大唐东营电厂2X1000MW二次再热机组锅炉烟气、热风余热综合梯级利用方案研究
百万超超临界火电机组启动研究
百万超超临界火电机组启动研究摘要：本文梳理了百万超超临界火电机组启动的主要节点及注意事项，阐述了各节点的主要操作步骤，为电厂运行人员的启机操作提供参考和借鉴。
关键词：点火；冲转；并网；0 引言由于百万火电机组系统庞杂、启动操作步骤繁琐，需对操作流程进行统一规范，以实现节能降耗及安全启动的目标。
本文结合大唐东营发电有限公司2X1000MW机组重点阐述机组启动各主要节点及应具备状态，为运行人员操作提供依据。
大唐东营发电机有限公司2X1000MW超超临界锅炉为上海锅炉厂制造的直流锅炉，单炉膛、二次中间再热、四角切圆燃烧、固态排渣、带再循环泵启动塔式炉，采用等离子系统实现无油启动及稳燃。
汽轮机为上海汽轮机厂生产的超超临界、二次中间再热、单轴、六缸六排汽、十一级回热抽汽、单背压、反动凝汽式汽轮机，给水系统配置一台100%BMCR容量的汽动给水泵，前置泵与给水泵同轴布置，配单独凝汽器。
发电机为上海汽轮发电机有限公司生产的三相同步汽轮发电机。
1 启动前准备机组启动前分阶段完成主机润滑油、小机润滑油、EH油的化验工作，油质合格后完成主机、小机润滑油系统联锁试验，投入主机、小机盘车运行。
按照并网时间通知辅控投入相关设备。
2 小机冲转（1）冲转前条件检查闭式水、循环水系统投入正常；主机、小机润滑油系统运行正常；密封油油氢差压正常；辅汽联箱投入正常，蒸汽压力不低于0.7MPa；小机凝结水系统投入运行；凝结水系统运行正常、系统冲洗合格；EH油系统运行正常；给水泵汽轮机满足冲转条件；炉侧具备上水条件。
（2）小机冲转检查DCS/MEH启动允许均满足，小机挂闸后检查AST油压正常，设置目标转速1000rpm，升速率100rpm/min（热态启动200rpm/min），小机定速暖机，暖机结束后升速至2900RPM定速。
定速后，利用给水泵出口平衡门对高加系统进行注水排空。
3 锅炉上水锅炉具备上水条件，开启给水旁路调门，控制上水流量不超过100t/h，除氧器水温不低于90℃且与受热面温差不超过110℃。
大唐东营电厂2X1000MW二次再热机组锅炉烟气、热风余热综合梯级利用方案研究
大唐东营电厂 2X1000MW二次再热机组锅炉烟气、热风余热综合梯级利用方案研究【摘要】为打造大唐集团标杆电厂，本文通过对锅炉烟气、热风余热综合梯级利用系统的烟气条件、热力系统特点，综合技术指标、排放指标及经济指标分析得出结论，该方案节能减排效益明显，可降低机组发电标煤耗，可节约用水，可减少CO2排放量，达到节能减排目的。
【关键词】烟气余热梯级利用低温省煤器空预器旁路高效热一次风调温1.项目概况大唐东营工程本期建设2×1000MW高效超超临界燃煤机组。
锅炉型式：超（超）临界参数、直流炉、单炉膛、二次再热、平衡通风、运转层以下紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式，塔式锅炉。
汽机形式：超（超）临界、二次中间再热、单轴、六缸六排汽、凝汽式汽轮机。
汽轮机具有11级非调整回热抽汽。
设计煤质采用神华集团神府东胜煤，校核煤采用晋北煤。
2 锅炉烟气、热风余热梯级利用方案研究针对烟气余热的回收利用，东营1000MW工程锅炉采用空预器烟气旁路设置低温省煤器的方案。
炉后烟气余热回收的利用按低温省煤器在除尘器前、后的布置位置设计，再结合去磨煤机一次热风温降热量回收方案，形成烟气、热风综合梯级利用方案：空预器旁路+二级低温省煤器+高效热一次风调温方案。
经分析比较，本工程最终选择二级低温省煤器+空预器旁路+高效热一次风调温方案的锅炉烟气、热风综合梯级利用方案。
2.1二级低温省煤器+空预器旁路+高效热一次风调温方案此方案可将烟气余热分成五级，前两级较高品位的热量去加热高压给水，节省汽轮机高加抽汽；第三级较低品位的热量去加热凝结水，节省汽轮机低加抽汽；第四级和第五级低品位热量去加热空预器入口冷风和部分低温凝结水，补充锅炉本体通过空预器旁路损失的热量并保证空预器冷端平均壁温，防止空预器低温腐蚀。
