现今一次能源日益紧张，传统燃煤火电机组面临着诸多新型、环保、经济发电模式迅猛发展所带来的巨大竞争压力。随着节能减排政策要求日益严格，为适应节能减排需要，锅炉排烟温度有逐渐下降趋势，在降低其排烟热损失的同时，也使空气预热器低温受热面壁温不断降低。一旦壁温低于烟气酸露点，烟气将结露，进而造成受热面低温腐蚀、堵灰，引起烟道阻力增大、引风机功耗增加，不仅影响锅炉负荷、缩短空气预热器寿命，甚至直接威胁电站锅炉安全经济运行[1,2]。

国内某电厂200 MW燃煤机组排烟温度设计值为129 ℃，但由于炉内结焦、空气预热器传热效率差、室内风过投，造成空气预热器入口空气温度高，导致锅炉排烟温度偏高，年平均排烟温度达到160 ℃，严重影响机组经济性；同时对下游设备造成影响:电除尘内烟气流速增大，不利于除尘效率的提高；脱硫系统吸收塔喷淋层及防腐材料易造成破坏性损伤；脱硫系统除雾器易烧损、老化速度加快结构强度降低，且增加了脱硫系统的补水率，大量水汽化又增大烟气排放体积。此外因暖风器无法正常投运，入口风温较低，造成空气预热器冷段蓄热元件一定程度的腐蚀。为此，加装双循环系统余热回收装置，利用烟气余热加热凝结水，降低锅炉排烟温度[3-6]；同时从理论和工程实践多方面计算分析空气预热器冷段蓄热元件低温腐蚀问题，极大提升锅炉稳定性和经济性[7，8]。

1 双循环系统余热回收原理

锅炉烟气余热回收采用卧式相变换热器，其为双循环系统，换热媒介先与烟气在外循环系统内进行换热，吸收烟气余热后与凝汽器或余热回水在液液换热器内换热，将所吸收烟气热量传给凝结水。此低压省煤器系统如图1所示，自动控制装置根据换热媒介进入吸热段上联箱的温度反馈调节凝结水量，使进入外循环吸热段的传热媒介温度高于烟气酸露点。同时根据具体设计的管道换热能力，使换热媒介在吸热段进行自然循环或强制循环，保证排烟温度达到设计值。因系统具有自动控制能力，当煤质发生较大变化时，可根据入炉煤质，重新计算并选取烟气的酸露点，在保证安全运行的条件下提高烟气余热回收质量[9]。

2 双循环系统余热回收效果分析

锅炉性能试验在200 MW试验负荷下，平均排烟温度为160 ℃，排烟热损失高达8.045%，高于设计值5.61%。暖风器系统恢复后，目前实际运行中采用的送风机投室内风模式不再使用，空气预热器入口空气温度保持在设计状况下，此时排烟温度有所下降。另外，经空气预热器蓄热元件治理，空气预热器传热能力上升，经计算排烟温度保持在150 ℃水平。3号锅炉试验期间排烟温度见表1。

节能计算煤质资料(两工况均值)见表2。

在太原市平阳路君怡小区B座钢筋混凝土不等肢剪力墙结构中，结构的位移超过了规范规定的限值，设计人员通过合理地调整墙肢截面或连梁的截面高度来提高整体的刚度，从而满足了规范规定的位移限值。对于设计中跨高比较大的连梁，有良好的地震耗能。而在剪力墙结构中，往往洞口上形成的连梁跨高比均比较小，对抗震等级为一、二级且连梁跨高比≯2、墙肢厚≮200 mm时，可设置斜向交叉钢筋或菱形斜筋与交叉斜筋组合的配筋方案，其延性均比较高，且具有良好的耗能能力。当连梁宽度在350 mm以上时，可采用交叉暗撑。对在工程中出现超筋的连梁，通过合理配筋保证梁强剪弱弯，可具备一定的延性耗能能力。

  

图1 双循环系统余热回收装置原理图

 

