超臨界600MW鍋爐汽溫控制分析

侯劍雄，薛森賢，謝偉龍

（廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，珠海 519000）

1 設(shè)備概況

金灣發(fā)電廠3號機和4號機系600MW超臨界燃煤機組，鍋爐為超臨界變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、采用四角切圓燃燒方式、平衡通風、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)Ⅱ型、露天布置、固態(tài)排渣；汽機為一次中間再熱、三缸四排汽、單軸、雙背壓，額定功率為600MW。蒸汽壓力為25.4／4.39MPa，蒸汽溫度為571／569℃。

3號機和4號機組于2012年4月、2011年4月進行大修，大修后均進行鍋爐燃燒調(diào)整及模擬量控制系統(tǒng)（MCS）精調(diào)，控制系統(tǒng)自動化全投入變負荷速率符合調(diào)度要求（9MW／min）。在正常運行中，鍋爐汽溫經(jīng)常波動，主汽溫高時可超過報警值576℃，低時可達540℃；再熱汽溫為525～590℃，經(jīng)常超過報警值574℃?！都夹g(shù)監(jiān)督管理標準》中，對主汽溫、再熱汽溫的控制要求見表1。

由表1可知，標準對主汽溫、再熱汽溫的超溫控制要求嚴格。目前金灣發(fā)電廠鍋爐運行情況與表1要求相差甚遠。通過分析導致鍋爐汽溫波動的因素，找出控制難點，提出應對措施和整改建議。

表1 鍋爐主汽溫、再熱汽溫控制要求

2 主汽溫、再熱汽溫波動原因

2.1 AGC負荷指令頻繁變動

由于調(diào)度部門經(jīng)常在自動發(fā)電控制系統(tǒng)（AGC）負荷指令中加入調(diào)頻信號，負荷指令變化頻繁并且波動很大（波動幅度達到100～200MW），甚至出現(xiàn)目標負荷未到又反調(diào)節(jié)的情況。例如，2013年4月4日17：26，AGC指令負荷從388MW減至338MW，在17：34，負荷剛減到338MW，又指令負荷加至400MW；在17：55，AGC指令負荷從400MW減至300MW，在18：09當減至313MW時又突然指令加至400MW。

負荷指令的頻繁變化對機組控制的影響顯著。由于燃煤鍋爐的燃燒及傳熱過程存在慣性及遲滯性，當反應速度跟不上AGC指令變化速度時，就會造成汽溫波動。由于熱工控制系統(tǒng)對變負荷過程的良好控制是基于機組變負荷前參數(shù)是基本穩(wěn)定的，頻繁的負荷變化使機組變負荷前參數(shù)已不穩(wěn)定，這對熱工控制系統(tǒng)是個嚴峻挑戰(zhàn)。

2.2 中間點溫度修正對汽溫的影響

中間點溫度修正控制器用于控制分隔屏入口汽溫，其輸出值作用于修正煤量及給水量，改變水煤比，從而對主汽溫起調(diào)節(jié)作用。中間點溫度設(shè)定值見表2。該控制器在負荷穩(wěn)定時，對主汽溫的穩(wěn)定起正面作用，但在變負荷或負荷波動時對主汽溫、再熱汽溫穩(wěn)定效果甚微，在大幅度變負荷時，甚至起到反作用。

表2 中間點溫度設(shè)定值

表3是4號機組負荷從500MW減到300MW過程數(shù)據(jù)。從表3可知，負荷剛到300MW時中間點溫度為434℃，比設(shè)定值387℃高47℃，因此中間點溫度控制器不斷進行加水和減煤，但此時主汽溫、再熱汽溫實際并不高，而且水煤比明顯偏大（10.3），因此應該是減水及加煤以使水煤比降低，而中間點溫度修正控制器反向調(diào)節(jié)了。

控制器反向調(diào)節(jié)的原因為，由于機組控制方式為基于鍋爐跟隨（BFT）的協(xié)調(diào)控制（CCS）方式，即負荷控制由數(shù)字電液調(diào)節(jié)系統(tǒng)（DEH）主導，為滿足中調(diào)大于1.5%／min負荷率的要求，DEH對負荷響應快，閥門動作迅速，造成以下問題：

