水电之家讯：导读目前我国超临界、超超临界机组已逐渐成为主力机组，超(超)临界机组锅炉及辅机运行中也存在一些典型的问题。本文通过对国电集团内50多台350MW、600MW、1000MW等级机组的锅炉调查分析，统计出超(超)临界机组锅炉及辅机的八个较为突出的典型问题，并对调查过程中发现的值得推广的处理问题方法进行简要介绍。

0 引言

随着我国火力发电技术的不断发展，超、超超临界机组的装机容量也不断增加，对超、超超临界机组实际运行情况的调查研究也显得尤为重要。通过对国电集团内50多台350MW、600MW及1000MW超临界、超超临界机组的节能评价及调查研究，总结出目前超、超超临界机组实际运行中存在的典型问题以及相关的处理措施，为同类型机组运行及改造提供参考，也为新机组设计及选型提供依据。

1 褐煤、劣质煤等煤种掺烧问题

1.1 掺烧带来的安全问题

掺烧给锅炉及辅机磨损造成的不利影响，过高的灰分增加了烟气中的飞灰浓度，过高的水分增加烟气量和烟气流速，因而锅炉及辅机磨损加剧。

掺烧给锅炉稳然带来巨大压力，部分低热值劣质煤着火比较困难，燃烧不稳定，易灭火;部分劣质煤煤质变黏，经常出现原煤仓堵塞、给煤机不下煤的情况，给制粉系统的安全运行带来极大的隐患。

掺烧带来锅炉腐蚀问题，煤质含硫比较大时，容易引起水冷壁高温腐蚀，以及锅炉尾部烟道、省煤器、空气预热器等处的低温腐蚀，造成锅炉爆管，影响锅炉安全运行。

易引起锅炉除灰除渣系统事故，燃煤发热量降低,会导致锅炉排灰量增大，捞渣机内渣量增大。

1.2 掺烧带来的经济性问题

掺烧褐煤导致总煤量增大，总烟气流量大幅增加，一次风率升高明显，燃烧推迟致使减温水量增大，排烟温度上升约5℃，锅炉效率下降。虽然通过燃烧器改造、空预器换热元件改造等方式可以减少再热器减温水的用量、加强对排烟温度的控制，但褐煤入炉后的热惯性较大，会引起汽温大幅度波动。且随着褐煤掺烧比例的加大，这种惯性也随之加大，锅炉效率将有所下降。

掺烧劣质煤后，燃烧工况恶化，排烟温度升高，排烟热损失增加;燃尽性能差，飞灰、炉渣可燃物升高;石子煤内夹粉现象严重，石子煤量大幅增加;磨煤机、一次风机等辅机耗电率上升;再热器减温水量大，使机组的循环效率降低;煤质变差锅炉燃油量增加;影响机组协调自动反应，不利于“AGC”及“两个细则”考核;受热面磨损、制粉系统磨损，检修成本大幅提高。

根据掺烧比例、褐煤水分及具体炉型不同，影响发电煤耗上升普遍在1%～2%之间，例如国电某600MW公司通过试验，在600MW掺烧两仓褐煤时，锅炉效率降低了0.79个百分点，影响供电煤耗2.45g/kWh;厂用电率同比升高了0.37个百分点，影响供电煤耗1.15g/kWh。共计影响供电煤耗1.16个百分点，即影响供电煤耗3.6g/kWh。

水分对煤耗实际还存在隐性影响。国家现行计算标准采用低位热值，原煤水分对锅炉效率的影响未得到体现，也没有引起发电企业的充分关注。虽然计算发电煤耗不受原煤水分影响，但烟气中的水分将汽化潜热(2512kJ/kg)带走，这部分热量也是原煤提供的有效能。一般认为水分每升高1%，实际发电标准煤耗约升高0.13%，约为0.4g/kWh。

1.3 合理配煤掺烧应对措施

(1)根据燃用煤质灰熔点的高低，通过试验确定适当的掺烧比例，以及掺烧方式(如分磨掺烧、煤场掺配炉内混烧);将低熔点煤质布置在燃烧系统下部，可有效减轻结焦情况的发生;

(2)通过试验，依据燃用煤质挥发份、灰熔点的高低，设置合理的一次风风速。

(3)通过试验，依据受热面参数的变化，合理的调整二次风配风方式，保持燃烧器区域适当的运行氧量和二次风“刚性”。

(4)通过试验，制定煤粉细度随静叶挡板开度和动态分离器转速的变化曲线，依据煤质挥发份、灰熔点的高低，合理的选取煤粉细度。

(5)燃用低熔点煤质时，磨煤机组合尽量采用下层燃烧器，并根据煤质的掺烧比较，采取燃烧器断层或降低部分燃烧器出力，以降低燃烧器区域的热负荷;合理的控制燃烧器摆角角度，防止火焰中心偏高或偏低;

(6)核算“未燃带”的面积，并根据实际燃用情况，优化“未燃带”的铺设;

(7)通过试验，依据燃用煤质挥发份、灰熔点的高低，煤粉细度的控制，合理的选取旋流燃烧器的旋流强度;

(8)优化吹灰方式，尽量做到“按需吹灰”。

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