性。具体优制及保护、FGD的冲洗时间；循环泵的组化设计时考虑如下方面：除了遵守法规、合方式、浆液pH值、氧化效果、浆液密度、标准外，要考虑运行负荷变化时维持稳定吸收塔液位、除雾器冲洗时间；石灰石磨的脱硫及除尘性能；考虑烟尘及氯化氢、系统的优化、石灰石浆液的密度控制；水氟化氢等污染物对脱硫性能的影响，以及力旋流器分离效果、脱水机效果、石膏品GGH、旁路烟道烟气泄漏对策；在综合考虑质；电气保护定值、废水处理等等。合理与锅炉等设备的协调以及FGD系统整体性的优化运行不仅能保证FGD系统和发电机能的可靠性、经济性的同时，还要考虑脱组的安全运行，而且还能够在确保达到预
201期脱硫效果情况下，尽可能降低FGD系统推动烟气脱硫国产化的进程。近几年，随的运行、维护费用。着国家相关政策的重视，通过组织实施烟4FGD系统的国产化气脱硫技术与设备国产化示范工程，在引目前国内已建成的火电厂烟气脱硫工进技术并与国外公司合作的基础上，目前程中很多设备是从国外进口，国内负责土已经有很多脱硫技术开始实现国产化，并建和安装。不但增加运行成本，而且会因相继成立了很多具有规模的有国产化脱硫备品备件不能及时更换而影响设备的正常设计能力的脱硫公司。运行。由此不仅造成FGD系统的投资和运脱硫设备的国产化率低导致价格过行费用很高，并且给国家和企业带来很大高，有专家测算过，国产设备的价格只相负担。当于进口设备价格的一半到2/3。目前，我国地域大，各地情况不同，对于某在我国许多环保设备厂家的努力下，除了一具体的工程采用何种烟气脱硫工艺，必一些重要的检测、采样仪表和关键部位阀须因地制宜，进行技术、经济比较。但不门等少数设备以外，其他大部分脱硫设备论采取哪一种工艺，都必须考虑脱硫技术都已可以国产化，并有应用业绩。因此电和设备国产化的问题。国产化包括设计技厂在建设FGD系统的时候，完全可以考虑术与设备两方面的内容。首先必须实现设使其国产化率应尽可能的增大以降低整个计技术的国产化，如引进国外设备的，必FGD系统成本。须同时引进设计技术，并要消化吸收和创5总结新。其次是设备国产化，应区分已实现国因此，在火电厂建设脱硫项目时应根产化的设备、可以实现国产化的设备和短据各电厂的具体情况，优选适宜的工艺，期引进的设备三种不同的情况。对选定的系统配置进行认真、仔细的设计只有实现烟气脱硫设计国产化，才能优化，同时在运行过程中对各运行参数进按市场规则选用更多质量优良、价格合理行优化，取得最佳的运行效果，最终降低的国产脱硫设备，才有资格、有能力对脱FGD系统的投资和运行维护费用，以最小硫工程实行总承包，承担全部技术责任，的投入和消耗来满足环保要求。
202巴威公司SCR脱硝技术在燃煤锅炉上的应用黎耘高晓成(北京巴布科克·威尔科克斯有限公司，北京100043)摘要：本文首先简单回顾了SCR脱硝技术在世界上的发展历史，然后介绍美国B&W公司的在两个项目上的应用实例。美国B&W为台湾电力台中电厂提供的4x550MW机组脱硝装置是我国最早投运的电站锅炉SCR装置，从1995年开始陆续投入运行。Somerset电厂675MW燃煤机组SCR装置为美国第一台大型燃煤机组SCR改造项目，燃用高硫煤，脱硝效率不低于90%，而项目的建设周期仅仅为8个月。此项目从设计、性能和工期都成为SCR改造项目的典范。最后，本文介绍了美国B&W公司在脱硝实践中的几点体会。关键词：SCR脱硝台中电厂Somerset电厂0概述非臭氧季节也投运SCR设备。美国早在1959年就申请了利用氨作为还原美国采用排放权的方法来控制NOx的排放剂的选择性催化还原脱硝技术（Selective量。最近10年来，按照减排计划，美国NOx的CatalyticReduction,简称SCR）的专利。1973排放权已经减少了一半以上。对于采取了脱硝技年日本成功研制了钛基催化剂，并于1977年和术的公司，可以将其多余的NOx排放权出售。1979年在燃油和燃煤机组上成功投入商业运行。美国NOx有多个排放权交易计划，其中美国环发展到现在，SCR已经成为世界上应用最多和最保署的SIPCALL排放权交易计划，参加者有美为成熟的烟气脱硝技术。国19个州以及华盛顿特区。SIPCALL计划今年日本早期的SCR主要应用于燃油锅炉，其4月份NOx排放的交易均价为每吨2474.00美次为燃煤锅炉。到了20世纪80年代后期开始，元，高于同期SOx每吨744.76美元的平均交易日本的SCR大多应用于燃气轮机。欧洲SCR的价格，更远远高于我国每公斤约0.63元的NOx发展始于20世纪80年代后期，以燃煤锅炉为主。排污费。日本和欧洲的SCR市场到了20世纪90年代中作为美国大型电站锅炉的制造商和环保事期后开始萎缩。业的先驱，美国巴布科克·威尔科克斯公司早在美国在清洁空气法案1990年修正案里，专1982年就开始了SCR的研发工作，第一台SCR门制定了严密的NOx减排计划，美国的脱硝市设备于1986年投入商业运行，具有丰富的SCR场正式启动。在最近十年中，美国成为了世界上设计、供货和安装的经验，在北美脱硝市场的占最大的脱硝市场，SCR技术的更新几乎都来自于有率名列第一。美国SCR市场的发展和应用。比如Popcornash北京巴布科克·威尔科克斯公司于2005年的问题及其处理，PRB煤的对催化剂的劣化因初完成了从母公司美国B&W公司引进脱硝技术素，以及分区喷氨等烟气混合技术的发展和应用及进行人员培训的工作，并于2005年下半年开等。始参与起步的国内脱硝市场，截止到2006年4NOx和SOx一样，是我们环境中酸雨的来月在建SCR机组容量为1200MW。源。此外，NOx还会产生低空臭氧。低空臭氧在下面介绍美国B&W在我国台湾台中电厂以温度较高的夏季容易生成，NOx和碳氢化合物在及美国Somerset电厂大型燃煤机组中成功应用阳光的照射下生成的低空臭氧会严重危害人体SCR技术的经验。的身体健康。美国环保署1997年的报告指出，1台中电厂4x550MW机组脱硝装置的经验研究表明，由于夏季臭氧水平提高而导致呼吸系1.1项目概况统疾病入院就医人数上升近20%。因此美国的中国大陆首台SCR设备于1999年在福建厚SCR设备早期只在臭氧季节（每年五月一日至九石电站投运。但是中国最早的电站锅炉SCR脱月三十日）运行，不过，现在越来越多的电厂在硝装置安装在我国台湾台中电厂5～8号机组，
203从1995年开始陆续投入运行。NOx,ppmvd@6%O22001901991年，台湾电力公司对台中电厂5～8号O2,%,干基3.31.0机组4x550MW锅炉以及包括脱硫脱硝等在内的H2O(％)9.814.5附属设备进行国际招标，美国B&W公司最后中SO2(ppmvd)4441287标。锅炉按照燃用100%烟煤和100%重油设计。SO3(ppmvd)4.425.7燃用煤质的挥发分24~35%，固定碳40~60%，固体颗粒(g/m3)5.95-水分5~15%，灰分8~19%，含硫量0.4~1.5%。出口烟气成份锅炉点火和稳燃采用轻柴油。NOx,ppmvd@6%O2<100<100用户要求SCR设备在燃用烟煤或者重油的情NH3,ppmvd@6%O2<5<5况下都能满足脱硝效率的性能要求。主要的设计脱硝效率（%）5047.4条件和性能要求见表１，其中NOx排放不大于催化剂烟气阻力(Pa)300300100ppm，燃煤时脱硝效率不低于50%。相对来说，脱硝效率不是很高，但是相对于当时台湾环1.2SCR系统的设计保部门不高于500ppm的排放要求，是相当先进由于要求的脱硝效率不是很高，从项目的性了。价比考虑，锅炉本体、SCR系统和空气预热器紧表１台中电厂SCR系统的主要设计条件凑布置：锅炉尾部竖井采用较少的对流受热面，燃料设计煤重油空气预热器布置在锅炉本体最后一排柱外面，而烟气流量(kg/hr)2,269,4401,997,280SCR反应器布置在空气预热器上方。SCR系统烟气温度(℃)371374烟道的走向与没有SCR系统时差别不大，没有进口烟气成份为SCR系统专门设置上升段，见图1。图1.台中电厂5~8号机组4x550MW在这种紧凑的布置下，进入反应器前的烟道统烟气在各种工况下的流动进行了研究，在SCR长度相对较短，因此要特别关注烟气和氨的混合系统烟道里面布置了多孔板、导流板以及直流格以及烟气速度分布的均匀性。美国B&W公司通栅等，SCR系统烟道及反应器布置见图２。过数值模拟和1:10的物理模化试验，对SCR系
204图2.台中电厂5~8号机组SCR系统烟道及反应器布置每台锅炉有两个反应器，每个反应器内布置气污染物排放标准》要求，台中电厂5~8号炉在三层节距为6mm的板式催化剂，催化剂总用量2001年要低于250ppm，在2003年要低于3为351.2m。喷氨栅格布置在催化剂前大约21100ppm。米的位置，每套喷氨栅格由12个垂直布置的喷为了适应NOx排放要求的发展，并保持一定氨管和８个水平布置的喷氨管组成，管上开有共的前瞻性，台中电厂决定对5~8号炉做进一步的212个喷氨孔。每路喷氨管都有一个手动调节阀，改造。在原设计的一层预留层的基础上，再添加在调试时调整氨的喷射均匀性。一层催化剂。这样在预留层添加后，催化剂就由脱硝剂为无水氨，四台锅炉的SCR系统共配原来的三层变为五层，脱硝效率提升到80%。3有４个储氨罐，每个的容积为170m，可储存一改造的设计、制造以及安装施工仍然由美国台锅炉一个月的用氨量。无水氨采用闭式蒸发系B&W公司负责。反应器内钢结构进行了调整，统，每两个储氨罐配置两个电加热蒸发器。氨罐以增加催化剂的布置空间。催化剂总量由原来的33的最低工作压力为345KPa，当氨罐的压力过低351.2m增加到了582m，并对整体钢结构进行时，就启动电加热蒸发器以保证供氨压力与氨气了补强。氨系统中无水氨蒸发器、氨气流量调节的流量。阀以及稀释风机进行了更换，其余基本不变。在1.3运行和改造新的脱硝效率下，无水氨储存罐的储存天数由原4台锅炉基本上按照6个月的时间差依次投来的一个月缩短为19天，仍然能满足氨的储存运。最早的５号机组于1995年三月点火烟气，的需求。同年九月锅炉带满负荷，10底完成SCR系统性改造首先在７号机组上进行。改造利用了锅能试验。4套SCR系统的性能都全面满足设计要炉的大修时间，停炉的时间为2000年2月9日求。至3月21日共42天。详细施工时间见表2。7在机组安装之时，台湾环保局仅仅要求NOx号机组在2000年4月进行性能试验，SCR的脱排放值不高于500ppm。而按新的《电力设施空硝效率为82.6%，远高于80.3%的保证值。
