超臨界鍋爐常見問題,都有哪些？
更新時間：2021-03-19 | 點擊率：3356
隨著我國火力發(fā)電技術的不斷發(fā)展，超、超超臨界機組的裝機容量也不斷增加，對超、超超臨界機組實際運行情況的調(diào)查研究也顯得尤為重要。通過對國電集團內(nèi)50多臺350MW、600MW及1000MW超臨界、超超臨界機組的節(jié)能評價及調(diào)查研究，總結(jié)出目前超、超超臨界機組實際運行中存在的典型問題以及相關的處理措施，為同類型機組運行及改造提供參考，也為新機組設計及選型提供依據(jù)。
1褐煤、劣質(zhì)煤等煤種摻燒問題
1.1摻燒帶來的安全問題
摻燒給鍋爐及輔機磨損造成的不利影響，過高的灰分增加了煙氣中的飛灰濃度，過高的水分增加煙氣量和煙氣流速，因而鍋爐及輔機磨損加劇。
摻燒給鍋爐穩(wěn)然帶來巨大壓力，部分低熱值劣質(zhì)煤著火比較困難，燃燒不穩(wěn)定，易滅火；部分劣質(zhì)煤煤質(zhì)變黏，經(jīng)常出現(xiàn)原煤倉堵塞、給煤機不下煤的情況，給制粉系統(tǒng)的安全運行帶來的隱患。
摻燒帶來鍋爐腐蝕問題，煤質(zhì)含硫比較大時，容易引起水冷壁高溫腐蝕，以及鍋爐尾部煙道、省煤器、空氣預熱器等處的低溫腐蝕，造成鍋爐爆管，影響鍋爐安全運行。
易引起鍋爐除灰除渣系統(tǒng)事故，燃煤發(fā)熱量降低,會導致鍋爐排灰量增大，撈渣機內(nèi)渣量增大。
1.2摻燒帶來的經(jīng)濟性問題
摻燒褐煤導致總煤量增大，總煙氣流量大幅增加，一次風率升高明顯，燃燒推遲致使減溫水量增大，排煙溫度上升約5℃，鍋爐效率下降。雖然通過燃燒器改造、空預器換熱元件改造等方式可以減少再熱器減溫水的用量、加強對排煙溫度的控制，但褐煤入爐后的熱慣性較大，會引起汽溫大幅度波動。且隨著褐煤摻燒比例的加大，這種慣性也隨之加大，鍋爐效率將有所下降。
摻燒劣質(zhì)煤后，燃燒工況惡化，排煙溫度升高，排煙熱損失增加；燃盡性能差，飛灰、爐渣可燃物升高；石子煤內(nèi)夾粉現(xiàn)象嚴重，石子煤量大幅增加；磨煤機、一次風機等輔機耗電率上升；再熱器減溫水量大，使機組的循環(huán)效率降低；煤質(zhì)變差鍋爐燃油量增加；影響機組協(xié)調(diào)自動反應，不利于“AGC”及“兩個細則”考核；受熱面磨損、制粉系統(tǒng)磨損，檢修成本大幅提高。
根據(jù)摻燒比例、褐煤水分及具體爐型不同，影響發(fā)電煤耗上升普遍在1%～2%之間，例如國電某600MW公司通過試驗，在600MW摻燒兩倉褐煤時，鍋爐效率降低了0.79個百分點，影響供電煤耗2.45g/kWh；廠用電率同比升高了0.37個百分點，影響供電煤耗1.15g/kWh。共計影響供電煤耗1.16個百分點，即影響供電煤耗3.6g/kWh。
水分對煤耗實際還存在隱性影響。國家現(xiàn)行計算標準采用低位熱值，原煤水分對鍋爐效率的影響未得到體現(xiàn)，也沒有引起發(fā)電企業(yè)的充分關注。雖然計算發(fā)電煤耗不受原煤水分影響，但煙氣中的水分將汽化潛熱(2512kJ/kg)帶走，這部分熱量也是原煤提供的有效能。一般認為水分每升高1%，實際發(fā)電標準煤耗約升高0.13%，約為0.4g/kWh。
1.3合理配煤摻燒應對措施
(1)根據(jù)燃用煤質(zhì)灰熔點的高低，通過試驗確定適當?shù)膿綗壤?，以及摻燒方?如分磨摻燒、煤場摻配爐內(nèi)混燒)；將低熔點煤質(zhì)布置在燃燒系統(tǒng)下部，可有效減輕結(jié)焦情況的發(fā)生；
(2)通過試驗，依據(jù)燃用煤質(zhì)揮發(fā)份、灰熔點的高低，設置合理的一次風風速。
