超臨界鍋爐常見問題,都有哪些？
更新時(shí)間：2021-03-19 | 點(diǎn)擊率：3849
隨著我國(guó)火力發(fā)電技術(shù)的不斷發(fā)展，超、超超臨界機(jī)組的裝機(jī)容量也不斷增加，對(duì)超、超超臨界機(jī)組實(shí)際運(yùn)行情況的調(diào)查研究也顯得尤為重要。通過對(duì)國(guó)電集團(tuán)內(nèi)50多臺(tái)350MW、600MW及1000MW超臨界、超超臨界機(jī)組的節(jié)能評(píng)價(jià)及調(diào)查研究，總結(jié)出目前超、超超臨界機(jī)組實(shí)際運(yùn)行中存在的典型問題以及相關(guān)的處理措施，為同類型機(jī)組運(yùn)行及改造提供參考，也為新機(jī)組設(shè)計(jì)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(lái)的安全問題
摻燒給鍋爐及輔機(jī)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(jī)磨損加劇。
摻燒給鍋爐穩(wěn)然帶來(lái)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(cāng)堵塞、給煤機(jī)不下煤的情況，給制粉系統(tǒng)的安全運(yùn)行帶來(lái)的隱患。
摻燒帶來(lái)鍋爐腐蝕問題，煤質(zhì)含硫比較大時(shí)，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(yù)熱器等處的低溫腐蝕，造成鍋爐爆管，影響鍋爐安全運(yùn)行。
易引起鍋爐除灰除渣系統(tǒng)事故，燃煤發(fā)熱量降低,會(huì)導(dǎo)致鍋爐排灰量增大，撈渣機(jī)內(nèi)渣量增大。
1.2摻燒帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)性問題
摻燒褐煤導(dǎo)致總煤量增大，總煙氣流量大幅增加，一次風(fēng)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(yù)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(qiáng)對(duì)排煙溫度的控制，但褐煤入爐后的熱慣性較大，會(huì)引起汽溫大幅度波動(dòng)。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(yán)重，石子煤量大幅增加；磨煤機(jī)、一次風(fēng)機(jī)等輔機(jī)耗電率上升；再熱器減溫水量大，使機(jī)組的循環(huán)效率降低；煤質(zhì)變差鍋爐燃油量增加；影響機(jī)組協(xié)調(diào)自動(dòng)反應(yīng)，不利于“AGC”及“兩個(gè)細(xì)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(guó)電某600MW公司通過試驗(yàn)，在600MW摻燒兩倉(cāng)褐煤時(shí)，鍋爐效率降低了0.79個(gè)百分點(diǎn)，影響供電煤耗2.45g/kWh；廠用電率同比升高了0.37個(gè)百分點(diǎn)，影響供電煤耗1.15g/kWh。共計(jì)影響供電煤耗1.16個(gè)百分點(diǎn)，即影響供電煤耗3.6g/kWh。
水分對(duì)煤耗實(shí)際還存在隱性影響。國(guó)家現(xiàn)行計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)采用低位熱值，原煤水分對(duì)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(guān)注。雖然計(jì)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(rèn)為水分每升高1%，實(shí)際發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗約升高0.13%，約為0.4g/kWh。
1.3合理配煤摻燒應(yīng)對(duì)措施
(1)根據(jù)燃用煤質(zhì)灰熔點(diǎn)的高低，通過試驗(yàn)確定適當(dāng)?shù)膿綗壤约皳綗绞?如分磨摻燒、煤場(chǎng)摻配爐內(nèi)混燒)；將低熔點(diǎn)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(yàn)，依據(jù)燃用煤質(zhì)揮發(fā)份、灰熔點(diǎn)的高低，設(shè)置合理的一次風(fēng)風(fēng)速。
(3)通過試驗(yàn)，依據(jù)受熱面參數(shù)的變化，合理的調(diào)整二次風(fēng)配風(fēng)方式，保持燃燒器區(qū)域適當(dāng)?shù)倪\(yùn)行氧量和二次風(fēng)“剛性”。
