于福來，于東生，田鈞成，艾 廣，劉 石，馬思源

（國家電投集團(tuán)東北電力有限公司 本溪熱電分公司，遼寧 本溪 117000）

0 引言

某電廠2×350MW 超臨界發(fā)電機(jī)組采用的是哈爾濱鍋爐廠有限責(zé)任公司自主開發(fā)設(shè)計(jì)、制造的HG-1110/25.4-HM2 型鍋爐，為超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行直流爐，四角切圓燃燒方式，主燃燒器布置在水冷壁的四面墻上。該機(jī)組2018年投產(chǎn)后，長(zhǎng)期參與電網(wǎng)深度調(diào)峰運(yùn)行，在中低負(fù)荷段機(jī)組變負(fù)荷過程中出現(xiàn)水冷壁超溫現(xiàn)象，特別是在AGC 運(yùn)行方式下頻繁地、小幅度三角波升降負(fù)荷時(shí)，超溫現(xiàn)象出現(xiàn)概率較高。

參考配置同類燃燒器的超臨界機(jī)組對(duì)水冷壁超溫進(jìn)行抑制的解決方案[1,2]，該廠在停機(jī)檢修期間對(duì)燃燒器入射角進(jìn)行了適當(dāng)調(diào)整，并在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)對(duì)二次風(fēng)配風(fēng)進(jìn)行了優(yōu)化，但結(jié)果并不理想，超溫現(xiàn)象并未得到有效的控制。根據(jù)朱亞清、張曦[3]等人的研究結(jié)果：超臨界鍋爐在機(jī)組低負(fù)荷下鍋爐給水流量較低，不同管壁內(nèi)的工質(zhì)阻力特性存在差異，流速低的管道帶走的熱量不足，使得個(gè)別管壁發(fā)生超溫[3]。通過對(duì)該廠兩臺(tái)機(jī)組的鍋爐水冷壁出現(xiàn)超溫現(xiàn)象時(shí)的數(shù)據(jù)進(jìn)行整理、分析、比對(duì)，得出超溫現(xiàn)象基本上是因變負(fù)荷過程中水煤比失衡導(dǎo)致。從DCS 協(xié)調(diào)及給水控制角度出發(fā)，提出了提前增加給水流量的控制策略，從而解決鍋爐水冷壁超溫問題。

1 超溫現(xiàn)象分析

根據(jù)水冷壁金屬材料以及鍋爐廠的設(shè)計(jì)要求，鍋爐垂直水冷壁設(shè)計(jì)可連續(xù)運(yùn)行最高溫度為475℃，螺旋水冷壁可連續(xù)運(yùn)行最高溫度為430℃。機(jī)組在深度調(diào)峰期間，在干態(tài)運(yùn)行方式下，最低負(fù)荷調(diào)整下限可達(dá)到額定負(fù)荷的25.7%，即90MW。因機(jī)組啟動(dòng)系統(tǒng)未設(shè)置爐水循環(huán)泵，在深度調(diào)峰期間不能轉(zhuǎn)濕態(tài)運(yùn)行，干態(tài)運(yùn)行方式下，在機(jī)組負(fù)荷低于30%額定負(fù)荷時(shí)，鍋爐給水流量已經(jīng)接近于水冷壁干態(tài)運(yùn)行時(shí)設(shè)計(jì)最低流量，即275t/h。AGC 狀態(tài)下，在30%～45%額定負(fù)荷段進(jìn)行變負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，水冷壁出現(xiàn)超溫的概率比較高。超溫的水冷壁大多位于對(duì)稱的左、右墻中部第18 至第24 根管之間。截取有代表性的一次超溫現(xiàn)象進(jìn)行分析，如圖1所示，機(jī)組在變負(fù)荷過程中，實(shí)際負(fù)荷由248MW 下降至164MW，在變負(fù)荷過程中為防止水冷壁超溫，將變負(fù)荷速率由3.5MW/min 降低為2MW/min。在負(fù)荷下降至164MW 后，AGC 指令出現(xiàn)頻繁小幅度增減的典型三角波調(diào)整方式。在該次負(fù)荷變化過程中，左墻第22號(hào)垂直水冷壁出現(xiàn)超溫情況，最高達(dá)到482℃；在水冷壁超溫情況出現(xiàn)之前的10min～15min 內(nèi)，水煤比已經(jīng)失衡，燃料的增加速率及增加幅度百分比已經(jīng)高于給水流量的增加速率和增加幅度百分比。

