摘要：本文阐述了超超临界直流锅炉的主再热汽温的特性、变化特点及汽温调整方法，并结合句容发电厂实际情况对锅炉汽温的扰动因素进行了简要分析。
关键词：直流锅炉；超超临界；汽温调整
句容发电厂锅炉为东锅DG3024/28.35-Ⅱ1型超超临界变压运行本生直流炉。系采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊Π型结构、前后墙对冲燃烧方式、半露天布置燃煤锅炉。
超超临界直流锅炉由于没有汽包环节，给水经加热、蒸发和过热变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动，这就给锅炉汽温调节带来了很大难度。下面分别就主蒸汽温度及再热蒸汽温度的情况进行探讨。
一、主汽温的调整
1、湿态运行
当机组启动，负荷<30%BMCR，锅炉为湿态运行，此时锅炉的动态特性类似于汽包炉。通过给水量及燃料量的改变来满足蒸汽参数的要求，361阀投自动以维持储水罐水位，并通过控制高低旁的开度控制主、再热蒸汽参数。机组启动时应注意：
①提高给水温度。在相同的燃料量下，提高给水温度，可增加产汽量，能使管壁得到较好的冷却，防止超温。启动过程中通过除氧器加热，邻机加热，#2高加冷再加热等方式尽量提高给水温度。
②燃烧侧调整。机组启动须注意防止屏过超温，燃烧侧主要通过调整A、B两侧燃尽风开度来控制，哪一侧屏过温度高就开大哪一侧燃尽风。如燃尽风调整效果不佳，可通过增加磨煤机组合或投用油枪等方法来稳定燃烧，减小炉膛热负荷偏差。
2、干态运行
锅炉进入干态运行以后，361阀全关，转为直流状态。在稳定工况下，直流锅炉高温过热器出口过热蒸汽所具有的焓
可用式（1－1）所示：
式（1－1）
式中
——分别表示出口过热蒸汽和给水焓值，单位：kJ/kg；
——分别为燃料量和给水量，单位：kg/s；
——燃料低位发热量（应用基），单位：kJ/kg；
——锅炉效率。
从式（1－1）中可知，如锅炉效率、燃料发热量、给水焓值（决定于给水温度和压力）保持不变，则过热蒸汽温度只决定于燃料量和给水量的比例，即水煤比。因此，在直流锅炉中汽温调节主要是通过水煤比的调整来进行。但在实际运行中，考虑到上述其它因素对过热汽温的影响，要保证水煤比的精确性是不现实的。一般来说，在汽温调节中，将水煤比作为过热汽温的一个粗调手段，然后用过热器喷水减温作为汽温的细调手段，过热器一、二级减温水分别布置在屏式过热器进口与高温过热器进口管道。
直流锅炉发生扰动时过热汽温的动态特性表明，在汽温调节中，仅仅将高温过热器出口汽温作为被调节量，则扰动发生时高温过热器出口汽温迟延性最大，响应速度也最慢，这将导致过热汽温的频繁波动。为了提高汽温调节的快速性和稳定性，弥补汽温迟延所引起的这种偏差，我们希望当发生扰动时，有一个汽温能够迅速地响应，并且这个信号能够比较准确地反映出水煤比，则能够大幅度地提高过热汽温调节的品质。
综上，锅炉进入干态运行以后，首先维持水煤比控制中间点温度粗调主汽温，其次及时投入一、二级减温水进行细调。
运行中应严格监视水煤比和中间点温度，因为中间点温度比主汽温更灵敏地反映水煤比，是水煤比是否匹配的超前控制信号。汽温调节存在一定的惯性和延迟，所以调整减温水时要注意监视减温器后蒸汽温度变化，切忌猛增猛减，减温后的蒸汽温度须保证有30℃以上的过热度。
二、再热汽温的调整
再热汽温的控制采用尾部烟气挡板调节和布置在高温再热器进口管道的喷水减温，正常运行中尽量避免采用再热器减温水进行汽温调整，以免降低机组的循环效率。