205表2台中电厂7号机组SCR系统改造施工日程项目施工内容日期(工作天)1锅炉停机、冷炉2.9~2.11(3)2原催化剂吊离2.14~2.22(7)3钢结构补强2.15~3.1(12)4新催化剂安装3.2~3.8(5)5原催化剂安装3.9~3.15(5)6检查、封炉3.16~3.20(3)7旧催化剂清理（厂外）2.15~3.38更换蒸发器、风机等12.27~3.79仪电设备安装测试2.10~3.14脱硝效率越高，对SCR系统烟道内烟气与氨脱硝设备的主要性能参数见表3。其中，由于煤的混合以及分布均匀性的要求就越高。美国中的含硫量很高，要求SO2到SO3的转化率不B&W按50%的脱硝效率设计系统，最后进行高于0.75%。80%脱硝效率的改造，能获得超过预期的效果，说明了B&W公司的混合系统的有效性、可调性表3.Somerset电厂SCR系统主要设计参数和稳定性非常出色。虽然如此，改造还是付出了名称数据不小的成本。因此在设计脱硝效率时，最好是一机组容量675MW次到位。进口NOx值0.55lb/MBtu2Somerset电厂675MW机组脱硝装置的经验出口NOx值0.0552.1项目概况lb/MBtu1999年，美国B&W公司完成了美国AES电脱硝效率90%力公司Somerset电厂675MW燃煤机组SCR脱漏氨率<3ppm硝设备的安装和调试，电厂脱硝设备于同年七月催化剂化学寿24,000hr投入运行。这是全美首台大型电站燃煤锅炉SCR命改造项目。Somerset电厂靠近美国水牛城，其SO2到SO3的0.75%675MW燃煤机组于1984年投入商业运行。改造转化率前，此机组为美国纽约州最大的单个NOx排放烟气温度650℉源，每天排放大约32吨NOx。煤质特性1998年８月，美国电力公司进行了电厂脱硝含硫量2.5%~3%设备招标工作。电厂对包括SCR、SNCR、低灰中CaO含量3~6%NOx燃烧器和顶二次风等在内的各种脱硝的技煤中As含量<10ppm术方案进行了比较，最后确认只有SCR适合于本项目。招标书技术规范仅三页，要求供方完成2.2SCR系统的设计能够达到90%脱硝效率的交钥匙工程。从发标到Somerset电厂SCR系统布置见图3。由图可投标仅有10天时间，评标5天时间。业主从设见，在省煤器和空气预热器之间有足够的空间来计、施工、工期以及性能保证等方面对投标方进布置SCR烟道，不用对省煤器和空气预热器进行了评估，最后在1998年9月底把脱硝合同授行修改和移位。由于省煤器出口烟温较低，在满予美国B&W公司。紧接着，脱硝设计立即开始负荷下只有343℃，因此设置了省煤器旁路，以进行，8个月后，脱硝设备投入运行。在低负荷时提升进入催化剂的烟气温度。脱硝设锅炉燃料的主要来源为匹兹堡烟煤，其含硫备是为臭氧季节运行设计，因此设计了反应器旁量高达2.5%~3%，高位发热值为13,100Btu/lb。路。反应器旁路采用零泄漏的双挡板，反应器进
206出口采用单挡板设计。和两个空气预热器相对氨的喷射系统采用了先进的分区控制技术。应，SCR系统有两个平行烟道和反应器。氨的喷射格栅位于SCR水平烟道段，在每个烟反应器内催化剂采用3+1层布置，初装3层道截面上设置了3x7共21个氨的喷射控制区，3共897m的6mm板式催化剂。每一层催化剂模每个区的氨气流量都可单独调节，每个区布置有块的阵列为12x12，共144个催化剂模块。20个喷嘴。采用分区控制的喷射系统可以通过3氨存储系统采用两个体积为170m的储罐，调节使喷氨流量与烟气中的NOx分布达到最佳可存储脱硝系统两周的用氨。氨的卸载系统使用的匹配，以获得均匀的氨硝摩尔比分布，满足高了两个100%负荷的卸氨压缩机。氨的蒸发系统脱硝效率所要求的反应器入口烟气条件。为闭式，配有三个电加热式蒸发器。图3.Somerset电厂675MW机组SCR系统反应器入口的烟气条件，即烟气混合效果和在省煤器烟气旁路投入运行的情况下，烟气温度流动的均匀性，是高效率的脱硝系统设计的关分布状况将恶化。而物理模化试验则未能预测到键。B&W公司采用了数值模拟(CFD)技术，并这种情况。由此，利用数值模拟对烟道内的导流建立了一个1:12的物理模型来确保烟气流动设板进行了优化设计，并且用物理模化试验验证。计的性能。CFD和物理模化试验的目标是：修改后的设计满足了以上目标要求。1.烟气速度的均方根偏差在反应器入口低2.3安装和运行于15%，在其出口低于10%。由于工期短，Somerset项目采用了设计和施2.氨硝摩尔比的均方根偏差在反应器入口工同步进行的方法，很多施工在相关设计没有正低于5%。式完成的情况下就开始进行。脱硝系统的设计工3.反应器入口的烟气温度偏差低于±20作于1998年10月初开始，施工和安装于12月℉。中旬开始，项目执行的周期见图4。美国B&W4.减少烟气阻力。的设计部门及安装公司与用户紧密合作，从一开5.减少烟道内的积灰。始就对安装、发货、采购和设计统筹考虑，对时其中物理模化对于烟气混合的情况只能通过间、成本和施工质量进行了良好的控制。示踪法定性观察，而CFD可以获得定量的结果。按最初的设计，以上的目标除了烟气温度偏差以外，都能很好地得到满足。数值模拟计算的结果，
207采用的是蜂窝式。现在电厂SCR设备运行已经不限于臭氧季节，而是全年运行。3B&W公司SCR工程经验总结美国B&W公司从多年SCR系统的设计、供货和安装的经验中得到如下的结论：1)SCR系统并不是简单附属在锅炉后面的一个独立的设备。SCR系统布置在锅炉的省煤器和空气预热器之间，其和锅炉主体结构上的配合还在其次，锅炉在各种运行条件下对SCR系统运行的影响以及SCR系统性能对锅炉运行的可图4.Somerset项目执行工期靠性的影响需要进行综合的定量和定性的考虑。SCR系统设计的成功，需要对锅炉的性能以及运锅炉于1999年5月14到6月26日停炉进行行实践有着深层次的理解。SCR烟道系统和电控系统与锅炉的连接。SCR2)美国SCR项目中，安装成本占大约50%。系统于1999年7月5日投入运行，经过调试，因此，在设计中注重安装成本是降低工程造价的系统的脱硝效率达到了设计的90%，氨的泄漏关键。这就需要在设计阶段，设计人员和安装公率为1ppm。司尽早进行有效的沟通和配合。在烟道断面的烟气速度和NOx浓度的变化，3)合理的工期是项目成功的重要因素。虽然使得各区域对喷氨量的需求不同。由于氨的喷射Somerset电厂SCR工程竖立了紧迫工期下项目系统采用了分区控制技术，使得系统的调试变得执行成功的一个典范，但是更加正常的合理工期快捷有效。最初的调试是在50%脱硝效率所需的可以使设计优化工作和项目执行更加自如。喷氨量下进行，以避免在调试过程中由于喷氨的4)数值模拟(CFD)和物理模化试验是保证烟分布不均匀造成漏氨过大。通过对反应器出口气流动和混合的均匀性的重要手段。B&W公司84个取样点NOx浓度的测量，对各喷氨区对应经过试验和大量运行实践验证的CFD技术，可的管线上的手动调节阀进行调节，直到反应器出以灵活地提供定量分析。CFD设计对于每个SCR口的氨硝摩尔比分布偏差小于15%。然后依次进项目都是必须的，能够对烟道系统设计提供有效行脱硝效率为70%和90%下喷氨系统的调节。的依据。物理模化试验虽然提供的定量数据比较由于工期很短，因此，在最初的设计中，并少，但是在新技术的研制过程中，可以对CFD没有足够时间对系统进行最优化的设计。比如最设计的结果进行很好的验证。另外，在SCR烟早NOx采用多点烟气抽取－混合测量系统，经道系统非常规布置，走向比较复杂的情况下，物过运行证明，其稳定性不是很好，另外，反应器理模化试验也可提供一个很好的参考。出口烟气挡板因框架变形在操作时有卡涩现象。5)每个脱硝项目都是单独为特定用户定制经过NOx测量系统的更换以及烟气挡板框架的的。SCR系统的设计要根据锅炉的运行条件和用加固以后，整个SCR系统运行情况良好，全面户的要求进行专门的设计。从世界范围来看，满足了用户的技术要求，获得用户好评。SCR技术从日本起步，在应用到欧洲的时候，出在后面的几个臭氧季节的运行中，整个设备现了As的毒化的问题，发展到美国的时候，出的运转正常，烟道内积灰轻微，催化剂取样化验现了爆米花灰以及PRB煤的问题，都给SCR技的结果，其活性衰减的速度低于预测值。电厂于术的发展提出了挑战。因此对于每一个工程，要2004年按计划安装了预留层的催化剂，催化剂应用自己丰富的经验和数据库，充分考虑和预测
208可能出现的情况，并采取相应的措施，才能保证报告，温恒正、李建平等，《燃烧》2002年脱硝项目的成功。第三期，台湾。参考文献：4.SCRSystemOperatingExperienceatAES1.2200MWSCRInstallationonNewCoal-FiredSomerset,D.Town&D.MonninatProject,D.Tonn&T.UysalatICACForumPOWER-GENInternational2002,USA.1998,USA.5.Engineering-economicevaluationofSCRNOx2.RecentSCRRetrofitExperienceonCoal-Firedcontrolsystemforcoal-firedpowerplants,H.Boilers,W.Nischt&J.BigalbalatChristopherFrey,ProceedingsoftheAmericanPOWER-GENInternational1999,USA.PowerConference,Vol.57-II,April1995.3.台中发电厂五至八号机SCR脱硝效率提升
