巴南锅炉-热水锅炉-联宏锅炉(推荐商家)

1）首先我们从焓的定义来看：

h—焓； u—工质内能； p—工质压力； v—工质比容。

在任一平衡状态下，u、p、v都有一定的值，因而焓h也有一定的值，而与达到这一状态的路径无关。内能是温度和压力的函数，固焓也可以表示成温度和压力的函数，即h＝f(p，T)。所以用焓“焓增”来分析各受面的吸热分布更为科学；

2）分离器出口焓值对煤水比的变化反映快，可以更好的校正控制系统；

3）焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温粗调。

2 超临界直流炉启动直至满负荷过程中要经历湿态－干态、亚临界－超临界运行工况的转换，汽水系统动态特性随负荷变化存在很大的差异，具有很强的非线性和变参数特性。

机组负荷＜30%时，超临界锅炉湿态运行，此时锅炉的动态特性类似于汽包锅炉，给水流量的变化主要影响的是汽水分离器液位，而燃料量的变化主要影响汽水分离器出口蒸汽流量和压力。

机组负荷＞30%时，超临界锅炉处于干态运行，汽水分离器仅仅是作为蒸汽流动的通道。系统处于亚临界压力工况时，锅炉的动态特性类似于亚临界直流锅炉，蒸汽的饱和与过热之间并没有一个固定的分界点，给水和燃烧的扰动将导致主蒸汽温度、压力和流量同时变化，各参数相互之间的耦合程度远大于汽包锅炉。煤水比控制中间点焓（或温度），减温水作为辅助调整措施。

亚临界－超临界转变过程中，由于临界压力工况点附近存在着比热容区，工质定压比热容变得很大，工质温度随焓值的变化很不敏感，因此机组亚临界－超临界转变过程中的动态特性差异非常显著。当系统处于超临界压力工况时，工质的热力学特性较为均匀，锅炉的汽水行程可看作一个单相区，此时其动态特性类似于过热器。

锅炉按其燃烧室、对流烟道间的相互布置方式又可分为Π型（倒U型）、塔型、半塔型（改良型）、T型、箱型、Γ型（倒L型）、U型等多种型式。

Π型锅炉

Π型锅炉布置主要优点是简单、紧凑；排烟口在下方，故引、送风机及除尘器等设备均可布置在地面；锅炉构架较低，可采用钢筋混凝土结构；尾部烟道中烟气下行，便于清灰，且有自生吹灰作用；各受热面易于布置成逆流方式，以加强对流换热；尾部受热面检修也比较方便。

主要缺点是：烟气从燃烧室进入对流烟道要转弯，使烟气的速度场、温度场以及飞灰浓度分布不均匀，容易引起受热面的局部磨损，而且影响传热；由于其燃烧室高度与尾部烟道高度要求近似相等，故尾部受热面布置较困难，当燃用低热值、高灰分、高水分的褐煤或其他劣质燃煤时，就会出现“布置危机”，燃气锅炉价格，占地也较大。

塔式锅炉塔式锅炉即单烟道锅炉，其对流受热面全部布置在燃烧室上方的烟道里，笔直向上发展。

由于它取消了转向室，使烟气在对流受热面中不改变流动方向，又消除了燃烧室高度和尾部烟道高度不相称的布置矛盾，所以它是燃烧褐煤或多灰分烟、贫煤锅炉的***宜炉型，此外锅炉烟道有自生通风作用，烟气阻力有所降低。

其缺点是：空气预热器、引风机、除尘器等设备位于锅炉顶部，这将使锅炉钢架承受荷载加重，结构复杂，金属耗量大，造价高，设备安装和检修难度加大。

所以现代大型锅炉均采用改良型塔式布置。

这种布置型式只是将原塔式布置作少许变动，即把空气预热器、引风机及除尘器等分层低位布置在燃烧室后部。

用垂直烟道连通上部的省煤器和下部的空气预热器，而引风机和除尘器则布置在炉后地面上。

这两种统称为塔式锅炉。

塔式布置常用于亚临界及以上压力的低循环倍率锅炉和直流锅炉。

对自然循环汽包炉或控制循环汽包炉，因其汽包笨重，给塔式布置带来极大困难，故仅用于较小容量、较低参数锅炉，目前所见到的国内、外大容量为1000MW级机组。

T型锅炉T型锅炉可解决Π型锅炉和塔式锅炉尾部受热面布置的危机，减少了尾部烟道的深度和过渡烟道的高度。

但该炉型比Π型炉占地更大，管道连接复杂，金属耗量也大，故只有当燃烧劣质煤，需要布置很多对流受热面时或当塔式锅炉的容量受到限制（≥1000MW机组）时才考虑采用。

箱式锅炉多用于燃油或燃气。其燃烧室上方水平布置了过热器、再热器和省煤器，既保证了布置的紧凑性，又为锅炉的快速维修创造了条件，且易于疏水、可缩短启动时间、热膨胀性能也良好。

但制造工艺要术严格。Γ型锅炉与Π型锅炉很相近，只是取消了水平烟道，尾部前墙和水冷壁的后墙合用。

使包墙管简化和锅炉深度减少，从而节省钢材，但尾部受热面检修困难。

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，巴南锅炉，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，锅炉设备，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。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，热水锅炉，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***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***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。