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”。
 

　　2燃烧锅炉汽温偏差及运行控制
 

　　2.1汽温偏差形成原因
 

　　国电集团某600MW机组，2010年～2011年期间，汽温偏差问题较为突出。通过查阅相关资料，汽温偏差严重时，锅炉450MW以上负荷运行，在A侧有减温水而B侧没有的情况下，A侧汽温达到571℃，B侧仅490～530℃，两侧偏差达41～81℃，过热器出口母管汽温仅530～550℃，低于设计值20～40℃。
 

　　2013年9月，现场检查了解，通过多年的燃烧调整摸索，汽温偏差问题较投产初期有较大程度改善，出现汽温偏差的几率有所降低，偏差程度也有所缓解，但是汽温偏差问题仍然存在。
 

　　通过分析认为，引起锅炉汽温偏差的主要原因是锅炉燃烧偏差引起的。根据经验，煤种热值偏低，总煤量较大时，磨煤机出口5根粉管的煤粉浓度会出现较大偏差，同时煤粉燃烧所需的氧量分布也难以达到平衡，易引起燃烧热负荷偏差，从而影响锅炉汽温偏差。
 

　　2.2汽温偏差处理措施
 

　　2.2.1运行调整
 

　　(1)重视运行调整总结，摸索偏差调整规律，是解决燃烧偏差的主要方向。当出现较大的汽温偏差时，注意及时保存运行工况参数，为分析总结调整经验提供参考。
 

　　(2)当出现主汽温偏差时，可在水冷壁不超温的情况下，适当提高分离器出口过热度，以提高两侧出口蒸汽温度，再通过过热减温水降低汽温偏高侧的汽温，以此来缩小汽温偏差。
 

　　(3)在DCS系统增加各段受热面蒸汽温升、烟气温降和AB侧偏差的监视画面，以便于在锅炉出现偏差时，为运行人员燃烧调整提供有效的监视手段
 

　　(4)不同的磨煤机组合也对偏差有较大的影响，运行人员应注意摸索不同磨煤机启停对锅炉燃烧的影响，包括对汽温偏差、烟温偏差、水冷壁左右侧壁温偏差的影响。
 

　　(5)开展燃烧调整试验，特别是对一次风速进行热态调平和制粉系统调整，测量各种工况(不同负荷、不同煤种等)煤粉浓度偏差，优化调整二次风方式，为调整提供依据；燃烧调整时测量各层燃烧区域温度的偏差，为燃烧调整提供依据。
 

　　(6)加强配煤掺烧工作，在机组高负荷时，尽量燃用高热值煤种，降低总煤量，缓解设备压力，改善锅炉燃烧工况。
 

　　(7)出现偏差时，及时通过燃尽风两侧风量的偏差调整，总结燃尽风对汽温偏差调整的影响。
 

　　(8)某一制粉系统长期运行，导致该燃烧器附近容易结焦，该区域基本上无吹灰器。此时通过制粉系统的启停来改变此区域燃烧情况及燃烧器的壁温，强迫掉焦，可对汽温偏差有一定的改善。
 

　　(9)根据相关经验，可根据偏温情况，进行制粉系统切换，对调整汽温偏差有一定的效果。
 

　　(10)高负荷高煤量时，易造成部分区域缺氧，需尽可能多的进行燃烧调整，合理控制氧量，保证炉内不会缺氧燃烧，从而防止或缓解燃烧偏差的产生。
 

　　2.2.2检修技改
 

　　(1)在锅炉尾部烟道加装适量的烟温测点、一氧化碳测点，为分析汽温偏差提供有利条件，可借鉴同类型机组，在末再后烟道开始，逐级增加烟温测点。
 

　　(2)对制粉系统进行系统检查与调整，包括进行一次风速热态标定与调平，磨煤机出口折向挡板检查，磨煤机出口一次风缩孔磨损、卡况检查更换、开度核对，通过制粉系统优化，消除制粉系统对燃烧偏差的不利影响。
 

