华能玉环电厂装机4 x1000 MW超超临界燃煤发电机组，由华能国际电力股份有限公司独资开发、建设，在全国首家采用国际先进的超超临界燃煤发电技术，是国家“863计划”中引进超超临界机组制造技术的依托工程，也是我国“十五”重点建设项目。1、2号机组已经于2006年顺利提前实现双投，3、4号机组也将于2007年投产。
1、锅炉主要参数
华能玉环电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂引进日本三菱技术生产的超超临界参数变压运行垂直水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、八角双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Ⅱ结构型锅炉。表1为玉环电厂超超临界机组主要设计参数。
2、锅炉设计特点
2.1燃烧系统
华能玉环电厂1000 MW超超临界机组锅炉采用三菱开发的PM( Pollution Minimum)型主燃烧器。主燃烧器共分6层，配以6台HP中速磨煤机，每台磨煤机出4根一次粉管，每根一次粉管在炉前又一分为二，各带2个角。煤粉经过PM煤粉分离器以后，分成了浓淡两相煤粉，这两相煤粉又分别进入浓煤粉燃烧器和淡煤粉燃烧器。在这2种煤粉燃烧器的煤粉喷嘴体内设导向板用以分隔PM煤粉分离器分离后形成的浓相煤粉气流和淡相煤粉气流，在燃烧器喷口内设置有波形钝体，该钝体与喷嘴体内导向板一起使浓、淡相煤粉气流一直保持到燃烧器出口。在出口处针对浓淡煤粉燃烧器配置不同的助燃风，使浓淡两相煤粉及时合理地配风燃烧。在着火能量方面，波纹钝体使得在煤粉气流下游产生一个负压高温回流区，在此负压区中存在着高温烟气的回流与煤粉／空气混合物间剧烈的扰动和混合，这一点满足了锅炉负荷在较宽范围变化时对煤粉点火和稳定燃烧的要求。浓淡燃烧均避开NO。生成量高的化学当量燃烧区，降低了炉内NO。生成量。
30码期期必中生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料。
炉膛截面为矩形结构，采用无分隔墙的八角双切圆燃烧方式，全摆动式燃烧器。其燃烧器采用前后墙布置，每层前后墙各布置4只燃烧器，逆时针排列。8只燃烧器为反向双切圆，即由燃烧器#l、#2、#7、#8在炉膛左半部分中心形成顺时针旋向的2个直径稍有不同的假想切圆；右炉膛同理为逆时针旋向假想切圆，2个切圆相互作用，余速相互抵消。按照炉膛尺寸大小选取的燃烧器出口射流中心线和前后墙水冷壁中心线的夹角分别为63。和530。反向双切圆的燃烧方式保证了燃烧室良好的空气动力场，可以有效消除单切圆所造成的炉膛出口烟温偏差过大的问题，在大部分工况下可以保证炉膛出口两侧对称点间的烟温偏差小于50℃。同时，由于双切圆的燃烧，使煤粉燃烧器只数增加，单只燃烧器热功率低于600 MW锅炉燃烧器，有效地防止了炉膛结焦。燃烧器上端OFA燃烬风室的布置、PM煤粉燃烧器的使用和主燃烧器上方AA风的设置有效降低了NO：的排放量，能够满足日益严格的环保要求。
为了节约燃油，在充分调研和论证后，针对正常运行中A磨煤机备用的设计，将A层浓淡燃烧器取消摆角功能，改造成带等离子点火的直流燃烧器，以供调试和锅炉正常以后的无油点火启动之用，等离子点火系统由国电烟台龙源提供，等离子的阳极冷却水采用机组闭式水加升压泵后冷却，阴极冷却载体风采用杂用压缩空气。1、2号锅炉共用1套电源系统。等离子拉弧后维持电流300 A、电压250 V左右，电弧稳定，对挥发分大于20%的煤粉分级点火正常。
