锅炉技术发展趋势

锅炉技术发展趋势——计算机的应用

锅炉设计是一项复杂的大型工程设计,其设计周期长､工作量大

､经验性强｡同时,由于锅炉的制造成本高昂,运行安全性和可靠性要求苛刻,对锅炉的设计提出了很高的要求｡为提高设计效率并保证设计质量,美国､俄罗斯､法国､德国､日本等发达国家的主要锅炉设计制造企业普遍都已采用CAD技术进行锅炉设计工作｡20世纪70年代以来,我国的锅炉企业也陆续自行研制或委托科研院所开发了一些锅炉CAD软件进行锅炉的产品设计工作｡

历经30年的发展,归纳起来,CAD技术目前己渗透应用于锅炉设计工作的工程绘图､常规计算､工程分析､虚拟制造､设计管理等几个方面｡

采用二维绘图软件进行工程图纸的绘制,以提高绘图自动化水平､方便图纸修改､缩短开发周期､方便图纸管理和实现图纸重用｡受到20世纪90年代初由国家“CAD应用工程领导小组”提出的“甩图板工程”的推动,目前工程绘图在我国绝大多数锅炉设计厂家都已普及｡

采用专门开发的工程计算软件辅助锅炉设计人员完成部件几何尺寸计算､热力计算､水循环计算､汽水阻力计算､烟风阻力计算､强度计算等工程计算｡其中,由于热力计算在锅炉的方案设计中最为重要､而其求解需要反复迭代和试算､显著关系到设计效率,用手工完成费时费力､且易产生差错,因而,针对热力计算的研发工作更为活跃｡

采用工程分析软件､通过数值方法(特别是有限元分析方法)来模拟､分析一些在锅炉设计中遇到的特殊工程问题,主要包括:钢架结构､汽包等重要强度部件的有限元结构优化设计,承受高温的部件及管道的热应力分析,炉膛内流动､燃烧､传热的过程的三维数值模拟计算等｡

采用三维造型软件,在实际生产前建立锅炉的三维虚拟装配模型,检查设计尺寸是否匹配以及空间管路的干涉情况,并及时与客户､其他设计人员､制造部门交换设计思想和信息,对设计方案进行及时评估并做出反应｡

采用以数据库为核心的设计管理系统对锅炉设计过程中的人员角色､产品数据､工程图纸､设计文档等内容进行管理,以加强设计过程的组织,提高设计效率,实现信息共享和保证信息一致性｡此外,设计管理系统还常与企业中的其它类型的管理系统,如ERP､MRP—II､MIS等系统进一步集成｡

特别要指出的是,近年来电子计算技术和计算数学的飞跃发展使得计算燃烧学有很大进展｡它应用先进的电子计算技术,通过严格的数学推理,把丰富的物理､化学､传热和流体力学知识,结合大量的试验结果,使古老的燃烧学体现出现代工程科学的特点｡炉膛数学模型所能提供的结果除可以预报炉内速度场､温度场､热流场及压力场外,希望还能预报更为详尽的细节,包括火焰的几何形状､火焰稳定性､固态颗粒尺寸分布规律;燃烧产物､各种成分(包括各种污染物)的浓度场､辐射能的频谱特性､燃料—空气离析规律､振动和噪音等｡但是,至

今所得到的炉膛数学模型仅考虑一些主要因素,其它方面仍基于经验,主要原因是输入数据还不够完善､准确｡就目前水平而言,单纯依靠基础理论知识,还无法建立描述复杂的炉内过程的数学方程,还必需通过大量的试验研究,以便获得数学模型所需的输入数据｡还有,在建立基础方程时所作出的各种简化和假设与炉内实际情况尚有较大差距,也直接影响结果的实用性｡虽然如此,它仍是一个不容置疑的技术发展方向｡

锅炉技术发展趋势——洁净煤技术

洁净煤技术是指从煤炭开发到利用的全过程中,旨在减少污染排放与提高利用效率的加工､燃烧､转化及污染控制等新技术｡主要包括煤炭洗选､加工(型煤､水煤浆)､转化(煤炭气化､液化)､先进发电技术(常压循环流化床､加压流化床､整体煤气化联合循环)､烟气净化(除尘､脱硫､脱氮)等方面的内容｡