　　(3)水冷壁壁温测点检查，特别是超温测点的检查，确保水冷壁金属无过热老化的情况，防止超温造成的水冷壁爆管。
 

　　(4)二次风小风门、旋流装置的检查，挡板定位检查，以及二次风箱积灰检查，若积灰严重，可考虑增加二次风箱吹灰装置，另外需检查燃烧器烧、磨损及结焦情况，为燃烧调整提供有利条件。。
 

　　(5)部分同类型机组锅炉安装有动态分离器，可进行调研，研究动态分离器对消除汽温偏差的效果及作用。
 

　　3氧化皮问题及锅炉受热面壁温控制
 

　　3.1氧化皮生成及剥落机理
 

　　根据查阅相关文献资料，超临界机组高温腐蚀及氧化皮的生成机理如下：
 

　　(1)金属的氧化是通过氧离子的扩散来进行的，若生成的氧化膜牢固，氧化过程就会减弱，金属就得到了保护。
 

　　(2)管壁温度对氧化的作用。
 

　　管壁温度在570℃以下时生成的氧化膜是由Fe2O3和Fe3O4组成，Fe2O3和Fe3O4都比较致密(尤其是Fe3O4)，因而可以保护钢材被进一步氧化。
 

　　当管壁温度超过570℃时，氧化膜由Fe2O3、Fe3O4、FeO三层组成(FeO在内层)，其厚度比约为1:10:100，即氧化皮主要是由FeO组成，因FeO不致密，因此破坏了整个氧化膜的稳定性，这样氧化过程得以继续。
 

　　(3)当温度超过450℃时，由于热应力等因素的作用，生成的Fe3O4不能形成致密的保护膜，使水蒸汽和铁不断发生反应。当汽水温度超过570℃时，反应生成物为FeO，反应速度更快。
 

　　(4)金属表面的氧化膜并非由水汽中的溶解氧和铁反应形成的，而是由水汽本身的氧分子氧化表面的铁所形成的。氧化皮的产生与给水中溶解氧的控制关系不大，其产生是必然的，氧化皮的生长速度与温度和时间有关。
 

　　(5)氧化皮的剥离有两个主要条件：其一是氧化层达到一定厚度；其二是温度变化幅度大、速度快、频度大。
 

　　由于母材与氧化层之间热胀系数的差异，当垢层达到一定厚度后，在温度发生变化尤其是发生反复或剧烈的变化时，氧化皮很容易从金属本体剥离。
 

　　在机组启停过程中，管子的温度变化幅度是大的，管内的氧化皮也容易剥落。加之在启动初期蒸汽流量较小，不能迅速地将剥落下来的氧化皮带走，大流量时，已经在管径较小的弯头处形成堵塞就会产生超温。所以氧化皮堵塞造成爆管大多发生在机组启动后的短时间内。
 

　　3.2某600MW机组超温氧化皮爆管案例
 

　　2012年2月国电某600MW机组氧化皮爆管事故，此次末级过热器的爆管，爆管和超温的数量较多，有4根爆管，6根过热，爆管位置在末过带夹持管的管子的进口段T91材质处。现场通过检查，爆破管子未查到异物。对夹持管进行射线检查，发现几个弯管内有类似氧化皮堆积的影像，其中第1屏的第13号管夹持管内堆积氧化皮影像几乎充满管子。
 