(4)通過試驗(yàn)，制定煤粉細(xì)度隨靜葉擋板開度和動(dòng)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(diǎn)的高低，合理的選取煤粉細(xì)度。
(5)燃用低熔點(diǎn)煤質(zhì)時(shí)，磨煤機(jī)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(fù)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(shí)際燃用情況，優(yōu)化“未燃帶”的鋪設(shè)；
(7)通過試驗(yàn)，依據(jù)燃用煤質(zhì)揮發(fā)份、灰熔點(diǎn)的高低，煤粉細(xì)度的控制，合理的選取旋流燃燒器的旋流強(qiáng)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(yùn)行控制
2.1汽溫偏差形成原因
國(guó)電集團(tuán)某600MW機(jī)組，2010年～2011年期間，汽溫偏差問題較為突出。通過查閱相關(guān)資料，汽溫偏差嚴(yán)重時(shí)，鍋爐450MW以上負(fù)荷運(yùn)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(dá)到571℃，B側(cè)僅490～530℃，兩側(cè)偏差達(dá)41～81℃，過熱器出口母管汽溫僅530～550℃，低于設(shè)計(jì)值20～40℃。
2013年9月，現(xiàn)場(chǎng)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(rèn)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(yàn)，煤種熱值偏低，總煤量較大時(shí)，磨煤機(jī)出口5根粉管的煤粉濃度會(huì)出現(xiàn)較大偏差，同時(shí)煤粉燃燒所需的氧量分布也難以達(dá)到平衡，易引起燃燒熱負(fù)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(yùn)行調(diào)整
(1)重視運(yùn)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(dāng)出現(xiàn)較大的汽溫偏差時(shí)，注意及時(shí)保存運(yùn)行工況參數(shù)，為分析總結(jié)調(diào)整經(jīng)驗(yàn)提供參考。
(2)當(dāng)出現(xiàn)主汽溫偏差時(shí)，可在水冷壁不超溫的情況下，適當(dāng)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(lái)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(shí)，為運(yùn)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(jī)組合也對(duì)偏差有較大的影響，運(yùn)行人員應(yīng)注意摸索不同磨煤機(jī)啟停對(duì)鍋爐燃燒的影響，包括對(duì)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(yàn)，特別是對(duì)一次風(fēng)速進(jìn)行熱態(tài)調(diào)平和制粉系統(tǒng)調(diào)整，測(cè)量各種工況(不同負(fù)荷、不同煤種等)煤粉濃度偏差，優(yōu)化調(diào)整二次風(fēng)方式，為調(diào)整提供依據(jù)；燃燒調(diào)整時(shí)測(cè)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(qiáng)配煤摻燒工作，在機(jī)組高負(fù)荷時(shí)，盡量燃用高熱值煤種，降低總煤量，緩解設(shè)備壓力，改善鍋爐燃燒工況。
(7)出現(xiàn)偏差時(shí)，及時(shí)通過燃盡風(fēng)兩側(cè)風(fēng)量的偏差調(diào)整，總結(jié)燃盡風(fēng)對(duì)汽溫偏差調(diào)整的影響。
(8)某一制粉系統(tǒng)長(zhǎng)期運(yùn)行，導(dǎo)致該燃燒器附近容易結(jié)焦，該區(qū)域基本上無(wú)吹灰器。此時(shí)通過制粉系統(tǒng)的啟停來(lái)改變此區(qū)域燃燒情況及燃燒器的壁溫，強(qiáng)迫掉焦，可對(duì)汽溫偏差有一定的改善。
(9)根據(jù)相關(guān)經(jīng)驗(yàn)，可根據(jù)偏溫情況，進(jìn)行制粉系統(tǒng)切換，對(duì)調(diào)整汽溫偏差有一定的效果。
