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平顶山发电分公司专题报告1000MW超超临界锅炉邻炉加热启动系统专题报告平顶山发电分公司1．工程概况平顶山发电分公司系新建电厂，规划容量6×1000MW，分期建设并留有进一步扩建的余地，一期工程建设2×1000MW超超临界燃煤凝汽式汽轮发电机组于2010年11月23日和12月8日投产，为节能减排，利用邻机汽源暖机技术对机组实施启动，以达到节约启动时间、减少启动用能的目的，国内这种启动方式在实际应用中取得了一定的节能效果，本报告进行系统比较研究，并提出建议。
2．主机及主要辅机配置情况简介主机设备主要技术参数如下：2.1 锅炉制造厂：东方锅炉（集团）股份有限公司锅炉采用超超临界参数变压直流炉、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型锅炉。
锅炉容量和主要参数：表12.2 汽机汽轮机采用超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。
汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。
汽轮机额定转速为3000转/分。
型号：CCLN1000-25/600/600型型式：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机额定功率（TRL工况）：1000MW最大功率（VWO工况）：1111.23MW额定工况参数：主蒸汽压力：25MPa.a主蒸汽温度：600℃主蒸汽流量：2724.04t/h排汽压力： 4.3/5.5kPa.a额定冷却水温：20℃中压缸进汽/高压缸排汽压力： 4.529/4.977MPa.a中压缸进汽/高压缸排汽温度：600/346.8℃中压缸进汽/高压缸排汽流量：2186.03t/h机组热耗：7309.7kJ/kWh额定转速：3000r/min主蒸汽最大进汽量：3110t/h给水回热级数：共8级(3高+1除+4低)2.3 锅炉的启动时间（从点火到机组带满负荷），与汽轮机相匹配，一般为：冷态启动7～8小时温态启动2～3小时热态启动1～1.5小时极热态启动＜1小时图一：锅炉冷态启动曲线图二：锅炉热态启动曲线2.4.锅炉主要辅机配置情况本工程制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计，每台炉配备6台中速磨煤机。
1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构与运行特性摘要介绍了国产1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构及运行特性，阐述了启动系统的结构，启动系统的流程以及运行特性，分析了各种启动系统之间的不同（包括安全性，经济性等）以及不同设备运行对于启动系统运行的影响等。
关键词：超超临界启动系统结构特性运行特性AbstractIntroduced domestic 1000MW Supercritical Boiler Start System structure and operating characteristics, described the structure of the boot system, boot the system processes, and operational characteristics of the different promoters, the difference between the systems (including security, economy, etc.) andstart the system running for different devices running on and so on.Keywords：USC；Start System ；operational characteristics；operating characteristics目录第一章前言 (3)第二章 1000MW超超临界锅炉主要系统 (5)第三章超超临界锅炉启动系统 (9)第一节超超临界锅炉启动系统的结构 (9)第二节超超临界锅炉启动系统的分类 (12)第三节锅炉启动系统的比较 (15)第四章超超临界锅炉启动系统运行特性分析 (17)第五章典型超超临界锅炉启动系统 (20)第六章结束语 (28)参考文献 (29)附录 (30)第一章前言一、超超临界机组发展背景火电机组的发展已历经百年，发达国家超临界机组运用已有40多年的历史，1949年苏联建造了第一台超超临界试验机组才使该项技术应用有所突破，由于能源紧缺的局面日益凸显，为提高发电效率和降低煤耗必须不断提高蒸汽初参数。
