锅炉水冷壁超温控制与调整措施
锅炉水冷壁超温控制与调整措施
、背景
燃料成本约占火电厂经营成本的 70-80%，在目前内贸煤价格 逐渐走高的背景下， 如何有效降低燃料成本， 是电厂经营降本的重要 任务。公司自 2016 年开始大比例配烧印尼煤，配烧过程中锅炉在亚 临界至超临界变工况期间，易造成水冷壁大范围超温，尤以 #1 炉前 墙水冷壁小号管区域及
#2 炉前墙、右墙、后墙小号管区域超温严重。 因印尼煤高挥发份特性 （目前我厂燃用的 6 个船次印尼煤其挥发份约 在 38-39%间），易造成印尼煤离开燃烧器喷口后迅速燃烧， 从而强化 锅炉主燃烧器区域的燃烧强度， 使得火焰中心过于集中， 易造成锅炉 水冷壁区域的超温工况。
二、印尼煤简介 印尼煤具有高挥发分、高水分、低灰、低硫、低灰熔点的特点。 近年我厂燃用过的印尼煤主要工业分析数据为低位热值 4900-5200大
卡，挥发分38-39%,全水约20%,硫份小于1%,灰熔点1100-1200C。
三、锅炉水冷壁超温应对措施 针对锅炉配烧印尼煤期间的这种特点, 结合超超临界直流锅炉运 行特点等因素, 我部在组织及技术两个方面上制定了应对措施, 力争 能有效缓解超温情况,请遵照执行。
（一）组织措施：
（1） 公司成立配烧小组,全程跟踪管理；
（2） 实行“一船一总结”的工作方式,针对不同印尼煤特性建立 完善台账,评估其安全与经济性。
（二）技术措施：
（1）针对直流锅炉蓄热能力差， 水煤配比及过热度变化大等特点， 尤其是在目前电网负荷波动较大且负荷随机性等外部因素影响 下，锅炉水
冷壁的运行安全性进一步降低，为应对此项问题，在 机组日常运行中根据水冷壁温度变化情况，及时调整机组负荷变 化率设定，已减缓因锅炉燃烧的迟滞性造成水煤配比的失衡，造 成水冷壁严重超温；
（2）合理调整燃烧器摆角， 结合锅炉主、再热蒸汽温度情况及其 汽温的前馈调整，伴以减温水等手段综合调整燃烧器摆角，来改 变火焰中心位置高度，间接调整水冷壁温度；
（3）手动进行水煤比调整，结合机组负荷响应特性、汽温特性、 机前压力等重要参数来调整水煤比例，控制水冷壁温度情况，此 项调整时需合理控制其实际水煤比值，避免其偏差过大，造成机 组失调工况；
（4）减少下层磨煤量，间接改变火焰中心位置，此方法适应机组 已达稳定工况时的调整，结合汽温情况及过热器壁温情况，适度 调整下层制粉系统出力，缓解水冷壁温度氛围；
（5）目前我厂两台炉燃烧器均存在一定程度的偏斜， 造成锅炉假 想切圆偏斜贴墙，通过试验发现 2D 燃烧器偏斜严重，制定了低 负荷时优先停运 2D 制粉系统技术措施，使得 #2 炉后墙水冷壁超 温情况得到较好缓解。 其次是通过微调整各角二次风小风门开度， 调整由于燃烧器偏斜后造成的火焰贴墙工况，观察贴墙侧水冷壁
温度变化趋势，并结合微调整 AB 或 CD 油辅助风门开度，观察 超温水冷壁区域温度变化情况；
(6) 通过合理的上配煤方式，严控入炉煤硫含量小于 1.0%。在
配烧高硫煤期间密切监视主燃烧器区域还原性气体含量(目前只 在#1 炉
前后墙加装一氧化碳测点) ，必要时改变对应区域二次风 量，创建富氧燃烧环境并结合 SCR 入口 NOx 含量变化综合调整；
(7) 合理控制印尼煤一次风出口温度，要求不高于 75C，避免
高挥发分印尼煤提前着火，减少对喷燃器出口区域水冷壁不利影 响；
( 8)目前公司已实行 SIS 系统对锅炉各受热面金属温度的自动统 计功能，将自动统计其超温值及持续时间，此项统计也将用于对 超温情况的考核依据，请各位同事予以重视。
660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制策略