209循环流化床锅炉环保特性的认识与分析东方锅炉唐勇郑兴胜（东方锅炉（集团）股份有限公司，自贡643001）摘要:本文就环保和脱硫指标的理解、循环流化床（CFB）锅炉清洁燃烧的理论介绍，典型CFB锅炉运行的实例分析，利于对CFB锅炉的环保特性做出正确评价。关键词:循环流化床锅炉；排放标准；脱硫效率0前言85%），且不可能高于90%，所以不能满足二氧化硫排放要求；现投运的CFB锅炉，还不循环流化床（CFB）一开始就是因适应能完全满足NOx的排放要求，需要增加脱硝了当今资源综合利用、环保要求日益严格装置（NCR）；不同看法则认为：循环流化的发展趋势，从而得到快速发展，CFB具有床锅炉运行是炉内石灰石脱硫的最佳温清洁燃烧、高效、燃料适应性广、调节特度，合理的Ca/S条件下，其脱硫效率可以性好等特点。近二十年，CFB技术得到突飞大于90%，而且，脱硫效率不是判断能否达猛进的发展，容量等级从当初的20t/h发展标的依据；低燃烧温度和分级送风，从形到现在的1025t/h，成为我国清洁燃烧领域成机理上限制了NOx的生成，NOx排放很低，中发展最迅速、工程运用最多的技术！CFB无疑是一种清洁燃烧技术。随着大量大大小小的CFB锅炉投入运本文就环保和脱硫指标的理解、循环行，或多或少暴露出一些问题：其实际运流化床（CFB）锅炉清洁燃烧的理论依据，行效率似乎不如煤粉锅炉高；实际的燃料以及典型CFB锅炉运行实例分析，便于对适应性，似乎也不能完全满足燃料供应的CFB锅炉的环保特性做出正确而客观的评杂乱性；实际运行时的有害物排放似乎没价。有理论计算的好，特别是随着国家环保标准的提高，CFB的环保特性（主要是排放指1.燃煤分类与环保标准标）能否满足发展的需要。评判CFB排放能否满足环保要求，我们CFB是否还能维持清洁燃烧领域的先首先一是应搞清其燃用的燃料特性及分进地位，是否还需要大力发展，现在似乎类，二是环保标准的指标要求。又成了一个值得讨论的问题。针对循环流化床（CFB）锅炉的环保特1.1燃煤分类性，当前有许多不同看法，甚至有比较极我国动力用煤主要有无烟煤、贫煤、烟煤、端的观点。一种看法认为:CFB锅炉炉内石褐煤等，根据煤中硫含量的多少，煤又分为灰石干法脱硫，其脱硫效率较低（≦80～低硫煤、中硫煤、高硫煤三类,见表1。
210表1发电用煤国家分类标准（VAMST）煤种名称等级代号分级界限鉴定方法全硫Sd.t低硫煤1级S1≦1%煤中全硫的测定方法（GB214-77）中硫煤2级S2>1%～同上2.8%高硫煤3级S3>2.8%同上*折算硫份St.zs低硫煤1级S1≦0.2%煤中全硫的测定方法（GB214-77）中硫煤2级S2>0.2～同上0.55%高硫煤3级S3>0.55%同上*注：折算硫份St.zs=4168Sd.t/Qnet.ar，物理断增长，原有GB13223-1996标准中二氧化意义为每1000大卡热量中硫含量。硫最高允许排放量限值过于宽松。S含量实际燃煤中，全硫含量（Sd.t）相同≤1%,SO2最高允许排放浓度为3的煤，其热值可能变化较大，同等级的电2100mg/Nm；S含量>1%,SO2最高允许排放3厂，锅炉热输入是基本相同的，因此在比浓度为1200mg/Nm。该标准与欧盟、美国、较锅炉排放和添加石灰石脱硫时，应以煤英国等发达国家相比有较大差距，与一些中的折算硫分（St.zs）来分析和判断，这比发展中国家比也有一定差距，因此在单纯用硫含量（Sd.t）大小更为科学。GB13223-1996标准基础上重新制定了更加严格的污染物排放标准，即1.2排放标准GB13223-2003标准。下表2、表3为国内外随着国民经济的发展和能源需求的不火电厂污染物排放标准对比。3表2国内外火电厂二氧化硫排放浓度（单位：mg/m）标准GB2003标准GB96标准欧盟菲律宾英国美国印尼朝鲜在用电厂仅规定全厂1200～2100400～20001090400～2000148015001430排放量新建电厂400～12001200～2100200～850760400740750770
2113表3国内外火电厂NOx排放浓度（单位：mg/m）标准比较GB2003标准GB96标准欧盟菲律宾美国印尼朝鲜在用电厂650～1500―650～130010908601700720新建电厂450～1100650～1000*200～4001090617～737850～720720从上述各国对污染物的排放标准可以区域氧浓度越高，SO2析出也越多。因此，看出，对污染物都是控制其排放浓度，对单从提高SO2的析出率而言，燃烧温度越锅炉的脱硫效率都没有作出相应的规定，高，过剩空气系数越大，SO2排放越高。脱硫效率不具有唯一可比性。因此评判电2.2影响脱硫效率的主要因素厂污染物的排放是否达到要求，应该看其脱硫效率的影响因素很多，脱硫剂品污染物排放浓度是否满足国家或当地标种、粒径、流化速度、床温、Ca/S摩尔比准。等诸多条件变化的都会导致脱硫效率的不2循环流化床锅炉环保特性的认识同。床温、Ca/S摩尔比对脱硫有很明显的2.1CFB脱硫原理影响，测试表明（见图1），Ca/S摩尔比增循环流化床（CFB）锅炉炉内脱硫，是加，脱硫效率增加，运行床温约870℃脱将喷入炉膛的CaCO3高温煅烧分解成CaO，硫效果较好。运行床温在860～870℃范围，与烟气中的SO2发生反应，生成硫酸钙，Ca/S摩尔比在1.5左右即可达到70%的脱从而达到脱硫的目的。硫效率，Ca/S摩尔比在2.2左右时，脱硫石灰石脱硫过程主要分以下三个步骤效率则可达到85%以上；但运行床温在900来完成：℃以上，要达到同样的脱硫效率，Ca/S摩1)石灰石的煅烧分解尔比则要达到2.5以上。CaCO3=CaO+CO2-178kj/mol2)硫的析出和氧化S+O2=SO2SO2+1/2O2=SO33)硫酸盐的生成CaO+SO2+1/2O2=CaSO4+500kj/mol燃料煤中的硫可以分为有机硫、黄铁矿硫两大部分，也含有少量硫酸盐硫。有关实验表明，煤在被加热和燃烧的过程中，图1床温、Ca/S摩尔比与SO2的析出呈现出明显的阶段性。脱硫效率的关系曲线对SO2析出影响最大的因数是床温和过剩空气系数。实验表明：SO2析出率随着床2.2.1Ca/S比对S02排放指标的影响温的升高而单调增加：过剩空气系数越大，Ca/S摩尔比是影响锅炉脱硫效率和S02
212排放的首要因素。在不投石灰石的情况下，量。在机组正常运行过程中，可以通过检S02排放与燃煤的含硫量成正比，燃烧时燃测S02排放指标的变化，调节加入脱硫剂的料硫约有30%残留于灰渣中，70％以气体量来控制S02排放指标。形式逸放出来。此时S02排放浓度大致取决不同的煤种有不同的元素成分，含硫于燃煤中无机硫的析出程度和燃煤本身的量、含氮量、发热量以及不同的灰中Ca0自脱硫性能(煤中含有CaO、CaC03)。量(自脱硫能力)，从而使脱硫性能和效率工业循环流化床锅炉的运行实践表发生变化。明：随着添加石灰石量的增加，脱硫效率2.2.4石灰石品质对S02排放指标的影响逐渐提高，在Ca/S摩尔比小于2.5的范围石灰石品质对S02排放指标的影响十内，脱硫效率随Ca/S摩尔比的增加提高很分敏感。不同品种的石灰石反应性能差异快；当继续增大Ca/S摩尔比时，脱硫效率很大，具有不同的CaC03含量、晶体结构和增加速度明显减慢。而且，过高的Ca/S摩孔隙特性，从而影响脱硫性能；一般应对尔比还会带来一些副作用，如灰渣物理热石灰石做热重分析（TGA），测定其反应率损失增大、NOx排放提高。指标，从而准确推算钙硫比（Ca/S），工程CFB锅炉实验和工业实践表明：为保设计中选择脱硫剂品种时除考虑其化学成证脱硫效率>90％，较经济的Ca/S摩尔比分外，更重要的是反应率指标。为1.8～2.2。2.2.5石灰石入炉粒度对S02排放指标的影2.2.2Ca/S比对成本的影响响对确定的煤质，当Ca/S摩尔比增加脱硫剂的粒径分布对脱硫效率有较大时，脱硫效率就会提高，但Ca/S摩尔比的影响。一次反应条件下，较小的脱硫剂粒增加会带来成本的增加，主要包括：度，脱硫效果较好。一方面，脱硫剂粒度1）随着Ca/S摩尔比增大，石灰石系越小，对NOx的刺激作用越小，脱硫温度统容量增大，带来工程项目基建投资的增可以相对稍高，燃烧更完全，脱硫效率也加；相对提高。另一方面，减小石灰石颗粒的2）随着Ca/S摩尔比增大，为保证脱尺寸能增加其表面积，从而提高反应面积。硫效果，添加的石灰石量将增加，带来运循环流化床锅炉石灰石粒径一般采用0～行成本的增加。2mm，平均为100～500μm。但脱硫剂的粒2.2.3煤质特性对S02排放指标的影响度也不是越小越好，如果脱硫剂的粒度太S02的排放指标直接受到燃煤中含硫量小，不能参与CFB灰循环，只会增加其以的影响。燃煤中含硫量越高，S02排放的绝飞灰形式的逃逸量，降低脱硫剂利用率，对值就越大，为了降低S02排放量，首先希从而引起脱硫效率的下降，一般脱硫剂的望燃用低硫煤；当设计煤种确定以后，则平均粒径不宜小于100μm。最佳的脱硫剂必须通过提高脱硫效率来降低S02的排放粒度与CFB锅炉设计参数有关，既要提高
213一次反应率，又要利用CFB的循环特性，3.1内江高坝电厂多次利用，CFB锅炉制造厂商一般会根据内江高坝电厂100MWCFB锅炉为九十自己的技术特点，推荐最适合的脱硫剂粒年代引进芬兰奥斯龙公司产品，是全国的度要求。CFB示范工程，燃用川南高硫无烟煤，长2.2.6燃烧温度对S02排放指标的影响期投石灰石脱硫。燃烧温度(床温)的影响主要在于改变3.1.1燃料特性了脱硫剂的反应速度、固体产物分布及孔锅炉燃用无烟煤，煤质资料如下：隙堵塞特性，从而影响脱硫效率和脱硫剂的利用率。符单设计南校核芙蓉名称实验研究表明：燃烧温度若小于800℃号位川煤种无烟煤时，脱硫反应的速率很低，CaO捕获SO2全硫Sd.t%3.122.80的效果降低，难以达到有效脱硫；相反，收到基灰Aar%22.1632.14当燃烧温度过高(>950℃)时，虽然反应速分率很高，但脱硫效率反而会下降，原因是使已经生成的CaSO4，重新分解为CaO并释全水分Mt%9.09.0放出SO2。可燃基挥Vdaf%10.567.67因此就脱硫效果而言，存在一最佳脱硫发分温度。尽管这一最佳温度还受到脱硫剂品低位发热Qnet.arkJ/kg2256019290种、粒径、煅烧条件等诸多条件的限制，量但目前比较公认的最佳反应温度为850℃～900℃之间。折算硫份St.zs%0.580.61以上分析表明，CFB燃烧、炉内石灰石3.1.2石灰石特性脱硫，实现SO2可控排放技术上是没有问题的，诸多影响因素只是影响其经济性而已。种类与测试的石灰石一样质量中活性3CFB锅炉运行实例CaCO3最小94％现在国内已有近千台CFB锅炉在运行，MgCO3最大1.8%实际运行中长期投石灰石，真正稳定达标惰性最大3.2％运行的工程并不很多，这也正是对CFB颇水份最大1％有微词的原因。是因CFB技术有缺陷还是反应磨损系3.4%有其它原因呢？分析几个典型工程的实际数运行状况，可窥一般。能力指数最小90
