660MW超超临界机组深度调峰工况下水冷壁超温分析控制策略研究

660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制策略摘要：针对660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制，分析影响锅炉蒸汽温度的主要因素，采取过热汽温和再热汽温调整控制的策略，为机组安全稳定运行提供技术支持。

关键词：660MW；超超临界直流锅炉；汽温控制；策略；宁德发电公司1、2号机组为660 MW超超临界发电机组，配置DG2060/26.15-II1型超超临界直流锅炉，蒸汽参数为26.03 MPa，605/603℃。

过热汽温的调整主要由水煤比控制中间点温度，并设置两级喷水减温器调节各段及出口蒸汽温度，再热蒸汽温度主要由尾部烟气挡板调节，在高再入口管道装设有事故喷水减温器。

1 660MW超超临界直流锅炉超超临界机组是在常规超临界机组的基础上发展起来的新一代高参数、大容量发电机组，与常规超临界机组相比，超超临界机组的热效率比超临界机组的高4% 左右。

但由于超超临界机组运行参数高，锅炉为直流炉，需适应大范围深度调峰的要求，因此，这给超超临界机组汽温控制提出更高要求。

2汽温调节的重要性维持锅炉蒸汽温度稳定对机组安全稳定运行至关重要，汽温过高或过低，都将严重影响机组安全稳定运行。

蒸汽温度过高，将使锅炉受热面及蒸汽管道金属材料的蠕变速度加快，影响使用寿命，严重超温将会导致金属管道过热爆管。

当蒸汽温度过高超过允许值时，使汽轮机的部件的机械强度降低，导致设备损坏或使用寿命缩短。

蒸汽温度过低，将会降低机组热效率。

汽温过低，使汽轮机末级叶片湿度增加。

蒸汽温度大幅度快速下降会造成汽轮机金属部件过大的热应力、热变形，甚至会发生动静部件摩擦，严重时会发生水冲击，威胁汽轮机安全稳定运行。

因此，机组在运行中，在各种内、外扰动因素影响下，如何通过运行分析进行调整，用最合理的控制措施保持汽温稳定，是汽温调节的首要任务。

3锅炉蒸汽温度的影响因素3.1水煤比的影响：超超临界锅炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。

某660MW超超临界锅炉高温受热面壁温超温原因分析及调整措施摘要：某电厂锅炉出现了高温受热面个别管壁温偏高的问题，制约了主汽温度和再热蒸汽温度达到设计值。

本文主要介绍了该炉高温受热面壁温超温的原因分析以及现场调整措施，为今后同类型机组锅炉出现类似问题的调整提供一些借鉴和参考。

关键词：超超临界锅炉；超温；调整措施一、引言某电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂设计的660MW超超临界锅炉，锅炉型号为HG-2030/26.15-YM3。

锅炉采用单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型、紧身封闭布置。

燃烧系统采用了墙式切圆燃烧方式，主燃烧器布置在水冷壁的四面墙上，每层4只喷口对应一台磨煤机。

SOFA燃烧风布置在主燃烧器区上方水冷壁的四角，可实现上线左右摆动，以实现分级燃烧、降低NOX排放。

制粉系统采用6台中速磨冷一次风机直吹式，五运一备，设计煤粉细度R90为15%，煤粉均匀系数n=1.1。

二、问题描述该电厂1#机组于2010年8月投产。

近期出现了高温受热面个别管温度偏高的问题。

具体表现在后屏过热器P33#11管、末级过热器P52#7管、P54#7管、以及末级过热器P64#6、P66#6管等，这几根管的壁温容易超过报警值（640℃），严重制约了主/再热汽温达标，影响机组的发电煤耗。

三、原因分析对于切圆锅炉来说，炉膛出口的烟气温度偏差是客观存在的。

其主要原因是由于炉膛出口旋转残余引起的烟气速度与温度偏差。

对于逆时针旋转切圆锅炉来说，其辐射受热面（屏式过热器）呈现出左高右低的特性，这与水平烟道以及尾部烟道布置的对流受热面（末级过热器、末级再热器等）的左低右高的特性是相反的。

造成这种偏差的具体原因有以下两个方面：a ）炉膛出口左侧烟室的烟气气流的运动机理比右侧复杂的多，存在着一个气流衰减、滞止、反向加速的过程，气流扰动比较强烈；而右侧气流运动比较简单，是一个平稳加速流向水平烟道的过程。

由于左侧气流强扰动造成的对流换热加强效应，造成了炉膛出口左侧受热面温度偏高的现象。

浅析660MW超临界机组过热汽温控制随着科技的发展，人们对超临界机组提出了更高的要求，从而使得超临界机组的容量不断变大，660MW超临界机组是目前我国电力系统中最常见的一种。

