锅炉燃烧氧量控制技术

1、Q/HPI 1 012 2013ICSQ/HPI华能国际电力股份有限公司企业标准Q/HPI 10122013锅炉燃烧氧量控制技术规定Technical regulations for oxygen content control of boilercombustion（试行）2013415 发布2013415 实施华能国际电力股份有限公司发 布IQ/HPI 1 012 2013目次前言 .IV1范围.12规范性引用文件.13术语和定义 .13.1氧量OXYGEN CONTENT.13.2运行氧量OPERATION OXYGEN CONTENT.13.3校准 CALIBRATION.13.4响应

2、时间RESPONDING TIME.23.5零点漂移ZERO DRIFT.23.6量程漂移SPANDRIFT.23.7零气 ZERO GAS.23.8一氧化碳含量 CARBON MONOXIDE CONTENT.24氧量测量方法 .24.1氧量测点的安装 .24.2氧量测点的校准 .35氧量调整目标 .46各调节因素对锅炉氧量控制的影响 .46.1燃用煤种对锅炉氧量控制的影响 .46.2燃用煤粉细度对锅炉氧量控制的影响 .46.3负荷对锅炉氧量控制的影响 .46.4漏风对锅炉氧量控制的影响 .57氧量控制对锅炉运行特性的影响 .57.1氧量控制对锅炉运行安全性的影响 .57.2氧量控制对锅炉运

3、行经济性的影响 .57.3氧量控制对 NO 排放的影响 .5X8氧量控制要求 .68.1无烟煤锅炉氧量控制 .68.2贫煤锅炉氧量控制 .68.3烟煤锅炉氧量控制 .68.4褐煤锅炉氧量控制 .68.5混煤锅炉氧量控制 .6附录 A 号锅炉氧量测量仪巡检记录 .7附录 B 无烟煤锅炉氧量控制参考曲线 .8附录 C 贫煤锅炉氧量控制参考曲线 .9附录 D 烟煤锅炉氧量控制参考曲线 .10附录 E 褐煤锅炉氧量控制参考曲线 .11IIQ/HPI 1 012 2013附录 F 试验报告基础数据汇总表12附录 G 氧量与运行参数的关系曲线34IIIQ/HPI 1 012 2013前言为规范华能国际电力

4、股份有限公司各电厂关于电站锅炉煤粉燃烧氧量控制的技术要求，根据国家相关技术标准、中国华能集团公司标准化工作规定和华能国际电力股份有限公司技术标准制定管理办法制定本标准。本标准是在研究总结华能国际电力股份有限公司煤粉锅炉氧量控制应用经验的基础上编制的，目的是规范氧量测点的安装、氧量仪表的校正，提高氧量运行控制技术水平，达到机组安全稳定和节能环保的目的。本标准的附录A、附录 B、附录 C、附录 D、附录 E、附录 F、附录 G 为资料性附录。本标准由华能国际电力股份有限公司组织制定，由公司技术部负责解释。本标准起草单位：华能太仓电厂、西安热工研究院有限公司。本标准起草人：王晓旭、周志培、周龙。本标

5、准首次发布。IVQ/HPI 1 012 2013电站锅炉煤粉燃烧氧量控制技术规定范围本标准规定了华能国际电力股份有限公司火力发电厂锅炉氧量测点安装、校准及运行控制的技术要求。本标准适用于华能国际电力股份有限公司火力发电厂 300MW及以上机组范围内电站燃煤锅炉氧量测点安装、校准及运行控制过程，其他锅炉可参考本标准执行。规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用予本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。 凡是不注明日期的引用文件， 其最新版本适用于本标准。JB

6、/T 8281-1999氧化锆氧分析器技术条件JB/T 8280-1999热磁式氧分析器技术条件JJG 535-2004 氧化锆氧分析器检定规程JJG 662-2005 顺磁式氧分析器检定规程HJ/T 75-2007固定污染源烟气排放连续监测技术规范GB 10184-88 电站锅炉性能试验规程HJ/T 76-2007固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法GB/T 5751-2009-T 中国煤炭分类JB/T 10440 2004 大型煤粉锅炉炉膛及燃烧器性能设计规范DL/T 774-2004火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程空气和废气监测分析方法（国家环保局编写，中国环境科学出

7、版社，1990年版）术语和定义3.1 氧量 oxygen content电站锅炉煤粉燃烧生成的烟气中O2 的体积含量百分率。3.2 运行氧量 operation oxygen content运行氧量是指省煤器后， 空气预热器前烟道上采用氧量测量仪实际检测的烟气中O 2 的体积含量百分率。3.3 校准 calibration1Q/HPI 1 012 2013用标准气体对氧量测量仪进行零点校准、量程校准、 精度检查、 重复性校准和响应时间检查。3.4 响应时间 responding time显示值达到稳定值的90%时所需要的时间。3.5 零点漂移 zero drift氧量测量仪在规定的运行时间后，