(一)煤炭洗选与加工

煤炭洗选是指通过物理或化学的方法降低原煤中灰分､硫分､矸石等杂质的含量,并按不同煤种､灰分､热值和粒度分成若干等级,以满足不同用户的需要｡煤炭经洗选后可显著降低灰分和硫分的含量,减少燃烧后烟尘､二氧化硫等污染物的排放｡

配煤技术是将不同品质的煤经过筛选､破碎､按比例配合等过程,并辅以一定的添加剂,以改变动力煤的化学组成,岩相组成､物理特性和燃烧性能,达到充分利用煤炭资源､优化煤炭产品结构､煤质互补,适应用户燃煤设备对煤质要求,提高燃煤效率和减少污染物排放｡

型煤是用一种或数种煤与一定比例的粘结剂､固硫剂等经加工成一定形状尺寸和有一定理化性能的块状燃料或原料｡型煤也可以是粉煤及一定比例的煤泥等其它低热值燃料或废弃物加上粘结剂､添加剂加工而成,有的燃烧特性还超过了原煤的燃烧特性｡

水煤浆是指用一定级配细度的煤粉与水混合形成的具有一定稳定性和流动性并可长距离泵送的浆状煤炭产品｡高浓度水煤浆(煤水比约为2:1)代油燃烧技术,是20世纪70年代石油危机期间由煤炭洗选加工､管道输送普通浓度水煤浆和油煤浆加工技术的基础上发展起来的一种煤炭加工新技术｡它既保持了煤炭原有的物理特性,又具有像石油一样的流动性和稳定性,并且装储方便､可管道输送､雾化燃烧､灰分及含硫量低,燃烧时火焰中心温度较低,燃烧效率高,烟尘､SO2及NOx排放量都低于燃油和燃煤等,被称为流态煤基新型代油燃料｡同时由于煤炭资源丰富,水煤浆的加工工艺简单,与煤炭气化､液化相比,投资少､成本低｡作为代油燃料,许多国家基于长期的能源战略考虑,将其作为以煤代油的燃料技术进行研究､开发和储备,且已有商品化使用｡

(二)煤炭液化､气化及先进发电技术

煤炭转化是指用化学的方法将煤转化为洁净的气体(或液体)燃料或化工原料(或产品),是实现煤炭高效洁净利用的重要途径,包括煤炭气化､液化和燃料电池｡

各国都在寻求将先进的燃烧方式用于火力发电｡20世纪80年代开始的,90年代已经达到实施阶段的大型循环流化床锅炉(CFB)和燃

煤联合循环机组(加压流化床燃烧联合循环(PFBC—CC)和整体煤气化联合循环(IGCC)就是典型代表｡其中,大型CFB锅炉已经达到了可以与常规煤粉锅炉相竞争的水平｡

(三)烟气净化

对煤炭开发和利用过程中产生的污染物控制和废弃物处理也是洁净煤技术的重要内容｡锅炉产生的大气污染物主要有三种,即烟尘､

SO和NOx｡

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（1）除尘｡

由于煤种不同,锅炉排烟中的粉尘浓度变化很大｡当燃用高灰分劣质煤时,粉尘浓度要比燃用低灰分优质煤时高得多｡一般而言,大于10μm的粉尘容易沉落在地面,称为降尘;小于10μm的粉尘属于不可见的微粒,飘浮在大气中,称为飘尘｡火床炉排烟中的粉尘大部分属于降尘;煤粉炉排烟中的粉尘,降尘和飘尘均有,两者的比例大小与所采用的除尘设备的形式和除尘效率有关｡静电除尘器､湿式文丘里除尘器和布袋除尘器所排出的粉尘多属于飘尘｡

发达国家大型燃煤锅炉都配备5个甚至更多电场的高效电除尘器或多室的布袋除尘器,除尘效率达到99.9%｡但主要的问题是细微颗粒(如小于2.5μm,PM2.5),这部分颗粒的分离效率相对较低一些,而在大气中的停留时间又非常长｡