稳定地控制再热蒸汽温度可以最大限度地提高蒸汽循环效率，锅炉的再热汽温在50%～100%BMCR负荷范围时，能维持稳定的额定值，偏差不超过±5℃。再热器两侧出口的汽温偏差小于10℃。
再热汽温特性主要表现为对流特性，一般有负荷越高，再热器侧烟道挡板开度越小的特性。当再热蒸汽温度升高时则关小再热器侧烟道挡板以增加再热器烟道阻力，减少通过再热器烟道烟气量，降低再热蒸汽温度，同时过热器侧烟道挡板向开大方向调整可降低过热器烟道阻力，这样将减少通过再热器对流受热面的烟气量以降低再热器出口汽温。由于烟气挡板系统的响应有一定的滞后性，在瞬变状态或需要时，可以投再热器喷水减温。
三、汽温的扰动因素分析
在锅炉运行中，各种扰动因素都能引起汽温的变化，而维持稳定的过热蒸汽温度与再热蒸汽温度是机组安全、经济运行的重要保证。蒸汽温度过高将引起管壁超温、金属蠕变寿命降低，会影响机组的安全性；蒸汽温度过低将引起循环热效率的降低、排汽湿度增加等威胁。
1、负荷的扰动
给水流量对中间点的温度控制比燃料量对其控制要更灵敏。若给水量增加，直流锅炉的蒸发量增加，加热段的长度增加，过热汽温则因过热段的长度缩短而降低；反之，给水量减少，过热汽温上升。句容发电厂#1、#2机组协调控制采用燃料调压，给水配合燃料的方式，如升负荷时，首先增加燃料量，为了维持水煤比，如果同时大量增加给水流量，则中间点的温度会下降很快，从而引起主蒸汽温度的下降，所以水量的增加需要有一定的延时，避免主蒸汽温度的大幅度波动。现两台机组响应AGC升降负荷的速率为12MW/min，当机组加减负荷幅度较大时，应严密监视汽温，及时调整水煤比和减温水，防止超温或跌汽温。
2、给水温度的扰动
负荷不变而给水温度变化也会对直流锅炉过热汽温产生很大的影响。给水温度降低时，加热段的长度加长，过热段的长度缩短，过热汽温下降。
当高加退出等因素使给水温度降低时，为了维持负荷以及中间点温度的不变，则需增加煤量，水煤比下降，此时虽然负荷和中间点温度稳定，但由于燃料量增加锅炉内辐射换热增强，炉膛出口温度升高，过热器的辐射换热和对流换热得到加强，主蒸汽温度必然升高，如果不加以控制就会出现超温，此时应该适当减小中间点温度，但由于高加退出时再热蒸汽量增加，再热蒸汽温度反而会下降，此时可通过开大再热器侧烟气挡板或关小再热器减温水来控制。句容发电厂两台机组高加切除运行时，适当限制负荷，增加煤量，水煤比相对较低（6.1-6.5左右），各管壁温度均上升明显，特别是高过，严密监视并维持分离器出口过热度8-10℃，防止锅炉管壁超温。
3、燃料的影响
当燃料的发热量下降时，为了维持负荷以及中间点温度的不变，燃料量会逐渐增加，此时虽然炉膛辐射换热大体相当，但是由于烟气量的增加，过热器及再热器对流换热增加，故稳定后主、再热蒸汽温度会上升，所以也应该适当的减小中间点温度的设定值。反之，当燃料发热量升高时，应该适当提高中间点温度。故接班后值长、单元长、主值必须了解入炉煤的上煤情况，根据当班煤质及时做好调整措施和危险点分析。
四、总结
对于超超临界直流锅炉，控制好水煤比是调节汽温的最根本方法，减温水调节是一个重要的调整手段，机组负荷的变化、给水温度的扰动、煤质的变化等是影响锅炉汽温的重要因素。运行中要严格监视好水煤比和中间点温度，第一维持水煤比不失调，第二及时投入过热器一、二级减温水，并通过尾部烟气挡板调整再热汽温。
参考文献：
［1］樊泉桂.超临界锅炉的汽温特性及控制研究［J］.动力工程，2006，26（4）.
论文作者:沈鹏
论文发表刊物:《电力设备》2017年第23期
论文发表时间:2017/12/12
标签：温度论文; 锅炉论文; 蒸汽论文; 燃料论文; 负荷论文; 句容论文; 机组论文; 《电力设备》2017年第23期论文;