(3)通過試驗，依據(jù)受熱面參數(shù)的變化，合理的調(diào)整二次風配風方式，保持燃燒器區(qū)域適當?shù)倪\行氧量和二次風“剛性”。
(4)通過試驗，制定煤粉細度隨靜葉擋板開度和動態(tài)分離器轉(zhuǎn)速的變化曲線，依據(jù)煤質(zhì)揮發(fā)份、灰熔點的高低，合理的選取煤粉細度。
(5)燃用低熔點煤質(zhì)時，磨煤機組合盡量采用下層燃燒器，并根據(jù)煤質(zhì)的摻燒比較，采取燃燒器斷層或降低部分燃燒器出力，以降低燃燒器區(qū)域的熱負荷；合理的控制燃燒器擺角角度，防止火焰中心偏高或偏低；
(6)核算“未燃帶”的面積，并根據(jù)實際燃用情況，優(yōu)化“未燃帶”的鋪設；
(7)通過試驗，依據(jù)燃用煤質(zhì)揮發(fā)份、灰熔點的高低，煤粉細度的控制，合理的選取旋流燃燒器的旋流強度；
(8)優(yōu)化吹灰方式，盡量做到“按需吹灰”。
2燃燒鍋爐汽溫偏差及運行控制
2.1汽溫偏差形成原因
國電集團某600MW機組，2010年～2011年期間，汽溫偏差問題較為突出。通過查閱相關資料，汽溫偏差嚴重時，鍋爐450MW以上負荷運行，在A側(cè)有減溫水而B側(cè)沒有的情況下，A側(cè)汽溫達到571℃，B側(cè)僅490～530℃，兩側(cè)偏差達41～81℃，過熱器出口母管汽溫僅530～550℃，低于設計值20～40℃。
2013年9月，現(xiàn)場檢查了解，通過多年的燃燒調(diào)整摸索，汽溫偏差問題較投產(chǎn)初期有較大程度改善，出現(xiàn)汽溫偏差的幾率有所降低，偏差程度也有所緩解，但是汽溫偏差問題仍然存在。
通過分析認為，引起鍋爐汽溫偏差的主要原因是鍋爐燃燒偏差引起的。根據(jù)經(jīng)驗，煤種熱值偏低，總煤量較大時，磨煤機出口5根粉管的煤粉濃度會出現(xiàn)較大偏差，同時煤粉燃燒所需的氧量分布也難以達到平衡，易引起燃燒熱負荷偏差，從而影響鍋爐汽溫偏差。
2.2汽溫偏差處理措施
2.2.1運行調(diào)整
(1)重視運行調(diào)整總結(jié)，摸索偏差調(diào)整規(guī)律，是解決燃燒偏差的主要方向。當出現(xiàn)較大的汽溫偏差時，注意及時保存運行工況參數(shù)，為分析總結(jié)調(diào)整經(jīng)驗提供參考。
(2)當出現(xiàn)主汽溫偏差時，可在水冷壁不超溫的情況下，適當提高分離器出口過熱度，以提高兩側(cè)出口蒸汽溫度，再通過過熱減溫水降低汽溫偏高側(cè)的汽溫，以此來縮小汽溫偏差。
(3)在DCS系統(tǒng)增加各段受熱面蒸汽溫升、煙氣溫降和AB側(cè)偏差的監(jiān)視畫面，以便于在鍋爐出現(xiàn)偏差時，為運行人員燃燒調(diào)整提供有效的監(jiān)視手段
(4)不同的磨煤機組合也對偏差有較大的影響，運行人員應注意摸索不同磨煤機啟停對鍋爐燃燒的影響，包括對汽溫偏差、煙溫偏差、水冷壁左右側(cè)壁溫偏差的影響。
(5)開展燃燒調(diào)整試驗，特別是對一次風速進行熱態(tài)調(diào)平和制粉系統(tǒng)調(diào)整，測量各種工況(不同負荷、不同煤種等)煤粉濃度偏差，優(yōu)化調(diào)整二次風方式，為調(diào)整提供依據(jù)；燃燒調(diào)整時測量各層燃燒區(qū)域溫度的偏差，為燃燒調(diào)整提供依據(jù)。
(6)加強配煤摻燒工作，在機組高負荷時，盡量燃用高熱值煤種，降低總煤量，緩解設備壓力，改善鍋爐燃燒工況。
(7)出現(xiàn)偏差時，及時通過燃盡風兩側(cè)風量的偏差調(diào)整，總結(jié)燃盡風對汽溫偏差調(diào)整的影響。
(8)某一制粉系統(tǒng)長期運行，導致該燃燒器附近容易結(jié)焦，該區(qū)域基本上無吹灰器。此時通過制粉系統(tǒng)的啟停來改變此區(qū)域燃燒情況及燃燒器的壁溫，強迫掉焦，可對汽溫偏差有一定的改善。
