2 运行性能
2.1 热效率及其影响因素
　　对湛江发电厂3号、4号锅炉进行了额定负荷下变氧量、变二次风配风、变一次风速等燃烧的调整试验，对3号炉还进行了其它负荷下的热效率试验^［5］。
 
    结果表明，各燃烧调整工况的热效率均在92.7%以上，大部分调整工况的飞灰中碳的质量分数在2%～5%之间，个别工况达到8%；3号炉排烟温度在115～125℃之间，4号炉排烟温度在110～120℃之间，比3号炉低。炉膛氧量和二次风配风对锅炉效率影响较大，一次风速对锅炉效率影响较小。在目前煤质下，锅炉采用缩腰配风或均匀配风，炉膛氧量在3.0%附近，一次风压控制在4kPa左右是比较理想的，锅炉效率可达94%，比在其它方式下运行要高0.5%以上，飞灰中碳的质量分数比在其它方式下运行要低1%～3%。
　　4号炉受汽温影响，不能随意调整配风，因而未测试在均匀配风和倒三角配风方式下的热效率。锅炉一次风压达到4 kPa时，一次风机入口风门已基本全开，一次风机已没有裕量继续提高一次风压。
　　湛江电厂二期工程锅炉经燃烧调整后在较佳状态下具有较高的热效率，经送风温度修正后的锅炉额定负荷热效率达到94.0%以上，飞灰中碳的质量分数在4.0%左右。
　　湛江发电厂二期工程锅炉之所以有如此高的热效率，其原因主要有：
　　a）煤种的因素。运行煤种的灰分比设计煤种低7%左右，使锅炉效率提高约0.5%；运行煤种的热值比设计煤种高约10%，它使锅炉效率提高约0.7%。
　　b）排烟温度低。湛江发电厂二期工程锅炉的烟温比设计值低，使得锅炉排烟温度比设计值低10～20℃，它使锅炉效率提高约0.5%。当然烟温过低将引起其它诸如汽温问题 ，这一点将在后面讨论。
　　c）有关燃烧方面的因素。湛江发电厂二期工程锅炉采用了东方锅炉厂的典型设计，其多功能船形燃烧器和热风送粉系统，有利于煤粉的着火和燃尽；燃烧器布置为均等配风，使一次风煤粉气流着火后就能获得足够的空气，从而保证了煤粉的快速完全燃烧；运行的煤粉细度比较适中，使得煤粉更容易完全燃烧；另外，锅炉设计四层燃烧器，比东方锅炉的典型设计少一至两层燃烧器，与一期锅炉相比，则是把下组的三层改为两层 ，这相当于提高了燃烧器区域的煤粉浓度，有利于煤粉的着火，也有利于煤粉的燃尽。这些原因使得锅炉的飞灰中碳的质量分数比较小。
2.2 其它性能
2.2.1 锅炉低负荷稳燃性能
　　3号、4号锅炉试验的不投油最低稳燃负荷为180 MW，达到锅炉设计要求。在该负荷下锅炉燃烧稳定，汽温、汽压正常，锅炉热效率达到92.7%，能够满足长期稳定运行的要求。
2.2.2 锅炉在退出高压加热器时的运行能力
　　湛江发电厂二期工程锅炉在退出高压加热器的情况下，仍能稳定带额定负荷，且主蒸汽和再热蒸汽没有超温和超压现象，锅炉主蒸汽一级减温水开度75%左右，二级和三级减温水两侧平均开度不超过50%，再热器微量喷水开度不超过40%，不需开事故喷水，各金属管壁温度在运行控制温度范围。
2.2.3 锅炉的最大连续蒸发量
　　3号、4号锅炉的设计最大连续蒸发量为1 025t／h，在该蒸发量下，机组带330 MW负荷。实际试验的最大连续蒸发量3号锅炉为1 077 t／h，相应机组负荷330 MW，汽温达到设计值；4号锅炉由于主、再热蒸汽温度低于525℃，影响了机组出力，试验负荷为318 MW，相应锅炉蒸发量为1 064 t／h。
　　单从锅炉实际蒸发量看，3号、4号锅炉均已达到设计值；但4号锅炉由于汽温偏低,汽机侧蒸汽有泄漏，试验中机组未能带负荷330 MW。若通过吹灰等手段使汽温达到设计值，锅炉的蒸发量应能使机组带330 MW负荷，在锅炉调试期间蒸发量曾达到1 100 t/h。
2.2.4 SO₂，NO_x排放性能
　　3号锅炉测试负荷260 MW，氧量5.5%，SO₂平均排放的质量浓度988.6 mg/m³，NO_x平均排放的质量浓度694.1 mg/m³；4号锅炉测试负荷300MW，氧量2.5%，SO₂平均排放的质量浓度928.5mg/m³，NO_x平均排放的质量浓度859.6 mg/m³。排放的质量浓度均达到《火电厂大气污染物排放标准》的要求。
3 锅炉存在问题及分析
　　湛江发电厂二期工程的两台锅炉在运行过程中也发现一些问题，主要有主、再热汽温经常偏低，一、二次热风温度达不到设计值，炉膛出口烟温偏差较大等。
3.1 额定负荷下的汽温问题及分析
