行业内普遍认为机炉深度耦合系统是其中节能效果最为明显、能量品位利用最高的余热利用方案。该方案通过旁路空气预热器入口处部分烟气进入空预器旁路烟道，在旁路烟道中布置烟气－低温给水换热器和烟气－低温凝结水换热器，将热量梯级利用传递给高压的给水和低压的凝结水，同时在尾部烟道上布置烟气－热媒水换热器来加热热媒水，再将热媒水中的热量传递给低温凝结水及空预器入口一次风、二次风。截至目前，我国已投运的660MW二次再热锅炉大多采用机炉深度耦合系统，该系统已逐渐成为大容量、高参数机组锅炉的标配设计。
1.机组深度调峰时脱硝系统存在问题
目前环境保护部要求重点地区重点行业燃煤锅炉在低负荷运行时污染物排放小时数据（折算）浓度均值不超标，锅炉在启动、停运及各个负荷运行时排放均要达标，而燃煤机组在启动过程煤粉投入后，炉膛出口NOx浓度会急剧上升超标，而此时SCR入口烟温低于200℃，远不能达到脱硝系统全时段投运的要求。SCR系统催化剂适用工作温度通常在300～400℃之间，燃煤机组深度调峰负荷区间约在25%～30%之间，此负荷段锅炉SCR入口烟气温度约为270～290℃，此时SCR入口烟温低于催化剂的适用温度区间下限，还原剂NH3与烟气中的SO2和H2O在催化剂表面发生副反应，减少了NH3与NOx的催化还原反应，同时副反应的生成产物（NH4) SO4和NH4HSO4附着在催化剂表面，堵塞催化剂有效孔道，使催化剂失活加速。因此对于深度调峰机组来说，锅炉侧应考虑如何采用改造技术提升脱硝系统全时段入口烟温至300～310℃以上。
2.空预器旁路烟气份额选取
机炉深度耦合方案最早应用于德国Niederaussem超临界锅炉，设计的初衷在于缓解褐煤锅炉空预器体型过大的问题，采用空预器烟气旁路可有效降低通过空预器的烟气流量。设计空预器旁路的烟气份额时主要考虑的因素有排烟温度、布置空间、空预器出口热风温度、烟气阻力平衡、烟气调节挡板调节性能及选型等，同时烟气旁路的布置以不影响锅炉其他设备正常运行为原则。若旁路烟气份额过高，则通过空预器的烟气量减少，空预器出口热风温度将大幅下降，影响锅炉效率；而烟气份额过小又会导致给水或凝结水吸热减少，经济性不明显。
3.全时段脱硝技术
烟气补燃技术可实现全时段脱硝系统运行，目前国内超超临界塔式炉尚无应用案例。针对上述三种补燃技术，如采用天然气作为补燃热源，在660MW超超临界塔式炉上应用可考虑选择烟气旁路补燃技术，对全时段脱硝采用补燃技术应考虑从以下方面进行研究及完善：(1）应依据机组实际需要从补燃热源获取安全性、可靠性及经济性等方面进行综合选择及热力系统方案设计；采用旁路烟道时，因存在高低温烟气掺混区域，应开展补燃系统及烟道掺混区域的结构、磨损、热应力及烟气混流均匀性研究及分析；(2）在锅炉启动停过程中，由于烟气温度处于较低水平，未完全燃尽的煤粉和油滴随烟气进入尾部烟道，此时补燃热源与烟气中可燃成分可能存在爆燃风险，应对机组启停及深度调峰阶段SCR入口烟气中的可燃气体、烃类以及未燃尽碳颗粒进行爆燃风险分析及测试。
4.优化改造技术的创造性与先进性