细粒子对人体呼吸系统､大气能见度和城市景观等都会产生极其不良的影响｡研究表明,粉尘中粒径在2.5μm以下的细微粒子对人类

最为有害｡因为这种微粉能长期飘浮在大气中,能通过人的呼吸道进入肺部;微粒的比表面积大,所以微粒中有毒的重金属元素的含量要比粗粒子中的多,而且微粒的表面活性强,易吸收一些致癌物质｡粉尘还能将排烟中的SOx和NOx催化成毒性更大的气溶胶｡此外,这些微粒会使大气的能见度降低,影响太阳光紫外线的照射,妨碍人类和动植物的正常生长｡但由于细粒子的去除比较困难,就全世界范围来看,细粒子的排放水平没有显著的下降,细粒子在大气气溶胶中的比例反而有所上升｡

（2）脱硫｡

SO是由于燃料中含有的硫分在炉膛内燃烧生成的,它的多少与

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燃料含硫量密切相关｡各国对电站锅炉SO的防治方式繁多,但归纳起

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来,可分为炉前脱硫､炉内脱硫和炉后脱硫三大类｡

炉前脱硫就是在燃料未进入锅炉前设法除去燃料中的硫分,也就不会再生成SO气体,这是一种最彻底的脱硫方法｡如各国在矿口的洗

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煤过程,就可将煤中的黄铁矿硫除去,但对煤中的非黄铁矿形式的硫难以根除｡对于燃油和燃气中的硫分,目前采用加氢催化生成硫化氢,然后除去｡国外正在研究高梯度磁分离(HGMS)的脱硫技术｡将煤粉通过高强度磁场,使弱磁性的FeS和硫酸盐等从煤粉中分离出来｡美国

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采用超导装置提高磁场强度,使HGMS的脱硫率达到55%~70%｡

炉前脱硫虽是一种彻底的脱硫方法,但目前要做到彻底脱硫的费用还较高｡炉内脱硫是将碱性吸收剂(常用石灰石和消石灰)直接喷入炉膛,或与燃料混合送入炉膛,使其与炉内的SOx反应成CaSO4固体物,

随灰渣排出炉外｡炉内脱硫的优点是系统简单､附加设备少;缺点是炉内灰量增加,锅炉受热面的积灰有所增加｡目前,国外循环流化床锅炉中多采用这种脱硫方式,加拿大､奥地利､法国等均已有大机组炉内脱硫的实例｡

各国研究表明,影响炉内脱硫效率的因素主要有四个:

①吸收剂喷入点的烟气温度不应高于1200℃,宜在850~1200℃的烟气区域内;

②在烟气温度从1200℃降到750℃的区域内,吸收剂的停留时间不应小于1s;

③吸收剂在炉内的扩散程度;

④吸收的反应活性,为提高炉内CaO的利用率,国外有些电厂在炉后还装有活化反应器,使烟气中剩余的CaO继续进行脱硫反应｡炉内脱硫效率已可达60%～80%,若加装活化反应器,则脱硫效率可达90%以上｡

炉后脱硫也就是烟气中的SO气体在排出锅炉后,但尚未排放大

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气前进行脱硫处理｡80年代末这种脱硫方式有了迅速发展,已有成熟的技术,在国外新建的火电厂中得到广泛的应用｡世界各国按电厂所在的地理条件和资源,开发了多种烟气脱硫工艺,目前各国用得较多的有如下四种:

①湿式烟气脱硫工艺(WFGD);

②半干式烟气脱硫工艺(SDFGD),也称喷雾干燥烟气脱硫工艺;

③干式烟气脱硫工艺(DFGD); ④海水烟气脱硫工艺｡ （3）脱硝｡

发达国家目前主要采取在大型燃煤锅炉上安装低氮燃烧器,使氮氧化物排放量降低40%左右｡环保标准严格的日本和德国还要求装设烟气脱氮装置｡我国目前已在300MW及以上锅炉上装有低氮燃烧器,但大量300MW以下锅炉的氮氧化物尚无法控制｡

锅炉炉膛内产生NOx的成因有三方面｡

首先是燃料型,即燃料中所含的氮在加热后挥发,并与氧化合生成NOx｡当炉膛温度超过1000℃后,燃料型NOx占有最大部分;

其次是热反应型,当炉内温度超过1500℃后,燃烧空气中的N就与O2化合成NOx｡在高温下这种热反应型的NOx也占有一定比例;