1000 MW超超临界燃煤发电机组的启停成本分析(1. 国电浙江北仑第一发电有限公司浙江宁波 315800; 2. 国电电力发展股份有限公司，国电集团北京 100101; 3. 国电宁夏石嘴山发电有限责任公司宁夏石嘴山 753202)摘要：分析1000 MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入，提出基于收益的启停成本核算模型，优化机组运行方式，提高机组启停的经济性。
结果表明从锅炉上水到AGC投入的机组启动阶段历时约32小时，机组在全冷态开机过程的总成本为463.2766万元，其中煤耗成本37.8159万元，油耗成本5.5916万元，水耗成本10.8705万元，外购电成本84.0546万元，发电量净收益531.056万元。
机组停机过程从AGC撤出减负荷到发电机解列，共约9小时。
机组滑参数停机过程的总成本为321.124万元，其中煤耗成本98.336万元，燃油成本4.1916万元，外购电成本109.7万元，发电量净收益131.854万元。
关键词：燃煤火力发电机组；成本核算模型；启停成本；全冷态启动；滑参数停机1 引言为了提高燃煤火力发电机组的运行效率，单台机组的装机容量、主蒸汽温度和压力不断提高。
启动机组的油耗、煤耗、水耗和厂用电耗等也会随装机容量的增加而增大[1-3]。
由于电力产能过剩，机组频繁启停，极大增加了油、煤、水、外购电和人力资源等成本消耗[2-4]。
因此有必要分析机组开停机过程中的各项成本，优化运行流程，不断降低成本，提高经济效益。
本研究拟分析1000 MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入，提出基于收益的机组启动和停运成本核算模型，优化机组运行方式，提高机组启停过程的经济性。
本文的分析有助于了解控制火力发电机组启停的成本产生规律，通过优化机组启停过程，减少异常工况，降低成本消耗，提高经济效益。
2 成本核算的基本模型以北仑电厂三期1000 MW超超临界燃煤火力发电机组6号机为例，分析机组全冷态启动和滑参数停机过程中的成本。
1000MW超超临界机组邻机蒸汽加热启动系统经济性分析本文对设置邻机蒸汽加热启动系统必要性和可行性进行了分析论证。
在相邻机组正常运行工况下，邻机辅助蒸汽系统能提供符合要求的汽源至本机除氧器，通过除氧器加热启动系统给水，实现本机冷态和热态启动清洗，该配置方案可以节省机组启动清洗过程中用煤量，具有一定的节能优势。
标签：1000MW超超临界机组、邻机加热启动系统、经济性分析1 邻机加热系统必要性1000MW超（超）临界直流锅炉对汽水的品质要求较高，首次点火或停运较长时间（一般超过150小时）的机组在启动时需要对锅炉本体水系统换热面进行冷、热态清洗，目的是将沉积在给水管道系统和换热面上附着的氧化皮等杂质清洗干净，保证锅炉受热面内表面清洁。
锅炉清洗对水温有一定的要求，特别是当锅炉进行热态清洗时，需要锅炉点火启动加热清洗水，由于该过程持续时间较长，需耗费大量燃油和燃煤。
在邻机运行的条件下，可考虑设置邻机加热系统。
这样既可减少本台锅炉启动时燃油消耗量，也可减少锅炉主要辅机的耗电量，降低锅炉启动成本，但是会增大邻机的厂用蒸汽消耗，因此，是否设置邻机加热系统应该综合经济技术比较后确定。
2 邻机加热系统可选方案1000MW超超临界直流锅炉邻机蒸汽加热系统一般有如下二种方案：（1）除氧器加热蒸汽系统对于1000MW超超临界直流锅炉，如果锅炉热态冲洗要求的温度较低时，低于除氧器的工作温度。
此时，可利用邻机的加热蒸汽在本机除氧器内直接将给水加热到热态清洗温度，两台机组辅助蒸汽系统相连，并且辅助蒸汽本身就设计有一路加热蒸汽管道至除氧器，该系统只需要重新核算相关管道规格，满足邻机加热系统的蒸汽量要求即可。
（2）高加启动加热蒸汽系统如果锅炉热态冲洗要求的温度较高（如外高桥电厂三期锅炉水冷壁后280℃），受除氧器加热水温能力限制，需高压加热器参与系统加热，才能满足锅炉热态冲洗要求。