表3 減負荷過程

1）汽機調(diào)門快速減小使蒸汽流量迅速減少，燃料雖同步減少，但鍋爐存在蓄熱以及燃料燃燒的遲滯性，造成主汽壓高且分離器溫度快速上升。主汽壓高使煤量快速減少，水煤比偏高。而此時分離器溫度控制器增加給水，減少燃料，進一步推高主汽壓，燃料量繼續(xù)減少。當減負荷到位時，汽機調(diào)門回調(diào)，主汽壓下降加快，此時分離器溫度快速下降；當減負荷的幅度較大時，水煤比就會嚴重失調(diào)，進而造成主汽溫、再熱汽溫下降。由于再熱汽溫變化遲滯性強，燃料量的過調(diào)對其影響更大。

2）加負荷則是個相反的過程，主汽溫、再熱汽溫上升容易超溫。

通過分析可知，變負荷時因中間點溫度修正控制器性能欠佳，導致水煤比失調(diào)而影響汽溫控制，在負荷300～450MW對汽溫的影響最顯著。

2.3 水冷壁后墻懸吊管金屬溫度對汽溫影響

由于設(shè)計原因，該鍋爐一直存在水冷壁后墻懸吊管壁（7排6號管）易超溫的現(xiàn)象，經(jīng)常在高報警值（463℃）附近運行，這對鍋爐汽溫的調(diào)節(jié)產(chǎn)生限制，并增加操作難度。在上層制粉系統(tǒng)檢修時，要啟動底層A制粉系統(tǒng)運行，火焰中心下移，爐膛吸熱加強，懸吊管更易超溫，有時必須降低主汽溫、再熱汽溫運行。3號鍋爐后墻懸吊管管材大修時進行了升級，報警值有所提高，大修后燃燒調(diào)整也進行了優(yōu)化，但沒最終解決超溫問題。

2.4 煤質(zhì)變化對汽溫的影響

鍋爐設(shè)計煤種為神府東勝煤（全水分為14.5%，灰熔點為1150℃），校合煤種為晉北煙煤（全水分為10.45%，灰熔點為1 190℃）。當來煤、配煤摻燒與設(shè)計煤種偏差較遠時，爐內(nèi)燃燒偏離原設(shè)計，主汽溫、再熱汽溫控制也將偏離原設(shè)計，出現(xiàn)再熱汽溫偏高、再熱器噴水量異常增多情況。

1）制粉系統(tǒng)啟?；蚯袚Q造成燃煤總熱值瞬間變化 不同煤種發(fā)熱量可能相差較大，由于摻燒及煤場混煤的原因，在變負荷啟、停備用制粉系統(tǒng)時，若備用制粉系統(tǒng)內(nèi)煤的熱值與所燒煤熱值相差較大，就會造成燃煤總熱值瞬間出現(xiàn)較大的階躍變化，而控制系統(tǒng)中對煤熱值的計算、調(diào)整是一個緩慢過程。由于此計算值與實際熱值出現(xiàn)偏差，風量、水煤比的控制均會不準，會對汽溫控制造成影響。在雨季時，如煤濕造成制粉系統(tǒng)連續(xù)堵煤頻繁啟停，同樣會對汽溫造成影響。

2）煤質(zhì)偏離原設(shè)計值過多 當煤的熱值低或水分高時，會降低爐膛內(nèi)燃燒溫度，煤粉在爐內(nèi)燃燒時間拖長，火焰中心上移，爐膛出口煙溫上升，同時水分汽化使煙氣容積增加，煙氣流速加快。當灰熔點溫度（t2）低于設(shè)計值時，鍋爐水冷壁、分隔屏結(jié)焦明顯。該現(xiàn)象使爐膛、分隔屏輻射吸熱減少，再熱器換熱加強，再熱汽溫偏高，尤其在600MW時最為明顯。主汽溫可通過水煤比來調(diào)整，再熱汽溫只能通過擺角及減溫水來調(diào)整，顯著降低機組效率。某日3號爐600MW運行時，C、E煤倉煤種全水分為19.5%，t2為1 200℃，A、B、D煤倉煤種全水分為16.1%，t2為1 170℃。此時再熱器擺角已下擺至－20.5°，再熱器噴水高達28.6t／h。由此可知，來煤煤種、摻燒煤種是否合理，對汽溫有非常顯著的影響。