8、仪器的读数与零输入之间的偏差。3.6 量程漂移 span drift氧量测量仪在规定的运行时间后，仪器的读数与已知参考值之间的偏差。3.7 零气 zero gas氧含量不超过0.005%的标准气体， 零气中含有的其它气体的浓度不得干扰仪器的读数。3.8 一氧化碳含量 carbon monoxide content电站锅炉煤粉燃烧生成的烟气中CO 的体积含量百分率。氧量测量方法4.1 氧量测点的安装4.1.1安装位置4.1.1.1位于省煤器后，空气预热器前。4.1.1.2安装位置应在氧量分布均匀的位置，该处测得的氧量能代表烟气平均氧量。优先选择在垂直烟道上，避开烟道弯头和断面急剧变化的部位。安装

9、位置上游如有弯头、阀门、变截面及支撑等部件，安装位置与上述部件的距离应不小于2 倍烟道当量直径；安装位置下游如有上述部件，安装距离应不小于0.5 倍烟道当量直径。当安装位置不能满足上述要求时，应尽可能选择在气流稳定的断面，且安装位置前直管段的长度必须大于安装位置后直管段的长度。4.1.1.3测点应符合下列条件之一：离烟道壁的距离不小于1m；位于或接近烟道断面中心区。4.1.1.4为了保证运行氧量测量的准确性和可靠性，氧测量元件安装的位置应按照GB10184-88 电站锅炉性能试验规程附录H 中的规定，选取具有代表性的位置进行安装。4.1.2安装要求4.1.2.1安装位置处烟道振动幅度应尽可能小

10、。4.1.2.2安装位置处应避免烟气中水滴和水雾的干扰。4.1.2.3仪器使用的环境条件（温度、压力等），应按照说明书要求执行，并符合相关国标要求。4.1.2.4安装氧量测量仪工作区域必须提供永久性的电源。4.1.2.5室外安装的氧量测量仪应有防护设施。2Q/HPI 1 012 20134.1.2.6氧量测量仪工作区域应易于人员到达，有足够的空间，便于日常维护和比对监测。4.1.2.7氧量测量仪应采取防雷击措施。4.1.2.8在氧量测量仪测点下游应按 GB10184-88 电站锅炉性能试验规程附录H 中的规定预留试验测孔。4.1.2.9在运行锅炉上安装或取出测量元件时，应缓慢进行， 以防止因温

11、度剧变而引起元件破裂。4.1.2.10测量元件安装时宜水平或从烟道侧面倾斜插入，使得凝结水不容易影响到电极。4.1.2.11锅炉空气预热器入口氧量测点的安装数量应不少于6 个。4.2 氧量测点的校准对运行中的氧量测量仪系统要定期进行维护、校准和检查， 保证氧量数据的准确性、 可靠性。4.2.1校准方法4.2.1.1气体标准物质氮气中氧标准气体 (以下称氧标准气体)，其扩展不确定度应不大于 1.5% (k=3) 。4.2.1.2气体流量计量 程 :0 1L /min ，准确度级别不低于3 级。4.2.1.3校准前应先调好标气流量，避免因气体流量过大而导致测量元件破裂。4.2.1.4标准气体通过标

12、气口通入测量元件；按仪器说明书要求调整氧测量仪设置，将氧量显示值调为标准气体氧量值一致。标准计量要求最少使用三种不同浓度 （1%、4% 、8%）标准气体，这样经过三次标定重复修正好系统线性，保证系统正常工作。4.2.1.5校准过程中，应保证不漏气，以免影响校准的准确性。4.2.1.6校准完毕后， 应拧紧氧量测量仪的标气入口螺帽，防止空气进入使氧量测量值偏大。4.2.2校准周期4.2.2.1具有自动校准功能的氧量测量仪，每 24 小时至少自动校准一次仪器零点漂移和量程漂移。4.2.2.2每 30 天至少用校准装置通入氧含量为零的标准气体和接近烟气中氧浓度的标准气体校准一次仪器。4.2.2.3无自

13、动校准功能的氧量测量仪，每 15 天至少用氧含量为零的标准气体和接近烟气中氧浓度的标准气体和校准装置校准一次仪器。4.2.2.4每 3 个月至少进行一次全系统的校准，进行零点校准、量程校准、精度检查、重复性校准和响应时间检查，巡检记录要求见附录（A） 。4.2.2.5每年按 GB 10184-88 电站锅炉性能试验规程中网格法进行一次对氧量测量系统进行比对测试。4.2.3日常运行管理要求从事氧量测量仪日常运行维护部门应根据该氧量测量仪使用说明书和本标准的要求编制仪器运行管理规程， 明确运行操作人员和管理维护人员的工作职责， 人员经培训后持证上岗。4.2.4日常巡检4.2.5日常巡检间隔不超过