(10)高負(fù)荷高煤量時(shí)，易造成部分區(qū)域缺氧，需盡可能多的進(jìn)行燃燒調(diào)整，合理控制氧量，保證爐內(nèi)不會(huì)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(cè)點(diǎn)、一氧化碳測(cè)點(diǎn)，為分析汽溫偏差提供有利條件，可借鑒同類型機(jī)組，在末再后煙道開始，逐級(jí)增加煙溫測(cè)點(diǎn)。
(2)對(duì)制粉系統(tǒng)進(jìn)行系統(tǒng)檢查與調(diào)整，包括進(jìn)行一次風(fēng)速熱態(tài)標(biāo)定與調(diào)平，磨煤機(jī)出口折向擋板檢查，磨煤機(jī)出口一次風(fēng)縮孔磨損、卡況檢查更換、開度核對(duì)，通過制粉系統(tǒng)優(yōu)化，消除制粉系統(tǒng)對(duì)燃燒偏差的不利影響。
(3)水冷壁壁溫測(cè)點(diǎn)檢查，特別是超溫測(cè)點(diǎn)的檢查，確保水冷壁金屬無(wú)過熱老化的情況，防止超溫造成的水冷壁爆管。
(4)二次風(fēng)小風(fēng)門、旋流裝置的檢查，擋板定位檢查，以及二次風(fēng)箱積灰檢查，若積灰嚴(yán)重，可考慮增加二次風(fēng)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(jī)組鍋爐安裝有動(dòng)態(tài)分離器，可進(jìn)行調(diào)研，研究動(dòng)態(tài)分離器對(duì)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(jī)理
根據(jù)查閱相關(guān)文獻(xiàn)資料，超臨界機(jī)組高溫腐蝕及氧化皮的生成機(jī)理如下：
(1)金屬的氧化是通過氧離子的擴(kuò)散來(lái)進(jìn)行的，若生成的氧化膜牢固，氧化過程就會(huì)減弱，金屬就得到了保護(hù)。
(2)管壁溫度對(duì)氧化的作用。
管壁溫度在570℃以下時(shí)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(hù)鋼材被進(jìn)一步氧化。
當(dāng)管壁溫度超過570℃時(shí)，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(gè)氧化膜的穩(wěn)定性，這樣氧化過程得以繼續(xù)。
(3)當(dāng)溫度超過450℃時(shí)，由于熱應(yīng)力等因素的作用，生成的Fe3O4不能形成致密的保護(hù)膜，使水蒸汽和鐵不斷發(fā)生反應(yīng)。當(dāng)汽水溫度超過570℃時(shí)，反應(yīng)生成物為FeO，反應(yīng)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(yīng)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(guān)系不大，其產(chǎn)生是必然的，氧化皮的生長(zhǎng)速度與溫度和時(shí)間有關(guān)。
(5)氧化皮的剝離有兩個(gè)主要條件：其一是氧化層達(dá)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(dāng)垢層達(dá)到一定厚度后，在溫度發(fā)生變化尤其是發(fā)生反復(fù)或劇烈的變化時(shí)，氧化皮很容易從金屬本體剝離。
在機(jī)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(dòng)初期蒸汽流量較小，不能迅速地將剝落下來(lái)的氧化皮帶走，大流量時(shí)，已經(jīng)在管徑較小的彎頭處形成堵塞就會(huì)產(chǎn)生超溫。所以氧化皮堵塞造成爆管大多發(fā)生在機(jī)組啟動(dòng)后的短時(shí)間內(nèi)。
3.2某600MW機(jī)組超溫氧化皮爆管案例
2012年2月國(guó)電某600MW機(jī)組氧化皮爆管事故，此次末級(jí)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(jìn)口段T91材質(zhì)處?，F(xiàn)場(chǎng)通過檢查，爆破管子未查到異物。對(duì)夾持管進(jìn)行射線檢查，發(fā)現(xiàn)幾個(gè)彎管內(nèi)有類似氧化皮堆積的影像，其中第1屏的第13號(hào)管夾持管內(nèi)堆積氧化皮影像幾乎充滿管子。
現(xiàn)場(chǎng)診斷后，為防止以后運(yùn)行中發(fā)生類似事件，給出的建議如下：
(1)鍋爐啟動(dòng)階段
a.通過控制燃料投入速率，嚴(yán)格控制鍋爐升壓、升溫速率。
