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660MW机组升降负荷的汽温调整策略分析

发表时间：2020/12/23 来源：《基层建设》2020年第24期作者：尹飞雨

[导读] 摘要：在改革开放的新时期，社会经济在迅猛发展，社会在不断进步，随着目前我国火电机组逐渐向大容量、高参数方向发展，鉴于直流炉机组在协调运行方式下的特性与汽包炉的区别，在机组升降负荷时汽温的调整就显得非常重要。

        神皖能源蚌埠发电有限公司
        摘要：在改革开放的新时期，社会经济在迅猛发展，社会在不断进步，随着目前我国火电机组逐渐向大容量、高参数方向发展，鉴于直流炉机组在协调运行方式下的特性与汽包炉的区别，在机组升降负荷时汽温的调整就显得非常重要。现针对目前660MW机组在升降负荷下的汽温调整及控制机理做了详细分析，旨在解决目前直流炉机组在汽温调整方面的突出问题。
        关键词：660MW机组；直流炉；汽温调整
        引言
        推进煤炭清洁化利用是构建我国现代能源体系的重要途经。采用超超临界二次再热技术，能够显著降低机组煤耗，减少燃烧污染物和温室气体排放量，提高火电机组运行的经济性和环保性。二次再热机组在锅炉侧增加1个二次再热器，新受热面与水冷壁、二级级过热器、一次再热器之间的吸热量需要重新平衡匹配，一次再热汽温和二次再热汽温的协同调控也变得更加困难。目前我国二次再热机组工程投产数量较少，主机厂家和运维单位相关经验不足，亟待探索适应新机组特点的调整优化方案。
        1设备概况
        某电厂2×660MW超超临界机组，采用东方锅炉厂有限公司提供的660MW超临界压力直流锅炉，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用采用π型布置，单炉膛、二次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、露天布置。锅炉配有正压、直吹式制粉系统，由2台双动叶可调式轴流一次风机，2台密封风机，6台ZGM113N-II型中速磨煤机，6台F55型电子称重式给煤机组成。设计5台制粉系统就可以满足锅炉BMCR负荷，每台磨煤机分别带一层燃烧器。锅炉设计BRL参数：主汽温度605℃,一次再热汽温623℃，一次再热汽温623℃。
        2 660MW机组升降负荷的汽温调整策略分析
        2.1机组在大幅度加减负荷过程中调整
        （1）加负荷过程中，由于滑压设定值的增长趋势存在惯性，有时会遇到主汽压力已经涨到对应负荷下的压力值而滑压设定值还存在偏差的情况，此时锅炉指令调整压力偏差，会大幅降低锅炉指令使主汽压力下降，而当滑压设定值涨到后，此时主汽压力已经呈下降趋势，压力偏差过大时汽机主控开始维持压力，从而会出现负荷先升上去又降下来的现象。为避免此现象的发生，加负荷过程中应严格控制锅炉指令的超调量，防止主汽压力增长过快，尽量维持主汽压力呈低于滑压设定值的上涨趋势。
        （2）在整个加负荷过程中，锅炉超调量在可控范围内，应保证锅炉指令始终呈上涨趋势，尽量避免限制负荷上限，保证煤量不减（但不可达到煤量上限），可以保证锅炉热负荷呈上涨趋势，从而维持汽温稳定。
        （3）加负荷后期和降负荷前期，因给水相应快，易出现超温现象，此时应通过负荷上限或下限回调给煤量。
        （4）在机组深度调峰以及低负荷的情况下加负荷时，由于此时锅炉抗扰动能力较差，若大幅度加负荷，煤量、风量大幅度波动会导致汽温快速上涨，故在此情况下加负荷初期，应控制升负荷速率，防止汽温初期上涨过快而后期大幅下降。
        （5）遇到降负荷后又开始大幅度涨负荷时，由于锅炉热负荷呈下降趋势，锅炉指令仍低于当前负荷，且主汽压力也呈下降趋势，此时若大幅度加负荷会出现主汽压力和主汽温度大幅下降。为避免此情况出现，在降负荷后又开始大幅度涨负荷初期，应适当限制负荷上限，防止锅炉指令超调过大；待主汽压力回头，锅炉指令回调后再开始加负荷。