圖1 變負(fù)荷（248MW～164MW）過程中水冷壁溫度及其它主要參數(shù)變化Fig.1 Changes of water wall temperature and other main parameters in the process of variable load (248MW～164MW)

在類似的超溫過程中，運(yùn)行人員曾采用過多種手段控制水冷壁超溫現(xiàn)象。降低中間點(diǎn)過熱度的給定值：在出現(xiàn)水冷壁超溫時(shí)，手動(dòng)調(diào)整中間點(diǎn)溫度的過熱度設(shè)定值，適當(dāng)增加給水流量，短時(shí)間內(nèi)超溫現(xiàn)象可消除；調(diào)整二次風(fēng)配風(fēng)：不調(diào)整過熱度設(shè)定值，在變負(fù)荷階段，提前調(diào)整第3 臺(tái)磨煤機(jī)對(duì)應(yīng)的燃燒器二次風(fēng)門開度，發(fā)現(xiàn)超溫現(xiàn)象并未得到有效的抑制。由此可知，水冷壁在深度調(diào)峰期間出現(xiàn)的超溫現(xiàn)象，大部分是由于AGC 變負(fù)荷階段水煤比瞬間失衡造成，與圖1中曲線的分析結(jié)果基本一致。

在水冷壁出現(xiàn)超溫情況時(shí)，通過手動(dòng)改變中間點(diǎn)溫度過熱度設(shè)定值來抑制超溫的方式，會(huì)給運(yùn)行人員帶來一定的操作負(fù)擔(dān)，而且給水流量的增加值不容易精確控制；同時(shí)這種抑制水冷壁超溫的方式，往往是超溫情況已經(jīng)發(fā)生后，再進(jìn)行增加給水流量的操作，反應(yīng)滯后；對(duì)機(jī)組主汽溫度和主蒸汽壓力運(yùn)行穩(wěn)定性有一定程度的負(fù)面影響，甚至?xí)霈F(xiàn)大幅度波動(dòng)。

2 控制策略

直流鍋爐在正常運(yùn)行中不具備具有蓄熱能力的汽包，進(jìn)入鍋爐的給水量經(jīng)過一階慣性后可直接表征鍋爐蒸汽流量。因此，鍋爐吸熱量與汽輪機(jī)耗汽量的平衡關(guān)系將轉(zhuǎn)變?yōu)槲鼰崃颗c給水量的平衡，對(duì)配備超臨界直流鍋爐的機(jī)組而言就是燃料量和給水量的平衡，即水煤比（WFR）平衡[4]。為保證鍋爐出力和汽機(jī)能量需求的平衡，選擇分離器出口作為控制中間點(diǎn)，把該點(diǎn)的蒸汽過熱度作為控制目標(biāo)，始終保持該點(diǎn)過熱度的平穩(wěn)，機(jī)、爐能量即可保證平衡。所以，直流爐在穩(wěn)態(tài)工況下，為保證分離器出口溫度為設(shè)計(jì)值，水煤比應(yīng)控制在一穩(wěn)定值。在變工況下，水煤比應(yīng)根據(jù)鍋爐熱慣性特點(diǎn)在一定范圍內(nèi)變化，達(dá)到在充分利用鍋爐蓄熱的同時(shí)，保證鍋爐熱負(fù)荷與新的機(jī)組負(fù)荷相適應(yīng)。水煤比控制分離器入口蒸汽過熱度是整個(gè)直流鍋爐控制的核心[5]，其目的是通過控制過熱度的偏差修正鍋爐燃料量和給水流量的配比。水煤比的控制可分為水跟煤的控制方式和煤跟水的控制方式兩種。

該廠兩臺(tái)350MW 機(jī)組給水系統(tǒng)采用水跟煤的控制方式。機(jī)組運(yùn)行過程中，通過控制給水流量，將鍋爐中間點(diǎn)蒸汽過熱度控制在一定范圍內(nèi)，過熱度理論設(shè)定值為負(fù)荷的函數(shù)。這種水跟煤的控制方式有利于主汽溫度的穩(wěn)定，但對(duì)機(jī)組負(fù)荷和主蒸汽壓力的控制有一定影響。