2.5 給水泵再循環(huán)閥在低負荷階段對汽溫的影響

汽動給水泵再循環(huán)閥控制邏輯如表4所示。由于機械原因，再循環(huán)閥在小開度（0～3%）時有振動，因此在0～3%開度區(qū)間再循環(huán)閥控制策略修改為瞬間打開或關(guān)閉，這增加了給水擾動因素。實際運行中，負荷在300MW附近時，AGC負荷指令經(jīng)常在300～350MW反復變化，汽泵入口流量在500～600t／h反復變化，再循環(huán)閥反復經(jīng)歷開、關(guān)過程，瞬間會造成給水流量突降或突升，進而引起中間點溫度波動（30℃左右），如此高的變化幅度必然影響到對主汽溫、再熱汽溫的控制。此類情況大多發(fā)生在夜班時段。

表4 汽泵入口流量及再循環(huán)閥控制邏輯

2.6 減溫調(diào)節(jié)設(shè)備對汽溫的影響

1）燃燒器擺角對汽溫的影響 當擺角下擺過低時，水冷壁后墻懸吊管壁溫上升，下擺范圍受到限制。爐膛冷灰斗曾因防火磚脫落而過熱發(fā)紅，擺角不能長時間下擺。

2）再熱器減溫水的限制 為防止蒸汽帶水，再熱器設(shè)置了減溫水調(diào)節(jié)閥后溫度低閉鎖保護，當溫度低于飽和溫度＋20℃時，調(diào)節(jié)閥閉鎖開。但由于閥后溫度測點過于靠近減溫器（在調(diào)節(jié)閥后3m左右），造成該測點不能真實反映閥后溫度，使調(diào)節(jié)閥開度受到限制。

3）過熱器減溫水調(diào)節(jié)門故障影響 自3號、4號爐燃燒調(diào)整后，過熱器Ⅰ、Ⅱ級減溫水調(diào)節(jié)閥參與汽溫控制且動作頻繁，多次出現(xiàn)密封墊漏汽而切手動運行，對過熱汽溫的精確調(diào)節(jié)造成影響。

3 整改對策

3.1 運行對策

1）降低主汽溫、再熱汽溫運行。原主汽溫571℃、再熱汽溫569℃按鍋爐側(cè)控制，現(xiàn)改為按汽機側(cè)控制（566℃、566℃）。實施效果：采取降溫控制措施后，汽溫超溫次數(shù)減少。

2）合理匹配摻燒煤質(zhì)，充分考慮灰熔點、水分、灰分、熱值對鍋爐燃燒的影響，兼顧來煤經(jīng)濟的同時，盡量使摻煤后的煤質(zhì)接近設(shè)計煤種。鍋爐不能全部上灰熔點低于設(shè)計值（1 190℃）的煤，此類煤種必須要與高灰熔點的煤摻燒，摻燒比例至少為2∶3；入爐煤平均低位熱值必須大于20.5MJ／kg；避免全燒高水分煤種（大于20%）；神華煤與印尼煤摻燒容易結(jié)焦，必須避免。以下數(shù)據(jù)為按上述要求改變煤種后汽溫情況。某日3號爐600MW運行時，3A、3C、3E煤倉煤種全水分10.8%，t2≥1 500℃，3B、3D煤倉煤種全水分為11.7%，t2≥1 500℃，此時過熱汽溫減溫水量正常（約60t／h），再熱器減溫水基本為0t／h，主汽溫、再熱汽溫得到較好的控制。

3）合理利用水煤比與噴水減溫調(diào)節(jié)閥的關(guān)系。水煤比屬粗調(diào)，是保持汽溫最終穩(wěn)定的基礎(chǔ)，提前量也最多，但不夠精確；噴水減溫能精確并快速地改變過熱汽溫，但需以水煤比為基礎(chǔ)。應將二者結(jié)合起來。

4）重視過熱器減溫水，避免減溫水量為“0”。盡量按鍋爐不同負荷下的設(shè)計值運行，以充分利用減溫水的精確快速調(diào)整能力。

5）根據(jù)主汽溫、再熱汽溫、懸吊管壁溫合理吹灰。當后墻懸吊管壁溫度高時，減少爐膛后墻吹灰；當再熱汽溫高時，減少再熱器吹灰；當爐膛結(jié)焦偏多時，加強爐膛及分隔屏吹灰。

6）在減負荷開始時的前一小段過程控制煤水比高一些，以避免減負荷初期中間點溫度上升過高及過熱器減溫水缺乏調(diào)整余量，引起主汽溫度超溫；待中間點汽溫出現(xiàn)下降趨勢后，及時加煤減水，嚴格控制水煤比；同時，為防止再熱汽溫下降，根據(jù)再熱汽溫情況適度提高燃燒器擺角。