表1 排烟温度统计

  

项目B-MCR200MW工况1200MW工况2200MW工况均值空气预热器入口氧量/%3 53 944 254 1排烟氧量/%4 65 145 635 4环境温度/℃20-3 51 1-1 2空气预热器入口一次风温/℃2513 518 115 8空气预热器入口二次风温/℃2333 838 936 4排烟温度/℃129153 9156 4155 2排烟温度(修正后)/℃⁃150 8150 3150 6

 

表2 节能计算采用煤质

  

元素分析/%CarHarOarNarSar工业分析/%AarMarVarQnet，ar/(J·g-1)44 63 19 20 50 816 527 122 615745

低压省煤器节能本质是使排挤的抽汽继续在汽轮机内做功，因此，在烟气侧吸收同等能量时，低压省煤器节能效果与抽汽效率直接相关。排挤的抽汽参数(温度、压力)越高，其节能越明显[10]。以排挤3号低压回热加热器抽汽收益分析烟气余热回收效果，其结果见表3、表4。

Aar,zs——燃料折算灰分，%；

 

表3 双循环余热回收系统吸收的烟气热量

  

项目温度/℃烟焓/(J·g-1)余热回收热量/(J·g-1)低压省煤器入口1501405 57190 5低压省煤器出口1501215 05

 

表4 双循环余热回收系统提高机组效率程度

  

项目参数3号低压加热器抽汽压力/MPa0 2093号低压加热器抽汽温度/℃243疏水焓/(J·g-1)559 01汽轮机排汽压力/MPa-0 078汽轮机排气温度/℃46 2汽轮轮机排汽焓/(J·g-1)2585 19抽汽放热量/(J·g-1)2393 99等效焓降/(J·g-1)367 81抽汽效率/%15 4供电煤耗降低/(g·(kW·h)-1)1 84系统阻力增加导致供电煤耗升高/(g·(kW·h)-1)0 5系统净收益/(g·(kW·h)-1)1 34

为充分回收锅炉烟气余热，采用双循环系统余热回收装置对200 MW锅炉进行排烟余热回收改造。改造完成后，低压省煤器出口温度降至130 ℃，发电煤耗与改造前相比降低1.34 g/(kW·h)，在机组年运行5 500 h负荷条件下，年节约标煤1 326.6 t。可见，双循环余热回收系统节能效果明显，具有显著经济效益。

3 空气预热器低温腐蚀试验

2.3.1 饮食安排者 月子期间的饮食安排者46.5%是公婆，37.3%是父母，7.3%是丈夫，4.5%是祖母或外祖母，此外，还有少部分产妇由月嫂、保姆、月子会所营养师、自己、姐妹安排饮食，分别占2.9%、0.5%、0.4%、0.4%、0.1%。

3.1 空气预热器低温段受热面壁温计算

以200 MW某试验工况下的参数作为计算依据，研究空气预热器蓄热元件烟气出口部分金属温度，空预器低温段受热面壁温计算见表5。表5中的风温是指一次风温及二次风温的加权值。为研究入口风温与低温段受热面壁温的关系，入口风温分别选用28.6 ℃、20 ℃和15 ℃进行计算。

肺癌患者机体免疫功能低下，临床上采用放化疗、手术以及侵袭性操作治疗增加了患者对病原菌的易感性，极易引起患者院内感染[1-8]。由于临床上大量广谱抗生素的应用，以前无致病或致病能力弱的细菌导致的感染不断增多，细菌也出现严重耐药性。合并感染会增加患者的治疗难度，影响预后，严重者可导致死亡[3-4]。为探讨肺癌患者院内感染的相关危险因素，本文回顾性分析83例肺癌患者合并院内感染的临床资料，现报告如下。

 

表5 空预器低温段受热面壁温计算

  