其在实际运行过程中经常会面临着机组过热现象，因此，文章就对怎样更好的控制其过热汽温问题进行了深入研究。

标签：660MW；超临界机组；直流炉随着科技的发展，常规的超临界机组已经不能满足人们日益增长的需求，促使着人们不断对其进行创新和改革，超临界机组应运而生，无论是起参数还是容量都得到了很大提升，主蒸汽压力和温度分别达到了20MPa以上、550℃以上，相比较于常规的超临界机组来说，其热效率得到了显著提升，大大满足了人们实际生产的需求。

然而超临界机组也存在着一些问题，尤其是其在实际运行过程中具有很高的参数，而且又是直流炉的锅炉，所以其调峰范围非常大，这就要求超临界机组汽温必须具有更强的控制力。

下面我们就对控制660MW超临界机组过热汽温进行详细的探讨和分析。

1 超临界机组的主要控制特点相比较于常规超临界机组来说，超临界机组有着更为明显的特征。

下面我们就超临界机组的主要控制特点进行详细的分析：（1）常规超临界机组中设有汽包环节，从而能够间断性的给水进行加热，但是超临界直接炉没有设置该环节，其一次性不间断的完成加热、蒸发以及水受热变成水蒸气的过程，在以上三个阶段中没有特别明显的分界线来区分。

另外处于亚临界或超临界状态下运行的锅炉，在遇到不同运行工况时，蒸发点也会适当的发生移动，移动范围是在一个或几个加热区内進行，所以超临界机组的一个主要特征是给水、燃烧以及汽温这三个系统之间具有紧密的联系，而且减温水、风燃比和燃水比具有较高的调节品质，同时还能够以整体的形式进行相应的控制。

（2）直流炉机组的水泵、汽机、汽水这三者之间是紧密联系的，因此，超临界机组的一个重要特征就是耦合特性非常强，这也是其得到广泛应用的重要前提。

（3）超临界机组中，不同区段中的比容、比热都具有很强的波动性，同时工质也没用非常规律的流动和传热。

660MW超临界对冲燃烧锅炉金属壁温超限分析与治理摘要：某电厂660MW超临界对冲燃烧锅锅炉运行过程中金属壁温超限及壁温偏差大，经过对锅炉制粉系统进行全面优化调整，在各种负荷工况下进行不同燃烧器投运方式和燃烧器沿炉膛垂直高度、宽度以及深度方向上的配风优化调整，使得锅炉热负荷分布均匀，解决各负荷段下水冷壁金属壁温超温现象，使得水冷壁、屏过、高过、高再壁温均在可控范围之内，提高了锅炉运行的安全性及经济性。

关键词：超临界锅炉、壁温超限、运行调整、机组安全1概况某发电有限公司 660MW超临界锅炉由东方锅炉（集团）股份公司设计制造。

锅炉型号为 DG2060/26.15-Ⅱ2，型式为π型、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置，采用内置式启动分离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超超临界参数变压直流本生型锅炉。

锅炉在中低负荷特别是低负荷（250MW）经常出现锅炉水冷壁金属壁温偏差大、容易超温，同时凝渣管43号点也容易出现超温；锅炉屏式过热器和高温过热器金属壁温在机组加减负荷时候经常出现壁温超温等影响锅炉安全运行的问题。

2分析试验1）一次风量调整分析：一次风的作用有两个：煤粉的干燥风和煤粉的携带风。

作为干燥风，那么一次风温就直接影响着煤粉的干燥；作为携带风，则风压则直接影响煤粉刚性以及细度。

若是运行中风压设置过高，煤粉得不到充分的研磨，将使颗粒变粗，同时由于煤粉刚性增大，煤粉在炉膛的着火时间将会推迟，煤粉得不到充分燃烧，排烟损失加大；若风压设置过低，一次风流速降低，会使煤粉管发生堵塞，并削弱火焰刚性，火焰容易形成回火，造成燃烧器烧损。

在保证磨煤机通风量的前提下，如在正常运行中合理降低一次风压，则磨煤机入口风门自动开大，可有效降低一次风系统的节流阻力，降低一次风机电耗以及减少空预器一次风侧漏风率。

通过降低一次风率，可减少制粉系统的冷一次风量，在相同的运行氧量下，可以有效的降低排烟温度，从而降低排烟热损失，提高锅炉效率。

热电技术 2020年第4期（总第148期）660MW 超临界W 火焰锅炉深度调峰运行分析袁达（中电（普安）发电有限责任公司 贵州普安561503）摘 要：中电（普安）发电有限责任公司（以下简称普安电厂）使用北京巴布科克•威尔科克斯有限公司（以下简称巴威）制造的660MW 超临界W 火焰锅炉，锅炉设计煤种及校 核煤种均为无烟煤，W 火焰燃烧方式，整个炉膛由下部垂直水冷壁和上部垂宜水冷壁构成，由于无烟煤挥发分低，燃烧困 难，同时垂直水冷壁在锅炉低负荷时水动力稳定性差等固有弊 端，W 火焰锅炉40%额定负荷深度调峰稳燃技术难度大。