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。超超临界锅炉以调节水煤比作为过热蒸汽温度的主要调节手段，是过热汽温调节的能量平衡基础。以喷水减温作为精确调节。水煤比主要是维持中间点温度在规定范围内，作为过热汽温调节的导前信号。
浅谈DG2030／17.6-Ⅱ3型锅炉防止受热面超温控制
浅谈 ＤＧ２Ｏ３Ｏ／１ ７．６一ＩＩ ３型锅炉防止受热面超温控制 龚启明 （大唐华银金竹山火力发电分公司 摘要：锅炉受热面包括水冷壁、大屏过热器、高温过热器、低温过 热器、高温再热器、低温再热器，在锅炉启停、燃烧调整、制粉系统启 停、事故处理等情况下容易造成锅炉受热面超温，轻则引起受热面高 温蠕变寿命缩短，重则造成受热面爆破、机组非计划停运。本文将对 锅炉各级受热面壁温控制标准、锅炉启动过程中防止受热面超温的 措施、锅炉停运过程中防止受热面超温的措施、正常运行中防止受热 面超温的措施展开论述。 关键词：锅炉受热面超温控制 １锅炉各级受热面壁温控制标准与实际壁温 １．１运行控制允许的最高壁温值：大屏过热器壁温＜ ５３０ｏＣ，高温过热器壁温＜６００ｏＣ，高温再热器壁温＜ ６１ ０℃，低温过热器壁温＜５３０ｏＣ。 １．２锅炉受热部件管壁温度的测量是通过测量炉外 管壁温度，测量值比炉内实际管壁温度低３０—５０℃。 ２锅炉启动过程中防止受热面超温的措施 ２．１锅炉点火前，应开启过、再热器系统点火排汽门、 空气门、疏水门。锅炉起压，汽机高、低压旁路开启后，关闭 点火排汽门、空气门。汽 压力上升至Ｏ．１７２—０．３ＭＰａ，视 炉侧主、再热汽温情况，关闭各疏水门。 ２．２锅炉点火前，应将再热器侧烟气挡板关闭，过热 器侧烟气挡板全开，当高、低压旁路投入后，再根据过、再 热汽温，调整过、再热器烟气挡板开度，两者开度总和应大 于１Ｏ０％。 ２．３锅炉点火前，联系维护人员投入烟温探针。在过 热器管内积水完全蒸发（判断标准：各管屏温度高出饱和 温度４２℃）且过热器蒸汽流量低于１ ８０Ｗｈ前（结合给水流 量判断），控制左右烟温探针所测炉膛烟温低于大屏过热 器壁温报警值（５３０ｏｃ ｏ ２，４点火投入油枪的选择，应充分考虑沿炉膛断面前 后、左右方向的对称性，应使锅炉水冷壁均｛匀受热。冷态启 动点火初期，逐渐投入６只油枪，使炉膛均匀受热和较快 起压，保持６只油枪总数目烘炉时间约１小时，期间通过 对油枪的轮换试验，每２０ｍｉｎ完成一次轮换。 ２．５为防止冲转前出现汽温高、汽压低现象，如一级 减温器后汽温的过快上升时，可谨慎使用少量一级减温水 进行适当控制，如汽温正常，通常控制该点温度在对应压 力下饱和温度加１ １～３０℃范围。 ２．６并网后，高、低旁路系统开度的控制应结合大屏 过热器管壁温度的情况，当安全裕度≤３０℃或壁温正在较 快上升而汽轮机加负荷受限情况下，不应关小高、低旁路 减压调节阀。 ２＿７启动一次风机前，确认吹灰系统处于备用状态， 人员已就位，当因燃烧恶化出现的低温过热器超温时及时 投入低过吹灰。 ２．８启动一次风机后，以热一次风压力３．ＯｋＰａ，逐渐 增加至５．ＯｋＰａ方式控制第一台制粉系统粉管吹扫，吹管 前，对应吹扫粉管的油枪必须投入，暖磨操作时，对应已投 入的粉管的油枪能全部正常投入，吹扫粉管总数控制在４ 只及以下。 ２．９机组完成低负荷暖机后，按启动曲线增带负荷， 锅炉逐步增投油枪，并需相继投入制粉系统。此阶段的控 制原则：保持电负荷与主汽压力同步增长，在管壁（主要指 大屏）安全有保证前提下，应通过控制使主汽压力增长优 先于电负荷。 ２＿１０启动过程中减温水调节只能作为控制壁温的辅 助性手段，作为热负荷调整的修正，升温升压以及受热面 防超温均应以平稳准确的热负荷控制为主。