2.1.1烟气、热风侧系统图2.1-1烟气系统示意图此系统有如下几部分组成，其系统示意见图2.1-1：a）空预器前主烟道上设置旁通烟道，在旁路上设置两级低温省煤器，分别为旁路一级高温加热器和二级低温加热器。
“十四五”期间火电技术发展方向分析
2020年增刊河南电力001“十四五”期间火电技术发展方向分析葛挺（大唐华中电力试验研究院，河南郑州450000）作者简介：葛挺（1968－），男，学士，正高级工程师，从事火电设备试验、调试、运行优化、故障诊断等工作。
摘要：预计“十四五”期间，风、光、生物质等清洁能源装机仍将继续大幅增加，火电机组的角色正由电力供应主体向为电网提供调峰调频保障的基础电源转变。
在深度调峰成为常态、能耗及环保指标要求更高的形势下，火电领域的技术创新应围绕着深度调峰条件下的安全灵活运行技术、多种污染物深度减排技术、智能化技术、更高初参数及新型循环原理发电技术等方面开展研究。
关键词：十四五；火电技术；700ħ超超临界发电；超临界CO 2循环发电；生物质耦合燃烧技术中图分类号：TK01+8文献标识码：B 文章编号：411441（2020）02－0001－030引言近年来，我国发电供应能力持续增强，电源结构发生显著变化，火电产能过剩的情况不断加重，普遍处于发电量不足、低负荷运行的状态，给能耗指标的完成及企业的经营带来了很大的困扰。
可以预见“十四五”期间，风能、太阳能、生物质能等可再生能源的比重在我国能源消耗中的占比会继续大幅增加，落后高能耗机组淘汰会加快，火电机组发电空间将进一步压缩。
在这种形势下，以技术创新为引领，解决好进一步降低能耗水平、适应电网调峰需求、温室气体减排等突出问题，是未来火电领域高质量发展的关键。
1主要科技成果回顾及面临的形势1．1“十三五”火电领域主要科技成果回顾目前新建机组以高效超超临界一次再热、二次再热为主，申能平山二期32.5MPa /610ħ/630ħ/623ħ高低位布置二次再热机组、大唐郓城35MPa /615ħ/630ħ/630ħ带BEST 机双机回热二次再热机组等具有示范性质的新建项目正稳步推进，我国超超临界火电技术达到了国际先进水平，部分领域达到了国际领先水平。
“十三五”期间技术创新主要体现在如下几个方面：（1）国内发电设备制造厂家吸收国外先进技术，并应用在装备制造方面。
1000 MW二次再热机组一次调频增负荷性能提升策略研究
1000 MW二次再热机组一次调频增负荷性能提升策略研究部俊锋;韩庆华;吴迪
【期刊名称】《山东电力技术》
【年(卷),期】2022(49)10
【摘要】对于电网频率下降0.1 Hz以上的大频差,1 000 MW二次再热机组一次调频增负荷性能难以达到考核标准的要求。
根据二次再热汽轮机数学模型和机组设计参数,量化分析再热容积惯性对机组一次调频性能的影响,证明1 000 MW二次再热机组较大的一次再热容积惯性是其一次调频增负荷性能差的主要因素。
基于此,提出一种提升二次再热机组一次调频性能的新型策略:通过设置热力辅助系统,使调频增量蒸汽避开一次再热系统,及早作用于功率占比70%左右的中低压缸;并通过计算论证了该策略的有效性。
【总页数】5页(P74-78)
【作者】部俊锋;韩庆华;吴迪
【作者单位】国网山东省电力公司电力科学研究院;山东中实易通集团有限公司【正文语种】中文
【中图分类】TK262
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二次再热系统抽汽过热度的优化利用
二次再热系统抽汽过热度的优化利用
张元生
【期刊名称】《区域治理》
【年(卷),期】2018(000)041
【摘要】本文分析了二次再热系统抽汽过热度的优化利用,介绍了热力学原理,二次再热MC系统,结果对比分析.