b.80-100MW負(fù)荷以下，盡量不投減溫水。減溫水的使用應(yīng)以一級(jí)初調(diào)、二級(jí)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(jī)沖轉(zhuǎn)前可以適當(dāng)提高蒸汽參數(shù)，利用高、低壓旁路對(duì)過、再熱器進(jìn)行沖洗；沖洗時(shí)可以將旁路開大關(guān)小若干次，以提高沖洗效果，但應(yīng)注意控制好分離器水位。
d.嚴(yán)格監(jiān)視鍋爐過、再熱器各部分的壁溫及其變化趨勢(shì)，發(fā)現(xiàn)有超溫現(xiàn)象應(yīng)及時(shí)調(diào)整運(yùn)行方式。若調(diào)整無(wú)效時(shí)，在汽機(jī)沖轉(zhuǎn)前可以用開大關(guān)小旁路的辦法進(jìn)行沖洗。在并網(wǎng)后應(yīng)停止升負(fù)荷，可以用負(fù)荷較大變動(dòng)的辦法進(jìn)行沖洗。
e.進(jìn)行上述調(diào)整和處理后，過、再熱器壁溫仍不能恢復(fù)正常，應(yīng)考慮停止鍋爐運(yùn)行，避免發(fā)生爆管事故增加檢修工作量。停爐后應(yīng)查明超溫原因。
f.本次啟動(dòng)，負(fù)荷和主、再汽溫宜按階段緩慢提升。
(2)鍋爐正常運(yùn)行階段
a.嚴(yán)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(yùn)行。
b.及時(shí)調(diào)整燃燒，控制熱負(fù)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(jī)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(fù)荷過高。
d.控制較小的煤粉細(xì)度，合理調(diào)整燃燒器的旋流強(qiáng)度，盡量降低火焰中心，防止過、再熱器超溫。
e.及時(shí)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(dǎo)致氧化皮剝落。
(3)鍋爐停爐冷卻
a.鍋爐停爐一般應(yīng)按滑參數(shù)方式進(jìn)行。
b.鍋爐停爐后無(wú)特殊搶修任務(wù)，應(yīng)“悶爐”以減緩受熱面降溫速度。
c.正常檢修應(yīng)嚴(yán)格按照運(yùn)行規(guī)程進(jìn)行通風(fēng)冷卻。若搶修，則必須制定嚴(yán)格的冷卻措施。
(4)鍋爐檢修階段
a.定期檢修時(shí)，應(yīng)對(duì)過、再熱器容易沉積氧化皮的部位進(jìn)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(jī)會(huì)，應(yīng)有重點(diǎn)的對(duì)氧化皮進(jìn)行抽檢。
(5)其它
a.現(xiàn)有過、再熱器壁溫測(cè)點(diǎn)太少，不能滿足安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行要求，應(yīng)適當(dāng)增加壁溫測(cè)點(diǎn)數(shù)量。壁溫測(cè)點(diǎn)的加裝部位要有代表性，應(yīng)選擇每屏壁溫和次高點(diǎn)，其他位置適當(dāng)增加測(cè)點(diǎn)。壁溫測(cè)點(diǎn)的絕熱塊要單獨(dú)保溫，防止測(cè)量值偏低。測(cè)點(diǎn)的位置、編號(hào)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(cè)和控制系統(tǒng)(PSSS)。它對(duì)指導(dǎo)運(yùn)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(yùn)行時(shí)間的不斷延長(zhǎng)，氧化皮的問題將會(huì)愈來(lái)愈突出，將成為影響鍋爐安全運(yùn)行的主要問題，為此，應(yīng)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(cè)診斷系統(tǒng)(PSSS系統(tǒng))
國(guó)電集團(tuán)多家超臨界機(jī)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(dòng)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(gè)關(guān)鍵點(diǎn)的壁溫和汽溫?？傆?jì)可顯示2萬(wàn)多點(diǎn)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(xué)模型，從電廠網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)中采集運(yùn)行數(shù)據(jù)，實(shí)時(shí)算出爐內(nèi)管子幾萬(wàn)個(gè)點(diǎn)的壁溫和壽命損耗，并發(fā)布到電廠的計(jì)算機(jī)網(wǎng)絡(luò)信息系統(tǒng)中?？梢灾笇?dǎo)和優(yōu)化運(yùn)行，減小偏差，避免因超溫引起的爆管和延長(zhǎng)高溫管組的使用壽命。
