锅炉主、再热蒸汽超温分析及控制措施

杨朝阳

(宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司，宁夏 青铜峡751607)

0 引言

宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司大坝两台600MW 机组锅炉为东方锅炉厂生产的亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的Π 型汽包锅炉。 在炉膛上部垂直布置有屏式过热器，水平烟道由上部后墙水冷壁管绕制而成，在折焰角上方水平烟道内按照烟气流动方向依次布置有末级(高温)过热器和高温再热器；尾部后竖井四周由包墙过热器组成，尾部竖井烟道被中隔墙分为两部分，前后分别布置低温再热器和低温过热器，低温再热器和低温过热器被省煤器中间联箱引出的吊挂管悬吊；其后分别布置省煤器、烟道挡板、空气预热器。 自投产以来，主、再热蒸汽超温频繁出现，对机组性能产生影响。 主蒸汽、再热汽温、锅炉受热面金属温度是发电厂汽机、锅炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。在机组运行工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。 由于汽温变化的复杂性，在实际调节过程中要灵活应用。

1 锅炉超温原因分析

1.1 根据日常运行记录可以发现， 每台炉都有燃烧调整不当的情况发生

例如，没有根据燃烧需要及时调整各层燃烧器的配风，使燃烧工况偏离设计值，火焰中心偏移，导致燃烧行程加长，炉膛出口烟温升高。 如果锅炉各层一次风口风量不均匀，给煤量或一次风不均匀也能造成燃烧中心偏斜，甚至贴壁燃烧，使水冷壁局部超温。 在启、停磨煤机及锅炉负荷升降的过程中，由于运行工况的变化率过大，炉膛出口烟道温度场和速度场分布不均，也会加大局部超温的可能性。

1.2 根据空气动力场试验， 炉膛出口处可能存在着一定的残余气流旋转现象，而一、二次风的动量比会影响到烟气流的旋转强度，使沿炉膛宽度方向的炉膛出口烟温和烟速分布存在一定的偏差，造成水平烟道的烟温分布不均，在这种情况下，烟气温度场和速度场的分布偏差就使受热面吸热产生了较大的偏差，加大了局部超温的幅度。

1.3 由于煤种原因造成过热器或水冷壁严重结焦， 或者因吹灰设备等因素导致炉膛部分受热面粘灰严重，促使受热面烟气温度进一步升高，加剧了过热器的超温，造成过热器爆管。

1.4 锅炉本体都有不同程度的漏风，造成炉膛出口烟道烟气量增加，也加剧了超温。

1.5 给水品质不合格或者因为没有进行定期排污、除氧效果差、汽包加药量不合适等因素造成给水品质不良，易对管子形成腐蚀，引起受热面管内结垢积盐，影响传热。当给水不合格时，在水冷壁上结垢并形成垢下腐蚀，会造成受热面在运行中发生超温现象。

1.6 由于运行人员80%以上为参加工作2 至3 年的年轻人， 运行调整技术水平低，对锅炉超温造成严重危害的认识不强。

2 锅炉超温的控制

2.1 机组启、停时的操作

2.1.1 机组的启动过程是一个很不稳定的阶段，同时也存在很多事故隐患，控制蒸汽温度、金属壁温和升温、升压速度就更加重要。

2.1.2 机组启、停过程中，严格执行规程，按照启、停曲线控制汽温、汽压速度以及汽包上下壁温差。

2.1.3 机组滑停以前必须对锅炉进行一次全面吹灰， 以减小减温水量，可以使汽温在下滑过程中较好控制，使滑停过程顺利进行。

2.1.4 滑停过程中应尽量依靠减弱燃烧来使汽温下滑，不宜采取开大减温水的方法来下滑汽温，如汽温下降速度较慢或居高不下时，可以加大下层磨的出力减小上层磨的出力，或者停运上层磨，减少磨煤机的运行台数。 另一方面可以适当的开大上排二次风档板，关小下层二次风档板的方法使汽温下滑。

2.1.5 滑停过程中，应尽可能的保持磨煤机集中运行，使燃烧稳定。停磨前应先将磨的煤量减至最小，再停止磨煤机运行。 停磨后应适当加大其余磨的出力，保持总磨煤量小幅度变化，以防止汽温下降速度过快。

2.1.6 正常情况下，机组滑停至给水阀进行切换时，密切监视、调整给水差压，防止由于切换时给水压力的突增，导致减温水流量突增，使汽温产生突降。

2.1.7 对于打过水压后的锅炉，由于过热器及再热器中存着较多的积水，此时启动存在着汽包压力上升快，而汽温上升速度慢，为了使汽温与汽压相匹配，在锅炉点火前全开过热器及再热器，主、再汽管道所有疏水门，进行充分疏水；点火后及时开启高旁、低旁阀，使过、再热器中的积水及时排走。投油枪时，上层油枪，以提高火焰中心高度，使过、再热器中的积水尽快蒸发掉，保证过、再热汽温与压力的匹配关系。

2.1.8 对于极热态机组，当汽机调跳闸，锅炉灭火后，应立即关闭所有减温水调门及总门，并开启排汽电动门或旁路门（汽机允许条件下），开启过、再热器疏水门。 减少过、再热汽温的下降，为短时间恢复作好准备。 锅炉在点火前尽量开大旁路门降压，吹扫完毕后应立即投油枪点火，以减小炉膛热损失，投油时可先投上油枪，保持较高的火焰中心高度，并保持较高的氧量值，以使汽温尽快达到冲转参数。