严禁采用短时 间内大幅增加（或减少）减温水流量方式控制壁温。 ２。１ １启磨投粉应满足基本条件：机组负荷Ｉ＞３０ ＭＷ， 油枪数目≥１８只，壁温裕度≥３０ｏＣ，二次风温￣２３０ｃｃ，炉 膛下部燃烧区域温度水平≥９３０￣Ｃ。启动制粉系统时，其对 应的油枪应投入，其它选择将投入油枪应充分考虑热负荷 的均匀前提下，尽可能投入第一台制粉系统对应火嘴左右 两侧油枪。 ２．１２如第一台磨煤机启动后，因设备原因不能较快 的进入稳定运行阶段，磨煤机出力波动，而大屏管壁温度 水平又不允许两台磨煤机同时运行，则应果断停运该磨煤 机，选择启动后备第二台制粉系统。 ２．１３启动磨煤机后，应根据磨煤机内积粉状态，控制 吹管、暖磨和出力增加速度与幅度，如制粉系统可能存有 较多积粉，吹扫、暖磨均应视同投粉，应满足投粉对油枪和 炉膛温度的基本要求。 ２．１４磨煤机启动后容量风门开启幅度每次限制在 ４％以内，观察大屏壁温和汽压的变化，延时操作时间控制 ５～１ ０分钟，待大屏过热器壁温稳定，再继续增加磨煤机出 力。 ２．１５低负荷发生给煤机断煤时，因磨煤机通风阻力减 小，极易造成管壁温度的突升，故发生断煤后，应密切监视 管壁温度，相应减少断煤磨煤机容量风门，增加油枪或小幅 增加其它磨煤机出力，稳定汽温汽压和过热器管壁温度。 ２．１６投入油枪对应的Ｃ挡板开度８Ｏ％左右，投磨时 对应Ｆ挡板开度一般维持５％，当发现大屏严重超温，可 短时关闭对应燃烧器的Ｆ风挡板。 ・ ２．１７注意通过锅炉左、右侧烟温测点和大屏管壁温 度，判断左右烟温差是否正常。当发现一侧烟温偏高，应尽 快通过油枪倒换、送风量调平和制粉系统的调节、火嘴的 投退，控制炉膛出口左右烟温偏差≤５０℃。 ２．１８热态启动时，如一级旁路减温不能投用时，主汽 温度不得超过４５０ｏｃ。 ２．１９在进行一台制粉系统启动操作，同时进行另一 台磨煤机的暖磨操作时，必须考虑操作产生的叠加效果， 准确估计炉膛输入热量。 ２．２Ｏ高加要按规定随机投入，提高给水温度。如高加 投入后又退出，应加强对过热器壁温和主汽温度监视，提 前增加减温水，并减缓增加热负荷的速度。
锅炉汽温调整方法及影响因素
锅炉汽温调整方法及影响因素
汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。
汽温调整的原则：汽温调整的原则：
1）在锅炉运行过程中，汽温的稳定取决于烟气侧放热量与蒸汽侧吸热量的平衡，在实际锅炉运行中受各种工况的影响其平衡是一种不稳定的动态平衡，作为运行值班员一定要熟练掌握影响汽温的各种因素，才能在工况发生变化时及时调整好汽温。
2）运行中应严格监视和调整主蒸汽及再热蒸汽温度正常。
3）主蒸汽温度通过两级喷水减温器进行调节，一级减温为主要调整手段进行粗调，二级减温器进行细调维持过热器出口汽温。 4）再热蒸汽温度的调整以摆角为主要调节手段，事故喷水减温器是调节再热汽温的辅助手段，尽量少用或不用再热器事故喷水以提高机组经济性。
5）主汽温度调整应根据过热器各段温度变化趋势及时超前进行，只要中间点温度能够维持正常则高过出口汽温也能维持正常，减温水不可猛增猛减，以防汽温失调。
6）锅炉运行中注意调整汽温正常的同时，还应注意锅炉各受热面的壁温情况，防止锅炉受热面金属超温。
汽温调节的方法：
1、主蒸汽温度高时应采取下列措施
1) 开大减温水调整门，并注意减温水量与减温器后汽温的变化
2) 调整燃烧降低火焰中心，减少上层燃烧器的风煤量，增加下层燃烧器的风煤量；
3) 降低锅炉负荷，必要时可停止上排磨煤机的运行；
4) 加强水冷壁的吹灰。
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