(9)根據(jù)相關經(jīng)驗，可根據(jù)偏溫情況，進行制粉系統(tǒng)切換，對調(diào)整汽溫偏差有一定的效果。
(10)高負荷高煤量時，易造成部分區(qū)域缺氧，需盡可能多的進行燃燒調(diào)整，合理控制氧量，保證爐內(nèi)不會缺氧燃燒，從而防止或緩解燃燒偏差的產(chǎn)生。
2.2.2檢修技改
(1)在鍋爐尾部煙道加裝適量的煙溫測點、一氧化碳測點，為分析汽溫偏差提供有利條件，可借鑒同類型機組，在末再后煙道開始，逐級增加煙溫測點。
(2)對制粉系統(tǒng)進行系統(tǒng)檢查與調(diào)整，包括進行一次風速熱態(tài)標定與調(diào)平，磨煤機出口折向擋板檢查，磨煤機出口一次風縮孔磨損、卡況檢查更換、開度核對，通過制粉系統(tǒng)優(yōu)化，消除制粉系統(tǒng)對燃燒偏差的不利影響。
(3)水冷壁壁溫測點檢查，特別是超溫測點的檢查，確保水冷壁金屬無過熱老化的情況，防止超溫造成的水冷壁爆管。
(4)二次風小風門、旋流裝置的檢查，擋板定位檢查，以及二次風箱積灰檢查，若積灰嚴重，可考慮增加二次風箱吹灰裝置，另外需檢查燃燒器燒、磨損及結(jié)焦情況，為燃燒調(diào)整提供有利條件。。
(5)部分同類型機組鍋爐安裝有動態(tài)分離器，可進行調(diào)研，研究動態(tài)分離器對消除汽溫偏差的效果及作用。
3氧化皮問題及鍋爐受熱面壁溫控制
3.1氧化皮生成及剝落機理
根據(jù)查閱相關文獻資料，超臨界機組高溫腐蝕及氧化皮的生成機理如下：
(1)金屬的氧化是通過氧離子的擴散來進行的，若生成的氧化膜牢固，氧化過程就會減弱，金屬就得到了保護。
(2)管壁溫度對氧化的作用。
管壁溫度在570℃以下時生成的氧化膜是由Fe2O3和Fe3O4組成，F(xiàn)e2O3和Fe3O4都比較致密(尤其是Fe3O4)，因而可以保護鋼材被進一步氧化。
當管壁溫度超過570℃時，氧化膜由Fe2O3、Fe3O4、FeO三層組成(FeO在內(nèi)層)，其厚度比約為1:10:100，即氧化皮主要是由FeO組成，因FeO不致密，因此破壞了整個氧化膜的穩(wěn)定性，這樣氧化過程得以繼續(xù)。
(3)當溫度超過450℃時，由于熱應力等因素的作用，生成的Fe3O4不能形成致密的保護膜，使水蒸汽和鐵不斷發(fā)生反應。當汽水溫度超過570℃時，反應生成物為FeO，反應速度更快。
(4)金屬表面的氧化膜并非由水汽中的溶解氧和鐵反應形成的，而是由水汽本身的氧分子氧化表面的鐵所形成的。氧化皮的產(chǎn)生與給水中溶解氧的控制關系不大，其產(chǎn)生是必然的，氧化皮的生長速度與溫度和時間有關。
(5)氧化皮的剝離有兩個主要條件：其一是氧化層達到一定厚度；其二是溫度變化幅度大、速度快、頻度大。
由于母材與氧化層之間熱脹系數(shù)的差異，當垢層達到一定厚度后，在溫度發(fā)生變化尤其是發(fā)生反復或劇烈的變化時，氧化皮很容易從金屬本體剝離。
在機組啟停過程中，管子的溫度變化幅度是大的，管內(nèi)的氧化皮也容易剝落。加之在啟動初期蒸汽流量較小，不能迅速地將剝落下來的氧化皮帶走，大流量時，已經(jīng)在管徑較小的彎頭處形成堵塞就會產(chǎn)生超溫。所以氧化皮堵塞造成爆管大多發(fā)生在機組啟動后的短時間內(nèi)。
3.2某600MW機組超溫氧化皮爆管案例
2012年2月國電某600MW機組氧化皮爆管事故，此次末級過熱器的爆管，爆管和超溫的數(shù)量較多，有4根爆管，6根過熱，爆管位置在末過帶夾持管的管子的進口段T91材質(zhì)處?，F(xiàn)場通過檢查，爆破管子未查到異物。對夾持管進行射線檢查，發(fā)現(xiàn)幾個彎管內(nèi)有類似氧化皮堆積的影像，其中第1屏的第13號管夾持管內(nèi)堆積氧化皮影像幾乎充滿管子。