4排煙溫度超標(biāo)治理及煙氣余熱利用
4.1排煙溫度超標(biāo)原因
排煙溫度超標(biāo)問題，一直是影響鍋爐經(jīng)濟(jì)性的主要問題，排煙溫度超標(biāo)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(yù)器腐蝕與積灰、吹灰效果不好、鍋爐本體和制粉系統(tǒng)漏風(fēng)大等因素有關(guān)；
(2)空預(yù)器換熱元件嚴(yán)重積灰、吹灰方式不正常，空預(yù)器差壓大；SCR投用后氨逃逸率高，NH4HSO4沉積堵塞和腐蝕；
(3)空預(yù)器換熱元件的表面積和重量不夠、板型換熱系數(shù)較??；
(4)制粉系統(tǒng)摻冷風(fēng)較多，干式除渣機(jī)冷卻風(fēng)量偏大，造成流經(jīng)空預(yù)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(dǎo)致流經(jīng)空預(yù)器的煙氣量較設(shè)計(jì)高，空氣量不足以冷卻，導(dǎo)致熱風(fēng)溫度高、排煙溫度高同時(shí)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(yù)器吹灰效果差，導(dǎo)致空預(yù)器進(jìn)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(biāo)治理
4.2.1運(yùn)行調(diào)整方面
(1)開展燃燒調(diào)整試驗(yàn)，降低火焰中心位置，優(yōu)化運(yùn)行方式，保持經(jīng)濟(jì)氧量運(yùn)行；
(2)開展制粉系統(tǒng)調(diào)整試驗(yàn)，保證合格的煤粉細(xì)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(yù)器改造，增加換熱面積(換熱片型式、高度、數(shù)量等)，增大空預(yù)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(shù)改造；
(3)空預(yù)器抽出，拆包沖洗；
(4)治理干式除渣機(jī)、爐本體、尾部煙道漏風(fēng)；
(5)采用余熱利用技術(shù)改造，降低排煙溫度。由于煙氣脫硝SCR運(yùn)行條件、抽爐煙干燥制粉原因?qū)е屡艧煖囟壬撸瑹o(wú)法在鍋爐設(shè)備上采取措施降低時(shí)，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(shù)簡(jiǎn)介
4.3.1鍋爐運(yùn)行優(yōu)化技術(shù)
鍋爐的運(yùn)行優(yōu)化一般是通過鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，使鍋爐燃燒情況得到改善，消除燃燒不當(dāng)對(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性參數(shù)包括排煙溫度的影響，為鍋爐提供運(yùn)行方式。
4.3.2空氣預(yù)熱器改造
空氣預(yù)熱器受熱面改造適用于兩種情況：空氣預(yù)熱器受熱面腐蝕、空氣預(yù)熱器換熱面積偏小。空氣預(yù)熱器改造方式有更換空氣預(yù)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(yù)熱器等形式。
(1)更換空氣預(yù)熱器蓄熱片
如果鍋爐排煙溫度高的主要原因?yàn)榭諝忸A(yù)熱器受熱面嚴(yán)重腐蝕，造成空氣預(yù)熱器換熱能力嚴(yán)重下降，排煙溫度高，熱風(fēng)溫度低，那么對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)行蓄熱片的更換是有效的改造手段。此類情況在運(yùn)行超過10年以上、原煤硫分高，空氣預(yù)熱器冷端腐蝕、堵灰嚴(yán)重的機(jī)組上較為常見。
更換空預(yù)器蓄熱片時(shí)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(yù)器蓄熱片波形換熱效果越好，空預(yù)器阻力越大。
(2)增加空氣預(yù)熱器高度
近年來(lái)，某些新投產(chǎn)機(jī)組存在空氣預(yù)熱器受熱面換熱能力不足的問題，導(dǎo)致排煙溫度升高，達(dá)不到設(shè)計(jì)值。某廠1000MW機(jī)組鍋爐投產(chǎn)后排煙溫度較設(shè)計(jì)值高，檢修時(shí)利用空預(yù)器預(yù)留空間，加高空預(yù)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(jī)組鍋爐檢修時(shí)，發(fā)現(xiàn)裝載的蓄熱片重量未達(dá)到設(shè)計(jì)要求，后通過增加空預(yù)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(yù)熱器沖洗