2143.1.3环保指标标准高坝发电厂实中芬合同规四川省标准国家标准其它非循环流项目际排放定排放DB51／GBl3223-1床锅炉排放186-939963S02mg／Nm68470012006078.7Kg／h2601200(一级)3N0xmg／Nm782006501404.85Kg／h29.670(一级)3C0mg／Nm211250Kg／h80.211000(一级)3.1.4锅炉实际排放测试结果序号项目单位工况1工况2工况3工况4工况5工况61石灰石量kg/s2.492.512.492.642.422.452钙硫摩尔比2.4942.5222.4942.7052.3962.4383床温℃9108918808708888794床压kPa4.184.133.954.234.274.295炉膛出口氧量%2.963.033.873.933.373.286排烟氧量%3.214.355.085.134.654.577煤低位发热值Kj/kg2085920859208592085920859208598含硫量%1.821.821.821.821.821.8239理论SO2排放值mg/Nm463443424157414442684287310实测SO2排放值mg/Nm778.4526.8594.3423.9292.4214.8311SO2排放值mg/Nm656.3474.7559.9400.6268.2196.1（@6%O2）12脱硫效率%85.889.186.590.393.795.4313实测NOx排放值mg/Nm45.6266.7656.9756.5478.7970.41314NOx排放值mg/Nm38.4760.1653.6753.5472.2764.27（@6%O2）3.2内江白马电厂内江白马电厂300MWCFB为国家“九五”批准建设的国内最大容量循环流化床示范电站，锅炉引进法国ALSTOM公司技术，燃用川南高硫无烟煤，2006年4月通过168h考核运行。3.2.1燃料特性锅炉燃用高硫无烟煤，煤质资料如下：
215名称符号单位设计煤种校核煤种收到基硫Sar%2.92.95收到基灰分Aar%35.2738.01全水分Mt%7.699.50可燃基挥发分Vdaf%8.558.6收到基低位发热Qnet.arkJ/kg1849517040量折算硫份St.zs%0.660.723.2.2锅炉主要运行参数电负荷MW301汽包压力(g)MPa16.95锅炉蒸发量t/h986给煤总量t/h1763主汽温度℃530总风量Nm/h864794主汽压力MPa15.6一次风温度℃310再热蒸汽温度℃535二次风温度℃323再热蒸汽压力MPa3.2风室压力kPa19.6/22.1给水温度℃237平均床温℃901给水流量t/h842排烟温度℃138减温水流量t/h138排渣温度℃1423.2.3锅炉烟气排放测试结果3含硫量Sar%2.9飞灰浓度g/Nm/Ca/S摩尔比～2.3排烟O2含量%5.233理论SO2含量mg/m8649排烟CO含量（O2=6%）mg/Nm2293排烟SO2含量（O2=6%）mg/Nm510排烟H2含量ppm/3脱硫效率%94%排烟NOx含量（O2=6%）mg/Nm54
216白马电厂还做过试验，随着石灰石的炉为东方锅炉自主开发设计。投入量增减，SO2排放可以自如控制，最低宜宾电厂地处宜宾市区，环保要求严3可到100mg/Nm以下。3格，当地环保控制指标为1200mg/Nm，电厂长期投入石灰石脱硫，两台锅炉均能长3.3宜宾电厂期达标运行。宜宾电厂安装100MW、150MWCFB锅炉3.3.1燃料特性各一台，均为东方锅炉设计制造。其中锅炉燃用高硫贫煤，煤质资料如下：100MW高压CFB锅炉采用引进美国FW公司技术设计，150MW超高压中间再热CFB锅名称符号单位设计煤种校核煤种运行煤种收到基硫Sar%2.92.953.78收到基灰分Aar%33.233.2238.44全水分Mt%8.99.07.01可燃基挥发分Vdaf%15.231111.14收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg190191890017229折算硫份St.zs%0.640.650.923.3.2石灰石特性名称符号单位数值碳酸钙CaCO3%90.45碳酸镁MgCO3%4.06水H2O%0.15其它%5.34最大粒径dmax=1.5mm；d50=0.450mm3.3.3锅炉烟气排放计算结果3含硫量Sar%3.78飞灰浓度g/Nm110.7Ca/S摩尔比2.48排烟O2含量%4.913理论SO2含量mg/m12102排烟CO2含量%/33排烟SO2含量（O2=6%）mg/Nm680排烟CO含量（O2=6%）mg/Nm463脱硫效率（最高值）%94.5排烟NOx含量（O2=6%）mg/Nm16.6
2173.3.4烟气排放实时检测曲线3000下面两条曲线为宜宾电厂100MW机组25002000二氧化硫含量4月29日到5月1日、5月9日到5月111500氮氧化物含量1000二氧化硫含量(mg/Nm3)氮氧化物含量(mg/Nm3)日中不同时段（取连续8小时）锅炉排放5000指标实时检测结果。从该曲线可以看出，09-May-200616:0011-May-200616:003锅炉可在SO2排放在1200mg/Nm以下连续3.4上海大屯能源股份有限公司发电厂2×稳定运行，最低SO2排放可以小于7003mg/Nm，此时脱硫效率达到了94.5%，充分135MW机组CFB锅炉证明了CFB炉内石灰石脱硫，完全可以达到高的脱硫效率，低的SO2排放，满足严格3.4.1燃料特性的环保指标要求。锅炉燃用劣质烟煤（矸石），煤质资料3000如下：25002000二氧化硫含量氮氧化物含量1500二氧化硫含量(mg/Nm3)氮氧化物含量(mg/Nm3)1000500029-Apr-20064:0001-May-20064:00名称符号单位设计煤种校核煤种全硫Sd.t%0.750.84收到基灰分Aar%34.6541.78全水分Mt%6.115.4可燃基挥发分Vdaf%40.5643.03低位发热量Qnet.arkJ/kg1878016480折算硫份St.zs%0.170.213.4.2锅炉性能试验结果保证项目单位设计/保证值试验值锅炉最大出力t/h440468主蒸汽温度℃538534主蒸汽压力MPa13.813.27锅炉热效率%91.0391.143SO2排放（6%O2）mg/m400296.763NOx排放（6%O2）mg/m25051.5
2183.4.3锅炉烟气排放测试结果含硫量Sar％0.75飞灰浓度g/Nm322.59Ca/S摩尔比2.2排烟O2含量%4.433理论SO2含量mg/m2203排烟CO2含量%14.6233排烟SO2含量（O2=6%）mg/Nm296.76排烟CO含量（O2=6%）mg/Nm92.973脱硫效率%84.28排烟NOx含量（O2=6%）mg/Nm51.51由于大屯煤折算硫份≤0.2%,属低硫4)CFB技术控制污染物排放的难度不煤，脱硫效率仅84%时，SO2排放指标仅为在于控制二氧化硫(SO2)排放的绝对水平，296.76mg/Nm3，远低于我国最严格的400而在于所要求的钙硫比（Ca/S）前提下达3mg/Nm指标要求，实际运行中也就没有必到很高的脱硫效率，降低Ca/S是不同CFB要追求更高的脱硫效率。流派技术先进性的体现。5)氮氧化物(NOx)排放远优于国家最4循环流化床锅炉排放现状及分析3新的环保指标450mg/Nm，一般都在1003上述几个工程既有引进的美国FW技mg/Nm以下，运行中也不需要任何额外系术、法国ALSTOM技术，也有自行开发的统和消耗性器材，不需增加任何成本。因CFB技术，燃料有高硫煤也有低硫煤，有此可以下结论：全国的CFB锅炉氮氧化物无烟煤也有烟煤。根据更大范围内的调查，(NOx)都长期稳定地达到了国家环保要求。目前CFB锅炉实际运行的环保特性体现在6)高硫燃料（折算硫份St.zs>0.2%）脱以下几方面：硫效率可以达到93～95%，甚至更高，也1)循环流化床锅炉通过添加石灰石能只有这样高的脱硫效率才能满足环保浓度保证二氧化硫（SO2）达标排放，但添加石指标的要求；低硫燃料（折算硫份St.zs≤灰石影响到电厂的经济性，电厂一般不积0.2%）脱硫效率一般～80%就可达到环保排极主动脱硫。放指标要求，没有追求90%以上脱硫效率的技术和经济必要。2)现在国内许多CFB锅炉没有做到二氧化硫(SO2)长期、连续达标排放，主要是7)CFB锅炉的一氧化碳（CO）排放一3缺少经济利益内驱力、同时环保执法力度般在约100mg/Nm，高于煤粉锅炉，还有极不够。少量N2O排放，但考虑到CO和N2O化学结构不太稳定，在大气中将较快氧化为CO23)二氧化硫(SO2)排放应按浓度和总和NO，我国环保标准对CO排放无明确要量控制，既体现了环保标准要求的精神，求，N2O低到几乎测不出，所以CFB锅炉清又具有科学可比性。脱硫效率因与折算硫洁燃烧特性不可否认。份密切相关，应仅作为参考指标。
2195结论性好的优点，在燃用高硫、低热值、矸石等劣质燃料时有明显的竞争优势，应大力1)根据不同的燃料特性，只要满足SO2推广应用。排放浓度指标要求，脱硫效率在70～95%间大幅变化都是合理、科学的。参考资料2)CFB完全能满足最严格的NOx排放要[1]内江发电总厂，《引进410t/h循环流求，没有必要再考虑烟气脱销措施。化床运行特性试验研究》，2000。3)CFB锅炉的运行实践反复验证的结[2]夏华澄，《“火电厂大气污染物排放标论是：CFB技术完全能达到燃用不同的燃准”编制课题报告》，2002。料，二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)同时长期连续达标排放。[3]西安热工院，《上海大屯矸石电厂135MW机组CFB锅炉性能测试报告》，2005。4)CFB技术是一种高效、经济的清洁燃烧技术，并具有燃料适应性广，调节特