2.1.9 在机组启动初期低负荷投入减温水时，应注意一级减温器后的温度以及事故喷水后的温度应高于对应的过、再热汽压力下的饱和温度，以防过、再热器积水振动。

2.1.10 油枪要从底层投入并应该定期切换， 采取多油强少油量的燃烧方式，同时保障油枪的雾化效果良好。

2.1.11 正常投入辅助蒸汽系统，锅炉点火后保证空予器的正常、连续吹灰。

2.1.12 为满足汽机的冲转参数，可选择适当的磨组投入运行。此时一级减温水可投入，二级减温水尽量不投。

2.1.13 保证第一台磨煤机在最大出力时，启动第二台后，尽量保证入炉煤的平衡，防止汽温、汽压的大幅度波动，必要时利用油枪进行配合。

2.1.14 在锅炉突然灭火或跳闸只剩下一台磨煤机运行， 操作时严格执行规程，严禁赶火升压。

2.1.15 停炉过程中要缓慢减少煤量，必要时投入油枪，放慢降温降压速度。

2.2 正常运行调整时的操作

2.2.1 正常运行时，控制主蒸汽温度在541±5℃，再热蒸汽温度541±5℃，左右侧温度偏差不大于15℃，如超出此限，应该积极设法调整平衡。

2.2.2 运行调整中， 控制一级减温水流量， 保证屏过后汽温不超过472℃；二级减温水细调，高过后汽温541±5℃℃。再热汽温使用烟气挡板调整，尽量减少再热减温水量。

2.2.3 从实际情况看，在投入上排磨煤机时易发生超温现象。 为此在启动备用磨煤机时，应加大运行磨煤机的入炉煤量，并保证风煤比适当。 启动后，减小运行磨煤机的煤量，尽量保证入炉煤的平衡。 也可以提前使汽温缓慢降至525℃左右，随后缓慢调整至正常值。

2.2.4 机组正常加负荷时，在调门开度保持不变时，当燃烧加强后，蒸汽侧的蒸发量要滞后于燃烧侧的热负荷的加强， 对于过热器来说，由于蒸发量的逐渐增加，对汽温来说还有一定的补偿能力。 而对于再热器则没有这种补偿能力。因此在加负荷过程中再热汽温的上升速度要比过热汽温的上升速度快。 这时我们可以采用开大汽轮机调门的办法，或适当开启减温水的办法来调节汽温。 减负荷过程与此相反。

2.2.5 快速减负荷是指机侧由于某种原因使汽轮机调门迅速关小。根据前面的分析可得，过再热汽温的上升速度是比较快的。因此，我们在开大减温水的同时，应根据负荷减少情况打掉1～2 台磨煤机(正常次序应该是在决定快减负荷时首先打磨），在旁路投运正常情况下,可先开启旁路(此时应注意旁路减温水情况,防止对再热汽温造成冲击)，或用开启向空排汽的办法来控制汽温。 开排汽时应注意水位变化。

2.2.6 在正常切换磨煤机时，如汽温上升较快，可增加上排磨煤机二次风量，适当降低一次风速。 将火焰中心下移，配合减温水及烟气挡板，使汽温不超标。 磨煤机启动时，相当于燃烧侧负荷突然加强，因此过再热汽温一般为上升趋势，并有可能超温。 故在启动磨煤机以前可以先适当的降低汽温，再热汽温降到525～530℃稳定后再启，启磨后适当的降低其它磨的出力，保持总煤量在小范围内变化，并注意风量的调整（在启磨前应先适当的增加风量，对于启磨所增加的煤量,风量无法迅速按比例增加），防止缺风运行，保持氧量在3～5%范围内，磨煤机停运时的情况与此相反。

2.2.7 此外应防止水位波动，过剩空气系数变化等对汽温、汽压造成的影响。

2.2.8 高加解列后由于给水温度降低，要维持蒸发量，就必须增加燃料量，故过热汽温为上升趋势。 但由于高加解列后1、2、3 段抽汽要进入汽轮机做功，会使机组负荷突然增加，尤其是在600MW 时，有可能使锅炉超压、安全门动作；如果调门全开，则会使调节级超压，故此时不宜加煤量，相反还应减小燃料量，待负荷和压力下降后再加燃料量。高加解列后对再热汽温的影响与过热汽温有所不同， 由于抽汽量减少，使再汽压力升高流量增大，在燃烧还未变化时，再热汽温暂时下降(约5-10℃)，但随着机组工况趋于稳定，再热汽温随即会迅速上升，监盘人员要做好预想工作，及时进行调整。投入高加时应缓慢投入，以防产生较大的扰动。

2.2.9 应严格执行《锅炉吹灰管理办法》，不得随意停运吹灰器，如排烟温度偏高、减温水量投入较大时，应有针对性地增加吹灰区域和吹灰次数。

3 总结

在机组运行工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。 超温现象控制效果非常明显。 自这些措施在值内开始应用以来，长时间以来再没有发生超温情况，部门推广至其他值亦取得良好效果，没有发生超温爆管停机事故，取得了良好的经济效果。

［1］赵星海，张卫会，辛国华.电站锅炉后屏过热器管壁温度的数值计算[J].东北电力技术，2002（08）.

［2］付东，张宝瑞，赵立奇.600MW 机组锅炉末级再热器管壁温度控制分析[J].华北电力技术，2002（09）.

［3］邓全胜.宁夏大唐国际大坝发电公司发电部锅炉技术措施[J].中国·宁夏·青铜峡，2011，11.