1、锅炉机组情况
2 x300 MW机组锅炉是东方锅炉集团有限公司制造的亚临界参数、四角切向燃烧方式、自然循环汽包炉。单炉膛型露天布置，燃用烟煤，一次再热，平衡通风，固态排渣，全钢架结构，炉顶带金属防雨罩。最大连续蒸发量为1 025 t/h，主汽压力17.38 Mpa、温度540℃，排烟温度127℃．锅炉效率92. 26%，BMCR工况下锅炉耗煤量143.5 t/h（按设计煤种）。采用八组共24只四角布置浓淡分离燃烧器，每个角由上下两组燃烧器组成，乏气送粉。燃烧系统采用天然气二级点火及低负荷稳燃，每角燃烧器分别由六层煤粉燃烧器（自下而上分别为FEA、FEB、FEC、FED、FEE、FEF）和两层天然气燃烧器（自下而上分别为FDAA、FDDD）组成。制粉系统采用中储式。四角燃烧器周围均未布置卫燃带。30码期期必中生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗粒机、木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
2、燃料特性
2.1设计煤种为烟煤
60%广旺煤+40%华亭煤（重量比），设计煤质特性见表1和表2。
2.2锅炉实际燃用煤种
现阶段实际燃用煤种为四川广旺煤和川南煤以及少量的甘肃华亭煤组成的混煤（重量比例不定），其中以广旺煤和川南煤居多，煤质物性见表2(2006年煤样分析）。
3、锅炉燃烧工况分析
巴蜀江油燃煤发电有限公司300 MW机组锅炉的设计煤种是60%广旺煤+40%华亭煤（重量比），设计煤质特性为：收到基碳Car 52.2%；收到基硫Sar0. 540/0；收到基灰份Aar 27. 67%；挥发份Vdaf为30. 63%，低位发热量19900kj/kg。而近年来由于煤炭市场变化较大，锅炉实际燃用的煤种为：四川广旺煤和川南煤以及少量的甘肃华亭煤组成的混煤（重量比例不定），其中以广旺煤和川南煤居多，煤质特性为：收到基碳Car43.8%；收到基硫Sar l.5%；收到基灰份Aar 43.1%；挥发份Vad为13%，低位发热量16 529 kj/kg。由于燃煤严重偏离设计煤种，特别是挥发份严重偏离设计值，使得锅炉着火困难（因为锅炉设计为乏气送粉，故送粉温度仅70℃）。燃烧的稳定性，特别是低负荷稳燃能力很差，从而导致锅炉熄火频繁、带负荷能力差、锅炉受热面磨损加剧、制粉系统及风机电耗增加，且在高负荷时被迫投入大量天然气助燃，使发电成本大幅增加，单位发电煤耗居高不下。面对长时期将燃用劣质煤的实际情况，为了提高锅炉燃烧稳定性、低负荷稳燃能力、减少天然气耗量、提高机组经济性，同时降低NOx排放量，有必要对锅炉及燃烧系统进行适当的改造。即在不改变锅炉主体结构及燃烧器的前提下，采用在水冷壁区域敷设适量卫燃带以提高炉膛温度是非常经济实用的。
为解决锅炉烧劣质煤的问题，特别是着火和稳燃问题，中国经过多年的试验研究，采用水冷壁卫燃带敷设技术并成功应用。水冷壁卫燃带敷设措施是减少部分水冷壁受热面吸热，以提高燃烧器区域炉膛温度。其优点是：1）着火性能好；2）可降低NO。排放浓度；3）可降低大渣和飞灰含碳量；4）可提高机组带低负荷的能力。改造原则：
1)水冷壁卫燃带敷设技术方案必须技术成熟先进、运行可靠、投资经济，能达到强化劣质煤着火、稳定燃烧、降低天然气耗量的目的，且所有改造必须以保证锅炉的安全运行为先决条件。
2)在保证锅炉不结焦，炉膛出口不超温，不对受热面进行改动的情况下，尽量加大卫燃带的敷设面积。
3)改造后在任何工况下不得发生锅炉结焦、受热面超温、主汽温度降低等其它问题。
4)不改造燃烧器配风方式。不改造火焰检测器等热工设备，包括不增大燃烧器喷口摆动执行器的出力。不改变再热器汽温调节方式，不改造再热器、过热器减温水系统。不改造锅炉受热面。不改变锅炉运行操作方法。不降低锅炉热效率。
5)煤粉细度达到R90=17%~20%。在燃用低位发热量13 000 kj/kg，挥发份13%~15%，灰份40%—60%的实际煤种情况下，最低不投天然气负荷为60% MCR工况。
6)水冷壁卫燃带敷设后，适应煤种能力至少应在12 000一21 000 kj/kg（煤种低位发热量）范围内。锅炉正常运行时锅炉热力系统主要参数能保证在正常范围内。
4、需解决的问题