　　现场诊断后，为防止以后运行中发生类似事件，给出的建议如下：
 

　　(1)锅炉启动阶段
 

　　a.通过控制燃料投入速率，严格控制锅炉升压、升温速率。
 

　　b.80-100MW负荷以下，尽量不投减温水。减温水的使用应以一级初调、二级微调为原则。
 

　　c.高、低压旁路尽可能开大，使过热器、再热器保持较大的通流量；汽机冲转前可以适当提高蒸汽参数，利用高、低压旁路对过、再热器进行冲洗；冲洗时可以将旁路开大关小若干次，以提高冲洗效果，但应注意控制好分离器水位。
 

　　d.严格监视锅炉过、再热器各部分的壁温及其变化趋势，发现有超温现象应及时调整运行方式。若调整无效时，在汽机冲转前可以用开大关小旁路的办法进行冲洗。在并网后应停止升负荷，可以用负荷较大变动的办法进行冲洗。
 

　　e.进行上述调整和处理后，过、再热器壁温仍不能恢复正常，应考虑停止锅炉运行，避免发生爆管事故增加检修工作量。停炉后应查明超温原因。
 

　　f.本次启动，负荷和主、再汽温宜按阶段缓慢提升。
 

　　(2)锅炉正常运行阶段
 

　　a.严格控制过、再热器壁温不超温，在保证额定主、再汽温的前提下尽量降低壁温运行。
 

　　b.及时调整燃烧，控制热负荷沿炉膛横向的均衡性，防止两侧壁温偏差过大，降低壁温峰值，减缓高温蒸汽氧化。
 

　　c.磨煤机合理组合，防止粉管煤粉浓度差异的叠加，造成锅炉局部热负荷过高。
 

　　d.控制较小的煤粉细度，合理调整燃烧器的旋流强度，尽量降低火焰中心，防止过、再热器超温。
 

　　e.及时和合理吹灰，防止烟温过高使过、再热器壁温升高，防止吹灰造成高温受热面壁温剧变导致氧化皮剥落。
 

　　(3)锅炉停炉冷却
 

　　a.锅炉停炉一般应按滑参数方式进行。
 

　　b.锅炉停炉后无特殊抢修任务，应“闷炉”以减缓受热面降温速度。
 

　　c.正常检修应严格按照运行规程进行通风冷却。若抢修，则必须制定严格的冷却措施。
 

　　(4)锅炉检修阶段
 

　　a.定期检修时，应对过、再热器容易沉积氧化皮的部位进行检查和清理。并建立氧化皮沉积记录档案，分析氧化皮生成与脱落的规律。
 

　　b.若有临修机会，应有重点的对氧化皮进行抽检。
 

　　(5)其它
 

　　a.现有过、再热器壁温测点太少，不能满足安全、经济运行要求，应适当增加壁温测点数量。壁温测点的加装部位要有代表性，应选择每屏壁温和次高点，其他位置适当增加测点。壁温测点的绝热块要单独保温，防止测量值偏低。测点的位置、编号和DCS或SIS画面确保一致。
 

　　b.有条件情况下，建议加装壁温在线监测和控制系统(PSSS)。它对指导运行燃烧调整，防止超温，减缓高温蒸汽氧化等有较好的作用。
 

　　c.建议更换4根爆破、6根过热管子的出口段的TP347材质管子和顶棚处的T91段管子。这些管段虽然经宏观检查未发现异常，但毕竟经历了超温。
 

　　d.随着锅炉运行时间的不断延长，氧化皮的问题将会愈来愈突出，将成为影响锅炉安全运行的主要问题，为此，应及早采取防止氧化皮的有效措施。
 

　　3.3电站锅炉高温管屏安全性在线监测诊断系统(PSSS系统)
 

　　国电集团多家超临界机组锅炉安装有PSSS系统，主要用于监视高温管屏壁温，防止高温爆管。
 

　　PSSS系统在线动态显示过热器、再热器炉内受热面管子壁温和汽温，每根炉内管子显示5～7个关键点的壁温和汽温。总计可显示2万多点的炉内壁温和汽温。
 

　　利用高精度的管子炉内壁温和寿命损耗数学模型，从电厂网络系统中采集运行数据，实时算出炉内管子几万个点的壁温和寿命损耗，并发布到电厂的计算机网络信息系统中。可以指导和优化运行，减小偏差，避免因超温引起的爆管和延长高温管组的使用寿命。
 