現(xiàn)場診斷后，為防止以后運行中發(fā)生類似事件，給出的建議如下：
(1)鍋爐啟動階段
a.通過控制燃料投入速率，嚴格控制鍋爐升壓、升溫速率。
b.80-100MW負荷以下，盡量不投減溫水。減溫水的使用應以一級初調(diào)、二級微調(diào)為原則。
c.高、低壓旁路盡可能開大，使過熱器、再熱器保持較大的通流量；汽機沖轉(zhuǎn)前可以適當提高蒸汽參數(shù)，利用高、低壓旁路對過、再熱器進行沖洗；沖洗時可以將旁路開大關小若干次，以提高沖洗效果，但應注意控制好分離器水位。
d.嚴格監(jiān)視鍋爐過、再熱器各部分的壁溫及其變化趨勢，發(fā)現(xiàn)有超溫現(xiàn)象應及時調(diào)整運行方式。若調(diào)整無效時，在汽機沖轉(zhuǎn)前可以用開大關小旁路的辦法進行沖洗。在并網(wǎng)后應停止升負荷，可以用負荷較大變動的辦法進行沖洗。
e.進行上述調(diào)整和處理后，過、再熱器壁溫仍不能恢復正常，應考慮停止鍋爐運行，避免發(fā)生爆管事故增加檢修工作量。停爐后應查明超溫原因。
f.本次啟動，負荷和主、再汽溫宜按階段緩慢提升。
(2)鍋爐正常運行階段
a.嚴格控制過、再熱器壁溫不超溫，在保證額定主、再汽溫的前提下盡量降低壁溫運行。
b.及時調(diào)整燃燒，控制熱負荷沿爐膛橫向的均衡性，防止兩側(cè)壁溫偏差過大，降低壁溫峰值，減緩高溫蒸汽氧化。
c.磨煤機合理組合，防止粉管煤粉濃度差異的疊加，造成鍋爐局部熱負荷過高。
d.控制較小的煤粉細度，合理調(diào)整燃燒器的旋流強度，盡量降低火焰中心，防止過、再熱器超溫。
e.及時和合理吹灰，防止煙溫過高使過、再熱器壁溫升高，防止吹灰造成高溫受熱面壁溫劇變導致氧化皮剝落。
(3)鍋爐停爐冷卻
a.鍋爐停爐一般應按滑參數(shù)方式進行。
b.鍋爐停爐后無特殊搶修任務，應“悶爐”以減緩受熱面降溫速度。
c.正常檢修應嚴格按照運行規(guī)程進行通風冷卻。若搶修，則必須制定嚴格的冷卻措施。
(4)鍋爐檢修階段
a.定期檢修時，應對過、再熱器容易沉積氧化皮的部位進行檢查和清理。并建立氧化皮沉積記錄檔案，分析氧化皮生成與脫落的規(guī)律。
b.若有臨修機會，應有重點的對氧化皮進行抽檢。
(5)其它
a.現(xiàn)有過、再熱器壁溫測點太少，不能滿足安全、經(jīng)濟運行要求，應適當增加壁溫測點數(shù)量。壁溫測點的加裝部位要有代表性，應選擇每屏壁溫和次高點，其他位置適當增加測點。壁溫測點的絕熱塊要單獨保溫，防止測量值偏低。測點的位置、編號和DCS或SIS畫面確保一致。
b.有條件情況下，建議加裝壁溫在線監(jiān)測和控制系統(tǒng)(PSSS)。它對指導運行燃燒調(diào)整，防止超溫，減緩高溫蒸汽氧化等有較好的作用。
c.建議更換4根爆破、6根過熱管子的出口段的TP347材質(zhì)管子和頂棚處的T91段管子。這些管段雖然經(jīng)宏觀檢查未發(fā)現(xiàn)異常，但畢竟經(jīng)歷了超溫。
d.隨著鍋爐運行時間的不斷延長，氧化皮的問題將會愈來愈突出，將成為影響鍋爐安全運行的主要問題，為此，應及早采取防止氧化皮的有效措施。
3.3電站鍋爐高溫管屏安全性在線監(jiān)測診斷系統(tǒng)(PSSS系統(tǒng))
國電集團多家超臨界機組鍋爐安裝有PSSS系統(tǒng)，主要用于監(jiān)視高溫管屏壁溫，防止高溫爆管。
PSSS系統(tǒng)在線動態(tài)顯示過熱器、再熱器爐內(nèi)受熱面管子壁溫和汽溫，每根爐內(nèi)管子顯示5～7個關鍵點的壁溫和汽溫?？傆嬁娠@示2萬多點的爐內(nèi)壁溫和汽溫。
