0、前言
1981年我国引进美国燃烧工程公司（CE公司）的控制循环锅炉技术，第一台配300MW的1025t/h控制循环锅炉于1987年6月在山东石横发电厂正式投入商业运行，表示了引进工作告一段落。该机组至今已安全、可靠、经济地运行10多年，在这10多年中，控制循环锅炉在国内许多电厂投运，许多优点逐步显示，深受电厂欢迎。随着使用地区的扩大，燃用煤质的复杂化；运行要求和自动化程度提高；国产材料和配套件的比例增加，以及制粉系统多样化，从而在锅炉上也暴露一些新问题。上海锅炉厂有限公司多年来针对这些问题进行深入分析研究，采取了许多改进措施，取得一定成效和实绩，富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
颗�；�、
木屑颗�；�、
秸秆压块机压制的
生物质颗粒燃料。
1、控制循环锅炉的基本评价
1981年引进的锅炉技术，是美国CE公司80年代最新技术，为改良型控制循环CC+，即“低压头循环泵+炉膛水冷壁内螺纹管”。此技术是利用内螺纹管来防止膜态沸腾降低水冷壁管内的质量流速，从而降低了循环倍率及循环泵所需的压头和流量，减少循环泵的电耗，节约了厂用电。
石横发电厂1025t/h控制循环锅炉考核试验结果证实了引进技术是成熟的、可靠的、先进的。该机组在第一年内运行了7373小时，共发电20.19亿度，年平均负荷283MW，最大负荷达338MW，创国内同容量机组投产第一年运行最好水平。通过运行证明：机组具有调峰能力强、启停速度快、可控性好、自动化水平高、锅炉低负荷稳燃性能好等优点，解决了我国发电锅炉长期存在的可靠性差、漏风漏烟大、效率低、启停时间长等问题，逐步成为电厂首选的炉型。
2、暴露和存在的问题
2.1再热器局部超温
石横发电厂控制循环锅炉（考核机组）投运2年多后，连续在末级再热器中发生3次爆管，经试验测量，发现炉膛出口的右侧烟温比左侧烟温约高250℃左右，右侧1/4宽度的再热蒸汽温度普遍高于左侧，该处的管壁温度已长期处于过热超温状态。经查阅相同布置的宝钢自备电厂350MW控制循环锅炉的情况和CE公司有关资料，发现这些具有典型布置结构控制循环锅炉的再热器汽温分布特性均存在类似的情况，即右侧再热蒸汽温度普遍高于左侧。
经过详细分析研究和现场实炉的测量，证明造成末级再热器管子超温爆管主要有3个原因：
(1)烟气的残余旋转影响。控制循环锅炉一般采用逆时针转向的切向燃烧方法，因而炉膛出口后的水平烟道中烟气流均偏向烟道右侧，导致右侧再热器受热面吸热增多，使右侧汽温高于左侧：
(2)三通结构影响。再热器引入处采用三通结构，在三通区域产生局部涡流，造成静压降低，导致部分管子蒸汽流量降低，使热偏差增大；
(3)材料选用问题。在末级再热器中选用钢102，据资料使用范围可达600—620℃，但实际上只能用到580℃，造成材料裕度不够。
上述3个主要原因造成了末级再热器管子超温爆管。
2.2燃烧器热态不能摆动
引进型控制循环锅炉特点之一是利用摆动式燃烧器作为调节再热汽温的主要手段，但在初期投运的几台锅炉中发生了热态不能摆动的问题。经过对设计、制造、安装、运行等各个环节进行调查研究与分析认为：部分零件刚性不足：不能吸收膨胀的附加应力；制造误差过大；在运行中喷嘴结焦、变型烧坏；安装后没有进行调整，造成喷嘴位置不一致；运行中长期不摆动，使传动机构失灵等综多因素造成了热态时不能摆动。
2.3回转式空气预热器漏风超标
回转式空气预热器是在和锅妒技术引进的同时，与美国CE-API公司签订技术引进合同的。在技术引进以后，使国内预热器的技术水平大大提高，但从石横电厂引进考核机组起，预热器的漏风偏大，如吴泾电厂1025t/h控制循环锅炉同样存在预热器漏风偏大的问题。虽然各电厂预热器漏风有很大差异，但均为漏风率没有达到预期的目标。造成预热器漏风偏大的原因，不仅与预热器设计、结构有关，且与制造、安装、调整亦有十分密切的关系。主要可归纳为：
(1)预热器某些密封结构可进一步改进；
(2)制造质量尚需严格控制；