14、7 天，巡检记录应包括检查项目、检查日期、被检项目的运行状态等内容，每次巡检应记录并归档。3Q/HPI 1 012 20134.2.6日常维护4.2.6.1日常维护保养应根据氧量测量仪说明书的要求对保养内容、保养周期或耗材更换周期等做出明确规定， 每次保养情况应记录并归档。 每次进行备件或材料更换时， 更换的备件或材料的品名、规格、数量等应记录并归档。4.2.6.2对日常巡检或维护保养中发现的故障或问题，系统管理维护人员应及时处理并记录。对于一些容易诊断的故障，如气路堵塞、通讯和电源故障等，应在24 小时内及时解决；对不易维修的仪器故障，若72 小时内无法排除，应安装相应的备用仪器。备用仪器或

15、主要关键部件 （如氧化锆探头） 经调换后须对氧量测量仪系统重新校准后方可投入运行。4.2.6.3当氧量测量仪不能满足技术指标而失准时，应及时采取纠正措施， 缩短下一次校准、维护间隔时间。仪器使用寿命参照说明书，当仪器传感器失效时，应及时更换。氧量调整目标合适的氧量应保证锅炉正常运行， 煤粉着火燃烧稳定。 既能保证煤粉充分燃尽， 降低飞灰和炉渣可燃物含量， 又能控制合理的烟气量，减少锅炉排烟热损失，减少风机电耗，获得较高的锅炉热效率 , 同时还应保证烟气中尽可能低的 NO X排放。各调节因素对锅炉氧量控制的影响6.1 燃用煤种对锅炉氧量控制的影响对于一般煤粉锅炉，最佳运行氧量随燃煤煤种的燃烧性能

16、下降而增大。无烟煤和贫煤的挥发分较低，着火和燃尽困难。燃烧时应采取较小的一次风率和风速，以增大煤粉浓度， 减小着火热并使着火点提前； 避免二次风过早混入一次风粉气流。 燃用无烟煤和贫煤，要求控制较大的运行氧量，以减少固体未完全燃烧热损失，提高锅炉热效率。但如果氧量控制过大， 会造成排烟热损失增加， 降低锅炉热效率， 严重时会影响锅炉燃烧稳定性，造成锅炉灭火。挥发分高的烟煤和褐煤，煤粉的着火特性和燃尽特性均较好，需要注意燃烧的安全性，防止炉膛结渣和燃烧器喷口烧损，可采取较高的一次风率和风速。燃用烟煤和褐煤，要求较小的运行氧量，以减少锅炉排烟热损失， 提高锅炉热效率。但如氧量控制过小，一方面影响燃

17、尽，导致飞灰可燃物含量和 CO 排放增加，降低锅炉热效率；另一方面对控制锅炉结渣和水冷壁高温腐蚀不利。6.2 燃用煤粉细度对锅炉氧量控制的影响煤粉细度不但影响煤粉的着火条件和燃烧条件， 而且对燃烧的经济性也将产生直接的影响。煤粉越细， 比表面积越大， 在其他条件相同的情况下， 加热时温升越快， 挥发分的析出、着火及化学反应速度也就越快， 因而越容易着火， 同时所需燃烧时间越短， 燃烧也就越完全，固体未完全燃烧热损失越低。因此，一般煤粉细度应控制得较细， 可适当降低运行氧量。当煤粉细度较粗时，不得不提高运行氧量，以保证煤粉的燃尽，提高锅炉热效率。6.3 负荷对锅炉氧量控制的影响锅炉负荷变化会对氧

18、量控制产生很大影响。4Q/HPI 1 012 2013高负荷下由于炉膛温度高， 火焰充满程度高， 煤粉气流着火与混合条件好， 对煤粉燃尽有利，因此高负荷下，运行氧量较小即可满足高效燃烧。低负荷时， 由于烟气量的降低， 主蒸汽和再热蒸汽温度偏低， 需增加风量提高主蒸汽和再热蒸汽温度，因此低负荷运行氧量控制相对较高。6.4 漏风对锅炉氧量控制的影响在平衡通风锅炉运行中，炉底、检修人孔、看火孔、炉墙、烟道的不严密部位可能有空气自炉外漏入炉膛和烟道中。 漏风会造成运行氧量的增加， 同时影响传热性能， 增加锅炉排烟热损失， 降低锅炉热效率， 导致引风机电耗增加等， 应采取有效措施将漏风减少到最低限度。特