　　4排烟温度超标治理及烟气余热利用
 

　　4.1排烟温度超标原因
 

　　排烟温度超标问题，一直是影响锅炉经济性的主要问题，排烟温度超标的原因如下：
 

　　(1)随着投用年限的增加，锅炉的排烟温度逐年上升。究其原因，往往与空预器腐蚀与积灰、吹灰效果不好、锅炉本体和制粉系统漏风大等因素有关；
 

　　(2)空预器换热元件严重积灰、吹灰方式不正常，空预器差压大；SCR投用后氨逃逸率高，NH4HSO4沉积堵塞和腐蚀；
 

　　(3)空预器换热元件的表面积和重量不够、板型换热系数较小；
 

　　(4)制粉系统掺冷风较多，干式除渣机冷却风量偏大，造成流经空预器的空气流量偏低；
 

　　(5)煤质劣化，特别是掺烧褐煤后烟气量增加，导致流经空预器的烟气量较设计高，空气量不足以冷却，导致热风温度高、排烟温度高同时存在的状况；
 

　　(6)汽水系统吸热不足，或过热器、再热器吸热不匹配，低过或低再出口烟温偏高，尾部烟道及空预器吹灰效果差，导致空预器进口烟温偏高；
 

　　(7)余热利用装置投入不正常。
 

　　4.2排烟温度超标治理
 

　　4.2.1运行调整方面
 

　　(1)开展燃烧调整试验，降低火焰中心位置，优化运行方式，保持经济氧量运行；
 

　　(2)开展制粉系统调整试验，保证合格的煤粉细度；
 

　　(3)按“需”吹灰，防止受热面积灰，改善受热面换热性能。
 

　　4.2.2检修技改方面
 

　　(1)空预器改造，增加换热面积(换热片型式、高度、数量等)，增大空预器直径等；
 

　　(2)尾部受热面(省煤器、低温过热器或低温再热器)技术改造；
 

　　(3)空预器抽出，拆包冲洗；
 

　　(4)治理干式除渣机、炉本体、尾部烟道漏风；
 

　　(5)采用余热利用技术改造，降低排烟温度。由于烟气脱硝SCR运行条件、抽炉烟干燥制粉原因导致排烟温度升高，无法在锅炉设备上采取措施降低时，也可以采用低压省煤器回收烟气余热。
 

　　4.3烟气余热利用技术简介
 

　　4.3.1锅炉运行优化技术
 

　　锅炉的运行优化一般是通过锅炉燃烧优化调整试验，使锅炉燃烧情况得到改善，消除燃烧不当对锅炉经济性参数包括排烟温度的影响，为锅炉提供运行方式。
 

　　4.3.2空气预热器改造
 

　　空气预热器受热面改造适用于两种情况：空气预热器受热面腐蚀、空气预热器换热面积偏小。空气预热器改造方式有更换空气预热器蓄热片、增加蓄热片高度、增加蓄热片数量、整体更换空气预热器等形式。
 

　　(1)更换空气预热器蓄热片
 

　　如果锅炉排烟温度高的主要原因为空气预热器受热面严重腐蚀，造成空气预热器换热能力严重下降，排烟温度高，热风温度低，那么对空气预热器进行蓄热片的更换是有效的改造手段。此类情况在运行超过10年以上、原煤硫分高，空气预热器冷端腐蚀、堵灰严重的机组上较为常见。
 

　　更换空预器蓄热片时也可考虑更换蓄热片的波形，选择高效换热的蓄热片波纹型式，但是需注意的是，空预器蓄热片波形换热效果越好，空预器阻力越大。
 

　　(2)增加空气预热器高度
 

　　近年来，某些新投产机组存在空气预热器受热面换热能力不足的问题，导致排烟温度升高，达不到设计值。某厂1000MW机组锅炉投产后排烟温度较设计值高，检修时利用空预器预留空间，加高空预器热段蓄热片高度，降低排烟温度约3～5℃。
 

