炉水冷壁超温情况的分析与建议
浅谈#6机组低负荷锅炉壁温的超温及其对策
浅谈#6机组低负荷锅炉壁温的超温及其对策锅炉面临的最大威胁是锅炉受热面爆管，机组正常运行中，控制金属管壁温度，防止管壁超温是减缓氧化皮生成、受热面爆管的主要手段。
#6机组特别在低负荷的时候，300～350MW负荷容易出现锅炉壁温超温，下文对低负荷时的壁温超温进行分析和探讨。
1 造成锅炉受热面壁温超温的原因机组低负荷时造成锅炉受热面壁温超温的原因有许多。
从理论分析与实际现场总结来看，造成管壁温度升高的原因主要有以下七种：（1）机组在低负荷运行时，管壁内工质流量较小；（2）煤粉细度的原因；（3）燃烧器缺陷、炉膛燃烧不好，着火点滞后；（4）制粉系统启、停切换时，燃烧波动；（5）磨煤机出口温度较低、一次风速过高；（6）给水温度较低；（7）燃烧器二次风的配风。
2 锅炉受热面壁温超温的原因分析及解决措施2.1 机组在低负荷运行时，管壁内工质流量较小由于机组负荷较低，机组300MW时机组给水流量800t/h左右，因为负荷较低锅炉受热面内部流动的工质流量减小，流动的工质对锅炉受热面的冷却效果降低，虽然受热面外部绝对温度降低了，但是受热面内部的冷却效果减少的更多，所以此时更容易出现锅炉壁温超温。
措施：针对此现象我们可以适度加大给水流量，在机组协调方式下，可以调节给水自动的温差控制，降低机组过热度，保持过热度不低于10℃即可。
2.2 煤粉细度的原因机组设计的磨煤机煤粉细度为R90=18.5%。
由于低负荷炉膛燃烧原本就不是太充分，煤粉越细，煤粉相对表面积越大，越容易燃烧，着火越容易，反之，要是煤粉颗粒较大，燃烧会更加恶化，会进一步推迟，容易引起壁温超温。
措施：负荷较低时候煤量较低，制粉系统的负荷余量也较大，调节分离器挡板开度，控制煤粉细度；如果是因为机组增容改造后要提高磨煤机分离器转速，提高至35%～40%。
2.3 燃烧器缺陷、炉膛燃烧不好，着火点滞后#6机组采用36只DRB-4Z超低NOx双调风旋流燃烧器及NOx（OFA）喷口，分级燃烧。
600WM超临界直流锅炉水冷壁超温分析及对策
600WM超临界直流锅炉水冷壁超温分析及对策超临界锅炉作为当前最先进的燃煤发电技术，具有能耗低、环保、技术含量高等特点。
由于超临界锅炉工质压力高，超临界锅炉大多数采用直流锅炉，直流锅炉水冷壁流动阻力比较大，运行过程的水压压头比较高，容易引起工质流动不稳定、热偏差等问题，从而导致锅炉受热不均匀，部分面积超过临界温度，影响到超临界直流锅炉运行的安全性。
本文主要600WM超临界直流锅炉水冷壁超温出现的原因，并根据这些原因提出了相应的解决策略，希望确保600MW 超临界直流锅炉运行的稳定性。
引言：超临界锅炉指锅炉内工质的压力在临界点以上的锅炉与传统的锅炉间相比，超临界锅炉的煤耗量低，单电煤耗量约为310g标准煤，超临界机组的发电效率达到了41%，我国传统的火电厂发电效率一般低于35%，單电煤耗量超过380g 标准煤以上，每度电至少可以节约50g标准煤。
与传统的锅炉相比，超临界锅炉更加环保、节能，是未来火电厂建设的方向。
但是超临界直流锅炉的装机容量比较大，锅炉的蒸发受热面积不均匀，容易造成管壁温度超标，从而影响到锅炉的正常运行，造成水冷壁内工质性能发生变化，引起流量的异常变化，威胁到锅炉运行的安全性。
因此需要对超临界直流锅炉水冷壁超温现象进行分析，找出水冷壁超温的原因，并采取有效的措施，促进我国超临界锅炉的发展。
1.600WM超临界直流锅炉水冷壁超温原因分析某发电厂有两台600WM超临界机组，锅炉为国内某锅炉生产厂家生产，超临界机组为日本三菱公司提供的技术，超临界机组采用直流锅炉，燃烧器布置在四面墙上，火焰喷射方向与水冷壁垂直，二次风喷嘴安装在主燃烧器上，锅炉在热运行状态下，一次风、二次风可上下摆动。
超临界机组运行期间，出现了水冷壁管吸热偏差或者超低温现象，部分时段出现水冷壁壁温超过机组阈值，影响到超临界机组的安全运行。
根据运行数据信息以及超临界直流锅炉水冷壁超低温出现的异常现象，总结出以下原因：1.1部分水冷壁管热负荷偏高根据锅炉炉膛的燃烧方式，如果炉膛内的煤炭燃烧时产生的火焰出现偏差，则可能导致高温烟气直接冲刷水冷壁，导致局部水冷壁温度比较高。
1000MW 超超临界锅炉水冷壁超温原因分析及对策
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反向双切圆燃烧方式，炉膛为内螺纹管垂直上升膜式 水冷壁，水冷壁入口装设节流孔圈，同时在燃烧器上
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部装设中间混合集箱和混合器，对由下炉膛来的工质 进行充分混合，消除由下炉膛的吸热不均产生的偏差。 锅炉采用了平衡通风、露天布置、固态排渣、全悬吊 结 构、 全 钢 构 架。 机 组 负 荷250MW~500MW 运 行
量来调整炉内切圆大小，通过调平八根粉管热一次风 量，使得每个燃烧器喷口均匀燃烧。由于磨组 B、C、 D 磨煤机容易出现堵粉管现象，并且母管装有可调缩 孔以及煤粉分配器，磨组A、E、F 在首次测量时发 现粉管风速初始偏差均在国标要求的±5% 范围以内， 故调平实验主要针对B、C、D 三台磨煤机进行。 2.3.1 调平前一次风粉测量与分析
78
熋撋劼
再热器出口蒸汽压力 / MPa(g) 再热器进口蒸汽温度 /℃
粉分配器分成八根后接至炉膛八个角的同一层煤粉喷
再热器出口蒸汽温度 /℃