19、别应消除氧量测点附近的漏风。氧量控制对锅炉运行特性的影响7.1 氧量控制对锅炉运行安全性的影响7.1.1氧量控制对锅炉高温腐蚀和结渣的影响氧量控制过低时，会在锅炉水冷壁附近形成还原性气氛和含量很高的H2S 气体， H2S对水冷壁的腐蚀非常强，会使 Fe2O3 保护膜破坏，使得管壁不断遭受腐蚀。而灰分在还原性气体中灰熔融温度将大幅降低， 易引起炉内结渣。 因此氧量控制过低会产生高温腐蚀和结渣的风险， 对锅炉运行安全性造成影响。 为防止结焦结渣和水冷壁高温腐蚀， 锅炉烟气中一氧化碳含量宜控制在120ppm 以下。烟气中一氧化碳含量与氧量、燃料种类和制粉系统运行方式都有密切的关系，可参考附录 G 中

20、的图 1、图 2、图 4。7.1.2氧量控制对锅炉燃烧稳定性的影响锅炉燃烧的稳定性是安全运行的根基，煤粉射流主要是通过卷吸炉内高温烟气使自身温度达到着火温度后开始燃烧反应的，运行氧量过高， 燃烧器区域炉膛温度明显降低，无论是对煤粉气流的辐射换热还是卷吸的对流换热都将减弱，煤粉气流着火条件恶化，燃烧稳定性下降，甚至会产生锅炉灭火的风险。低负荷下更加突出。7.2 氧量控制对锅炉运行经济性的影响合理的风、粉配合是提高锅炉运行经济性的重要措施。在一定范围内，运行氧量增加，可以改善燃料与空气的接触和混合，有利于完全燃烧， 使可燃气体未完全燃烧热损失和固体未完全燃烧热损失降低。但是运行氧量增大，会导致锅炉

21、排烟烟气量增加，增大了排烟热损失。运行氧量过大，还将使风机的电耗增加。因此氧量控制对锅炉运行经济性影响很大，合理的运行氧量应使各项热损失之和为最小，锅炉热效率最高。运行氧量和锅炉热损失及烟气中一氧化碳含量的关系参考附录G 中的图 3 所示，氧量的控制应在一氧化碳含量骤然升高的拐点右侧，也即锅炉热损失最小的区域。7.3 氧量控制对NOx排放的影响氧量控制对锅炉燃烧生成的NOx 影响很大， 锅炉燃烧生成的总的NOx 含量随氧量的增加而增加，因此高氧量运行对锅炉的NOx 控制是不利的。采用分级燃烧技术的锅炉，通过燃尽风的设置来降低烟气中NO x 排放量，燃尽风的投5Q/HPI 1 012 2013入

22、大小会对锅炉燃烧经济性产生影响。在氧量一定的情况下，燃尽风投入过大将使主燃烧器区域缺风，影响煤粉的燃尽，降低锅炉热效率；燃尽风投入过小，达不到降低烟气中NOx排放量的目的。应通过氧量和燃尽风的综合控制来达到提高锅炉热效率和控制NOx 排放的目标。氧量控制要求下面给出了不同煤种氧量控制的推荐值， 但实际运行中应以燃烧调整优化试验的结果为依据。8.1 无烟煤锅炉氧量控制无烟煤是挥发分最低的煤种， 其挥发分低而固定碳较高， 着火特性和燃尽特性差， 应控制较高的氧量运行。无烟煤锅炉满负荷氧量控制应4-4.5% 左右，具体数值应根据锅炉燃烧优化调整试验确定，低负荷氧量控制数值逐渐增加。 应在保证主蒸汽和

23、再热蒸汽温度的前提下， 保证飞灰可燃物含量不高于 5% 的前提下，尽量降低氧量控制数值， 60% 以上负荷氧量控制数值最大不超过 5%。8.2 贫煤锅炉氧量控制贫煤挥发分含量比无烟煤稍高，着火特性和燃尽特性略好，可控制较高的氧量运行。贫煤锅炉满负荷氧量控制应在3.54.0% ，采用前后墙对冲燃烧方式的锅炉氧量控制数值取上限， 具体数值应根据锅炉燃烧优化调整试验确定，低负荷氧量控制数值逐渐增加。应在保证主蒸汽和再热蒸汽温度的前提下，保证飞灰可燃物含量不高于4% 的前提下，尽量降低氧量控制数值，60% 以上负荷氧量控制数值最大不超过4.5% 。8.3 烟煤锅炉氧量控制烟煤的挥发分和发热量较高，着火

