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【摘要】锅炉壁温控制是电厂安全经济运行的重要环节，电厂对锅炉超温非常重视，严格要求在任何时候都要避免壁温超温情况发生，我们运行人员都在想尽办法尽量完成考核任务。但限于锅炉设计、设备缺陷、维护管理、运行调整等多方面因素的影响，还要兼顾调控机组经济运行，使得壁温控制难度很大，运行中必须兼顾各种问题，必要时需要牺牲一定的经济性来实现锅炉壁温安全。
【关键词】超超临界锅炉;壁温控制
0.前言
超超临界直流锅炉由于蒸汽参数高、水冷壁、三级过热器、四级过热器管材选用设计冗余并不大，主蒸汽温度设计605℃，而三过、四过耐受极限为658℃，报警至为628—638℃，由于烟气偏斜、受热面沾污等等情况，运行中部分管屏壁温时常是在报警值边缘，对运行人员安全经济运行调整带来了很大的操作难度，必须要严格精密调整，来兼顾各方以实现最优。
1.现状调整
某厂锅炉常发生水冷壁、三过、四过壁温超温，尽管经过加氧运行和经锅炉厂家指导通过AA风调整后，超温情况有所缓解，但超温情况仍会不时的发生。当发生超温时往往不止一根管，且上升速率非常快难以避免。某日#2炉运行中四过几乎所有管屏的1号管均出现温度偏高情况，较其他管高10～20℃，其中管屏No14、15、16、17、46、47、49、50管屏1号管均超过630℃，最高达635℃。为缓解1号管超温情况，我们通过AA风调偏、降低主汽温、投入吹灰器等多项操作，最终使大部分管屏1号管壁温得以下降，但No46、47、50管屏1号管仍偏高。
根据情况我们进行了相关调整试验，第一步骤为通过配风调整和降低主汽温后，超温情况得到缓解，但仍表现为1号管壁温较其他管偏高10℃以上，且汽温控制较低，不满足经济性要求。由于#2炉长期低负荷运行，风量偏小且吹灰周期较长，1号管超温，也明显看出，锅炉水平烟道区域受热面积灰严重，受热分布偏离设计指标。为此第二步骤我们投入水平烟道下层过热器区域吹灰器，吹完IK1、2、5、6后大部分1号管壁温出现先降后涨的趋势。水平烟道底部积灰仍未清理干净。第三步骤投入水平烟道下层靠后的IK15、16号吹灰器，大部分1号管壁温出现明显的下降，且与其他管壁温偏差大幅减小。执行完以上操作后，炉膛出口烟温明显下降20℃，同时出现左右两侧烟温偏差较大了10℃，这也印证了四过右侧46、47、50屏1号管壁温仍偏高问题。经调整后，四过壁温仅右侧少数管存在偏高情况，但为保证其不超温，主汽温就维持在600℃以下运行，且此时水冷壁前墙No43附近温度也偏高，最高温接近500℃，较大部分壁温偏高100℃以上，因此没有再加大AA风摆角和上层开度的调整力度。
主汽温降低10℃，机组煤耗将增加1～2g/kwh。在安全运行的前提下，我们想经济真是举步维艰，这应不是我们所想看到的。
2.原因分析
究其原因，主要有以下几点：
（1）该锅炉采用墙式切圆燃烧方式，炉内热负荷分布不均衡，烟气残余扭转较严重，因此超温主要在部分管屏。如两台炉水冷壁左右墙、前墙No31～No95管，四过管屏No45～51，常较其他管明显偏高，就是因为烟气热量分布不均所致。受到炉内配风方式、管内工质流量分布难以实时调整的缘故，运行调整很难彻底解决这个问题。
（2）受电网调峰影响，机组时常需要快速大幅度变负荷。当变负荷时，锅炉需要较大幅度的煤量过调，利用锅炉的蓄热来达到快速响应负荷的目的，这样的控制策略必然导致加减负荷时壁温难以稳定。机组滑压运行曲线修改后，变负荷时汽压变化更大，煤量过调幅度更大，导致这一现象应该更加严重。
