华润电力常熟第二发电厂1号机组为650 MW汽轮发电机组，采用哈尔滨锅炉有限责任公司引进日本三井巴布科克能源公司技术生产的超临界、变压、本生直流锅炉。该炉为π型布置，单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。下面叙述该锅炉不同于汽包锅炉的调试情况，富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
木屑颗粒机、
秸秆颗粒机、
秸秆压块机压制的生物质颗粒燃料。
1、锅炉的燃煤煤质和主要设备
1.1锅炉的燃煤煤质
该锅炉设计燃用神府东胜烟煤、校核煤为混煤和大同烟煤，设计R90=20%，煤质情况见表1。
1.2锅炉的主要系统与设备
1.2.1锅炉的启动系统
启动系统及其主要设备见图1。其组成是：直流锅炉系统+复合循环泵。启动系统包括4个汽水分离器、1个立式贮水箱及炉水泵与相关管道。大、小溢流阀分别控制贮水箱低、高压时水的排放。该锅炉启动系统的主要特点是：
(1)可减小启动过程中的工质和热量损失。(2)用较少的冲洗水量与再循环流量之和获得较高的水速，快速达到冲洗的目的。(3)汽水分离器采用较小壁厚，热应力低，可使锅炉快速启、停。
1.2.2锅炉燃烧系统
采用三井巴布科克公司的低NOx轴向旋流煤粉燃烧器（以下简写LNASB），燃烧器前、后墙对冲燃烧布置，见图2。其结构见图3。前、后墙各布置1层燃尽风喷口，每层布置7个，共14个燃尽风喷口。
1.2.3 燃烧器各种配风的作用
LNASB燃烧器中，燃烧的空气有3股，它们是一次风、二次风和三次风。
1.2.3.1 一次风的调节
一次风进入LNASB燃烧器内的整流器，整流器将一次风浓缩，并与内、外二次风配合，形成分级燃烧，以使煤粉迅速着火及燃烧，早期减少NOx。
1.2.3.2 二次风、三次风的调节
燃烧器风箱为每个LNASB燃烧器提供二次风。每个燃烧器设有1个风量均衡挡板，用以使进入各个燃烧器的分风量保持平衡。
二次风和三次风通过燃烧器内同心的二次风、三次风环形通道在燃烧的不同阶段分别送入炉膛。燃烧器内设有套筒式挡板用来调节二次风和三次风的分配比例。
二次风和三次风有各自独立的旋流装置以使二次风和三次风发生需要的旋转。通常，三次风旋流装置设计成不可调节，固定在燃烧器出口最前端，以便产生最强烈的旋转。而二次风旋流装置设计成沿轴向可调节，调整旋流装置的轴向位置即可调节二次风的旋流强度。
1.2.3.3中心风
燃烧器设有中心风管，小风量的中心风通过中心风管送入炉膛，以提供燃烧需要的风量，并且火嘴停运时防止灰渣在此部位集聚。
1.2.3.4燃尽风(OFA)
燃尽风包含2股独立的气流，中央部位的气流是非旋转气流，它直接穿透进入炉膛中心；外圈气流是旋转气流，用于与靠近炉膛水冷壁的上升烟气混合。外圈气流的旋流强度和2股气流之间的分离程度同样由1个调节杆控制。
1.2.3.5 燃烧器喉口
旋流燃烧器的喉口有合理的旋角，喉口前缘由炉膛水冷壁管环绕，喉口表面镶衬光洁、导热性能良好的碳化硅砖，不仅耐高温、耐磨，而且与普通耐火材料相比能够大大降低喉口表面的温度，有助于防止喉口部位结渣。
1.2.4 制粉系统
制粉系统采用BBD - 4360型双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统，带旁路风。配4台磨煤机、8台给煤机和2台一次风机。其煤粉分离器与磨煤机连在一起，成为一个整体，两端各有l台。设计煤粉细度R90为16%。
单台磨煤机最大出力80 t/h，出口煤粉细度Rzoo为90%。给煤机为电子称重式，最大出力90 t/h，利用调节转速来改变出力。
2、直流锅炉不同于汽包炉的调试过程
2.1投粉稳压冲管
由于锅炉没有汽包，锅炉热储存能力小，为了确保冲管效果，采用投粉稳压冲管。