220600MW机组锅炉大板梁长度拼接技术的研究黄永苍（东方锅炉（集团）股份有限公司，自贡643001）摘要：本文介绍了我公司以山西阳城600MW机组锅炉大板梁长度拼接设计为工程实例开展的对大容量锅炉大板梁拼接技术进行的研究情况。关键词：大板梁的拼接连接；有限元分析；摩擦连接；局部效应0准备工作，随后我们需要将大板梁单独提取出来进行分析。在这一分析模型中次梁的影响是以荷引言载和约束的形式出现的。600MW“W”型火焰锅炉大板梁长度拼接设计拼接连接型大板梁设计计算的第一步方案是将大板梁在高度方向分为两层、在长度方向分为两段分别制造后再在现场用高强螺栓进是依据大板梁的内力分布（未考虑拼接）行拼接。该设计方案是由我公司设计处为满足大和运输条件确定合理的拼接位置，随后在容量锅炉钢结构设计的需要，解决大板梁运输难题而提出的新型设计方案，据我们了解该设计方考虑了连接板的影响和螺栓连接的影响后案在国内尚无先例。再对结构进行有限元分析（可用实体单元由于600MW“W”型火焰锅炉大板梁跨度大、荷载重，因而其拼接设计方案的结构安全性问题或板壳单元）。非常突出。本文简要介绍了我公司和东南大学合由于大板梁上承受的荷载很大，大板作对此问题开展的工作。梁自身的结构尺寸也很大。以山西阳城1拼接连接型大板梁结构设计计600MW机组锅炉为例，其中有三根大板梁的跨度超过41M，单根梁的荷载超过了算模型简述3000T，大板梁自身的高度接近7M。如图1在普通钢结构设计中，我们是以构件为对象所示为该工程J大板梁的有限元分析网格以梁单元、杆单元模型为基础通过结构有限元分析得出构件内力再依据特定的设计规范要求对图，该大板梁承受的荷载已超过了3600T。结构进行规范验算以得出结构安全与否的结论。图中示意性表出了大板梁的荷载及约束情这一套结构分析模式在拼接连接型大板梁结构况，图中粗体黑实线表示大板梁的拼接位的安全性分析上是不适用的。在拼接连接型大板梁结构的设计计算中，钢架的内力计算只是前期置，。
221图1J大板梁的有限元分析网格图连接板均采用（板）壳单元，连接板与被连接板大板梁的拼接设计结构的安全性涉及多方之间的接触问题选用接触单元按点-点接触进行面内容，为此我们作了大量的研究工作，如梁的模拟。对高强螺栓的影响则参考了梁的局部分析拼接整体分析、螺栓配置、局部分析、公差分析，的研究成果采取集中点加载方案，即忽略螺栓栓安装注意事项及预应力等。这些研究内容的核心孔削弱的影响，将螺栓预拉力作为集中力直接施可归结为螺栓连接的有效性问题。我们对螺栓连加于不开孔连接板的有限元网格节点上。接的有效性的分析是通过梁的拼接整体分析和局部分析两个环节进行的。3梁的局部分析、螺栓连接的有效在山西阳城600MW机组锅炉大板梁拼接设计中，我们依据拼接设计大板梁的相关设计参数性分析及初步设计方案进行了梁的整体分析、大板梁拼接整体分析、螺栓配置、局部分析、公差分析，在梁的局部分析中，我们详细分析了螺栓群安装注意事项等方面的具体要求进行了详细分螺栓数量较大时螺栓连接的有效性问题，分析了析并对依据分析结果对原有设计方案进行了修翼缘连接板剪切变形在长度方向变化的情况。改，保证了该设计方案的成功应用。大板梁螺栓连接最突出的问题是由于拼接本文只侧重介绍上述研究中最为重要的梁部位连接板结构内力大、螺栓群中螺栓数量多而的拼接整体分析和局部分析。引出的螺栓连接的规定是否仍然适用的问题，简单说就是刚性板假设是否适用的问题。因为从本2梁的拼接整体分析质上讲力学科学是一门实验科学，各种结构分析方法及相应的规范验算标准都是在特定的实验梁的整体分析的目的是分析拼接连接对结经验基础上制定并在特定条件下适用的。因而要构内力重分配的影响，了解实际连接结构中各部回答上述问题，我们就必须对拼接连接结构在考位内力的真实情况。要使上述分析结果真实可虑各种工程设计参数的基础上进行细致的数值靠，我们必须按大板梁的拼接连接结构的实际状分析。目前的技术发展提供的手段就是采用有限况建立力学模型，在这一模型中必须反映接触状元方法按结构摩擦接触模式进行数值分析。梁的况，反映螺栓及螺栓孔的影响。在梁的拼接整体局部分析的目的是为了详细了解螺栓连接对螺分析中，我们考虑了螺栓的影响、考虑了连接板栓及结构强度的实际影响，以便为结构连接设计与连接板的接触后对大板梁进行的分析。提供依据。梁的局部分析包括单个螺栓与钢板的在实际计算模型中，大板梁的翼缘板、腹板、
222连接分析、螺栓群对连接板的影响分析以及翼缘内容。如图2为连接板摩擦连接分析的网格示意连接板剪切变形在长度方向变化情况的分析等图。图2连接板摩擦连接分析的网格示意图摩擦是一种非常复杂的物理现象，与接触面等承载状况。螺栓连接是否失效亦可根据螺栓群的平整度、硬度、法向应力、相对滑动速度、材最外排螺栓受力是否达到最大摩擦力、位移是否料性能等特性都有关系，其机理仍是研究中的课达到允许值来判断。梁的局部分析详细研究了螺题。我们在连接板螺栓群的连接分析中连接板采栓群中各螺栓的承载状况，探讨了螺栓承载状况用实体单元，摩擦连接采用滑动库伦摩擦模型。在连接板长度方向的折减问题。螺栓模型的简化有两种方案，其一是将螺栓的预拉力折算为节点力直接施加于螺栓孔边的方案；4结论其二是在不带孔的连接板上螺栓的轴线处施加预拉力（集中点加载）方案。经过分析，上述两我们对拼接连接型大板梁结构安全性个方案的计算结果是很接近的。的诸多研究成果已应用到我公司山西阳在单个螺栓与钢板的连接分析中，我们依据山西阳城600MW机组锅炉大板梁的结构参数详城、重庆珞璜、泸州等项目上。工程实际细分析了单个螺栓与钢板连接时结构的内力分表明在大容量机组锅炉大板梁设计中采用布状况，分析模型中螺栓及钢板采用的单元为实体单元，预拉力则是通过预拉力单元建立的。翼长度拼接设计方法是解决大跨、重载梁运缘连接板剪切变形在长度方向变化情况的分析输难题的有效办法；只要我们采用先进的是为了分析螺栓群螺栓数量较大时螺栓连接的有效性问题。螺栓连接的有效性问题可以根据分结构分析方法，充分考虑影响结构安全性析结果中连接板内力分配状况判断，若连接板上的各种因素，拼接连接型大板梁的结构安所有螺栓相应位置的内力分配是一致的或接近的，则可认为螺栓连接是有效的，从而刚性板假全是有保障的。设是有效的，即可以认为螺栓群中的螺栓处于均
223超超临界锅炉用SA-335P92钢的焊接工艺性能研究李宜男杨松丁冶（哈尔滨锅炉厂有限责任公司，哈尔滨150046）摘要：本文通过铁研试验、热裂纹试验及热模拟试验等对超超临界锅炉用SA-335P92钢的焊接性进行了研究，确定了该材料的焊接工艺参数和热处理规范。给出了SA335P92材料的焊接工艺要点。关键词：超超临界锅炉SA-335P92钢焊接性试验0前言的钼当量（Mo＋0.5W）从P91钢的1％提高到约SA-335P92钢是目前超超临界锅炉高温过热1.5％，该钢还加入了微量的硼，经上述合金化器集箱及主蒸汽管道所选用的新材料。改良后，与9％Cr系列的其他常用耐热钢相比，SA-335P92(SA-213T92)钢是在其耐高温腐蚀和抗氧化性能相似，但高温强度和SA-335P91(SA-213T91)钢的基础上，适当降低了蠕变性能得到了提高。SA-335P92钢的化学成分Mo元素的含量，同时加入了一定量的W，将材料及力学性能见表1和表2。表1SA-335P92钢的化学成分CMnSiPSCr标准值0.07-0.130.30-0.60≤0.50≤0.020≤0.0108.50-9.50试验值0.110.440.210.0180.0029.03NiMoWNbVN标准值≤0.400.30-0.601.50-2.000.04-0.090.15-0.250.03-0.07试验值0.130.521.680.0680.210.042BAlCuTaCoTi标准值0.001-0.006≤0.04--------试验值0.00260.006--------表2SA-335P92钢的力学性能屈服强度抗拉强度冲击延伸率（％）标准值温度（℃）（MPa）（MPa）（室温）J≥440≥620≥20--室温54970922.460、96、100试验值组织马氏体M晶粒度7级1SA-335P92钢的工艺焊接性试验生产工况的复杂性，在实际生产时推荐1.1斜Y坡口裂纹试验（铁研试验）SA-335P92材料焊前钨极氩弧焊时预热温度≥按照GB4675.1-84进行斜Y坡口裂纹试验，150℃，焊条电弧焊和埋弧焊时预热温度≥200试验结果见表3。可以看出，SA-335P92钢在进℃。行150℃以上的预热时，没有裂纹产生。考虑到表3斜Y坡口裂纹试验结果预热温度25℃100℃120℃150℃200℃表面裂纹情况100％100％100％无无裂纹率100％100％100％0％0％1.2可变拘束热裂试验
224可调拘束试验是国内外应用最为广泛SA-335P92用焊接材料的熔敷金属（编号分的、能够定量评定材料热裂纹敏感性的试验别为1、2）以及SA-335P91用焊接材料的方法。本文采用横向可调拘束试验方法，如熔敷金属（编号为3），以便于进行对比试图1所示。试验材料为选自两个厂家的验，试验用熔敷金属化学成分见表4所示。1400P1200t:9.97s8/5PRT:1320℃1000max)弧形模块℃HeatingRate:100℃/s800试板600Temperature(400200CBA01020304050607080Time(s)图1横向可调拘束试验示意图图2SA-335P92钢焊接热循环曲线表4试验用熔敷金属化学成分（%）编号CMnSiPSCr1试验值0.100.630.250.0050.0088.712试验值0.060.890.230.0110.0039.673试验值0.100.170.220.0090.0059.28编号NiMoWNbVN1试验值0.530.411.640.100.190.032试验值0.490.201.870.0280.253试验值0.960.95-0.090.220.03编号BAlCuTaCoTi1试验值0.0020.0050.03--0.0042试验值----1.56-3试验值-0.0050.03---可调拘束方法评定焊接热裂纹的参数热裂纹萌生与扩展的难易程度是与材料的主要有最大裂纹长度MCL、脆性温度区间塑性变形能力唯一对应的，而CST可表征BTR、开裂临界应变量εmin、临界应变速率材料在整个焊接温度场内的塑性储备情况，CST。其中，εmin代表热裂纹在试验材料中可综合体现材料的抗裂性。故本文采用临界的萌生能力；MCL代表热裂纹在试验材料应变速率CST作为评定判据，从而能够全中的扩展能力；BTR则代表材料塑性最薄弱面和准确地评定试验材料的焊接热裂纹敏的温度区间，但该区间内材料塑性的薄弱程感性。可调拘束试验规范参数见表5，结果度则无法通过BTR来体现。材料焊接抵抗见表6。表5可调拘束试验规范参数焊接电流(A)电弧电压(V)焊接速度(mm/min)焊接热输入(KJ/cm)弯曲速度(mm/s)20013.512013.5≥200