24、特性和燃尽特性较好，可控制较低的氧量运行。烟煤锅炉满负荷氧量控制应在1.5-3.0 %左右，具体数值应根据锅炉燃烧优化调整试验确定， 低负荷氧量控制数值逐渐增加。应在保证主蒸汽和再热蒸汽温度的前提下，保证飞灰可燃物含量不高于 1%前提下，尽量降低氧量控制数值， 60%以上负荷氧量控制数值最大不超过 4.5%。8.4 褐煤锅炉氧量控制褐煤的挥发分和水分较高，发热量较低，着火特性和燃尽特性较好，对氧量的需求低，可控制较低的氧量运行。褐煤锅炉满负荷氧量控制应在2.5-3.5% 左右，具体数值应根据锅炉燃烧优化调整试验确定，低负荷氧量控制数值逐渐增加。应在保证主蒸汽和再热蒸汽温度的前提下，保证飞灰可燃

25、物含量不高于 1%的前提下，尽量降低氧量控制数值， 60%以上负荷氧量控制数值最大不超过 3%。（ 防止炉内结渣是褐煤锅炉运行的控制重点）8.5 混煤锅炉氧量控制混煤掺烧应尽量避免燃烧特性相差大的煤质进行掺烧， 混煤的氧量控制应参照掺烧煤质中燃烧特性较差的煤质进行控制，具体数值应根据锅炉燃烧优化试验调整确定。6Q/HPI 1 012 2013附录 A 号锅炉氧量测量仪巡检记录巡检日期测点编号锆头温度就地示值DCS示值问题汇总：巡检要求：1、 变送器外壳、外露部件 ( 端钮、 面板、 开关等 ) 表面应光洁完好，铬牌标志清楚；2、 仪表 LED显示屏显示应完整、清晰、准确；3、柜内各电子元件可见

26、部分无明显变色或鼓包现象；4、锆管法兰接合面应无腐蚀，密封垫完好，法兰螺丝紧固；5、就地检查锆头温度稳定且就地仪表示值与DCS显示相同。7Q/HPI 1 012 2013附录 B 无烟煤锅炉氧量控制参考曲线燃用无烟煤锅炉氧量控制曲线7654%量氧3210BMCRTHLTHA80%THA60%THA锅炉负荷注：上述曲线为燃用无烟煤锅炉氧量控制推荐曲线， 电厂可根据实际燃烧情况在推荐数值的基础上浮动 0.5 。8Q/HPI 1 012 2013附录 C 贫煤锅炉氧量控制参考曲线燃用贫煤锅炉前后墙对冲燃烧方式氧量控制曲线7654量氧3210%BMCRTHLTHA80%THA60%THA锅炉负荷燃用贫

27、煤锅炉四角切圆燃烧方式氧量控制曲线7654量氧3210BMCRTHLTHA80%THA60%THA锅炉负荷注：上述曲线为燃用贫煤锅炉氧量控制推荐曲线， 电厂可根据实际燃烧情况在推荐数值的基础上浮动 0.5 。9Q/HPI 1 012 2013附录 D 烟煤锅炉氧量控制参考曲线%量氧燃用烟煤锅炉氧量控制曲线76543210BMCRTHLTHA80%THA60%THA锅炉负荷注：上述曲线为燃用烟煤锅炉氧量控制推荐曲线， 电厂可根据实际燃烧情况在推荐数值的基础上浮动 0.5 。10Q/HPI 1 012 2013附录 E 褐煤锅炉氧量控制参考曲线%量氧燃用褐煤锅炉氧量控制曲线76543210BMCR

28、THLTHA80%THA60%THA锅炉负荷注：上述曲线为燃用褐煤锅炉氧量控制推荐曲线， 电厂可根据实际燃烧情况在推荐数值的基础上浮动 0.5 。11Q/HPI 1 012 2013附录 F 试验报告基础数据汇总表l无烟煤2无烟煤 300 MW报告名称W-1日期2004.7机组类别亚临界、一次再热、自然循环汽包炉容量（ MW ）300设计煤质工业分析收到基灰分（ % ）23.86收到基水分（ % ）5.73干燥无灰基挥发分（%）9.85收到基低位发热量（kJ/kg ）23680燃烧方式W 型火焰炉制粉系统中间储仓式排渣方式固态排渣试验负荷（ MW ）300240180氧量控制（ % ）3.83

29、3.204.23飞灰可燃物（ % ）10.037.318.64炉渣可燃物（ % ）2无烟煤 600 MW报告名称W-2W-3日期2006.82006.12机组类别亚临界、一次中间再热、自亚临界、一次中间再热、12Q/HPI 1 012 2013然循环汽包炉自然循环汽包炉容量（ MW ）600600设计煤质工业分析收到基灰分（ % ）16.4216.42收到基水分（ % ）7.677.67干燥无灰基挥发分（%）8.758.75收到基低位发热量（kJ/kg ）2509025090燃烧方式“W”型火焰燃烧“W”型火焰燃烧排渣方式固态排渣固态排渣制粉系统双进双出钢球磨双进双出钢球磨试验负荷（ MW ）