2.2水冷壁系统
水冷壁结构为焊接膜式水冷壁，分为上下2部分，全部为垂直管屏，可以不必采用结构复杂的张力板来解决下部炉膛水冷壁的重量传递问题。采用改进型的四头内螺纹管垂直水冷壁，材质SA213 - T21，在上下炉膛之间设计了一圈中间混合集箱，以减少水冷壁沿各墙宽的工质温度和管子壁温的偏差，下部水冷壁包括冷灰斗。水冷壁下集箱不再采用大直径集箱（∮800一∮900 mm），而改用∮216 mm的小直径集箱，并将节流孔圈移到水冷壁集箱外面的水冷壁管入口段，入口短管采用∮42.7 mm x6 mm的较粗管，在其嵌焊人节流孔圈，再通过二次三叉管过渡的方法，与Ø28.6 mm×5.8 mm的水冷壁管相接，这样节流孔圈的孔径允许采用较大的节流范围，以按照水平方向各墙的热负荷分配和结构特点，调节各回路水冷壁管中的流量，可以避免燃烧器局部高负荷区发生偏离核态沸腾，在上炉膛低热负荷、高干度区出现DRO( DryOut)时温升也在可控范围内。采用较低的水冷壁出口温度( 421℃)，并把汽水分离器布置于顶棚、包墙系统的出口，这种设计和布置可以使整个水冷壁系统包括顶棚包墙管系统和分离器系统采用低合金钢P12，所有膜式壁不需作焊后整屏热处理，也使工地安装焊接简化。由于采用了小管径水冷壁，可以保证管内质量流速高于亚临界直流各运行阶段发生膜态沸腾的临界质量流速，也高于在超临界运行时不发生类膜态沸腾的临界流速，保证了水冷壁的安全。
2.3过、再热器系统
过热器采用4级布置，即低温过热器、分隔屏过热器、屏式过热器和末级过热器；再热器为两级，即低温再热器和末级再热器。其中低温再热器和低温过热器分别布置于尾部烟道的前、后竖井中，均为逆流布置。在上炉膛、折焰角和水平烟道内分别布置了分隔屏过热器、屏式过热器、末级过热器和末级再热器，由于烟温较高，均采用顺流布置，所有过热器、再热器和省煤器部件均采用顺列布置，以便于检修和密封，防止结渣和积灰。
过热器和再热器大量采用优质高热强钢，管壁相对较薄，因此各级过热器可采用较大直径的蛇形管(∮51一∮60 mm)以保证较低的过热器阻力，而在大多锅炉的设计中，过热器习惯采用小直径管(咖38~咖44.5 mm)以控制壁厚，却导致较高的过热器阻力。
由于过热器系统共装有三级喷水减温，每级左右二点，能充分消除过热汽温的左右偏差。在前、后二个分竖井出口布置了烟气分配挡板以调节流经前、后分竖井的烟气量，作为再热器汽温调节的主要手段。设计中为降低过热器阻力，过热器在顶棚和尾部烟道包墙系统采用2种旁路系统，第一个旁路系统是顶棚管路系统，只有前水冷壁出口的工质流经顶棚管；第二个旁路为包墙管系统的旁路，即由顶棚出口集箱出来的蒸汽大部分送往包墙管系统，另有小部分蒸汽不经过包墙系统而直接用连接管送往后包墙出口集箱。
2.4汽温调节系统
过热蒸汽系统为左右侧独立，中间没有交叉和联络。分离器出口的蒸汽过热度（中间点温度）作为主汽温调节的起点，而中间点温度的设定值是负荷的函数，通过WFR(水煤比)修正煤量来调节，调整范围是加减35 t/h。在煤水比的控制上，给水量由BID（锅炉输入指令）算出，煤也由BID算出，经过BTU（燃料热值修正）、WFR修正、风量水量交叉限制后给出，并在DCS画面上计算出实时煤水比数值供运行人员参考。两侧的主蒸汽温度通过三级喷水减温进行细调节，喷水减温每级左右二点布置以消除各级过热器的左右吸热和汽温偏差。主蒸汽的三级减温水有防带水功能，会保持减温后有18℃以上的过热度；一、二级减温水则为单回路，温度设定值由负荷对应曲线自动生成，可以通过手动偏置予以改动；左右侧的减温水均为单独控制，没有平衡回路。再热器以烟气挡板调温为主，燃烧器摆角参与再热汽温偏差的调节。和其他锅炉一样，在低温再热器人口两侧连接管上装有事故喷水装置，当再热汽温度超过设定值5℃时或温升率过大时参与调节。过热器采用三级喷水能消除工质通过前级部件所造成的携带偏差，也增加了调温能力。过热器正常喷水水源来自省煤器出口的水，这样可减少喷水减温器在喷水点的温度差和热应力；再热器喷水水源来自给水泵中间抽头。