空預(yù)器的水沖洗對(duì)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(yù)器水沖洗之后未能*干燥空預(yù)器中殘留的水分，機(jī)組啟動(dòng)后，空預(yù)器中水分與飛灰產(chǎn)生極難清理的板結(jié)灰垢，運(yùn)行中吹灰器無(wú)法清除，空預(yù)器阻力急劇升高，某些鍋爐空預(yù)器阻力滿負(fù)荷時(shí)達(dá)到2kPa以上，換熱能力嚴(yán)重下降。
合理的空預(yù)器水沖洗方式應(yīng)該是利用檢修機(jī)會(huì)，將空預(yù)器拆包清洗，某廠600MW機(jī)組鍋爐每次大小修時(shí)均將空預(yù)器蓄熱片拆出鍋爐，對(duì)堵塞嚴(yán)重的蓄熱包進(jìn)行拆包，逐片清洗，工期約為15天，清洗效果較好，能保證空預(yù)器通暢，換熱效果較好。
(5)整體更換空氣預(yù)熱器
整體對(duì)空預(yù)器進(jìn)行更換改造是直接的提高空預(yù)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(duì)于空預(yù)器前煙溫較高，熱風(fēng)溫度余量充足的鍋爐，可考慮進(jìn)行增加省煤器受熱面的改造，某廠300MW機(jī)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(yù)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?zé)嵯到y(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(jī)回?zé)嵯到y(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(dá)到15℃以上。
4.3.5復(fù)合相變換熱器
復(fù)合相變換熱器技術(shù)靈活的使用了氣化液化相變的強(qiáng)化換熱技術(shù)，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(shí)將余熱用來(lái)加熱鍋爐進(jìn)風(fēng)，替代暖風(fēng)器；夏季時(shí)用來(lái)加熱低加凝結(jié)水，節(jié)省汽輪機(jī)抽汽量，提高機(jī)組效率，降低熱耗。根據(jù)山西某電廠的經(jīng)驗(yàn)，加裝復(fù)合相變換熱器，年平均排煙溫度降低10℃以上，夏季高負(fù)荷時(shí)通過調(diào)整凝結(jié)水流量，排煙溫度降低達(dá)到30℃以上。
4.3.6熱管空氣預(yù)熱器
近年來(lái),熱管式空氣預(yù)熱器在國(guó)內(nèi)外電站鍋爐中也有部分應(yīng)用。與常規(guī)的管式空氣預(yù)熱器相比，熱管具有如下技術(shù)特征：(1)良好的導(dǎo)熱性能。熱管采用管內(nèi)工作介質(zhì)的蒸發(fā)與冷凝來(lái)傳遞熱量，其導(dǎo)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(lái)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(lái)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(fēng)。
4.3.7其他余熱利用裝置
排煙溫度余熱利用的技術(shù)還有其他一些改造方法，譬如后置式空氣預(yù)熱器、水媒介空預(yù)器預(yù)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(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性的影響
燃燒器進(jìn)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(yùn)行氧量，實(shí)現(xiàn)燃燒器區(qū)域富燃料，燃燒器上部富氧量，這將導(dǎo)致燃燒器區(qū)域的高溫腐蝕，灰渣可燃物偏高，當(dāng)燃料與設(shè)計(jì)值偏差較大時(shí)，還將影響蒸汽參數(shù)波動(dòng)或參數(shù)偏低等問題。
在進(jìn)行低氮改造后，需要根據(jù)燃用煤質(zhì)情況進(jìn)行制粉系統(tǒng)和燃燒系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)。
5.2SCR裝置運(yùn)行優(yōu)化問題