30、600600氧量控制（ % ）44.2飞灰可燃物（ % ）9.6610.46炉渣可燃物（ % ）22.47.58报告名称W-4W-5日期2007.62009.10亚临界、一次中间再热、自亚临界、一次中间再热、机组类别然循环汽包炉自然循环汽包炉容量（ MW ）600600设计煤质工业分析收到基灰分（ % ）16.4216.42收到基水分（ % ）7.677.67干燥无灰基挥发分（%）8.758.75收到基低位发热量（kJ/kg ）250902509013Q/HPI 1 012 2013燃烧方式“W”型火焰燃烧“W”型火焰燃烧排渣方式固态排渣固态排渣制粉系统双进双出钢球磨双进双出钢球磨试验负荷（

31、MW ）600600氧量控制（ % ）44.23.5飞灰可燃物（ % ）8.806.28炉渣可燃物（ % ）9.925.7214Q/HPI 1 012 2013l贫煤2贫煤 300 MW报告名称P-1日期2009.3机组类别亚临界、一次再热、自然循环锅炉容量（ MW ）300燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）23.91收到基水分（ % ）8.4干燥无灰基挥发分（% ）15.31收到基低位发热量（kJ/kg ）22870燃烧方式四角切圆制粉系统正压直吹式排渣方式固态排渣试验负荷（ MW ）300240180氧量控制（ %）3.84.04.44.75.55.8飞灰可燃物（ % ）1.321.30

32、1.15炉渣可燃物（ % ）5.593.964.71报告名称P-2日期2008.12机组类别亚临界、一次再热、自然循环汽包炉容量（ MW ）320燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）35.22收到基水分（ % ）9.415Q/HPI 1 012 2013干燥无灰基挥发分（%）20.49收到基低位发热量（kJ/kg ）18080燃烧方式四角切圆排渣方式固态排渣制粉系统中间储仓式制粉系统试验负荷（ MW ）320280210氧量控制（ % ）3.33.84.14.34.14.3飞灰可燃物（ % ）12.769.689.00炉渣可燃物（ % ）1.173.351.81报告名称P-3日期2001.7机

33、组类别亚临界、一次再热、自然循环汽包炉容量（ MW ）362燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）19.06收到基水分（ % ）0.80干燥无灰基挥发分（% ）13.89收到基低位发热量（kJ/kg ）25875燃烧方式W 型火焰炉排渣方式固态排渣制粉系统正压直吹式试验负荷（ MW ）366336280210氧量控制（ %）3.23.84.24.5555.5飞灰可燃物（ % ）5.619.23.55.4516Q/HPI 1 012 2013炉渣可燃物（%）2贫煤 600 MW报告名称P-4日期2010.8机组类别超临界、一次再热、固态排渣、滑压运行直流锅炉容量（ MW ）600燃用煤质工业分析收

34、到基灰分（ % ）25.89/27.55/24.25收到基水分（ % ）7.60/7.10/7.50干燥无灰基挥发分（%）12.74/13.58/13.17收到基低位发热量（kJ/kg ）22800/22350/23450燃烧方式前后墙对冲制粉系统试验负荷（ MW ）600480360氧量控制（ % ）5.05.55.55.7飞灰可燃物（ % ）12.498.956.48炉渣可燃物（ % ）11.002.1515.18报告名称P-5日期2010.9机组类别一次再热、超临界本生直流锅炉容量（ MW ）600燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）29.0517Q/HPI 1 012 2013收到基水

35、分（ % ）6.60干燥无灰基挥发分（%）/收到基低位发热量（kJ/kg ）21040燃烧方式前后墙对冲排渣方式固态排渣制粉系统双进双出钢球磨试验负荷（ MW ）600540450360氧量控制（ % ）4.604.604.605.105.60飞灰可燃物（ % ）5.594.364.396.23炉渣可燃物（ % ）00.320.464.4118Q/HPI 1 012 2013烟煤2 烟煤 300 MW报告名称Y-1Y-2日期2007.72006.8亚临界、一次再热、亚临界、一次再热、机组类别自然循环汽包炉自然循环汽包炉容量（ MW ）300300燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）12.632

36、4.49收到基水分（ % ）12.06.6干燥无灰基挥发分（ % ）34.2232.71收到基低位发热量 （kJ/kg ）2341021820燃烧方式四角切圆四角切圆排渣方式固态排渣固态排渣制粉系统正压直吹式正压直吹式试验负荷（ MW ）300240200160300250180氧量控制（ % ）3.74.04.054.987.133.03.74.6飞灰可燃物（ % ）2.321.371.280.266.733.393.72炉渣可燃物（ % ）3.590.11.761.5612.5513.7321.76报告名称Y-3日期2006.7亚临界、一次再热、固态排渣、控制循环机组类别汽包炉容量（ MW