2.5锅炉启动系统
启动系统由立式布置的2台内置式分离器、贮水箱、锅炉循环泵( BCP)、疏水阀(WDC)及管道附件构成。2只立式内置式汽水分离器布置于锅炉的后部上方，由后竖井后包墙管上集箱引出的锅炉顶棚包墙系统的全部工质均通过4根连接管送入2只汽水分离器。在启动阶段，锅炉负荷小于25% BMCR的最低直流负荷时，分离出的水通过水连通管与1只立式分离器贮水箱相连，而分离出来的蒸汽则送往水平低温过热器的下集箱。分离器贮水箱中的水经疏水管排入再循环泵的入口管道，作为再循环工质与给水混合后流经省煤器、水冷壁系统，进行工质回收。当机组启动膨胀及低负荷直流运行时，贮水箱中的水位由锅炉循环泵及3只水位控制阀( WDC)控制，在锅炉冷、热态冲洗时也是通过WDC阀排放至锅炉扩容箱，根据水质情况决定是否回收至凝汽器。锅炉负荷达到25% BMCR后，锅炉运行方式由再循环模式转入直流运行模式，启动系统也由湿态转为干态，即分离器内已全部为蒸汽，只起到一个中间集箱的作用。
在锅炉启动期间锅炉循环泵和给水泵始终保持锅炉最低直流负荷流量( 25% BMCR)流经给水管一省煤器一水冷壁系统，启动初期给水泵保持5% BMCR锅炉最大负荷给水流量，锅炉循环泵保持20% BMCR水量，当锅炉出力达到5% BMCR时，3只贮水箱水位调节阀基本关闭。而后锅炉的蒸发量和给水量缓慢同时增加，当锅炉达到最小直流负荷，再循环调节阀已经逐步关闭，此时，锅炉的给水量等于锅炉的蒸发量，锅炉即由湿态转为干态运行，由于在此负荷期间状态不稳定，应尽快升负荷至30% BMCR以上。另外，为了在启动时加热循环泵和泵的进出口管道，特别是在热态启动时缩短启动时间，启动系统还设计安装了暖管暖泵系统，由省煤器出口管道上引出一加热管以加热循环泵和泵的出口管道和去冷凝器的疏水管道。由于管道上装设的截止阀是常开式，因此当锅炉转入直流运行，启动系统已解列的情况下，仍能有一定量的热水流经启动系统的上述管道，使启动系统处于热备用状态。
3、锅炉试运中出现的问题及处理
玉环电厂的1号机组由浙江火电安装，杭州意能调试；2号机组由天津电建安装，西安热工院调试。由于华能组织合理、管理到位，2台机组顺利实现了2006年双投，比预定工期提前8个月，由于是国内首台1 000 MW超超临界机组，在安装及试运的过程中也出现了一些问题。
3.1 锅炉运行参数
机组试运行中，锅炉运行参数基本达到设计要求，能够保持在较高效率，在1 000 MW稳定运行时，发电煤耗大约为280g/kWh(粗略计算)，比设计值略高，因为一些运行优化试验还在进行中，以后其煤耗和补水率可望进一步降低。
3.2多次爆管
1号锅炉在总启动至168 h通过期间出现了5次爆管，其中二次过热器一次，三级过热器两次，水冷壁爆管2次。爆管原因基本分析为：①在安装过程中联箱清理不干净，有杂物存在；②焊口处理不好，在锅炉热应力交错时有焊渣脱落；③锅炉吹管不彻底，由于l号炉吹管时汽动给水泵没有安装好，电泵流量不足，前期采用了降压吹管，在汽泵搞好后采用了短时间稳压吹管后，靶板即已合格，吹管系数和其他参数虽满足大纲要求，但实际吹管可能不彻底；④锅炉酸洗效果可能不彻底，在锅炉升负荷后，热应力造成管道内壁不致密的氧化层脱落，堵塞在节流孔板处。过热器管道和水冷壁管道均安装了不同孔径的节流孔板以平衡炉膛烟温偏差，其中水冷壁最小的孔板内径仅7 mm，极易堵塞，造成管道短时超温爆管。