利用高精度的管子爐內(nèi)壁溫和壽命損耗數(shù)學模型，從電廠網(wǎng)絡系統(tǒng)中采集運行數(shù)據(jù)，實時算出爐內(nèi)管子幾萬個點的壁溫和壽命損耗，并發(fā)布到電廠的計算機網(wǎng)絡信息系統(tǒng)中?？梢灾笇Ш蛢?yōu)化運行，減小偏差，避免因超溫引起的爆管和延長高溫管組的使用壽命。
4排煙溫度超標治理及煙氣余熱利用
4.1排煙溫度超標原因
排煙溫度超標問題，一直是影響鍋爐經(jīng)濟性的主要問題，排煙溫度超標的原因如下：
(1)隨著投用年限的增加，鍋爐的排煙溫度逐年上升。究其原因，往往與空預器腐蝕與積灰、吹灰效果不好、鍋爐本體和制粉系統(tǒng)漏風大等因素有關；
(2)空預器換熱元件嚴重積灰、吹灰方式不正常，空預器差壓大；SCR投用后氨逃逸率高，NH4HSO4沉積堵塞和腐蝕；
(3)空預器換熱元件的表面積和重量不夠、板型換熱系數(shù)較小；
(4)制粉系統(tǒng)摻冷風較多，干式除渣機冷卻風量偏大，造成流經(jīng)空預器的空氣流量偏低；
(5)煤質(zhì)劣化，特別是摻燒褐煤后煙氣量增加，導致流經(jīng)空預器的煙氣量較設計高，空氣量不足以冷卻，導致熱風溫度高、排煙溫度高同時存在的狀況；
(6)汽水系統(tǒng)吸熱不足，或過熱器、再熱器吸熱不匹配，低過或低再出口煙溫偏高，尾部煙道及空預器吹灰效果差，導致空預器進口煙溫偏高；
(7)余熱利用裝置投入不正常。
4.2排煙溫度超標治理
4.2.1運行調(diào)整方面
(1)開展燃燒調(diào)整試驗，降低火焰中心位置，優(yōu)化運行方式，保持經(jīng)濟氧量運行；
(2)開展制粉系統(tǒng)調(diào)整試驗，保證合格的煤粉細度；
(3)按“需”吹灰，防止受熱面積灰，改善受熱面換熱性能。
4.2.2檢修技改方面
(1)空預器改造，增加換熱面積(換熱片型式、高度、數(shù)量等)，增大空預器直徑等；
(2)尾部受熱面(省煤器、低溫過熱器或低溫再熱器)技術改造；
(3)空預器抽出，拆包沖洗；
(4)治理干式除渣機、爐本體、尾部煙道漏風；
(5)采用余熱利用技術改造，降低排煙溫度。由于煙氣脫硝SCR運行條件、抽爐煙干燥制粉原因?qū)е屡艧煖囟壬?，無法在鍋爐設備上采取措施降低時，也可以采用低壓省煤器回收煙氣余熱。
4.3煙氣余熱利用技術簡介
4.3.1鍋爐運行優(yōu)化技術
鍋爐的運行優(yōu)化一般是通過鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗，使鍋爐燃燒情況得到改善，消除燃燒不當對鍋爐經(jīng)濟性參數(shù)包括排煙溫度的影響，為鍋爐提供運行方式。
4.3.2空氣預熱器改造
空氣預熱器受熱面改造適用于兩種情況：空氣預熱器受熱面腐蝕、空氣預熱器換熱面積偏小。空氣預熱器改造方式有更換空氣預熱器蓄熱片、增加蓄熱片高度、增加蓄熱片數(shù)量、整體更換空氣預熱器等形式。
(1)更換空氣預熱器蓄熱片
如果鍋爐排煙溫度高的主要原因為空氣預熱器受熱面嚴重腐蝕，造成空氣預熱器換熱能力嚴重下降，排煙溫度高，熱風溫度低，那么對空氣預熱器進行蓄熱片的更換是有效的改造手段。此類情況在運行超過10年以上、原煤硫分高，空氣預熱器冷端腐蝕、堵灰嚴重的機組上較為常見。
更換空預器蓄熱片時也可考慮更換蓄熱片的波形，選擇高效換熱的蓄熱片波紋型式，但是需注意的是，空預器蓄熱片波形換熱效果越好，空預器阻力越大。
(2)增加空氣預熱器高度
近年來，某些新投產(chǎn)機組存在空氣預熱器受熱面換熱能力不足的問題，導致排煙溫度升高，達不到設計值。某廠1000MW機組鍋爐投產(chǎn)后排煙溫度較設計值高，檢修時利用空預器預留空間，加高空預器熱段蓄熱片高度，降低排煙溫度約3～5℃。