锅炉运行中，如果汽温过高，将引起过热器、再热器、蒸汽管道以及汽轮机汽缸、阀门、转子部分金属强度降低，导致设备使用寿命缩短，严重时甚至造成设备损坏事故。从以往锅炉受热面爆管事故统计情况来看，绝大多数的炉管爆破是由于金属管壁严重超温或长期过热造成的，因而汽温过高对设备的安全是一个很大的威胁。蒸汽温度低的危害大家也是知道的，它将引起机组的循环效率下降，使煤耗上升，汽耗率上升，新蒸汽温度过低时，带来的后果就不仅仅是经济上的问题了，严重时可能引起蒸汽带水，给汽轮机的安全稳定运行带来严重的危害，所以规程上规定机组额定负荷下新蒸汽温度变化应在+5℃～-5℃之间。
一、 影响过热汽温变化的因素
1、 燃料性质的变化：主要指燃料的挥发份、含碳量、发热量等的变化，当煤粉变粗时，燃料在炉内燃烬时间长，火焰中心上移，汽温将升高。当燃料的水份增加时，水份在炉内蒸发需吸收部分热量，使炉膛温度降低，同时水份增加，也使烟气体积增大，增加了烟气流速，使辐射过热器的吸热量降低，对流过热器的吸热量增加。
2、 风量及其配比的变化：炉内氧量增大时，由于低温冷风吸热，炉膛温度降低，使炉膛出口温度升高。在总风量不变的情况下，配风的变化也会引起汽温的变化，当下层风量不足时，部分煤粉燃烧不完全，使得火焰中心上移，炉膛出口烟温升高。
3、 燃烧器及制粉系统运行方式的变化：上层制粉系统运行将造成汽温升高，燃烧器摆角的变化，使火焰中心发生变化，从而引起汽温的变化
4、 给水温度的变化：给水温度升高，蒸发受热面产汽量增多，从而使汽温降低。反之，给水温度降低汽温将升高。
5、 受热面清洁程度的变化：水冷壁和屏过积灰结焦或管内结垢时，受热面的吸热将减少，使炉膛出口温度升高，当过热器本身结焦或积灰时，由于传热不好，将使汽温降低。
6、 锅炉负荷的变化：炉膛热负荷增加时，炉膛出口烟温升高，使对流受热面吸热量增大，辐射受热面吸热量降低。
超超临界机组中间点温度控制
超超临界机组中间点温度控制
摘要：超超临界锅炉中间点温度控制的目的是保持水冷壁内工质流量及吸热量的合理比例，防止水冷壁内出现膜态沸腾或类膜态沸腾及管壁过热，使中间点温度保持在合理水平，从而保持相对裕度作为控制过热汽温的超前信号。因此，超超临界锅炉中间点温度控制的好坏，直接关系到机组的安全稳定运行。
关键词：超超临界机组；中间点温度；汽温调节
超超临界直流锅炉是一个非线性强、多变量强耦合的复杂对象，其控制水平已成为保证机组稳定运行的重要因素。特别是中间点的温度控制，其控制效果直接制约着机组的整体控制水平。本文分析了超超临界机组中间点温度的控制。
1 锅炉运行中控制中间点温度的意义
（1）作为主蒸汽控制的超前信号。主蒸汽温度是超超临界锅炉安全运行的一个重要监控参数,其偏差大小直接影响机组的安全性和经济性,一般要求主蒸汽温度基本上维持在额定值附近。由于主蒸汽温度存在大迟延性、非线性和时变性,从而使主蒸汽温度控制困难。在超超临界压力下运行的锅炉,水冷壁中工质温度随吸热量的变化而变化。超临界锅炉水冷壁中工质温度的变化特性与过热器类似,因此,在本质上超超临界锅炉的水冷壁多吸收了热量就相当于过热器多吸收了热量.所以水冷壁出口工质温度的变化直接影响到主蒸汽温度的变化。此外，工质进入锅炉,在包括水冷壁之前的受热面中,温度提高幅度占工质总温升的50%以上,而水冷壁是吸热量最大的区域。因此,中间点温度作为控制主蒸汽温度的超前信号十分重要。
（2）防止水冷壁类膜态沸腾和过热。超超临界锅炉压力低于70%负荷时，水冷壁在亚临界压力范围内工作，水冷壁工质温度随压力的升高而上升。当负荷超过70%时，水冷壁进入超临界压力范围工作，水冷壁内工质温度随吸热量的增加而升高。控制水冷壁中工质的温度，能防止超临界压力时的类膜态沸腾及管壁过热超温。