在判断出现爆管后，指挥部果断决策：①申请机组快速滑停并实行锅炉快冷，温度允许后打开相应联箱清理杂物，对损坏管道做金相分析，更换爆管管道及周围吹损管道；②组织基建单位对受热面进行全面X光扫描，查找可能存在问题的部位并及时打开处理；③为了加强壁温运行监视调整，避免工质流通不畅或燃烧不良而造成金属超温，在每台锅炉加装水冷壁及过热器金属壁温测点800多个，加上原设计200多点共达到1 000多点，全部引入DCS做成画面并加装声光报警逻辑；④通过调整锅炉一、二次风量比例，改变上下二次风挡板开度（详见表3），调整磨煤机出口温度及煤粉细度，控制金属壁温，没有再次发生爆管。2号锅炉吸取l号锅炉经验后在总启动至168 h试运行通过后没有出现一次爆管，效果较为理想。
3.3锅炉洗硅
在1号机组准备冲转时，主蒸汽品质长时间不合格，锅炉洗硅占用了2天时间。这里面既有酸洗不彻底留下的历史问题，同时工程安排也存在不完善之处。在2号锅炉热态清洗的过程中，及时优化调试方案，利用等离子配合磨煤机热负荷充足的特点，一边通过WDC阀热态排放，一面通过汽轮机旁路对主再热管道进行洗硅，既节约了大量燃料和水，又节省了宝贵时间，汽轮机冲转前洗硅仅用了l天，有效缩短了调试时间。
3.4烟温偏差
由于锅炉容量较大，在低负荷工况时，尤其是柴油助燃时，炉膛热负荷偏差较大，在1号炉的试运中，700 MW负荷时出现过左侧过热器减温水开足，右侧减温水全关，左侧汽温仍然高于右侧15℃的情况。原因为：油枪采用机械雾化，而油库远离锅炉燃油管路较长，虽然炉前油压可以达到3. 12 MPa，但油中稍有杂质即会影响油枪出力和油枪的雾化效果，使炉内动力场偏离，从而会影响到炉膛的热负荷分布；除了烟温偏差大的因素外，在机组负荷300 MW以下时，安装工艺造成左右侧的受热面阻力特性不完全对称，低负荷低压差时对蒸汽流量也会有影响。通过40 h的燃油管路大流量冲洗去除油中杂质，并根据实际汽温偏差状况，在低温侧增投油枪（每支油枪的实际出力在1.8 t/h左右），试运行中的汽温偏差得到了控制。2号锅炉调试中，等离子系统调整应用较好，A磨煤机在等离子模式下无油燃用印尼煤或神华煤，一次风速20 m/s，磨煤机出口一次风温度65℃，分离器电机转速800 r/min，炉膛火焰红通明亮、充满丰盈，火焰电视中八角双切圆清晰可见，炉膛烟温偏差较小，随着B、C、D磨煤机的启动，负荷大于600 MW后，就可以停止A磨煤机改为上位磨煤机运行。
2台机组转入商业运营后，在负荷500 MW以上，燃用5台B、C、D、E、F磨煤机时，锅炉转向室烟温偏差在20℃以内，两侧末级过热器出口主蒸汽温度偏差小于10℃，主汽的三级减温水可以调平；再热汽温受到煤质和风量扰动，会有波动，但10%一90%调节范围的烟温挡板和单独调节的左右炉膛燃烧器摆角（实际能动作+9°～200）可以调平两侧偏差，事故减温水在负荷升降、再热汽温变化率较大时短时投入，平时基本处于备用状态；
3.5再热汽温控制迟缓