37、 ）300燃用煤质工业分析19Q/HPI 1 012 2013收到基灰分（ % ）20.39收到基水分（ % ）9.0干燥无灰基挥发分（% ）35.84收到基低位发热量（kJ/kg ）21890燃烧方式四角切圆排渣方式固态排渣制粉系统正压直吹式试验负荷（ MW ）300240180氧量控制（ %）3.54.54.74.95.2飞灰可燃物（ % ）1.271.081.21炉渣可燃物（ % ）3.64.075.19报告名称Y-4日期2010.10机组类别亚临界、一次再热、控制循环汽包炉容量（ MW ）300燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）28.90/35.57/35.57收到基水分（ % ）1

38、0.20/8.40/8.40干燥无灰基挥发分（% ）35.14/35.57/35.57收到基低位发热量（kJ/kg ）18650/17210/17210燃烧方式四角切圆排渣方式固态排渣制粉系统正压直吹式试验负荷（ MW ）30024018020Q/HPI 1 012 2013氧量控制（飞灰可燃物（炉渣可燃物（% ）3.03.774.77% ）2.451.521.28% ）0.502.274.14报告名称Y-5日期2010.10机组类别亚临界、一次再热、自然循环汽包炉容量（ MW ）300燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）25.61收到基水分（ % ）10.90干燥无灰基挥发分（% ）39.4

39、7收到基低位发热量（kJ/kg ）18790燃烧方式四角切圆排渣方式固态排渣制粉系统正压直吹式试验负荷（ MW ）330250170氧量控制（ %）2.93.23.43.84.75.1飞灰可燃物（ % ）0.720.570.38炉渣可燃物（ % ）0.290.230.77报告名称Y-6Y-7日期2010.112009.9亚临界、 一次再热、 自然机组类别亚临界、一次再热、控制循环锅炉循环锅炉21Q/HPI 1 012 2013容量（ MW ）300300燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）36.0210.84收到基水分（ % ）8.5514.00干燥无灰基挥发分（ % ）44.3038.25收

40、到基低位发热量 （ kJ/kg ）1696023070燃烧方式四角切圆四角切圆排渣方式固态排渣固态排渣双进双出钢球磨煤机直制粉系统正压直吹式吹式热风送粉系统试验负荷（ MW ）300240180300240180氧量控制（ %）2.63.55.62.843.313.894.645.24飞灰可燃物（ % ）4.451.410.250.400.600.45炉渣可燃物（ % ）5.452.601.601.872.352.45报告名称Y-8日期2009.10机组类别亚临界、一次再热、控制循环汽包锅炉容量（ MW ）320燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）14.68收到基水分（ % ）15.03干燥无

41、灰基挥发分（%）收到基低位发热量（kJ/kg ）21403燃烧方式四角切圆22Q/HPI 1 012 2013排渣方式固态排渣制粉系统正压直吹式试验负荷（ MW ）320氧量控制（ % ）2.5飞灰可燃物（ % ）2.32炉渣可燃物（ % ）0.25报告名称Y-9日期2007.10机组类别亚临界、一次再热、固态排渣、自然循环锅炉容量（ MW ）330燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）25.19收到基水分（ % ）7.80干燥无灰基挥发分（%）33.59收到基低位发热量（kJ/kg ）21370燃烧方式前墙布置旋流燃烧器排渣方式固态排渣制粉系统正压直吹式试验负荷（ MW ）310250200氧

42、量控制（ % ）3.84.55.25.6飞灰可燃物（ % ）3.893.156.22炉渣可燃物（ % ）1.890.675.87报告名称Y-1023Q/HPI 1 012 2013日期2009.9机组类别一次再热、超临界本生直流锅炉容量（ MW ）350燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）25.44收到基水分（ % ）10.2干燥无灰基挥发分（% ）36.68收到基低位发热量（kJ/kg ）20290燃烧方式前后墙对冲排渣方式固态排渣制粉系统中速磨直吹式试验负荷（ MW ）350280210160氧量控制（ %）2.83.03.23.53.74.05.05.5飞灰可燃物（ % ）1.952.0