（3）炉内积灰、结渣等因素，导致部分受热面过负荷导致超温。直流炉没有热负荷正效应，当热负荷高于设计值时，可能导致管内工质水动力恶化，加剧超温情况，由此会发生温度偏高的管屏温度会越来越高。
（4）蒸汽吹灰投运，造成部分管屏换热效率突然大幅增加，导致超温。若未正确选择吹灰器位置，使得部分管屏过吹，加上锅炉热负荷分配不均的因素影响，会导致部分管屏温度不降反升。
（5）燃烧调整过于偏下，导致水冷壁区域热负荷过大。我厂锅炉原设计为上层磨运行，但受限于磨煤机检修、负荷低、调温需要等因素影响，有时不得不用下层磨、隔层磨等非正常模式运行，这样就导致水冷壁部分管屏容易超温。
（6）过热器减温水量过大，导致水冷壁区域水量减少，部分管屏超温情况加剧。受限于设计及节流孔结垢等因素影响，水冷壁部分管屏温度常发生偏高情况，造成过热器喷水量对水冷壁水动力分布的影响很大，有时即使略有喷水，水冷壁管都会有明显的升温，加大汽温控制的难度。
（7）配风调整影响炉内热负荷分布，有时会发生难以两全的情况。由于四过右侧管屏容易超温，采用调整AA摆角，集中加大AA风上层风量的方式来调整炉内烟气分布，的确能够降低该位置壁温。但此种做法也可能导致水冷壁热量加大、燃烧配风不合理燃烧不充分会推后等情况发生。经试验，AA风上层开大较平均开度情况，水冷壁温偏高点普遍上涨5～10℃，若再加大这种调节，则情况会更严重。受限于各方面因素影响，配风调整也难以非常便捷的控制锅炉壁温。
（8）机组在变负荷时，为了更快的响应负荷变化，协调控制系统常采用汽机快速响应而锅炉利用蓄热来跟踪调整，由于直流锅炉蓄热小且存在热偏差，因此在变负荷时常出现部分受热面管屏迅速超温，难以调整。
（9）汽温控制在安全与经济上必须做出艰难抉择。当机组稳定运行时，为了尽量提高经济性，汽温控制都尽量与设计值靠近。当变负荷时，锅炉壁温局部发生超温，降低汽温往往是最快捷的办法之一，但这又违背了经济调整的宗旨，使得壁温控制难上加难。
3.处理建议
鉴于以上分析，壁温控制及考核，真是给了我们一个艰难的难题。当然我们运行人员不怕应对这些困难，必会想尽一切办法来克服困难完成任务。为最大程度有效的解决此问题，有以下建议：
（1）根据壁温现状，运行人员尽可能的对症下药。当超温区域仅为四过右侧部分管屏时，可通过AA风尽量调偏；当水冷壁超温时则通过减少喷水、抬高拉长火焰等方式来应对；当四过大部分1号管壁温偏高，极有可能是水平烟道区域积灰严重所致，应及时进行锅炉蒸汽吹灰；当实在是多区域壁温超温，难以兼顾时，应考虑适当降低汽温运行。
（2）在尽量控制壁温的同时，还要严格监控管理水质，确保受热面不发生结垢、腐蚀、氧化皮脱落等情况。另外低负荷时一定要保证分离器入口过热度不能过低，否则分离器带水可能使二过减温水旁路过水，导致汽温、壁温发生大幅波动，结垢腐蚀、、管材寿命等大受影响。
（3）除了控制四过出口温度外，还要确保三过出口不高于560℃，二过出口不高于490℃，以保证二、三级过热器不发生超温过热情况。
（4）继续改造节流孔圈，从设计上优化锅炉水动力分配，以期从根本上解决壁温超温问题。
（5）优化协调控制逻辑，尽量避免在加减负荷时造成水冷壁、过热器壁温超温情况，必要时放慢变负荷速率。
（6）控制壁溫确实是一个让人纠结、难以两全的工作，希望在合适的情况下能邀请专家对我厂锅炉配风、燃烧及逻辑控制再进行深层优化，根据实际情况对症下药，以期彻底解决安全与经济的矛盾。另外还希望可以向专家学习更好的操作手段，让我们操作更得心应手。[科]
【参考文献】
［1］600MW超超临界机组锅炉运行说明书.哈尔滨锅炉厂.
