台州发电厂4号炉自1985年12月投产以来，运行至今已达18年了，至最近一次大修停炉前（2003年11月开始）己累计运行时间为123 043h，其间累计升炉211次，停炉210次，并已经过了5次大修。
4号炉自从1989年12月大修中将下排2次风喷咀改造预燃室后，燃烧工况一直不佳，锅炉对煤种适应性较差，易发生结焦与超温，运行中汽温一直偏高，曾多次对喷燃器角度进行了调整，并且将角度调整为负角（喷嘴朝下），但效果不佳。1999年上半年曾因汽温高，负荷只能带100~110 MW。分析原因主要是炉内燃烧工况不佳，一、二次风速四角不均、偏差大，并且二次风速偏小，造成一、二次风混合不好，火焰中心上移，炉膛中上部结焦严重。2000年加装炉膛吹灰器后，通过吹灰汽温超温得到了控制，但再热汽温偏低较多。最近因所燃煤种热值、挥发份较高，该炉表现出明显不适应，部分一次风管靠喷口管段经常发生烧红、一次风管静压表敲表及喷口喷火现象多次出现。
锅炉主要参数主汽压、主汽温度、蒸汽流量等基本正常，但再热器汽温偏低较多，再热汽温偏低约20~30℃左右，主汽温度左右偏差也达10~20℃。在机组负荷低于100 MW时，再热汽温一般均较低，难以达到530℃以上。同时，检查发现锅炉水冷壁喷燃器区域存在严重的高温腐蚀现象。为此，在大修中提出对喷燃器进行改造，为了解决再热器汽温偏低、因空气预热器更换使排烟温度升高等问题，决定更换全部低温再热器，新安装的低温再热器增加受热面积为8%。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。
1、设备概况
4号炉是由上海锅炉厂制造的SG420/13. 7-M415型，超高压自然循环、采用中间储仓式制粉系统、热风送粉固态排渣锅炉。该炉炉膛截面（深×宽）为8 840 mm×9 600 mm，宽深比为1.085，燃烧器采用正四角切向燃烧布置，改造前一次风切圆直径为∮800／∮200，逆时针方向旋转，喷嘴自上而下布置为三、二、二、一、二、一、一、二次风。受热面布置：锅炉炉膛为膜式水冷壁，顺烟气流方向依次布置了前屏（6片）、后屏(14片)过热器、高温过热器、侧墙、后墙及炉顶包复管组成低温过热器，隔墙省煤器将后竖井分成主烟道和旁路烟道，主烟道设低温再热器（改造后增加了面积400 m2），旁路烟道设旁路省煤器，其后布置主省煤器及2台容克式空气预热器（改造后为豪顿空预器）。
2、燃烧器燃烧工况分析
2003年2月，台州发电厂委托浙江大学热能工程研究所对4号炉燃烧工况进行摸底试验。试验主要对锅炉喷燃器的着火特性、不同煤种下的炉膛温度场分布及汽温调节特性进行观察与分析，掌握了现有的燃烧工况及问题所在。
2.1给粉机特性试验
试验发现在同样的给粉机转速下，各给粉机的下粉量差别很大，最大相差一倍以上。由于有一半左右的给粉机，在全速时，下粉量较小，造成机组满负荷时，特别是煤质较差，粉量较大时，其他的给粉机给粉量偏大，容易造成堵管，且由于参与压力自动调节的给粉机数量较少，使炉内局部煤粉量及温度场波动极大，飞灰可燃物大幅度提高。
2.2喷嘴着火情况
喷嘴带火严重的是下排4只一次风喷嘴，增加一次风速度、投压力冷风、适当减少煤粉浓度均不能使其明显改善。分析原因，主要是由于下层喷燃器的结构与其他不同，下层喷嘴内有锯齿型的钝体，使其回火量增加，且局部煤粉浓度很高，火炬明显呈带状。可以认为，喷燃器结构是影响喷嘴着火状况的主要因素。而给粉机特性试验也表明：由于煤粉混合器结构不合理造成的下粉不均，也是造成喷嘴着火不稳定、粉管堵塞的主要原因。
2.3 CO浓度测量
炉膛内的CO浓度极不均匀，后墙4号角附近CO浓度严重超标，甚至超出了仪器的测量范围，而氧量几乎为零；对应的前墙2号角附近正好相反，CO为零、氧量10%以上（大修检验时对水冷壁管测量：后墙4号角一3号角第12至39根低氧腐蚀较严重，最小壁厚4.1 mm,远小于原壁厚7mm）。结焦特性也差别很大，炉膛气流有刷壁现象，原因可能为：锅炉安装切圆偏移、二次风速度不均匀、喷燃器结构不合理等。
2.4飞灰可燃物偏高
不同煤种燃烧试验表明，燃用混煤时，飞灰可燃物为6%~9%；富动32煤时，2%~5%；富动39煤时，1.5%~4%。同时，炉膛氧量及给粉机给粉量波动剧烈、下粉不畅等，使喷嘴的浓度波动较大，也会引起局部缺氧，飞灰可燃物大幅提高。在满负荷时，氧量往往偏小，造成飞灰可燃物偏大，特别是在燃用大混煤时，由于一次风压较低，二次风门往往不变（电厂习惯运行），结果是为了增加一次风压而减少送风量，导致氧量偏低、飞灰可燃物明显上升。