再次是瞬时反应型,即在高温下空气中的N2与碳氢离子团瞬时生成的NOx｡在锅炉中瞬时反应型的NOx所占份额很小｡

从NOx的生成机理分析,降低燃料区温度､避免局部高温区､减少过量空气系数,是减少NOx生成的有效办法｡

现有三种公认的方法来控制NOx:燃烧控制技术,向炉内喷射吸收剂以及烟气脱硝技术｡三种方法相比较,资金投入越多效果越好｡

燃烧控制技术一般就是采用低NOx燃烧技术减少NOx的生成,如分级燃烧法､再燃烧法､低氧燃烧､浓淡偏差燃烧和烟气再循环法等｡它们的基本思想是,使已生成的NOx被碳部分还原:设法造成缺氧富

燃的燃烧区域;设法降低局部高温区的燃烧温度;使燃烧区域的氧浓度适当降低｡采用这些技术能使NOx生成量显著降低(对燃煤锅炉降低率不超过75%),以至达到更严格的排放标准｡

锅炉的喷射吸收剂系统和烟气脱硝(主要是SCR)系统可以达到使NOx排放降低90%的水平｡烟气脱硝要比烟气脱硫困难,原因是NOx的浓度比SO2的低,化学稳定性高,且NOx的溶解性差｡从烟气中脱硝的方法有干式流程的选择性催化还原(SCR)和选择性非催化还原(SNR)､湿式流程的氧化吸收法｡一般可以在任何锅炉上先进行燃烧控制技术的改造,如果要求更严格,可以再加上喷射和SCR技术｡燃烧控制技术可以节省日常运行费用｡

（4）二氧化碳减排｡

近几十年来,大气中的各种温室气体浓度正不断增加,它们对全球气候变化的影响已引起了人们广泛的注意｡各种温室气体中,以

CO2的危害最为严重｡大气中的CO2含量在最近20年中已增加了27%,浓度达到360PPm｡据估计目前每年约有260亿吨CO2被排入大气,其中大约有80%是由于煤､石油､天然气等矿物燃料的燃烧而引起的｡

近十几年来,各国学者已经提出了许多减少大气CO2含量,缓解温室效应的方案｡总的说来,可分为三大类:

a.减少CO2排放方案｡这一方案中包括采用名种高效节能设备,以更高的效率生产电能,转化能量以及循环利用产品,特别是采用热电联产技术以充分利用能源｡通过这些措施减少化石燃料的消耗｡

b.CO2排放控制和发展CO2化工方案｡这种方案是将CO2从锅炉烟气中提取出来,加以贮藏,例如压入深海或油井深坑等;另一个可能是利用这些CO2作为化工原料,使其进入化工产品｡

c.CO2零排放方案｡包括使用核电､太阳能､水能､风能和地热,以及利用生物质能和能源作物生产能源｡

从长远观点看,CO2零排放技术显然是解决问题的最根本途径,在这些零排放技术中,生物质能又是其中最具潜力的｡

减少化石燃料的使用,提高能源的转换效率积极发展软能源,是降低大气中二氧化碳的含量的直接方法｡CO2的排放与动力设备的热效率有着直接的关系,例如,对相同的供电负荷而言,若发电机组的效率提高一倍,就意味着所排放的CO2减少了一半｡在不久的将来,燃用化石燃料的发电机组最大效率可达45%,最高限度可望达到47%｡与现在的发电效率相比,尤其是与效率低下的发电机组相比(如中国目前的水平仅为29~30%),通过提高效率来降低CO2排放是有着重要现实意义的｡

通过减少化石燃料的消耗量可以降低CO2的排放量｡除此之外的削减CO2的措施就是控制它的排放量,即通过吸收或分解的方法来脱除或分离已生成的CO2｡尽管目前有许多烟气净化方法可以用来控制氮氧化物和硫氧化物的排放,但还没有有效地控制CO2排放的方法｡

（5）汞等重金属控制｡

据美国环境保护协会报道,燃烧炉内排放出的空气污染物中,最重要的是有机物有害成分(如苯并芘)､硫化物､氮氧化物以及未完全燃烧可燃物和重金属｡其中以亚微米级颗粒形式存在的重金属排放物具有最大的威胁性｡在环境污染中最受关注的重金属有Hg､Cd､Pb､Cr､As等,此外Zn､Cu､Ni､CO､Sn等也有较大的毒性｡目前发现危害最大的可能是金属汞｡

