CN106439770B - 一种1045mw超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明实施例公开了一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，用于解决目前由于缺乏成熟的可应用于实际生产现场的超超临界汽温控制的技术，导致现场超超临界锅炉经常由于汽温控制不合理，使得受热面超温爆管，给电厂安全、稳定运行造成极大的安全隐患，给大型火力发电厂带来严重的经济损失的技术问题。本发明实施例方法包括：锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控；锅炉机组升降负荷时，同样等比例的加减风量、给煤量、给水量，维持水燃比、风煤比；锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的水燃比；进行喷水调节，消除调整水燃比时出现的偏差。

Description

一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法

技术领域

本发明涉及锅炉汽温控制领域，尤其涉及一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法。

背景技术

超超临界锅炉汽温变化特性相比超临界，亚临界锅炉，控制更加复杂。目前已有相关技术研究人员等对超临界锅炉汽温特性进行了理论研究，并结合现场锅炉运行的数据，提出了超临界锅炉汽温控制的方法。

但是到目前为止，还没有成熟的可应用于实际生产现场的超超临界汽温控制的技术，因此给现场的超超临界锅炉汽温调节和控制带来非常大的困难。现场超超临界锅炉经常由于汽温控制不合理，导致受热面超温爆管，给电厂安全、稳定运行造成非常大的安全隐患，给大型火力发电厂带来严重的经济损失，严重阻碍了超超临界锅炉技术在大型火力发电厂的发展。

发明内容

本发明实施例提供了一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，解决了目前由于缺乏成熟的可应用于实际生产现场的超超临界汽温控制的技术，导致现场超超临界锅炉经常由于汽温控制不合理，使得受热面超温爆管，给电厂安全、稳定运行造成极大的安全隐患，给大型火力发电厂带来严重的经济损失的技术问题。

本发明实施例提供的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法具体包括：

锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控；

锅炉机组升降负荷时，同样等比例的加减风量、给煤量、给水量，维持水燃比、风煤比；

锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的水燃比；

进行喷水调节，消除调整水燃比时出现的偏差。

优选地，锅炉机组启动初期，监控管壁温度变化情况；

监控得过热器与再热器的金属温度忽高忽低情况下，限制热负荷，靠积水管自生蒸发、冷却管子，加强管道及联箱疏水；

监控得出口气温稳定情况下，增加燃料投入率，及时关闭疏水。

优选地，锅炉机组启动初期，控制燃料投入率和升温、升压速度；

控制减少再热器侧烟气量，将再热器烟温挡板关至最低20％开度；

投入烟温探针，控制烟温低于540℃以下；

优化过热器和再热器管壁温度测点，监视过热器和再热器管壁温度在额定温度之下。

优选地，锅炉机组启动过程中，找得给水泵提供的给水量和锅炉蒸发量的平衡点，减少汽水分离器的排水；

控制省煤器入口给水流量和汽水分离器水位，减少热量和工质的损失。

优选地，锅炉机组点火升压过程中，控制给水与蒸汽流量的平衡，水燃比比例一定；

在水质指标满足要求后，控制降低储水罐外排水量，使蒸汽流量全部通过过热器。

优选地，中间点过热度10-30℃。

优选地，由制粉系统运行方式或炉膛热负荷工况不正常引起汽水分离器内蒸汽温度达到或接近饱和值时，修正中间点过热度。

优选地，炉膛热负荷工况难以更正或给水自动异常，中间点过热度修正无法将分离器过热度调整至正常情况下，解除给水自动进行手动调整。

优选地，进入炉膛的热量短时间发生急剧变化情况下，根据中间点过热度变化趋势进行热值修正，扰动结束再将修正值逐渐调整至正常值；

监控顶棚出口温度高于汽水分离器出口温度10-30℃。

一种锅炉，如上述提及的任意一种锅炉。

从以上技术方案可以看出，本发明实施例具有以下优点：

本发明实施例提供了一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，通过控制中间点过热度，调整合适的水燃比，以及进行喷水调节，消除调整水燃比时出现的偏差，解决了目前由于缺乏成熟的可应用于实际生产现场的超超临界汽温控制的技术，导致现场超超临界锅炉经常由于汽温控制不合理，使得受热面超温爆管，给电厂安全、稳定运行造成极大的安全隐患，给大型火力发电厂带来严重的经济损失的技术问题。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。