【总页数】1页(P277-277)
【作者】张元生
【作者单位】大唐东营发电有限公司山东东营257000
【正文语种】中文
【中图分类】TM6
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1000mw超超临界二次再热机组烟气余热深度利用经济性分析
0 引言
当 前 ，火 力 发 电 在 我 国 仍 占 据 主 导 地 位 ，大 容 量 、高 参 数 机组不断增多。同时，我国对大型火力发电机组节能降耗的要 求不断提升，逐步提高电厂燃料利用效率成为我国今后发展 火 力 发 电 的 重 点 工 作 [1-2]。在 电 站 锅 炉 的 各 种 热 损 失 中 ，锅 炉 排烟损失占50%以上，随着机组容量的提升，锅炉排烟损失总 量也 逐 渐 升高[3-4]，虽 然 烟气 余 热 这部 分 能量属 于 低 能 级 热 量，但数量十分巨大，随着能源价格的不断攀升以及节能减排 政策性要求的提出，火力发电厂锅炉烟气余热利用的研究和 应用受到了广泛重视，目前已开展了大量研究[5-6]。
图1 烟气余热回收利用示意图 目 前 ，利 用 烟 气 余 热 加 热 凝 结 水 的 低 温 省 煤 器 技 术 成 为 火电机组锅炉烟气余热利用的主要有效途径。但低温省煤器 属于对低能级烟气段的余热回收利用技术，余热利用排挤的
也是汽轮机低参数抽汽。为此，国内外对于将余热回收利用向 高能 级 方 向 上 发 展 进 行 了 大 量 研 究 ，在 利 用 低 能 级 烟 气 余 热 排 挤 低 能 级 汽 机 抽 汽 的 基 础 上 ，研 究利 用 低 能 级 烟 气 余 热 排 挤高能级烟气热量，以利用高能级烟气热量排挤高能级汽机 抽汽，实现低能级烟气余热的充分回收利用。
℃
75
MW
19.3
如表1所示，经计算，在THA工况下，Ⅰ级低温省煤器的换 热量约26.6 MW，Ⅱ级低温省煤器的换热量约19.3 MW。
42
Shebei Guanli yu Gaizao◆设备管理与改造
2.2 烟气余热深度回收方案 设置两级低温省煤器+暖风器+空预器烟气旁路，将可利
1000MW超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究
2023《1000mw超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究》•引言•二次再热机组热力性能分析•热力性能实验研究•热力性能优化与改进建议•结论与展望目•参考文献录01引言03超超临界二次再热机组的技术特点超超临界二次再热机组具有更高的蒸汽参数和热效率，能够显著降低煤耗和碳排放，是未来火电技术的发展方向。
研究背景与意义01我国能源结构转型的需求随着经济的发展和环保要求的提高，对于高效、清洁的能源需求逐渐增加。
02火电机组节能减排的潜力火电机组作为我国电力产业的主要组成部分，其能耗和排放量较大，具有较大的节能减排潜力。
研究内容研究1000MW超超临界二次再热机组的热力性能，包括蒸汽参数、热效率、煤耗等。
研究方法采用理论分析、数值模拟和实验研究相结合的方法，对超超临界二次再热机组进行热力性能分析和实验研究。
研究内容与方法目的通过对1000MW超超临界二次再热机组热力性能的分析和实验研究，为该类型机组的优化设计、运行和控制提供理论依据和技术支持。