目前燃煤汞污染,特别是燃煤电站锅炉中汞排放及其对环境的危害性,已引起世界各国学者的重视｡我国80%以上的煤是用于直接燃烧,原煤中85%的汞经燃烧排放大气｡据估计,近几年来我国每年由于燃煤排放大气的汞量大约在103吨数量级｡随着经济的发展,这一数字还将增长,因此,我国除了开展对燃煤过程中飘尘､SO2､NOx等常见污染物的排放和控制的研究,还应对一些潜在的污染物如汞等微量有害元素进行研究｡

(四)粉煤灰利用

粉煤灰是煤燃烧排放出的一种粘土类火山灰质材料｡狭义地讲,它就是指锅炉燃烧时,烟气中带出的粉状残留物,简称灰或飞灰;广义地讲,它还包括锅炉底部排出的炉底渣,简称炉渣｡灰和渣的比例随着炉型､燃煤品种及煤的破碎程度等不同而变化,目前世界各国普遍使用的固态排渣煤粉炉,产灰量占灰渣总量的80%～90%｡电厂灰渣的大量排放促使了对粉煤灰资源综合利用的重视｡近年来,粉煤灰的综合利用已逐渐形成了一个新兴产业｡目前,我国的粉煤灰主要用在建筑工程和基础工程中,比如用于生产水泥､混凝土､砖､墙板､砌块､陶粒､

砂浆及道路工程的回填､土壤的稳固及改良等｡近年来,我国在粉煤灰精细化利用方面也取得较多的研究成果,并逐步应用于生产实际｡

锅炉技术发展趋势——燃料结构

(1)油气燃料的比例

我国对工业锅炉的燃料政策在1990年以前主要倾向于以煤为主,例如1988年底,国家煤代油办公室还发出名为以煤代油､节油的奖励办法和补贴标准的文件｡但近年来,由于高层民用建筑的发展､高新经济技术开发区的建设､环保要求的提高以及我国勘探到的天然气和煤层气储量的增加和我国进口能源政策的拓宽都促使工业锅炉中燃油和燃气的比例相应提高｡

采用燃油或燃气工业锅炉不仅可以提高锅炉热效率,而且对于改善烟气排放污染物具有显著效果｡一般来说,在炉内释放相同热量的条件下,燃煤排放的烟尘量约为燃油的11倍,为燃气的500倍;燃煤排放的SO2量约为燃油时的3倍,为燃气时的4000倍;燃煤排放的 NOx量约为燃油时的3倍和燃气时的4倍｡由此可见,采用燃油特别是燃气工业锅炉对改善环境的作用是显著的｡因此,在人口密集的大中型城市中采用燃油特别是燃气锅炉是我国工业锅炉发展的一种必然趋势｡新兴产业开发区或宾馆､酒店等高级民用建筑,虽无相应法规限制,但受到环境､场地空间以及人力等因素的影响,也采用了燃油(气)锅炉作为采暖和卫生热水的主要热动力设备｡许多流动性较大的单位,如高速公路的建设单位,也采用燃油加热炉｡人们对燃油(气)锅炉的认识和观念已有很大转变｡

(2)垃圾能源化

20世纪90年代以来,世界主要工业国家的城市垃圾量每年以8%~10%的速度递增,全世界城市垃圾量已达到每年72亿t,严重影响了人类的生存环境,也困扰了城市的发展｡对垃圾的更进一步处理,就是将垃圾能源化｡这已成为当前世界处理垃圾的热点,其中以垃圾为燃料的垃圾锅炉也成为锅炉制造业中的热点｡据经验,垃圾发热量大于3300kJ/kg(800kcal/kg)时就可以自然方式焚烧｡因此,大多数城市的垃圾完全可以自然焚烧,也就为垃圾能源化具备了基本条件｡