脫硝改造，由于煤質(zhì)的波動(dòng)，SCR入口區(qū)域流場(chǎng)分布的復(fù)雜性，為控制NOx排放濃度，需要增大氨的投入量，導(dǎo)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(yùn)行方式，提高脫硝效率和降低運(yùn)行氨逃逸率。
建議在煙道橫截面按網(wǎng)格法安裝多個(gè)在線測(cè)試儀測(cè)量SCR出口NOX含量，根據(jù)出口NOX水平，對(duì)噴氨均勻度進(jìn)行調(diào)節(jié)，使噴氨量達(dá)到均勻，對(duì)稀釋風(fēng)門進(jìn)行調(diào)整，降低氨逃逸量；對(duì)噴氨稀釋風(fēng)機(jī)處噴嘴進(jìn)行檢查，防止堵塞；對(duì)AB煙道兩側(cè)煙氣量盡量調(diào)節(jié)平衡。
6CO控制及氧量?jī)?yōu)化運(yùn)行
6.1低氧運(yùn)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(jìn)一步提高鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，采用低氧運(yùn)行方案，O2降低至2%以下，但是卻CO含量升高，實(shí)際運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性下降。由于大部分鍋爐煙氣CO含量測(cè)量并不測(cè)量，所以鍋爐低氧運(yùn)行帶來(lái)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(yán)重的局部缺氧燃燒，嚴(yán)重者空氣預(yù)熱器前中間部位煙氣CO含量高達(dá)7000～10000ppm，CO濃度1000ppm影響爐效約0.4%。
目前推廣的低NOX燃燒技術(shù)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(jì)性為代價(jià)，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(shí)，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(cè)裝置，加強(qiáng)煙氣中CO成分的檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)問題及時(shí)調(diào)整；
(2)部分鍋爐引風(fēng)機(jī)出力不足，造成低氧運(yùn)行，所以需要考慮風(fēng)機(jī)出力，煙風(fēng)道及設(shè)備阻力，預(yù)熱器漏風(fēng)大等設(shè)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(fù)荷中間位置相對(duì)比較集中，而兩側(cè)相對(duì)偏少；二是大風(fēng)箱從兩側(cè)進(jìn)風(fēng)，大風(fēng)箱內(nèi)沿爐膛寬度方向風(fēng)壓分布可能不均勻，造成同樣風(fēng)門開度，中間二次風(fēng)量偏少，中間區(qū)域缺氧燃燒。因此對(duì)二次風(fēng)門開度和噴燃器組合方式進(jìn)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(dá)到設(shè)計(jì)值。風(fēng)門開度應(yīng)呈現(xiàn)出兩側(cè)小，中間大的合理規(guī)律。
6.3CO監(jiān)測(cè)裝置
國(guó)電某600MW機(jī)組鍋爐燃用優(yōu)質(zhì)煙煤，氧量控制較低，試驗(yàn)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(cè)量裝置，通過爐內(nèi)監(jiān)測(cè)CO和O2變化，調(diào)整爐內(nèi)燃燒，采取經(jīng)濟(jì)氧量運(yùn)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(yù)熱器阻力及密封問題
7.1脫硝改造和沖洗方式對(duì)空預(yù)器阻力影響
(1)脫硝SCR改造對(duì)空預(yù)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(yù)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(huì)越高，空氣預(yù)熱器的腐蝕和堵灰風(fēng)險(xiǎn)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(yù)器堵塞的主要手段。
(2)高壓水沖洗對(duì)空預(yù)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(yù)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。空預(yù)器水沖洗后，機(jī)組啟動(dòng)前應(yīng)投用暖風(fēng)器進(jìn)行干燥，防止積水造成空預(yù)器嚴(yán)重堵塞，這是較為關(guān)鍵的程序。