2.5旁路烟道挡板试验
机组125 MW时，烟道挡板开度由0%~100%变化时，主汽温度降低3.5℃，再热器温度降低21℃；省煤器出口温度增加7℃；给水流量增加约10 t；排烟温度上升3.5℃。由于烟道挡板开度增加，再热汽温下降，锅炉为了维持出力必须增加蒸发量，使高温过热器、高温再热器吸热量增加，烟气温度下降；但由于低温再热器侧烟气流速下降使低温再热器吸热量的减少量远大于旁路省煤器侧烟气流速增加使其吸热量的增加量（因为低温再热器比旁路省煤器受热面积大10倍，而旁路省煤器换热系数及温压仅比低温再热器大1.2倍和2.8倍），因此，烟道挡板开度增加时，排烟温度将上升。同时，当空预器改造后，预计漏风率将从18%降至5%，排烟温度将上升10~14℃。
3、燃烧器及低温再热器的改造
(1)将下层一次风喷嘴改成浓稀相燃烧器，呈上淡、下浓布置。浓稀相分离利用炉前弯管将粉、气分离，利用分叉分离装置将浓稀两相分开，喷嘴布置有周界风。浓稀相喷嘴采用摆动方式安装。
(2)改造后喷嘴布置仍采用大小双切圆布置，一次风假想切圆直径∮800改为∮400，∮200改为反切∮200，中下二次风喷口改为正切150，上二次风喷口改为反切110，其它二次风喷口不变。一、二次风同心反切布置有利于削弱炉内气流的旋转强度和炉膛出口的残余旋转，并能在炉壁区形成富氧区，有利于防止和减少水冷壁的结渣，同时有效地削弱炉膛出口的烟速和烟温偏差。改造后喷嘴布置方式：自下而上布置为二、浓稀、一、二、一、二、三、二。将上二次风和三次风对调，目的是降低飞灰含碳量。上层和中层一次风、三次风、中下二次风、上二次风喷嘴同时进行改造。
(3)将三层一次风的周界风风门操作改为电动执行机构，目的是为了加强对周界风的调整。周界风的作用主要用于调整一次风煤粉气流的着火点，因此要根据负荷大小和煤种的好坏来调节周界风的大小。试验中发现周界风的大小对喷口着火有明显的影响，当喷口着火距离太近时，开大周界风后着火明显推迟。在正常煤种时，70 MW负荷以下周界风门开10%，70MW以上周界风门开60%~70%。周界风开多大的原则是喷口不带火。
(4)在下二次风喷口和下一次风喷口间增设小油枪，目的是为了节约锅炉点火和助燃用油。
(5)根据旁路烟气挡板试验，旁路烟气挡板全关时，低温再热器侧烟气流速将增加39%，烟气流速达13 m/s，使低温再热器磨损量大幅提高，为了兼顾再热器汽温的调节性及低温再热器的磨损速率，必须使烟气挡板在正常情况下保证30%~ 50%的开度，此时再热器汽温将下降10℃左右，改造后增加低温再热器面积约8%，将使其工质出口温度上升10℃，低温再热器出口的烟气温度下降约18℃，排烟温度下降1—2℃。
4、改造效果分析
(1)锅炉燃烧工况得到改善，飞灰可燃物含量明显降低，固体未完全燃烧热损失q。从大修前的
2.47%降至1.87%。
(2)锅炉效率提高了1.36%，从大修前的90.44%提高到大修后的91. 80%。
(3)空预器漏风己得到有效控制，两台空预器的排烟温度差有所改善（见表4）。由于漏风率大大降低，排烟热损失q2从大修前的6.49%减少至大修后的5.74%，但排烟温度有所提高。
(4)锅炉在燃用目前煤种工况下，不再发生一次风喷嘴带火现象，锅炉基本不结焦。燃用Vdaf> 28%煤种，能保证40%负荷不投油稳定燃烧。
(5)135 MW时，锅炉主汽温度A/B为538.7/539.6℃，再热汽温A/B为539.1/542.3℃。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。
5、结论
在锅炉燃煤达不到设计要求，特别是燃用挥发份较高易着火的烟煤时，容易导致燃烧器喷口带火结焦烧坏，燃烧器附近水冷壁结焦超温或水冷壁管高温腐蚀等问题。通过减少燃烧切圆直径，一二次风同心反切布置、下排一次风喷口布置浓稀相燃烧器、开大一次风周界风来增加一次风射流的刚性以及上排二次风与三次风喷口对调等措施，有利于防止和减少水冷壁的结渣，同时有效地消弱炉膛出口的烟速和烟温差，同时可以减少燃烧器及水冷壁附近还原性气氛，避免喷口带火结焦烧坏现象，从而避免水冷壁的高温腐蚀。通过增加低温再热器的受热面积，可以提高再热器汽温，降低排烟温度。