关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析
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关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析
伴随国内经济水平的快速提升，电力生产已然是重中之重的一个环节。早期生产因为技术条件不足，普遍选用参数较低、能耗较大且污染严重的燃煤系统。经过不断发展，当前国内逐步利用效率更高且污染较轻的系统取代传统燃煤机组。随着电力领域的持续前行，超临界直流锅炉也出现在实际生产之中，不同种类的锅炉设备所适用的场合有所差异，同时内部给水控制架构也不尽相同，所以在实际应用过程中始终存在不足之处。本文就针对目前超临界直流锅炉的发展进行研究，对内部控制系统存在的问题提出对应的优化方案。
[关键词]超临界;直流锅炉;给水控制系统;汽温调节
Nie Xin-yang
[Abstract]With the rapid improvement of domestic economic level，
electric power production has become one of the most important links.
Due to the lack of technical conditions in early production， coal-fired
systems with low parameters， large energy consumption and serious
pollution were generally selected. After continuous development， the
current domestic use of higher efficiency and less pollution system to
replace the traditional coal-fired units. With the continuous development
of the electric power field， supercritical once through boiler also
超临界锅炉蒸发受热面防止超温的措施
超临界锅炉蒸发受热面防止超温的措施
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超临界锅炉蒸发受热面防止超温的措施
河源电厂水冷壁超温爆管原因分析及预防措施
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河源电厂水冷壁超温爆管原因分析及预防措施
陈映红李瞳 （深能合和电力（河源）有限公司，广东河源５１７０００） 【摘要】本文针对河源电厂６００ＭＷ超超临界锅炉水冷壁超温情况，分析了水冷壁超温及爆管的原因，提出了相应的防止水冷壁超温的 调整方法及建议。为了防止同类机组投产时产生相同的问题，给出了机组在投产前应加强化学清洗、实行给水加氧处理以及加强燃烧调整的建 议。 【关键词】超超临界；水冷壁；超温；节流孔圈；炉膛热负荷 １设备概述 河源电厂２ｘ６００ＭＷ锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司根据三 菱重工业株式会社（ＭＨＩ）提供技术支持而设计、制造的超超临界变压 运行直流锅炉．锅炉为单炉膛、Ⅱ型布置，配低ＮＯＸ主煤粉燃烧器，分 级燃烧技术和ＭＡＣＴ型低ＮＯＸ分级送风燃烧系统、反向墙式切圆燃 烧方式．