锅炉是利用燃料燃烧释放的热能或其他热能加热给水或其他工质以生产规定参数和品质的蒸汽、热水或其他工质的机械设备。用于发电的锅炉称电站锅炉。在电站锅炉中，通常将化石燃料（煤、石油、天然气等）燃烧释放的热能，通过受热面的金属壁面传给其中的工质——水，把水加热成具有一定压力和温度的蒸汽。

锅炉主要由锅和炉两部分所构成。炉承担着使所需的燃料与燃烧所需的空气输入炉内，组织燃料燃烧的任务，使燃烧过程进行得尽可能地完全，释放出尽可能多的热量，使燃烧产生的高温烟气流经各个受热面传热给工质，使温度已经下降的烟气，最后通过烟囱排向大气。锅由一定的承压受热面组成，承担着使一定数量的水进入这些受热面，并在它们流经受热面过程中吸取来自烟气的热量，使水转化成具有一定温度压力参数与品质的蒸汽的任务。

初期的锅炉只由一个圆筒形的锅、一个简单的炉排和一组用来支撑锅与炉排的炉墙所构成。燃用的燃料是木块和煤炭，以人力方式投到炉排上燃烧。空气靠炉内外的气流密度差所构成的压差进入炉内，流经炉排、燃烧层形成烟气，流经受热面，排出炉外，通风是自然的。锅内的水因受热而产生蒸汽后，以略带水分的饱和蒸汽方式流出锅外，进入汽轮机或其他用户。由于通风的原因，相应于产生1t/h汽所需的炉排面积常在1m2 以上，受热面积常在100m2 以下，蒸汽的工作参数与锅炉的热效率也只能是低下的，无法与日益提高的生产需要相适应。锅炉的变革围绕着以下要求进行：生产的发展要求增大锅炉的蒸发量、发电厂的机组容量，以满足电力的需要；提高锅炉机组的工作参数，通过发电厂热力循环效率的提高，提高发电厂的运行经济性；降低锅炉的金属耗用量与加工量，以降低发电厂的投资与发电成本；提高对锅炉运行的检测功能和自动控制程度，确保运行的可靠性与安全性，并减少运行人员的配置；减少锅炉排放烟气中的有害物质浓度，以确保环境少受污染。

受热面方面的变革是随着人们对锅炉容量和锅炉出口蒸汽参数的提高以及热力发电厂工质循环从朗肯循环改变成回热、再热循环而进行的。锅炉的受热面积必须随着锅炉容量的提高成比例地增多。为了提高蒸汽热力发电厂的循环效率，锅炉的工作参数需要提高。承压的锅炉受热面不再是早期一个大直径的圆筒，需要由许多小直径的管子构成。于是首先是火筒式的、随后是烟管式的以及再晚一些是水管式的，各种受热面布置相继问世。经过生产实践，人们对换热过程的不断认识，知道在炉内壁面上布置水冷管壁，不仅能比作为对流受热面的管束具有更大的吸热能力，而且具有保护炉墙、简化炉墙结构的效果，因此作为辐射受热的水冷壁受热面也应运而生。与各种层燃燃烧装置相配合的、带有水冷壁受热面的、烟管式或水管式的、工作压力不高的小型锅炉，迄今还在生产，也广泛地被使用于小型发电厂及工业锅炉领域。

饱和蒸汽的压力与温度之间存在着不变的关系。一定的压力对应一定的饱和蒸汽温度。锅内的水都是处于饱和温度的，提高锅炉工作压力与饱和温度，其结果是烟气与锅水间的温度差下降、受热面吸收烟气热量的能力下降、烟气热量的可利用程度下降。因此另设置一组受热面，使流经这组受热面的是温度较低的给水，那么受热工质与放热烟气间的温度差就可以提高，烟气热量的可利用程度就不再受到锅水温度的影响。这组受热面也就是常说的省煤器。热力循环要求锅炉出口的是过热蒸汽，锅炉需另增加一组受热面，使出自汽包的饱和蒸汽再接受烟气的加热。这组受热面就是常说的过热器，是发电厂锅炉必有的受热面组件。随着对于回热循环的进一步认识，通过尽可能多地抽取汽轮机已膨胀或已部分膨胀作功的蒸汽来加热锅炉的给水，将可获取较高的循环效率。由于抽汽回热的结果是提高了锅炉的给水温度、降低了前述省煤器的作用，锅炉的排烟温度将大幅度增加、锅炉效率将大幅度下降。为使这些热量返回到炉膛之中，人们又发明了空气预热器。它即使烟气的低温热量返回到炉膛中，又使锅炉制粉系统的煤粉干燥剂有了合适的来源，更使炉内温度水平由于这项热量的投入可以提高，促进了炉内着火的稳定和煤粉炉低负荷稳定运行极限的降低。空气预热器成为几乎所有煤粉炉的必有受热面部件。