图1为本发明实施例提供的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法的流程示意图；

图2为锅炉各部受热面炉内布置图；

图3为工质焓值与压力、温度关系曲线图；

图4为省煤器设计焓增与实际焓增对比示意图；

图5为水冷壁设计焓增与实际焓增对比示意图；

图6为低过设计焓增与实际焓增对比示意图；

图7为屏过设计焓增与实际焓增对比示意图；

图8为高过设计焓增与实际焓增对比示意图；

图9为过热蒸汽设计焓增与实际焓增对比示意图；

图10为一次汽水系统设计焓增与实际焓增对比示意图；

图11为低再设计焓增与实际焓增对比示意图；

图12为高再设计焓增与实际焓增对比示意图；

图13为二次汽系统设计焓增与实际焓增对比示意图；

图14为设计工况各受热面吸热比例示意图；

图15为实际工况各受热面吸热比例示意图；

图16为设计工况下水燃比示意图；

图17为实际运行水燃比示意图；

图18为设计及实际运行中间点过热度示意图；

图19为烟气调温挡板控制示意图；

图20为设计及实际运行一级减温水示意图；

图21为设计及实际运行二级减温水示意图。

图示说明，(1)省煤器，(2)下部螺旋水冷壁，(3)过渡段水冷壁,(4)上部垂直水冷壁,(5)折焰角,(6)汽水分离器,(7)顶棚过热器,(8)包墙过热器,(9)低温过热器,(10)屏式过热器,(11)高温过热器,(12)储水罐,(13)低温再热器,(14)高温再热器,(15)锅炉启动再循环泵。

具体实施方式

本发明实施例提供了一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，用于解决目前由于缺乏成熟的可应用于实际生产现场的超超临界汽温控制的技术，导致现场超超临界锅炉经常由于汽温控制不合理，使得受热面超温爆管，给电厂安全、稳定运行造成极大的安全隐患，给大型火力发电厂带来严重的经济损失的技术问题。

为使得本发明的发明目的、特征、优点能够更加的明显和易懂，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，下面所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而非全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

请参阅图1，本发明实施例提供的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法的一个实施例包括：

101、锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控。

在锅炉机组启动初期，需要根据机组原先设计的性能数据，再针对机组实际运行过程中性能变化，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行对于给水量、给煤量及风量的总体调控。

102、锅炉机组升降负荷时，同样等比例的加减风量、给煤量、给水量，维持水燃比、风煤比。

锅炉在升降负荷的过程中，需要根据升降负荷的比例同样的加减对锅炉的风量、给煤量、给水量，维持水燃比、风煤比在一定的比例。

103、锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的水燃比。

锅炉机组在正常运行过程中，通过控制中间点过热度在一定的范围内，即可保证合适的水燃比，稳定锅炉出口温度。

104、进行喷水调节，消除调整水燃比时出现的偏差。

实际运行中，受锅炉效率、燃料量热值变化、给水温度等影响，要保证水燃比的精确值是非常不容易的。因此，锅炉在除了采用水煤比作为粗调的调节手段外，还借助于喷水调节辅助调温手段进一步校正燃料量与给水量的比例，消除水煤比调节出现的偏差。

请参阅图2，本发明实施例提供的一种超超临界机组贫煤锅炉的一个实施例包括如图2所示的一种超超临界机组贫煤锅炉。

需要说明的是，本发明实施例是以东方锅炉1045MW超超临界贫煤锅炉，燃用掺烧烟煤的情况下，通过对现场大量的运行数据进行统计分析，得到了该类型锅炉受热面汽温变化的特点，同时结合该锅炉实际汽温控制中出现的问题，而提出的相应的解决方案，并提出的超超临界锅炉汽温控制的若干策略。以下将针对东方锅炉1045MW超超临界贫煤锅炉从现场实践角度探讨分析东方1045MW超超临界贫煤锅炉变煤种的汽温变化特性。

1、锅炉特点

超超临界2×1045MW机组锅炉为DG3033/26.25-Ⅱ2型变压运行本生直流锅炉，采用Π型布置、单炉膛、低NOx轴向旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。锅炉炉膛(宽×深×高)为31433.4mm×15558.4mm×67000mm,水冷壁由下部带内螺纹的螺旋环绕管圈和上部垂直水冷壁构成。