6.205 6.5 369.3 613
嘴。锅炉主要参数见表1。
省煤器进口给水温度 /℃
302.1
괄㹁䊨ⲃ #3-
2852 28.13 605 2354.6 5.926 5.736 361.3 613 294.9
过热蒸汽流量 /（t/h） 过热蒸汽出口压力 / MPa(g)
过热蒸汽出口温度 /℃
2994 28.25 605
时，水冷壁超温位置主要集中于前墙水冷壁中部（见
再热蒸汽流量 /（t/h）
24温度在445℃ ~590℃， 再热器进口蒸汽压力 / MPa(g)
锅炉的最高度达608℃。设计煤种由40% 澳洲煤与 60% 印尼煤组成的混煤。锅炉配置6台ZGM123G-III 型中速磨煤机，每台磨的出口为四根煤粉管道，经煤
1000WM超超临界二次再热直流锅炉水冷壁超温分析及对策
1000WM超超临界二次再热直流锅炉水冷壁超温分析及对策摘要：大唐国际雷州发电有限责任公司一期1、2号锅炉型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉。
自 2019 年投产以来，在低负荷时锅炉水冷壁常有短时超温现象，长期超温存在四管泄露风险，严重威胁锅炉受热面的安全运行。
现对锅炉水冷壁超温原因及对策进行简要分析。
关键词：超超临界直流锅炉；水冷壁；超温引言雷州发电厂1、2号锅炉型号为HG-2764/33.5/605/623/623-YM2，为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉，单炉膛、二次再热、采用双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置、π型锅炉。
从1号机组投产以来，锅炉前墙水冷壁发生大面积超温，而且管壁温升曲线基本与A侧过热汽温曲线一致570℃，水冷壁温度报警值为为515℃，此现象频繁发生在机组负荷波动期间，负荷刚开始波动时，水煤比短时失调，汽温、及水冷壁温超温频繁出现，当负荷开始稳定，水冷壁超温现象消失。
水冷壁超限不但严重威胁锅炉受热面的安全运行，而且影响了机组的调峰能力，特别是在广东省实行现货交易方式期间，严重威胁机组安全稳定运行。
1 原因分析1.1 超温发生工况通过对现场试验及数据的汇总，总结超温主要发生在以下工况：（1）低负荷段超温一般发生在400 -500MW 之间，A、B、C三层底层磨煤机运行。
（2）变负荷时负荷频繁变化，且负荷涨降时间没有稳定时间，汽温及水冷壁温都会出现超限的现象。
（3）启停制粉系统时：因雷州电厂制粉系统CD层之间间隔较大且没有CD层大油枪稳燃，制粉系统倒换方式受限，容易造成热负荷过于集中，而且上下层制粉系统倒换过程中不同制粉系统对AB侧烟气温度影响程度不同。
（4）炉膛吹灰长期无法投入：根据实际情况，炉膛吹灰投入条件要求负荷550MW及以上，长期低负荷，为了稳定燃烧无法投入吹灰。
1.2 影响水冷壁超温的因素（1）水冷壁表面积灰和结渣不均以及灰渣脱落引起的热偏差。
水冷壁、金属壁温超温分析
水冷壁、金属壁温超温分析摘要：本文结合实例，对水冷壁、金属壁温度出现异常的原因进行分析，并提出了整改措施，提高了锅炉运行的安全性，以期为相关研究提供参考。
关键词：水冷壁；金属壁；锅炉维持水冷壁温差、金属壁温等参数在正常范围内，是保证锅炉安全运行的基本前提，近期#1炉上部水冷壁温差、金属壁温因种种原因的导致各参数偏离部门规定的正常值，威胁锅炉安全运行。
为此，我们工作小组内针对此问题进行了专题讨论。
一、实例简介本次研究中的锅炉为W型直流锅炉，锅炉配600MW 汽轮发电机组，锅炉为单炉膛，P型布置、平衡通风、一次中间再热、“W”型火焰燃烧方式、尾部双烟道，变压运行的超临界直流炉。
炉膛宽度非常大，又只能布置一层燃烧器，当锅炉低负荷时，必须停运部分燃烧器，这就造成水冷壁部分有火，部分无火。
同时二次风箱较宽，二次风开口均匀布置在前后墙二次风箱上，从前后墙两端至中间二次风箱的压力逐渐降低，导致前墙水冷壁中间部位由于二次风压不足，使火焰贴壁造成前墙水冷壁中间部位壁温较高。
2018年9月5日，工作人员检查B/C/E/F磨煤机运行、机组协调情况、送引风机自动调节情况等，观察到机组负荷360MW，A/B送风机动调开度为43%/22%，燃料量为180T/H，主汽温度557℃，再热器温度555℃，B磨煤机出口风压在3.8kpa，C磨煤机出口风压在4.2kpa，E磨煤机出口风压在4.1kpa，F磨煤机出口风压在2.6kpa，前墙上部水冷壁温差在100℃至140℃左右波动，前墙左侧壁温高区域二次风F挡板已全开，见图1。
图1 调整前温度情况图二、原因分析这里主要讨论锅炉二次风挡板调节和制粉系统出力两个方面。
其一，二次风挡板调节不良是前墙水冷壁温差大的主要原因之一。
通过前墙水冷壁温度画面精准判断出壁温高的位置，开大壁温高区域F风挡板（控制在80%以上），关小壁温低侧燃尽风和未投运燃烧器F风挡板开度来提高壁温较高部位燃烧器风箱风压。
350MW超临界机组水冷壁超温问题分析与解决方案
350MW超临界机组水冷壁超温问题分析与解决方案发布时间：2021-08-17T08:00:57.878Z 来源：《科技新时代》2021年5期作者：牛波[导读] 垂直水冷壁频繁超温，在低负荷运行及变负荷过程中锅炉的超温问题非常突出。
大唐西北电力试验研究院陕西西安 710021摘要：因各粉管煤粉量分配存在偏差导致的超温，通过一次风调平及燃烧器二次风、燃尽风就地拉杆、风门开度调整等手段进行调整。
