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1000MW超超临界锅炉中间点温度和汽温控制
[导读] 　　摘要：研究了国内 2 类不同型式的1000MW超超临界锅炉的中间点温度控制、主蒸汽和再热蒸汽的汽温特性、各受热面的吸热比例和煤质变化对水煤比拉制的影响等问题。结果表明：蒸汽参数基本相同的1000MW 超超临界锅炉，虽然采用了不同的水冷壁结构形式、不同的受热面布置以及不同的汽温
　　据目前统计，国内正在建设或规划建设30台1000MW级超超临界机组，这些机组配置的。设计参数为27.6MPa/605℃ /603℃，蒸汽流量为3000t/h左右，给水压力在30MPa左右。给水296~302℃ 。本文主要针对2 类正在建设的1000MW级超超临界，对关键性技术数据进行了初步的比较和研究，并注意到与新一代600MW级超临界的相同点和主要区别，以探索1000MW超超临界的主要特性。
　　一、中间点控制
　　1.1 中间点控制值
　　图 l 给出了 2 种不同型式的l000MW 超超临界的数值，可以看出，其中X采用内螺纹管螺旋管圈及光管垂直管屏; Y采用内螺纹管一次垂直上升管屏及光管垂直管屏。中间点控制值在425 ℃~430℃，与600MW超临界基本相近。文献 【 l ]提出超临界水冷壁工作压力接近30MPa时，控制下辐射区水冷壁出口工质为400 ℃ ，水冷壁出口控制在420℃-430 ℃ 是合理的。文献[2]给出的实际运行数据进一步证实了这一结论。这一结论对于现有超超临界也依然适用。　　
　　1.2 水冷壁出口段置于低温烟道的特点
　　从图1的数据看出，Y将顶棚管及尾部竖井包墙都作为水冷壁的一部分，中间点控制值在最大连续出力(BMCR)时比 X 提高5℃。这种系统的特点是：① 超临界在临界压力以上区域工作时，水冷壁出口工质仍处于大比热区，将水冷壁出口工质置于烟道的低热负荷区，可以避免类膜态沸腾; ② 在亚临界压力范围区域以及低负荷情况下，可缓解蒸发吸热量不足的问题; ③ 高干度区即使出现蒸干现象，也因为管壁热负荷低，可降低管壁; ④ 分离器中工质微过热度提高，可避免低负荷时分离器带水运行，也提高了中间点作为煤水比调节和汽温调节的参考程度; ⑤ 实际炉膛上部垂直管屏水冷壁出口工质仅为421 ℃ ，即位于高热负荷区的水冷壁工质较低。据此认为，这种技术更有利于超超临界的变压运行，也降低了煤质变化导致的辐射一对流传热比例变化而引发的中间点不稳定问题。
　　1.3 分离器压力的控制
　　图2为两种型式分离器内工质压力随流量的变化，可以看出，在BMCR时，两种不同型式的分离器压力都控制在28MPa左右。比超临界提高1~2MPa。在大部分负荷范围内，X分离器压力比 Y 分离器压力控制值低2MPa左右，这主要是因为 Y 水冷壁采用内螺纹管垂直管屏和低质量流速[Y最大1848kg/(m2s);最小464kg/kg/(m2s) ]设计以及包墙管、顶棚管的 2 条旁路设计，使水冷壁总阻力降低近1MPa[3]。
　　二、2 类各受热面吸热比例
　　2.1 过热燕汽及再热蒸汽的总吸热量基本相同
　　图3 、图 4 为过热器和再热器的吸热量数据，可以看出，2个的过热器和再热器吸热量基本相近，只是过热器吸热量在低负荷时出现5%~15%的差值。主要原因是 X 曲线中不包括顶棚管、包墙管吸热量。可见目前超超临界在工质侧的设计原则已经大致趋同，表明不同厂商对超临界的吸热分配基本上形成了共识，但在具体技术和细微之处差别仍然是有的。由图5可见，Y省煤器出口水温比X低10 ℃ ～ 18 ℃，即控制降低的省煤器出口水温，可以减少省煤器出口的蒸汽含量，减轻内螺纹管垂直管屏水冷壁进口处的流量分配不均。而对于采用螺旋管圈水冷壁的，由于螺旋管圈具有良好的抗热偏差能力[4]和较高的质量流速[X最大2500kg/(m2s);最小750kg/(m2s)]，省煤器出口水温适当提高，有利于缓解水冷壁低负荷蒸发吸热不足的问题，将分离器布置在顶棚和包墙管之前。