本超超临界2×1045MW机组锅炉设计煤种为河南贫煤。采用正压直吹式制粉系统，配6台MGS4366型双进双出钢球磨煤机，设计煤粉细度R90为12％。燃烧系统共布置有48只DBC-OPCC型低NOx旋流煤粉燃烧器。前、后墙各布置3层，每层8只，每台磨煤机带一层燃烧器。在前、后墙最上层燃烧器上方各布置一层燃尽风喷口，每层10只。为使每个燃烧器的空气分配均匀,每层燃烧器设有一个大风箱，对称布置于前后墙,大风箱两端进风，风箱内风量的分配取决于燃烧器自身结构特点及其风门开度。

锅炉采用带炉水循环泵的汽水分离器内置式启动系统,设计最低直流负荷为25％BMCR。汽轮机配备25％BMCR一级电动大旁路,采用高压缸启动方式。

锅炉主要设计参数见表1：

表1锅炉主要设计参数

2、锅炉受热面布置

锅炉各部受热面炉内布置情况如图2所示。

其中，(1)为省煤器，(2)为下部螺旋水冷壁，(3)为过渡段水冷壁,(4)为上部垂直水冷壁,(5)为折焰角,(6)为汽水分离器,(7)为顶棚过热器,(8)为包墙过热器,(9)为低温过热器,(10)为屏式过热器,(11)为高温过热器,(12)为储水罐,(13)为低温再热器,(14)为高温再热器,(15)为锅炉启动再循环泵，如(16)箭头所示方向，为去中压缸，如(17)箭头方向所示，为去高压缸，如(18)箭头方向所示，为来自高压缸，如(19)箭头方向所示，为来自高加。

从图2可以看出，过热器受热面采用辐射+对流型布置。由四部分组成，第一部分为顶棚及后竖井烟道四壁及后竖井分隔墙。第二部分是布置在尾部竖井后烟道内的水平对流过热器。第三部分是位于炉膛上部的屏式过热器。第四部分是位于折焰角上方的末级过热器。

再热器受热面采用纯对流型布置，由两部分组成，第一部分为位于尾部前烟道的水平对流低温再热器，逆流布置。第二部分是高温再热器布置在水平烟道内高温过热器之后，顺流布置。

沿烟气流程的受热面为：大屏过热器(前一后)一高温过热器一高温再热器一尾部双烟道前部为低温再热器，后部为低温过热器和省煤器。

由图2锅炉受热面在炉内的布置来看，屏式过热器的换热应以辐射为主，低温过热器、高温过热器应以对流为主，而高温再热器及低温再热器均以对流为主。

3、锅炉汽温变化特性

3.1、锅炉受热面换热特性

工质焓值与压力、温度关系见曲线图3：图3中DE线代表给水焓igs，BA代表饱和水焓i，CA代表干饱和蒸汽焓i〞，FG代表过热蒸汽焓i。由曲线图3可知，随工质压力增大，给水焓igs增加、给水焓与饱和水焓之间差值增大，干饱和蒸汽与饱和水之间的差值随压力升高而减少；即随工质压力增大时，给水加热所需的吸热量增加，工质蒸发需要的吸热量相应降低。而在过热汽温不变时，随压力增加，过热蒸汽焓与干饱和蒸汽焓之间差值略有增加。即随工质的压力升高时，蒸发吸热比例降低，过热吸热比例增加。

3.2、锅炉各受热面实际吸热情况

对比锅炉设计工况，实际运行工况下各受热面吸热量情况见图3-图12：

由图4-图9可以得出，锅炉实际运行工况下各受热面的总体吸热变化趋势与设计工况基本相符。随着机组负荷的增大、蒸汽参数提高，在省煤器内加热给水所需的吸热量略呈增加趋势；而在水冷壁内的蒸发吸热量呈明显降低趋势，过热器系统的过热吸热量呈明显上升趋势。