(3)安装、调整有待进一步提高；
(4)漏风控制系统有待于完善、投运。
2.4主蒸汽温度的控制问题
控制循环锅炉的过热器系统是采用辐射和对流组合式，由五个部分组成，即是炉顶及包覆过热器、低温过热器、分隔屏，、后屏和末级过热器。主蒸汽调温主要是采用布置在分隔屏进口前的单级喷水减温。蒸汽在喷水减温后，通过串联布置的分隔屏、后屏和末级过热器等三级受热面，时滞较大。当减温水量发生变化4分钟后，主汽温度才有反应。尤其在运行中增投一台磨煤机时，炉内风量和煤粉量突然增加，主蒸汽温度变化较大，汽温难以控制。且原国内机组一直采用二级或三级喷水减温，其第二级（或第三级）往往布置在靠近主蒸汽出口端，反应较快，调节较灵敏，故采用一级布置后很不习惯。另外在投运初期，往往汽温自动控制系统尚未投入，只能用手动调节，则汽温更难以控制。
2.5尾部烟道的振动
按引进技术设计、制造的山东石横5、6号炉；广东沙角A厂4、5号炉，在试运行阶段曾在尾部烟道省煤器部位发生过不同程度的振动。石横电厂5号炉振动频率约在53-60赫芝，噪声约在110分贝，振动发生在电负荷229-293MW范围内；沙角A厂4号炉振动的频率约在56-63赫芝，噪声约在95分贝，振动发生在电负荷245—300MW。据了解吴泾电厂300MW、平圩电厂600MW控制循环锅炉也曾发生过振动，国内自行设计的锅炉，仅在管式空气预热器上发生过振动，在省煤器部位发生振动尚属首次。国内外许多专家对锅炉振动的研究结果建立了一系列理论，已有一整套解决方法和措施。随着锅炉容量增大和烟速提高，发生振动的可能性会增加。CE公司的控制循环锅炉尾部烟速比国内同类锅炉略高2—3米／秒，因而发生振动可能性也相应增加。
2.6一次风机容量偏小
锅炉技术引进以后，回转式空气预热器从原二分仓发展为三分仓，所谓三分仓即是除烟气分仓外，空气侧又分隔为一次风和二次风两个分仓。采用这种方式具有明显的优点，由于对这一新系统缺乏设计经验，在选择冷一次风机的参数、容量和裕度时考虑不周，有些电厂所选用的一次风机余量偏小，影响了锅炉的出力。
在国内应用冷一次风机系统中，不论正压中速直吹系统，或者负压仓储制热风送粉系统都曾发生过一次风机容量偏小问题。其主要原因是：空气预热器漏风增大；电厂实际使用煤质变差；选择风机的最大风量和裕度偏小。
3、引进技术的改进和实绩
控制循环锅炉的技术引进已近20年，在这20年中经过广大科技人员的努力，许多暴露出来的问题得到了圆满解决，经过改进和优化，许多性能已大大超出引进初期的指标，结构更趋合理，引进技术得到了推广和发展。
3.1引进技术的推广和发展
(1)燃料应用范围的扩大
引进初期仅为燃用烟煤类的锅炉，至今已设计出燃用次烟煤、贫煤、褐煤和无烟煤等各种燃煤锅炉，同时也设计出燃用重油、原油和天然气的锅炉，使用范围扩大到全部化石燃料。
(3)燃烧系统的开发
引进时仅采用RP型中速磨系统，结合中国国情和燃料特性，逐步开发了各种类型的系统，现已能配HP型、MPS型中速磨、双进双出磨煤机系统以及钢球磨中间仓储制乏气送粉系统和热风送粉系统。
炉膛燃烧系统由原单炉膛切圆燃烧，发展有单炉膛双切圆燃烧。
(4)扩大控制循环锅炉的应用范围
控制循环锅炉一般作为新建电厂选择的定型产品，经我们消化开发后，已把这种技术应用锅炉改造工程中去。现已把原双炉膛和单炉膛直流锅炉改造成控制循环锅炉，使控制循环锅炉技术扩大了应用范围。
3.2性能上的提高
(1)锅炉效率的提高——由表1所示，燃用烟煤时锅炉效率已由92.3%提高到93.4%，效率提高了一个百分点。燃用贫煤时，也由91.4%提高到93%。
(2) NOx的降低——由表2所示，当燃用烟煤时NOx排放量由初期600mg/m3左右，降到200mg/m3左右。
(3)再热汽温偏差的减少——经过多年研究攻关，从各个方面采取措施来解决再热汽温偏差的问题，目前已取得较好效果，从热偏差系数的降低充分反映这一情况。见表3所示。