随着对锅炉容量和工作参数要求的不断提高，使目前容量稍大的锅炉受热面具有如下的特点：

（1）所有的承压受热面都由直径不大的（几十毫米级）的管系所构成。

（2）炉膛内布置了大面积的水冷壁受热面，其相对于炉壁面积的敷设程度随着锅炉容量的增大而增大。

（3）具有一个过热器受热面部件，其相对于锅炉总受热面积的比值随着锅炉工作参数的提高而增加。

（4）具有一个省煤器受热面部件，其相对受热面积一般而言随着锅炉蒸汽参数和给水温度的提高而减少。

（5）具有一个大面积的空气预热器，其相对受热面积决定于燃用煤种以及锅炉蒸汽参数。

朗肯循环与回热循环理论证明，热力循环的初蒸汽参数愈高，发电厂循环效率愈高。在锅炉采用小直径管系作为受热面以后，使压力提高并不困难，但对温度的提高，却受到管壁材质耐高温能力的限制。迄今适用于蒸汽温度高于540℃的过热器管子材料都是十分昂贵的。为进一步提高循环效率，人们让过热蒸汽在汽轮机的高压缸内膨胀作功后，再从高压缸出口抽取压力与温度已经有所降低的蒸汽，进入锅炉的一组工作压力较低的受热面中进行加热，使蒸汽重新升温到接近过热蒸汽出口温度，再返回到汽轮机的中低压缸中膨胀作功。这样将使循环效率得到提高。这一组受热面就是常说的再热器。它具有与过热器相同的作用，但工作压力相对较低。近期的大型发电机组多按再热循环设计，锅炉中设置再热器。后者能使发电厂的热效率和经济性得到提高。

早期的锅炉工作参数不高，受热面的热负荷相对也小。在不高的工作压力下，汽与水间的密度差大，受热面内受热工质流动，完全可以依靠上升管中汽、水混合物与下降管中水之间的密度差来推动，流动使产生于受热面上的汽泡能很快脱离表面被带走。这种水在受热面一侧的流动也就是常说的水循环。这种依靠汽、水混合物与水的密度差，自然建立起来的流动或者说水循环，就是常说的自然循环。在工作压力低的锅炉中，由于密度差大的原因，一般是不存在因水循环问题而产生的金属温度问题。但是随着锅炉工作压力的增加，汽、水间的密度差减小，促使锅炉水循环的推动力减少，加上随着锅炉容量增大，受热面与连接的管长增大，通流阻力增大，使汽水在锅内的流动变得困难，为维持可靠的水循环，人们在循环回路的上升管段与下降管之间串接一个增加推动力的辅助循环泵。汽水循环的推动力，由自然循环与辅助循环泵共同提供。循环泵的流量就是循环回路的流量，使流经受热面的流速或者流量可以得到保证与控制，这就是常说的控制循环，按这种方式运转的锅炉也就是常说的控制循环锅炉。当锅炉工作压力高于临界压力时，汽与水已经不分，失去了密度的差别，也就失去了建立自然循环的可能性。锅内汽水流动的推动力需要完全依靠泵来提供，从而也就出现了直流锅炉，即给水一次流经受热面，吸收炉内热量转变成过热蒸汽。锅炉的受热面也随之失去了省煤器受热面、蒸发受热面、过热器受热面间的明确分界，锅炉也不再需要汽包。这是直流锅炉的明显特点。与此同时，也出现了带有汽包，介于直流锅炉与汽包锅炉之间可按超临界压力，也可按亚临界压力运行，类同控制循环锅炉构成的多次强制循环锅炉。因此蒸汽参数不高的锅炉多是自然循环；亚临界压力的锅炉多是自然循环，但也有控制循环锅炉或直流锅炉；而超临界压力的锅炉基本上是直流锅炉，但亦有多次强制循环锅炉。