意义提高超超临界二次再热机组的热效率和煤耗，降低碳排放，推动我国电力产业的绿色发展。
研究目的与意义02二次再热机组热力性能分析二次再热机组工作原理及特点工作原理二次再热机组基于传统的火力发电技术，通过两次再热过程，提高蒸汽的热能利用率和发电效率。
首先，高压缸排出的蒸汽经过第一次再热，被加热到更高的温度，然后进入中压缸继续做功，最后再次被加热，进入低压缸做功。
特点二次再热机组具有更高的热能利用率和发电效率，可有效降低煤耗，减少环境污染。
同时，由于增加了再热系统，机组结构更为复杂，制造成本和运行维护难度相对较高。
二次再热机组热力性能影响因素蒸汽参数蒸汽参数如温度、压力、蒸汽流量等对二次再热机组的热力性能有重要影响。
过高或过低的蒸汽参数都会影响机组的热效率。
汽轮机设计汽轮机的设计如叶片高度、流道形状、间隙等都会影响机组的热力性能。
优良的汽轮机设计可以有效提高机组的热效率。
浅谈二次再热技术发展、参数选择和风险控制
浅谈二次再热技术发展、参数选择和风险控制摘要：近年国民经济的持续快速发展，社会用电需求不断增加，作为电源主力的燃煤机组，仍对电网发挥着重要支撑作用。
随着国家去产能政策不断深入，煤电产业机构不断优化，对燃煤机组发展提出了新的挑战。
二次再热作为行业前沿技术，相较常规一次再热机组，具有参数高、煤耗低、碳排放低、清洁高效等特点，近年在国内发展迅速。
本文简要介绍了国内1000MW超超临界发电技术发展方向、二次再热机组参数选择、风险控制，重点分析了二次再热机组参数选择的成因及要考虑的因素，以供参考。
关键词：二次再热；燃煤机组；发展方向；参数选择；风险控制随着近几年国内燃煤机组发展形势变缓，采用高参数、低煤耗、低排放的大型超超临界机组替代污染高、煤耗高、效率低的小型燃煤机组，已成为行业发展趋势。
“二次再热技术”作为《能源科技“十二五”规划》在“超超临界发电技术”章节提到的重要内容，近年在国内经历了逐步完善和优化的发展过程，技术成熟稳定，投运的二次再热机组如：华能安源电厂（2×660MW）、国电泰州二期（2×1000MW）、华能莱芜电厂（2×1000MW）等，无论是在容量、蒸汽参数，还是在机组效率等方面，均处于世界领先水平。
一、超超临界发电技术发展方向目前世界1000MW超超临界机组发展重点方向为：一、以28MPa/600/ 620℃的主机参数发展新项目；二、在目前主机参数的基础上，针对热力系统进行优化，以期提高机组效率；三、研究700℃材料和发展超高温材料的部件加工制造技术，大幅度提高机组效率。
然而，超高温材料短期内无法投入使用，当前700℃材料的研究进度缓慢。
现阶段如何发展更高效率1000MW超超临界发电技术是我国现阶段正研究和开发的问题。
国内的动力集团根据自身的技术实力，提出了在维持铁素体材料不变条件下，更高效率1000MW超超临界机组的发展方向：（1）高效超超临界一次再热机组：提高蒸汽初参数：主蒸汽压力≥27MPa，再热温度≥610℃。
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大唐东营电厂 2X1000MW二次再热机组锅炉烟气、热风余热综合梯级利用方案研究【摘要】为打造大唐集团标杆电厂，本文通过对锅炉烟气、热风余热综合梯级利用系统的烟气条件、热力系统特点，综合技术指标、排放指标及经济指标分析得出结论，该方案节能减排效益明显，可降低机组发电标煤耗，可节约用水，可减少CO2排放量，达到节能减排目的。