　　2.2 水冷壁的吸热比例占60 %左右
　　图 6 给出了X水冷壁和过热器的吸热比例。数据说明，即使控制较低的中间点，水冷壁的吸热比例在直流负荷范围内占55%~65%，不仅对中间点控制，而且对主都起着主导作用。由于水冷壁吸热量的变化主要取决于变压运行中参数的变化和水煤比调节，低负荷时水冷壁工作在亚临界压力范围，需要吸收更多的蒸发热量，吸热比例的变化大致为10%;进入超临界压力范围运行后，水冷壁工质比热随压力和升高逐渐减小，尽管蒸汽流量增加，总吸热比例呈下降趋势，但吸热比例的变化大致为3%。掌握水冷壁吸热比例的这一变化特性对于运行各阶段中间点的控制至关重要。
　　图6的数据还说明，过热器系统的吸热比例占27%~37 %。由于过热器系统吸热量的变化取决于变压运行中参数的变化，水煤比调节以及烟气挡板开度的调节，即：①负荷降低时为了保证再热汽温的额定值，则过热器侧的吸热比例就随负荷降低呈减少趋势;②低负荷下蒸汽压力低，定压比热小，所需吸热比例相应减少; ③该主要依靠烟气挡板调节二次汽温，二次汽温与主汽温调节为反向趋势。　　
　　2.3 分隔屏吸热比例占过热器系统的 50 %左右
　　图7给出了 X 各过热器占过热器系统总吸热比例的变化。数据说明，分隔屏过热器吸热比率的变化达到45%~55%，决定了过热器系统的汽温特性以辐射特性为主，这与文献[5]中600MW超临界的研究结论完全一致。需要注意的是流量偏差和热偏差对分隔屏的壁温偏差会造成较大的影响，即炉膛出口烟温及烟温偏差对于分隔屏的影响将比亚临界更大。
　　三、汽温特性及控制
　　3.1 汽温特性
　　图8、图9给出了2 类过热器系统和再热器系统的蒸汽焓增。图8显示出2类过热器系统在60%BMCR以上，具有基本相同的汽温特性;而在60%BMCR以下，汽温特性曲线表现出反差，主要是因为X曲线数据中不包含顶棚及包墙管吸热量，且X分离器为425℃，比Y低5℃ ，而出口蒸汽参数相同，即过热器系统应吸收更多的热量。根据图3的数据看出，在30%~60%BMCR的亚临界压力范围内，因为蒸汽压力低，进入顶棚及包墙管的蒸汽处于湿饱和蒸汽区，蒸汽定压比热随压力变化很大。在蒸汽390℃、压力20.78MPa变化到启动状态的358℃、10.51MPa时，定压比热相对增加了54.1%，蒸汽焓增提高了54.1% ，由此可导致曲线的反差。即进入这部分吸热量后X曲线数值实际超过了Y曲线。而在进入超临界压力范围后这种影响会逐渐减弱。因此过热汽温特性实际上基本一致，但两者的汽温调节特性略有不同，实际运行中存在一定的差别也是正常的。　　
　　再热汽温特性主要表现为对流特性，两者调节特性的变化趋势基本一致。
　　超临界和超超临界的汽温调节主要依靠水煤比调节，对于以辐射吸热特性为主的过热器系统，汽温调节应掌握水煤比对主汽温的影响。图10给出2类水煤比的变化，其中对X还给出了不同煤质对水煤比调节的影响。超超临界对煤质变化的适应性在一定程度上也反映出对水煤比调节的适应性。而水煤比调节的要点是在煤质特性变化时，必须首先保证中间点和下辐射区水冷壁出口的工质不超过设计值。超临界的要点同样适用于超超临界，参见文献[5]。　　
　　四、结论
　　(l)1000MW超超临界的中间点控制值与超临界基本相同。
　　(2)控制较低的中间点或将水冷壁出口段置于热负荷更低的区域有益于变压运行。
　　(3)过热汽温特性主要表现为辐射特性，再热汽温特性主要表现为对流特性。
　　(4)对于垂直管屏水冷壁的超超临界，适当降低省煤器出口水温，有益于流量分配。
　　(5)煤质变化是影响水煤比调节的主要因素，且导致的辐射、对流传热比例变化，对运行特性产生较大程度的影响。
　　参考文献：
　　[l]樊泉桂，超临界水冷壁工质控制分析[J] .动力工程，):38-41
　　[2]王军.邓仲勇，李铁，等.600MW 超临界的调试及运行[J]，动力工程，):22-26
　　[3]车东光，华洪渊.超超临界锡炉设计特点[J].制造，-9.