图6-图8表明，随机组负荷升高时，低过、高过吸热量呈上升趋势，屏过吸热量呈下降趋势，屏式过热器吸热呈辐射特性，低温过热器、高温过热器吸热呈对流特性。

图11-图13表明，随机组负荷升高时，低温再热器、高温再热器吸热量均呈上升趋势。低温再热器、高温再热器吸热均呈对流特性。

对比图10-图13表明，锅炉一次汽水系统的总吸热量，随机组负荷升高呈下降趋势。再热器系统的总吸热量，随机组负荷升高呈上升趋势。

假定随着负荷的增加，锅炉一次汽水系统的吸热不减反增，这显然会导致主汽温过度升高，从而被迫大幅度增加减温水量，导致水冷壁中工质流量减少，中间点温度升高，进一步促使主汽温升高，被迫增加减温水量，致使锅炉进入恶性循环的运行状态。因此，随机组负荷升高锅炉一次汽水系统的总体吸热量呈下降趋势，二次汽系统呈上升趋势，对于超超临界百万机组的主、再热蒸汽温度的有效控制既是必然的，也是合理的。

3.3、锅炉各受热面吸热比例分配

锅炉设计及实际运行工况下各受热面吸热比例见图14、图15。

图16、17表明，锅炉各受热面中水冷壁吸热所占比例最高，其次是过热器系统，然后是再热器系统及省煤器。

省煤器吸热变化相对平稳、随机组负荷升高略有上升。吸热比例在直流负荷范围内设计工况下7％-8％，实际运行工况下占9％-10％，实际工况比设计工况增加大约1％。

水冷壁吸热量随机组负荷升高呈明显下降趋势。吸热比例在直流负荷范围内设计工况下占38％-54％，实际运行工况下占30％-49％，实际工况比设计工况吸热比例有所降低，直流负荷后设计工况吸热比例变化16％，实际工况吸热比例变化19％。对比表1锅炉主要设计参数，75％THA负荷以下水冷壁工作在亚临界压力范围内，需要吸收更多的蒸发热量，吸热比例的变化设计工况下为10％，实际工况下13％。当负荷升高工质进入超临界压力范围运行后，水冷壁内的工质比热随压力和温度升高逐渐减小，尽管蒸汽流量增加，总吸热比例呈下降趋势，设计及实际工况下吸热比例变化均为6％。

过热器系统吸热比例随机组负荷升高呈上升趋势。吸热比例在直流负荷范围内设计工况下24％-32％，实际运行工况下占25％-39％，实际工况比设计工况吸热比例有所增加，直流负荷后设计工况吸热比例变化8％，实际工况吸热比例变化14％。在亚临界压力范围，吸热比例的变化设计工况为4％，实际工况下11％。当负荷升高工质进入超临界压力范围运行后，吸热比例的变化设计工况为4％，实际工况下3％。

再热器系统吸热随机组负荷升高呈上升趋势。吸热比例在直流负荷范围内实际工况与设计工况基本相符占16％—22％。

综上所述，实际工况与设计工况下，锅炉一次汽系统和再热蒸汽系统之间的整体吸热比例分配基本没有变化。而锅炉的一次汽水系统中各受热面之间的吸热比例分配则有较为明显的变化，在锅炉一次汽水系统中水冷壁吸热占主导作用，可见，其吸热量对中间点温度及主汽温度的控制都起着主导作用。

以上所述为本发明实施例中超超临界2×1045MW机组锅炉具体特点分析，以下将针对本发明实施例中超超临界2×1045MW机组锅炉进行汽温控制时出现的问题进行详细阐述。

4、汽温控制出现的问题

超超临界机组主蒸汽温度调节的基本原则：给水调压，燃料配合给水调温，控制中间点温度，烟温挡板及减温器喷水辅助微调。在实际运行过程中，汽温控制方面出现如下问题。

4.1、省煤器吸热较设计值偏高

图4表明，实际工况下省煤器系统比设计工况大、温升高。机组启动初期，由于负荷低抽汽回热系统没能正常投入给水温度较低，给水温度相对较低，烟气与给水温压差增大，换热增强。加上启动过程中炉膛温度低，容易发生燃料燃烧不完全现象,致使燃烧放热量减少,水冷壁的辐射传热量减少，炉膛出口烟温升高，使烟气与给水温压差进一步增大，使得省煤器吸热量增大。

若给水温度降低，在同样给水量和水燃比的情况下，直流锅炉的加热段将延长，过热段缩短(表现为过热器进口汽温降低)，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的下降而降低。因此，当给水温度降低时，必须修正调整原来设定的水燃比，适当增大燃料量，才能保持住额定汽温。