7）加負荷前在水冷壁后墻懸吊管金屬允許以及避免開再熱器減溫水的情況下，可以通過正偏置來修正中間點溫度，讓過熱器減溫水保留較大余量，以增加過熱汽溫調(diào)節(jié)裕度。

8）如果再熱汽溫偏高，則在加負荷初段，提前降低擺角及手動打開再熱器減溫水調(diào)節(jié)閥，以減慢再熱汽溫后期的上升速度。

9）加減負荷中啟停備用制粉系統(tǒng)對爐內(nèi)燃燒有較大擾動，需掌握制粉系統(tǒng)的啟停時機，使其對鍋爐的擾動降到最低。

10）分離器出口溫度控制器輸出“0”值不能輸出過大，否則容易造成水煤比偏差過大?？赏ㄟ^修改燃煤熱值、偏置給水流量、偏置燃料量等方法來調(diào)整。

11）在控制水煤比及中間點溫度的同時，可將屏過前后溫度也作為主汽溫調(diào)整的參考。屏過前后的溫度距離主汽溫最近，最能反映其變化趨勢。當屏過前后溫度呈下降趨勢時，由于燃料在鍋爐中燃燒有滯后性，若下降趨勢較為平緩，則可僅通過給水流量偏置減少（燃料量不動）來調(diào)整主汽溫，直至屏過前溫度有上升趨勢，隨后逐漸回調(diào)增加給水流量，同時參考水煤比。當屏過后的溫度在505～520℃較為穩(wěn)定且水煤比適合時，可暫停調(diào)整給水流量，將主汽溫交給過熱器減溫水來精調(diào)。若主汽溫波動較大，調(diào)整至一個相對合適的水煤比，待主汽溫暫時達到一個穩(wěn)態(tài)后再通過小幅調(diào)整給水或燃料，讓主汽溫達到規(guī)定范圍。

12）由高負荷向350MW以下減負荷時，約在380MW時因停運制粉系統(tǒng)，屏過溫度和主汽溫偏高，減溫水自動開大，易造成主汽壓過高導致高旁動作，要注意提前干預和手動控制減溫水調(diào)閥。

3.2 設(shè)備控制對策

1）優(yōu)化中間點溫度修正控制器，使其在變工況時也能對主汽溫、再熱汽溫進行良好控制。

2）修改給水泵再循環(huán)閥開關(guān)邏輯，改為減負荷時500t／h開始開，加負荷時650t／h開始關(guān)。給水泵再循環(huán)閥修改后給水流量的分離器出口汽溫變化趨勢圖見圖1。

圖1 再循環(huán)邏輯修改后分離器出口汽溫穩(wěn)定趨勢圖

由圖1可以看出，300MW時給水流量及分離器汽溫平衡沒有波動，主汽溫、再熱汽溫在低負荷時得到較好控制。

3）再熱器減溫、調(diào)閥后溫度測點位置向后移動，使其能準確反應閥后汽溫。

4）目前機組加減負荷過程中，對負荷的調(diào)整快速反應主要依賴汽機調(diào)門。高壓調(diào)門的動作基本可以滿足AGC速率的要求，然而煤粉燃燒存在的滯后性往往造成加減負荷存在超調(diào)現(xiàn)象，使得參數(shù)波動較大。建議探討在機、爐動作同步性、協(xié)調(diào)性上做進一步優(yōu)化的可能性。

5）加減負荷時，考慮在主汽溫控制邏輯中將屏過前后溫度作為過熱器溫度前饋信號來控制。

4 結(jié)語

通過對600MW超臨界燃煤機組的鍋爐汽溫波動原因及控制難點進行分析，一方面總結(jié)運行操作經(jīng)驗，采取降低主汽溫、再熱汽溫額定值、合理配煤摻燒、修改給水泵再循環(huán)閥定值等措施；另一方面針對設(shè)備存在的問題，提出整改對策。通過上述對策的采用，使600MW鍋爐汽溫控制得到好轉(zhuǎn)，并為設(shè)備進一步整改、熱工控制系統(tǒng)的進一步完善優(yōu)化，提供參考依據(jù)。

［1］汪祖鑫.超臨界壓力600MW機組的啟動和運行［M］.北京：中國電力出版社，1996.