摘要：超临界锅炉已经相当成熟。一直以来，电厂对锅炉过热汽温和再热汽温的控制是极其严格的，蒸汽温度过高对锅炉的影响较大。若超过锅炉受热面部件允许工作温度，将加速该特种钢材的蠕变，从而降低其使用寿命，严重的超温甚至会使管子过热而爆破。本文以某660MW机组在运行调整中出现的超温问题进行了分类阐述，并提出了自己的几点看法。
关键词：过热汽温；超温；运行调整
一、简介
本文讨论的课题是超临界直流炉，下面简单的叙述一下超临界直流炉的特点。上个世纪90年代初，欧洲出现了超临界直流锅炉技术，是迄今为止国际上正在使用的最为成熟和先进的燃煤发电技术，具有煤耗低、环保性能好、技术含量高的特点。后来发展的超超临界机组的发电效率比我国原来主要采用的亚临界机组高出10%，比现在普遍使用的超临界机组高出6～8%。现在我国在建机组逐步向超超临界机组靠拢。
超临界机组具有的经济性是亚临界和循环流化床无法相比的，单台机组发电热效率最高可达50%，每1kW/h煤耗最低仅有255g标准煤，较亚临界压力机组（每1kW/h煤耗最低约有327g左右）煤耗低约30%左右。为了环保，国家强制所有大型电厂采取脱硫脱销除尘技术，一般的超临界机组均采用了低氧化氮技术，在燃烧过程中能减少65%以上的氮氧化合物及其它有害物质的形成，而且通过脱销装置，最终脱销效率可达85%以上，此外超临界机组的脱硫率可超98%，可实现节能降耗、环保的目的。
截至2013年8月，中国已有61台超临界直流锅炉在运行，这些锅炉经过多年的运行试验，其可靠性、经济性及环保指标都已得到了证实，说明中国国产超临界直流锅炉的发展已经有了质的飞跃。中国对超临界压力锅炉的研究已有二十年的历史，我国于2002年把开发超超临界锅炉列为国家863重大项目攻关计划，2003年原国家经贸委和科技部都把超超临界锅炉列入国家重大技术装备研制计划，为中国发展超临界压力直流锅炉打下了良好的基础。当今中国的超临界直流锅炉技术处于国际先进水平，同时也为经济发展做出了巨大的贡献。
二、超临界锅炉温度调整的意义
众所周知，由于其特点，超临界火电技术决定了超临界压力锅炉只能采用直流锅炉。直流锅炉普遍存在着流动不稳定性、热偏差和脉动水动力问题；为了达到较高的质量流速，必须采用小管径、多管束的水冷壁，较相同容量的自然循环锅炉，金属耗量最少，蓄热能力较循环流化床要差得多，因此锅炉蒸汽温度得变化也要剧烈的多。
不管超临界压力锅炉还是亚临界锅炉，运行中遇到的最常见的问题就是温度超限。长久以来，电厂对锅炉过热汽温和再热汽温的控制是极其严格的。汽温过高过低，以及大幅度的波动都将严重影响锅炉、汽轮机、发电机等发电厂三大主机的安全性，其中蒸汽温度过高对锅炉的影响最大。针对于各级受热面工况的区别，为了均衡性能和成本，各级受热面管子常常使用不同的材料，也分别对应着特定的最高使用温度，超过使用温度，就增加了爆管的危险。因此为保证金属安全，所有的发电单位都对各级受热面出口的汽温进行了严格的限制。此外，在运行过程中，为了平衡过热器管的热偏差及汽温两侧偏差，防止局部管子的超温爆管和汽轮机汽缸两侧的受热不均，也对各受热面出口两侧蒸汽温度的偏差进行了限制。
