皖能马鞍山发电有限公司 243021
摘要：本文结合本人在皖能马鞍山发电有限公司#2锅炉主控岗位上的学习工作中经历的一些关于汽温、壁温超限的现象描述进行浅显分析，意在抛砖引玉，共同探讨如何防止锅炉壁温超限及汽温超、低温。
关键词：锅炉运行；壁温超限；低温
前言：
防止锅炉超低温对于火力发电单位锅炉运行是一个永恒的话题，众所周知汽温越高汽轮发电机组的效率越高。但是，汽温越高对材料的要求越高，对于已经设计安装完毕投运的既有炉管材料而言，从运行的角度来说，只能在限定的参数下，尽量将参数控制到最高，以最大限度的提高机组效 率，但同时也要做到不超温，少超温特别是不超高温，同时杜绝低温，避免汽轮机带水的恶性事故发生。现就本人在主控岗位上学习工作经历说说如何防止锅炉壁温及汽温超限的体会。
1、壁温超限
本厂现在的现实情况主要是末级过热器壁温超限问题。其他如垂直水冷壁及末级再热器偶尔壁温会达报警值，存在时间很短且很偶尔，并无上升趋势，本人也没有分析其规律，在此不在赘述。末级过热器壁温本厂规定不得超过600℃。为避免汽温受限目前采取的管理制度措施是每天吹灰的 办法，这样对于防止壁温超限是有一定效果的。但仍然不能满足汽温的要求，主要是左侧壁温仍然会逼近600℃，甚至会超过600℃，而右侧偶尔60点、58点、52点会达至报警值592℃并且没有进一步上升趋势，没有上升至超过600℃的现象。而左侧壁温在左侧烟温高于右侧烟温50℃左右时， 通常3点、9点、13点壁温明显较高此时若汽温较高比如570℃，壁温有超过600℃的危险。但此时若盲目调整烟温分隔屏两侧汽温及再热器两侧汽温偏差增大。通常维持左侧烟温比又侧烟温高，适当降低汽温来控制壁温。而当左侧烟温低于右侧烟温50℃左右时，仍然是左侧32点、44点壁温明 显较高并在左侧汽温564℃左右可能逼近并超过600℃，这种情况一般发生在低负荷情况下，比如负荷400MW左右。此时采取的临时措施就是将该侧入口减温水开大，将入口汽温降低20℃避免超限时间超过5分钟（5分钟是考核时间）待壁温下降后在慢慢控制汽温至560℃以上观察。从烟温侧来 调整，通常主要关小FF层及各层二次小风门，维持二次风差压，尽量避免左侧烟温比右侧烟温小的过多。因此如遇到负荷指令下降较快的情况下，一定要注意二次风差压，并加强对最高壁温点的监视。
2、汽温超限
本厂采取水跟煤的方案调节水煤比控制中间点温度作为粗调，过热器采取两级减温水作为细调，再热器汽温主要通过燃烧器摆角及调整火焰中心的高度来调整，并设置喷水减温器作为事故减温。
对于高温再热器汽温而言，炉侧额定汽温569℃，正5℃超温。汽温受影响因素较多，比如高排温度、增减负荷，煤质的变化，二次风量、两侧烟温的倒换都能造成汽温的超限，控制起来比较困难，超温大部分都是再热器汽温超温。通常调整主要依靠摆角的调整来控制，减温水作为备用手段 ，减温水的使用对机组指标的影响比较大，以前我们通常将减温水自动投用温度设到569℃、570℃，以使其尽量不开，但这种做法使得超温几率大增，现大部分情况设置在566℃左右使得减温水调节阀有略微开度，在正常情况下还是起到一点作用，超温次数明显下降。#2炉右侧再热器汽温 通常情况下都比左侧高。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆但在E磨停用，A、B、C、D、F磨运行情况下，负荷降至500MW后易出现烟温倒换，此时分隔屏出口汽温也会明显有右侧比左侧高10℃左右很快变换至左侧比右侧高，变化在15℃以内对再热器影响还不算严重，曾经最多左侧比右侧高近20℃，此时左侧再热器温无法控 制在限定内，高温再热器左侧汽温超限绝大部分都是这种情况，而这种情况大部分都是发生在汽压较设定汽压高的时候，发生的开始汽压望上走右侧再热汽温上走较快，注意力集中在右侧，当发现右侧再热器汽温温住了，突然发现左侧穿上来了，此时通过摆角和减温水很难控制了，有资料 说可以紧急将A层二次风门投自动（瞬间开大），但没有尝试过，不敢冒险，主要怕效果相反出现超高温，本人分析有可能是汽压上来后，煤量减少一次风量减少引起。