本文通过对普安电厂使用的巴威W 火焰锅炉40%额定负荷深度调峰工况进行总结，解决超低负荷稳燃技术难点，保证锅炉 40%额定负荷安全稳定运行，满足电网对火电机组深度调峰的 要求。

关键词：超临界W 火焰锅炉；深度调峰；稳燃1.前言普安电厂两台660MW 超临界W 火焰锅炉（型 号B&WB-2146/26.15-M ）是北京B&W 公司制造的超临界参数、垂直炉膛、一次再热、平衡通风、固 态排渣、全钢构架、单炉膛露天岛式布置的II 型锅炉，锅炉设计煤种及校核煤种均为无烟煤及贫煤,设计煤种收到基低位发热量4800kcal/kg,干燥无灰基挥发分11.46%,校核煤种收到基低位发热量4500kcal/kg,干燥无灰基挥发分9.8%。

锅炉燃烧系统由HPAX-EX 型煤粉燃烧器、OFA 喷口、乏气管道、分级风管、开式风箱（燃烧 器风箱和分级风风箱）、OFA 风箱、高能点火装置、炉前燃油系统、翼墙和贴壁风箱、火焰检测器等组 成采用双进双出钢球磨煤机正压冷一次风直吹式制粉系统，配置6台磨煤机，每台磨煤机引出4根煤 粉管道到炉膛前后拱，每台锅炉共24只燃烧器，对称布置在锅炉的前后拱上，前后拱各12只燃烧器。

24只OFA 喷口布置在锅炉的前、后拱的燃烧器上方，前后墙各12只。

燃烧器布置如下图lo图1燃烧器布置图后拱C3B3A3C4B4A4F3E3D3F4E4D4D1E1F1D2E2F2A1B1C1A2B2C2前拱2.深度调峰运行技术措施2.1技术准备工作：（1 ）根据燃烧器布置方式，深度调峰磨煤机组 合方式有3种,分别是A/B/D/E 磨煤机运行、B/C/D/E磨煤机运行、B/C/E/F 磨煤机运行，炉膛次中间位置 的B/E 磨煤机必须同时运行。

660MW超超临界深度调峰能力优化调整试验及风险分析摘要：近年来，随着我国电力行业的迅速发展，风电、太阳能、水电等清洁能源的装机容量持续增高，但是，随着清洁能源机组装机容量的增大，伴随而来的弃风率、弃光率、弃水率也在持续增高。

为了保证电网的安全稳定运行，需要求火电机组，尤其大容量机组具备深度调峰能力。

即在电网调峰过程保证机组负荷降至50%以下，既要保证机组的安全稳定运行，又能随时接带满负荷。

以上要求，就给燃煤发电厂带来诸多困难和危险，例如：锅炉低负荷燃烧不稳、水冷壁中水动力不足、机组可能转湿态运行、环保参数无法控制。

因此，研究火力发电厂灵活性调峰对今后电力行业发展具有深远意义。

商洛发电有限公司660MW超超临界机组，为响应国家深度调峰政策，进行了深度调峰试验。

关键词：制粉优化；燃烧调整；深度调峰；引言面对用电量增幅趋缓、电网峰谷差逐年增大的形式，电网调度对660MW火电机组深度调峰能力需求日益凸显。

深度调峰不仅是电网的需求，也是电厂在激烈竞争中生存的需求。

本文针对商洛发电有限公司660MW深度调峰能力优化进行简要分析。

1、商洛发电有限公司660MW超超临界直流锅炉简介商洛发电有限公司1号锅炉为东方锅炉股份有限公司制造，超超临界变压运行直流炉，单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构、П型布置。

锅炉出口蒸汽参数按29.4MPa（a）/605/623℃，对应汽机的入口参数28MPa（a）/600/620℃。

最终的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求需与汽轮机的参数相匹配。

对应汽机VWO工况的锅炉的最大连续蒸发量（B-MCR）1950t/h，锅炉最终的最大连续蒸发量（B-MCR）应与汽轮机的VWO工况相匹配。

1.1锅炉主要性能指标1.1.1过热蒸汽：最大连续蒸发量（B-1950 t/hMCR）：额定蒸发量（BRL）：1859.7 t/h额定蒸汽压力（过热器出29.4 MPa（a）口）：额定蒸汽压力（汽机入28 MPa（a）口）：额定蒸汽温度：605 ℃1.1.2再热蒸汽：蒸汽流量（B-MCR/BRL）：1650.93 / 1573 t/h进口/出口蒸汽压力（B-6.27/ 6.09 MPa（a）MCR）：进口/出口蒸汽压力5.96 / 5.78 MPa（a）（BRL）：进口/出口蒸汽温度（B-367 / 623 ℃MCR）：进口/出口蒸汽温度357 / 623 ℃（BRL）：给水温度（B-MCR）：303℃给水温度（BRL）：299 ℃2、锅炉燃烧调整试验结果及分析本次试验通过对制粉系统优化、燃烧调整和CCS系统优化，保证机组低负荷下安全运行。