　　[4]陈端雨，施鸿飞，董厚忱.超超临界压力的设计探讨[J].动力工程， ):
　　[5]樊泉桂.超临界的汽温特性及控制研究[J].动力工程，2006,26 ( 4 ).
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防止超超临界锅炉受热面超温的技术措施分析（论文）
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防止超超临界锅炉受热面超温的技术措施分析（论文）
官方公共微信摘要：由于超临界直流锅炉在运行时经常会因高温受热而导致氧化皮的脱落，进而对锅炉设备的运行效率和设备质量产生严重影响。基于此，本文以超临界直流锅炉作为主要研究对象，通过对其概念与特点进行阐述和分析，在结合其氧化皮形成机理与脱落原因的基础上，对预防超临界直流锅炉氧化皮脱落的相关策略展开了研究。
　　关键词：超临界直流锅炉；氧化皮脱落；预防策略；氧化反应；高温受热面 文献标识码：A 　　中图分类号：TK229 文章编号：（8-02 DOI：10.ki.11-4406/n. 　　超临界直流锅炉内的高温受热面发生氧化作用而形成氧化层、氧化层脱落是十分普遍的现象，然而如果在超临界直流锅炉的使用过程中没有给予其足够的重视度，采取相应的有效处理措施，会导致超临界直流锅炉在长期的使用中，氧化层脱落越来越多，发生堵塞炉管，甚至爆管的现象，不仅会对超临界直流锅炉正常运行带来影响，还有可能造成人员伤亡等严重的问题，因此围绕超临界直流锅炉氧化皮脱落原因及预防策略为中心展开细致的分析探讨是有着重要意义的，以下是具体内容。 　　1 超临界直流锅炉的定义 　　锅炉内工质压力处在临界点之上时的锅炉即超临界直流锅炉。一般情况下锅炉内工质都为水，22.115MPa、374.15℃是水的临界压力和临界温度，处在这个状态下的水和蒸汽其转化为汽化的潜热为零，锅炉内工质压力在22.115MPa之下即亚临界锅炉，锅炉内工质压力在26MPa上即超临界直流锅炉。 　　2 超临界直流锅炉氧化层的形成机理 　　超临界直流锅炉运行时炉内的温度达到550℃～570℃，而这一温度正好处在水蒸气氧化能力极强的区间之内，在处于这个温度时水蒸气对于金属物质的受热面氧化能力比空气的氧化能力要强十几倍，因此很容易在超临界直流锅炉的内壁上发生氧化作用，从而形成氧化层。 　　在超临界直流锅炉内，高温水蒸气和内壁金属物质在550℃～570℃下会发生强烈的氧化作用，其内壁金属物质生成氧化物的主要化学反应过程为：首先发生3Fe3+4H2O=Fe3O4+4H2反应，同时在超临界直流锅炉内高温水蒸汽和金属铁之间，还可能存在Fe+2H2O=FeO2+2H2、O2+2H2=2H2O、Fe（Fe2+）+O2（O2-）=FeO三种化学反应的平衡，致使超临界直流锅炉内壁的金属铁不断被氧化为氧化铁变成氧化层。 　　在超临界直流锅炉的内高温再热器和高温过热器管内有高温蒸汽通过时，金属Fe就会和高温水蒸汽发生化学反应，一开始形成Fe3O4，Fe3O4会形成一层氧化膜，同时这层氧化膜还是富有韧性和致密的，在这层膜形成之后，锅炉内壁的铁被氧化的速度就减慢。