垃圾能源化主要有两条途径｡首先是垃圾在炉膛内燃烧,释放出热量｡如木质､纸质等都可以直接燃烧,发热量达16000kJ/kg;其它的工业垃圾,如塑料､橡胶等在炉膛中是通过热分解成可燃气体(含有体积分数45%～60%CH4､35%～40%CO和O2､H2､H2S等)再燃烧｡这是垃圾能源化的最主要方式｡其次是少量的有机生活垃圾,如厨余等可由厌氧细菌进行生物分解,产生沼气,再在锅炉内燃烧｡1kg有机生活垃圾可产生0.19～0.50m³的沼气｡垃圾在锅炉中直接燃烧是各国垃圾能源化的主要手段｡目前尚存在的难题是受热面管子的高温腐蚀,其中主要是塑料等垃圾中的Cl和Na､K等元素对金属的腐蚀;以及不可燃物质从炉内的排出问题｡各国所采用的炉型繁多,但主要有流化床燃烧锅炉､回转窑式锅炉和机械炉排锅炉等三种｡

采用流化床燃烧锅炉时,垃圾需进行预分选和破碎,然后送入流化床内燃烧,床温控制在800～900℃｡此类锅炉预处理费用高,炉前易臭味外逸,影响环境｡

回转窑式锅炉的燃烧设备为缓慢旋转的回转窑,直径4～6m,长10～20m,倾斜放置｡转窑内壁衬耐火材料或布置水冷壁受热面｡垃圾由一端送入,先由热烟气对其进行干燥,达到着火点即燃烧｡随着筒体转动,垃圾得到及时翻动,直至燃尽｡窑内排出的高温烟气引至二次燃烧室,与二次风混合后燃尽｡二次燃烧室温度为1000～1200℃｡回转窑式锅炉的设备费用低,用电也省｡

机械炉排锅炉是目前用得最广泛的一种垃圾锅炉,其关键是炉排的结构和布置｡炉排片一般用高铬钢浇铸后精加工制成,布置成水平或倾斜(15°～26°)｡炉排可分为预热段､燃烧段和燃尽段,并由固定炉排和运动炉排相隔组成｡炉排热负荷为1200～2000MJ/(㎡·h),炉膛热负荷为330～420MJ/(m³·h),垃圾燃烧速度为280～400kg/(㎡·h)｡

由于垃圾锅炉的蒸汽参数较低,机组的发电效率也较低,一般仅为10%～15%｡上世纪90年代以来,各国大力发展超级垃圾发电系统,垃圾锅炉的蒸汽参数提高到3.5～4MPa､350～450℃,使机组的发电效率提高到20%以上｡

锅炉技术发展趋势——运行方式

随着电网调峰的需要,火电机组普遍采用变压运行以提高负荷

适应性､提高经济性｡由于螺旋形管圈直流炉的各根管子吸热均匀,所以超临界压力直流炉完全可以在亚临界压力范围内作变压运行｡除了德国本来就采用这种炉型作为变压运行机组之外,美国拔柏葛公司､福斯特.惠勒公司,日本的日立公司､石川岛播磨公司都相继发展了这种炉型,日本三菱公司也作过这种炉型的研制｡

美国､日本传统的超临界压力直流炉都是垂直管圈,基本上不适宜变压运行｡对此各公司都在其传统的产品上做了不少改进｡

日本三菱公司在美国燃烧工程公司(CE)及苏尔寿公司的参与之下,致力于超临界压力垂直管圈变压运行机组的开发工作,锅炉机组设计上采用内螺纹管以防止工质偏离核态沸腾点;加装水冷壁节流圈以防止炉膛四角和中心部位管子的吸热偏差;在烟道内布置蒸发器以保证水冷壁出口工质即使在25%负荷下也能在湿蒸汽范围内等措施｡

美国燃烧工程公司和三菱公司在其辅助循环锅炉的基础上新设计了“CC＋”型的低倍率循环锅炉｡主要措施是采用内螺纹管,使循环倍率降低到2.67｡由于循环倍率的降低,使辅助循环泵的功率消耗下降,这部分的得益完全可以补偿因采用内螺纹管而引起的成本增加｡“CC＋”型低倍率循环锅炉可以适应变压运行的需要｡