经过燃烧调整，稳定负荷下整体壁温分布状况变好，偏差变小、水冷壁壁温超温安全裕量变大。
关键词：水冷壁；超温；调整1 前言陕西某电厂2×350MW超临界机组1号锅炉自投产以来，垂直水冷壁频繁超温，在低负荷运行及变负荷过程中锅炉的超温问题非常突出。
2 设备简介本锅炉采用π型布置，单炉膛，尾部双烟道，全钢架，悬吊结构，燃烧器前后墙布置、对冲燃烧。
炉膛断面尺寸为15.287m宽、13.217m 深，水平烟道深度为4.747m，尾部前烟道深度为5.06m，尾部后烟道深度为5.98m，水冷壁下集箱标高为6.5m，顶棚管标高为62.5m。
燃烧器布置方式采用前后墙布置，对冲燃烧方式。
采用5台中速磨煤机，前墙布置3层煤粉燃烧器，后墙布置2层煤粉燃烧器，每层各有4只低NOx旋流燃烧器，共20只燃烧器。
在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙各布置2层燃烬风燃烧器，前后墙各8只，共16只燃烬风燃烧器。
在新型低NOx轴向旋流燃烧器中，燃烧的空气被分成五股，中心风、一次风、二次风、三次风和四次风。
主燃烧空气分为二次风、三次风和四次风，以加大空气分级程度。
二次风、三次风和四次风通过燃烧器内同心的环形通道，在燃烧的不同阶段进入炉膛，有助于NOx总量的降低和燃料的燃尽。
二次风为直流，三次风和四次风为轴向旋流风，在近燃烧器区形成环形回流，将高温烟气带回近燃烧器区，加热一次风，点燃煤粉，保持火焰稳定性，同时带回的高温烟气含氧量低，有利于NOx还原；在远燃烧器区通过三、四次风来完成未燃尽碳的燃烧。
#3炉后屏壁温超温分析
#3机后屏管壁局部超温分析一、事件分析近期#3炉后屏管壁频繁超温，这是由于锅炉热量短时间分配失调及热量平衡关系被破坏造成的局部管壁超温事件。
原因如下：1、受热面管壁的吸热与放热平衡关系被破坏。
机组稳定运行时，各受热面所吸收热量与输出热量是平衡的，而在机组升负荷过程中，这种平衡关系被破坏。
机组升负荷时，首先增加风量，燃料量（即锅炉热量），而锅炉水冷壁蒸发量的增加相比是略为滞后的，即存在一段时间，各过热器受热面管壁的吸热增加，而传热减少，因此，受热面管壁温度将升高。
2、锅炉蒸发热与过热热以及预热热比例被改变。
在升负荷过程中，尤其是启磨时，炉膛火焰中心高度上升，屏式过热器吸收的辐射热量相对增加较多，水冷壁吸收的辐射热量相对增加较少，这就造成锅炉蒸发热及过热热的比例被破坏。
蒸发热比例减少，过热热比例增加，因此造成管壁超温。
3、受热面各管内部介质流速不均。
由于受热面各管子内部阻力不同，阻力较大的管子要比阻力小的壁温高，也一般会超温（后屏#14，#15，#16）。
4、沿炉膛宽度方向，烟道内部烟气温度场、烟气流量呈现中间高、两边低的特点，因此中部受热面壁温相对较高。
5、减温水，燃烧器摆角调整滞后。
三、调整分析及注意事项1、升负荷前，保证过热器减温水有足够的裕量；2、升负荷前，应先确认各受热面管壁温度不高，方可进行升负荷，否则应先进行相关调整，达到条件后再进行升负荷；3、避免在升负荷过程中启磨，如遇到各台运行磨均已达到满出力时（60t/h），应先暂停升负荷，待启磨后，且确认各受热面管壁温度不高，方可进行升负荷；4、启磨时控制好风量、煤量不要过大；5、在升负荷过程中，根据汽温趋势掌握好减温水的提前调整；6、在升负荷过程中，根据壁温趋势掌握好燃烧器摆角的提前调整；7、在升负荷过程中，通过调整消旋二次风，控制好两侧烟温偏差；8、负荷稳定时，保持运行磨的台数尽量少。
9、升负荷指令发出后，不论汽温高低（除非太低），可以先减小燃烧器摆角，通过降低火焰中心来暂时减少受热面管壁吸热。
对冲直流锅炉水冷壁壁温偏差研究及治理
对冲直流锅炉水冷壁壁温偏差研究及治理摘要：近年来，超临界机组以其大容量、高参数、高效率等特点在火电机组中占有越来越大的比重。
超临界锅炉的主要燃烧方式是反对燃烧和切向燃烧。
反向燃烧对煤质的适应性不如切向燃烧，但炉膛出口两侧烟气温度偏差较小。
为了提高新的能耗能力，超临界机组需要参与深度调峰，包括频繁的启停、长期的低负荷运行和快速的升、降负荷。
由于对置直流锅炉的流场结构比四角切圆锅炉的流场结构更为独立，并且随着峰值深度的调整，水冷壁管内的工作质量流速减小，因此水冷壁区更容易出现较大的壁温偏差，这将导致爆管和机组无法停止。
因此，有必要研究对置式直流锅炉深度调峰水冷壁温度偏差的原因，并提出相应的处理方案。
关键词：冲直流锅炉；水冷壁；壁温偏差；治理1机组概况某超超临界3000t/h直流锅炉为DG3000/26.15-Ⅱ1型、前后墙对冲燃烧、干式除渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、全悬吊结构Π型布置，配套6台ZGM133N型中速磨煤机，侧煤仓布置，从高到低，前墙依次为A、B、C层，后墙依次为D、E、F层，每台磨煤机为同层的8只旋流燃烧器提供一次风粉。
锅炉上部炉膛为垂直水冷壁，下部炉为螺旋水冷壁，中间有过渡段水冷壁和两个垂直混合头。
在锅炉启动和低负荷运行过程中，水冷壁壁温偏差较大，远远超过壁温偏差安全值的80℃，导致壁温过热和热应力集中，进而在管壁焊接薄弱处爆管，位于上炉膛前壁。
2试验方法采用水冷壁回路网格划分、重点区域壁温测点密集布置和单变量现场试验等方法，研究了水冷壁启动过程中壁温最大偏差的变化规律。
研究了煤质、磨煤机运行方式和配风方式对低负荷煤壁温度分布的影响。
外圈号为回路号，对应位置的内圈号为回路中的管数。