对于测量含有颗粒物质、灰尘的气流，为了解决堵塞问题，改进后的二次风量测量装置装设了防堵塞装置，即在垂直段内安置了清灰器，在管道内气流的冲击下使清灰器作无规则摆动，起到自清灰作用。改进后的二次风量测量装置，它既解决了差压式流量测量装置测点布置单一、容易堵塞的问题，又继承了差压式流量测量装置接收测量信号同步性好、可靠性高，性能稳定的优势，能够在不同工况下及时地反映出风道内风量的真实大小，以保证测量的准确性，提高锅炉的自动投入水平，使机组风煤配比最为优良。改进后的二次风量测量装置由于采用了在风道截面积上等距离分别布置16个测点的方式，即“等距网格法”测量原理，其优点是可测的同一风道截面上的平均速度，反应速度快，测量准确，能够实时准确地反映出风道内的实时风量，并且压力损失小，可以减轻送风机、引风机出力，节约用电量，使机组在相同负荷下保持较为经济的运行。
5.管座角焊缝开裂
a）开裂管子均为其弯管在上侧的管子,开裂位置为沿管子侧焊趾环向开裂,裂口长度均已过半；裂口约有张开,裂口中部均位于接管座的上侧。b）管子从外壁角焊缝粗晶区开裂,先沿斜向后沿壁厚方向向管子内壁和环向扩展,紧邻裂口的两侧基体存在大量蠕变楔形裂纹,裂口内充满氧化物。c）断口周围无明显塑性变形,断口呈灰黑色,与管子内壁氧化层颜色接近,可见蒸汽吹损痕迹。清洗后断口开裂尖端存在沿晶开裂和二次沿晶裂纹特征,断口表面灰黑色物质主要为Fe的氧化物,未见腐蚀性元素。根据以上断裂的基本特征,判断样品的开裂性质为楔形裂纹蠕变开裂。楔形裂纹蠕变开裂通常发生在中等蠕变温度和较大应力水平下,在较大应力作用下,晶界产生滑动,于是在三个晶粒交界处产生应力集中,在晶粒形变不能使应力集中得到松弛且应力集中达到晶界开裂程度时,则在三个晶粒交界处产生楔形裂纹,引起蠕变开裂。
6.烟气－热媒水换热器布置位置及出口烟温的选取
由于烟气中含有CO2、SO2等酸性气体，当烟气温度低于酸露点时，烟气中的酸性物质将在受热面管子表面凝结下来，从而导致设备的低温腐蚀。按照常规项目烟气余热利用系统设计经验，烟气－热媒水加热器出口烟温选取85℃。将烟气－热媒水换热器设计布置在引风机出口，可有效地利用烟气余热，同时避免飞灰磨损的问题，但经过电除尘后，烟气中的大部分碱性颗粒已被除尘器筛选捕捉，导致烟气更偏酸性，低温腐蚀风险更高，同时静电除尘器后细灰粒带电，更易沾污导致受热面积灰问题。本项目每台机组配置2台低温静电除尘器，85℃已可满足除尘器正常工作的需要。综合考虑上述各因素，将烟气－热媒水换热器布置在除尘器前的烟道内。
7.安全性分析
（1）制粉系统。当煤粉的挥发分Vdaf大于20%时，会出现自燃情况或爆炸事故。试验采用印尼煤挥发分为45.04%，远超过20%，全水分Mt也大于10%。故在掺烧印尼煤时可能会发生自燃等情况。为了消除这一隐患，确保锅炉掺烧安全运行，须对制粉系统的通风量和调温风比例进行控制。①通风量的影响：当加大磨煤机通风量时，锅炉进口风煤比上升，煤粉质量浓度降低，点火和燃烧性能受到一定影响；当减小磨煤机通风量时，煤粉容易在一次风管内累积而出现自燃状况。因此实际掺烧中，需根据掺烧煤的挥发分和水分设置合理的通风量，确保制粉系统安全。②调温风比例的影响：在试验过程中，将出风口风煤混合物的温度控制在60℃上下，而3种混合煤出口风煤混合物的温度控制在65℃上下，以维持系统安全运行。
结束语
通过对PCV阀控制回路的优化及改造，控制回路可靠性提高，响应更加灵敏，回路次序明确，有效减少了PCV阀误动概率。VALVTECHNOLOGIES的PCV阀在国内超超临界机组使用十分普遍，本文探讨的改造方案具有较高适用性，对于大部分电站具有借鉴意义，为国外控制设备实现本土化提供了现场使用经验。
参考文献
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