随着锅炉机组容量的提高，燃烧装置的型式和容量也不断发展。原有属于层状燃烧方式的炉排面积随之增大，既因人工投煤在体力上的无法胜任，也因这种间歇投煤方式，使燃料与空气之间在时间上的无法配合，燃烧工况难以稳定，锅炉效率不高。为满足锅炉容量与锅炉效率较高的要求，加煤必须是连续的、机械的。使燃烧装置由原有的固定炉排，逐步向梯形炉排、下饲式加煤、振动炉排、链条炉排、抛煤机链条炉排等多种层状燃烧方式发展。多种层状燃烧方式，在对锅炉容量要求并不太高的发展初期，因加煤的连续和机械化，在锅炉效率的提高方面起了相当积极的作用，使它迄今在小型的蒸汽热力发电厂中仍在应用，如目前与3000kW机组配套的20t/h锅炉，大部分是链条炉，与6000kW、12000kW机组配套的35t/h、65t/h锅炉，仍是抛煤机链条炉。但是随着对锅炉机组容量的要求进一步提高，炉排面积难以再进一步随锅炉容量成正比例地增大，煤粉燃烧方式发展起来。煤粉具有巨大的反应表面积，燃烧过程可在近1s或数秒钟的时间内完成，煤粉可用气力的方式输送，燃烧过程在随同气体流经炉内的过程中完成，燃料在炉内的存量很少，使它的负荷调节特性，也适合于发电厂锅炉的要求，因此煤粉燃烧方式迅速广泛地被应用于发电厂的锅炉中。目前75t/h容量以上的锅炉几乎都是煤粉燃烧方式的。

在煤粉燃烧锅炉中，燃烧后产生的灰渣有固态排渣和液态排渣两种方式。前者产生于燃烧过程中的灰渣，以固体状态排出炉外，炉内的温度水平受到一定的限制。烟气中的飞灰浓度也高，炉膛的尺寸也相对较大。后者灰渣以液态排出炉外，炉内的温度水平高，熔渣段炉壁上的灰渣呈融熔状态，既有利于燃烧过程的稳定与强化，也有利于对飞灰的粘捕，烟气中的飞灰浓度小，减少飞灰对受热面的磨蚀。液态排渣这种燃烧方式曾在20世纪的中叶有迅猛的发展，液态排渣旋风炉就是由此派生的。液态排渣燃烧方式还具有灰渣综合利用方面的特点，经蒸汽吹散后的液态渣能成为有效的绝热材料，矿渣棉就是一例。但是因液态排渣炉的炉内高温促进诸如NOx 等有害气体的生成，提高烟气中有害气体浓度，有碍环境保护，使它的发展受到挫折。目前的电厂锅炉基本上都是固态排渣的。

锅炉的燃烧装置需要与一定的煤炭特性相配合，锅炉的受热面布置也是与一定的煤炭特性或煤种相适应的。小型发电锅炉机组的蒸汽参数一般都低，对锅炉出口蒸汽参数变化的指标也不高，因此受煤种变化的影响相对较小。随着锅炉容量与参数的提高，锅炉都按特定的煤种设计，发电厂也都与合适的煤矿签订供煤合同，使燃用煤种与设计煤种吻合。但是随着锅炉容量的增大，一台大型锅炉的日耗煤炭可逾万吨，已难由一个矿井或者一个矿区提供煤炭，使锅炉燃用煤质不易稳定。除在燃煤供应组织和煤场堆放、储存、输送上下功夫之外，锅炉设计布置上也必须考虑到燃用煤种改变的相应措施。

在层燃式锅炉中，煤炭处理是相对简单的，而煤粉炉则需要燃用100μm以下的煤粉。在早期小型的煤粉炉中，煤粉可以由集中的煤粉加工厂制备，然后供应锅炉燃用。但是对于大型锅炉，它必须自身具备一个煤粉制备系统。各种不同磨煤机，诸如圆筒式钢球磨、锤击式磨煤机、各种中速磨煤机、风扇磨煤机等相继出现，都以它们各自的工作特性来适用于不同的煤种以及各个单机的出力极限。锅炉根据具体情况配备磨煤机和制粉系统。制粉系统可以是储仓式的，也可以是直吹式的。然而目前与新建发电厂大型锅炉相适应的多半是直吹式的，并且是由中速磨煤机为主体的、若干个子系统构成的制粉系统。

