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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。
660MW超临界直流锅炉汽温调整分析及解决方案作者：张超来源：《科技视界》2015年第29期【摘要】本文通过对660MW超临界直流锅炉汽温调整原理进行探讨，通过汇总机组实际运行中存在的汽温调整问题，分析影响主再热汽温的主要因素，提出有针对性的调整思路，并对汽温调整中的注意事项进行重点交代，使锅炉在变工况情况下，主再热汽温调整困难的问题得以解决。
【关键词】超临界；汽温；过热度宝二发电公司660MW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、采用切圆燃烧方式、平衡通风、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。
过热器配置二级喷水减温装置，左右能分别调节。
在任何工况下（包括高加全切和B-MCR工况），过热器喷水的总流量约为8%过热蒸汽流量，再热器采用烟气挡板调温，喷水减温为辅，再热器喷水减温器喷水总流量的能力约为4-4.5%再热蒸汽流量（B-MCR工况下），设计喷水量为零。
过热汽温控制在直流负荷以前，主要通过燃烧侧调整，可辅助采用喷水减温控制；在直流负荷以后，以控制煤水比为主，通过调整煤水比改变加热段、蒸发段、过热段在锅炉水冷壁中的位置（如图1），改变锅炉分离器出口蒸汽过热度，从而调整主汽温度，为调整两侧偏差和汽温细调，采用喷水减温为辅。
再热汽温控制由尾部烟道挡板调温和再热器微量喷水减温调温构成，以尾部烟道挡板调温为主，微量喷水减温为辅。
即当再热汽温超限时，先进行尾部烟道挡板调温，若未达到调节目的，再配合使用再热器微量喷水调温。
1 在实际运行中，主再热汽温调节主要存在以下问题1）锅炉低负荷运行时间较长，炉内燃烧相对集中，炉膛火焰充满度不好，使汽温变化比较敏感，给锅炉汽温调节带来一定困难。
2）锅炉煤质变化大且相对较差，三台磨煤机运行时，磨煤机基本处于满出力运行，磨煤机出力对燃烧的的调节裕度较小。
3）锅炉输渣系统存在缺陷较多，处理过程中，炉膛及过再热器吹灰不正常，使锅炉受热面积灰结渣严重，影响了锅炉汽温的正常调整。
简析660MW超超临界锅炉的调试发表时间：2018-06-01T10:26:54.753Z 来源：《电力设备》2018年第1期作者：黄钰[导读] 摘要：结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试进行分析，首先概述了某发电厂660MW超超临界锅炉，对660MW超超临界锅炉的调试要点进行了简要分析，以供借鉴参考。
（大唐吉木萨尔五彩湾北一发电有限公司）摘要：结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试进行分析，首先概述了某发电厂660MW超超临界锅炉，对660MW超超临界锅炉的调试要点进行了简要分析，以供借鉴参考。
关键词：660MW超超临界；锅炉；调试要点一、某发电厂660MW超超临界锅炉的概述某发电厂是2台660MW超超临界空冷发电机组，锅炉是国产超超临界、直流、变压型的DG2090/25.4-II2型锅炉，锅炉使用的是扩容式内置大气启动系统，双进双出磨煤机和冷一次风机止压直吹式制粉系统，运用前后墙对冲燃烧，配置了相应的燃烧器和燃尽风喷口。
在其尾部有分烟道设置，使用烟气分流挡板对再热器出口的蒸汽温度进行调节，利用两级喷水和煤水比对过热器蒸汽温度进行控制。
为了达到节约燃油的目的，把锅炉前墙下层的燃烧器改成了使用少油进行点火的具有启动和稳燃性能的燃烧器。
二、660MW超超临界锅炉的调试要点分析结合某发电厂660MW超超临界锅炉，对其调试要点进行分析，具体表现为：1、锅炉冷态通风调试分析。
主要体现在：（1）合理设定燃烧器调风器的初始位置。
烧器安装后，需要对燃烧器调风器位置预先进行设定，为了防止安装的误差，试验人员应该进入炉膛或风箱内部认真整定和检查燃烧器，并做好相关的标记和记录。
（2）一次风速调平分析。
由于磨煤机使用的是侧煤仓布置，一台磨煤机的两根煤粉管最大可相18m，如果调整不及时可能导致炉膛的温度不均。