225表6试验材料热裂纹敏感性试验数据列表最大裂纹长度临界应变量脆性温度区间临界应变速率编号MCL（mm）εmin（%）BTR（℃）CST（%/℃）-210.380.92＜εmin＜1.6027.89.36×10-220.570.92＜εmin＜1.6053.55.48×1030εmin＞3.20--由表6试验结果可知，对材料3施加应进行模拟。其参数利用经验公式Adams公式变量直到3.20%，仍无裂纹产生，而其他两确定：种材料在此时已经产生裂纹，表明材料3的tmcc=−30E2πλ()TT塑性储备优于其他两种材料，其抗裂性是三种试验材料中最佳的，材料1的抗裂性水平其中，E是焊接线能量，m3、λ是焊接线能优于材料2。由此可见，SA-335P92焊接时量系数。熔敷金属的热裂纹倾向要大于SA-335P91焊接热循环曲线如图2所示。由于热处理包焊接时熔敷金属的热裂纹倾向，因此在括温度和时间的共同作用，所以用回火参数比仅SA-335P92焊接时，要注意控制焊接热输入，规定温度更为合理。焊后回火（即SR处理）规防止热裂纹的产生。范可用Larson-Miller参数（即回火参数）P表示，其公式如下：1.3热模拟试验-3P=T(logt+20)×10焊接热模拟技术，能够确定合理的焊后热处式中，T⎯热处理绝对温度（K）；理参数并研究粗晶区脆化倾向，确定脆化敏感温t⎯热处理保温时间（h）。度范围，为优化焊后热处理参数提供依据。本试验采用Gleeble-1500焊接热模拟焊接粗晶区冲击韧性平均值（AKV）与回火参试验机，对SA-335P92钢过热粗晶区的组织数（P）的关系见图3。从图3中可以看出，210180TestTemperature:RoomTemperature(J)150KVNotchedType:VType120Ballisticpendulum:300J90BallisticWorkA6027KJ3001516171819202122TemperParameter图3回火参数P与冲击功Akv关系曲线在回火参数P为21.26～21.67时，韧性较好，6h时断口为韧性断口且有明显的韧窝。为了避冲击功值均高于100J。图4为在不同温度及保免消除应力过程中再次形成奥氏体相，从而形成温时间进行回火处理的冲击试件断口形貌。从图未回火马氏体组织，在消除焊接应力，改善组织，4可以看出，SA-335P92钢经过快速加热到1320保证焊接接头韧性的前提下，应尽量选择较低的℃，然后快速冷却至室温的模拟焊接热循环后，热处理温度。因而对于SA-335P92钢760±10℃形成的粗晶区在750～770℃回火，回火时间为/4～6h为合理的焊后热处理参数。
226a)750℃×6hb)760℃×6hc)770℃×6h图4冲击试样断口SEM2P92的使用焊接性试验自动焊组合焊接工艺，工艺评定结果见表7。由通过以上工艺焊接性试验，在确定了预热温表7可知SA-335P92钢管手工氩弧焊+焊条电弧度，焊接参数、热处理制度的基础上，我们选择焊+埋弧自动焊环缝接头的性能满足产品设计的工程中应用的SA-335P92钢管进行工艺评定试要求，评定结论为合格。验。试验采用的是手工氩弧焊+焊条电弧焊+埋弧表7SA-335P92钢手工氩弧焊+焊条电弧焊+埋弧自动焊工艺评定试验结果试验结果实验项目试样编号σb(Mpa)断裂位置1645，760拉力2735，720焊口外3700，7001合格2合格侧弯3合格4合格上部焊缝72，62，48室温冲击（J）下部焊缝52，78，100热影响区112，110，1023结论册材料的焊接.第2版机械工业出版社.2001通过工艺焊接性和使用焊接性的试验，明确[3]王萍等超超临界锅炉用新材料及对焊接接了SA335P92材料的焊接工艺要点：头的要求.焊接.2006为防止焊接冷裂纹，焊接前要对工件进行预[4]张显.超临界/超超临界锅炉选材用材.发热，预热温度钨极氩弧焊不小于150℃，焊条电电设备[J].2004弧焊和埋弧焊不小于200℃。[5]赵钦新，顾海澄，陆燕荪.国外电站锅炉耐为防止热裂纹和晶粒的粗大，焊接过程中应热钢的一些进展[J].动力工程.1998严格控制焊接线能量，层间温度应小于300℃。[6]朱丽彗.新型锅炉用耐热钢的研究进展[J].优先选用焊接热输入较小的钨极氩弧焊，采用焊热处理.1994条电弧焊时应注意多层多道焊，焊道厚度控制在[7]牛济泰.材料和热加工领域的物理模拟技术不大于焊条直径为宜，焊道宽度不得超过焊条直[M].北京：国防工业出版社，1999年径的3倍且建议焊条直径不大于4mm。对于壁厚[8]于启湛.钢的焊接脆化[M].机械工业出版较大的工件可以采用埋弧焊进行焊接，但应选用社.1992细丝埋弧焊，焊丝直径应在3mm以下。[9]F.Yoshida,S.Tanaka,D.Terada,H.Naka为获得良好性能的焊接接头，回火热处理工shima,H.AbeandHayakawa艺参数选择为760±10℃/4～6h较合理。CAMP-ISIJ,2002,15:1233参考文献：[1]杨松.锅炉压力容器焊接技术培训教材.机械[10]伊势田敦朗，寺西洋志，增山不二光[日].工业出版社.2005铁与钢，1990，76：1076[2]中国机械工程学会焊接学会.焊接手册第2
227外高桥1000MW超超临界锅炉启动分离器制造工艺研究卢征然亓安芳惠晓涛江燕云(上海锅炉厂有限公司,上海200245)摘要:启动分离器是超超临界锅炉产品中的关键组件之一。外高桥1000MW超超临界锅炉的启动分离器主体材料为P91,制造难度很大。在试验研究的基础上通过采取合适的焊接、热处理、检测等制造技术,成功地解决了外高桥超超临界锅炉启动分离器的制造工艺难点。关键词：超超临界锅炉;启动分离器;SA335-P91钢0前言启动分离器是超超临界锅炉产品中一个非常重要的核心部件,其制造质量的优劣直接影响到锅炉运行的可靠性。因此，顶部过渡段管接启动分离器的制造质量一直受到制造厂及用户的高度重视和关注。顶部过渡段1结构特点外高桥1000MW锅炉启动分离器主要由分离器顶部过渡段、分离器底部过渡段、偏芯切向斜插分离器本体、分离器顶部过渡段管接头、分离器底部过渡段管接头组成，在分离器本体上分布有四个偏芯切向斜插管,偏芯分离器本体切向斜插管与分离器本体的斜交角为20°,其结构形式如图1所示,主要技术参数见表1。底部过渡段表1主要技术参数设计压力(MPa)31.66设计温度(℃)485分离器本体规格(mm)Φ610×80min分离器本体材料SA335-P91底部过渡段管接顶部过渡段材料SA336-F91底部过渡段材料SA336-F91偏芯切向斜插管材料SA336-F91图1启动分离器简图顶部过渡段管接头材料SA336-F22CL3底部过渡段管接头材料SA336-F22CL3
2282材料切向斜插管材料均为SA336-F91,其化学分离器本体材料为SA335-P91,分离成分和力学性能见表2、3。器顶部过渡段、分离器底部过渡段、偏芯表2主体材料的化学成分（%）成分材料CSiMnSPCrMoVNbNNiALSA335-P910.080.200.30≤≤8.000.850.180.060.030≤≤～～～～～～～0.10～0.120.500.600.0100.029.501.050.250.0700.400.040.080.200.30≤≤8.000.851.180.060.03≤≤SA336-F91～～～～～～～0.10～0.070.120.500.600.0250.0259.501.050.250.400.04表3主体材料的室温力学性能性能σs(MPa)σb(MPa)δ5(%)ψ(%)材料纵向横向纵向横向纵向横向纵向横向SA335-P91≥415≥585≥20SA336-F91≥415≥585≥20≥403主要制造技术要求4制造难点⑴本体对接环缝无损探伤要求:热处⑴分离器顶部过渡段，底部过渡段均为球形缩颈管,其材料均为理前100%MT+100%RT+100%UT,热处理后SA336-F91,9Cr钢的球形缩颈工艺系我公100%MT+100%UT;偏芯切向斜插管对接角焊司首次采用,能否制造出满足要求的分离器球形缩颈管关系到能否按期制造出满足缝无损探伤要求:热处理前要求的分离器产品。100%MT+100%UT,热处理后100%MT。⑵SA335-P91材料的可焊性较差，焊⑵热处理后作硬度测定:焊缝和热影接过程中必须对预热、后热及层间温度严响区的硬度≤母材硬度+80(HB)。格控制。因此，必须解决SA335-P91焊接时的加热问题。⑶斜插管轴线在筒体内与假象圆的⑶启动分离器上偏心斜管需控制的切点到筒体端面的距离公差≤±4mm;斜几何尺寸较多（见图2），公差要求严。装插管轴线与基准线空间的夹角公差≤±1配、焊接均需严格控制，一旦几何尺寸超标将会造成无法挽回的后果。因此，必须°;斜插管轴线与筒体端面空间交角公差解决好偏心斜管的装配、焊接及焊接变形≤±1°;斜插管轴线与假想通过筒体圆问题。心并与其平行的直线的距离公差≤±6mm。⑷P91高合金钢焊接时,通常会形成熔点高于母材金属的氧化物。因此,P91高
229合金钢焊接时,必须采用背面充氩保护，以轴线与水平筒体的垂面有一个20°的空防止高温熔融时焊缝金属的氧化及焊枯。间交角，且4根偏心斜管轴线在筒体内与但在外高桥启动分离器上，受结构限制,假想圆的切点须在同一环面上，并在多个有很多部位无法采用背面充氩保护装置。方向上相对基准有多种角度和空间点、线、因此,必须解决SA335-P91焊接时焊缝背面等空间几何尺寸的要求，常规的检测手面的保护问题。段根本无法验证其制造精度。因此，必须解决好偏心斜管的装配及焊接变形的检测⑸启动分离器上的4根偏心斜管的问题。图2偏心斜管布置图SA-336F91锻件进行模锻。锻造温度950～1050℃;正火温度1040～1080℃;回火温5解决措施度750～780℃。5.1分离器顶部过渡段、底部过渡段球锻造结果表明：用锻件材料经模锻形缩颈管模锻造制造后所得球形缩颈的尺寸完全满足设计跟据试验所取得的经验，采用图纸的要求,产品实物见图3所示。