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        2.2升降负荷过程中烟气参数调整
        锅炉设计尾部三烟道布置，低温过热器、一次低温再热器、二次低温再热器并列布置，通过尾部烟道挡板调整三部分烟气量分布，进而调整汽温。升负荷时，炉膛热负荷高，烟气量大，可以减小再热器侧烟气量分配，开大低过侧挡板，降低过热度，同时应降低一次风压，降低火焰中心高度，防止排烟温度过高造成锅炉热损失。降负荷时，由于锅炉烟气量为减少趋势，为了保证再热器汽温应适时开大低温再热器侧烟气挡板，同时提高过热度，由于逻辑设计为一次风压随煤量减少而降低，此时不宜通过强制提高一次风压来提高火焰中心高度，可以通过调整燃烬风挡板来调整火焰中心高度，进而保证烟温，稳定再热器汽温。
        2.3正常运行中汽温的调整
        在机组实际运行过程中，汽温的变化以及调整其实是很被动的，因为它不像煤量、水量那样可以通过直接加减从而达到目标值，而减温水的调整也只是治标不治本，尤其是在变负荷以及事故工况下。汽温的影响因素是多方面的，任何一个因素发生变化均会导致汽温的不稳定。因此，汽温的调整在锅炉运行中既是一个重点也是一个难点。影响机组负荷变化的因素很多，但主要有锅炉负荷、给水温度、受热面清洁程度、减温水量、炉膛火焰中心位置的变化，在运行中也应注意这些因素的影响。在各种扰动下，汽温控制对象是有延迟、惯性和自平衡能力的。汽温控制系统就是根据这些扰动下过热汽温对象的动态特性采用合理的系统构成尽可能地消除扰动，维持过热汽温在允许的范围内。主蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例控制中间点温度为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的，中间点温度是分离器压力的函数，中间点温度应保持微过热，当中间点温度过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温度正常。但是，在实际运行中，由于锅炉效率、燃料发热量和给水焓等也会发生变化，因此，保证煤水比的精确度并不容易。这就迫使除了采用煤水比作为粗调的手段外，还必须采用喷水减温的方法作为细调手段。过再热汽温控制的任务是维持过再热器出口的主再蒸汽温度在允许范围内，并对过再热器进行保护，使管壁金属温度不超过允许的工作范围。
        2.42级减温器喷水流量控制系统
        该系统通过二级减温水流量控制,使末级过热器出口汽温维持在设定值,以满足机组运行要求。二级减温水流量控制系统与一级减温水流量控制系统基本相同,也是带有导前汽温微分信号的汽温控制系统,引人总燃料量的微分前馈,增加蒸汽烩值较正系数。也可根据运行工况的变化修改导前汽温微分信号的微分时间,以适应过热汽温动态特性具有时变性和非线性的特点。
        结语
        二次再热机组以其较高的热效率和较低的污染物排放水平，未来必将成为我国电源建设的主力机组。本文以我国首台投产发电的二次再热超超临界660MW机组为对象，分析了锅炉一二级再热汽温偏低的原因，综合采用了多项运行调整措施。经调整优化后，一次再热器汽温及二次再热器汽温基本达到设定值，综合提温方案取得了较好的效果。相关工程实践对后续同类机组具有指导意义。
        参考文献
        ［1］努尔•白克力.稳步推进能源革命走中国特色能源发展道路[J].中国经贸导刊,2016(12):7-9.
        ［2］蒋敏华,黄斌.燃煤发电技术展望[J].中国电机工程学,2013,32(29):1-8.
        ［3］王红娟,屠珊,鲁敬妮,等.二次再热机组热经济性分析[J].热力发电,2017,46(1):7-10.
        ［4］殷亚宁.二次再热超超临界机组应用现状及发展[J].电站系统工程,2013(2):37-38.