在最低直流负荷之前省煤器入口给水流量Q＝给水泵的给水流量Q1+炉水循环泵内循环流量Q2。由于点火初期蒸汽产生较少，给水泵补充的给水流量Q1也较少，一般仅为3％MCR，使得省煤器内工质吸热量进一步增大。

因此，在最低直流负荷之前，一般控制Q1<100t/h，同时监控省煤器出口温度低于分离器出口温度20℃以上，以避免省煤器内工质汽化，致使进入水冷壁工质分配不均、造成受热面超温。

4.2、水燃比随机组负荷升高呈升高趋势

直流锅炉蒸汽温度的调节主要是调整水燃比。当直流锅炉的热负荷与给水量不相适应时，出口汽温就会显著地变动。因此热负荷与给水量应很好地配合，只要保持适当的水燃比，直流锅炉就可以在任何负荷与任何工况下维持一定的过热汽温。

对比图16、图17机组在不同负荷下的设计及实际工况水燃比曲线表明,随负荷升高水燃比逐渐升高。一方面是低负荷时，给水温度较低，单位质量工质所需的吸热量增加；二是低负荷阶段炉内燃烧不充分，炉膛整体温度水平也相对较低，双重作用下需要增加燃料量，而高负荷时正好相反。

设计工况下高加全切时，给水温度相对更低，势必需要增加更多的燃料量，使水燃比更低。

在实际运行工况下，217MW时机组处于湿态运行方式，水燃比相对更低，原因为，储水罐液位调节过程中存在一定的工质及热量损失经溢流调节阀外排至凝汽器，致使燃料量相对增加。

4.3、适当降低中间点过热度有利于机组运行安全

水燃比发生变化时，首先反映的是蒸发区过热段开始截面处的汽温变化，最后导致过热器出口蒸汽温度的变化。可见，保持住中间工质的截面温度，这样才能稳定锅炉出口温度。所以，在直流锅炉调节中还必须选择适当的中间点温度(过热度)作为主调节信号，修正燃水比。

超超临界锅炉工质在省煤器和水冷壁中温升值占工质总温升的50％以上,而水冷壁是吸热变化最大的区域。因此,中间点温度作为控制过热汽温的超前信号至关重要。湿态运行方式下，中间点温度直接反映的是水冷壁的吸热情况。纯直流干态运行时，中间点过热度的高低，直接反映的是工质相变点在水冷壁受热面内所处的位置情况。

本锅炉设计主蒸汽压力为26.25MPa，对应下辐射区水冷壁出口的工作压力为28.28MPa，对应的拟临界温度约为402℃左右。因此实际运行中，为了保证热强度最高的下辐射区水冷壁安全工作,防止相变剧烈点下移到燃烧器区域，致使工质的大比热区处于受热最强的燃烧器区域，引起水冷壁发生类膜态沸腾。一般应控制下辐射区螺旋水冷壁出口工质的最高温度不超过400℃。

对比图5及图18，随中间点过热度实际控制水平的相对降低，实际运行工况下水冷壁吸热所占比例份额也相对降低。对于防止工质的大比热区处于受热最强的燃烧器区域有积极作用。

实践表明：控制中间点过热度10-30℃。即可以保证合适的水燃比，稳定锅炉出口温度。又能有效控制下辐射区螺旋水冷壁出口工质的最高温度不超过400℃。使烟气温度最高的区域中保持较低的金属管壁温度水平，提高水冷壁管子的寿命和运行可靠性。

4.4、机组低负荷时减温水量较设计值大、高负荷时减温水量较设计偏低

实际运行中，受锅炉效率、燃料量热值变化、给水温度等影响，要保证水燃比的精确值是非常不容易的。这就迫使直流锅炉除了采用水煤比作为粗调的调节手段外，还必须借助于喷水调节辅助调温手段进一步校正燃料量与给水量的比例，消除水煤比调节出现的偏差。

本锅炉过热器减温水取自省煤器出口，即：给水流量Q＝水冷壁入口给水流量Q1+过热器减温水流量Q2。因此当过热器减温水流量Q2增加时,在给水流量Q不变的情况下，水冷壁入口实际给水流量Q1将减少，引起下辐射区出口工质温度提升，使得水冷壁出口工质温度升高，加大汽温调节幅度,甚至引起喷水点前的过热器超温。即减温水量的变化一定程度上反映了水冷壁与过热器的吸热量比例分配。