调试第-台锅炉的时候没有引起重视，止式投产之后炉膛两侧的温度发生了偏斜，两侧的空气预热器出口排烟温度差20-30℃；所以调试第二台锅炉的时候重视了一次风速的调平，使其在热态运行的状祝下，两侧空气预热器的出口排烟温度达到了相同的程度。
Science &Technology Vision科技视界宝二发电公司660MW 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、采用切圆燃烧方式、平衡通风、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。
过热器配置二级喷水减温装置,左右能分别调节。
在任何工况下(包括高加全切和B-MCR 工况),过热器喷水的总流量约为8%过热蒸汽流量,再热器采用烟气挡板调温,喷水减温为辅,再热器喷水减温器喷水总流量的能力约为4-4.5%再热蒸汽流量(B-MCR 工况下),设计喷水量为零。
过热汽温控制在直流负荷以前,主要通过燃烧侧调整,可辅助采用喷水减温控制;在直流负荷以后,以控制煤水比为主,通过调整煤水比改变加热段、蒸发段、过热段在锅炉水冷壁中的位置(如图1),改变锅炉分离器出口蒸汽过热度,从而调整主汽温度,为调整两侧偏差和汽温细调,采用喷水减温为辅。
图1再热汽温控制由尾部烟道挡板调温和再热器微量喷水减温调温构成,以尾部烟道挡板调温为主,微量喷水减温为辅。
即当再热汽温超限时,先进行尾部烟道挡板调温,若未达到调节目的,再配合使用再热器微量喷水调温。
1在实际运行中,主再热汽温调节主要存在以下问题1)锅炉低负荷运行时间较长,炉内燃烧相对集中,炉膛火焰充满度不好,使汽温变化比较敏感,给锅炉汽温调节带来一定困难。
2)锅炉煤质变化大且相对较差,三台磨煤机运行时,磨煤机基本处于满出力运行,磨煤机出力对燃烧的的调节裕度较小。
3)锅炉输渣系统存在缺陷较多,处理过程中,炉膛及过再热器吹灰不正常,使锅炉受热面积灰结渣严重,影响了锅炉汽温的正常调整。
处理过程中炉底漏风较大,降低了炉膛火焰温度,干扰了锅炉的稳定燃烧。
4)锅炉二次风配置属上海锅炉厂的独创,在二次风挡板的调节方面无运行经验,特别是在给水侧大幅变化时,如何在燃烧侧配合调整汽温,需要继续总结经验,不断提高操作技能。
5)锅炉主、再热减温器调节特性较差,各级减温水流量未进行校核,普遍存在显示不准的情况,在燃烧调节时参考价值不大。
660MW超临界机组过热蒸汽温度的控制系统及运行调整摘要：大型火电站当中，一项较重要的运行调整就是过热蒸汽温度控制和调整。
过热蒸汽温度控制系统，对于火电机组热效率的提升具有重要意义，能够保障机组发电过程中所产生的热量得到应有的利用，使发电效率大大提升。
因此在本文当中就将对某火力发电企业机组过热蒸汽温度控制系统设计工作进行分析，将设计工作当中对过热蒸汽温度控制系统大延迟、大惯性以及时变性和非线性内在机理问题，进行攻克的过程进行研究，同时对过热蒸汽温度的运行调整提出相关建议。
关键词：660MW；超临界机组；过热蒸汽温度；控制：调整1.前言浙能乐清一期2*660MW超临界机组，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉。
DCS系统用的是北京ABB贝利控制系统有限公司的Industrial IT Symphony 系统。
在本文当中，将主要对机组当中的过热蒸汽温度控制系统进行研究，过热蒸汽温度控制系统主要存在大延迟，大惯性以及时变性和非线性内在机理问题，并提出相应的运行调整分析。
2.过热蒸汽温度控制系统解析2.1工艺流程分析过热器喷水减温系统工艺流程：炉膛上部布置有前屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，共有二级喷水减温器，将每一级减温器都进行左右两侧均匀布置。
在第一级减温器当中，主要是将减温器布置在后屏过热器的入口处，该级减温器的喷口量达到了总设计喷水量的2/3，对第一级减温器进行控制的是两个喷嘴和调节阀门。
在第二级减温器当中，主要是将其设置在末级过热器的入口处，该级减热器喷水量达到了总设计排水量的1/3。
图一过热减温水DCS画面2.2过热汽温控制系统2.2.1减温控制系统在第一级减温控制系统（以此为例）当中，进行温度调节时的被调量是前屏过热器出口处的气温，同时该控制系统还能够保护屏式过热器的管壁不会出现温度过高的现象，并与末级过热汽温控制系统进行配合协同工作，保证整体控制系统温度得以调节。
