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                                                            锅炉和供热系统的维护

1、做好水处理，实现热能的有效转化

   在锅炉运行一段之间之后，由于水质的原因，在锅炉内部往往会出现结垢的现象，这些现象不仅了锅炉的容积，而且结垢的厚度会对锅炉供热产生比较大的影响，根据实验表明，锅炉中结垢1mm，就会增加3%的燃料消耗，所以必须要做好水处理。停炉后的锅炉，锅内潮湿积水，炉体外部有烟灰炉渣的侵蚀和锈蚀，如保养不好，停炉期间的腐蚀往往比运行时更为严重。在目前的环境中比较常用的水处理方式是利用钠离子逆流再生交换器，这种设备对原水的适应性比较强，处理水的出水量以及水质都比较好，水处理的效果比较理想。另外，在一些大中型的锅炉中进行水处理还使用真空除氧，与大气除氧相比，真空除氧能节省大量的燃料，而且减少了排烟的损失。

   2、清理炉内积灰

   在锅炉运行中对燃料的需求量是非常大的，在燃料燃烧中不可避免的就会产生大量的积灰，而积灰对于锅炉的热效率影响是比较大的，当锅炉内的积灰厚度达到1mm时，锅炉热效率就相应下降3%～4%，所以在锅炉运行中要提高锅炉的热效率就需要及时清除炉内的积灰。因此,新砌炉墙及拱的锅炉技人运行前,必须进行炉墙及拱的烘烤干燥工作。对于燃气锅炉来说，要清除积较好的办法是化学办法，可以使用燃气锅炉清灰剂，将清灰剂放入喷***内，利用压缩空气将清灰剂喷入炉膛内，然后让清灰剂在炉膛内燃烧20分钟，锅炉内的积灰就被清理干净了，保证受热面的清洁，减少锅炉的热损耗。

3、做好锅炉维护

   锅炉的运行是在高温环境中进行的，锅炉温度较高，这样锅炉本身和供热系统都会向周围放热，减少了热能。超临界发电机组以其热能转换***、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用，已经成为我国火力发电的主力机组。为了有效减少热损失，在锅炉的运行中要加强维护和管理，1、要做好锅炉本身和管道的保温设施，做好保温层。2、针对因为热力管网和阀门漏水造成的热损失，应该加强对管网的检查，做好热力管网绝热措施。3、在使用热水管道集汽罐排气中，应该采用自动排气阀门，避免胡乱放水。4、要经常性对供热系统的阀门、接头处进行检查，防止漏水现象的发生。

   4、树立节能意识，提高管理水平

   要做好锅炉及供热系统的节能控制人们不仅要从技术等方面进行考虑，更重要的是要培养人们的节能意识，通过加强宣传工作，形成人人关心节能的局面。当以地下水或城市用水作补给水时，原水的预处理可以省去，只进行过滤。加强管理要从两个方面进行，一个是技术管理，要按照实际的需求设置完善的技术管理系统，对于锅炉取样装置、水质化验等进行规范的管理。另外一个是成本管理，在注重锅炉及供热系统的基础上，要尽量降低锅炉的运行成本，减少自然损耗，同时对锅炉的热量供应进行事前的计划。

锅炉的一般分类方式

燃料锅炉按使用燃料可分为燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉及燃用其他燃料（如油页岩、垃圾、沼气等）锅炉。

排渣方式锅炉按照排渣方式可分为固态排渣和液态排渣两种。固态排渣是指炉膛下部排出的灰渣呈灼热的固态，落入排渣装置经冷却水粒化后排出。液态排渣指炉膛内的灰渣以熔融状态从炉膛底部排出。

上世纪50年代、60年代为强化燃烧和解决燃用低挥发分低灰熔点燃煤的困难，液态排渣炉发展较快。

但因燃烧温度高、排出NOX较多对环境保护不利、对煤种变化敏感、运行可靠性易受影响等因素限制，现在发展基本停滞，大部分锅炉采用固态排渣方式。通风方式锅炉按通风方式可分为平衡通风锅炉、微正压锅炉（2～4kPa）和增压锅炉。

所谓平衡通风锅炉指的是进入锅炉的供风由风机提供，燃烧后的烟气经风机抽吸出去，炉膛燃烧室呈负压状态（-50～-200Pa），现在大型电站锅炉基本都采用平衡通风方式。在过热器出口处或一道与第二道隔火墙之间以炉墙表面安装温度测量仪表。微正压锅炉炉壳密封要求高，多用于燃油、燃气锅炉。增压锅炉炉内烟气压力高达1～1.5MPa，多用于燃气－蒸汽联合循环锅炉。