图20、图21表明，设计工况下随机组负荷升高，一、二级减温水流量呈增加趋势。而实际工况下在机组负荷低于750MW时，减温水流量较设计值高，负荷大于750MW时，减温水流量较设计值低。对比图14及图15分析表明，在亚临界压力范围，由于过热器实际吸热比例较设计值大，减温水量同步增大。超临界压力范围运行后，过热器实际吸热比例较设计值小，减温水量同步减少。

当锅炉进入干态纯直流运行后，尽可能用水燃比来调控中间点温度和保持过热汽温，减温喷水只能作为少量的微调或纠正汽温偏差手段，以避免减温喷水点上游受热面的超温及其下游区段管内壁固体颗粒剥离(SPE)所带来的危害。

汽温调节存在一定的惯性和延迟，在调整减温水时要注意监视减温器后的介质温度变化，注意不要猛增、猛减，要根据汽温偏离的大小及减温器后温度变化情况平稳地对蒸汽温度进行调节；锅炉运行中在进行负荷调整、启、停制粉系统、投停油枪、炉膛或烟道吹灰等操作以及煤质发生变化时都将对主蒸汽系统产生扰动，在上述情况下要特别注意对蒸汽温度的监视和调整。锅炉低负荷运行时调节减温水要注意，减温后的温度必须保持20℃以上过热度，防止过热器积水。一般控制超过汽水分离器出口温度30℃；在发生RB等事故状态下，要控制好燃水比，不要单纯的看过热度，否则会引起主汽温的大幅波动。

4.5、煤质变化影响受热面的辐射、对流传热比例

本锅炉设计煤种为贫煤(Vdaf＝16.97％)，低位发热量Qnet.ar为5261Kcal/kg。机组实际运行期间，入炉为烟煤，其挥发份(Vdaf)变化范围基本在25％-38％左右，低位发热量Qnet.ar变化为5300-5600Kcal/kg之间。

同等负荷下，在一二次系统换热比例不变时，由于煤质变化，挥发份升高，煤粉着火提前，在炉内燃尽所需时间相对缩短，相对单位燃料放出的热量增加，使得炉膛整体温度水平升高，水冷壁及屏式过热器辐射吸热特性增强、对流吸热特性相对减弱。而煤质热值升高后，燃料量相对降低，烟气对流换热相对减弱、辐射吸热增强，进而改变了锅炉运行特性、影响到汽温特性。

实践表明，燃煤品质变化必然会改变炉内的燃烧工况以及汽水系统受热面的辐射、对流传热比例特性。贫煤锅炉燃用烟煤时，炉内燃烧充分，汽水系统受热面的辐射吸热增强、对流传热比例减弱。

4.6、调节再热汽温必然影响过热汽温

再热蒸汽温度调节，主要依据烟温挡板及事故喷水辅助调节，图19烟温挡板开度控制情况表明，二次汽温与主汽温调节为反向趋势。随负荷的增加，再热器的吸热量呈上升趋势，依据能量平衡角度分析，随机组负荷升高，锅炉一次汽水系统的总吸热量呈下降趋势也是必然的。因此,主汽温调节还需要掌握再热汽温调节与主汽温调节之间的静态关系和动态特性。

对比图10，图13，随负荷升高，一次汽系统的吸热量呈下降趋势，二次汽系统的吸热量呈上升趋势，对于配有25％BMCR一级大旁路系统,采用高压缸启动方式的机组，在主、再蒸汽温度的兼顾调整是合理的，即可满足主蒸汽温度的提升，又利于防止再热器干烧。

实际运行中，再热器事故喷水减温水量为0t/h，低温再热器管壁温度相对偏高、易超温，因此，应考虑适当调整平衡低温再热器与高温再热器间的吸热比例，避免低温再热器管壁超温。

以上所述为针对本发明实施例中超超临界2×1045MW机组锅炉汽温控制出现的问题进行了具体分析，以下将针对本发明实施例中超超临界2×1045MW机组锅炉进行的汽温控制策略进行详细的阐述。