随着锅炉容量的增大，锅炉外形尺寸的增大，一台大型锅炉的高度已达六七十米甚至近百米，使锅炉各部件间的相对膨胀量增大，大型锅炉的受热面改为悬吊结构，并迫使锅炉炉墙的构成产生巨大的变化、由支承改为吊敷。小型锅炉的炉墙是重型的、砖砌的，炉墙也起汽包与受热面的支承作用。而在大型锅炉中，炉墙基本上都是轻型的、敷置在受热面上，它由受热面支承，随受热面膨胀。(www.daowen.com)

煤粉的燃烧是在煤粉随同气流流经炉膛的过程中进行。虽然煤粉颗粒尺寸很小，但是在通常的炉膛热负荷下煤粉允许在炉内的平均停留时间也仅约3s。燃烧过程由燃烧器与炉膛共同组织，如何使气流在炉内有一个合适的流动，使整个炉膛空间能得到充分的利用，煤粉在炉内实际停留时间得到延长，燃尽程度得到提高，是十分重要的。入炉的煤粉气流需要首先吸取炉内的热量和升高自身的温度，才能着火燃烧，进而与二次燃烧空气及时混合，才能继续其后的燃烧过程。恰当的混合是既保证着火稳定又保持后续燃烧过程的必要条件。这使诸如涡流燃烧器、切圆燃烧器、U形火焰直流燃烧器等多种燃烧方法应运而生。发电厂锅炉负荷需随外界电负荷而变化，锅炉的运行会随负荷的下降、启动、停炉而处于低负荷状态。燃用煤种、受热面、燃烧器及它们的布置将影响到这一低负荷的稳定极限。因此在煤粉炉中大多配置有油燃烧器以满足启动点火的需要和低负荷稳定燃烧的要求。

随着锅炉容量的增大以及炉膛容积和尺寸的增大，炉内火焰中心区域高温烟气的热量需要通过更长的途径才能转移到水冷壁面上，使火焰中心区域温度水平提高，又促使NOx 等有害气体形成。为了降低有害气体的浓度，各种低NOx 燃烧器和燃烧器布置方式，诸如低氧燃烧、二段燃烧、烟气再循环等燃烧技术发展起来。一种介于层燃与室燃之间具有低温燃烧，并可通过在燃料中掺加石灰石等脱硫剂进行炉内脱硫的流态化燃烧技术得到发展；一种主要目的在于改善煤炭输送，也兼有有害气体发生量少的水煤浆燃烧技术得以发展。但是也应该说明，目前的各式流态化燃烧技术还处于中、小型锅炉试验阶段，相距在大型电厂锅炉中广泛实际应用还有一段距离，还有一些问题需要解决。

（1）国内外电站锅炉蒸发量发展现状。扩大火电单机容量可使发电容量迅速增长以适应生产发展的需要，同时可使基建投资成本下降、设备费用降低、减少运行费用以及节约金属材料消耗。因此，近几十年来，单台机组（包括锅炉）容量不断增长是一个总的趋势。

从美国、日本火电机组的发展来看，在20世纪50～70年代，每5～10年单台机组容量增加一倍。美国在40年代主要发展100MW 左右机组，50年代开始发展200～300MW 机组，到50年代末期已有300～400MW机组投运。60年代开始发展500MW以上的机组，单台机组容量有了迅速增长，1962年即投运了一台650MW 的机组，锅炉容量为1480t/h，而80年代火电机组的平均容量则为600MW，最大单机容量为1000MW 左右。70年代日本朝大机组方向发展，1976年在各级容量锅炉中，350～600MW 机组共有85台，成为主力机组，最大机组为1000MW，到1977年底共有4台投入运行，大机组继续得到发展。

英国在采用大容量机组方面虽然比较保守，但其锅炉容量也从50年代配100～250MW机组提高到70年代配500～660MW机组，90年代初已有900MW机组投产。

目前，国外机组单台容量达到1000MW 以后，单台容量未再大批量增大，甚至有所下降。下降的主要原因是目前燃料政策发生变化，气、油供应不足，发电设备又改以煤为主要燃料（日本除外），并且要求采用在其他工业和民用上难以燃用的煤。因此，从经济角度出发，目前电力工业明显地趋向于要求发电设备具有更大的可用率。60年代机组容量迅速增长对大容量锅炉的可用率产生了不利的影响。一般要求大型燃煤机组的可用率应大于90%，事故停用率应小于2%。目前机组所带负荷方式趋向于带中间负荷，这就要求发电机组具有更大的运行灵活性。而1000MW以上的机组在这一方面是有所不足的。除上述原因外，还因为承担基本负荷的核电站比例增加，火电机组进一步增大单台容量的必要性已不大。另外，从目前来看，再进一步增加单台机组容量，未显出更大的优越性。