项目入口风温/℃28 62015电负荷/WM200200200烟气冲刷转子的份额/%0 50 50 5烟气温度/℃160 125154 965151 965空气冲刷转子的份额/%0 3330 3330 333转子名义直径/mm831883188318截面积系数0 920 920 92单位面积流通断面/(m2/m2)0 810 810 81空预器冷段烟气流通面积/m240 640 640 6空预器冷段空气流通面积/m2272727出口烟气体积量/(Nm3/kg)6 76 76 7入口空气体积量/(Nm3/kg)5 95 95 9空预器入口氧量/%4 094 094 09水蒸气体积量/(Nm3·kg-1)0 760 760 76烟气中水蒸气比例/%0 110 110 11烟气测流速/(m·s-1)9 29 099 03空气侧流速/(m·s-1)8 438 198 05烟气侧放热系数/(W·(m2·℃)-1)8079 679 4a0/(W·(m2·℃)-1)8079 278 8Cw11 0051 008空气侧放热系数/(W·(m2·℃)-1)84 683 582 8a0/(W·(m2·℃)-1)751 1391 146Cw1 1281 1391 146低温段受热面壁温(平均值)/℃105 899 595 8

3.2 烟气酸露点温度计算

对试验期间燃用煤质对应的酸露点温度进行计算，酸露点温度计算采用前苏联1973年《锅炉机组热力计算标准方法》公式，具体公式如下[13-15]:

 

(1)

将表6中煤质1及煤质2对应的烟气酸露点温度与其试验工况下计算的空气预热器低温段受热面壁温计算值进行对比，以判断低温腐蚀的可能性。烟气酸露点与低温段受热面壁温对比见表7。

2344 在△ABC中，以BC中点M为圆心，BC为直径作圆交AB、AC于F、E，连接FC，EB，其交点为D，FE交AD于P，BP、ME交Q，求证：QA∥BC．

调查问卷显示，专业课中融入思政教育比例不足35%，远远低于其他教育方式。仍有近20%普通教师并不关心学生的思想政治教育，尚且存在思政课和专业课教学之间的“两张皮”现象，不断创新医学生思想政治教育工作的有效方法和路径，积极探索课程思政工作改革任重而道远。

Sar,zs——燃料折算硫分，%；

tld——烟气水露点温度，℃；

ZHANG Chun-lei, CHEN Rui, YANG Qi, SHENG Xia, QU Min, LU Xin, WANG Yan, ZI Xiao-yuan, GAO Xu, SUN Ying-hao

β——与炉膛出口过量空气系数相关的系数，一般取125。

αfh——飞灰份额，%；

计算结果见表6。

 

表6 试验期间烟气酸露点温度

  

项目设计煤质试验期间煤质1试验期间煤质2试验期间煤质3试验期间煤质4全硫(收到基)/%0 80 80 81 10 7灰分(收到基)/%13 615 417 615 414 7水分(收到基)/%21 32727 227 526 8低位发热量/(kJ·kg-1)1925016360151301603016720烟气中水蒸气份额/%9 8910 4810 5688 5199 553当地大气压/kPa85 585 585 585 585 5水露点/℃42 643 843 839 842酸露点/℃102102 791 27870 7

3.3 蓄热元件低温腐蚀原因

式中 tsld——烟气酸露点温度，℃；

回转式空气预热器在实际运行中，受热面易积灰粘污，从而影响其传热使排烟温度升高，降低锅炉经济性。若要解决此问题，必须了解空气预热器冷端金属温度分布，并对锅炉烟气低温腐蚀该长期存在且亟待解决的困扰电厂安全生产的技术难题进行研究[11,12]。尤其冬季工况及机组低负荷运行时，低温受热面金属壁温显著下降，低温腐蚀现象极易发生。根据空气预热器性能试验结果，可知其传热效果较差，另外大修期间对空气预热器冷段蓄热元件进行检查，发现蓄热元件冷段有一定程度的腐蚀。

 

表7 烟气酸露点与低温段受热面壁温对比

  