在每个回路的出口处设置至少一个壁温测点，在前壁螺旋水冷壁的每个回路处设置两个壁温测点，在前壁垂直水冷壁的每个回路处设置三个壁温测点。
下炉螺旋管卷分32圈，上炉竖管卷分82圈。
针对对置式直流锅炉运行负荷范围内容易出现壁温偏差的问题，将试验条件设置为启动过程试验和低负荷稳态试验。
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。
FeS2=FeS+S管壁周围存在一定浓度的H2S和SO2，也会生成自由的硫原子。
2H2S+SO2=2H2O+3S分解出来的硫，由于缺氧，硫的燃烧和SO3的形成比较困难，便会与管壁金属反应生成FeS。
600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因及对策分析
600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因及对策分析作者：刘政扬来源：《科学与信息化》2019年第12期摘要水冷壁超温是现代发电厂内部机械运行中最常见的问题，不仅关系着发电厂内部能量能否正常供应，还会威胁到相关技术人员的人身安全，因此，如何优化超超临界机组锅炉使用成为一项重要内容。
本文将以600MW超超临界机组锅炉为主要叙述内容，结合实际机械运行中出现的问题，从根源上进行分析，在现代技术和管理体系的基础上，进一步提升现代600MW超超临界机组锅炉运行效率，减少水冷壁超温等问题的出现。
关键词 600MW；超超临界机组；锅炉水冷壁；超温；原因；对策前言电能作为现代城市基础运行的必要性能源之一，因其自身能量特点备受大众行业青睐，则为了保障电能供应能够满足城市需求，发电厂引入新型600MW超超临界机组锅炉代替传统发电机械设备，提升发电厂整体生产能力与效率。
但在实际机械设备运行中，常常会出现水冷壁超温故障问题，造成锅炉局部温度不一，机械设备内部结构被影响而出现变形，进而加剧结构之间的磨损程度，发电设备出现运行故障和结构损坏的概率增加，浪费大量资源和发电厂运行成本，危及相关操作人员的自身安全。
1 超超临界机组锅炉水冷壁超温原因分析1.1 燃料质量水平发电厂内部机械设备运行和电力能源运输方式都较为复杂，为了支撑内容基础的流程顺利进行，发电厂每天都需要花费大量的人力、物力，而在这些基础运行成本中最主要的开销除了机械运行花销，再者就是对产电力能源燃料的购买，这是因为燃料自身质量会在一定程度上影响发电厂内部产生电力能源的效率。
如果想要保障高生产效率、低污染排放，就要相应的选择更好的燃料种类与质量，有利于整体长远发展，但是往往中小型发电厂只重视当前利益，大量购买质量较差的燃料种类，这些燃料虽然也能够进行电力资源提取，但却存在着高挥发性和可磨性差的缺点，高挥发性是由于燃料内部杂质含量过高，可磨性差则是燃料自身存在的问题。
锅炉水冷壁爆管原因分析及措施探讨
锅炉水冷壁爆管原因分析及措施探讨摘要：锅炉受热面是锅炉热量交换的载体，其长期处于高温、高压的工作环境，容易受到各种因素的影响而出现失效现象。
据统计，在锅炉的失效事故中，70%均为受热面失效。
受热面失效的主要原因有长时或短时温度过高、腐蚀、疲劳、结垢、磨损等，且这些失效的受热面都有较为明显的特征和失效机理,大量文献对这些受热面失效的原因进行了分析,但对于异物堵塞造成的受热面失效的研究较少。
关键词：锅炉；水冷壁；爆管原因；措施1原因分析1.1锅炉作业人员操作不当引起锅炉结垢锅炉使用单位作业人员未经过专业培训，或培训后未深入学习理解水处理基础知识，对水处理设备随意操作，连续2个月24小时满负荷运行，操作人员在锅炉运行期间盲目操作，关闭水处理设备，导致水处理设备未能正常运行，无法制水，将自来水直接泵入锅炉中，因自来水中含有大量钙镁离子，不能满足锅炉给水要求，导致锅炉内部受热面结垢严重。
1.2材质劣化超温超压运行使水冷壁管过热，管子长期在高温高压下工作，不但会发生蠕变、断裂和应力松弛等变形过程，而且还会发生组织和性能的变化。
比如珠光体球化、石墨化，合金元素的重新分配等。
超温会使钢的持久强度和蠕变极限下降，对钢材的高温机械性能影响很大，它会加快金属在高温下的蠕变速度。
当20G水冷壁管处于550℃时，蠕变断裂时间约为750h，温度600℃时，蠕变断裂时间很短;而处于650～850℃时，蠕变断裂时间非常短(3～15min)，石墨化将大大降低钢材的机械性能。
石墨在基础组织中可以认为是空洞和裂缝，使钢材的强度极限、韧性都大幅下降，从而使钢材脆性增加。
钢材长期在高温条件下还会发生合金元素从固溶体中逐渐向碳化物扩散，使碳化物中的合金元素逐渐增多，导致钢材的高温机械性能降低。
1.3运行管理不当司炉人员操作不当，锅炉升温或降温过快，炉管受热或冷却不均匀产生较大的应力造成承压部件发生疲劳破坏;炉水给水品质长期超标，水质不符合标准，没有水处理措施或对给水和锅水的水质监管不严，使管内结垢甚至发生堵管或出现垢下腐蚀，致使局部热阻力增大而造成管壁过热，强度降低;锅炉带病运行，明知锅炉存在安全隐患或安全保护联锁装置无效的情况下不及时处理而坚持运行。
300MW直流锅炉管壁超温分析及控制措施
用喷水减温 器调节汽温 ， 这时蒸汽流 量小 ， 温水在蒸汽 中 但 减 气化能力差 ， 可能引起蒸汽夹 带水 分进入分 配集箱造成流 量分
配 不 均 而 引起 热 偏 差 。
１ 设 备 概 况