- 15 -高 新 技 术１　机组简介超超临界变压运行直流锅炉采用П型布置、单炉膛、四角切圆燃烧方式，炉膛采用垂直上升和螺旋管膜式水冷壁、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水减温等方式。

汽轮机是一次中间再热、两缸两排汽、单轴、间接空冷凝汽式汽轮机。

２　试验过程２．１　试验目的通过低负荷稳燃试验、燃烧调整、逻辑优化等试验手段，确定深度调峰的可行性，提供机组适应于深度调峰的长期低负荷锅炉运行方式。

在此基础上优化机组CCS，确定深度调峰的各项边界工况。

２．２　试验条件试验条件有13个。

1）机组严密性检查合格，无明显漏点。

2）汽机真空系统、氢系统严密性符合设计要求。

3）确定试验机组系统已与其他非试验系统隔离。

4）确认各主、辅机能正常运转并满足试验要求，具备试验条件。

5）机组协调等主要运行控制系统能正常投入。

6）主要运行参数测量一次元件应经过校验，DCS 显示正常。

7）提供试验用煤的工业分析及元素分析，试验用煤保持相对稳定并符合标准。

8）机组油枪可靠备用，运行正常，具备紧急备用投入条件。

9）机组没有较大缺陷，主保护、重要辅机保护投入，不影响机组正常升降负荷。

10）试验前已经完成锅炉全面吹灰。

试验期间，不吹灰、不进行任何干扰工况的操作[2]。

11）试验开始前，锅炉运行持续时间大于72 h，正式试验前的12 h 中，前9 h 锅炉负荷不低于机组额定负荷的75%，后3 h 锅炉应维持预定的试验负荷，每种工况试验持续时间2 h~4 h，试验期间主要运行参数保持在允许波动范围内。

12）试验前确认厂用电源切换正常，切至工作电源。

试验前确认柴发可以正常启动。

13）试验前，已经向运行人员进行安全技术交底，要求运行人员对试验中的敏感测点加强监视。

２．３　试验内容机组40%~50%额定负荷区间内的燃烧调整即磨煤机出口风粉速度调平与标定、风煤比调整试验、加载力调整试验、磨出口温度调整试验、磨投运方式调整试验、锅炉配风调整试验、运行氧量调整试验、二次风门优化调整试验[1]。

660MW火电机组深度调峰协调控制优化及应用摘要：电源侧储能技术则可以实现能源整合，提高能源系统调峰能力，但目前火电机组储热技术多为汽机侧民用供暖蓄热，如热水罐、低温相变储热等，储能规模有限，非供暖期不能发挥调峰作用，也无法提供稳定的高温工业用蒸汽。

电化学储能则存在安全性、寿命周期等方面的问题。

关键词：660MW火电机组；深度调峰；协调控制；应用1机组深度调峰中锅炉可能出现的问题(1)锅炉燃烧不稳定性增大。

与常规负荷相比，低负荷时由于投入煤量少，燃烧稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等方面微小的变化都可能偏离燃烧正常状况，严重时造成灭火。

(2)锅炉水冷壁超温运行。

与常规负荷相比，低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，锅炉全为下层磨运行，火焰中心下移，水冷壁容易超温运行。

(3)脱硝入口温度低。

随着负荷降低，烟气量减少，烟气温度下降，导致脱硝入口温度降低。

当脱硝入口温度低于300℃时，脱硝系统无法正常发挥作用。

(4)存在水煤比失调、尾部烟道再燃烧、低温腐蚀等风险。

2660MW火电机组深度调峰协调控制优化2.1大型储热装置在技术工程中的应用将储热设备与供热发电机组并联，在余热回收足以供热时进行储存；当汽轮发电机中的抽汽不能满足客户的需要时，可以将其释放以储存热量，以满足加热要求。