项目试验期间煤质1试验期间煤质2酸露点/℃102 791 2入口风温28 6℃时低温段受热面壁温(平均值)/℃105 8105 8入口风温20℃时低温段受热面壁温(平均值)/℃99 599 5入口风温15℃时低温段受热面壁温(平均值)/℃95 895 8入口风温28 6℃时低温段受热面壁温(最低值)/℃90 890 8入口风温20℃时低温段受热面壁温(最低值)/℃84 584 5入口风温15℃时低温段受热面壁温(最低值)/℃80 880 8入口风温28 6℃时低温段受热面壁温(最低值)与酸露点差值/℃-11 9-0 4入口风温20℃时低温段受热面壁温(最低值)与酸露点差值/℃-18 2-6 7入口风温15℃时低温段受热面壁温(最低值)与酸露点差值/℃-21 9-10 4

从表7可知，表中工况下低温段蓄热元件处于低温腐蚀阶段。另外，需指出由于烟气酸露点温度的计算公式方法较多且计算结果差别较大，苏联标准计算与美国、日本标准计算的结果偏低较多。空气预热器低温段受热面壁温(最低值)低于烟气酸露点的幅度大小表明了蓄热元件的腐蚀范围，其差值越大，表明自空气预热器出口逆烟气流程而上的蓄热元件腐蚀范围越大。

因低温段受热面壁温呈周期性变化，即使平均 温度高于烟气酸露点温度，低温段受热面的最低温度仍可能低于酸露点温度进而引起低温腐蚀。根据文献[11]，低温段受热面的最低壁温与平均壁温存在约20 ℃的温差，取15 ℃计算。考虑到在壁温的计算中，空气预热器入口空气温度采用的是一次风及二次风的加权值，而机组运行中，由于暖风器实际无法投运，造成空气预热器进口一次风温低于二次风温(二次风引入室内热风，一次风进入空气预热器的风温依赖于环境气温)，随着两风温的差值增大，低温段受热面金属壁温的最高值与最低值之差，即壁温最低值与壁温均值之差也将增大。由于经一次风进入空气预热器的风温仅与环境温度相关，而电厂所在地全年最低气温达-30 ℃，环境温度越低，空气预热器出口距腐蚀临界点的距离越大，腐蚀范围增加。

3.4 蓄热元件低温腐蚀控制措施

结合空气预热器传热性能数据，蓄热元件低温腐蚀控制措施如下:

(1)全部更换空气预热器低温段蓄热元件。

(2)全面恢复暖风器系统，运行中监视并保持空气预热器入口风温至安全规定值。

(3)根据更换的空气预热器冷段蓄热元件技术参数，计算空气预热器入口空气温度以保证冷段入口最低金属壁温高于烟气酸露点温度，且将此空气预热器入口空气温度值作为暖风器出口风温的控制目标。

(4)锅炉运行中控制炉膛出口氧量，抑制烟气中SO2向SO3的转化，降低烟气酸露点。

（2）分散控制：所谓的分散控制是报警联动管理平台兼容市面上主流厂家的产品，各个子系既能独立工作互不干扰。子系统主要包含视频监控、报警器、玻璃破碎报警器、红外探测、红外幕帘、水浸传感器等,这些子系统能够独立进行工作，互不干扰。

4 结 论

锅炉排烟温度偏高及烟气低温腐蚀已成为诸多电厂亟待解决的问题，在某200 MW机组锅炉空气预热器出口至除尘器入口前的烟道上加装双循环系统余热回收装置，利用烟气余热加热凝结水。低压省煤器排挤3号低压回热加热器抽汽，其投运后，低压省煤器出口温度降至130 ℃左右，发电煤耗与改造前相比降低1.34 g/(kW·h)。同时对空气预热器冷段蓄热元件低温腐蚀进行工程实践和理论多方面的分析计算，低温段受热面壁温低于烟气酸露点温度是造成低温腐蚀的主因，基于此提出蓄热元件低温腐蚀控制措施，锅炉稳定性及经济性均得到提升。

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