随着氧化反应时间的不断加长，这层氧化就会变成由多层的Fe3O4、Fe2O3和FeO组成，而当水蒸汽温度在565℃之下时氧化膜多为Fe3O4和Fe2O3；当水蒸气温度在565℃以上时氧化膜多为FeO。 　　3 超临界直流锅炉氧化皮的脱落原因 　　随着超临界直流锅炉内壁氧化膜的厚度不断增加，氧化膜会因为其膨胀系数的变化而发生脱落现象。随着锅炉的内部高温环境运行的继续，锅炉内壁的氧化作用会不断发生，再加上温度和水分的影响，会导致锅炉内壁的金属氧化层大面积的脱落，还可能会导致炉管的堵塞，造成爆管的发生。细致分析超临界直流锅炉氧化层脱落，可以得出以下原因： 　　3.1 炉管材质的性能差异 　　目前大多数的超临界直流锅炉的炉管都以合金为主，合金中Cr的含量多少决定了炉管材料的不同，进而决定其抗氧化性和耐热性的性能不同，在使用超临界直流锅炉时通常需要根据实际使用的环境，选用最合适的Cr含量的炉管，来避免炉管的氧化过快。然而如果炉管的使用环境和Cr含量之间并没有合理的匹配，就会导致在锅炉运行的过程中发生氧化速度极快的现象，进而氧化层的生产加速，导致行程的氧化层的快速脱落。 　　3.2 管壁温度过高 　　很多超临界直流锅炉的内壁已经有了很厚氧化层，但仍然在继续使用，这会导致氧化层很厚处的炉壁实际厚度增加，进而导致炉管的局部温度升高，又促使氧化反应加速，氧化层厚度继续增加，这样的恶性循环会致使氧化层厚度达到一定程度之后发生大面积的脱落。 　　3.3 机组启停的热应力 　　在超临界直流锅炉的正常启动和停止中都需要大量的热负荷，来实现水循环流量达到锅炉启停所需的流量，而在启停时高热负荷作用的影响下，超锅炉管会出现短时间的干烧状态，而干烧状态下的氧化层就极易脱落。一般情况下在锅炉的启停时都会采取相应的降温措施，保持锅炉管的温度稳定，然而这个措施又会产生大量的热应力，热应力又会加速氧化反应，进而加速氧化层的脱落。根据目前的技术研究，锅炉的氧化层脱落，很大一部分是由热应力作用形成的。另外，若锅炉停止运行，锅炉内的温度迅速降低，会使得锅炉内的负荷量瞬间降低，这会和锅炉机组在运行时的热负荷量产生巨大的落差，也可形成热应力，进而致使超临界直流锅炉管的氧化反应加速和脱落加速。 　　4 超临界直流锅炉氧化皮脱落的预防措施 　　4.1 对材质的科学设计与选择 　　超临界直流锅炉发生氧化反应和氧化层脱落与超临界直流锅炉的自身材料有着极其重要的联系，因此在对超临界直流锅炉的材料选择和设计时，必须做到科学合理，目前高晶粒度等级的钢材是较好的锅炉材料选择。现阶段，国内的锅炉制造材料多采用国内生产的钢材，然而目前国内生产的钢材在其晶粒度上和国外先进钢材的晶粒度还存在着一定的差距，所以在锅炉钢材选择要尽量选择晶粒度等级高的钢材。另外，除了晶粒度等级之外，锅炉制作材料的抗高温性和抗氧性也是非常重要的影响因素。因此超临界直流锅炉制造企业在对锅炉钢材的选择时，要积极引进国外的先进技术，提升我国钢料的晶粒度等级和抗高温性、抗氧化性。在超临界直流锅炉制造中必须严格把握质量关，提高制造工艺，避免焊接缝、厚度不均匀的问题。总之，在超临界直流锅炉的制作过程中必须对制造钢材的选择和设计严格控制，减少锅炉的氧化层形成和脱落，保障超临界直流锅炉的正常、安全运行。
