曹颖
福建大唐国际宁德发电有限责任公司，福建宁德 355006
摘要：针对660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制，分析影响锅炉蒸汽温度的主要因素，采取过热汽温和再热汽温调整控制的策略，为机组安全稳定运行提供技术支持。
关键词：660MW；超超临界直流锅炉；汽温控制；策略；
宁德发电公司1、2号机组为660 MW超超临界发电机组，配置DG2060/26.15-II1型超超临界直流锅炉，蒸汽参数为26.03 MPa，605/603℃。过热汽温的调整主要由水煤比控制中间点温度，并设置两级喷水减温器调节各段及出口蒸汽温度，再热蒸汽温度主要由尾部烟气挡板调节，在高再入口管道装设有事故喷水减温器。
1 660MW 超超临界直流锅炉
超超临界机组是在常规超临界机组的基础上发展起来的新一代高参数、大容量发电机组，与常规超临界机组相比，超超临界机组的热效率比超临界机组的高 4% 左右。但由于超超临界机组运行参数高，锅炉为直流炉，需适应大范围深度调峰的要求，因此，这给超超临界机组汽温控制提出更高要求。
2汽温调节的重要性
维持锅炉蒸汽温度稳定对机组安全稳定运行至关重要，汽温过高或过低，都将严重影响机组安全稳定运行。蒸汽温度过高，将使锅炉受热面及蒸汽管道金属材料的蠕变速度加快，影响使用寿命，严重超温将会导致金属管道过热爆管。当蒸汽温度过高超过允许值时，使汽轮机的部件的机械强度降低，导致设备损坏或使用寿命缩短。蒸汽温度过低，将会降低机组热效率。汽温过低，使汽轮机末级叶片湿度增加。蒸汽温度大幅度快速下降会造成汽轮机金属部件过大的热应力、热变形，甚至会发生动静部件摩擦，严重时会发生水冲击，威胁汽轮机安全稳定运行。因此，机组在运行中，在各种内、外扰动因素影响下，如何通过运行分析进行调整，用最合理的控制措施保持汽温稳定，是汽温调节的首要任务。
3锅炉蒸汽温度的影响因素
3.1水煤比的影响：超超临界锅炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。超超临界锅炉以调节水煤比作为过热蒸汽温度的主要调节手段，是过热汽温调节的能量平衡基础。以喷水减温作为精确调节。水煤比主要是维持中间点温度在规定范围内，作为过热汽温调节的导前信号。
3.2炉膛过量空气系数的影响：过量空气系数增大时会引炉膛温度下降，锅炉辐射吸热量减少，而对流吸热量有所增加，过热汽温会上升，再热汽温会有所上升。
3.3燃料性质的影响：燃料性质的影响的较大因素包括水分、挥发分、发热量和煤粉细度。煤质越差或煤粉越粗着火越晚，燃烧推迟，改变辐射换热和对流换热的变化，影响过热器和再热器的吸热量，导致汽温的变化。
3.4给水温度变化的影响：在同样给水量和水煤比的情况下，直流锅炉的加热段将延长，过热段缩短，过热汽温会随之降低，再热器出口汽温则由于汽轮机高压缸排汽温度下降而降低。
3.5中间点温度的影响：中间点温度是超超临界机组控制的重要参数之一，作为过热汽温调节的导前信号，中间点温度控制在一定范围内，锅炉汽水系统中的相变点界面被基本控制住，就能保证过热蒸汽温度在可控范围内。中间点温度的控制原则是保持15-20℃的微过热度。
3.6火焰中心位置的影响：当火焰中心位置高时，炉膛出口烟温会上升。由于辐射式过热器和对流式过热器吸热量增加使汽温升高。
3.7受热面沾污程度和吹灰的影响：水冷壁结焦，炉内辐射换热量和水冷壁蒸发量减少，炉膛出口温度和过热器汽温升高。在过、再热器区域积灰，传热热阻增大，会使汽温降低。
3.8影响再热汽温和过热汽温的因素基本相同，但是，再热蒸汽压力低，其比热容小于过热汽，当工况变动时，再热蒸汽温度比过热蒸汽温度更敏感。
4 660MW超超临界直流锅炉过热汽温调整策略