锅炉水冷壁采用下部带内螺纹管的膜式水冷壁，一次垂直上 升管屏，断面尺寸为１７．６７ｍｘ１７．６３ｍ（宽×深），锅炉型号为ＨＧ一１７９５／ ２６．１５一ＹＭ１ 锅炉以最大连续热负荷（Ｂ—ＭＣＲ）ｑ－况为设计参数，最大 连续蒸发量为１７９５ｔ／ｈ，过热蒸汽出口压力为２６．１５ＭＰａ，出ＩＺｌ温度为 ６０５ｏＣ；再热蒸汽出口压力为４．５９ＭＰａ，出ＩＳｌ温度为６０３。Ｃ，锅炉给水温 度为２９３￣Ｃ ２河源电厂水冷壁超温情况 河源电厂１、２号机组自２００９ 年相继投产以来．曾多次发生水冷 壁超温及爆管事件．超温点均为炉 膛中部入口管．超温范围在燃烧器 及其以后区域（Ｎ０２８９一Ｎ０３９６），该 区域节流孑Ｌ径最小．为中７—８，为热 负荷最低区域 ３水冷壁超温原因分析 ４９０ ４．７０ ４５０ ４３０ ４１０ ３９０ ３７０ ３５Ｏ ▲ ● ，ｊ ．＿，＼ ■ － 盈■▲ ｌｉｌｔ 一一 十翦墙 －４１＇－后麓 十左麓 ｔ右麓 量羹垂鑫薹薹薹茎薹薹羹羹主耋囊量 图２ ６００ＭＷ时水冷壁温分布图 机组负荷稳定在６００ＭＷ时水冷壁温度 表２ ＼管号 璐＼＼ ３ ２３ ５１ ７９ １０７ １３５ １６３ １９１ ２１９ ２４７ ２７５ ２９７ ３１７ ３４５ 前墙 ３８０ ３８９ ３９２ ４ｏ０ ３９８ ３９６ ３８９ ３９０ ３９１ ３９０ ３７７ ３７８ ３９３ ４３３ 后墙 ３８２ ３９０ ４０２ ４１２ ３９１ ３９７ ３９１ ３８９ ３９１ ３８７ ３８３ ３８３ ３９８ ４ｏｏ 左墙 ３８３’ ３９０ ４１２ ４２３ ４２２ ４１７ ４１０ ３９２ ３９２ ３９４ ３９２ ４０７ ３９８ ３９８ 右墙 ３８６ ３９０ ４００ ４１８ ３９８ ３９４ ３９２ ３８９ ３８９ ３９３ ３９１ ３７６ ４１９ ４０１ ３．１给水中Ｆｅ离子析出致使节流孔板结垢堵塞 水冷壁超温爆管后，停机检修时通过对超温水冷壁管解体发现， 节流孔板处存在异物聚集结垢现象，使工质流通不畅，导致水冷壁超 温爆管。同时在相邻水冷壁管节流孔板处也发现有结垢，且在水冷壁 下集箱发现较多的黑色粉末．通过分析．该黑色粉末为磁性氧化铁 （Ｆｅ ０ ）。经过多次爆管解体检查发现水冷壁节流孔结垢有以下特征： 左右墙重于前后墙：热负荷较小区域重于热负荷较大区域：节流孔径 小的重于节流孔径大的。 ３．２炉内热负荷分布不均 机组负荷稳定在４５０ＭＷ时水冷壁温度： 表１ ３９３ ３８６ ３８６ ３８９ ３８８ 结合以上数据绘图如上图２ 通过对４５０ＭＷ、６００ＭＷ负荷下前后左右四面墙的水冷壁管温度 分析发现：锅炉各墙水冷壁壁温分布呈非对称的“Ｍ”型（见图１、２），在 靠近相邻燃烧器喷口附近壁温最高．靠近本侧墙燃烧器喷口附近壁温 次之．其它区域水冷壁温相对较低。而相关研究表明，采用墙式布置ｊ川 角切圆垂直射流形式燃烧方式的锅炉炉内热负荷分布并不均匀，热 荷分布特点与壁温分布特点极为相似。有此可见，水冷壁壁温分 呈 非对称的“Ｍ”型并非偶然．而是由于炉内热负荷分布不均造成的 ３－３燃烧低熔点灰分的煤种时燃烧器区域结焦导致主、再热汽温高， 减温水量大。水煤比较正常时低。进入水冷壁区域的给水量相应减少，
锅炉水冷壁的高温硫腐蚀原因及对策
锅炉水冷壁的高温硫腐蚀原因及对策
摘要：为避免锅炉水冷壁烟气侧高温硫腐蚀，本文通过对腐蚀原因、机理进行分析，提出行之有效的对策措施，能有效降低锅炉水冷壁低高温硫腐蚀。提高锅炉运行的安全可靠性。
关键词：水冷壁；燃烧器；硫腐蚀；烟气；失效
1引言