　　湛江发电厂3号、4号锅炉在调试和试验过程中均存在汽温偏低问题。在额定负荷下 ，主、再热汽温经常在520～530℃范围，甚至有时低至510℃；通过调节烟气挡板可使主蒸汽或再热蒸汽温度中一者提高，但另一者则更低；锅炉不能进行炉膛吹灰，炉膛吹灰器投运后会使汽温下降20℃左右^［4］，而汽压则迅速增长。汽温问题在4号锅炉上更为突出 ，在试验过程中，常常因配风调整或氧量调整使汽温偏低而不能进行试验。通过强化水平烟道和尾部烟道的吹灰则可使汽温提高约20℃。目前最好的调节手段是水平和尾部受热面的吹灰，并控制炉膛吹灰，但频繁的吹灰将影响受热面的寿命。
　　影响汽温的因素很多，详细分析比较复杂，本文对这一问题的原因作一粗浅分析。
3.1.1 锅炉蒸汽流量偏大
　　因汽机侧有蒸汽泄漏，且锅炉主蒸汽压力因安全原因控制过低，使得带额定负荷的锅炉蒸发量比设计值高50 t/h左右。这样在相同的吸热量下，流量增大50 t/h将使蒸汽温度下降约5℃。
3.1.2 煤种影响
　　锅炉的设计煤种为50%的贫煤加50%的无烟煤，锅炉的燃烧器结构、炉膛尺寸、受热面多少均按此煤种设计。而实际上，锅炉运行煤种为贫煤，其挥发分比设计值高，灰分比设计值低，煤本身容易着火和燃尽；船形燃烧器也有利于煤的着火；一、二次风均等布置，能迅速补充煤粉燃尽所需的空气。这些因素使煤粉着火时间比设计提前，火焰中心低，行程短，炉内停留时间长，使得炉膛吸热份额比设计有所增大，造成烟气温度明显低于设计值，蒸汽的吸热量自然有所减少。
3.1.3 烟气量影响
　　蒸汽过热的受热面主要以对流受热面为主，其传热系数与烟气流速成一定比例。由于燃煤热值高，带相同负荷所需燃料量自然有所减少，并且实际的过量空气系数也低于设计值，因此使得烟气量减少，烟气流速降低，从而降低了烟气的传热系数。
3.1.4 设计的调节汽温手段不多
　　除吹灰外，锅炉主要用烟气挡板来调节再热汽温，而烟气挡板实际只是改变尾部双烟道的烟气量的分配，不能从根本上改变汽温偏低的状况。其它运行方面的调节手段有 ：
　　a）通过二次风配风和四层给粉的偏置进行火焰中心的细微调节，此效果不如摆动燃烧器来得明显。但从实际运行情况看，使用这种手段，在某些情况下也能起到一定的作用，如4号锅炉用正三角配风比起用其它方式配风汽温要高5℃左右。
　　b）摆动二次风和三次风喷口。从试验结果看，这种手段对汽温影响不明显。
　　c）加大烟气量。但锅炉送风量不能加得过大，否则送风风压过高会影响送风机的安全运行，因而烟气量增加有限。
3.2 一、二次热风温度偏低
　　在各负荷段下，空气预热器出口的一、二次风温均比设计值低，平均低20℃。热风温度偏低，不但影响煤粉的着火和燃烧，对制粉系统的出力也有较大影响，根据3号、4号锅炉制粉系统的试验情况，目前磨煤机出力受干燥出力的影响较大，若能提高热风温度，磨煤机的出力有可能更大。
　　热风温度偏低主要是由于烟温和烟气量达不到设计值，而这两个因素又与煤种有关 。在额定负荷下，3号炉空气预热器入口烟温比设计值低10℃左右，而4号炉比设计值低将近30～40℃。
3.3 烟温偏差较大
　　锅炉两侧的烟温偏差为切圆燃烧锅炉的固有缺陷，3号、4号锅炉也不例外。从锅炉原装测点可以看出，低温再热器进口烟温偏差高达100～150通过蒸汽左右的交叉消除了一部分影响。由于目前锅炉受热面管壁温度均在运行控制温度范围，因此该烟温偏差没有影响锅炉的正常运行。
4 结论
    湛江发电厂二期工程2台锅炉在运行性能方面热效率较高。但由于运行煤种和设计煤种差别大等原因，使得锅炉在运行过程中也存在一些问题，主要有：
　　a）锅炉具有比较高的热效率，在180 MW负荷以上运行热效率不低于92.7%，锅炉燃烧调整后额定负荷热效率可达94.0%以上。
　　b）炉膛氧量和二次风配风对锅炉效率影响较大，一次风速对锅炉效率影响较小。在目前煤质下，锅炉采用缩腰配风或均匀配风，炉膛烟气中氧气的体积分数约为3.0%，一次风压控制在4 kPa左右，热效率较高。
　　c）由于锅炉蒸汽流量偏大，煤种不同，烟气量偏少，设计的调节汽温手段不多等多种因素的影响，湛江电厂3号、4号锅炉在运行过程中存在汽温偏低问题。
　　d）由于烟温和烟气量达不到设计值，在各负荷段下，空气预热器出口的一、二次风温均比设计值低，平均低20℃。
　　e）由于切圆燃烧锅炉的固有缺陷，锅炉烟温偏差较大。
　　f）锅炉其它方面的性能较为理想。