由此本人想到一个问题很多时候负荷对壁温、汽温变化的影响除了给水流量的影响，还与一次风压有很大关系，有时候调 整二次风效果不明显是否和这个也有一定关系。在一次监盘过程中，本人将一次风压一次提高0.2kpa，汽压、主、再热汽温均较快上升，逼近超限值，及时调整控制住，还有一次将某台磨煤机热风偏置增加5，上述情况同样出现。本人觉得，机组在AGC投入情况下，汽压是一切正常变化的源 头，一旦汽压低于设定值超过0.5Mpa，必须引起高度重视。断煤、跳磨也是再热器汽温超限的主要因素之一。出现断煤时，压力必然下降，此时煤量超调，一次风量及二次风量均上升，对再热器汽温影响很大，但出现超温通常是在汽压上升的过程中，断煤前期煤量虽然超调但此时由于断煤 造成汽温下降，再热器汽温偏低，不会超限，当汽压迅速向设定值恢复时，此时再热器汽温最先反弹且非常快，如不及时控制超温几乎是必然的。随即就是主汽温的反弹，因此在断煤过程中千万不能追求指标，向上设过热度，造成汽温超限，而应该把汽压下降、汽温下降理解为客观情况， 如果汽压无法满足可以暂时解除AGC，或者设置AGC给定负荷的上限。本班也出现过断煤后汽温超限的情况，但超限的原因除了和调整有关之外，还和当日的工况有关系。当日#2炉降压运行，压力偏置设置在-3，断煤前高排温度320℃，机组负荷530MW左右，再热器减温水开度在50%左右，过 高的高排温度使得在汽压回升的时候再热器温度的控制雪上加霜。另外，在断煤情况下，断煤的磨煤机在运行，为维持其磨后温度及一次风压要求，冷风门开度一般都比较大，至少40%以上，对炉膛燃烧及再热器汽温影响应该比较大。因此在处理过程中必须考虑这个因素。应该根据不同磨 煤机的影响，做果断决定。
3、低温
从指标的角度来说，也就是正常运行过程中，在低负荷运行过程中，再热器低温比较普遍。在低负荷运行时，锅炉热负荷小，风量相对小，烟温比较低，再热汽温不容易达至额定值。这种情况下，我们通常采取的措施将燃烧器摆角向上摆，#2炉最高通常摆至75%，但这种方法受负荷限制一 旦需要投用等离子时摆角需要回到50%。另外就是提高风量解除二次风自动，将总风量控制在1400t/h，左右，维持高氧量运行。还有就是关小下层二次风挡板，开启H-sofa风，抬高火焰中心。也可以采取降压的措施，降主汽压压力偏置，提高高排温度来提高再热器温，但这种方法存在一个 问题就是降低机组循环热效率，对于整个机组的总体效率有影响。在前几天的省煤器泄露带压处理过程中，值长要求将压力偏置由0设置到-3，当时负荷600MW，设置前总煤量稳定在260 t/h，设置后稳定在264 t/h，供电煤耗明显上升，高排温度明显上升至320℃左右，再热器减温水开至近 50%。因此可以结论就是高负荷再热器汽温能够达额定值时，汽压越高机组效率越高。在西安热工院的性能试验报告中，在低负荷时，修正前的参数，降压前的机组热耗是比降压后要高，但经过修正之后，降压前热耗比降压后热耗低，而降压前后参数最明显变化就是再热器汽温相差较大， 我们无从知道如何修正的。我觉得我们可以自己做个试验，保证煤质不要变，在负荷较低再热器汽温无法提高时，维持负荷不变，降低汽压，提高高排温度，观察煤量的变化。
4、结束语：
以上是我对自己在主控岗位上学习工作过程中的一些体会。感谢各位领导能提出宝贵意见。感谢集控五值的大力支持。
论文作者:杨广平
论文发表刊物:《基层建设》2015年8期
论文发表时间:2016/9/2
标签：负荷论文; 温水论文; 风量论文; 机组论文; 温度论文; 锅炉论文; 过程中论文; 《基层建设》2015年8期论文;