宋毅
天津国电津能热电有限公司 300181
摘 要：330MW发电机组正压直吹式制粉系统燃烧惯性较大，主汽压力难以控制，而主汽压力是锅炉运行的主要监视调整参数，它的稳定对机组的安全稳定运行起着决定性的作用。本文通过330MW发电机组锅炉主蒸汽压力超调的案例，详细介绍了主汽压力的调整方法，采取的对策及处理情况，并做出了全面的分析。
关键词：主汽压力超调；运行调整；分析处理
一、引 言
随着科技的发展，供热机组的装机容量越来越大，且受电网负荷结构的影响越来越多的大型供热机组参与到电网调峰运行。发电企业为两台330MW机组，锅炉为亚临界、一次中间再热、自然循环汽包锅炉、固态干式排渣。过热器系统设有两级喷水减温，在壁式再热器入口装有事故喷水减温器，作为事故紧急喷水用。制粉系统采用中速磨煤机，冷一次风正压直吹式，配有五台磨煤机，机组高负荷或满负荷运行时五台磨煤机全部运行。给水系统包括两台50%容量的汽动给水泵，一台30%容量的电泵，机组正常运行时，两台汽泵运行，电泵作为备用给水泵。
二、经过及原因分析
#2机组负荷240MW，主汽压力15.9Mpa，锅炉煤量维持在153T，五台磨煤机运行，磨煤机上煤均为优混，#2机组带2A、2B热网加热器及热泵系统运行。机组升负荷至270MW时，将EV阀均关至21%，稳定供热参数及热泵驱动蒸汽压力，同时为保证主汽流量及四抽、五抽压力在正常范围内，将LCV阀门开至25%。
#2机组负荷由240MW升至270MW后，主汽流量已达上限。11:52 主汽压力由16.6MPa降至15.1MPa，煤量由150T升至163T，主再热蒸汽温度由522℃快速上升，通过调整主、再热器减温水、燃烧器摆角及二次风配风控制温度变化。12:00 主、再热汽温控制在545℃左右，此时主汽压力已升至16MPa，因过热器减温水量已增加至50T，以及2A磨煤机煤质发生变化，使主汽压力仍继续快速上升，且上升趋势明显，为控制主汽压力变化，手动降低一次风机出力，同时将EV阀由20%开至24%。12:06 机组AGC指令降至250MW，造成主汽压力继续快速上升，通过调整将主汽压力控制在17.5MPa，此时主蒸汽流量已从1045T降至990T。12:08 AGC指令升至258MW，使主汽流量快速升高，因主汽压力过高，两台汽泵DCS指令均至90%，调门开度至36%，因汽泵DCS调节指令与实际反馈信号偏差过大，2A汽泵DCS自动解除，给水闭锁增及负荷闭锁增信号发出，同时手动解除2B汽泵自动，由手动调整两台汽泵出力，控制汽包水位，此时总煤量已降至138T。12:16 AGC指令降至250MW，主汽压力降至14.7MPa，同时总煤量升至165T，主汽压力下降趋势减缓，将EV阀门关至21%，手动调整两台汽泵DCS指令至70%，此时给水闭锁增及负荷闭锁增信号解除，汽包水位稳定后，投入汽泵DCS自动方式，并监视汽包水位。12:23 AGC指令降至240MW，通过调整制粉系统、燃烧器摆角及二次风配风，稳定主、再热蒸汽温度及压力。12:35 机组负荷及供热参数稳定。
机组在AGC方式下运行，在机组负荷变化时，主汽压力设定值随负荷的升高而升高，整个变负荷过程都采用6MW/min的变负荷速率，变负荷速率较快，同时燃料量大幅度增加，但煤粉燃烧相对滞后，从燃料输入到汽压升高需要一定的时间。
初期可以利用锅炉蓄热量快速增加负荷，但一定时间以后，锅炉蓄热量下降，主汽压力也随之下降，实际煤量大幅度超过所需求的煤量，容易导致机组主汽压力超调，尤其是机组负荷由300MW升至330MW时表现最为突出。
因#2机组带供热系统运行，当负荷升至270MW后，机组已达到满出力状态，#2机组主汽流量已经超过1000T，在煤质变化、换煤期间或其他参数影响时，如供热流量及热泵系统参数进行调整等，易造成煤量及汽压的波动，同时也造成主、再热蒸汽温度大幅波动。过高的主汽压力对汽动给水泵的正常运行也造成了影响，直接导致了汽包水位的变化。
三、运行调整
通过#2机组主汽压力超调的处理，运行中通过不断的分析总结，吸取经验教训，积累和掌握了如下的主汽压力调整控制方法。
1、主汽压力的调整要有一定的提前量
中速磨煤机直吹式制粉系统燃烧调整迟缓性大，在运行中我们应根据负荷和汽压的变化情况，提前调整风量和煤量的变化，及时了解煤质的情况，保持合适的风煤配比，结合炉膛含氧量的变化，提前进行调整，才能避免大幅度调整煤量与风量，使锅炉热量与汽机需要的能量相平衡，从而保证锅炉运行中主汽压力的稳定。
2、控制好主、再热汽温及减温水对汽压的影响
在机组升负荷之前，提前降低燃烧器摆角，并缓慢降低汽温的设定值，使减温水量均匀缓慢增加，保证汽温及压力的平稳增长。在蒸汽温度快速上升的情况下，过热减温水的大量投入，使这些减温水变成蒸汽，主汽压力将会更高。因此在调整时首先是要控制好汽压，汽温的稳定是以汽压的稳定为基础的，汽温稳定了，汽压就不会受到减温水量变化的影响了。同样再热减温水的大量投入，也会使主汽压力升高，在运行调整中，应考虑到再热汽温变化的迟滞性，提前作出调整，避免因调整不及时大量投入再热器减温水而使主汽压力出现波动。
3、合理控制燃料量，增加一次风机出力
机组在升负荷时，应先增加磨煤机一次风量，然后再增加燃料量，因一次风量的增加，提高了一次风携带煤粉能力，使磨煤机内存煤在相同的时间里喷入炉膛的量更多，比增加给煤机煤量来的更直接，更有利于提升主汽压力。在运行中还应加强煤量的监视，负荷变化时，提前预算变负荷后所对应的煤量，以便判断出在负荷变化过程中煤量的变化是否合理，当煤质较差给煤量偏大时，应降低机组变负荷速率，控制负荷变化的速度及幅度，必要时可在不退出AGC、CCS控制的情况下，通过煤质校正系数来控制燃料量，使给煤量的增减在合理的范围内。
4、供热参数的调整
在进入供热期后，机组带供热系统运行，特别是在需要对供热参数进行调整时，供热流量的调整应缓慢，均匀，以减少对主、再热汽压力的影响。还应降低供热系统投入时对机组变负荷的影响，将供热工况下满负荷所对应的主汽压力适当的降低，以降低机组升满负荷时主汽压力超调的风险。
5、协调控制系统优化
近年来，随着电网容量的不断扩大，用户对电能质量要求不断提高，电网的负荷分配需要采用AGC方式。所有机组的负荷升、降速率需达到电网的要求，对于直吹式制粉系统机组，能否达到规定的负荷升、降速率，除了与机组本身特性有关外，还与协调控制系统有直接的关系。要使机组在确保稳定性的前提下，具有更快、更灵活的负荷响应，就需要协调机组负荷适应能力与主汽压力稳定的矛盾，对协调控制系统进行优化。通过对机组协调控制逻辑的优化及运行调整，也可有效的避免机组主汽压力超调的情况出现。