基于基本理论，从技术上实现火电厂的全耦合是必要的。

电厂的关键是选择蓄热水箱作为蓄热设备。

利用自然加压水蓄热来更新和转换系统电站的协调能力，从而提高发电机组的深度调峰水平。

在工业生产加热和火电厂发电机组调峰水平上，设计了一套熔盐储热系统软件。

当柴油发电机负荷相对较高且加热水平有利时，蓄热系统软件使用再热蒸汽加热熔盐进行蓄热。

当柴油发电机负荷过低，无法保证主要加热参数时，蓄热系统软件进行放热反应，以取代汽轮发电机的抽汽和加热，并完成系统软件与热电厂的耦合。

可再生能源供热主要包括地热能供热、生物能供热、太阳能热利用等。

在欧洲，太阳能区域供热发展迅速。

专版研究园地660MW超超临界锅炉供水紧张条件下水位控制策略文/区文翰0 引言某电厂二期#3、#4机组的锅炉是由北京巴布科克和威尔科克斯公司出产的超超临界锅炉，立式安置的汽水分离器、储水箱、循环泵、相应阀门、相应管道及各个附件等构成了该锅炉的启动系统，在锅炉启停过程当中，为确保整个机组启动安全，增快机组启动速率，降低高品质工质损耗，保护受热面不因汽温剧烈变化而受损害，储水箱水位的控制策略尤为重要，特别是在供水紧张条件下，燃煤发电机组对水位控制要求更高。

1 超超临界直流锅炉启动系统的作用与构成1.1 启动系统的作用与汽包锅炉不同，直流锅炉在锅炉点火期间，为保证锅炉水冷壁管壁温度小于报警值、降低给水与蒸汽运动的不稳定，要调节好主给水旁路给水流量调节阀，以确保进入省煤器的给水量足够多，并且锅炉水冷壁管中的给水流量不低于最低流量值。

某电厂二期锅炉炉膛水冷壁管所需的最低流量值为28.5% BMCR(boiler maximum continuous rating，锅炉最大连续蒸发量)，即567.2t/h。

在直流锅炉启动产汽量未达到锅炉需要的最低流量负荷范围时，锅炉过热器系统不该进入过剩的水，因此，在过热器之前需要安装排出过剩给水的锅炉启动系统。

那么在锅炉刚刚启动、低负荷运行（锅炉需要的最低流量高于此时锅炉蒸汽流量）以及锅炉停炉过程当中，保持锅炉里的最低流量，保证锅炉水冷壁不出现干烧的恶劣情况来保护锅炉水冷壁管，与此同时机组启动、低负荷运行以及停机时对蒸汽流量的需求能够得到保证，就是超超临界直流锅炉启动系统的首要作用。

该电厂二期#3、#4机组的锅炉采取了内置式分离器启动系统，过热器、汽水分离器以及锅炉水冷壁连接处没有任何隔绝阀门，这类启动系统管道按照全压设计。

锅炉的启动系统配有炉水循环泵，可以缩减锅炉启动的时间，尽量降低了热态启动与极热态启动时对锅炉产生的热冲击，降低了锅炉启动过程当中的工质流失以及热损失。

660MW超临界直流锅炉汽温偏差的研究及调整优化摘要：通过对皖能马鞍山发电公司#1机组660 MW 超临界四角切圆燃烧锅炉汽温偏差的现场试验，了解过热器分隔屏区域存在的汽温偏差和烟温偏差分布情况，系统地分析了过热器出口汽温偏差及再热器出口烟温偏差形成的机理、影响因素和对策。

认为炉膛出口气流的残余旋转是造成水平烟道区域烟温和气流速度偏差的根本原因。

在采取有效措施后，过热器出口汽温偏差和再热器出口烟温偏差得以减弱。

关键词：超临界锅炉；切圆燃烧；主汽温度；再热汽温；烟温偏差0、引言对于四角切圆燃烧锅炉，在炉膛出口区域普遍存在烟温和汽温分布不对称的现象。

锅炉容量越大，这种不对称情况越明显，其原因主要是由于炉膛出口处存在烟气流残余扭转。

在上炉膛及水平烟道中产生烟气速度场、温度场、颗粒分布场偏差所致。

如果这些偏差过大，将导致过热器、再热器超温爆管，加重高温腐蚀和汽温偏差。

导致减温水大量投入和局部管材超温，严重影响锅炉的经济和安全运行。

皖能马鞍山发电有限公司#1机组自2012年4月份投产以来，就存在着左、右侧主、再热汽温偏差大的问题，特别是在低负荷时，最大末级过热器出口A侧汽温比B侧高20℃以上，高温再热器出口汽温A侧比B侧低15℃以上。

为了更好地掌握锅炉运行特性，优化锅炉燃烧运行曲线，保证锅炉安全、经济、环保地运行，于2013年初对锅炉风量、温度场进行了标定，对影响燃烧效率、汽温偏差的参数进行了优化调整。

查找超临界四角切圆燃烧锅炉烟气温度和蒸汽温度偏差的形成原因。

提出消除或减缓烟温偏差的措施，对提高超临界四角切圆燃烧方式锅炉机组运行的安全性和经济性有十分重要的意义。

1、锅炉设备概况皖能马鞍山发电有限公司#1机组锅炉型号：SG-2101/25.4-M988，为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛四角切圆燃烧方式、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型燃煤锅炉。