本厂锅炉为东方锅炉（集团）股份公司设计制造的超临界参数变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。锅炉型号：DG2025/25.4-II6，过热、再热蒸汽温度设定值为566℃/566℃，负荷为660MW。燃烧系统分前后墙布置、上中下三层6组，36个燃烧器，分别对应六台直吹式制粉系统，二次风系统除了二次风配风系统，还在上层燃烧器更上一层布置了两层燃尽风，共8个风管。本文主要针对与本厂同类型的直流锅炉的过热蒸汽温度超温问题进行详细的阐述。
三、过热蒸汽温度的运行调整要求
1、在稳定工况下，在35～100%BMCR过热蒸汽应维持其额定汽温，汽温允许偏差为±5℃，过热器左右两侧出口汽温偏差分别小于5℃；同时受热面沿程工质温度、受热面金属温度不超过规定值。
2、维持水煤比、控制中间点温度基本稳定是过热汽温稳定的基本手段。锅炉在直流工况以后启动分离器要保持一定的过热度，在35～100%负荷范围内启动分离器出口蒸汽过热度保持在15℃左右。
3、过热蒸汽一、二级减温水是主汽温度调节的辅助手段。一级减温水粗调过热汽温；二级减温水细调过热汽温。一、二级减温水调门开度应维持在30～60%范围内。如果减温水调门开度超过正常范围，可适当修正给水量或中间点温度，使一、二级减温水有较大的调整范围，防止系统扰动造成过热蒸汽温度波动。
4、手动调节一、二级减温水时，要考虑汽温调节存在一定的惯性和延迟，调整减温水时要注意监视减温器后的温度变化，不要大幅度调节，要根据汽温偏离的大小及减温器后温度变化情况对蒸汽温度进行调节，蒸汽温度变化应平稳均匀，防止温度骤变造成短时蒸汽品质恶化、大的热应力及加速氧化皮脱落。
5、锅炉低负荷运行时，调节减温水要注意减温器后的温度必须保持20℃以上过热度，防止过热器进水。
6、锅炉运行中在进行负荷调整、启停给水泵、启停制粉系统、投停油枪、炉膛或烟道吹灰、炉底大量漏风以及煤质发生变化时都将对过热蒸汽系统产生扰动，在上述情况下要特别注意蒸汽温度的监视和调整。
7、在调整主汽温度时，要加强对受热面金属温度监视，调整汽温要以金属温度不超限为前提，如金属温度超限，要积极查找原因并进行处理，必要时要适当降低中间点温度、蒸汽温度或机组负荷。
8、若两侧汽温偏差大，应调整锅炉两侧烟温偏差，防止单侧温度异常造成蒸汽带水或单侧管壁超温。
四、过热蒸汽温度控制手段
过热蒸汽温度是锅炉燃烧调整的重要参数，超温会损坏过热器受热面，影响汽轮机组的寿命及安全性。通常情况下，我们通过控制以下几方面因素来调整过热蒸汽温度。
1、燃水比
直流炉过热蒸汽温度的控制主要依靠控制锅炉的燃水比来实现，燃水比控制是否合适是通过中间点温度来反映的，即我们通常所说的分离器出口温度，能直观反映中间点温度的“过热度”，是指分离器出口蒸汽温度与分离器压力对应下的蒸汽饱和温度的差值。合适的过热度是保证过热蒸汽温度稳定的重要前提，直流机组正常运行中该过热度一般控制在12-16℃之间。
过热度的调整通过设定偏置值来实现我们期望达到的分离器出口温度，但由于给水系统的响应需要时间，锅炉自动控制系统不能立即调整至设定值，这时候需要运行人员的人为干预进行快速调整和预判调整：①快速调整主要是通过设定给水流量偏置，以使给水流量快速响应，在短时间内改变给水流量，达到调整燃水比的目的。②预判调整是指值班员通过调整BTU（热值校正系数）、过热度偏置设定值等手段提前改变燃水比，实现分离器出口温度的稳定，预判的依据是实际入炉燃料量及热值。该调整手段的实质是通过值班员的预判调整来减轻锅炉燃烧系统及协调控制系统的迟滞状况，进而减轻直至消除燃水比失衡的现象，使过热蒸汽温度维持稳定。
2、过热器减温水