锅炉再热汽温控制采用烟气挡板和燃烧器摆角主调节，事故喷水辅助调节的理念。但事故喷水设置在低温再热器入口，当机组出现负荷大幅扰动或锅炉大辅机异常时，再热汽温也必然出现较大幅度扰动，而烟气挡板调节反映到再热汽温上大约要延时7 min，低温再热器入口的减温水反映到高温再热器出口也需要5 min以上的延时，使得再热汽温难以自动精准地调节在610℃以下，经常需要人为提前手动干预，以致增加了劳动强度，同时也影响了设备安全。建议厂家在后续类似机组上考虑将再热器的事故喷水安装在高温再热入口，以便再热汽温扰动时提高响应速度，达到再热汽温精调的目的。
3.6一次风标定
调试单位在一次风标定时均采用冷态标定，而冷风与携带煤粉的热一次风在物理特性上有一定差别，会造成热态时各角实际流速流量的不均衡。特别是对于八角双切圆锅炉，其炉内动力场复杂，每台磨煤机出4个粉管在炉前叉一分为二，管道较长且弯头多，一次风的标定调整尤为重要。2号锅炉在800—1 000 MW负荷期间时，炉膛后墙火焰变暗，一次风刚性不足，致使5号角火焰热烟气卷吸回流不足，煤粉点火延迟，建议调试所冷态标定类似锅炉时对管路较长的后墙粉管增加2 m/s以上的流速偏差。
3.7水冷壁膨胀受阻
在2号锅炉试运中，由于省煤器出口至水冷壁下分配集箱共有2根下降管，左侧的1根下降管连接弯头安装不合理，造成炉膛受热膨胀时，水冷壁下分配集箱焊口被下降管挤裂而引起停炉。对此问题的处理措施是：停炉后加长了下降管与水冷壁下分配集箱连接处的过度管，预留足了膨胀间隙，问题得以解决。锅炉热膨胀问题在新建机组调试中多次遇到，新建工程在设计及设备安装时要充分考虑，积极避免问题的发生。
3.8风机倒转
玉环电厂锅炉6大风机均选用轴流式，其中送风机和一次风机为动叶可调，引风机为入口静叶可调。调试过程中有3次送单侧风机保护误发跳闸时，百叶窗式出入口挡板关闭不严密，致使停运风机高速倒转。停运送风机倒转150 r/min左右，一次风机倒转甚至达到400 r/min，故障处理完后风机不能顺利再次启动，后经人工用木杠刹车止转后方启动成功。低转速倒转对于稀油润滑的大型轴承来说油膜形成不好，对轴瓦有一定的损害，且无法再次启动。国内有些进口风机（如华能德州电厂660 MW机组）上安装了盘式刹车装置，当风机转速低于100 r/min时，风机刹车盘动作，在风机启动指令发出时，刹车盘自动脱开，不仅有效地防止了风机的倒转，还保护了轴承。新电站辅机选型时可以考虑这一点。
4、结论
(1)玉环电厂超超临界直流锅炉设计理念较为新颖，技术先进，并且大量采用了P92新材料，锅炉参数达到27. 46 MPa/605℃/603℃，大大提高了机组热循环效率，达到了国际先进水平。玉环电厂的投产证明我国应用的超超临界技术是成熟的，方向是正确的，是今后我国火电建设的发展方向。
(2)通过1、2号机组的调试和试生产，机组的实际性能参数基本上达到了设计值。但在一些安装、调试细节上也得到不少的经验教训，值得思考、改进，同时在机组的运行和生产管理模式上也有很大的优化空间，也需要我们在以后的生产过程中去不断的提高和完善。实践也证明大型锅炉不再是印象中的傻、大、笨、粗，也是需要精心设计、精心安装维护、精心调试运行的重要电站主设备。建造过程中，必须严格控制安装工艺，精细设计调试方案，尊重设计，充分利用理论指导运行实践，才能造就运行性能精良的电站锅炉。
(3)以玉环项目为依托，通过采取项目合作、联合制造模式，帮助国内动力设备制造企业引进、消化、吸收国外超超临界机组的设计、制造技术，进而使我国火力发电技术有了跨时代的进步，追赶并超越世界先进水平。同时玉环电厂机组的技术方案的优化、容量参数的选择、招标方式等也为我国以后大机组的建设提供了借鉴和参考。
三门峡30码期期必中除了销售生物质锅炉，还销售压制的生物质颗粒燃料的木屑颗粒机生产线。