2×300 MW机组锅炉投入商业运行以来，锅炉实际燃用煤种从未达到设计煤种或校核煤种的各项指标并且偏离较远，导致锅炉运行过程中存在锅炉火焰中心温度较低，燃烧稳定性较差，飞灰和大渣含碳量较高（飞灰达6%左右），高加停运时，存在受热面超温等问题。并且，随着煤炭供应的市场化，电站的入炉煤呈现来源广泛、煤质多变、灰分偏高和原煤初选率低的特点。这样的煤质特点还极易引发下列问题：1）燃烧效率低；2）低负荷稳燃能力差，投气助燃负荷高，调峰能力差。
引起锅炉燃烧稳定性较差的因素是多方面的，根据目前现状分析，主要有以下两个方面。
第一，锅炉实际燃用煤质的特性严重偏离了设计煤种。原设计煤种为烟煤，挥发份30. 63%，而实际燃用的煤质挥发份为8%~18%，属贫煤范畴，燃烧性能相对较差；尤其在锅炉低负荷情况下，炉膛容积、断面及燃烧区域热负荷下降，炉膛温度相对较低，着火燃尽时间推迟，煤粉着火更为困难。
第二，实际燃用煤种的低位发热值为—16 000kj/kg，远低于设计煤种19900 kj/kg和校核煤种19 320 U/kg的低位发热值，并且含灰量较高(40%~50%)，这将导致煤耗量增大，有可能造成制粉系统出力不足，导致煤粉细度R90增加，着火燃点推迟，进一步增大了着火难度。
由于实际燃用煤质为典型的贫煤，为了提高炉膛温度，政善煤粉的着火稳定性，确保煤粉着火燃尽，最好的办法是在燃烧器区域敷设卫燃带，但由于实际燃用煤种灰熔点较低（Tl平均温度在l 160℃左右）；为了避免炉膛由于加卫燃带而造成大面积结焦现象，卫燃带采用方格型间隔布置，卫燃带方格间隔距离约1000 mm，卫燃带高度从标高21000 mm至27 000 mm，通过热力计算卫燃带可敷设面积132 m3。且敷设卫燃带后炉膛出口烟气温度提高—13℃，排烟温度提高~l℃，过热器和再热器各级受热面管壁温度提高~1.5℃，改造后对水循环及各级受热面管壁温度影响不大。
前后墙卫燃带。锅炉水冷壁卫燃带敷设改造后，采用激光技术对锅炉进行了冷态空气动力场试验、燃烧器切元调整试验及炉膛温度测试等试验。
5、运行经济性分析
由于锅炉水冷壁敷设了卫燃带，经四川电力试研院测定，在同种煤质情况下使炉膛温度提高了近70℃，降低了飞灰和大渣含碳量，使锅炉燃烧效率得到了提高。
锅炉水冷壁敷设卫燃带是利用减少局部水冷壁管的吸热，从而提高局部炉膛温度，有利于锅炉着火。有利于煤粉完全燃烧，提高了锅炉效率，较少了每小时投入锅炉的燃料量。从而减少了灰尘以及S02、NO；等的排放。在一定程度上减轻了环境污染。
锅炉水冷壁敷设卫燃带后，提高了锅炉的稳燃能力，防止了锅炉因煤质原因熄火，降低机组启停所造成的能源及工质损失。经测算：平均每熄火升炉一次将耗用天然气10万m3，损耗汽水（除盐水）1000m3左右，损耗厂用电8万kW．h。按2006年天然气价格1.35元／Nm3、除盐水综合制水成本20元／m3、上网电价0. 36元／kW.h计算，每减少一次熄火，可减少18. 38万元的经济损失，按2006年锅炉共熄火6次计算，可节约天然气60万m3、节约除盐水6 000 m3、节约厂用电48万kW．h，折合标煤895. 86 t，节约能源费用89. 88万元。同时可保证多发电，保证电网稳定。
锅炉水冷壁卫燃带敷设后，由于着火性能好、稳燃能力强，因而可大大降低助燃天然气耗量。2006年，巴蜀江油燃煤发电有限公司锅炉水冷壁卫燃带敷设前每台炉运行中平均需投2000~3 000 m3/h天然气助燃。锅炉敷设卫燃带前单机260 MW负荷均需投天然气助燃，在同种煤质下，卫燃带敷设后在180MW负荷可以不投天然气稳定运行。按每台机组每年运行5000 h，每小时节约天然气2 000m3计算，则两台机组每年可节约天然气2000万m3，折合标煤24341 86 t，节约燃料使用费795.6万元。
6、结论
巴蜀江油燃煤发电有限公司300 MW机组锅炉水冷壁卫燃带敷设工程采用的技术成熟，同时，进行燃烧器激光切圆校正改造，提高了锅炉燃烧稳定性、减少天然气耗量、降低NOx排放量，节能、减排效果明显。具有良好的实用性和很高的经济性。30码期期必中生产销售的生物质锅炉以及木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料是客户们不错的选择。