　　(3)增加蓄热片数量
 

　　安徽某电厂600MW机组锅炉检修时，发现装载的蓄热片重量未达到设计要求，后通过增加空预器蓄热包中蓄热片数量的方式，降低了排烟温度。
 

　　(4)空气预热器冲洗
 

　　空预器的水冲洗对减少积灰效果较好，能有效降低排烟温度，但是部分电厂在空预器水冲洗之后未能*干燥空预器中残留的水分，机组启动后，空预器中水分与飞灰产生极难清理的板结灰垢，运行中吹灰器无法清除，空预器阻力急剧升高，某些锅炉空预器阻力满负荷时达到2kPa以上，换热能力严重下降。
 

　　合理的空预器水冲洗方式应该是利用检修机会，将空预器拆包清洗，某厂600MW机组锅炉每次大小修时均将空预器蓄热片拆出锅炉，对堵塞严重的蓄热包进行拆包，逐片清洗，工期约为15天，清洗效果较好，能保证空预器通畅，换热效果较好。
 

　　(5)整体更换空气预热器
 

　　整体对空预器进行更换改造是直接的提高空预器换热能力的方式，但是投资较大。
 

　　4.3.3省煤器受热面改造
 

　　对于空预器前烟温较高，热风温度余量充足的锅炉，可考虑进行增加省煤器受热面的改造，某厂300MW机组通过增加“H”型鳍片省煤器面积，降低排烟温度15℃，效果较为明显。锅炉增加省煤器改造是有效降低排烟温度的措施，但是改造高压省煤器还需考虑到水温欠焓、省煤器布置空间的限制，空气预热器出口空气气温降低的问题。
 

　　4.3.4低压省煤器
 

　　利用锅炉排烟余热直接加热给水回热系统的低压给水(主凝结水)通常称之为低压省煤器，其结构与一般省煤器相似。低压省煤器水侧连接于汽轮机回热系统中的低压部分，由于内部流过的介质是凝结水泵供出的低压主凝结水，其水侧压力较低，故称为低压省煤器。低压省煤器改造后排烟温度降低幅度基本能达到15℃以上。
 

　　4.3.5复合相变换热器
 

　　复合相变换热器技术灵活的使用了气化液化相变的强化换热技术，在换热器管内让传热工质处于相变工作，在保证不受酸露腐蚀的情况下将烟气废热有效地利用，在冬季时将余热用来加热锅炉进风，替代暖风器；夏季时用来加热低加凝结水，节省汽轮机抽汽量，提高机组效率，降低热耗。根据山西某电厂的经验，加装复合相变换热器，年平均排烟温度降低10℃以上，夏季高负荷时通过调整凝结水流量，排烟温度降低达到30℃以上。
 

　　4.3.6热管空气预热器
 

　　近年来,热管式空气预热器在国内外电站锅炉中也有部分应用。与常规的管式空气预热器相比，热管具有如下技术特征：(1)良好的导热性能。热管采用管内工作介质的蒸发与冷凝来传递热量，其导热系数是相同尺寸纯铜的40～10000倍；(2)热流密度的可变性。由于热管的加热段与冷却段可根据需要来调整，因而可根据需要通过改变加热段与冷却段热管的传热面积比来控制热管的传热量及管壁温度；(3)由于采用冷热侧*隔绝，杜绝了漏风。
 

　　4.3.7其他余热利用装置
 

　　排烟温度余热利用的技术还有其他一些改造方法，譬如后置式空气预热器、水媒介空预器预热器等等，本文不一一详述。
 

　　5低氮燃烧器及脱硝SCR改造的影响
 

　　5.1低NOx燃烧器改造对锅炉经济性的影响
 

　　燃烧器进行低氮改造后，为降低NOx排放浓度，有意控制燃烧器区域的运行氧量，实现燃烧器区域富燃料，燃烧器上部富氧量，这将导致燃烧器区域的高温腐蚀，灰渣可燃物偏高，当燃料与设计值偏差较大时，还将影响蒸汽参数波动或参数偏低等问题。
 