国内为了实现现代化，需要迅速发展电力工业，单台机组容量已向大容量发展，在20世纪80年代初主力机组为200～300MW 机组，至80年代后期已投大批300MW 机组及多台600MW的机组，90年代主力机组则已是300～600MW 机组，800～900MW 级更大容量的机组已陆续出现。

（2）国内外电站锅炉蒸汽参数发展现状。大容量机组应采用高参数，以提高电站经济性。目前世界各国大容量锅炉设计采用的蒸汽压力，一般可分为超高压（14～16MPa）、亚临界（17～21MPa）和超临界（25～27MPa）三个级别，汽温多采用540℃或568℃两种。

由超高压提高到亚临界压力，例如从14MPa、540℃/540℃，提高到17MPa、540℃/540℃，电厂经济性约提高1.7%。

单机容量达到800～1000MW及以上火电机组，国外多是采用超临界参数。由亚临界压力提高到超临界压力，例如从17MPa、538℃/538℃，提高到24MPa、538℃/538℃，电厂经济性提高1.8%。

根据技术经济比较，由于超临界压力机组设备费用较高，对300～600MW 机组，总的经济性并不明显，以采用亚临界压力比较适宜。在容量达到900～1000MW 以上时，采用超临界压力对机组及高中压管道带来很多结构方面的优点，首先对于中压部分如再热蒸汽管道（用6MPa代替3.5MPa）等有利。同时在超临界压力下，蒸汽比体积减小，使主蒸汽管道直径减小，管壁厚度减薄。此外，对同样功率的机组，提高蒸汽压力可使汽轮机尺寸减小，这对发展大功率汽轮机也很有利。

由超临界压力再进一步提高压力，则经济性增加的程度减少，因此，对1000MW 及以上的大机组锅炉，目前各国多采用24.5～26MPa，蒸汽温度540℃，一次再热，其再热温度为540℃。

蒸汽温度的提高受到材料的限制，当汽温高于570℃，降低热耗所获得的益处将不能补偿由于使用高级钢材而增加的费用。

因此，现在世界各国在设计锅炉时，都将蒸汽温度限制在570℃以下，即在不使用奥氏体钢而基本上采用珠光体—铁素体钢的范围以内。为了提高机组的热效率，对于大型机组都毫无例外地采用中间再热循环。不过每增加一次再热，所获得的热经济效果的提高，将低于前面一次，并且因为再热蒸汽的压力较低，比体积很大，这就给再热器和进出汽轮机与锅炉之间的蒸汽管道带来很多不利条件，且使投资增加。因此，通常大机组多采用一次再热，再热汽温一般与蒸汽初温相同。

国外大量使用超临界参数机组的国家仍只有美国、俄罗斯、日本三国，普遍采用24MPa、540℃/540℃这一等级的超临界参数。其他国家都采用16～19MPa的亚临界参数，新汽和再热温度在530～566℃之间，以540℃和一次再热为主。我国大容量机组炉所采用的蒸汽参数，与世界各国总的趋势有相同之处。但我国大型电站锅炉以燃煤为主，且燃用质量较差的煤，结合我国钢材供应等问题，仍应具体分析所选用钢材的价格与提高参数后的节能效益和钢材损耗速度等诸多因素后，全面论证后合理选用蒸汽参数。20世纪70年代我国投运的上海锅炉厂生产的第一台300MW 锅炉蒸汽参数为17MPa、570℃/570℃，第二台压力相同，温度为555℃/555℃，目前蒸汽温度亦多采用540℃/540℃。已运行的600MW 机组锅炉参数也是亚临界压力（17MPa）汽温为540℃/540℃。90年代初引进的石洞口二厂600MW超临界压力机组，压力为25.4MPa、汽温为541℃/569℃。另外，还有一批从俄罗斯引进的500MW 和800MW 超临界压力的直流炉，其参数亦为汽压25MPa、汽温545℃/545℃。

目前上海外高桥电厂引进的超临界压力900MW机组正在基建投产中，它是当前国内容量最大、参数最高的机组。