　　4.2 安装工艺的改善与焊接条件的控制 　　要保障超临界直流锅炉氧化层形成以及氧化层脱落问题的有效控制，在超临界直流锅炉的安装过程中就需要实现严格规范。首先，对于安装工人的专业技能、安装技术要有明确的要求，尤其是过热器、再热器等容易出现偏差的地方更要安装得特别精准；其次，在安装之前要再次确定锅炉炉体质量的过关，确定炉管内没有异物，确定安装环境的适合，在安装完成之后为了保障稳定性还需要对疏水管、炉管等重点设备进行检查；最后，在超临界直流锅炉焊接时要保障焊接质量，避免不同类型的钢材进行焊接，受到目前焊接技术和工艺的影响对异种钢进行焊接很难实现焊接质量保障，易出现受热不均等问题，导致锅炉氧化层的形成和脱落。 　　4.3 加强超临界直流锅炉的管理 　　加强运行环节超临界直流锅炉的管理也是有效减少锅炉氧化层形成和脱落的有效途径之一。首先，在锅炉的运行过程中要加强对锅炉的管理，一般情况下在氧化层形成之后并不会马上对锅炉运行产生影响，需要其脱落累积一定的量后才会有明显的影响，因此加强锅炉的日常管理，及时发现氧化层的形成和脱落现象，究其原因并解决，可有效地降低可能出现的问题；其次，加强对超临界直流锅炉的汽水质量检查监督。按照规定在超临界直流锅炉运行之前都会对锅炉使用除盐水，需要水质合格才能使用，因此加强这方面的监督，保证其严格的执行，有效地实现锅炉的管理；最后，可以对现有的超临界直流锅炉的运行模式进行优化。定期对锅炉采取吹灰工作，保持锅炉的清洁，避免局部过热而产生氧化层形成和脱落问题。另外对锅炉运行中的煤水比也必须做到合理、科学，最大程度地减少减温水的使用，保障超临界直流锅炉的稳定运行。同时对超临界直流锅炉机组的使用投入量要尽可能的达到100%，提高超临界直流锅炉的运行经济效益。 　　5 结语 　　综上所述，超临界直流锅炉在运行过程中多处于550℃～570℃的高温环境之下，再加之超临界直流锅炉启停导致的频繁热负荷变化而产生的热应力，锅炉的炉管内壁会发生氧化反应，其形成的氧化层也会脱落，对锅炉的运行稳定和安全有着严重的影响，因此需要从材质的科学设计与选择、安装工艺的改善与焊接条件的控制和加强超临界直流锅炉的管理等方面，对超临界直流锅炉的炉管内壁氧化层的形成和脱落实现有效的控制，进而提升超临界直流锅炉运行的安全性和稳定性。 　　参考文献 　　[1] 梁百华，刘玉柱.600MW超临界直流锅炉氧化皮脱落原因分析及预防[J].中国电力教育，）. 　　[2] 赵俊彬，姬辉，张涛，等.超临界直流锅炉过热器氧化皮脱落爆管原因分析及预防措施[A].第七届全国电站锅炉专业技术交流年会论文集[C].2012. 　　[3] 陈学兵，周亮，于春雁，等.高温氧化皮脱落运行防控探索[A].全国火电大机组（600MW级）竞赛第十三届年会论文集[C].2011. 　　[4] 赵俊彬，姬辉，张涛，等.超临界直流锅炉过热器氧化皮脱落爆管原因分析及预防措施[A].2012年海峡两岸第七届汽电共生/热电联产学术交流会论文集[C].2012. 　　[5] 李超.2000t/h超临界直流锅炉高温过热器热偏差计算分析[D].东南大学，2010. 　　[6] 赵慧军，刘艳军.350MW超临界直流锅炉启停注意事项[J].科技展望，）. 　　作者简介：蔡小纬（1982-），男，陕西渭南人，神华神东电力陕西富平热电有限公司发电运行部值长。 　　（责任编辑：王 波）百度搜索“就爱阅读”,专业资料、生活学习,尽在就爱阅读网,您的在线图书馆!