5、汽温控制策略

对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控，升降负荷时，同样等比例的加减风量、给煤量、给水量，即可维持较合适的水燃比、风煤比；直流锅炉的操作经验：给水调压，燃料配合给水调温，控制合理水燃比，抓住中间点温度，喷水微调。

5.1、监控受热面管壁温度变化

锅炉停运，蒸汽在过热器与再热器内冷凝，启动初期部分管子易处于水塞状态，障碍蒸汽畅流。此时应监控管壁温度变化情况。如果过热器与再热器的金属温度忽高忽低，说明有水塞现象；若出口汽温稳定，表明积水已消除。因此在过热器与再热器没有达到疏通流量之前，应限制热负荷，靠积水管自生蒸发、冷却管子，同时为了加快蒸发，加强管道及联箱疏水。在过热器和再热器水塞疏通后，方可增加燃料投入率。同时及时关闭疏水，避免蒸汽短路降低了对受热面的冷却能力。

5.2、防止管壁超温

机组配有25％BMCR一级电动大旁路，采用高压缸启动方式。因此，在汽机未冲转前，再热器系统无蒸汽流通、处于干烧阶段。在汽机未冲转前，再热器壁温与实际值偏差较大，一般至少比实际温度低150℃以上。现场实际监测发现，当转速3000rpm后再热器的蒸汽通流量超过180t/h后，管壁温度所反映的温度才相对真实。

因此，启动初期为防止干烧，必须严格控制燃料投入率和升温、升压速度；同时控制减少再热器侧烟气量，再热器烟温挡板关至最低20％开度。投入烟温探针，控制烟温低于540℃以下，满足再热器管子材质许用要求。同时在实际运行过程中，优化过热器和再热器管壁温度测点，加强过热器和再热器管壁温度监视，防止过热器和再热器超温爆管。

5.3、湿态运行时控制储水罐液位

超超临界锅炉启动过程中的汽温控制比正常运行时更为复杂，因为启动期间蒸汽参数变化大而流量比较低，必须严格控制燃料投入速度和及时调整燃烧工况，同时需要控制启动系统的疏水量，因疏水量过大会导致给水量增加过快，蒸发量快速降低；同时疏水量过大会导致工质热量损失过大，促使蒸发量进一步降低，为了维持蒸发量，被迫提高燃料投入速度，由此引起过热器超温。

减少汽水分离器的排水，控制好省煤器入口给水流量和汽水分离器水位，找到给水泵提供的给水量和锅炉蒸发量的平衡点，尽量减少汽水分离器的排水，减少热量和工质的损失，对提高省煤器入口给水温度大有好处。

5.4、控制烟气温度偏差

点火升压初期，炉膛温度低，燃烧不稳定，火焰充满度差，易使流过受热面的烟气分配不均，蒸汽流量少、受烟气加热强的管子的冷却能力差，易超温。因此点火初期，尽可能保持稳定的燃烧工况，控制炉膛出口烟气温度偏差。

升压过程中，过热器依靠锅炉产生的蒸汽流量来冷却，流量小，过热器冷却能力差，流量大，锅炉升压速度减慢，启动时间延长。因此要尽量控制给水与蒸汽流量的平衡，水燃比比例合适，在水质指标满足要求后，控制降低储水罐外排水量，使蒸汽流量全部通过过热器。

过热器出口疏水可疏掉积水，还可排放蒸汽。过热器其它各级疏水主要用于疏去积水，待积水疏尽后应及时关闭，避免蒸汽短路降低了对受热面的冷却能力。

5.5、避免水煤比失调

机组正常运行中，控制中间点过热度10-30℃，即可以保证合适的水燃比，稳定锅炉出口温度。锅炉正常运行中汽水分离器内蒸汽温度达到或接近饱和值时,是煤/水比严重失调的现象，要立即针对形成异常的根源进行果断处理(增加热负荷或减水)，如果是制粉系统运行方式或炉膛热负荷工况不正常引起要对中间点温度进行修正。如炉膛工况暂时难以更正或给水自动异常，中间点温度修正不能将分离器过热度调整至正常，要解除给水自动进行手动调整。如果进入炉膛的热量短时间发生急剧变化(启、停制粉系统、燃料的热值剧烈变化、断煤或给煤机计重失灵等)，根据中间点温度变化趋势要果断进行热值修正，扰动结束再将修正值逐渐调整至正常值。