　　在进行低氮改造后，需要根据燃用煤质情况进行制粉系统和燃烧系统的优化调整试验。
 

　　5.2SCR装置运行优化问题
 

　　脱硝改造，由于煤质的波动，SCR入口区域流场分布的复杂性，为控制NOx排放浓度，需要增大氨的投入量，导致氨逃逸率，影响尾部受热面的积灰。SCR投用后，急需优化运行方式，提高脱硝效率和降低运行氨逃逸率。
 

　　建议在烟道横截面按网格法安装多个在线测试仪测量SCR出口NOX含量，根据出口NOX水平，对喷氨均匀度进行调节，使喷氨量达到均匀，对稀释风门进行调整，降低氨逃逸量；对喷氨稀释风机处喷嘴进行检查，防止堵塞；对AB烟道两侧烟气量尽量调节平衡。
 

　　6CO控制及氧量优化运行
 

　　6.1低氧运行及CO的产生
 

　　部分烟煤锅炉燃用煤种较好，飞灰可燃物控制较低，为进一步提高锅炉运行经济性，采用低氧运行方案，O2降低至2%以下，但是却CO含量升高，实际运行经济性下降。由于大部分锅炉烟气CO含量测量并不测量，所以锅炉低氧运行带来的CO升高问题并未引起足够重视。
 

　　前后墙燃烧和“W”火焰锅炉，沿炉膛宽度方向炉膛出口过量空气系数很不均匀，过量空气系数分布呈上开口抛物线形状，两侧过量空气系数较大，而中间过量空气系数不足1%，存在较严重的局部缺氧燃烧，严重者空气预热器前中间部位烟气CO含量高达7000～10000ppm，CO浓度1000ppm影响炉效约0.4%。
 

　　目前推广的低NOX燃烧技术虽然可大幅度降低氮氧化物生成，但也是以局部缺氧燃烧为前提的，多以牺牲经济性为代价，一般飞灰、炉渣可燃物升高，CO升高、排烟温度升高、减温水量增加，甚至超壁温。煤种燃烬性能较好时，飞灰、炉渣可燃物升高不明显，一旦煤种变差，则问题可能变得很突出。
 

　　6.2防止CO产生的措施
 

　　(1)增加CO检测装置，加强烟气中CO成分的检测，发现问题及时调整；
 

　　(2)部分锅炉引风机出力不足，造成低氧运行，所以需要考虑风机出力，烟风道及设备阻力，预热器漏风大等设备治理和改造；
 

　　(3)“W”火焰和前后墙燃烧锅炉沿炉膛宽度方向过量空气系数不均，主要原因一是热负荷中间位置相对比较集中，而两侧相对偏少；二是大风箱从两侧进风，大风箱内沿炉膛宽度方向风压分布可能不均匀，造成同样风门开度，中间二次风量偏少，中间区域缺氧燃烧。因此对二次风门开度和喷燃器组合方式进行优化调整，依据是保持炉膛出口过量空气系数沿炉膛宽度方向基本均匀，各部位过量空气系数基本达到设计值。风门开度应呈现出两侧小，中间大的合理规律。
 

　　6.3CO监测装置
 

　　国电某600MW机组锅炉燃用优质烟煤，氧量控制较低，试验发现CO含量较高，所以在在锅炉尾部脱硝入口CEMS系统内加装CO测量装置，通过炉内监测CO和O2变化，调整炉内燃烧，采取经济氧量运行，提高锅炉效率，并有助于减少SO2和NOX的含量；控制锅炉燃烧区域高温腐蚀。
 