锅炉房采用侧煤仓布置。

关于600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因分析及对策探讨发布时间：2021-07-31T09:46:48.542Z 来源：《电力设备》2021年第3期作者：孙明月[导读] 同时制定出切实可行的解决对策，从而能有效指导其他同类机组的有序运行。

（深能合和电力（河源）有限公司 517000）摘要：研究600MW 超超临界机组锅炉水冷壁超温的相关因素及其解决措施，首先需要对660MW 超超临界机组锅炉水冷壁超温的具体原因做进一步明确，并同其中的有关内容互相联系，之后针对性的分析探讨600MW 超超临界机组锅炉水冷壁超温的改善措施。

本文从启动、停机及机组常规运转等三个阶段对其进行进行全面的分析，期望为相关人员提供一定的参考。

关键词：600MW超超临界机组；锅炉水；超温超超临界直流锅炉具有较大的容量，且蒸发受热的整体面积也相对较大，在布置上存在一定的复杂性，热负荷也相对较高。

当热负荷分布不均匀时，会导致管壁超温，为了确保质量流速维持稳定，通常会选择内径比较小的水冷壁，因而垂直管水冷壁对于壁温异常具有较强的敏感性，若壁温出现明显异常，则会在一定程度上改变水冷壁内工质的物理特性，从而出现流量偏差，并进一步改变吸热特性，严重的话可能还会使水冷壁管超温，进而对锅炉平稳、安全运行造成影响[1]。

导致垂直管水冷壁超温的因素相对较多，本次研究主要是从某一电厂的具体运行情况着手，并对引起水冷壁超温的具体原因进行详细分析，同时制定出切实可行的解决对策，从而能有效指导其他同类机组的有序运行。

一、60MW 超超临界机组锅炉水冷壁超温原因（一）部分水冷壁热负荷过高其一，处在低负荷状态下的后墙水冷壁会形成波动相对较大的水动力，从而使水冷壁超温情况的发生率显著提升；从炉膛燃烧形式这一方面看，若切圆焰火已经出现明显的倾斜，则高温烟尘就可能会直接性的冲击水冷壁，从而导致冷壁超温等事件的发生；如果煤种本身具有较良好的挥发性，则会加快着火的速度，这时就会导致煤量趋同二炉膛吸热比例比正常规定的标准要高，导致数据同预设值之间存在相对较大的误差。

660MW超临界机组深度调峰运行探讨摘要：随着电力系统的快速发展，电网结构也在不断发生变化。

如今国内经济形势不断变化，电网的峰谷差越来越大，再加大规模的新能源并网，由于新能源发电的随机性和波动性，给电网的调峰带来了很大的压力。

燃煤电厂具有越来越艰巨的调峰任务。

而本文则主要探究了660MW超临界机组参与深度调峰运行中存在的问题和相关运行措施等等，从而使电厂在进行深度调峰过程当中，保证机组能够安全稳定运行。

关键词：600MW超临界机组；深度调峰；探究如今电网具有越来越大的峰谷差，再加上大规模新能源并网，使得常规火电调峰压力越来越大。

为了提高新能源消纳能力，在这种前提下对电网进行调度，就需要更多的大容量超临界机组具备深度调峰能力。

电厂想要在竞争越来越激烈的市场当中占据主导地位，就一定要具备成熟且完善的机组调峰能力，也能够有效满足电网需求。

1 深度调峰对机组运行性能的影响1.1 对机组安全性能的影响超临界直流锅炉在设计之初，由于锅炉特性配备有给水流量低保护，在机组进行深度调峰时，会因锅炉给水流量过低，导致锅炉水冷壁水动力不足。

所以在机组进行深度调峰时，机组根据最低给水流量保护限值，控制给水流量在一定范围内，防止发生突发状况导致锅炉给水流量低，锅炉灭火事件。

而在机组进行深度调峰时，锅炉长期在较低负荷当中运行，锅炉自身蓄热能力较低，燃烧稳定性低，抗扰动能力较差。

除此之外，入炉煤中水份含量大，同时挥发份较低，会延迟煤的着火点，使燃烧进入不稳定状态，也容易出现异常状况。

因此在锅炉深度调峰时，应该选择最适合的运行方式，选择最合理的风煤配比，将燃烧区域的烟气温度以及煤粉浓度都在控制在着火稳定区内，使着火稳定。

2.2 对机组经济性的影响锅炉效率、汽轮机热耗以及厂用电率能够直接影响到机组供电能耗，而供电能耗作为能够反映机组能耗水平最主要的指标，必须将其控制在合理范围内，并尽可能降低。