某锅炉为亚临界压 力中间再热 Ｕ Ｐ型直流锅炉 ，单炉膛燃 用烟煤 （ 贫煤） 四角切圆燃烧 ， ， 固态 排渣 ， 煤粉炉 ， 炉本体采 锅 用悬 吊结构， 露天布置， 采用敷管式轻 型炉墙 ， 采用传统的 ｎ型 布 置 ， 炉 膛 部 份 上 标 高 （ 棚 过 热 器 ） 为 ５ ．ｍ， 炉 膛 宽 顶 ８ ６
炉膛 、 平烟道 和竖井烟 道的顶部 ， 置 有顶棚过热器 ； 前、 水 布 在 后竖井烟道出 口装 有烟气调节挡板， 用于再热器调节温 度。
（） ９ 锅炉减温水 门不严 ， 水漏 入过 热器 中； 炉后减温 水 门 停 没 有 及 时 关 闭 ， 多 减温 水进 入 过 热 器 。 过 （０ 炉 内烟 气充满程度 不均匀 ， １） 产生烟温 差 ， 部分管 束吸 热量过大， 使壁温超限。 （ １在启动 过程 中高 、 １） 低旁路调 整不 当， 成蒸汽管 道 中 造 的蒸汽通流量过小， 对管壁的冷却效果不好 ， 造成管壁超温。 （２ 在并网启动磨煤机带负荷过程中， １） 对进入炉内的燃料量 控 制不 当 ， 造成燃 烧 剧烈和 燃烧 滞后 ， 导致各 过热器 管壁 超温 。 （３ 在并网后的升负荷期间， １） 一级减温 水用 量不当造成屏
660MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因分析及对策
改进型的内螺纹管垂直上升膜式水冷壁系统 ， 为 降
０ 引言
超超 临界直 流锅炉容量 大 ， 蒸 发 受 热 面 面 积 大， 布置复杂 ， 热 负 荷 高 。热 负 荷 的不 均 匀性 极 易 引起 管 壁 超 温 ， 为 了保 证 一 定 的质 量 流 速 ， 水 冷 壁 内径选 的较小 ， 因此 垂直 管水 冷 壁对 壁 温异 常 较为
物理特性发生剧烈变化 ， 进而产生流量偏差和吸热 特性变化 ， 严 重 时直 接 导 致 水 冷壁 管 超 温 ， 严 重危
及 锅 炉 安 全 运 行 。影 响垂 直管 水 冷 壁 超 温 的 因素
较多， 本文针对江西景德镇 电厂的实际运行状况 ，
全 面分 析 这 些 导 致 水 冷 壁超 温 的原 因并 提 出了有 效 解 决措 施 ， 对 同类 机 组 的运 行具 有很 强 的指 导 意
义
问混合集箱 ， 工质由中间混合集箱引出后进入上炉 膛垂直管圈， 由前墙和两侧墙出来的工质再导往顶 棚入 口集箱 ， 经 顶棚 管进 入 顶 棚 出 口集 箱 。后 水 冷
壁工 质 则经 中间混 合集 箱进 入 后墙 折 焰 角斜 坡管 ， 再 由 出 口集 箱分 成 二路 ， 分 别 进入 后水 冷壁 吊挂 管 和水 平 烟道 延伸 侧 墙 ， 最后 通 过连 接管 送 往顶 棚 出
主燃 烧器 和 ＭＡＣ Ｔ燃 烧 技术 、 强 化单切 圆燃 烧 方式
口集箱 。由顶棚 出 口集箱将 工质引至后 烟道 前 、 后、 二 侧 包 墙 及 分 隔墙 的下 集 箱 ， 全 部用 平 行 回路 向上流动 ， 集中到后包墙出 口集箱再送往汽水分离
锅炉水冷壁超温治理
锅炉水冷壁超温治理在大埔电厂第1号机组和第2号机组投运前期，发生了几次水冷壁的管壁温度有偏差或超温现象。
水冷壁超温的部位往往出现在同一区域，即锅炉后墙水冷壁垂帘管及悬吊管。
水冷壁部分位置温度超过标准的原因分为两类：其一，水冷壁管与管间的流量分配不均导致出现热量偏差；其二，锅炉中的火焰分布区域不均与导致出现热量偏差。
分析超温原因后，运行人员进行多工况调整试验，提出水冷壁超温治理方案。
包括一次风调平、提高二次风风门调整精确度、调整煤粉细度、大氧量运行、提高大风箱与炉膛差压、降低中间点过热度设定值、提高水冷壁进口工质焓值、增加水动力稳定性等调整措施。
同时建立锅炉受热面超温管理制度和记录簿，从管理方面对壁温进行长期监控。
采取上述一系列技术整改措施及建立锅炉受热面超温管理制度后，超温记录簿中超高二值的次数由30条/月减少为5条/月。
在机组运行中有效控制了水冷壁温度，避免水冷壁超温爆管，保证机组安全运行。
一、基本情况锅炉的尾部放置2台三分仓容克式空气预热器，所用的是正压冷一次风机直吹式制粉系统，膜式壁组成的炉膛。
由炉膛冷灰斗入口，即标高8300mm处，到标高50547mm，炉膛周围使用螺旋式管圈，在此上方为垂直管圈。
每个炉均安装有二十四个直流式煤粉燃烧器，共分六层分布于炉膛下端四个角，空气和煤粉便从这四个角进入，呈切圆形式在炉膛里燃烧。
在大埔电厂第1号机组和第2号机组投运初期，多次发生水冷壁管壁温度有偏差或超温现象，尤其是机组低负荷运行时，很容易出现部分水冷壁温度超过报警值的现象，部分工况下水冷壁温度严重超过报警值，影响机组安全运行。
从两台机组运行情况来看，水冷壁超温的部位具有共同特性，往往出现在同一区域，即锅炉后墙水冷壁垂帘管及悬吊管。
二、原因分析产生水冷壁局部温度超过标准的原因有两个。
水冷壁部分位置温度超过标准的原因分为两类：其一，水冷壁管与管间的流量分配不均导致出现热量偏差；其二，锅炉中的火焰分布区域不均与导致出现热量偏差。
直流锅炉垂直水冷壁超温浅析及控制措施
直流锅炉垂直水冷壁超温浅析及控制措施摘要：本文通过在低负荷时直流锅炉垂直水冷壁易出现超温的现象进行分析，通过大量的数据进行偏差分析，结合案例进行具体说明，找出了超温的原因，制定相应的防范措施及调整手段。