为了控制锅炉燃烧装置尾部排放烟气中的NOX含量，减少其后部脱硝装置的压力，以空气分级燃烧技术为特征的低氮燃烧器广泛地应用于电站锅炉。这种燃烧器的原理是：在主燃烧区的过量空气系数维持在0.85，燃料着火后在欠氧条件下燃烧，生成具有还原性的CO气体和焦炭，抑制NOX的生成，并将NO还原。随着上层燃烬风的补入，过量空气系数增加，未燃尽的燃料在燃尽区充分燃烧。
由于在主燃烧区为欠氧燃烧，其所形成的还原区域，使灰熔点降低，易在附近的水冷壁结焦。特别是在燃用高硫煤时，燃烧器区域的水冷壁将出现高温硫腐蚀，使炉管失效爆管。
2水冷壁高温硫腐蚀失效的发生机理
2.1腐蚀机理
关于锅炉水冷壁管的硫腐蚀主要发生在烟气侧热负荷较高区域。燃煤中硫含量高是引起水冷壁管外侧高温烟气腐蚀的主要因素，当硫含量超过1%时就容易发生硫腐蚀。
水冷壁管的硫腐蚀分硫化物腐蚀、硫酸盐腐蚀和焦硫酸盐腐蚀。
一般来说，水冷壁管的高温腐蚀是管壁附近因欠氧燃烧形成还原性气氛引起的，腐蚀速度随温度升高而增加。即熔融状态的煤粉在炉膛水冷壁管附近开始分离，使碳和硫聚集在边界层。由于缺氧局部形成还原性气氛，硫的燃烧和三氧化硫的形成便发生困难，因而游离态的硫和硫化物(硫化氢等)，便开始与铁发生反应，使管壁产生硫化物腐蚀。
水冷壁管的高温腐蚀属严重硫化物型腐蚀，腐蚀反应包括氧化和硫化反应，其过程如下：
煤粉中的黄铁矿(FeS2)受灼热分解，产生自由态的硫原子。
亚临界锅炉水冷壁超温原因及对策
亚临界锅炉水冷壁超温原因及对策
盛民;杨德良;吕震
【摘 要】亚临界锅炉水冷壁在运行过程中由于水冷壁结焦、煤水比例失调、温度场分布不均匀等原因造成超温,对超温区域的水冷壁管外表面火焰超音速喷涂陶瓷热障涂层,降低水冷壁管的表面吸热,从而解决了水冷壁管超温问题.
【期刊名称】《山东冶金》
【年(卷),期】2016(038)002
【总页数】2页(P79-80)
【关键词】亚临界锅炉;陶瓷热障涂层;水冷壁管;温度
【作 者】盛民;杨德良;吕震
【作者单位】华能济南黄台发电有限公司,山东 济南250103;济南金萃冶金技术有限公司,山东 济南250109;济南金萃冶金技术有限公司,山东 济南250109
【正文语种】中 文
【中图分类】TK223.3+1
燃煤发电是通过产生高温高压的水蒸气来推动汽轮机发电的，蒸汽的温度和压力越高，发电的效率就越高，我国已广泛应用高效清洁的亚临界甚至是超临界燃煤发电技术，该技术的推广应用不仅提高了发电效率,而且对于节约资源消耗、保护环境、实现可持续发展具有重要意义［1］。但是由于锅炉运行参数的提高，造成部分水冷壁管局部超温，影响了机组的安全运行，制约了生产。
华能济南黄台发电有限公司9#锅炉两侧墙垂直段水冷壁频繁超温，最高温度达465℃。下联箱出口温度一般为400℃左右。目前设定的水冷壁上限温度为445℃，超温管子范围为：左侧墙第150～234根，右侧墙第608～680根，共计158根管子，而且以墙体中央的管子温度最高。目前解决水冷壁超温的方法主要是调整运行参数保证安全生产，但极大地限制了发电效率，因此急需一种新的解决方案来彻底解决超温问题。通过对9#锅炉运行状况的跟踪分析，认为造成锅炉水冷壁管局部超温的原因错综复杂，通过运行参数的调整无法彻底改善，对超温区域的水冷壁管外表面喷涂陶瓷热障涂层，降低水冷壁管的表面吸热，从而解决水冷壁管超温问题［2］。
9#锅炉为亚临界压力一次中间再热循环气包炉，型号为HG-1025/18.5-PM1，超温原因主要为［3］：1）两侧墙中间火焰温度高，钢管吸入热量大，水温局部升高；2）部分部位水冷壁结焦，影响了换热，造成温度场分布不平衡；3）管道内循环水结垢，影响了水的正常循环，造成局部超温；4）所用燃煤偏离设计煤种，风粉配比出现偏差，炉膛内火焰充满度不好；5）加、减负荷速率过快；6）低层磨煤机启动时加煤量过快；7）煤水比失调，过热度偏高；8）过热器减温水量过大。