660MW超临界直流炉主、再热蒸汽温度的运行调整分析摘要：超临界技术的应用可以提高电厂生产效率，减少环境污染，节约设备能源，因此，在世界上许多国家和地区都得到了广泛使用，由于直流锅炉没有热包，热应力问题尤为突出，因此，保证主蒸汽的稳定是一项尤为重要的工作。
由于超临界直流机组在我国商业运行的时间还较短，直流炉的特性注定了机组主汽温度自动控制与机组的协调控制存在紧密联系，要解决机组主汽温度自动控制，机组协调控制及给水控制必须稳定。
660MW 超临界机组的主、再热蒸汽温度的运行调整在正常运行中是非常重要的，是保证机组稳定运行的一个重要方面，汽温过高会影响机组的寿命，过低会降低机组的效率。
关键词：超临界直流炉；主蒸汽温度调整；措施电站锅炉过热汽温、再热汽温影响着机组的安全经济运行。
由于超临界压力锅炉没有汽包，热水受热面、蒸发受热面和过热受热面之间没有固定的界限，运行工况发生变化时，各受热面的长度会发生变化，控制锅炉过热器出口温度(主汽温) 在允许范围内对整个电厂的安全运行和生产具有非常重要的意义，主汽温度过高或过低都会影响整个机组的正常运行。
超超临界机组运行参数高，其控制要求也比常规机组更为严格，尤其超超临界直流锅炉的主汽温变化特性就比汽包锅炉更为复杂，控制和调节也更为困难。
因此，研究直流锅炉的汽温变化特性就有着很重要的现实意义和理论价值。
一、超临界直流炉汽温控制的必要性及特征超临界直流炉技术的汽温是受水煤比、机组负荷、风量和燃烧情况等因素影响。
汽温过热以及大幅度偏离等因素，会导致超临界直流炉技术汽温在经济和设备安全等方面都受到影响。
超临界直流炉技术汽温如果超高会降低金属设备的强度，超临界直流炉技术气温较低又会导致汽轮机的损耗加强，同时，系统的热效率会降低。
超临界直流炉技术突破了传统的自然循环锅炉的汽包，在水进入到锅炉后，因为各种因素的影响，导致各受热面之间分界线不固定。
一般来说，超临界直流炉技术汽温的特征有两个：一是，动态特征。
660MW超超临界机组锅炉受热面壁温、汽温偏差大原因及应对措施华电六安电厂有限公司#3机组运行中存在受热面左右侧壁温偏差、再热器出口汽温偏差大的问题，导致机组在额定主、再热汽温运行的时候左侧受热面易超温和再热器左侧存在事故喷水的现象，影响了机组的安全、经济运行。
为了解决这个问题，从影响偏差的各个因素入手，综合考虑，提出切实可行的运行方式，寻找锅炉燃烧的最优工况，为机组安全、稳定、经济运行提供相关参考依据。
标签：660MW机组；受热面壁温；汽温；事故喷水；经济性；安全性；控制困难；解决方法0 前言华电六安电厂有限公司扩建2×660MW 机组锅炉为：超超临界参数、变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π 型半露天布置、除灰渣系统为干式（风冷）机械式除渣系统、全钢架悬吊结构。
炉后尾部布置两台转子直径为Φ14236mm 的三分仓容克式空气预热器。
锅炉采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配6 台磨煤机（5运1备）。
24 只直流式燃烧器分6 层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆方式燃烧。
最上排燃烧器喷口中心标高为35488mm，距分隔屏底部距离为21962mm。
最下排燃烧器喷口中心标高为26078mm，至冷灰斗转角距离为5188mm。
在主燃烧器和炉膛出口之间标高42178mm 处布置有1 组下层燃烬风（LOFA）燃烧器喷嘴，距上排燃烧器喷口中心6090mm。
在主燃烧器和炉膛出口之间标高46237mm 处布置有1 组上层燃烬风（HOFA）燃烧器喷嘴，距上排燃烧器喷口中心10749mm。
1 问题简述#3机组燃用煤种为混煤。
其中，A、B、C磨煤机为黄陵煤，全水分为9.4%，挥发分为34.31%，灰分为15.77%，低位发热量为24.31MJ/Kg；D、E、F为潘集西煤，全水分为8%，揮发分为42%，灰分为28%，低位发热量为20.9MJ/Kg。
600MW超临界给水汽温调整分析摘要：660MW超临界直流锅炉由于各种原因，运行中受热面、水冷壁经常出现超温、爆管现象机组安全性能得不到保障.。
锅炉受热面、水冷壁超温很大原因由于燃水比的失衡。
锅炉热负荷不均匀导致。