［2］华东六省一市电机工程学会编.锅炉设备及其系统[M].北京:中国电力出版社,2000.
［3］刘志敏.电站锅炉原理.中国电力出版社.
［4］朱全利.锅炉设备及系统.中国电力出版社.
【关键词】超超临界锅炉;壁温控制
0.前言
超超临界直流锅炉由于蒸汽参数高、水冷壁、三级过热器、四级过热器管材选用设计冗余并不大，主蒸汽温度设计605℃，而三过、四过耐受极限为658℃，报警至为628—638℃，由于烟气偏斜、受热面沾污等等情况，运行中部分管屏壁温时常是在报警值边缘，对运行人员安全经济运行调整带来了很大的操作难度，必须要严格精密调整，来兼顾各方以实现最优。
1.现状调整
某厂锅炉常发生水冷壁、三过、四过壁温超温，尽管经过加氧运行和经锅炉厂家指导通过AA风调整后，超温情况有所缓解，但超温情况仍会不时的发生。当发生超温时往往不止一根管，且上升速率非常快难以避免。某日#2炉运行中四过几乎所有管屏的1号管均出现温度偏高情况，较其他管高10～20℃，其中管屏No14、15、16、17、46、47、49、50管屏1号管均超过630℃，最高达635℃。为缓解1号管超温情况，我们通过AA风调偏、降低主汽温、投入吹灰器等多项操作，最终使大部分管屏1号管壁温得以下降，但No46、47、50管屏1号管仍偏高。
根据情况我们进行了相关调整试验，第一步骤为通过配风调整和降低主汽温后，超温情况得到缓解，但仍表现为1号管壁温较其他管偏高10℃以上，且汽温控制较低，不满足经济性要求。由于#2炉长期低负荷运行，风量偏小且吹灰周期较长，1号管超温，也明显看出，锅炉水平烟道区域受热面积灰严重，受热分布偏离设计指标。为此第二步骤我们投入水平烟道下层过热器区域吹灰器，吹完IK1、2、5、6后大部分1号管壁温出现先降后涨的趋势。水平烟道底部积灰仍未清理干净。第三步骤投入水平烟道下层靠后的IK15、16号吹灰器，大部分1号管壁温出现明显的下降，且与其他管壁温偏差大幅减小。执行完以上操作后，炉膛出口烟温明显下降20℃，同时出现左右两侧烟温偏差较大了10℃，这也印证了四过右侧46、47、50屏1号管壁温仍偏高问题。经调整后，四过壁温仅右侧少数管存在偏高情况，但为保证其不超温，主汽温就维持在600℃以下运行，且此时水冷壁前墙No43附近温度也偏高，最高温接近500℃，较大部分壁温偏高100℃以上，因此没有再加大AA风摆角和上层开度的调整力度。
主汽温降低10℃，机组煤耗将增加1～2g/kwh。在安全运行的前提下，我们想经济真是举步维艰，这应不是我们所想看到的。
2.原因分析
究其原因，主要有以下几点：
（1）该锅炉采用墙式切圆燃烧方式，炉内热负荷分布不均衡，烟气残余扭转较严重，因此超温主要在部分管屏。如两台炉水冷壁左右墙、前墙No31～No95管，四过管屏No45～51，常较其他管明显偏高，就是因为烟气热量分布不均所致。受到炉内配风方式、管内工质流量分布难以实时调整的缘故，运行调整很难彻底解决这个问题。
（2）受电网调峰影响，机组时常需要快速大幅度变负荷。当变负荷时，锅炉需要较大幅度的煤量过调，利用锅炉的蓄热来达到快速响应负荷的目的，这样的控制策略必然导致加减负荷时壁温难以稳定。机组滑压运行曲线修改后，变负荷时汽压变化更大，煤量过调幅度更大，导致这一现象应该更加严重。
（3）炉内积灰、结渣等因素，导致部分受热面过负荷导致超温。直流炉没有热负荷正效应，当热负荷高于设计值时，可能导致管内工质水动力恶化，加剧超温情况，由此会发生温度偏高的管屏温度会越来越高。