由上分析可知：該廠兩臺(tái)鍋爐水冷壁超溫現(xiàn)象，主要是變負(fù)荷過程中水煤比的短時(shí)失衡造成，可以通過優(yōu)化給水系統(tǒng)，提高變負(fù)荷過程中的水煤比值來抑制超溫情況的發(fā)生。在原給水系統(tǒng)的控制回路中，增加鍋爐水冷壁超溫抑制回路。因給水流量對(duì)水冷壁溫度影響較迅速，故增加判斷水冷壁最高溫度點(diǎn)的溫升速率和溫升幅度的回路，作為超前回路，通過提前判斷水冷壁的溫度上升趨勢(shì)，超前增加一定量的給水量，防止超溫，此為修正回路1。該回路速率判斷后的輸出系數(shù)在1～1.2 之間，當(dāng)溫升速率系數(shù)達(dá)到1.2，水冷壁溫度最大值達(dá)到475℃時(shí)，回路1 輸出的補(bǔ)償流量達(dá)到最大值10t/h。并增加中間點(diǎn)過熱度偏差補(bǔ)償回路：即在變負(fù)荷過程中，若中間點(diǎn)過熱度高于設(shè)計(jì)值3℃以上時(shí)，適當(dāng)增加給水流量，此為修正回路2，該回路補(bǔ)償左右相對(duì)較弱，其輸出范圍在0t/h～7t/h 之間，動(dòng)作時(shí)間為5s。最后，在變負(fù)荷過程中，根據(jù)升、降負(fù)荷的速率和幅度形成修正回路3，AGC 負(fù)荷指令和實(shí)際負(fù)荷偏差越大給水流量補(bǔ)償?shù)脑蕉?，變?fù)荷速率越高給水流量補(bǔ)償?shù)脑蕉?，且減負(fù)荷的補(bǔ)償量要低于加負(fù)荷的補(bǔ)償量。以上3 個(gè)修正回路通過最終的0t/h～25t/h 的限幅后，疊加到原給水流量指令上，形成新的給水流量指令，以此來優(yōu)化變負(fù)荷過程中的水煤比，保證在變負(fù)荷過程中水煤比在合理范圍內(nèi)，降低超溫的可能性。為防止中間點(diǎn)過熱度偏低而造成機(jī)組轉(zhuǎn)濕態(tài)運(yùn)行，在修正回路中設(shè)置保護(hù)閉鎖功能，當(dāng)中間點(diǎn)溫度低于4℃時(shí)，該修正回路總的輸出為0?？刂苹芈啡鐖D2。

圖2 給水修正回路Fig.2 Feed water correction circuit

3 應(yīng)用效果

新的控制策略應(yīng)用后，在易發(fā)生水冷壁超溫的負(fù)荷范圍內(nèi)進(jìn)行了多次負(fù)荷變動(dòng)試驗(yàn)，給水流量基本上能較好地匹配燃料量的變化，水煤比值總體上比較穩(wěn)定，未見水煤比失衡情況的出現(xiàn)，超溫現(xiàn)象得到了很好的抑制，主汽溫度與主汽壓力的波動(dòng)也均在合理范圍內(nèi)。如圖3，負(fù)荷由219MW 變化至171MW，負(fù)荷變化速率設(shè)定值為3.5MW/min，實(shí)際負(fù)荷變化率3.3MW/min。整個(gè)變負(fù)荷過程中，鍋爐壁溫波動(dòng)幅度較小，未出現(xiàn)超溫情況，水冷壁溫度最高達(dá)到425℃，遠(yuǎn)低于允許最高值475℃；主蒸汽溫度波動(dòng)范圍±7℃，主蒸汽壓力最大偏離設(shè)定值0.7MPa，未出現(xiàn)大幅度波動(dòng)的異常情況。

圖3 變負(fù)荷（219 MW～171MW）過程中水冷壁溫度及其它主要參數(shù)變化Fig.3 Changes of water wall temperature and other main parameters in the process of variable load (219MW～171MW)

4 結(jié)論

對(duì)于超臨界直流機(jī)組在參與深度調(diào)峰的過程中頻繁出現(xiàn)的水冷壁超溫現(xiàn)象，通過分析其產(chǎn)生原因，對(duì)控制系統(tǒng)進(jìn)行具有針對(duì)性的科學(xué)、合理的優(yōu)化。直流鍋爐在變負(fù)荷過程中，因水煤比短時(shí)間失衡而引起的超溫現(xiàn)象，本文給出了一套通過提前增加給水流量的控制策略，解決了水冷壁超溫情況的同時(shí)，又降低了運(yùn)行人員的勞動(dòng)強(qiáng)度，也提升了機(jī)組自動(dòng)化水平，在實(shí)際應(yīng)用中獲得到了較好的控制品質(zhì)。