过热器减温水分为一级减温水和二级减温水，主要作用是保证过热蒸汽温度不超温，从而保护过热器。减温水的控制主要依靠自动控制，值班员通过设置过热蒸汽温度预定值来控制过热蒸汽温度，一般保持一、二级减温水开启，开度为30%-60%，既可以最大限度避免末级过热器出口蒸汽带水情况发生，又可以减缓锅炉超温的幅度和超温的概率，保证汽轮机组的安全运行。
3、燃烧器运行方式
对于燃烧器为前后墙对冲布置的锅炉，炉内热负荷分布受到燃烧器运行方式的影响，一般上层燃烧器运行有利于维持较高的过热蒸汽温度，下层燃烧器运行可以保证较高的分离器出口温度。前后墙对冲的燃烧方式因燃烧器喷口无法上下摆动，因而对过热蒸汽温度的影响不如四角切圆燃烧方式明显。在燃烧器投退，特别是上层燃烧器投退时，过热蒸汽温度的变化较大，因此在投运燃烧器时应该预开减温水，而后根据过热蒸汽温度的变化情况控制燃料的增速率，防止过热蒸汽升温速率过快导致超温；退出燃烧器时应缓慢降低燃料量，并相应关小冷一次风和二次风，及时调整其余制粉系统的一次风量及二次风，避免炉内热负荷长时间、大范围分布失衡，保证过热蒸汽温度不超限。
过热蒸汽温度的控制手段中，燃水比用于过热蒸汽温度的粗调控制，减温水用于过热蒸汽温度的精调控制。通过控制燃水比控制过热蒸汽温度时，应该兼顾减温水量的控制，当燃水比过大时，减温水量相应偏大，汽温的可控裕度减小，超温的可能性就增大了；当燃水比过小时，减温水接近全关，超温的危险性降低，但低温的危险性凸显出来。改变燃烧器运行方式来控制过热蒸汽温度则是在燃水比无法起到正常调节作用时采取的手段，例如炉内受热面结焦、掺烧劣质煤等引起的过热蒸汽温度持续超温、低温或者偏温情况。
五、过热蒸汽温度超限的因素及分析
本厂设计煤种的发热量为4500大卡。一般正常运行的情况下，我们遵循的原则是1万负荷（即10MW负荷）对应4吨煤，66万负荷（即660MW负荷）对应264吨煤左右，1万负荷对应30吨水，1万负荷对应30吨风。接下来，针对几种重要因素造成过热蒸汽温度超限的情形进行详细分析。
1、燃水比失调
如果煤质波动，给水量亦要跟随变化：煤质变好，给水量也要增加，煤质变差，给水量就要减少。加负荷时，煤量突增，给水量也要增加正偏置。图1中，第二次加负荷时，所示圆圈区域，代表煤量的绿线刚开始在代表给水量的橙线线下部，一加负荷绿线迅速上升和橙线差距大幅缩小，代表煤量偏多，水量不够，燃水比失调，造成锅炉过热蒸汽受热面超温，第二次加负荷时，所示圆圈区域，同样出现了上述问题，造成锅炉过热蒸汽受热面温度突变。图2中，所示圆圈区域，在加负荷时也出现了这样的问题，不过由于在吹灰，加负荷时吹灰未中断，吹灰也对汽温突变起到了推波助澜的作用。
图1 500MW加负荷水煤比失调
图2 550MW加负荷水煤比失调
2、一次风压突变
我们知道，制粉系统输送煤粉主要是靠一次热风调门的风量调节和一次冷风调门的温度调节。一次风压主要体现了进入制粉系统的一次风量的大小，同时也体现了一次风携带煤粉的量的多少。如果一次风压突然增加，那么同一时间进入炉膛的煤粉量就会增加，不及时增加给水量，势必就会造成温度超限。图3中，所示圆圈区域，粗亮白线代表的D磨一次热风调门冒尖，即大幅度波动，天蓝色线的水煤比瞬时剧烈下降，造成高过金属壁温超限就是这种情况。
图3 D磨一次热风调门摆动
3、氧量突变