根據(jù)國(guó)電集團(tuán)某電廠的經(jīng)驗(yàn)，每年至少一次空預(yù)器拆包沖洗，兩臺(tái)空預(yù)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(yù)器阻力控制經(jīng)驗(yàn)
(1)為防止冬季空預(yù)器冷端腐蝕和積灰問題，需注意在環(huán)境溫度較低時(shí)，通過暖風(fēng)器及其他手段將空預(yù)器冷端金屬溫度控制在合理范圍內(nèi)，具體可參考空預(yù)器廠家提供的硫分和空預(yù)器冷端關(guān)系曲線。
(2)建議安裝使用在線水沖洗裝置，進(jìn)行定期清洗空預(yù)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(yù)器高壓水沖洗后，應(yīng)在鍋爐啟動(dòng)前投用送風(fēng)或一次風(fēng)暖風(fēng)器進(jìn)行*干燥，防止積水、積灰。
(4)運(yùn)行中注意對(duì)空預(yù)器合理吹灰，監(jiān)視吹灰器蒸汽壓力及溫度達(dá)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(shí)吹灰前充分疏水。
8風(fēng)機(jī)系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)安全性
(1)鍋爐普遍存在風(fēng)機(jī)選型大、運(yùn)行效率低的問題，特別是目前機(jī)組負(fù)荷率偏低的大環(huán)境下，風(fēng)機(jī)出力普遍偏低，所以風(fēng)機(jī)降速降容改造、風(fēng)機(jī)變頻改造效果明顯。
(2)在風(fēng)機(jī)進(jìn)行改變頻后，風(fēng)門與擋板開度未進(jìn)行開度優(yōu)化，不能大限度降低風(fēng)機(jī)耗電率。國(guó)電某電廠600MW機(jī)組，通過試驗(yàn)可知，引風(fēng)機(jī)變頻運(yùn)行方式下，導(dǎo)葉100%開度并不是經(jīng)濟(jì)開度，且不同工況下節(jié)能開度并不相同，600MW負(fù)荷，引風(fēng)機(jī)靜葉節(jié)能開度85%；300MW負(fù)荷，引風(fēng)機(jī)靜葉節(jié)能開度65%。變頻轉(zhuǎn)速與風(fēng)機(jī)動(dòng)、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(fēng)機(jī)，引風(fēng)機(jī)與增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行方式也需進(jìn)行優(yōu)化匹配，控制總功率小。
(4)風(fēng)機(jī)采用變頻調(diào)速后其傳動(dòng)軸系存在扭振固有頻率，當(dāng)變頻器驅(qū)動(dòng)異步電動(dòng)機(jī)帶動(dòng)風(fēng)機(jī)無(wú)級(jí)變轉(zhuǎn)速運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)，電機(jī)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(jī)氣隙中產(chǎn)生電磁轉(zhuǎn)矩脈動(dòng)(扭矩脈動(dòng))，當(dāng)扭矩脈動(dòng)頻率與軸系扭振固有頻率相等或成倍數(shù)關(guān)系(危險(xiǎn)頻率)時(shí)，就會(huì)發(fā)生扭轉(zhuǎn)共振，導(dǎo)致電機(jī)或風(fēng)機(jī)軸斷裂或聯(lián)軸器損壞。大型電站風(fēng)機(jī)尤其是離心式風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量大，扭振固有頻率較低，易發(fā)生軸系扭振現(xiàn)象。
風(fēng)機(jī)采用變頻調(diào)速前，首先應(yīng)計(jì)算風(fēng)機(jī)傳動(dòng)軸系的扭振固有頻率，若扭振固有頻率進(jìn)入調(diào)速范圍時(shí)，可調(diào)整扭矩脈動(dòng)頻率，使危險(xiǎn)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(fēng)機(jī)通過危險(xiǎn)頻率的速度，且不在危險(xiǎn)頻率下運(yùn)行；采用吸收扭矩脈動(dòng)的聯(lián)軸器，調(diào)整扭振固有頻率，提高風(fēng)機(jī)抗振強(qiáng)度。
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