此时，锅炉给水先经除氧器加热，再经高压加热器系统加热提升温度，达到锅炉热态冲洗较高温度要求，需增加高加加热汽源和疏水系统。
电力系统2020.7 电力系统装备丨87Electric System2020年第7期2020 No.7电力系统装备Electric Power System Equipment化输出电压，改善噪音，并以一半的静态电流提供两倍速度。
0PA2277运放器在工作电压内具有良好的性能。
二次侧的电流电压信号在经0PA2277运放处理后，信号中存在大量干扰高频信号，不利于数据处理，需继续对二次侧绕组予以数据滤波。
此次测试系统的一次侧，通入工频50 Hz 的交流电，为低频，变电站现场以高频干扰为主，故选择低通滤波器。
而且，巴特沃兹滤波器的幅频特性较好，被大量应用，本系统应用了二阶巴特沃兹的低通滤波器。
②软件处理。
经硬件处理后，信号里的高频信号已大体滤出，需把采集数据输入STM32F103芯片予以软件处理，互感器一次侧接通工频50 Hz 信号，但信号频率不稳。
所以，设计了自适应频率的跟踪算法，当频率发生变化时，也可准确地进行数据采集，提升数据精度。
先借助迅速傅里叶变换（FFT ）处理信号，算出输入信号频率。
依据采样间隔的频率，对A/D 采样时间做出调整，保证各周期的采样点数相同，确保了采样精度。
3.3 测试方案此次测试系统有测试方案的导入模块，变电站中有很多间隔，各间隔由断路器、隔离开关、电力互感器、电流互感器、避雷器构成。
测试方案以间隔单元作为基础，包括全部种类的互感器、接线模式、测试方法，按照导入的测试方案展开测试，方案可提示操作人员现在测试的互感器种类及接线方式。
依据测试方案给出的互感器类型及接线方式，数据处理模块，对比相应的判据，比较采集信号与判据，进而判定互感器的极性正确与否。
由于不同的变电站适应不同的测试方案，实际工作中，可根据变电站情况，制定多种测试方案，测试时，结合需要进行选择。
工作薄表示Excel 文件名，输入文件名完成搜寻，点击格式转换键，不仅可以转换文件格式，而且还把文件储存于该软件的文件夹，保存后，把txt 文件复制在SD 卡上，数据处理模块由SPI 端口可读取信息，结束测试。
1000MW超超临界直流锅炉运行特性浅析卜建昌华能玉环电厂，浙江省玉环县大麦屿开发区下青塘 317600；摘要：根据华能玉环电厂4x1000MW超超临界机组的运行特性及在运行中出现的一些问题，特别是由于缺乏超超临界直流锅炉的运行经验，难于掌握直流方式运行的动态特性。
对这些问题进行分析探讨和总结经验，为以后大型超超临界机组的调试及运行提供参考经验。
关键词：超超临界、直流锅炉、干态、湿态、水煤比1引言本文从超超临界直流锅炉运行特性入手，通过启动过程的分析和探讨，为以后大型超超临界机组的调试及运行提供借鉴。
2机组设备概况2.1锅炉设备概况本厂1000MW锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社技术制造的超超临界变压运行直流锅炉，型号为HG-2953/27.46-YM1。
其采用П型布置、单炉膛、低NO X PM主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切圆燃烧方式。
炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统，一次中间再热系统。
调温方式除采用煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神府东胜煤和晋北煤。
锅炉设计为带基本负荷并参与调峰。
在30%至100%负荷范围内以纯直流方式运行，在30%负荷以下以带循环泵的再循环方式运行。
制粉系统采用中速磨煤机直吹式制粉系统，每台炉配6台磨煤机。
机组配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵和一台启动用25%BMCR容量的电动调速给水泵。
旁路系统采用高低压串联旁路，40%容量。
本锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷为35%BMCR。
2.2汽机设备概况汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界汽轮发电机组。
型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）。