为防止蒸汽带水，控制避免储水罐水位大幅度波动，同时监控顶棚出口温度高于汽水分离器出口温度10-30℃。

综上所述，本发明实施例以东方锅炉1045MW超超临界贫煤锅炉燃用掺烧烟煤的情况下，通过对现场大量的运行数据进行统计分析，得到了该类型锅炉受热面汽温变化的特点，同时结合该锅炉实际汽温控制中出现的问题，提出了相应的解决方案，并提出了超超临界锅炉汽温控制的若干策略，为今后同类型超超临界锅炉汽温现场控制提供了重要的参考，为今后超超临界锅炉设计，安全、稳定运行具有非常重要的指导意义。

本发明实施例提供了一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，包括：锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控；锅炉机组升降负荷时，同样等比例的加减风量、给煤量、给水量，维持水燃比、风煤比；锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的所述水燃比；进行喷水调节，消除调整所述水燃比时出现的偏差，解决了目前由于缺乏成熟的可应用于实际生产现场的超超临界汽温控制的技术，导致现场超超临界锅炉经常由于汽温控制不合理，使得受热面超温爆管，给电厂安全、稳定运行造成极大的安全隐患，给大型火力发电厂带来严重的经济损失的技术问题。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统，装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统，装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。

所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。

另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。

所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-OnlyMemory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

以上所述，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (9)

1.一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，其特征在于，包括：

锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控；

所述锅炉机组升降负荷时，同样等比例的加减风量、给煤量、给水量，维持水燃比、风煤比；

所述锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的所述水燃比；

进行喷水调节，消除调整所述水燃比时出现的偏差；

所述锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控，包括：

若在所述锅炉机组启动初期，监控管壁温度变化情况；

监控得过热器与再热器的金属温度忽高忽低情况下，限制热负荷，靠积水管自生蒸发、冷却管子，加强管道及联箱疏水；

监控得出口气温稳定情况下，增加燃料投入率，及时关闭疏水。

2.根据权利要求1所述的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，其特征在于，所述锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控，还包括：

若在所述锅炉机组启动初期，控制燃料投入率和升温、升压速度；

控制减少再热器侧烟气量，将所述再热器烟温挡板关至最低20％开度；

投入烟温探针，控制烟温低于540℃以下；

优化所述过热器和所述再热器管壁温度测点，监视所述过热器和所述再热器管壁温度在额定温度之下。

3.根据权利要求1所述的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，其特征在于，所述锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控具体包括：

所述锅炉机组启动过程中，找得给水泵提供的给水量和锅炉蒸发量的平衡点，减少汽水分离器的排水；

控制省煤器入口给水流量和所述汽水分离器水位，减少热量和工质的损失。

4.根据权利要求1所述的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，其特征在于，所述锅炉机组启动过程中，对比机组的设计性能数据，按照不同负荷下给水量、给煤量及风量的对应关系曲线进行总体调控具体包括：

所述锅炉机组点火升压过程中，控制给水与蒸汽流量的平衡并控制所述水燃比比例；

在水质指标满足要求后，控制降低储水罐外排水量，使蒸汽流量全部通过所述过热器。

5.根据权利要求1所述的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，其特征在于，所述锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的所述水燃比包括：

控制所述中间点过热度10-30℃。

6.根据权利要求1所述的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，其特征在于，所述锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的所述水燃比包括：

由制粉系统运行方式或炉膛热负荷工况不正常引起汽水分离器内蒸汽温度达到或接近饱和值时，修正所述中间点过热度。

7.根据权利要求1所述的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，其特征在于，所述锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的所述水燃比包括：

所述炉膛热负荷工况难以更正或给水自动异常，所述中间点过热度修正无法将汽水分离器过热度调整至正常情况下，解除给水自动进行手动调整；

进入所述炉膛的热量短时间发生急剧变化情况下，根据中间点过热度变化趋势进行热值修正，扰动结束再将修正值逐渐调整至正常值。

8.根据权利要求1所述的一种1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法，其特征在于，所述锅炉机组正常运行时，通过控制中间点过热度，调整合适的所述水燃比包括：

监控顶棚出口温度高于汽水分离器出口温度10-30℃。

9.一种锅炉，其特征在于，用于实现权利要求1至8中任意一项所述的1045MW超超临界机组贫煤锅炉汽温的控制方法。