（4）蒸汽吹灰投运，造成部分管屏换热效率突然大幅增加，导致超温。若未正确选择吹灰器位置，使得部分管屏过吹，加上锅炉热负荷分配不均的因素影响，会导致部分管屏温度不降反升。
（5）燃烧调整过于偏下，导致水冷壁区域热负荷过大。我厂锅炉原设计为上层磨运行，但受限于磨煤机检修、负荷低、调温需要等因素影响，有时不得不用下层磨、隔层磨等非正常模式运行，这样就导致水冷壁部分管屏容易超温。
（6）过热器减温水量过大，导致水冷壁区域水量减少，部分管屏超温情况加剧。受限于设计及节流孔结垢等因素影响，水冷壁部分管屏温度常发生偏高情况，造成过热器喷水量对水冷壁水动力分布的影响很大，有时即使略有喷水，水冷壁管都会有明显的升温，加大汽温控制的难度。
（7）配风调整影响炉内热负荷分布，有时会发生难以两全的情况。由于四过右侧管屏容易超温，采用调整AA摆角，集中加大AA风上层风量的方式来调整炉内烟气分布，的确能够降低该位置壁温。但此种做法也可能导致水冷壁热量加大、燃烧配风不合理燃烧不充分会推后等情况发生。经试验，AA风上层开大较平均开度情况，水冷壁温偏高点普遍上涨5～10℃，若再加大这种调节，则情况会更严重。受限于各方面因素影响，配风调整也难以非常便捷的控制锅炉壁温。
（8）机组在变负荷时，为了更快的响应负荷变化，协调控制系统常采用汽机快速响应而锅炉利用蓄热来跟踪调整，由于直流锅炉蓄热小且存在热偏差，因此在变负荷时常出现部分受热面管屏迅速超温，难以调整。
（9）汽温控制在安全与经济上必须做出艰难抉择。当机组稳定运行时，为了尽量提高经济性，汽温控制都尽量与设计值靠近。当变负荷时，锅炉壁温局部发生超温，降低汽温往往是最快捷的办法之一，但这又违背了经济调整的宗旨，使得壁温控制难上加难。
3.处理建议
鉴于以上分析，壁温控制及考核，真是给了我们一个艰难的难题。当然我们运行人员不怕应对这些困难，必会想尽一切办法来克服困难完成任务。为最大程度有效的解决此问题，有以下建议：
（1）根据壁温现状，运行人员尽可能的对症下药。当超温区域仅为四过右侧部分管屏时，可通过AA风尽量调偏；当水冷壁超温时则通过减少喷水、抬高拉长火焰等方式来应对；当四过大部分1号管壁温偏高，极有可能是水平烟道区域积灰严重所致，应及时进行锅炉蒸汽吹灰；当实在是多区域壁温超温，难以兼顾时，应考虑适当降低汽温运行。
（2）在尽量控制壁温的同时，还要严格监控管理水质，确保受热面不发生结垢、腐蚀、氧化皮脱落等情况。另外低负荷时一定要保证分离器入口过热度不能过低，否则分离器带水可能使二过减温水旁路过水，导致汽温、壁温发生大幅波动，结垢腐蚀、、管材寿命等大受影响。
（3）除了控制四过出口温度外，还要确保三过出口不高于560℃，二过出口不高于490℃，以保证二、三级过热器不发生超温过热情况。
（4）继续改造节流孔圈，从设计上优化锅炉水动力分配，以期从根本上解决壁温超温问题。
（5）优化协调控制逻辑，尽量避免在加减负荷时造成水冷壁、过热器壁温超温情况，必要时放慢变负荷速率。
（6）控制壁溫确实是一个让人纠结、难以两全的工作，希望在合适的情况下能邀请专家对我厂锅炉配风、燃烧及逻辑控制再进行深层优化，根据实际情况对症下药，以期彻底解决安全与经济的矛盾。另外还希望可以向专家学习更好的操作手段，让我们操作更得心应手。[科]
【参考文献】
［1］600MW超超临界机组锅炉运行说明书.哈尔滨锅炉厂.
［2］华东六省一市电机工程学会编.锅炉设备及其系统[M].北京:中国电力出版社,2000.
［3］刘志敏.电站锅炉原理.中国电力出版社.
［4］朱全利.锅炉设备及系统.中国电力出版社.