型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。
东方1000MW超超临界锅炉启动控制节点分析发布时间：2021-12-31T07:59:15.826Z 来源：《电力设备》2021年第11期作者：张海滔[导读]（深能合和电力(河源)有限公司 517025）摘要：河源电厂二期工程是由东方锅炉厂设计制造的国产启动系统，与其他国产的超超临界参数变压直流炉存在较大的区别。
通过对东方1000MW超超临界锅炉启动工况学习，对锅炉启动相关控制要点进行分析并得出控制策略，为更好的控制锅炉各系统提供充分理论依据。
关键词：东方1000MW超超临界锅炉；启动；控制设备概况：河源电厂二期工程装设2×1000MW燃煤汽轮发电机组，该项目是东方锅炉自主研发的首台1000MW二次再热高效超超临界机组锅炉，采用了尾部双烟道平行烟气和烟气再循环的组合方式调温。
锅炉型号为DG2693/33.2-Ⅱ6，二次中间再热、平衡通风全悬吊Π型布置方式，前后墙对冲燃烧方式，锅炉最大连续蒸发量为2692.69t/h，过热蒸汽出口压力为33.20MPa，出口温度为605℃；一次再热蒸汽出口压力为11.12MPa，出口温度为623℃,二次再热蒸汽出口压力为3.41MPa，出口温度为623℃，锅炉给水温度为314℃。
二次再热比一次再热机组进一步提高了机组的热效率，并降低汽轮机最终的排气温度。
在相同蒸汽参数下，二次再热比一次再热机组效率提高2%，对应的Co2减排约3.6%，因此，二次再热技术还是一种节能降耗、清洁环保的火力发电技术。
超超临界机组与亚临界汽包炉机组之间是存在不同的，主要不同点有：超超临界机组所需要承受的压力更高，且参数也显著提高；启动系统也发生了明显的变化，为的是在锅炉启动前能有充足的流量，并减少不合格现象发生[1]。
因为直流运行方式、变压控制情况发生了改变，从而导致超超临界直流炉协调控制也发生了改变。
通过从东方锅炉厂的培训及学习，对锅炉启动相关控制节点进行以下分析。
一、汽水品质的控制超超临界二次再热机组相对于一次再热机组而言，锅炉热力系统更加复杂，因而造成施工工期长，施工工艺难以规范控制，易造成杂质在系统中残留，汽水在受热面及系统中的流程更长，热力设备表面的金属氧化物、油脂和残留杂质在汽水作用下在系统内溶解、转移，含有杂质的蒸汽通过过热器、一次再热器、二次再热器时，一部分杂质可能沉积在过热器和再热器管道内，影响蒸汽的流动与传热，使管壁温度升高，加速钢材蠕变甚至超温、爆管。
1000MW超超临界锅炉启动过程分析刘崇刚国电泰州发电有限公司生产运行部江苏泰州 213000择要：本文简单介绍泰州电厂工程概况及等离子助燃点火，重点论述超超临界1000MW机组在启动过程如何成功实现无油点火，而且对启动过程中出现的具体问题进行详细分析并提出针对性解决方法，具有很大的推广价值，为即将投产和在建机组超超机组提供了实现无油启动成功的范列。
关键词：等离子无油点火锅炉启动参数控制关键点控制一、工程概况国电泰州电厂一期工程2×1000MW超超临界燃煤机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）提供技术支持，设计的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、双炉膛、一次中间再热、低NO X PM 主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切园燃烧方式，底层1A磨煤机采用等离子助燃技术，炉膛为内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，循环泵启动系统；调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神华煤，校核煤种分别为兖州煤和同忻煤。
锅炉主要参数如下：二、启动过程分析1、等离子点火等离子点火原理：等离子是利用直流电流在介质气压0.01～0.03Ma的条件下接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在燃烧器的中心燃烧筒中形成温度》5000K的梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，并在1/1000秒内迅速释放出挥发物，使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧。