在大多数状况下，80%负荷率下锅炉具有较高的效率，一旦负荷率下降会使得锅炉效率随之下降。

660MW超超临界锅炉水冷壁超温原因分析及对策摘要：超超临界直流锅炉容量大，热蒸发面面积大，布置复杂，管段多且长，供热负荷高，容易出现热负荷不均匀导致管壁过热。

通过优化煤种搭配、吹灰方式和制粉系统运行方式等措施，达到控制壁温的目的。

关键词：660MW超超临界锅炉水冷壁；超温原因；对策引言超超临界直流锅炉容量大，热蒸发面面积大，布置复杂，管段多且长，供热负荷高，容易出现热负荷不均匀导致管壁过热。

为了保证一定的质量循环速度，冷却水壁的内径必须小，因此垂直管道的水冷壁容易超温。

影响垂直管道水冷壁温度的因素有很多，所以对水冷壁温度过高的原因及对策进行研究对同类机组运行具有较高的参考价值。

1设备与背景某厂锅炉采用上海锅炉厂超超临界π型锅炉，制粉系统是正压直吹式结构，在炉膛的四角分6层布置了24只直流式煤粉燃烧器，水冷壁下部是在炉膛四周采用螺旋管圈布置，上部布置的是垂直管圈。

2水冷壁超温原因分析某厂2020年烧高热值煤时，在各个负荷段区间内升降负荷过程中都会导致中间点过热度的不同程度的幅度波动，特别是当2号炉大幅度减负荷至300~400MW时中间点过热度最高可达60℃以上，导致水冷壁出现较为严重的区域性超温，全年水冷壁温度超高二值达109次，其中特别是后墙水冷壁垂帘管及后墙水冷壁悬吊管超温想象更为频发和严重，其中后墙悬吊管出口自左第50排自前第6号管、后墙垂帘管自左第50排自前第1号管超温情况最为严重。

锅炉水冷壁长期处于超温情况下运行容易导致爆管，直接影响锅炉的安全运行及其使用寿命。

为解决水冷壁超温影响机组的安全经济运行，生产各部门通过大量数据分析、调研和摸索总结，多次组织专业会分析后得出超温的原因主要有：①锅炉偏烧；②煤种变化；③受热面结焦。

首先2号炉的水冷壁呈现区域性超温，则意味着区域性单位吸热量过多，传热恶化，这就是由于燃烧火焰产生偏斜而不对称所导致的。

由于2020年整年煤种热值较高，在升降负荷过程中更容易加剧火焰偏斜造成区域性超温的程度。

660MW超临界直流锅炉壁温超限的控制摘要：660MW超临界机组因为高效率、高经济性目前已成为我国的主流火电发电机型，锅炉壁温的控制对锅炉本身的安全运行有极大的影响，其稳定运行对电网有着无比重要的意义。

因此壁温的调节是日常运行中一项重要课题。

文章将从超临界机组和锅炉壁温调节的概念出发，提出有针对性的调整思路，让我们锅炉在工况变化的情况下，壁温调整超限的问题得以解决。

关键词：超临界直流机组；主汽压力和机主控调门开度；壁温；给水温度；火焰中心高度等店塔发电公司2X660MW超临界直流锅炉型式为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，定-滑-定方式运行、单炉膛、一次中间再热、对冲燃烧、平衡通风、干式排渣、全钢悬吊结构∏型锅炉，在任何工况下高过管壁温不允许超过594℃。

1、下面是机组实际运行过程中易引起锅炉壁温超限存在的几个常见问题：1）实际主汽压力与目标主汽压力的偏差大在正常负荷加减过程中，机组协调AGC投入，当网调负荷AGC指令下达后，机主控优先开关汽机调门来快速调整负荷，快速达到网调需求的机组出力。

炉主控根据负荷对应的压力设定值与实际压力偏差进行调整进行加煤加水升温升压，在此过程中，必然产生压力变化率，机主控调门开度趋势便是我们判断壁温变化的前置指标。

下面是调峰机组在加减负荷时壁温超限的实例例一、2018年10月11日上午9:00-9:15分，机组负荷由600MW降至490MW，锅炉长吹进行中，AGC正常降负荷，期间给水偏置-105t/h并未进行操作。

600MW工况时主汽压力21.5MPa目标压力23.9MPa，相差2.4MPa，汽机主控调门开度98%;490MW工况时主汽压力21.9MPa目标压力23.6MPa，相差0.3MPa，汽机主控调门开度87%,此过程中主汽压力变化很小，但机主控调门98%关至87%，9:06受热面壁温超限。