(3)增加蓄熱片數(shù)量
安徽某電廠600MW機組鍋爐檢修時，發(fā)現(xiàn)裝載的蓄熱片重量未達到設計要求，后通過增加空預器蓄熱包中蓄熱片數(shù)量的方式，降低了排煙溫度。
(4)空氣預熱器沖洗
空預器的水沖洗對減少積灰效果較好，能有效降低排煙溫度，但是部分電廠在空預器水沖洗之后未能*干燥空預器中殘留的水分，機組啟動后，空預器中水分與飛灰產(chǎn)生極難清理的板結(jié)灰垢，運行中吹灰器無法清除，空預器阻力急劇升高，某些鍋爐空預器阻力滿負荷時達到2kPa以上，換熱能力嚴重下降。
合理的空預器水沖洗方式應該是利用檢修機會，將空預器拆包清洗，某廠600MW機組鍋爐每次大小修時均將空預器蓄熱片拆出鍋爐，對堵塞嚴重的蓄熱包進行拆包，逐片清洗，工期約為15天，清洗效果較好，能保證空預器通暢，換熱效果較好。
(5)整體更換空氣預熱器
整體對空預器進行更換改造是直接的提高空預器換熱能力的方式，但是投資較大。
4.3.3省煤器受熱面改造
對于空預器前煙溫較高，熱風溫度余量充足的鍋爐，可考慮進行增加省煤器受熱面的改造，某廠300MW機組通過增加“H”型鰭片省煤器面積，降低排煙溫度15℃，效果較為明顯。鍋爐增加省煤器改造是有效降低排煙溫度的措施，但是改造高壓省煤器還需考慮到水溫欠焓、省煤器布置空間的限制，空氣預熱器出口空氣氣溫降低的問題。
4.3.4低壓省煤器
利用鍋爐排煙余熱直接加熱給水回熱系統(tǒng)的低壓給水(主凝結(jié)水)通常稱之為低壓省煤器，其結(jié)構(gòu)與一般省煤器相似。低壓省煤器水側(cè)連接于汽輪機回熱系統(tǒng)中的低壓部分，由于內(nèi)部流過的介質(zhì)是凝結(jié)水泵供出的低壓主凝結(jié)水，其水側(cè)壓力較低，故稱為低壓省煤器。低壓省煤器改造后排煙溫度降低幅度基本能達到15℃以上。
4.3.5復合相變換熱器
復合相變換熱器技術靈活的使用了氣化液化相變的強化換熱技術，在換熱器管內(nèi)讓傳熱工質(zhì)處于相變工作，在保證不受酸露腐蝕的情況下將煙氣廢熱有效地利用，在冬季時將余熱用來加熱鍋爐進風，替代暖風器；夏季時用來加熱低加凝結(jié)水，節(jié)省汽輪機抽汽量，提高機組效率，降低熱耗。根據(jù)山西某電廠的經(jīng)驗，加裝復合相變換熱器，年平均排煙溫度降低10℃以上，夏季高負荷時通過調(diào)整凝結(jié)水流量，排煙溫度降低達到30℃以上。
4.3.6熱管空氣預熱器
近年來,熱管式空氣預熱器在國內(nèi)外電站鍋爐中也有部分應用。與常規(guī)的管式空氣預熱器相比，熱管具有如下技術特征：(1)良好的導熱性能。熱管采用管內(nèi)工作介質(zhì)的蒸發(fā)與冷凝來傳遞熱量，其導熱系數(shù)是相同尺寸純銅的40～10000倍；(2)熱流密度的可變性。由于熱管的加熱段與冷卻段可根據(jù)需要來調(diào)整，因而可根據(jù)需要通過改變加熱段與冷卻段熱管的傳熱面積比來控制熱管的傳熱量及管壁溫度；(3)由于采用冷熱側(cè)*隔絕，杜絕了漏風。
4.3.7其他余熱利用裝置
排煙溫度余熱利用的技術還有其他一些改造方法，譬如后置式空氣預熱器、水媒介空預器預熱器等等，本文不一一詳述。
5低氮燃燒器及脫硝SCR改造的影響
5.1低NOx燃燒器改造對鍋爐經(jīng)濟性的影響
燃燒器進行低氮改造后，為降低NOx排放濃度，有意控制燃燒器區(qū)域的運行氧量，實現(xiàn)燃燒器區(qū)域富燃料，燃燒器上部富氧量，這將導致燃燒器區(qū)域的高溫腐蝕，灰渣可燃物偏高，當燃料與設計值偏差較大時，還將影響蒸汽參數(shù)波動或參數(shù)偏低等問題。