由于反应是在气相中进行，使混合物组分的粒级发生了变化，煤粉的燃烧速度加快，也有助加速煤粉的燃烧，大大减少了点燃煤粉所需要的引燃能量，使无油点火成为可能。
等离子点火的难点：1）如何获得初始的制粉热风泰州电厂采用等离子厂家提供的方案：在热风母管上加装厂家提供的暖风器，加热汽源来自辅汽系统，暖风器入口加装一个热风隔绝门，出口加装一个热风电动调节挡板和冷风电动调节挡板。
暖1A磨时，开启暖风器入口热风隔绝门和出口冷、热一次风调挡板，打通1A磨出口风道进行暖磨即可获得启动初期的制粉热风。
2）磨煤机的初始煤量选择在锅炉启动初期，热量的投入是缓慢而均匀的。
但如果煤量过小，磨煤机振动大，煤粉着火不稳定；煤量大，锅炉启动特别是第一次启动，升温升压太快将给机组带来极大的危害。
根据锅炉厂提供的技术资料，锅炉点火时可投入一层油枪，总出力约为13.2t/h，磨煤机厂家提供最小出力为25T/H，初步选择28/h.在实际启动时，根据现场看火、火焰监视屏、DCS火检强度和炉膛负压波动，结合就地磨煤机振动情况，初始煤量在35T/H较为合理。
3）一次风速和风温等离子厂家要求一次风速在18～21M/S为宜，风温在初期尽量高（不大于85℃）。
实际上由于一次风机以及风管路特性，加上保护值的限制，一次风速只能维持在21～25M/S。
一次风温由于暖风器出力的影响，只能维持磨煤机出口温度在55℃左右。
所幸的是锅炉空预器加热一次风温在运行约1小时后可以达到180℃，切换至正常热风供给已无问题。
4）初次点火时，难度很大，表现在以下方面：A）磨煤机初次投运，从煤投入到煤粉进入炉膛燃烧有一个过程，火检初期检测不到煤粉着火，必须修改相关逻辑，否则MFT 会频繁动作。
泰州电厂将火检延时改为90S。
B)炉膛负压在点火前必须选择一个合理的值，过大影响着火；过小则由于等离子点火实际上是一个爆燃点火过程，瞬间炉膛负压可能达到保护定值而导致点火失败。
它的选择还和磨煤机中是否有存煤有关，如果有存煤负压值应该大点。
泰州电厂将炉膛负压控制在-0.4 Kpa 比较合适。
C）等离子的载体风压要控制在7~9 Kpa：过高不易形成稳定的等离子弧；过低阳极容易烧损。
D）点火成功后炉膛负压的调整也很重要，要有前瞻性，要手动非常及时调整，否则往往也会导致点火失败。
炉膛负压投自动是不可能满足如此恶劣工况。
5）等离子点火的锅炉配风点火时，总风量维持在1200T/H左右，各角风箱与炉膛压差维持在0.2Kpa,将1A燃烧器周围的小风门关至10%左右，最下层风门开度在50%，稍微把1AB油枪的风门开启到20%即可，根据煤量将制粉风量与煤量的比值控制在0.35~0.45之间，当煤粉稳定着火后将煤量降至磨煤机稳定运行的最低煤量35T/H左右，根据燃烧实际情况逐渐开大1A燃烧器周围的风门。
6）调试初期出现的等离子经常断弧和对应对应油枪不自投问题已经解决，1A磨煤机启动后不应该把立即切至正常模式，而是按规程规定启动第二台磨煤机且燃烧稳定火检无大幅度闪烁后才切至正常模式。
如果很快切至正常模式，MFT风险减低，但是炉膛安全性能大大降低，这是不允许的。
泰州电厂在启动过程中，抓住以上关键点，成功的实现无油点火，节省大量调试用油，获得巨大的经济效益同时，为以后机组实现无油启停、低负荷稳燃取得重要的经验和主要参数，为机组以后安全经济运行获得宝贵的经验。
2、解决1C磨点火能源的问题目前看来，由于1A、1B两台磨煤机出力在120T/H时，高旁仍然保持一定开度，电负荷达不到300MW，1C磨点火能源不能满足。
如果过早关闭高旁，多次这样会给汽轮机带来SPE 问题；如果增大1A、1B两台磨煤机出力来满足负荷要求，等离子投用时，1A磨出力不宜超过65T/H，防止热负荷过高烧毁等离子中心套筒。
建议投运CD层油枪，由于锅炉结构特点，#2、3油枪不允许同时投入，将负荷升至300MW以上，锅炉转态结束后逐渐退CD层油枪，要注意保证中间点温度的过热度，不允许在干湿态之间来回。
3、干湿态转换干湿态转换时要保证给水流量按厂家提供在750T/H左右。
900T/H转态时三级过热器29、30屏出现高温情况，最高温度29屏第#8管子达到627℃，转完态后以及在后来高负荷时，该处温度均未达到600℃。
干湿态转换时要注意：●保证给水流量在750T/H以上，但不要超过850T/H；●如果需要启动1C磨，应事先暖好1C磨，根据金属温度控制热负荷，启动1C磨后，将总煤量控制在120T/H左右，由于投入CD层油枪（#2、3不允许同时投入），相当于14T/H 煤，水量可根据情况增加，保证中间点温度有3~5℃过热度，一次转态，不要反复。