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作者:曹析非
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&350MW超临界锅炉启动给水流量等参数控制探讨曹析非国电青山热电有限公司【摘要】：#13、14机组调试期间及正式运行后，在机组启动过程中一直存在主、再热蒸汽温度高和水冷壁管壁温度超温等现象，直接影响机组正常启动和设备安全，经过不断的学习、分析并在#13、14机组多次启动过程中反复试验后，主、再热蒸汽温度高、水冷壁管壁超温问题得到完全解决。【关键词】：给水流量 锅炉总通风量 给煤量 蒸汽流量1&前言青山热电有限公司#13、14机组调试及运行初期，在机组启动运行过程中，因主、再热蒸汽温度高、水冷壁管壁超温而引起汽轮机胀差大，不仅延迟机组并网时间，亦严重影响机组设备安全。2&锅炉简介青山热电有限公司#13、14机组为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超临界机组，于2011年投产，型号为HG--YM1，单炉膛、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&型变压运行直流锅炉。锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧。炉膛由膜式壁组成。下部水冷壁采用内螺纹螺旋管圈布置，上部水冷壁为垂直光管，上下部水冷壁采用中间混合集箱过渡。从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部烟道，尾部烟气分两路，一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器，一路流经后部烟道的水平低温过热器、省煤器，最后所有烟气进入下方的两台回转式空气预热器。过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制，减温水取至锅炉主给水门后。再热器汽温采用尾部调温挡板调节，再热器进口连接管道上设置有给水泵中间抽头来事故喷水。锅炉启动旁路为内置式不带再循环泵的大气扩容式系统。锅炉负荷小于30%BMCR直流负荷时，分离器起汽水分离作用，分离出的蒸汽进入过热器系统，水则通过连接管进入贮水箱，经溢流管路排入疏水扩容器中。锅炉负荷在30%BMCR以上时，分离器呈干态运行，只作为一个蒸汽的流通元件。3&锅炉启动过程中存在的问题按锅炉启动规程要求，在锅炉冷态清洗完成后，调节控制锅炉总通风量维持在30%MCR以及给水流量维持在25%B-MCR以上，然后锅炉点火开始升温升压工作，将压力控制在要求的范围内，进行热态清洗，认真监测循环水的水质，各参数合格达标后便可进行汽机冲转等后续工作。在#13、14机组调试和投产运行过程中，锅炉启动初期主、再热蒸汽温度很难控制，水冷壁管壁经常性出现大面积超温报警现象，主蒸汽温度最高达到590℃，而点火初期受给水流量限制，过热蒸汽减温水量偏小，对过热蒸汽温度控制调整能力非常有限，且按超临界锅炉受热面防止超温即防止氧化皮产生要求原则，锅炉启动以及运行过程中，应尽量少用减温水方式控制主、再热蒸汽温度，防止主、再热蒸汽温度大幅波动来抑制氧化皮的产生。其次，点火启动期间主、再热蒸汽温度高，不能适应汽机启动要求，对汽机暖机加热影响严重，造成汽轮机胀差大，延长机组启动时间。4&超温原因分析锅炉启动设计参数不合理按哈锅设计要求，为保障锅炉在点火初期水冷壁及各受热面管壁运行安全，给水流量必须维持大于25%B-MCR（280-300t/h）以上,锅炉总通风量必须维持大于30%B-MCR（383-400t/h）以上。锅炉MFT保护动作值分别为总风量&383t/h、给水流量&260t/h，为保证锅炉升温升压正常进行，锅炉点火时燃煤量一般要求15 t/h以上并逐步增加，往往在汽轮机冲转前给煤量要增加至20-25t/h以上才能满足要求，锅炉在此方式下点火，汽机满足冲转条件之前锅炉主、再热蒸汽温度一般都在420-450℃以上甚至更高。4.1 减温水量小#13、14锅炉主蒸汽一、二级减温水总管从锅炉主给水门后引入，受给水流量低海外阀门节流因素影响，锅炉点火初期减温水量小，根本无法满足主蒸汽温度调整控制要求。4.2给水流量控制不合理哈锅350MW超临界锅炉点火时给水流量完全按照600MW超临界锅炉运行参考控制，给水流量规定值：280-300t/h。实际当给水流量&260t/h时锅炉MFT保护就动作，值班员往往顾及该MFT动作值，在给水流量控制调整时常常留有较大裕量，一般控制300-320t/h之间。于是就产生如下问题。问题一：主、再热蒸汽温度高。