Summary：This paper analyzes the phenomenon that the verticalwater wall of once-through boiler is prone to overtemperature when the load is low, analyses the deviation with a large number of data, and illustrates the cause of overtemperature with a case, formulate corresponding preventive measures and adjustment measures.关键词：垂直水冷壁；超温；控制措施Keywords： Vertical Water Wall; over-temperature; control measures0引言：某电厂锅炉为北京B&W公司制造的超超临界参数、螺旋炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的Π型锅炉。
整个炉膛由下部螺旋水冷壁和上部垂直水冷壁构成。
螺旋水冷壁为内螺纹管，垂直水冷壁为光管。
下部螺旋水冷壁由614根水冷壁管组成，上部垂直水冷壁由1536根垂直水冷壁管组成。
运行中存在超温的情况，威胁到设备安全运行。
如下图1所示，垂直水冷壁共布置512个壁温测点，如图2所示，图1水冷壁结构图图2垂直水冷壁壁温测点分布图前后墙均匀分布149个测点，左右墙均匀分布107个测点，测温元件的形式为热电偶，平均约每3根管安装1个测点，测点安装在锅炉大包内靠近垂直水冷壁出口集箱处。
1、锅炉典型工况下的水动力分析现将锅炉运行中典型工况壁温进行采集，各个负荷下取4个工况，然后进行计算前、左、后、右墙的温度方差及标准偏差，而且在其他工况下其趋势与之相似，不再列举，具体见表2，其中方差S和标准方差σ的计算公式如下。
超超临界燃煤锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施
发电运维Power Operation1 设备概况国投湄洲湾电厂#4锅炉为上海锅炉厂生产，型号SG-2989/28.25-M7007，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、双切圆燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Π型半露天布置、固态排渣炉。
炉膛由膜式壁组成。
炉底冷灰斗角度约为55°，从炉膛冷灰斗进口（标高8000mm）到标高54364mm处炉膛四周采用螺旋管圈，管子规格为Φ38mm，节距为54mm，倾角为20.6673o。
在此上方为垂直管圈，管子规格为Φ32mm，节距为51mm。
螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合集箱。
2 事件经过#4机组2017年6月26日9:08锅炉点火，23:30锅炉转干态直流运行，发现补水率达3%左右，（设计补水率TRL工况1.5%），经排查机炉侧疏放水阀内漏情况，未发现有较大内漏阀门。
6月29日2:00至18:00,#4机组负荷基本维持400MW，化学除盐水供#4机组平均补水量约80t/ h(此时间段#3机组未补水),一期供二期#4机组辅汽流量约为12t/h，此时间段#4机组外排水主要有低加疏水泵出口管路冲洗排水（20t/h以内）、电除尘灰斗加热少量疏水。
17:00，调试单位、总包单位和运行人员怀疑#4锅炉受热面有泄漏，各单位配合进行就地检查。
图1 锅炉水冷壁示意图超超临界燃煤锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施国投云顶湄洲湾电力有限公司 杨斌摘要：本文就国投云顶湄洲湾电力有限公司SG-2989/28.25-M7007超超临界燃煤锅炉调试期间水冷壁爆管的发现、漏点查找、爆管原因进行了分析，并提出了防范措施。
关键词：水冷壁；爆管；原因分析；防范措施18:00，施工单位技术人员开启#4炉44米层右侧#8角看火孔，发现右侧#8角前墙处有异音，初步判断螺旋水冷壁有泄漏，此时锅炉四管泄漏监测装置对应监测点未达到泄漏报警限值。
21:35，经采取将对应位置吹灰器抽出、退出炉膛火焰电视探头及隔离冷却压缩空气、采用窥视探头等措施综合判断，确定#4炉44米层#8角前墙螺旋水冷壁泄漏，调试单位下令向调度申请停机。
600MW超临界W火焰锅炉水冷壁超温分析
１ 前 言
燃用 无 烟 煤 的 电 站 约 占 燃 煤 电 厂 总 数 的 ２ ４ ． ２ ％ 。更 好 地 利 用 这 些 低 挥 发 分 无 烟 煤 发 电 ，是解 决 日益严 峻 的能源 问题 的一种 有效途 径 。 Ｗ 火焰 锅炉 是为 了适 应 低 挥发 分 劣 质煤 而 开发 出 来 的新型 炉型 ，在 燃 用 低 挥发 煤 种 发 面 有着 很 大 的优 势 。这种 锅炉 特 殊 的设 计 使 得 其 具 有 以下 特 点 ：着火 条件 好 ；火 焰 行 程 长 ，易 燃 尽 ：负 荷 调 节 范 围大等 ｌ ２ ］
定 备用余 量 ，在 Ｂ ＭＣ Ｒ 工 况 下 ６俞磨 煤 机 运 行 。
棚 管 中心线 是 下 炉 膛 。其 截 面 为八 角 形 。煤 源 来 自云南 东源 煤业 集 团 的朱 家 湾 、长 岭一 号 和 长 岭
收 稿 日期 ：２ ０ １ ３ — ０ ５ — １ ９
５４
每 台磨煤 机 带 ４只煤粉 燃烧 器 ，共 ２ ４只直 流狭 缝