43、91.050.65炉渣可燃物（ % ）2.152.283.321.032烟煤 500 MW报告名称Y-11Y-12日期2009.22006.8亚临界、低倍率强制循环、亚临界、低倍率强制循环、一机组类别一次再热、塔式炉次再热、塔式固态炉容量（ MW ）500500燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）37.1532.25收到基水分（ % ）8.39.4024Q/HPI 1 012 2013干燥无灰基挥发分（% ）42.3739.51收到基低位发热量（kJ/kg ）1551016800燃烧方式前后墙对冲前后墙对冲排渣方式固态排渣固态排渣制粉系统正压直吹式正压直吹式试验负荷（ MW ）50040030

44、0450400300氧量控制（ % ）3.434.216.673.84.107.22飞灰可燃物（ % ）1.690.930.691.041.340.78炉渣可燃物（ % ）8.729.718.773.253.852.342烟煤 600 MW报告名称Y-13Y-14日期2010.102009.12亚临界、 一次再热、 固态排渣、机组类别固态排渣、螺旋管圈直流炉自然循环汽包炉容量（ MW ）600600燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）23.2735.09收到基水分（ % ）14.28.7干燥无灰基挥发分（% ）31.1135.29收到基低位发热量 （kJ/kg ）1895017700燃烧方式前

45、后墙对冲四角切圆排渣方式固态排渣固态排渣制粉系统正压直吹式正压直吹式试验负荷（ MW ）60045036060045030025Q/HPI 1 012 2013报告名称Y-13Y-14日期2010.102009.12亚临界、 一次再热、 固态排渣、机组类别固态排渣、螺旋管圈直流炉自然循环汽包炉容量（ MW ）600600燃用煤质工业分析氧量控制（ % ）3.293.715.102.34.04.34.75.38.254.26飞灰可燃物（ % ）5.433.912.596.375.705.7911.2615.0炉渣可燃物（ % ）5.386.632.78149.827.68报告名称Y-15Y-16

46、日期2009.112008.11超临界、一次再热、超临界变压亚临界、 一次再热、 固态机组类别运行直流锅炉排渣控制循环汽包炉容量（ MW ）600600燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）21.2719.38收到基水分（ % ）9.5013.10干燥无灰基挥发分（% ）35.0431.52收到基低位发热量（kJ/kg ）2222020437燃烧方式前后墙对冲四角切圆排渣方式固态排渣固态排渣制粉系统正压直吹式正压直吹式26Q/HPI 1 012 2013试验负荷（ MW ）600480360230600480360氧量控制（ %）2.23.54.06.52.042.043.372.33.84.3

47、6.8飞灰可燃物（ % ）1.760.840.600.480.970.731.19炉渣可燃物（ % ）0.590.541.901.290.870.270.12报告名称Y-17Y-18日期2010.112010.10亚临界、一次再热、固态机组类别超超临界、一次再热、直流锅炉排渣、控制循环锅炉容量（ MW ）600660燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）23.917.85收到基水分（ % ）11.514.63干燥无灰基挥发分（% ）37.3147.73收到基低位发热量（kJ/kg ）1947022101燃烧方式四角切圆前后墙对冲排渣方式固态排渣固态排渣制粉系统正压直吹式正压直吹式试验负荷（ MW

48、 ）600450360640590550500氧量控制（ %）2.22.72.73.364.064.264.663.56飞灰可燃物（ % ）1.031.001.826.872.354.907.88炉渣可燃物（ % ）0.442.190.320.440.221.560.5227Q/HPI 1 012 2013报告名称Y-19Y-20日期2010.112008.1亚临界、一次再热、控制循环汽一次再热、超临界变压直流机组类别包炉炉容量（ MW ）600600燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）19.4233.87收到基水分（ % ）26.507.0干燥无灰基挥发分（ % ）收到基低位发热量 （kJ/

49、kg ）1439019350燃烧方式四角切圆前后对冲排渣方式固态排渣固态排渣制粉系统正压直吹式正压直吹式试验负荷（ MW ）500420360600480380氧量控制（ % ）5.04.65.05.05.42.23.34.49飞灰可燃物（ % ）0.050.140.201.463.864.17炉渣可燃物（ % ）0.200.230.080.811.682.72报告名称Y-21日期2010.1机组类别超临界、一次再热、螺旋管圈变压运行直流锅炉容量（ MW ）660燃用煤质工业分析收到基灰分（ % ）14.55收到基水分（ % ）16.1028Q/HPI 1 012 2013干燥无灰基挥发分（% ）36.29收到基低位发热量（kJ/kg ）20850燃烧方式四角切圆排渣方式固态排渣制粉系统正压直吹式试验负荷（ MW ）600480420330氧量控制（ %）3.74.24.54.6飞灰可燃物（ % ）0.390.270.340.33炉渣可燃物（ % ）0.750.680.900.102烟煤 1000 MW报告名称Y-22Y-23日期2009.32008.11机组类别超超临界、 一次再热、 直流炉超超临界、 一次再热、 直流炉容量（ MW ）100010