锅炉初始阶段为强制循环，当给水流量达683t/h以上，锅炉转入直流状态，炉水循环泵进行自循环。在升负荷过程中，先后投入A、B制粉系统，根据分离器出口压力上升速度开启临冲门直至全开。维持分离器出口压力在5.5 MPa，持续时间1 h以上。稳压冲管结束，缓慢关闭临冲门直至全关。冲管时应注意以下几点：
(1)确保省煤器入口流量不小于600 t/h，否则会因给水流量低造成锅炉MFT;稳压冲管时，省煤器入口流量应大于700 t/h，以保证水冷壁壁温不超温。(2)贮水箱水位正常为6 700 -7 500 mm，其水位主要由给水旁路调节阀调节。当用该调节阀调节贮水箱水位，其水位仍高时，应首选小溢流阀放水。(3)为方便汽温控制，当贮水箱排气压力达3.0 -3.5 MPa、主给水流量250 t/h以上、热风温度180℃以上时，投制粉系统。(4)锅炉“汽水膨胀”期间，当水位太高、必须减少主给水流量时，应先开大炉水泵出口调阀，确保省煤器入口流量大于800 t/h，方可逐步减少主给水流量。(5)投粉时，锅炉汽温上升很快，应及时投减温水，一减后，汽温不超过分离器对应压力下饱和温度+20℃，二减后，汽温控制在400℃以下，再热器减温后，汽温控制在400℃。(6)在汽水膨胀结束转直流过程中，炉水泵出口流量应逐步减小，锅炉应接近和达到冲管参数：主给水流量850 - 880 t/h，压力5.5MPa，应逐步关小直至全关炉水泵出口调阀，此时贮水箱再循环阀自动开启。
2.2直流锅炉的启动
2. 2.1初次启动或长期停炉后的启动
应进行冷态和温态水冲洗。冲洗水量可达600t/h，以清除给水系统中的杂质。如果停炉时间在1星期以上，启动前也必需进行冲洗。
2.2.2锅炉启动的注意事项
锅炉启动期间，省煤器入口流量始终保持在600 t/h以上。冷态和温态启动时，锅炉点火30 min后，水冷壁即出现“汽水膨胀”期，贮水箱内水位迅速上升至高水位或高高水位，此时打开贮水箱上大、小溢流管的调节阀和电动阀，将工质排往扩容器。
在热态和极热态启动时，汽水膨胀量很少，可经炉水泵循环。
2.2.3启动系统的热备用
当锅炉达到683 t/h的最低直流工况时，应将启动系统解列，启动系统进入热备用状态。此时贮水箱大、小溢流管调节阀和电动阀关闭。随直流工况运行时间的增加，有少量省煤器出口炉水至贮水箱的大、小溢流管，以确保溢流管处在热备用状态。
当锅炉进入最低直流负荷以下运行时，贮水箱将出现水位，这时循环泵出口的调节阀自动打开，根据储水箱中水位自动调节的开度，控制循环泵出口调节阀的开度及流量。
2.3安全门的整定
主热蒸汽系统安全门校验采用了带负荷校安全阀。负荷保持500 MW，稳定主汽压力在24.0 MPa，调整液压装置使安全阀起座，记录就地压力表压力及液压辅助装置压力。校验再热蒸汽系统安全门，维持汽机3000 r/min，调整汽机高、低压旁路，高旁出口压力稳定在4.1 MPa。校验结果显示：各安全阀的起跳值与设定值偏差不超过±l%。
2.4锅炉燃烧的初调整及低负荷稳燃的调试
2.4.1锅炉燃烧的初调整
调节磨煤机分离器挡板开度至45 0，经取样分析煤粉R90为12%。将分离器挡板开度开到50。，取样分析煤粉细度R90为20%。
通过调整磨煤机的负荷风，可调节锅炉负荷。磨煤机的旁路风对燃烧有一定的扰动，在正常运行中旁路风可控制在20%以内。调整一、二、三次风及二、三次风旋流强度直到炉内火焰呈光亮的金黄色。结果表明，炉内燃烧正常，炉膛两侧烟温偏差在5℃范围内，炉渣及飞灰的含碳量皆小于2%。
2.4.2低负荷下锅炉稳燃的调整
锅炉负荷大于500 MW时，A、B、C、D磨运行，锅炉负荷为350 -500 MW时，A、B、C磨煤机运行，锅炉负荷为300 MW时，A、B磨运行。
机组由600 MW逐渐降低至300 MW，锅炉降负荷分阶段进行。蒸发量每下降10% BMCR，进行必要的调整，防止负荷变动后可能有焦块落下，造成炉膛燃烧不稳定；控制负荷升降速度，以免造成熄火或汽温突变，甚至发生超温或汽温大幅下降，防止锅炉膨胀不均；保证磨煤机运行时一次风速正常，避免因过大风速导致着火推迟、不稳定；低负荷时，保证最下层磨煤机正常出力，用上层磨煤机调整负荷。结果表明，300 MW锅炉断油时，燃烧稳定。