云南 某 电厂 ＃ １ 、＃ ２机组 采 用 了 ６ ０ ０ ＭＷ 超 临 界 ｗ 火焰 炉 。在机 组整套 试 运和 投产 后 ，水 冷壁 多 次 出现超 温 现 象 ．这 种现 象 具 有 突 发性 ，超 温
下炉膛 的过 渡 ，水 冷壁 采 用 改 进 型 内 螺 纹管 ，在 水 冷 壁系统 设 置有压 力平 衡管 道 。
的 问题 。
幅 度较 大 ，影 响到 机组 的安 全 稳 定 运行 。以下 对 此 电厂超 临界 ｗ 火 焰锅 炉水 冷壁超 温 问题 进 行 了 分 析 ，并提 出 了烧优 化控 制方 案，使 其 在 水冷 壁总 阻 力 中所 占的份 额 减 少 ，可 以保 证 水 冷
660MW超超临界锅炉水冷壁超温原因分析及对策
660MW超超临界锅炉水冷壁超温原因分析及对策摘要：超超临界直流锅炉容量大，热蒸发面面积大，布置复杂，管段多且长，供热负荷高，容易出现热负荷不均匀导致管壁过热。
通过优化煤种搭配、吹灰方式和制粉系统运行方式等措施，达到控制壁温的目的。
关键词：660MW超超临界锅炉水冷壁；超温原因；对策引言超超临界直流锅炉容量大，热蒸发面面积大，布置复杂，管段多且长，供热负荷高，容易出现热负荷不均匀导致管壁过热。
为了保证一定的质量循环速度，冷却水壁的内径必须小，因此垂直管道的水冷壁容易超温。
影响垂直管道水冷壁温度的因素有很多，所以对水冷壁温度过高的原因及对策进行研究对同类机组运行具有较高的参考价值。
1设备与背景某厂锅炉采用上海锅炉厂超超临界π型锅炉，制粉系统是正压直吹式结构，在炉膛的四角分6层布置了24只直流式煤粉燃烧器，水冷壁下部是在炉膛四周采用螺旋管圈布置，上部布置的是垂直管圈。
2水冷壁超温原因分析某厂2020年烧高热值煤时，在各个负荷段区间内升降负荷过程中都会导致中间点过热度的不同程度的幅度波动，特别是当2号炉大幅度减负荷至300~400MW时中间点过热度最高可达60℃以上，导致水冷壁出现较为严重的区域性超温，全年水冷壁温度超高二值达109次，其中特别是后墙水冷壁垂帘管及后墙水冷壁悬吊管超温想象更为频发和严重，其中后墙悬吊管出口自左第50排自前第6号管、后墙垂帘管自左第50排自前第1号管超温情况最为严重。
锅炉水冷壁长期处于超温情况下运行容易导致爆管，直接影响锅炉的安全运行及其使用寿命。
为解决水冷壁超温影响机组的安全经济运行，生产各部门通过大量数据分析、调研和摸索总结，多次组织专业会分析后得出超温的原因主要有：①锅炉偏烧；②煤种变化；③受热面结焦。
首先2号炉的水冷壁呈现区域性超温，则意味着区域性单位吸热量过多，传热恶化，这就是由于燃烧火焰产生偏斜而不对称所导致的。
由于2020年整年煤种热值较高，在升降负荷过程中更容易加剧火焰偏斜造成区域性超温的程度。
锅炉水冷壁超温控制与调整措施
精品--锅炉水冷壁超温控制与调整措施一、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1100-1200℃。
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。
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石洞口二厂1号炉水冷壁超温情况的
分析与建议
沈玉华
(华能上海石洞口第二电厂)
摘要：简要分析了石洞口二厂1号炉在低负荷运行时出现的超温情况，并对其主要原因作了分析，同时针对超温情况提出了合理的建议，从而改善和避免水冷壁超温。
关键词：水冷壁超温分析建议 秦皇岛网/ 秦皇岛论坛
我厂两台600MW超临界压力机组从国外引进。
1号机组于1992年6月投运，自1995年锅炉进行酸洗，复役后低负荷运行时，后墙水冷壁严重超温，严重威胁机组安全运行和影响机组调峰能力。
虽然1号炉于2000年再次酸洗，低负荷时水冷壁超温情况未出现过，但同比2号炉其后墙水冷壁出口汽温还是偏高。
针对1号炉低负荷时严重过热与超温问题，根据相关情况收集及现场运行工况进行了调查研究及分析试验，分析认为：#1机组在低负荷水冷壁超温除与锅内问题有先天性不足之处，其炉内问题也很重要。
现就以下两个方面进行分析、讨论。
一、锅炉后墙水冷壁悬吊管扭曲变形
二台锅炉的后墙水冷壁悬吊管都发生扭曲变形，其中尤以1号炉更为严重，其原因主要有：锅炉设计时后墙系统过于复杂，尤其是折焰角部分采取了双联箱，悬吊管比其它平行的管束更长一些，因而它的水阻也比较大，造成系统阻力偏大，使悬吊管流量分配不均，导致超温变形。
根据多次试验，发现在汽水分离器在35%MCR负荷由湿态转为干态时或者由干态转为湿态时，以及在相当于这个负荷下保持运行时，在后墙各根悬吊管之间产生极大的温差，最大可达到170℃，而设计时允许的最大温差为50℃，这就是导致后墙水冷壁悬吊管扭曲变形的主要原因。
同时，这个温差随着通过转态过程次数的增加，每板悬吊管都有机会发生扭曲变形，因而温差的分布是随机的。
此外，由于#1机系国内第一台超临界机组调试初期热工保护误动较多，引起1号机组频繁跳机，根据1993年1月底以前的统计总共发生了122次MFT：其中#1机组72h试运前发生85次，72h试运后发生37次，这也是引起后墙水冷鄙悬吊管扭曲变形的一个重要原因。
为防止类似问题的出现，建议：
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(1)利用机组检修的机会对锅炉后墙水冷壁悬吊管进行更换；