氧量代表着炉膛内燃烧的剧烈程度，合理的氧量是控制过热蒸汽气温的关键，如果氧量突然变化，就说明要么煤质发生瞬时变化，要么进入炉膛的煤量有大幅度波动，无论哪种情况都说明，不增加给水量，锅炉过热蒸汽温度势必要涨势凶猛。图4中，所示圆圈区域，大红色线代表的氧量发生了剧烈下降后回复正常，说明氧量大量被消耗，即进入炉膛的煤量有剧烈增加，汽压此时也随之剧烈变化，最终造成高过金属壁温超限。
图4 氧量突然变化
4、吹灰影响
我厂正常吹灰汽源取自屏过出口，两个分支合并成一起供给吹灰使用，即吹灰使用的是过热蒸汽。到达规定负荷后，要进行蒸汽吹灰的定期工作。我们知道，蒸汽吹灰对炉膛影响十分明显，良好的吹灰可以减少结焦的程度和数量。但是吹灰过程对汽温影响明显。前期吹灰暖管时，蒸汽量增加，给煤量上升，汽温会瞬时波动。开始吹灰后，随着蒸汽吹灰枪的进退，主汽流量发生波动，此时再有其它扰动因素，则造成汽压和汽温的剧烈变化。图5中所示圆圈区域，就很能说明问题。加负荷吹灰停止，待负荷稳定后，重新吹灰时，汽温大幅上升。
图5 吹灰过程
5、汽压的剧烈变化
过热蒸汽压力代表着炉膛内热量的充裕程度，同时也说明了给水量的多寡。如果汽压变化是正的，且一直在0.5MPa/Min以上，就说明锅炉内水量足够，且煤量较多，炉膛燃烧剧烈，热量相当充足，这个时候汽轮机调门如果一直增加，且增加的速度能跟上压力的变化，那么加负荷过程就会很平稳，如果压力变化率为正，且一直在变大，说明调门已经跟不上了，这个时候，根据水、煤的量的大小，判断是否应该减少水量或者煤量，并予以实施，否则，就有超温的危险。图6中，所示圆圈区域，超温的情况就是这样。
图6 汽压波动
六、总结
我们可以从上面看出，汽温调整需要长时间的操作练习以及对锅炉性能的不断熟悉，否则就会经常性的出现上面提到的多个问题。经过长时间的汽温调整，我有以下几个看法，仅供大家参考：
1、汽温调整需要提前预判。这是汽温调整的基本能力。比如观察高过汽温，可以观察低过及屏过汽温的变化趋势，也可以观察水冷壁过热度及中间点温度变化来判断，否则等汽温开始涨的时候，就不容易控制，且波动比较剧烈，一般调整汽温的新手最容易出现此类问题。
2、当水煤比较大时（即水量偏多），煤量满足负荷要求的话，汽压会大幅上涨，等汽压上涨到一定时候，汽轮机调门开到最大，无法再开大时，气温也会随之上扬。这个时候应该首先大幅减少给水量，抑制汽压上涨，同时减少给煤量，等汽压下降，汽轮机调门开大后，再逐步把水加回来。汽压汽温同时上涨的这种情况切记不要因为汽温上涨再进行加水，而应该减水减煤，否则的话压力越来越高，汽温只会更高，超温的时长也会更长，起到了反效果。
3、正常运行时，氧量突降，汽压突升，水煤比突降，一次风压突然波动，应该引起足够的重视，因为这是煤质变化或者煤量波动的征兆，这个时候应该赶紧调整给水，防止超温的发生。
4、正常运行是应关注中间点过热度的变化。中间点过热度和机组负荷均偏高（偏低）时，应优先降低（增加）燃料量。中间点过热度偏高（偏低），而机组负荷低于（高于）目标负荷时，应优先增加（降低）给水量。
参考文献
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[4]黄新元.《电站锅炉运行与燃烧调整》.中国电力出版社，2003年3月.
论文作者:马会强
论文发表刊物:《电力设备》2018年第24期
论文发表时间:2019/1/8
标签：蒸汽论文; 温度论文; 锅炉论文; 负荷论文; 温水论文; 超临界论文; 水量论文; 《电力设备》2018年第24期论文;