超临界600MW锅炉汽温控制分析

侯剑雄，薛森贤，谢伟龙

（广东珠海金湾发电有限公司，珠海 519000）

1 设备概况

金湾发电厂3号机和4号机系600MW超临界燃煤机组，锅炉为超临界变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、全钢悬吊结构Ⅱ型、露天布置、固态排渣；汽机为一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压，额定功率为600MW。蒸汽压力为25.4／4.39MPa，蒸汽温度为571／569℃。

3号机和4号机组于2012年4月、2011年4月进行大修，大修后均进行锅炉燃烧调整及模拟量控制系统（MCS）精调，控制系统自动化全投入变负荷速率符合调度要求（9MW／min）。在正常运行中，锅炉汽温经常波动，主汽温高时可超过报警值576℃，低时可达540℃；再热汽温为525～590℃，经常超过报警值574℃。《技术监督管理标准》中，对主汽温、再热汽温的控制要求见表1。

由表1可知，标准对主汽温、再热汽温的超温控制要求严格。目前金湾发电厂锅炉运行情况与表1要求相差甚远。通过分析导致锅炉汽温波动的因素，找出控制难点，提出应对措施和整改建议。

表1 锅炉主汽温、再热汽温控制要求

2 主汽温、再热汽温波动原因

2.1 AGC负荷指令频繁变动

由于调度部门经常在自动发电控制系统（AGC）负荷指令中加入调频信号，负荷指令变化频繁并且波动很大（波动幅度达到100～200MW），甚至出现目标负荷未到又反调节的情况。例如，2013年4月4日17：26，AGC指令负荷从388MW减至338MW，在17：34，负荷刚减到338MW，又指令负荷加至400MW；在17：55，AGC指令负荷从400MW减至300MW，在18：09当减至313MW时又突然指令加至400MW。

负荷指令的频繁变化对机组控制的影响显著。由于燃煤锅炉的燃烧及传热过程存在惯性及迟滞性，当反应速度跟不上AGC指令变化速度时，就会造成汽温波动。由于热工控制系统对变负荷过程的良好控制是基于机组变负荷前参数是基本稳定的，频繁的负荷变化使机组变负荷前参数已不稳定，这对热工控制系统是个严峻挑战。

2.2 中间点温度修正对汽温的影响

中间点温度修正控制器用于控制分隔屏入口汽温，其输出值作用于修正煤量及给水量，改变水煤比，从而对主汽温起调节作用。中间点温度设定值见表2。该控制器在负荷稳定时，对主汽温的稳定起正面作用，但在变负荷或负荷波动时对主汽温、再热汽温稳定效果甚微，在大幅度变负荷时，甚至起到反作用。

表2 中间点温度设定值

表3是4号机组负荷从500MW减到300MW过程数据。从表3可知，负荷刚到300MW时中间点温度为434℃，比设定值387℃高47℃，因此中间点温度控制器不断进行加水和减煤，但此时主汽温、再热汽温实际并不高，而且水煤比明显偏大（10.3），因此应该是减水及加煤以使水煤比降低，而中间点温度修正控制器反向调节了。

控制器反向调节的原因为，由于机组控制方式为基于锅炉跟随（BFT）的协调控制（CCS）方式，即负荷控制由数字电液调节系统（DEH）主导，为满足中调大于1.5%／min负荷率的要求，DEH对负荷响应快，阀门动作迅速，造成以下问题：

表3 减负荷过程

1）汽机调门快速减小使蒸汽流量迅速减少，燃料虽同步减少，但锅炉存在蓄热以及燃料燃烧的迟滞性，造成主汽压高且分离器温度快速上升。主汽压高使煤量快速减少，水煤比偏高。而此时分离器温度控制器增加给水，减少燃料，进一步推高主汽压，燃料量继续减少。当减负荷到位时，汽机调门回调，主汽压下降加快，此时分离器温度快速下降；当减负荷的幅度较大时，水煤比就会严重失调，进而造成主汽温、再热汽温下降。由于再热汽温变化迟滞性强，燃料量的过调对其影响更大。

2）加负荷则是个相反的过程，主汽温、再热汽温上升容易超温。

通过分析可知，变负荷时因中间点温度修正控制器性能欠佳，导致水煤比失调而影响汽温控制，在负荷300～450MW对汽温的影响最显著。

2.3 水冷壁后墙悬吊管金属温度对汽温影响

由于设计原因，该锅炉一直存在水冷壁后墙悬吊管壁（7排6号管）易超温的现象，经常在高报警值（463℃）附近运行，这对锅炉汽温的调节产生限制，并增加操作难度。在上层制粉系统检修时，要启动底层A制粉系统运行，火焰中心下移，炉膛吸热加强，悬吊管更易超温，有时必须降低主汽温、再热汽温运行。3号锅炉后墙悬吊管管材大修时进行了升级，报警值有所提高，大修后燃烧调整也进行了优化，但没最终解决超温问题。