(2)利用已有的温度测点，在现有炉温监测及分析系统中编制一个控制最大温差的软件，当最大温差达到50℃时，发出报警信号，通知值班员注意通过加水或减煤来防止上述过大温差的出现；
(3)在机组正常启停过程中，运行人员应注意对转态过程的控制，避免在转态范围内停留时间过长或负荷在此区间上下波动；
(4)能否在控制系统内进行改造，增加在锅炉转态时自动增加给水量的功能，以防出现上述问题；
(5)运行人员应经常翻看计算机在线炉温监测及分析系统，根据运行工况的变化及时分析相关的数据和记录，以采取相应的措施。
总之，由于后墙水冷壁的阻力比其他三面水冷壁的阻力本来就大，在上述悬吊管扭曲变形发生之后水阻更大。
因此，在汽水分离器转态过程中也就易发生过热，需要给予更多的注意，应严格控制煤水比，并通过专用的悬吊管测温系统全程监视过热和大的温差，以防止发生问题。
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二、后墙水冷壁过热超温
根据中试所以前57个工况试验，由测试知，在低负荷运行时，后墙水冷壁螺旋管首先出现温度偏差0～42℃，最高壁温达470℃，后墙水冷壁直管段温度偏差11～13℃，最高壁温为531℃，悬吊管最高壁温511℃，后墙水冷壁出口处汽温356～455℃，其壁温和汽温达最高者，均已过热或超温。
分析原因如下：
(1) 实际燃煤偏离设计煤种。
为防止锅炉结焦，掺烧了灰熔点比较高的大同煤，并且入炉煤质时好时坏，造成实际燃煤质量偏离设计煤种，这从根本上改变了锅炉设计条件。
#1机组运行中，根据热试组测试，炉四角风粉存在一定偏差，而且低负荷运行，炉膛火焰充满度不好。
(2) 炉内燃烧假想切圆直径偏大。
根据试验数据，炉膛出口烟温分布曲线及折焰角垂直水冷壁壁温分布曲线均呈马鞍形，两侧高，中间低，B侧又高于A侧（沿燃烧切圆旋转方向，由B到A），A、B两侧平均烟温差为70～100℃，水平烟道最大温差106～144℃（600MW）、127～130℃（300MW）。
后水冷壁折焰角垂直水冷壁壁温差，高负荷时偏差小，低负荷时偏差大（9～113℃），这些温度偏差主要是火焰切圆燃烧残余旋转及炉体Ⅱ形布置所引起的。
温度偏差之大，标志着残余旋转很强，说明火焰切圆直径偏大。
这是锅炉的固有特性，如能采取措施消除和减弱切圆的残余旋转，则会想应降低烟温偏差。
(3) 结焦影响炉内温度场分布。
因燃用灰熔点低的神木煤，易结焦，且有时锅炉超负荷运行，在燃烧器附近的水冷壁、冷灰斗处多次发生严重结焦，以致炉膛内受热面吸热减少，结焦改变了整个炉内温度场分布，产生温度偏差，导致管壁超温。
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其次，机组低负荷运行时，汽水比容差增大，由于给水流量相对减少，水冷壁入口流量分配不均匀，易引起较大的各管内汽水混合物的比容差。
尽管本炉采用螺旋管水冷壁以提高重量流速，相对增大流量，但仍不能避免流量分配不均。
流量分配不均，管内工质流动越不稳定。
由于后墙水冷壁受热面积大，管子长度增加，其阻力也比前墙、两侧墙水冷壁大，根据水动力特性，汽水比容差越大，管内工质流动越不稳定。
因此，低负荷后墙水冷壁水流量偏小也是造成其过热和超温的一个重要因素。
为了避免后墙水冷壁过热和超温，建议：
(1) 低负荷时，可加强燃料风，提高一次风粉的刚度；减少辅助风，免冲对面的一次风粉。
即通过增加一次风流量来加大一次风射流的刚性。
因为一次风射流的刚性是维持气流不偏斜的内在因素，刚性愈强，射流偏斜也就愈小。
从目前1号炉结焦情况来看，一次风粉气流贴壁冲墙是形成水冷壁结焦的一个原因。
所以，从避免水冷壁结焦角度来看，应该尽量增加一次风刚性，减少一次风粉的射流偏斜，改善壁温偏差，同时对现有的磨煤机一次风流量变送器重新校验。
(2) 低负荷阶段，通过提高氧量定值，加大风量（二次风），其作用是防止风粉扩散、射流扭曲，使火焰集中，保证煤粉充分燃烧，减少火焰贴壁粘墙以减少受热面结焦。
另外，随着烟气流速的加大，炉内热负荷工况得到改善。
此外，低负荷时可采用限流办法，即维持总二次风量不变，关小辅助风门以提高燃料风量。
(3) 调整磨煤机掺烧方式，采用灰熔点较高、煤质特性与神木煤相近的大同煤按40%的比例掺入，如A、B磨掺烧大同煤，以防止锅炉结焦，减少热偏差。
同时尽量避免油煤混烧，以减轻受热面结焦，减少管屏热偏差，防止后墙水冷壁超温。
(4) 调整磨煤机运行组合方式，如高负荷时采用A、B、C、D、E或F磨煤机，低负荷时采用A、
B、E、F或
C、
D、
E、F方式，一方面可解决后墙水冷壁吸热量，避免超温；另一方面又可提高一二次汽温，提高机组运行的经济性。
(5) 调整燃烧器摆角位置，使炉膛火焰中心抬高，目的是为了提高水冷壁进口工质焓值，使蒸发点附近受热均匀，为使炉膛吸热份额减少，即上摆燃烧器角度，使省煤器吸热增加。
另外，保证省煤器吹灰。
这样，给水在省煤器中多吸热，并在下部分的螺旋管中进一步吸热，增加焓值。
(6) 采用优化或局部吹灰，设法减少后墙水冷壁管的吸热，即利用灰渣热阻，不对后水冷壁螺旋管吹灰，减少吹灰，减少其吸热。
(7) 降低中间点温度定值，相对增加给水流量，从而降低水冷壁区域热负荷。
因为根据直流炉特性，水冷壁区负荷下降，蒸发段后移，相对给水量增加，管内工质流动稳定性加强。
(8) 机组采用CWT给水加氧联合处理方式，目的是降低水冷壁管结垢速率，改善水冷壁水动力特性，减少吸热偏差。
运行人员应经常分析机组运行一次汽压差的变化及给水K＋H电导率，以便及时了解管壁结垢速率。
131。