【关键词】烟气余热梯级利用低温省煤器空预器旁路高效热一次风调温1.项目概况大唐东营工程本期建设2×1000MW高效超超临界燃煤机组。
锅炉型式：超（超）临界参数、直流炉、单炉膛、二次再热、平衡通风、运转层以下紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式，塔式锅炉。
汽机形式：超（超）临界、二次中间再热、单轴、六缸六排汽、凝汽式汽轮机。
汽轮机具有11级非调整回热抽汽。
设计煤质采用神华集团神府东胜煤，校核煤采用晋北煤。
2 锅炉烟气、热风余热梯级利用方案研究针对烟气余热的回收利用，东营1000MW工程锅炉采用空预器烟气旁路设置低温省煤器的方案。
炉后烟气余热回收的利用按低温省煤器在除尘器前、后的布置位置设计，再结合去磨煤机一次热风温降热量回收方案，形成烟气、热风综合梯级利用方案：空预器旁路+二级低温省煤器+高效热一次风调温方案。
经分析比较，本工程最终选择二级低温省煤器+空预器旁路+高效热一次风调温方案的锅炉烟气、热风综合梯级利用方案。
2.1二级低温省煤器+空预器旁路+高效热一次风调温方案此方案可将烟气余热分成五级，前两级较高品位的热量去加热高压给水，节省汽轮机高加抽汽；第三级较低品位的热量去加热凝结水，节省汽轮机低加抽汽；第四级和第五级低品位热量去加热空预器入口冷风和部分低温凝结水，补充锅炉本体通过空预器旁路损失的热量并保证空预器冷端平均壁温，防止空预器低温腐蚀。
2.1.1烟气、热风侧系统图2.1-1烟气系统示意图此系统有如下几部分组成，其系统示意见图2.1-1：a）空预器前主烟道上设置旁通烟道，在旁路上设置两级低温省煤器，分别为旁路一级高温加热器和二级低温加热器。
一级加热给水，二级加热凝结水。
根据锅炉不设置烟气余热回收装置时排烟温度从119℃降至90℃的换热量减去热一次风调温装置换热量来确定空预器旁路容量，经计算，机组THA工况时空预器旁路容量为8.5%；b）除尘器前及引风机后设置两级低温省煤器，回收锅炉排烟热量并维持空预器后烟气主路和旁路烟温都降至低温除尘器要求的排烟温度；c）在空预器进风口设置水暖式暖风器，采用低温省煤器回收的锅炉排烟余热加热进入空预器的冷空气；d）在低温省煤器和水暖式暖风器之间设置一级凝结水加热器，该加热器既可以将8号低加入口来凝结水加热后返回至凝结水系统，降低汽机热耗，又可以避免冷风升温太高导致空预器排烟温度不可控。
该凝结水换热器换取的热量与二级低温省煤器回收的烟气余热热量相等。
通过设置该凝结水换热器，也可在除尘器前烟温波动的时候，平衡除尘器入口烟温，使其控制在90℃；e）在空预器出口母管设置热一次风调温装置，高压给水经过换热器带走热一次风部分热量使其满足磨煤机干燥需求并防止磨煤机出口超温，在机组THA工况下，磨煤机进口风温控制在268℃。
2.1.2水侧热力系统空预器旁路一级加热器用于加热高压给水，该加热器拟与所有高压加热器及蒸汽冷却器并联，部分高压给水从给水泵接出后，经过一级高温加热器换热，然后接至蒸汽冷却器出口高压给水母管，与从蒸汽冷却器出来的高压给水混合后进入省煤器。
高效热一次风调温装置用于加热高压给水，该换热器拟与2号、3号、4号高压加热器并联，部分高压给水从给水泵出口接出后，经过调温装置换热后接至2号高加出口，与从2号高加出来的高压给水混合后进入1号高压加热器。