给水流量越大，为保障锅炉升温升压速率的要求，燃料量也就越大。实际上在锅炉冷态点火过程中，因炉内温度低，等离子点火方式下煤粉着火困难且燃烧不完全，造成燃烬率低，火焰之心上移，炉膛出口烟气温度高，引起炉出口主、再热蒸汽温度偏高。一开始调试单位为抑制主、再热蒸汽温度习惯性采取加大给水流量或者降低燃料量的调整方法。给水流量最大时增加到400-450 t/h，增加给水流量的最大作用只能是增加了减温水量可以暂时控制住蒸汽温度的上升。然而由于增加了给水流量同时常常因为蒸汽温度高不宜增加燃料量，这样的结果就是大量的热量随着疏水外排，相反启动分离器出口产生的蒸汽量会大幅度降低，造成蒸汽温度的继续上升。单纯降低燃料量而不减小给水流量，虽然可以降低锅炉出口烟气温度，但是同时的分离器出口产生的蒸汽量也减少，蒸汽温度往往还是会上升。另外燃料量降低过大对锅炉燃烧安全影响大。问题二：汽机补给水困难。青山目前在机组冷态启动过程中，锅炉在保持300T/H给水流量运行时，机侧凝汽器、除氧器水位以及除氧器温度难以维持。问题三：点火期间大部分热量经过启动系统疏水扩容器外排，不仅造成大量的热损失和工质损失，同时高温高压热水外排形成的蒸汽凝结成热雨对周边人员和设备造成很大影响，且给水流量越大越严重。4.3总风量控制不合理按设计要求锅炉运行时，青山#13、14锅炉总通风量必须维持大于30%B-MCR（383-400t/h）以上，否则锅炉MFT保护动作。实际运行中因风量测点准确性、可靠性不高，运行值班员为防止测点问题引起风量低而造成MFT 动作，往往将锅炉总风量控制在450-500 t/h以上，大大超出了点火初期锅炉实际运行需求，其结果不仅造成锅炉燃烧稳定性差，造成煤粉着火、燃烧推迟，烟气量增加，同时还会因为烟气量增加和烟气温度高使得锅炉主、再热蒸汽温度上升幅度更大。5&解决措施5.1降低给水流量&&#13、14炉正式运行后，经过一年多十余次启动过程中的试验和摸索总结，在冷态冲洗结束，将锅炉启动点火时给水流量由最初的300-320t/h逐步降低至最终确定为130-150t/h。在燃料量基本不变的情况下降低给水流量后，使启动分离器储水罐疏水排放量大大降低的同时引起启动分离器出口蒸汽流量增加，利于主、再热蒸汽温度的控制调整。5.2 严格控制锅炉通风量因给水流量大幅度降低，相应锅炉启动时燃料量投入也相应降低，严格控制锅炉总通风量在400 & 10 t/h, 即保证煤粉着火、燃烧的稳定性，又可以维持锅炉安全运行。且冬季气温低冷态启动时效果更加显著。5.3 严格控制给煤量要求严格控制和调整给煤量，不得大幅度增加或减少给煤量。并控制锅炉炉膛出口烟气温度不大于400℃。一般情况下锅炉冷态点火起始给煤量控制在12-13 t/h、汽机冲转之前18 t/h即可满足锅炉升温升压速率要求。5.4 部分保护临时解除因给水流量和锅炉总通风量进行大幅度修正后，不能满足锅炉MFT保护要求，在每次锅炉启动时要求解列锅炉给水流量低、锅炉总通风量&30%保护。机组并网后再重新投入。5.5&严格控制减温水按超临界锅炉防止氧化皮产生的经验措施要求，应严格控制锅炉启动时锅炉的升温升压速率以及减温水的使用，青山公司要求在机组负荷&10%B-MCR时严禁使用减温水来控制和调整过热蒸汽温度，并设置相关逻辑保护限制。6&措施实施后效果6.1 锅炉冷态启动给水流量降低至130150t/h后，锅炉冷态启动期间水冷壁管壁超温现象完全消除，锅炉点火至机组并网过程中水冷壁壁温完全可以控制在400℃以下。并在不投用减温水的情况下，锅炉出口主、再热蒸汽温度并网前基本控制在400℃以下，满足汽机运行要求。6.2 锅炉点火时给煤量由原来的15-25 t/h，降低至12-18T/H，平均每小时至少节约5 T煤，按机组启动耗时10小时统计，每次冷态启动可节省燃煤50 T以上。6.3 锅炉冷态启动给水流量降低至130-150t/h后，经启动分离器系统外排疏水量大大降低，同时因疏水外排形成的蒸汽凝结成热雨现象基本消失，减少了浪费降低了工质损失。初步统计每次机组冷态启动至少可节约500-1000T补给水。6.4 锅炉总通风量受到严格控制后，产生的烟气量减少，不仅降低点火初期的NOX的排放量利于环境保护工作，同时也降低了锅炉风机厂用电率减少不必要的电耗。7 结束语采取降低锅炉给水流量、总通风量、锅炉给煤量等措施后，使锅炉出口主、再热蒸汽温度得到有效控制，基本上解决了锅炉主、再热蒸汽温度高引起汽轮机系统胀差大不易控制问题。缩短机组启动时间。也节省了大量燃料和补给水消耗量，同时NOX排放量相应大幅度降低，达到了节能环保目的。& && && && & 发电部锅炉运行：曹析非& &手机：& & & & & & & & & & & & & &&
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