?焦化余热锅炉

焦化厂在炼焦生产中，产生大量的550～950℃的炼焦废气。补燃型锅炉采用自动焦炉煤气燃烧机，焦炉煤气在余热锅炉内或炉外燃烧后再与炼焦废气混合成高温烟气进入锅炉换热产生额定蒸汽。

废气经凝渣管束、过热器、对流管束和钢管省煤器后排出炉外，进入尾部脱硫除尘装置，再经引风机由烟囱排入大气。

炼焦废气余热锅炉，克服了以往卧式单烟道或多烟道余热锅炉的缺点，它能够将锅炉的各主要部件在功能不变的情况下相互有机的结合，集中布置受热面，简化了炉内结构，实现部件的多功能化组合。

炼焦废气余热锅炉，具有传热、两级炉内分离的功能，并以其结构紧凑新颖、成本低、占地面积小和效能高、环保、节能等优点。

电厂燃煤锅炉氨逃逸的原因

1 自动调节性能不好。在变负荷时、启停制粉系统时，喷氨量不能适应负荷和脱硝入口NOx的变化，导致脱硝出口NOx波动太大，导致瞬时喷氨量相对过大，从而引起氨逃逸增加。

2 脱硝入口NOx分布不均匀，与喷氨格栅每个喷嘴的喷氨量不匹配。导致出口NOx不均匀。导致局部氨逃逸高。

3 喷氨格栅喷氨不均匀，导致出口NOx不均匀。导致局部氨逃逸高。

4 测量系统不准确。一般SCR左右侧出入口各装一个测点，在测点发生表管堵塞、零漂时不具有代表性，导致自调系统喷氨过量。从而引起氨逃逸升高。包括NOx测点、氧量测点、氨逃逸测点。

5 测点位置安装位置不具代表性。测点数量过少。安装位置没有经过充分的混合，会导致测量不准。另外测点数量太少，不能随时比对，当发生堵塞、零漂时不能及时发现。

6 测点故障率高，当测点故障时，指示不准，引起自调切除，只能手调，难以适应AGC负荷随时变动的需求。

7 在变负荷和启停制粉系统时，脱硝入口NOx波动大，从而引起脱硝出口波动大，喷氨量波动大，引起氨逃逸。由于低氮燃烧器改造的效果差，在实际运行中，尤其在大幅度变负荷时，脱硝入口NOx变化较大，会加大脱硝自调的难度。

8  AGC投入时，普遍变负荷速率较快。为了响应负荷的快速变化，燃料量变化太快，风粉配比不能保证脱硝入口NOx稳定。引起大幅波动。

9  烟气流场的不均匀，导致喷氨量与烟气量不匹配。烟气流速在烟道的横截面各个位置不能均匀分布，尤其在烟道发生转向后，各个部位风速不一致，会导致局部氨逃逸偏高。

10 烟气温度变化幅度大。在低负荷时，烟温下降。局部烟温太低，会引起催化剂活性下降，从而引起氨逃逸升高。

11 脱硝自调控制策略存在缺陷。测点反吹时，自调的跟踪问题不能完全解决。往往在反吹结束后，SCR出口NOx会有一个阶跃，突然升高或突然降低，增加扰动和波动，增加氨逃逸。

12 催化剂局部堵塞、性能老化。导致单层催化剂各处催化效率不同，为了控制出口参数，只能增加喷氨量，从而导致局部氨逃逸升高。

13 由于SCR脱硝装置处于烟气的高灰段，氨逃逸表是利用激光原理测量，容易引起测量不准。汽水分离器出口温度是汽水分离器压力的函数，该信号作为给水控制系统的一级修正，根据机组负荷确定的一级减温器前后温差作为给水控制系统的第二级修正。测量技术不过关，不能准确反映氨逃逸情况，不能给运行一个有效的参考数据。由于原烟气含灰量高达30-50g/m3，传统的对射式氨逃逸分析仪无法穿透，并且由于锅炉负荷的变化会导致光速偏移，维护量很大。而由于在较低温度下（230℃以下），NH3和SO3会生成NH4HSO4，对于传统的采样管线抽取式氨逃逸分析仪的采样管伴热温度不会超过180℃，所以在采样管线中硫酸氢an会快速生成，导致氨气部分或全部损失，监测结果没有实际意义。

14 液氨质量差。由于液氨的腐蚀性和有毒性，检测很不方便。一般液氨的检测由厂家自己检测。因此，对液氨质量缺乏有效监督。现场经常发生供氨管道滤网堵塞的现象。也会造成喷氨格栅喷氨量的不均匀。从而影响氨逃逸。