空预器旁路二级加热器用于加热凝结水，该加热器拟与6号、7号、8号低压加热器并联，部分凝结水从8号低加入口接出后，经过此热器换热后接至6号低加出口，与从6号低加出来的凝结水混合后进入除氧器。
除尘器前一级低温省煤器出口的凝结水加热器用于加热凝结水，该加热器拟与8号低压加热器并联，部分凝结水从8号低加入口接出后，经过凝结水加热器换热，然后接至8号低加出口，与从8号低加出来的凝结水混合后进入7号低压加热器。
热力系统示意图见图2.1-2，图2.1-3。
图2.1-2加热高压给水系统示意图图2.1-3加热凝结水系统示意图2.1.3主要技术指标在汽轮发电机组发电量不变的前提下，该方案通过回收烟气余热加热高压给水和凝结水，减少高压加热器和低压加热器的抽汽量及汽轮机进汽量，降低机组热耗，达到节能目的。
如果空预器旁路投运后仍要求锅炉效率在BRL工况下与保证值（94.9%）一致，则须增大空预器型号。
此方案主要技术指标见表2.1-1。
表2.1-1主要技术指标（单台机组）2.1.4对机组初投资及运行费用影响该系统方案与不设置烟气余热利用系统相比引起的单台机组初投资费用对比见表2.1-2。
表2.1-2初投资费用对比表（单台机组）采用此系统方案，与机组原脱硫系统相比，节约水费约为74万元/年。
设置热一次风调温装置，导致一次风侧阻力增加约700Pa，增加厂用电功率约140kW，年增加耗电量约770000 kWh，成本电价取230元/MWh，则年增加厂用电费约18万元。
空预器后设置两级低温省煤器后，烟气侧阻力增加约1000Pa，流经除尘、脱硫设备以及引风机的烟气体积流量减少约10%。
设置空预器旁路后，由于空预器前部分烟气进入旁路参与换热，流经空预器本体烟气量变少，烟气侧阻力减小约300Pa。
除尘器、脱硫设施及引风机合计减少厂用电功率约800kW，年减少耗电量约4000000 kWh，成本电价取230元/MWh，则可年减少厂用电费约92万元。
与不设置烟气余热利用系统相比，此烟气余热利用系统方案引起的单台机组年运行费用对比见表2.1-3。
表2.1-3年运行费用对比表（单台机组）3 系统运行可靠性分析烟气、热风余热回收利用系统的运行可靠性主要取决于换热器的运行可靠性。
从设备厂家和运行电厂反映的情况来看，主要问题集中在低温省煤器的防腐问题。
空预器旁路换热器的冷端烟温和水温均较高，在机组各个负荷工况运行均不存在低温腐蚀的问题。
除尘器前低温省煤器在机组满负荷或机组部分负荷情况下冷端金属壁温均存在酸结露腐蚀的问题，要解决此问题并保证低温省煤器的安全运行，关键在于烟气酸露点的确定和低温省煤器冷端运行温度的控制。
3.1 烟气酸露点的确定根据现行行业标准《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》(DL/T 5240-2010)，烟气露点温度计算公式如式3.1-1，其计算与前苏联的酸露点计算公式相近。
（3.1-1）将设计煤种数据代入并计算后得到烟气露点温度为108℃。
近年来国内相关机构对烟气酸露点的计算又做了相关深入的研究和试验测试，对上述公式引入了相关修正，其修正公式如式3.1-2。
（3.1-2）上式计算出的酸露点值为72℃。
烟气酸露点相关计算公式均是工程实践和试验中经验数据的拟合并考虑相关的修正得来，计算影响因素较多，计算的结果并不一定精确，但可反映出烟气酸露点的一个大致范围，故可将公式3.1-1和3.1-2计算的结果作为烟气酸露点的一个取值范围，即烟气70℃~100℃的温度范围是可行的。