本文以目前国产大容量B&WB-2090/25.4-M型“W火焰”超临界直流锅炉。
超临界机组通常采用调节给水流量来实现燃水比控制。
在燃水比控制中，燃水比的失衡会影响到过热汽温，但是不能使用过热汽温作为燃水比的调整信号。
因为过热汽温对给水量扰动也有很大的迟延，若等到过热汽温已经明显变化后再用调节给水流量的话，必然会使过热汽温严重超温或大幅降温，这时及时修正中间点过热度的调整给水。
关键词：给水；控制；汽温；锅炉一、给水调整中间点温度燃水比改变后，汽水流程中各点工质焙值和温度都随着改变，可选择锅炉受热面中间位置某点蒸汽温度（又称为中间点温度或微过热温度）作为燃水比是否适当的反馈信号，因为中间点温度不仅变化趋势与过热汽温一致，而且滞后时间比过热汽温滞后时间要小得多，这对于稳定过热汽温，提高锅炉燃水比的调节过程品质是非常重要的。
而且中间点温度过热度越小，滞后越小，也就是越靠近汽水行程的入口，温度变化的惯性和滞后越小。
采用内置式汽水分离器的超临界机组，一般取汽水分离器出口蒸汽温度作为中间点温度来反映燃水比。
图2.1所示是直流锅炉的喷水减温示意图，给水流量W一般是指省煤器入口给水流量，减温水流量Wj是指过热器一、二级减温水流量之和。
锅炉总给水流量等于给水流量加上减温水流量减去分离器疏水量。
改变给水流量W和减温水流量Wj都会影响过热汽温，通常通过改变锅炉总给水流量来改变给水流量W进而粗调汽温，改变减温水流量W}进行过热汽温细调。
图1 直流锅炉的喷水减温示意图当由于燃水比例失调而引起汽温的变化时，仅依靠调节减温水流量来控制汽温会使减温水流量大范围变化，有时会超出减温器的减温水流量可调范围。
为了避免因燃水比失衡而导致减温水流量变化过大，超出减温水流量可调范围，因此可利用减温水流量与锅炉总给水流量的比值（喷水比）来对燃水比进行校正。
660MW超临界直流“W”火焰锅炉的燃烧调整目前，我国运行的W型火焰锅炉中普遍存在着燃烧效率低、飞灰含碳量大、排烟温度高、NOx排放过高、结焦严重、燃尽率低等问题。
本文结合南宁电厂660MW“W”火焰锅炉的特点及运行分析，针对锅炉燃烧存在的问题，进行了大量的燃烧调整实验，改善了机组安全经济状况。
1 锅炉设备及主要性能指标1.1 设备概述国电南宁发电有限责任公司2×660MW工程锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司的国产超临界参数复合变压本生直流锅炉，锅炉型号DG2141/25.4-Ⅱ12型，锅炉为一次再热，平衡通风，固态排渣，露天布置，全钢构架，全悬吊结构，“Ⅱ”型直流锅炉，“W”型火焰燃烧方式。
其主要设计参数如下表1（设计煤种）：1.2主要燃料特性本工程设计煤种为兴仁无烟煤，校核煤种Ⅰ为无烟煤：烟煤为8：2，校核煤种Ⅱ为六枝无烟煤，燃煤煤质特性如表2。
1.3 燃烧设备燃烧系统配有24只双旋风煤粉燃烧器；每台磨煤机带4只煤粉燃烧器。
双旋风煤粉燃烧器顺列布置在下炉膛的前后墙炉拱上，前、后墙各12只，水冷壁上还布置有26只燃烬风调风器，前、后墙各13只。
锅炉配置双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，由2台双动叶可调式一次风机，6台BBD（MGS4360）型磨煤机，5台磨煤机就可以满足锅炉MCR负荷。
2 制粉系统优化调整锅炉燃烧调整的是在实质煤质条件下，优化锅炉运行方式和参数，减少飞灰和排渣，提高锅炉效率。
试验前利用停磨机会对各台磨煤机回粉管、分离器挡板进行了清理检查。
2.1 一次风调平通过观察发现各磨煤机出口静压偏差较大，因此在磨煤机80%以上出力下，采用防堵靠背管实测各磨煤机出口粉管的动压值，并通过粉管上的可调缩孔调平了各管动压，保证了磨煤机各粉管出力的均匀性。
2.2 煤粉细度调整试验分离器挡板调整主要磨煤机分离器挡板调整至开度为4.5，维持磨在150A-160A左右，此后通过定期加直径为50mm的钢球保证磨煤机电流控制在150-155A之间，通过调整各制粉系统细度总体下降，但调整初期煤粉均匀性仍较差，后期随着制粉系统的运行，磨煤机内大小钢球配比逐步趋于合理，煤粉细度得到下降且均匀性也得到提高，图1是制粉系统调整前、调整初期、调整后期各一次风管煤粉细度一周内日平均值的比较：3 燃烧优化调整试验南宁电厂当前正常运行时采用石油焦与无烟煤及高硫煤的掺烧，此次针对煤质特性主要进行了不同石油焦掺烧方式掺烧试验。