●如果只用1A、1B两台磨转态，水量尽可能维持在750T/H，逐渐增加1B磨出力，燃烧充分且炉膛温度较高的话，只需要120 T/H煤足够，实际上可能远不止，但如果煤量在140 T/H时还不能成功转态，必须启动1C 磨或投入CD层油枪，不允许一味增加1A、1B两台磨出力来转态。
●在该过程中，要加强中间点温度、贮水箱水位、给水流量、主汽压力、温度、再热汽压力、温度、各受热面金属温度、高、低旁开度和BCP运行工况监视。
当中间点温度有2~3℃过热度时，贮水箱水位开始缓慢下降，要逐渐增大电泵出力，开启BCP的再循环阀，逐步关小BR阀至全关。
BCP通过过冷水保持循环，直到锅炉稳定直流运行。
4、启动过程中锅炉配风启动初期，总风量控制在1200~1300T/H之间，风箱角风压控制在0.2Kpa，1A磨煤机风量在80~90T/H，1A燃烧器的周界风开度控制在10%，AB油枪层的燃料风开度在10%左右，其周界风开度控制在30%。
AA风在低负荷时只作为调节两侧偏差的手段。
然后根据燃烧情况和投运磨煤机逐渐开大风门和提高风箱角风压，应该通过就地看火结合烟囱烟色来判断煤粉实际燃烧好坏。
当负荷在500MW时，风箱角风压控制在0.5Kpa以上，此时AA风才渐渐开启。
总之，低负荷时燃烧器周围的风量不宜过大，而且可以有效防止水冷壁超温；较高负荷时要根据需要来进行配风。
5、启动过程中参数控制在启动过程中，往往出现主汽温度或再热汽温偏高，两侧温度偏差的情况。
主要有以下几个方面的因数：1）、旁路开度和燃料量不匹配。
高压旁路通常在主汽压力达到0.7Mpa 时最小开度10%开启，当主汽压力达到1.0Mpa时保持该压力直到60%开度，保持该开度直到主汽压力达到8.5Mpa，保持该压力逐渐开大，如果需要可以开足；低压旁路在高压旁路有开度时即可开足。
在湿态运行时，控制好升压速度就是控制了温升率，旁路开启应该根据具体情况来获得自己所需要的参数。
2）、燃料量偏大。
初期燃料量应维持在1A磨稳定运行的最小出力，当压力、温度上升缓慢时，缓慢而均匀地增加煤量。
当炉膛温度升高煤粉燃尽率增大时，可以适当降低煤量。
要充分考虑到煤粉燃尽率问题，启动过程中燃料量是有所变化的，而不是一直在增加。
到冲转参数时总煤量大致在50T/H左右。
3）、启动初期尽可能利用启动炉汽源把给水温度提得高些，必要时可以利用再热汽冷段汽源投入B列高加以提高给水温度；机组并网后低加随机滑启，当机组负荷200MW高加投用条件满足时应尽快投运，有利于温度的控制。
4）、加强配风。
当温度上升较快时，可以开大燃烧器区域的二次风门开度，减少顶部风量，让火焰中心低点，但一定要注意不能让水冷壁超温。
开大AA风的方法值得商榷，也许在一定工况时有用。
因为低负荷煤粉燃烧情况很复杂，与正常情况相差很大，甚至相反；刚投运金属管表面相对洁净，表面还没有达到稳定的污染度；低负荷流量分配也是变化多端。
5）、提前采取措施控制温度，不要等到温度高时才想办法，要有意识控制。
开减温水降温的方法不可取，但是当温度接近冲转参数100℃时，可以将减温水手动阀开启，利用漏量来抑制温升，既安全又有效。
发现温度上升较快时，要适当降低煤量。
6）、WDC阀应该保持在关闭状态。
如果经常开启，汽水混合物被排放，进入过热器的饱和蒸汽减少，在燃烧量一定的情况下，必然导致汽温偏高。
7）、两侧汽温偏差主要是调平两侧烟温差。
哪个炉膛出口烟温高，开大其顶部AA风或者关小另一个炉膛顶部AA风即可。
6、受热面超温问题11月12日21:00 启1C磨，升负荷至300MW。
从200MW加负荷至300MW过程中，由于负荷较长时间在区域反复，水冷壁局部、二过、三过特别是29、30屏金属壁温出现报警，分析原因如下：●该负荷区域为干湿态转换区，热负荷分配极为复杂，导致金属内部工质反复变化；蒸汽流量较低，容易产生流量不均匀，加上热负荷较低，炉内温度场分布不均匀加剧金属管受热产生热偏差。
●由于结构上的原因，前墙水冷壁二次风箱内风压较低，二次风速相对后墙低，不但起不到加强一次刚性作用，而且引起一次风发散，导致着火提前；前墙#2、#3角燃烧器相互距离较近，该区域热负荷高，更容易使燃烧剧烈，附近水冷壁吸热增多，引起水冷壁局部超；制粉系统管路布置时，前墙燃烧器管路短，一次风调平不均匀，导致前墙燃烧器煤粉量偏多。
后墙由于前者原因，所以水冷壁温度分布较均匀。