4.1 660MW超超临界直流锅炉在启动、停机和低负荷运行时进入湿态运行工况，由二级过热喷水控制过热汽温。超超临界直流锅炉在进入干态运行工况后，过热汽温采用煤水比和两级喷水减温方式控制，煤水比是过热汽温的调节基础，是主要控制手段（粗调），喷水减温作为辅助手段（细调）。再热汽温则以烟气挡板为主调，事故、微喷两级减温水为辅助调节手段。
4.2锅炉正常运行时，主蒸汽温度在35～100％BMCR负荷应控制在℃范围内，两侧蒸汽温度偏差小于10℃。受热面沿程蒸汽温度、受热面金属温度不超过各段规定值。
4.3过热蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例，控制中间点焓值为基本调节，当中间点焓值变化较大时，应优先通过给水来调整煤水比例，以减小焓值的偏差，在45%～100%负荷范围内垂直水冷壁出口蒸汽过热度的控制按下表进行。
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4.4 过热蒸汽一、二级减温水是主汽温度调节的辅助手段，一级减温水用于保证屏式过热器不超温，二级减温水用于对主蒸汽出口温度的精确调整。
4.5正常运行中启动分离器内蒸汽温度低或达到饱和值是水煤比严重失调的现象，要立即增加热负荷或减少给水，保持启动分离器内蒸汽温度在正常范围内。
4.6手动进行汽温调整时，注意分析汽温变化的方向，掌握调节提前量，调整操作时应平稳，注意尽量不要对中间点焓值及减温水大幅增减，防止造成汽温的波动或急剧变化，保证机组安全经济运行。
4.7机组负荷调整、启、停制粉系统、投停油枪、锅炉吹灰、高加投停时等操作以及煤质发生变化时都将对主蒸汽系统产生较大的扰动，注意蒸汽温度的监视和调整，待中间点焓值开始变化时，尽量维持燃料量不变，通过调整给水量控制锅炉各级受热面工质温度在规定范围内。
5 660MW超超临界直流锅炉再热汽温调整策略
5.1机组正常运行时，再热蒸汽温度在机组50～100%BMCR负荷范围内应控制在℃范围内，两侧蒸汽温度偏差小于10℃，受热面沿程蒸汽温度、受热面金属温度不超过规定值。
5.2再热蒸汽温度主要依靠尾部烟道挡板开度进行调整，再热器事故减温水做为备用或事故情况下使用，正常运行中要尽量避免采用事故喷水进行再热汽温调整。
5.3使用烟气挡板调节再热汽温时，要考虑挡板调节汽温的迟缓率较大，注意不要大幅度开、关烟气挡板，手动调整时要注意掌握提前量。再热汽温降低时，再热器烟道烟气挡板开启；再热汽温升高时，过热器烟道烟气挡板开启。再热汽温较高时，关烟气挡板原则上不应低于10％，负荷下降后要及时开打再热烟气挡板，防止再热器侧烟道积灰。
5.4事故减温水调节时要注意减温器后蒸汽温度的变化，一般情况减温器后的蒸汽温度要应保持20℃以上过热度。
5.5正常运行中再热汽温的调整也可以通过改变锅炉总风量，倒换制粉系统改变火焰中心，炉膛吹灰，燃烧器的配风等燃烧调整手动进行调节。
5.6机组负荷调整、启、停制粉系统、投停油枪、锅炉吹灰等操作以及煤质发生变化时都将对再蒸汽系统产生较大扰动，特别注意再热蒸汽温度的监视和调整。
6 结论
随着我国电力事业的发展，超超临界机组由于热效率高，污染物排放量低，调峰性能好等优势，占全国装机总量的百分比将逐渐增加。通过分析影响超超临界机组过热蒸汽温度和再热蒸汽温度的影响因素，提出了控制水煤比对机组安全稳定运行有很重要的作用；根据直流锅炉的调节特性，超超临界机组应采用控制水煤比的方法对过热蒸汽汽温进行粗调，利用两级喷水减温装置来消除水煤比调节所存在的偏差，对采用尾部烟道挡板开度进行调整及再热器事故喷水来调节再热汽温的控制系统进行了初步分析。通过对超超临界机组的汽温控制调整，为超超临界机组的运行调整提供有益的借鉴。
参考文献：
[1]姜锡伦，郭迪华，冯进利 锅炉运行与检修技术，中国电力出版社, 2013年
[2] DG2060/26.15-II1型锅炉运行说明书