　　7空气预热器阻力及密封问题
 

　　7.1脱硝改造和冲洗方式对空预器阻力影响
 

　　(1)脱硝SCR改造对空预器阻力影响
 

　　SCR装置中存在催化剂(V2O5)，在此作用下，将有更多的SO2被SCR装置中的催化剂转化为SO3，加剧了空气预热器冷端腐蚀和堵塞的可能。V2O5含量越高，脱硝效率越高，但SO2向SO3的转换率也会越高，空气预热器的腐蚀和堵灰风险就越高！
 

　　NH3+H2O+SO3=NH4HSO4
 

　　NH4HSO4加剧波纹板的腐蚀、吸附烟气中的飞灰。
 

　　所以，降低氨逃逸率是SCR改造后减缓空预器堵塞的主要手段。
 

　　(2)高压水冲洗对空预器阻力影响
 

　　高压水冲洗过程中，如果有受热面未冲透，极易发生受热面内大量积水，难以排出。由于脱硝改造后，部分电厂空预器冷端高度增加，加大了水冲洗冲透的难度，影响了水冲洗的效果。空预器水冲洗后，机组启动前应投用暖风器进行干燥，防止积水造成空预器严重堵塞，这是较为关键的程序。
 

　　根据国电集团某电厂的经验，每年至少一次空预器拆包冲洗，两台空预器共需14天左右，烟气侧阻力可由1.8kPa降至1.2kPa；排烟温度降低10℃。效果明显。
 

　　7.2空预器阻力控制经验
 

　　(1)为防止冬季空预器冷端腐蚀和积灰问题，需注意在环境温度较低时，通过暖风器及其他手段将空预器冷端金属温度控制在合理范围内，具体可参考空预器厂家提供的硫分和空预器冷端关系曲线。
 

　　(2)建议安装使用在线水冲洗装置，进行定期清洗空预器，特别在冬季燃用高硫煤情况下，效果较明显。
 

　　(3)检修过程中，空预器高压水冲洗后，应在锅炉启动前投用送风或一次风暖风器进行*干燥，防止积水、积灰。
 

　　(4)运行中注意对空预器合理吹灰，监视吹灰器蒸汽压力及温度达到吹灰要求，根据规程要求，保证吹灰器蒸汽压力>1.2MPa，温度>220℃，同时吹灰前充分疏水。
 

　　8风机系统运行经济安全性
 

　　(1)锅炉普遍存在风机选型大、运行效率低的问题，特别是目前机组负荷率偏低的大环境下，风机出力普遍偏低，所以风机降速降容改造、风机变频改造效果明显。
 

　　(2)在风机进行改变频后，风门与挡板开度未进行开度优化，不能大限度降低风机耗电率。国电某电厂600MW机组，通过试验可知，引风机变频运行方式下，导叶100%开度并不是经济开度，且不同工况下节能开度并不相同，600MW负荷，引风机静叶节能开度85%；300MW负荷，引风机静叶节能开度65%。变频转速与风机动、静叶开度优化调整，可降低耗电率10%以上。
 

　　(3)目前部分锅炉还配备有增压风机，引风机与增压风机运行方式也需进行优化匹配，控制总功率小。
 

　　(4)风机采用变频调速后其传动轴系存在扭振固有频率，当变频器驱动异步电动机带动风机无级变转速运转时，电机输入电压或电流波形将发生畸变，含有高次谐波，造成电机气隙中产生电磁转矩脉动(扭矩脉动)，当扭矩脉动频率与轴系扭振固有频率相等或成倍数关系(危险频率)时，就会发生扭转共振，导致电机或风机轴断裂或联轴器损坏。大型电站风机尤其是离心式风机转动惯量大，扭振固有频率较低，易发生轴系扭振现象。
 

　　风机采用变频调速前，首先应计算风机传动轴系的扭振固有频率，若扭振固有频率进入调速范围时，可调整扭矩脉动频率，使危险频率不落在转速调节范围内；利用调节门控制风机通过危险频率的速度，且不在危险频率下运行；采用吸收扭矩脉动的联轴器，调整扭振固有频率，提高风机抗振强度。