230图3.分离器顶部过渡段、底部过渡段实物5.2启动分离器斜插管焊接时的加热SA335-P91材料的可焊性较差，斜插管焊接时不但需要焊前预热、焊后后热而且必须控制层间温度。在整个焊接过程中，温度必须始终保持在200℃～350℃之间。采用电加热的方法进行加热具有既简单又可靠的优点，为此我们专门设计、制造了内部电加热胎架工装（见图5），斜插管焊接全部采用内部电加热胎架，以保证预热温度的均匀性，可靠性。图5内部电加热胎架正在加热偏心5.39Cr钢焊接时的焊缝背面保护进行操作，可以得到优良的打底焊道;采用P91高合金钢焊接时,会形成熔点免充氩焊接保护剂焊接的焊接接头,焊后高于母材金属的氧化物。因此,P91焊接时,经弯曲试验检验合格。必须采用背面充氩保护，以防止高温熔融时焊缝金属的氧化及焊枯。但在外高桥启5.4偏心斜管的焊接及防变形措施动分离器上，受结构限制,有很多部位无法为保证斜插管的安装尺寸,防止焊采用背面充氩保护装置。为解决这一问题,接变形采取如下措施：我们进行了新的背面保护手段——专用免充氩焊接保护剂试验研究：⑴采用内衬管的结构形式,以便于试验焊后检验：安装、定位,保证安装尺寸及防止焊接变焊后进行100%UT+100%RT无损探伤,并形。对试样解剖后进行外观检验及弯曲检验。⑵斜插管全部安装就位后采用高精试验结果表明：度智能型全站仪进行测量,保证安装精度。采用免充氩焊接保护剂进行焊接后,偏心斜插管的焊接是分离器制造工焊接接头经100%RT、100UT探伤均合格,艺中最为关键的环节，斜插管只能采用手表明采用免充氩焊接保护剂可获得优良的工电弧焊,焊接难度很大。工艺措施如下：焊接接头;焊前将免充氩焊接保护剂涂于焊缝背面可以有效地保护焊缝背面免于氧⑴斜插管焊接时尽可能使焊接位置化，焊接过程中可以更快和更均匀的速度始终处于平焊、立焊位置，以保证良好的
231视觉，运条至两侧壁时适当停留，以保证⑷最终热处理后再次用高精度智能两侧壁充分熔合。型全站仪进行测量。⑵为防止焊接变形,焊接过程中采5.5偏心斜插管的检测取对称交替焊接法并随时观察、测量变形“启动分离器斜插管装配及焊接变情况以控制各配合尺寸。形检测系统”由高精度智能型全站仪、计⑶焊后用高精度智能型全站仪进行算机、MetroIn工业测量系统软件、通讯测量。及供电装置等组成,系统结构如图6所示。测量参数设置被控制指令测棱高精度智能型通计算机形启镜全站仪讯及软件状动采（Leica-信息返回装处理系统拟分集TDA5005）置合离器生成报告数据计算处理图6检测系统结构简图5.5.1硬件基本配置及供电装置一套、联机系统硬件基本配置主要由高精度智能电缆一根、工业测量脚架、球型棱镜(见图型全站仪TDA5005(图7)一台、计算机一9)等构成。台、通讯(MC-P5通讯及控制装置见图8),图9球型棱镜图7高精度智能型全站仪图8MC-P5控制器5.5.2测量方法正方向的轴线相交构成，三轴线交点为坐启动分离器的测量系统，将全站仪作标系原点，以测得的点坐标、拟和的各类为主要传感器，以极坐标为基本原理，通形状、坐标系及分析解算得到的相关几何过仪器测量空间点的角度和距离，实时获要素都在此坐标系下来表示。取目标点的三维坐标。以MetroIn工业测量系统软件对测站空间直角坐标系由三个相互正交的带以及相应测量数据进行管理，对测量结果
232进行分析处理，获取被测物体的空间几何在本体不同部位设置多只热电偶,以保证信息。测温的准确,整体热处理温度规范为7455.5.3数据计算处理计算机运用系统软件对测站及采集的±15℃×5h。产品试样随炉一并热处理。测量数据进行管理，对测量结果进行分析处理，建立虚拟假想圆和直线的坐标并拟7检验合形状参数，依据测得的坐标值与虚拟坐按标准对焊接接头进行力学性能、标值按设计要求进行各种点、线、面的分硬度检测试验及尺寸检测,各项指标均符析和最小二乘转换计算。合要求(见表4、表5),对接环缝经6最终热处理100%MT+100%RT+100%UT探伤;偏芯切向斜最终热处理采用整体进炉作消除应插管对接角焊缝经100%MT+100%UT探伤均力热处理,除了炉内气氛测温热电偶外,还合格。表4产品试样力学性能及产品焊接接头硬度检测性能σb冷弯硬度(HB)AKV(MPa)d=3a焊缝母材热影响区(J)项目50°产品试样651,657合格29,53,50产品焊接接头200,202175,177195,193193187187表5分离器斜插管热处理后的检测结果斜插eZα1α3管序标准公标准公标准公差标准公差实测实测实测实测号差值差值值值序374±4375150±615351±1°51.09°20±1°20.24°7-1序374±4374150±615451±1°50.50°20±1°19.67°7-2序374±4378150±615651±1°50.01°20±1°20.39°7-3序374±4373150±615251±1°51.48°20±1°19.97°7-48结论预热工装，合理安排焊接顺序及过程中的实时尺寸测量，外高桥1000MW超超临界⑴外高桥1000MW超超临界锅炉9Cr级启锅炉启动分离器制造高质量顺利完工，表动分离器的制造成功标志着我公司分离器明我公司已完全掌握了1000MW级的制造水平已达到国内先进水平,并为以SA335-P91材料分离器制造的关键技术。后同类产品的制造积累了经验。⑵通过内衬管保证装配定位精度，有效的
233窄间隙脉冲热丝TIG焊在集箱环缝焊接中的应用刘自军潘乾刚（东方锅炉（集团）股份有限公司，自贡643001）摘要:本文介绍了窄间隙脉冲热丝TIG焊在集箱环缝焊接中技术难点、工艺试验情况，并通过试验确定了合适的坡口型式，得到了合理的焊接工艺规范，选择了匹配的焊接材料，焊接质量较好目前已在生产中推广应用。关键词：窄间隙脉冲热丝TIG焊；集箱环缝1试验背景国等一般采用窄间隙热丝TIG焊进行焊接，焊接质量较好。筒身环缝拼接是锅炉集箱制造的关键窄间隙脉冲热丝TIG焊是一种优质、高效焊接工序，常规集箱筒身规格为φ219～φ的焊接方法，它具有焊接质量好、焊接过1000，壁厚为18～135mm，材料为碳钢、程稳定，与窄间隙埋弧焊相比，其填充金低合金耐热钢和高合金耐热钢，这类集箱属量仅为其1/2，可以提高焊接效率节约环缝拼接一般采用手工钨极氩弧焊+焊条焊接材料；同时焊接过程中没有熔滴过渡，电弧焊+埋弧自动焊工艺。随着大容量高合金元素烧损少，因此对焊丝质量要求相参数锅炉的发展，锅炉集箱的直径越来越对较低，尤其是在高等级材料的焊接中，小，材料等级越来越高，在1000MW超超与埋弧焊相比其焊接材料的选择更为容临界锅炉中，有大量的小直径（φ190～φ易。355），壁厚δ20～70mm，材料为目前国外窄间隙热丝TIG焊按钨极是否摆SA-335P91、SA-335P92的集箱。这类小动主要分为三大类（见图1），每种方法各直径、高等级材料的集箱环缝焊接如果采有优缺点。用埋弧焊工艺，由于直径较小、壁厚大，1）每层单道钨极摆动焊，其优点是坡口加焊接过程中容易出现金属熔池的流淌从而工精度相对较低，焊炬可达性好；缺点是产生焊接质量问题，同时埋弧焊焊接材料焊炬结构复杂，控制系统较复杂，生产效开发和采购困难很大。当然也可采用手工率较低，侧壁熔深较浅。焊方法，但效率低、工人劳动强度大、焊2）每层两道钨极摆动焊，其优点是坡口范缝合格率低。目前国内其他锅炉厂在这类围较宽，坡口加工精度相对较低；缺点是集箱环缝焊接一般采用埋弧自动焊或手工生产效率较低，AVC控制较复杂可靠性较电弧焊焊接；在国外发达国家如日本、法差。每层单道钨极摆动每层两道钨极摆动每层单道钨极不摆动图1.窄间隙热丝TIG焊分类
2343）每层单道钨极不摆动焊，其优点是焊炬由于坡口间隙的变化直接影响到侧壁的熔结构简单，控制系统不复杂，易于操作，合情况，因此其焊接规范与焊缝坡口间隙生产效率高，侧壁熔合较好；缺点是焊接的变化匹配是很重要的。工艺调节难度大，坡口加工精度要求高。2.3钨极夹角、钨极-焊丝夹角、钨极-焊丝综合考虑，我公司决定选择第三种方法为距离及与管子的偏移距离等固定参数的调此公司于去年从法国POLYSOUDE公司节引进窄间隙脉冲热丝TIG焊机（其原理见这些参数直接关系到焊接过程的稳定、焊图2），焊接电源为PC600，电流在460A缝成型及焊接质量，因此合理调节这些参时，暂载率为100%，热丝电源为直流，数是得到满意焊接质量的重要保证。最大容量为250A，可焊最大壁厚达2.4焊接材料匹配试验150mm。产品规格为φ190～355mm，最高合金耐热钢的焊接接头不但要保证常温大重量为5吨。力学性能的要求，更重要的是要保证其高温持久强度以及高温抗氧化性符合要求，因此所选择的焊接材料不但要满足母材常温性能的要求，同时还要满足母材的高温性能；另外窄间隙热丝TIG焊焊接电流较大，焊接速度慢，同时有热丝电流，因此焊接过程中热输入量较大，焊缝金属结晶的方向性较强，焊缝偏析较严重，从而会影响焊接接头的性能，因此对焊接材料的图2.窄间隙热丝TIG焊设备原理图要求较高。2技术难点3焊接工艺试验2.1焊缝的坡口型式试验材料分别为SA-335P91（φ219×40、在窄间隙TIG焊根部打底时既要焊透同时φ273×20），20G（φ325×55），又不能烧穿，因此坡口需要有合适的钝边，12Cr1MoVG（φ194×20）。下面以同时在焊接过程中由于在坡口里面焊接时SA-335P91（化学成分及力学性能见表1）焊枪不摆动，加之TIG焊的规范调整有限，规格为219×40为例进行介绍，其坡口型因此焊接时对坡口圆弧半径R及坡口角度式见图4，焊接材料为ThermanitMTS3（化要求较高。在焊接时每焊一层坡口都有一学成分见表2），φ1.0，由于TIG焊为低定的收缩，窄间隙热丝焊的理想状态是每氢型焊接方法，因此我们将预热温度降至一层焊缝宽度几乎相等，因此需要根据不150℃。同材料及规格的产品确定合适的坡口角3.1焊缝坡口型式的确定度，以使焊接过程中焊缝宽度变化与工艺每层单道不摆动窄间隙热丝TIG焊坡口间参数相匹配，保证焊接质量。隙的理想状态如图3，由图可以看出，坡2.2焊接工艺参数的匹配口表面间隙始终收缩变小，施焊位置的坡根部打底焊的工艺参数应与坡口型式相匹口间隙保持不变从而每层焊缝宽度一致。配，保证根部焊接质量，在其它层焊接时通过试验我们选择图4所示的坡口型式。