在進行低氮改造后，需要根據(jù)燃用煤質(zhì)情況進行制粉系統(tǒng)和燃燒系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整試驗。
5.2SCR裝置運行優(yōu)化問題
脫硝改造，由于煤質(zhì)的波動，SCR入口區(qū)域流場分布的復雜性，為控制NOx排放濃度，需要增大氨的投入量，導致氨逃逸率，影響尾部受熱面的積灰。SCR投用后，急需優(yōu)化運行方式，提高脫硝效率和降低運行氨逃逸率。
建議在煙道橫截面按網(wǎng)格法安裝多個在線測試儀測量SCR出口NOX含量，根據(jù)出口NOX水平，對噴氨均勻度進行調(diào)節(jié)，使噴氨量達到均勻，對稀釋風門進行調(diào)整，降低氨逃逸量；對噴氨稀釋風機處噴嘴進行檢查，防止堵塞；對AB煙道兩側(cè)煙氣量盡量調(diào)節(jié)平衡。
6CO控制及氧量優(yōu)化運行
6.1低氧運行及CO的產(chǎn)生
部分煙煤鍋爐燃用煤種較好，飛灰可燃物控制較低，為進一步提高鍋爐運行經(jīng)濟性，采用低氧運行方案，O2降低至2%以下，但是卻CO含量升高，實際運行經(jīng)濟性下降。由于大部分鍋爐煙氣CO含量測量并不測量，所以鍋爐低氧運行帶來的CO升高問題并未引起足夠重視。
前后墻燃燒和“W”火焰鍋爐，沿爐膛寬度方向爐膛出口過量空氣系數(shù)很不均勻，過量空氣系數(shù)分布呈上開口拋物線形狀，兩側(cè)過量空氣系數(shù)較大，而中間過量空氣系數(shù)不足1%，存在較嚴重的局部缺氧燃燒，嚴重者空氣預熱器前中間部位煙氣CO含量高達7000～10000ppm，CO濃度1000ppm影響爐效約0.4%。
目前推廣的低NOX燃燒技術雖然可大幅度降低氮氧化物生成，但也是以局部缺氧燃燒為前提的，多以犧牲經(jīng)濟性為代價，一般飛灰、爐渣可燃物升高，CO升高、排煙溫度升高、減溫水量增加，甚至超壁溫。煤種燃燼性能較好時，飛灰、爐渣可燃物升高不明顯，一旦煤種變差，則問題可能變得很突出。
6.2防止CO產(chǎn)生的措施
(1)增加CO檢測裝置，加強煙氣中CO成分的檢測，發(fā)現(xiàn)問題及時調(diào)整；
(2)部分鍋爐引風機出力不足，造成低氧運行，所以需要考慮風機出力，煙風道及設備阻力，預熱器漏風大等設備治理和改造；
(3)“W”火焰和前后墻燃燒鍋爐沿爐膛寬度方向過量空氣系數(shù)不均，主要原因一是熱負荷中間位置相對比較集中，而兩側(cè)相對偏少；二是大風箱從兩側(cè)進風，大風箱內(nèi)沿爐膛寬度方向風壓分布可能不均勻，造成同樣風門開度，中間二次風量偏少，中間區(qū)域缺氧燃燒。因此對二次風門開度和噴燃器組合方式進行優(yōu)化調(diào)整，依據(jù)是保持爐膛出口過量空氣系數(shù)沿爐膛寬度方向基本均勻，各部位過量空氣系數(shù)基本達到設計值。風門開度應呈現(xiàn)出兩側(cè)小，中間大的合理規(guī)律。
6.3CO監(jiān)測裝置
國電某600MW機組鍋爐燃用優(yōu)質(zhì)煙煤，氧量控制較低，試驗發(fā)現(xiàn)CO含量較高，所以在在鍋爐尾部脫硝入口CEMS系統(tǒng)內(nèi)加裝CO測量裝置，通過爐內(nèi)監(jiān)測CO和O2變化，調(diào)整爐內(nèi)燃燒，采取經(jīng)濟氧量運行，提高鍋爐效率，并有助于減少SO2和NOX的含量；控制鍋爐燃燒區(qū)域高溫腐蝕。
7空氣預熱器阻力及密封問題
7.1脫硝改造和沖洗方式對空預器阻力影響
(1)脫硝SCR改造對空預器阻力影響
SCR裝置中存在催化劑(V2O5)，在此作用下，將有更多的SO2被SCR裝置中的催化劑轉(zhuǎn)化為SO3，加劇了空氣預熱器冷端腐蝕和堵塞的可能。V2O5含量越高，脫硝效率越高，但SO2向SO3的轉(zhuǎn)換率也會越高，空氣預熱器的腐蝕和堵灰風險就越高！