3.2 除尘器及引风机的运行可靠性本工程采用低低温除尘器的技术，即设计中通过烟气热回收装置将烟气温度降低到低于或接近烟气露点温度的80～100℃左右再进入低低温电除尘器。
较低的烟温有利于除尘器除尘效果，减少电厂污染物的排放。
本工程在除尘器入口设置一级低温省煤器，烟气入口温度约为138℃，出口烟温根据上述烟气酸露点的范围并考虑一定的安全裕度，定为90℃，同时研究表明，设置烟气低温省煤器对烟气降温的同时，烟气酸露点也会同时下降。
本工程煤质含硫量为0.7%~0.98%，属于中低硫煤，适于采用低低温除尘技术。
根据国内外相关低低温除尘器的运行经验及对烟气酸露点的计算分析，除尘器入口烟温降至90℃对除尘器及引风机运行是安全的。
3.3低温省煤器换热系统可靠性分析机组启动时系统中冷端水原来自于化学补水，正常运行时来自于凝结水，于锅炉钢架53米层设置容量为10m3热煤水膨胀水箱，水箱中水自流至2台100%容量的变频调节热煤水升压泵，且每台热媒水升压泵各设置一套，升压泵为1台运行，1台备用，泵入口设计手动闸阀及滤网，泵出口设置止回阀及电动闸阀，保证每台泵在流量及压力变换较大的系统中，适应性更强，可以使系统安全可靠运行。
机组正常运行过程中热煤水泵将约75℃的凝结水首先输送至FGD入口烟道二级低温省煤器与约95℃的引风机出口原烟气进行换热。
在二级低温省煤器热媒水管路上需设置旁路管道，旁路上设置调节阀组，通过控制调节阀的开度来保证二级低温省煤器出口烟温控制在85℃。
一级低温省煤器设置于除尘器前，换热管材质、换热管支撑结构及换热器壳体材质均为09CrCuSb（ND钢），换热管型式为H型鳍片，防止酸液腐蚀及受热面磨损。
设计并联5组分组模块，每个模块上均设置关断阀门，在某一组模块出现故障时，由于设计余量为10%，故不会影响整体换热效率，且除尘器保证进入除尘器烟温提高5℃，除尘效率亦可保持不变。
提高此系统运行可靠性。
二级低温省煤器换热管材质、换热管支撑结构及换热器壳体材质均为2205不锈钢，换热管型式为螺旋型鳍片。
设计并联12组分组模块，每个模块上均设置关断阀门，在某一组模块出现故障时，由于设计余量为10%，亦不会影响整体换热效率。
低温省煤器本体设置声呐检漏装置，可在短时间内检测相应泄漏点位置，可保证系统安全稳定运行。
3.4一二次风暖风器换热系统可靠性分析一级省煤器出口121℃热媒水与一二次风机出口冷风进行换热，在每台暖风器进水管道处均设置调节阀组，通过流量调节，使冷风在不同工况下出口风温均达到98℃及88℃,防止空预器低温腐蚀及确保锅炉输出输入热量平衡，保证锅炉效率。
同时为平衡低温省煤器放热量和暖风器吸热量，设置2台50%容量的凝结水换热器与4台暖风器并联，且在凝结水换热器入口亦设置调节阀组，通过调节流量，用疏水冷却器入口抽出的部分凝结水与之换热带走热媒水系统中从低温省煤器吸收的部分热量，凝结水被加热后返回至8号低压加热器出口，达到热量回收的目的。
一二次风暖风器换热管及翅片分别采用20G及铝质材料，并联3组分组模块，可达到安全稳定运行的要求。
3.5一次热风调温系统可靠性分析此系统在空预器出口热一次风道上设置热一次风调温装置，由给水与热风进行换热，采用给水泵出口部分187℃的高压给水将热一次风温度由336℃降至满足磨煤机干燥温度268℃的需求，被加热后的给水温度达到316℃后返回至1号高压加热器出口给水管道处，再提供给省煤器。