235表1.SA-335P91管子化学成分及力学性能σs(Mpa)σb(Mpa)Akv(J)δ4(%)ψ(%)≥415≥585/≥20----CSiMnSPCrMoVNNbAlNi0.08-0.10.20-0.50.30-0.68.00/9.50.85/1.00.03/0.≤≤0.010≤0.0200.18/0.250.06/0.10≤0.0420005070.40表2.ThermanitMTS3化学成分/CSiMnSPCrMoVNNbAlNiCu标准0.07/00.15/0≤≤≤8.00/90.80/10.15/00.03/00.02/0≤≤≤.13.301.250.0100.010.50.10.25.07.100.041.000.20检验值0.080.280.570.0070.0069.080.940.18/0.04/0.640.02适，LB＜7.5mm，枪体容易与侧壁相碰，LB＞11mm焊缝侧壁熔合不好，容易产生未熔合。坡口钝边一般推荐为2.0～3.5mm，钝边太小打底焊时容易烧穿，钝边太大不容易焊透，因此我们在试验时将坡口钝边定为2.3～2.7mm。同时为保证焊接过程中焊缝宽度LB在8.5mm～10.5mm范围内，根据P91材料的特点将坡口角度图3.窄间隙热丝TIG焊坡口间隙变化图定为2°，坡口根部圆弧为R4，圆弧R太小时根部焊接时应力较大，容易产生裂纹，圆弧R太大在第二、三层焊接时根部容易烧穿。焊接过程中焊缝宽度LB及坡口最大间隙变化见表3，由表3可以看出，前三层焊接收缩量最大，焊缝坡口变宽量比焊接收缩量小，焊缝宽度变窄，从第四层开始由于焊缝刚性增加，焊接收缩量小于坡口宽度增加量，因此焊缝宽度逐渐增加，为适图4.窄间隙热丝焊坡口应焊缝宽度的变化，在焊接过程中焊接参数也做相应的变化以保证焊接质量。由表由于枪体最大宽度为6mm，因此窄间隙热3可知每层焊缝的宽度（LB）在8.9mm～丝TIG每层单道不摆动焊接时其焊缝宽度10.10mm之间，通过相应的焊接规范匹配一般在8.5mm≤LB≤10.5mm时较为合可以得到较好的焊接质量。
236表3焊缝宽度测定值//LHLB备注程序代号焊接层数11.209.3021root111.009.10打底层22hotpass110.808.90过渡层23fill110.608.9024fill210.209.0025fill210.209.2026fill310.109.70填充层27fill310.109.9028fill110.1010.1029fill110.0010.0030cap110.0010.00盖面层3.2焊前固定参数的调节度，S为焊丝横截面积），因此可以看出，焊前固定参数主要包括钨极-焊丝夹角θ在热丝电流一定时其热丝热量Q与焊丝干2、钨极-焊丝距离H及钨极与管子中心的伸长度L成正比，L较长时所需热丝电流偏移距离OF、焊丝干伸长度L、钨极伸出较小是有利的，但焊丝直线度受影响，焊长度S等（见图5），这些参数是在焊接前接过程中焊丝不能准确的插入熔池，影响调好，焊接过程中这些参数保持不变。同焊接质量，L太短所需热丝电流较大，从时这些参数是否合理直接影响到焊接过程而对热丝电源要求较高，综上考虑将焊丝的稳定、焊接质量的好坏。干伸长L定为18mm～20mm是合适的，1）钨极夹角θ1与焊接电流、钨极与管子既能保证焊丝的直线度，又使热丝电源在偏移距离、坡口钝边等有关系。θ1太大正常的负荷下工作。焊接电弧能量不集中，容易产生焊接缺陷，4）钨极-焊丝距离H必须进行合适调节以θ1太小，焊接熔池不稳定，熔深较大焊使焊丝在快熔化时能进入熔池，H过大时缝成形变差，在其它参数一定的情况下可焊丝在熔池前插入不能进入熔池，H较小以通过调节θ1来保证焊接熔池的稳定以时焊丝在熔池上方熔化以熔滴形式进入熔及得到合适的熔深，一般在0°～10°之池影响焊接过程的稳定性，通过试验观察，间。通过试验我们将θ1定在5°。H在3mm±0.5mm是比较合适的。2）钨极-焊丝夹角θ2一般情况下在605）钨极伸出长度S的调节不会影响其它°～90°之间，θ2小于60°时热丝电流焊接参数，主要是从气体保护效果考虑，的磁场与TIG焊接电流的磁场容易发生干在坡口根部和中间进行焊接时由于熔池位扰，影响焊接过程的稳定，θ2大于90°置周围密封性好，保护气体不容易逸走，时焊丝不容易准确插入熔池，我们在焊接钨极伸出长度可达到50mm，另外基于保时将θ2定在60°～65°之间，效果较好。护考虑管子表面与焊枪喷嘴的距离最多3）由于热丝热量Q=0.24I2Rt同时R=λL5mm，若此距离过大有一部分气体就到不/S，因此Q=0.24I2λL/S（其中I为热丝了坡口里面，从而影响保护效果，因此每电流，λ为焊丝电阻率，L为焊丝干伸长焊接2层左右需要调节钨极伸出长度S，
237以满足管子表面与焊枪喷嘴距离在5mm缺陷。另外焊接位置的根部钝边也与偏移以内。距离OF存在关系（见图6），由图可知当6）钨极与管子中心的偏移距离OF是否合OF变大时其钝边厚度t也增大，因此偏移适直接关系到焊缝的成型和根部焊接质距离OF有时也应根据钝边厚度在保证熔量，偏移距离OF与管子直径成正比，管池稳定的前提下做适当调整，以保证根部子直径越大，OF越大，反之亦然。在相焊接质量。根据试验情况，在φ219×40同管径的情况下，偏移距离OF太大焊缝规格，根部钝边2.5mm的情况下其钨极与熔池重力的切向分量大于熔池表面张力，管子中心的偏移距离OF在15mm～20mm熔池就会往下淌导致成形不良或产生焊接之间是合适的。图5钨极、焊丝及工件的相对位置图6根部钝边与偏移距离的关系3.3焊接工艺规范a、焊丝干伸长L一定时，送丝速度V与焊接坡口型式确定以后，根据坡口型式进热丝电流A成正比；行焊接规范的匹配试验，焊接过程中热丝b、送丝速度V一定时，焊丝干伸长L与电流与送丝速度、焊丝干伸长及焊丝电阻热丝电流成反比；率有关系，热丝TIG焊时热丝电源对填充c、热丝电流A一定时，焊丝干伸长L与丝加热的理想状态是焊丝插入熔池时差不送丝速度V成正比；多达到熔点，为此必须合理选择焊丝直径、因此在焊丝干伸长L一定的情况下按上述焊丝干伸长度、热丝电流、送丝速度、焊关系进行匹配可以得到合理的热丝电流、丝插入角度及插入点与电弧中心之间的距送丝速度。离等参数，同时焊接电流、焊接电压必须2与焊缝宽度在焊接过程中的变化匹配，这A（H）样才能保证焊缝质量。3.3.1焊丝干伸长、热丝电流、送丝速度的匹配焊接过程中焊丝干伸长、热丝电流、送丝V（F）L变长时为L1，L变短时为L2速度的关系如图7，由图7可知：
238图7热丝电流与焊丝干伸长、送丝速度关系图变化不大，因此其焊接规范变化不大，主3.3.2焊接规范（见表4）与坡口间隙的匹要是根据焊缝宽度的变化焊接电压有一些配小的调整，另外窄间隙热丝TIG焊填充层1）打底层（21root）规范，打底层规范要的厚度一般希望在2.0mm～3.5mm之间，求较高，既要保证根部焊透，又要避免烧每层厚度太薄容易产生裂纹等缺陷，每层穿，因此在打底时采用脉冲电流，即可以厚度太大焊缝成型不好或产生焊接缺陷，保证熔深又减少热输入量，避免烧穿。同时焊缝性能变差，通过试验填充层厚度2）过渡层的焊接尤为重要，该层焊接起承在2.5mm～3.0mm之间。在盖面的前一层上启下的作用，由于根部厚度较薄，所以（29fill）调整焊缝成型为盖面做准备，其其焊接电流不能太大，同时希望其焊缝成焊接电流适当降低，送丝较少，以得到较型为凹形，因此其电压相对较高。过渡层为平滑的焊缝成型。焊缝成型直接关系到填充层的焊接质量。4）盖面层焊接规范，为保证盖面质量，盖3）填充层焊接规范，填充层由于焊缝宽度面时焊枪进行摆动，同时焊接电压较大。表4焊接规范焊接规范电流（A）电压（V）焊接速度mm/min）热丝电流（A）送丝速度（m/h）打底层220-2508.5-9.580-10040-601-1.5过渡层270-3009.0-10.0100-13060-802-2.5填充层380-4209.0-10.0100-13080-1003.5-4盖面层300-3209.5-10.5100-13070-902.3-2.83.4焊接材料的匹配性试验图8），表面检查合格；焊缝反面成型较好对于高合金耐热钢在焊接材料匹配选择上（见图9），没有未焊透、烧穿等缺陷。焊除要考虑常温力学性能满足要求外，主要接接头经100%MT和100%UT检查合格；考虑焊接接头的高温持久强度以及高温抗其焊缝试样宏观金相（见图10）检查未发氧化性，这主要取决于焊接材料的化学成现任何缺陷，微观金相组织为回火马氏体。分，与SA-335P91匹配的TIG焊丝选择余焊接试样焊后经755℃/120min退火处理，地较大，综合价格因素，我们选择了符合其化学成分见表5，力学性能及冲击值见AWS标准中ER90S-B9的ThermanitMTS3表6，焊接接头硬度值见表7。焊丝，由表1和表2可知ThermanitMTS3由表6、7数据可以看出，焊接接头强度较焊丝的化学成分完全满足要求。高，而且都断在母材上，其强度裕度较大，3.5试验结果焊缝的硬度值满足电建规要求，焊缝冲击选择ThermanitMTS3，φ1.0焊丝按以上值满足标准要求。规范焊接SA-335P91（φ219×40）试样编号为P1、SA-335P91（φ273×20）试样编号为P2两副试样。焊缝表面成型美观（见表5焊缝化学成分编号CSiMnSPCrMoVNNbAlNiP10.080.240.590.0010.0078.890.890.200.0450.060.0010.59P20.080.240.570.0010.0088.860.900.210.0470.060.0010.55
239表6焊接接头力学性能及冲击值编号抗拉强度σb（MPa）断口位置焊缝冲击功（Akv）J热影响区冲击功（Akv）JP1670675670670母材464648226246200P2740735母材5660106196198200图8、焊缝外观成形图9、焊缝背面成形图10焊缝宏观金相（φ219×40，×2倍）表7焊接接头硬度（HV）编号母材热影响区焊缝P1215203218200205208257283283P2225224221224221239248265241艺规范参数，选择了匹配的焊接材料，焊4试验结论接接头性能满足标准要求，目前该工艺已应用于1000MW超临界锅炉集箱环缝焊通过该试验确定了窄间隙脉冲热丝TIG焊接，焊缝合格率达98%以上，焊接接头性新工艺的坡口形式，得到了合理的焊接工能满足标准要求。与传统的埋弧焊相比，
240采用窄间隙热丝TIG焊时由于坡口间隙有虽满足标准要求，但裕度不大。初步分析较大减小，可以节约大量焊材，以φ219这与窄间隙热丝TIG焊时单位体积熔敷金×40mm规格为例，每条缝可节约焊接材属的焊接热输入量较大，窄间隙坡口焊接料费用65%。时焊缝成形系数较小，焊接残余应力应变由于该工艺自动化程度高，因此对坡口加较大等有关。工精度要求较高。另外焊接接头冲击韧性
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