2.5炉温测量
在进行燃烧调整时，用辐射式高温计测量炉温，掌握炉内燃烧状况。炉温测量数据表明：当煤质达到设计煤质时，机组负荷608 MW，锅炉给煤量220t/h，各层炉温平均1 200℃，锅炉燃烧稳定、不结焦。
2.6168 h满负荷试运
1号锅炉于2004年12月8日首次点火，2005年1月24日整套启动试运。1月24日-1月26日的第1阶段为空负荷试运；2月1日~2月22日的第2阶段为带负荷试运；第3阶段为168 h满负荷试运。3月3日通过168 h试运�；槭栽诵惺�，负荷升至630MW，锅炉自动调节系统全部投入，所有�；ね度搿９加蒙杓泼褐�，燃烧稳定，主要设备运行正常，主要运行参数达到设计要求，见表1。
3、调试中出现问题的处理
3.1炉水循环泵启动时出现问题的处理
原炉水循环泵逻辑中，炉水循环泵启动后，联开炉水循环泵出口电动门及炉水循环泵最小流量再循环电动门，若100s后，出口电动门和最小流量再循环电动门均没有开启，炉水循环泵跳闸。锅炉酸洗阶段，为�；ぢ繁贸隹诘鹘诿�，没有将其安装，不能实现流量调节。炉水循环泵启动后，出口电动门及最小流量再循环电动门联开，炉水循环泵出口流量在短时间内迅速增加，另外该泵的三相电流不平衡，相间电流最大差5A，造成该泵启动后短时间内过流�；ざ�。现将炉水循环泵逻辑改为：炉水循环泵启动后，手动开启最小流量再循环电动门，出口电动门改为就地控制，开度20%。待酸洗结束、炉水循环泵出口调节门安装后，逻辑恢复如初。
3.2 磨煤机风量显示值不正确的处理
冲管期间，磨煤机风量显示值严重偏离实际值。如A磨煤机，NDE侧旁路风调门开度25%时，风量显示为0；DE侧与NDE侧负荷风调门开度65%时，NDE侧风量显示10 t/h，而DE侧风量显示56 t/h。该风量不准确，增加了制粉系统的调控难度，而且造成整套启动时制粉系统的自动不能正常投入。
将磨煤机风量机翼测量装置改为靠背管测量装置及将测量位置调整后，解决了该问题。
3.3锅炉结焦问题的处理
机组负荷达600 MW时，在锅炉C、D层燃烧器之间炉前靠左有少许结焦。为此采取如下措施：省煤器出口氧量由设计的3. 3%提高到4.0% -4.3%；两侧燃烧器风量均衡挡板全开；中间燃烧器风量均衡挡板开80%；所有燃烧器套筒式挡板全开；B、C层二次风旋流装置全部拉出；B、C层二次风旋流强度最弱。经长期运行表明，锅炉无明显结焦。
3.4磨煤机螺旋输送器轴承两端盖烧红的处理
首次启动C磨煤机后不久，支撑磨煤机螺旋输送器轴承两边端盖烧红。由于磨煤机料位未调试正常，DCS显示料位低，而实际料位偏高。料位高造成密封风无法进入支撑磨煤机螺旋输送器轴承两边，大量挥发分高的煤粉在磨煤机螺旋输送器轴承两边端盖处积蓄而自燃，导致端盖烧红。
3.5中心风的控制
中心风管位于LNASB燃烧器轴心上，直接向火焰根部供给燃油风。其功能是向燃烧器中心供给足够的风量以稳定油火焰并防止油滴或粉煤灰沉积在中心风管中。
中心风管上设有一电动门，原设计控制逻辑为层二次风压低于0.8 MPa开中心风电动门；高于0. 85 MPa关中心风电动门。后改为层二次风压低于0.7 MPa开中心风电动门；高于0.95 MPa关中心风电动门。运行中二次风压有时会超过该范围，中心风电动门自关。由于火嘴无中心风，会造成炉内燃烧恶化，燃烧不稳。为此，将中心风改为手动控制。
4、结束语
该600 MW超临界复合循环燃煤机组的调试中，在调试冲管时，采用了投粉稳压冲管新工艺，使机组试运行可靠性提高。该锅炉燃用烟煤配双进双出钢球磨煤机运行成功，为该搭配积累了经验。水冷壁壁温及分离器出口温度是直流锅炉的2个重要参数。在锅炉辅助设备出现故障需紧急降负荷时，为确保水冷壁壁温不超温、主汽温度不陡降，应控制煤水比及稳定汽压。燃用烟煤时，磨煤机不宜高料位运行，否则煤粉在磨煤机内会积蓄自燃。
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