2.4 煤质变化对汽温的影响

锅炉设计煤种为神府东胜煤（全水分为14.5%，灰熔点为1150℃），校合煤种为晋北烟煤（全水分为10.45%，灰熔点为1 190℃）。当来煤、配煤掺烧与设计煤种偏差较远时，炉内燃烧偏离原设计，主汽温、再热汽温控制也将偏离原设计，出现再热汽温偏高、再热器喷水量异常增多情况。

1）制粉系统启停或切换造成燃煤总热值瞬间变化 不同煤种发热量可能相差较大，由于掺烧及煤场混煤的原因，在变负荷启、停备用制粉系统时，若备用制粉系统内煤的热值与所烧煤热值相差较大，就会造成燃煤总热值瞬间出现较大的阶跃变化，而控制系统中对煤热值的计算、调整是一个缓慢过程。由于此计算值与实际热值出现偏差，风量、水煤比的控制均会不准，会对汽温控制造成影响。在雨季时，如煤湿造成制粉系统连续堵煤频繁启停，同样会对汽温造成影响。

2）煤质偏离原设计值过多 当煤的热值低或水分高时，会降低炉膛内燃烧温度，煤粉在炉内燃烧时间拖长，火焰中心上移，炉膛出口烟温上升，同时水分汽化使烟气容积增加，烟气流速加快。当灰熔点温度（t2）低于设计值时，锅炉水冷壁、分隔屏结焦明显。该现象使炉膛、分隔屏辐射吸热减少，再热器换热加强，再热汽温偏高，尤其在600MW时最为明显。主汽温可通过水煤比来调整，再热汽温只能通过摆角及减温水来调整，显著降低机组效率。某日3号炉600MW运行时，C、E煤仓煤种全水分为19.5%，t2为1 200℃，A、B、D煤仓煤种全水分为16.1%，t2为1 170℃。此时再热器摆角已下摆至－20.5°，再热器喷水高达28.6t／h。由此可知，来煤煤种、掺烧煤种是否合理，对汽温有非常显著的影响。

2.5 给水泵再循环阀在低负荷阶段对汽温的影响

汽动给水泵再循环阀控制逻辑如表4所示。由于机械原因，再循环阀在小开度（0～3%）时有振动，因此在0～3%开度区间再循环阀控制策略修改为瞬间打开或关闭，这增加了给水扰动因素。实际运行中，负荷在300MW附近时，AGC负荷指令经常在300～350MW反复变化，汽泵入口流量在500～600t／h反复变化，再循环阀反复经历开、关过程，瞬间会造成给水流量突降或突升，进而引起中间点温度波动（30℃左右），如此高的变化幅度必然影响到对主汽温、再热汽温的控制。此类情况大多发生在夜班时段。

表4 汽泵入口流量及再循环阀控制逻辑

2.6 减温调节设备对汽温的影响

1）燃烧器摆角对汽温的影响 当摆角下摆过低时，水冷壁后墙悬吊管壁温上升，下摆范围受到限制。炉膛冷灰斗曾因防火砖脱落而过热发红，摆角不能长时间下摆。

2）再热器减温水的限制 为防止蒸汽带水，再热器设置了减温水调节阀后温度低闭锁保护，当温度低于饱和温度＋20℃时，调节阀闭锁开。但由于阀后温度测点过于靠近减温器（在调节阀后3m左右），造成该测点不能真实反映阀后温度，使调节阀开度受到限制。

3）过热器减温水调节门故障影响 自3号、4号炉燃烧调整后，过热器Ⅰ、Ⅱ级减温水调节阀参与汽温控制且动作频繁，多次出现密封垫漏汽而切手动运行，对过热汽温的精确调节造成影响。

3 整改对策

3.1 运行对策

1）降低主汽温、再热汽温运行。原主汽温571℃、再热汽温569℃按锅炉侧控制，现改为按汽机侧控制（566℃、566℃）。实施效果：采取降温控制措施后，汽温超温次数减少。

2）合理匹配掺烧煤质，充分考虑灰熔点、水分、灰分、热值对锅炉燃烧的影响，兼顾来煤经济的同时，尽量使掺煤后的煤质接近设计煤种。锅炉不能全部上灰熔点低于设计值（1 190℃）的煤，此类煤种必须要与高灰熔点的煤掺烧，掺烧比例至少为2∶3；入炉煤平均低位热值必须大于20.5MJ／kg；避免全烧高水分煤种（大于20%）；神华煤与印尼煤掺烧容易结焦，必须避免。以下数据为按上述要求改变煤种后汽温情况。某日3号炉600MW运行时，3A、3C、3E煤仓煤种全水分10.8%，t2≥1 500℃，3B、3D煤仓煤种全水分为11.7%，t2≥1 500℃，此时过热汽温减温水量正常（约60t／h），再热器减温水基本为0t／h，主汽温、再热汽温得到较好的控制。