NH3+H2O+SO3=NH4HSO4
NH4HSO4加劇波紋板的腐蝕、吸附煙氣中的飛灰。
所以，降低氨逃逸率是SCR改造后減緩空預器堵塞的主要手段。
(2)高壓水沖洗對空預器阻力影響
高壓水沖洗過程中，如果有受熱面未沖透，極易發(fā)生受熱面內(nèi)大量積水，難以排出。由于脫硝改造后，部分電廠空預器冷端高度增加，加大了水沖洗沖透的難度，影響了水沖洗的效果?？疹A器水沖洗后，機組啟動前應投用暖風器進行干燥，防止積水造成空預器嚴重堵塞，這是較為關鍵的程序。
根據(jù)國電集團某電廠的經(jīng)驗，每年至少一次空預器拆包沖洗，兩臺空預器共需14天左右，煙氣側(cè)阻力可由1.8kPa降至1.2kPa；排煙溫度降低10℃。效果明顯。
7.2空預器阻力控制經(jīng)驗
(1)為防止冬季空預器冷端腐蝕和積灰問題，需注意在環(huán)境溫度較低時，通過暖風器及其他手段將空預器冷端金屬溫度控制在合理范圍內(nèi)，具體可參考空預器廠家提供的硫分和空預器冷端關系曲線。
(2)建議安裝使用在線水沖洗裝置，進行定期清洗空預器，特別在冬季燃用高硫煤情況下，效果較明顯。
(3)檢修過程中，空預器高壓水沖洗后，應在鍋爐啟動前投用送風或一次風暖風器進行*干燥，防止積水、積灰。
(4)運行中注意對空預器合理吹灰，監(jiān)視吹灰器蒸汽壓力及溫度達到吹灰要求，根據(jù)規(guī)程要求，保證吹灰器蒸汽壓力>1.2MPa，溫度>220℃，同時吹灰前充分疏水。
8風機系統(tǒng)運行經(jīng)濟安全性
(1)鍋爐普遍存在風機選型大、運行效率低的問題，特別是目前機組負荷率偏低的大環(huán)境下，風機出力普遍偏低，所以風機降速降容改造、風機變頻改造效果明顯。
(2)在風機進行改變頻后，風門與擋板開度未進行開度優(yōu)化，不能大限度降低風機耗電率。國電某電廠600MW機組，通過試驗可知，引風機變頻運行方式下，導葉100%開度并不是經(jīng)濟開度，且不同工況下節(jié)能開度并不相同，600MW負荷，引風機靜葉節(jié)能開度85%；300MW負荷，引風機靜葉節(jié)能開度65%。變頻轉(zhuǎn)速與風機動、靜葉開度優(yōu)化調(diào)整，可降低耗電率10%以上。
(3)目前部分鍋爐還配備有增壓風機，引風機與增壓風機運行方式也需進行優(yōu)化匹配，控制總功率小。
(4)風機采用變頻調(diào)速后其傳動軸系存在扭振固有頻率，當變頻器驅(qū)動異步電動機帶動風機無級變轉(zhuǎn)速運轉(zhuǎn)時，電機輸入電壓或電流波形將發(fā)生畸變，含有高次諧波，造成電機氣隙中產(chǎn)生電磁轉(zhuǎn)矩脈動(扭矩脈動)，當扭矩脈動頻率與軸系扭振固有頻率相等或成倍數(shù)關系(危險頻率)時，就會發(fā)生扭轉(zhuǎn)共振，導致電機或風機軸斷裂或聯(lián)軸器損壞。大型電站風機尤其是離心式風機轉(zhuǎn)動慣量大，扭振固有頻率較低，易發(fā)生軸系扭振現(xiàn)象。
風機采用變頻調(diào)速前，首先應計算風機傳動軸系的扭振固有頻率，若扭振固有頻率進入調(diào)速范圍時，可調(diào)整扭矩脈動頻率，使危險頻率不落在轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)范圍內(nèi)；利用調(diào)節(jié)門控制風機通過危險頻率的速度，且不在危險頻率下運行；采用吸收扭矩脈動的聯(lián)軸器，調(diào)整扭振固有頻率，提高風機抗振強度。
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