美国福斯特.惠勒(FW)公司以及日本石川岛播磨公司在其传统的多次上升—下降直流锅炉上,加装内置式分离器及变更旁路系统,可使过热器之后作变压运行｡

新设计的自然循环锅炉上采用内螺纹管以防止运行中工质偏离核态沸腾点以及增加机组的可靠性,进一步在一级过热器之前装设一旁路系统,以便在启动及低负荷运行时将过多的蒸汽引入到凝汽器去,使过热蒸汽温度与汽机金属温度有良好的匹配,并用饱和蒸汽调节汽温,保证锅炉可以快速启停和变负荷运行｡

锅炉技术发展趋势——参数

众所周知，蒸汽压力和温度越高，机组的热效率也相应提高。

例如，在汽温(538℃/538℃)不变情况下，汽压从亚临界(16.5MPa)提高到超临界(24.2MPa)，热效率可提高1.8%;在汽压(24.2MPa)不变情况下，汽温从538℃/538℃提高到621℃/621℃，热效率可提高3.7%。因此，多年来各国都在追求高参数机组，以达到高效率。

长期以来，蒸汽参数的提高受到金属材料的限制，尤其是蒸汽温度更难提高，长期徘徊在540℃左右。20世纪80年代末美国首先开发了T91和P91新钢种，日本和欧洲一些国家相继引进，并进行改进，使这些国家在90年代投运的大机组参数得到了大幅度提高。

事实上，第一台超临界锅炉是1957在美国投产运行的，这台125MW 的锅炉设计参数当时就达到了31MPa/621℃/566℃/538℃，由于参数选得过高，超越了当时金属材料的技术水平而未能达到预定目标。所以此后，美国虽然也制造了一些超临界锅炉，但是仍以亚临界锅筒型锅炉为主。20世纪80年代，美国对超临界锅炉参数进行了最优化研究，认为在技术不必作突破的条件下，机组采用31MPa/566～593℃/566～593℃蒸汽参数，一次再热，容量在700～800MW 为最佳，但是这个成果没有在美国实施，却在亚洲和欧洲某些国家得到了应用。1999年，美国提出了 Vision 21计划，主要是开发35MPa/760℃/760℃/760℃的超超临界机组，其热效率将高于55%，污染物排放将比亚临界机组减少30%左右。

欧洲国家中，尤为突出的是丹麦。该国90年代中投运的机组虽然容量不大(400～500MW)，但采用了较高的蒸汽参数，蒸汽压力达到

30～31MPa，蒸汽温度达到580～600℃。因而其机组热效率达到45%～49%。例如丹麦的425MW 机组，锅炉可以兼燃煤、油和天然气，采用二次再热，蒸汽压力为28.48MPa，蒸汽温度为580℃/580℃/580℃，使该机组的热效率在燃煤时达到47%，燃天然气时达到49%，成为目前世界上热效率最高的火电机组。

锅炉技术发展趋势——容量

目前电站锅炉向高效率(部分减少污染)、大容量、高参数、低污染、自动化、高可靠性、低成本(金属消耗量)方向发展;工业锅炉更注重高效率、低污染、自动化、低成本(金属消耗量);而生活锅炉则追求低污染、自动化、安全可靠。

自从20世纪70年代美国投运5台1300MW 机组(锅炉容量为4227～4389t/h)以来，电站锅炉容量再无突破。甚至有专家认为，电站锅炉容量已达到极限，尤其是燃煤机组，继续增大容量已不可能再增加经济效益。就全世界范围来看，原来认为电站单位机组容量愈大，单位电能的投资费用愈小，而且设备的可用率愈高。但实践表明，随着单位机组容量的增长，单位电能投资费用并非是一直下降的。研究表明，带再热器的燃煤电站，单位机组容量超过600MW 后，单位电能的投资费用已不再随机组容量增大而下降，而是近乎保持常值。对于燃油/气的带再热器锅炉，单台机组容量超过400MW 后，单位电能的投资费用已保持常值。与此同时，电站的可用率并非随机组的容量增大而上升。相反，根据美国爱迪生电力研究所的统计资料，锅炉以及发电机组的可用率是随着机组容量的增加而下降的。

综上所述，我们有理由预计，在今后一段时期内，电站锅炉的最大容量仍将保持在4500t/h左右的水平，电站锅炉的容量大都将保持在1500t/h到2500t/h蒸发量之间(约相当于配500MW 到800MW 机组).