3）合理利用水煤比与喷水减温调节阀的关系。水煤比属粗调，是保持汽温最终稳定的基础，提前量也最多，但不够精确；喷水减温能精确并快速地改变过热汽温，但需以水煤比为基础。应将二者结合起来。

4）重视过热器减温水，避免减温水量为“0”。尽量按锅炉不同负荷下的设计值运行，以充分利用减温水的精确快速调整能力。

5）根据主汽温、再热汽温、悬吊管壁温合理吹灰。当后墙悬吊管壁温度高时，减少炉膛后墙吹灰；当再热汽温高时，减少再热器吹灰；当炉膛结焦偏多时，加强炉膛及分隔屏吹灰。

6）在减负荷开始时的前一小段过程控制煤水比高一些，以避免减负荷初期中间点温度上升过高及过热器减温水缺乏调整余量，引起主汽温度超温；待中间点汽温出现下降趋势后，及时加煤减水，严格控制水煤比；同时，为防止再热汽温下降，根据再热汽温情况适度提高燃烧器摆角。

7）加负荷前在水冷壁后墙悬吊管金属允许以及避免开再热器减温水的情况下，可以通过正偏置来修正中间点温度，让过热器减温水保留较大余量，以增加过热汽温调节裕度。

8）如果再热汽温偏高，则在加负荷初段，提前降低摆角及手动打开再热器减温水调节阀，以减慢再热汽温后期的上升速度。

9）加减负荷中启停备用制粉系统对炉内燃烧有较大扰动，需掌握制粉系统的启停时机，使其对锅炉的扰动降到最低。

10）分离器出口温度控制器输出“0”值不能输出过大，否则容易造成水煤比偏差过大。可通过修改燃煤热值、偏置给水流量、偏置燃料量等方法来调整。

11）在控制水煤比及中间点温度的同时，可将屏过前后温度也作为主汽温调整的参考。屏过前后的温度距离主汽温最近，最能反映其变化趋势。当屏过前后温度呈下降趋势时，由于燃料在锅炉中燃烧有滞后性，若下降趋势较为平缓，则可仅通过给水流量偏置减少（燃料量不动）来调整主汽温，直至屏过前温度有上升趋势，随后逐渐回调增加给水流量，同时参考水煤比。当屏过后的温度在505～520℃较为稳定且水煤比适合时，可暂停调整给水流量，将主汽温交给过热器减温水来精调。若主汽温波动较大，调整至一个相对合适的水煤比，待主汽温暂时达到一个稳态后再通过小幅调整给水或燃料，让主汽温达到规定范围。

12）由高负荷向350MW以下减负荷时，约在380MW时因停运制粉系统，屏过温度和主汽温偏高，减温水自动开大，易造成主汽压过高导致高旁动作，要注意提前干预和手动控制减温水调阀。

3.2 设备控制对策

1）优化中间点温度修正控制器，使其在变工况时也能对主汽温、再热汽温进行良好控制。

2）修改给水泵再循环阀开关逻辑，改为减负荷时500t／h开始开，加负荷时650t／h开始关。给水泵再循环阀修改后给水流量的分离器出口汽温变化趋势图见图1。

图1 再循环逻辑修改后分离器出口汽温稳定趋势图

由图1可以看出，300MW时给水流量及分离器汽温平衡没有波动，主汽温、再热汽温在低负荷时得到较好控制。

3）再热器减温、调阀后温度测点位置向后移动，使其能准确反应阀后汽温。

4）目前机组加减负荷过程中，对负荷的调整快速反应主要依赖汽机调门。高压调门的动作基本可以满足AGC速率的要求，然而煤粉燃烧存在的滞后性往往造成加减负荷存在超调现象，使得参数波动较大。建议探讨在机、炉动作同步性、协调性上做进一步优化的可能性。

5）加减负荷时，考虑在主汽温控制逻辑中将屏过前后温度作为过热器温度前馈信号来控制。

4 结语

通过对600MW超临界燃煤机组的锅炉汽温波动原因及控制难点进行分析，一方面总结运行操作经验，采取降低主汽温、再热汽温额定值、合理配煤掺烧、修改给水泵再循环阀定值等措施；另一方面针对设备存在的问题，提出整改对策。通过上述对策的采用，使600MW锅炉汽温控制得到好转，并为设备进一步整改、热工控制系统的进一步完善优化，提供参考依据。

［1］汪祖鑫.超临界压力600MW机组的启动和运行［M］.北京：中国电力出版社，1996.