附图：原因：前期炉侧压力较目标压力偏低，机主控调门开度偏大；降负荷后，主汽压力较目标压力接近，但机主控调门关度达11%，炉侧蒸汽流速相对下降所致。

有关660mw超临界直流锅炉气温控制技术的研究660MW超临界直流锅炉是对基于普通锅炉基础上的新一代大型锅炉设备的称呼，通常具有负荷参数高以及装机容量大等特点，是我国火力发电设备的主力军之一。

随着我国经济的高速发展，对于电力的需求也越来越大。

作为火力发电中的主要设备之一，660MW超临界直流锅炉对于发电厂的稳定运行有着重要的意义。

因此关于660MW超临界直流锅炉的温度控制问题，也引起了研究人员的注意。

本文针对660MW超临界直流锅炉的汽温控制技术，进行简要的分析，可供参考。

标签：660mw;超临界;直流锅炉;气温;控制技术1直流锅炉汽温变化特征对于直流锅炉来讲，气温的变化原因较为复杂。

在正常的运行条件下，锅炉各个受热面之间是没有固定界限的，加热段、蒸发段与过渡段之间的温度变化呈渐进式的分布。

但是，如果锅炉内部出现燃料与给水的比例不均衡时，锅炉三个受热面原有的平衡将会被打破，导致出汽口的蒸汽输出参数变化。

例如，倘若锅炉的给水流量变小，就会让锅炉的燃烧时间增加，促使蒸汽在过渡段的时间加长，使过渡面积扩大，蒸汽的温度难以下降，导致出汽口蒸汽温度上升。

相反的，如果给水较多，就会使锅炉蒸发段的面积扩大，降低锅炉的内部温度，影响锅炉以及出汽口的气温。

2引起锅炉温度异常的原因2.1炉内产生堆积物超临界直流锅炉在运行的过程中，由于长期的水渍积累或杂物进入，在炉内形成堆积物。

此类堆积物的形成，造成锅炉内部受热不均匀。

局部地区因为堆积物的原因造成温度较高，最终导致锅炉内部温度异常，影响锅炉的整体安全运行。

2.2火焰位置问题虽然炉膛内火焰位置的控制不能决定直流炉的最终温度，但是它会给汽温的控制带来一定的影响。

正如火焰中心高度上升，会造成水冷壁的吸热下降;如果中间点温度降低，则会导致辐射式过热器进口的温度下降，半辐射式过热器出口的温度下降。

虽然在烟气热容上有所提升，让直流过热器有更加高效的吸热机会，但是在煤水比保持不变的前提下，换热量提高（再热器侧换热量同样增加），依旧不能填补辐射换热所带来的损失，因此锅炉的主汽温会不断下降。

660MW超临界机组40%负荷以下深度调峰问题解析及对策摘要：本文针对新疆地区某2ᵡ660MW燃煤火电机组40%以下负荷深度调峰运行时存在的问题进行了剖析，重点阐释了机组深调对锅炉安全运行的影响，并根据现场实际情况，提出解决问题的措施和对策，经过实践，实现了AGC控制模式下机组在198MW（30%BMCR）负荷调峰安全稳定运行。

关键词：660MW；深调；问题；措施1 设备概况新疆某2ᵡ660MW超临界燃煤机组，锅炉型号为SG-1997/25.4-M5505型，该锅炉为超临界压力参数变压运行螺旋管直流锅炉、单炉膛塔式布置、一次中间再热、四角切圆、采用平衡通风、中速磨直吹式制粉系统、固态排渣煤粉炉，锅炉为全钢构架，紧身封闭，整体呈塔型布置。

锅炉燃用新疆准东煤，设计5台磨煤机带锅炉BMCR工况，炉后尾部烟道出口安装带旁路烟道的SCR脱硝反应器，下部布置两台三分仓容克式空气预热器。

汽轮机型号为NZK660—24.2/566/566，该汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界蒸汽参数、一次中间再热、单轴两缸两排汽、单背压、直接空冷式汽轮机。

DCS和DEH采用杭州和利时公司的Hollias Macs分散控制系统。

2 机组深度调峰存在的问题2.1机组在264MW以下负荷未进行CCS逻辑优化，无法在CCS模式下运行，AGC不具备投入条件，可能出现主汽压力波动大，主再热汽温波动大等异常。

2.2机组负荷区间在198MW-220MW时，手动调整给水流量，控制过热度，机组存在转湿态的风险。

2.3机组负荷区间在198MW-264MW时，运行三台磨，炉膛温度低，可能出现燃烧不稳情况，有锅炉灭火的风险。

2.4机组负荷区间在198MW-264MW时，给水流量在500t/h-790t/h之间，可能出现给水流量低造成MFT保护动作（给水流量低低保护定值525.6t/h）风险。

2.5机组负荷区间在198MW-264MW时，两台给水泵运行时，可能存在给水泵抢水现象，引起给水流量波动的风险，可能出现给水流量低造成MFT保护动作。