( 4)预热器漏风减小——经过一段时间的攻关，在预热器的设计、制造、安装上采取了有效措施后，空气预热器的漏风已有明显的降低，见表4所示。
3.3结构优化和改进
(1)主蒸汽调温方式由单级喷水减温改为二级喷水减温。原喷水减温器放在分隔屏进口处，现改为分隔屏进口及末级过热器进口分别设置一级和二级喷水减温，满足电厂主蒸汽温度调节灵敏的要求。
(2)在屏式再热器和末级再热器之间增设了混合集箱，并进行一次左右交叉，从而减轻炉膛左右侧烟温偏差而引起的再热蒸汽温度的偏差，使末级再热器的汽温偏差大为降低，左右侧汽温更趋均匀。
（3）分隔屏结构布置优化。原每片分隔屏是由两小片独立屏片组成，见图2所示。现经优化改进，每片分隔屏改由6小片独立屏片组成，使每小片屏的内外圈管子几何长度趋于接近。
(4)燃烧器优化。在考核机组上是采用传统四角切圆燃烧，后经优化而采用WR型（宽调节比）燃烧器，并配同心反切燃烧系统，即在吴泾工程上应用，在外高桥电厂中采用了同心反切加反反切OFA方式，从而提高了燃烧效率，改善锅炉低负荷的性能，降低了NOx的排放量，减轻了炉膛水冷壁的结焦。
(5)空气预热器密封结构的改进。减小预热器漏风，其密封结构改进是非常重要的，我们在新设计预热器中采用了双道径向、轴向密封，改进了中心密封结构和轴向密封板与外壳的静密封结构等，使漏风大为降低。
4、问题讨论
控制循环锅炉技术引进以后，经过消化、吸收、改进和国产化，锅炉的性能进一步提高，结构更趋完善。但是不同用户考虑到不同的需求，从而增加不少的新要求，这些要求与技术引进时已有很大的区别。有些问题由于理解的不同，也有些是使用要求不合理而引起的，现在是值得我们讨论和研究，使机组更加合理完善。
(1)容量和参数
技术引进以后锅炉的设计容量和参数起了变化，常用如表5所示。
经过多年改进，汽轮机的热耗已大幅度降低，在300MW额定工况下，主蒸汽流量只需874t/h，因此配300MW机组的锅炉最大连续蒸发量是否还需要1025t/h。
另外，过热蒸汽和再热蒸汽出口温度均为541℃，而原国家参数系列标准及有关材料标准均以540℃为准，因此造成一些矛盾，是否统一到540℃．
(2)高加切除问题
现国内用户要求在高加切除时能带额定负荷，即300MW机组要在高加解列时带300MW电负荷。这一问题提出是在若干年之前，高加可靠性较差，经常解列，用电负荷又很紧张，要求多发电情况下，希望高加切除时仍能带到额定负荷。这是很不经济又影响锅炉寿命的工况，现在可以重新讨论要不要这一要求。目前情况已有很大变化，高加设备质量稳定，很少发生事故，用电负荷也不紧张，并经常降低负荷运行，
(3)过热器一级喷水问题
引进技术300MW、600MW的控制循环锅炉，过热器系统采用一路一级喷水调温，这一先进技术已在世界几百台锅炉上使用，技术成熟，对锅炉设计和运行带来了许多方便，这由于当时国内控制技术没有跟上和运行人员的习惯性的问题，不得不在过热器系统上增加喷水点，成为二级喷水调温。但是目前已完全可以解决，采用一级喷水调温，其调节品质完全达到要求。
(4)紧急放水
我国大小锅炉均设有紧急放水的接口，在过去小容量锅炉中紧急放水作为保证锅筒水位稳定的一个措施，即当水位超过高水位时，紧急放掉一部分水。但是现代高参数大容量锅炉的情况已完全不同了，水位控制和�；ひ咽窒冉⒖煽�，另外高参数大容量锅炉在运行中紧急放水时，不但使锅炉循环破坏，受热面受损伤，并有可能发生重大事故，因此在引进控制循环锅炉中所设置的Ø100mm口径的紧急放水只作为水压试验后，或停炉冷态时放水之用。
( 5)水位表问题
目前锅炉锅筒上设置很多水位表接口，有些工程多达十多套，不但装有就地水位表和差压式远程水位表，还装设若干套电接点水位表。这样多的配置，不一定给锅筒水位带来绝对安全。因为各种水位表之间存在水位指示的差异，没有经过细仔的校正，反而成为发生事故的隐患。所以应当减少数量和品种，建议配置两对就地水位表，4对压差或远程水位表即可，取消电接点水位表。
相关颗�；崭蜒箍榛罚�
1、
秸秆颗�；�
2、
木屑颗�；�
3、
秸秆压块机
