周勇
皖能马鞍山发电公司发电部
摘要：针对皖能马鞍山发电公司新上两台660MW直流锅炉实际运行中由于操作人员自身或设备原因等，造成主再汽温及主再金属壁温经常超限，严重威胁锅炉的安全运行的情况，特作此文做班组技术培训之用。文中详细分析了各种影响主再汽温的因素，并针对性的提出实际操作中的难点和采取对策，提醒运行人员控制汽温的安全重要性，汽温控制调整的必要性，防患于未然。
一、汽温控制的重要性
维持稳定的过热汽温与再热汽温是锅炉设计、运行的重要任务。
汽温控制要求十分严格，一般不允许偏离额定汽温±5℃，在不利条件下，负偏差可到-10℃（我厂主汽温为571±5℃，再热汽温为569±5℃）。从提高蒸汽循环热效率来看，应当在许可范围内尽可能维持较高的汽温，但要留有一定的安全裕量。
汽温过高，会引起过热器、再热器、蒸汽管道以及汽缸、转子部分金属强度降低，蠕变速度加快，特别是承压部件热应力增加。严重时造成金属管壁爆裂，缩短使用寿命；汽温过低，会增加汽耗，降低机组效率，据分析，汽温每降低5℃，热经济性下降1%，使汽机末级湿度增大，加速对叶片的水蚀，严重时可能带水产生水冲击，威胁汽机安全运行。
汽温波动幅度过大，汽温突升或突降，对锅炉各受热面焊口及连接部分产生热应力，造成汽轮机的汽缸和转子间的相对位移增加，即胀差增加，严重时甚至使叶轮和隔板动静摩擦，造成汽轮机剧烈振动。
两侧汽温偏差过大，会使汽轮机的高压缸和中压缸两侧受热不均，导致热膨胀不均，影响汽轮机安全。
二、影响过热汽温的因素
直流炉无固定汽水分界面，且热惯性小，水冷壁的吸热量变化会使热水段、蒸发段和过热段的比例发生变化。因而汽温变化速度快，汽温调节比较复杂。
烟气传给蒸汽的热量Q的变化是很复杂的，主要是由于燃料量和空气量的变化所致。这些因素的改变必将影响炉内辐射传热和烟道内对流传热的条件，从而改变两种传热量比例。在稳定工况下，这个比例是一定的，过热汽温能维持一定的温度，在工况变动时，这个比例变化就导致汽温发生变化，只有采用适当的措施，过热汽温才能维持一定温度。
综上所述，影响汽温变化的因素很多，下面对几种主要的影响因素分析。
1、水煤比
若给水量G不变而增大燃料量B，受热面热负荷Q成比例增加，热水段和蒸发段长度必然缩短，而过热段长度相应延长，过热汽温会升高。反之，若B不变增加G，由于Q未变，所以热水段和蒸发段必然延伸，过热段长度缩短，过热汽温会降低。
此条以调节水煤比为控制过热汽温的主要调节手段。汽温高时可降低过热度设定，增加给水量G，降低分离器出口蒸汽温度，降低过热汽温。
2、负荷（燃料量）
负荷增加，燃料量B增加，虽然蒸发量D也保持一定比例增加，但由于炉膛出口烟温升高，对以偏对流吸热为主的辐射-对流组合的过热器来讲，对流传热量增加，总的出口汽温还是上升的。反之，降低负荷时，过热汽温下降。
运行中控制难点：省调AGC负荷指令变化幅度较大且加减频繁。经常是连加连减，负荷波动大。在目前负荷变化率的前提下，对维持汽温影响较大。
采取措施：及时了解并参考本班的负荷计划曲线，对负荷变化较大的时间段做到心中有数；对很不利的情况（汽温过高或过低）下，适当降低变负荷速率设定值。
3、过量空气系数
增大过量空气系数时，炉膛出口烟温基本不变。但炉膛绝热燃烧温度下降，炉内平均温度下降，炉膛水冷壁吸热量减小，造成屏过出口汽温降低，虽然同时烟气流量增加，对流传热量增加，过热器吸热量有一定增加，但前者的影响更大，在水煤比不变的条件下，过热器出口温度将降低。过量空气系数减小时相反。
运行中控制难点：过量空气系数的增大，对对流式再热器的吸热量明显增加，再热器出口汽温将升高。低负荷时经常需要提高过量空气系数来升高再热汽温；目前送风手动控制，风量对汽温的影响是靠手动控制的。
采取措施：及时根据负荷调整合适的送风量；在低负荷，综合增加过量空气系数所带来的排烟损失增大等不利因素，适当提高再热汽温。
4、给水温度
给水温度在正常情况下一般不会有大的波动，但当高加故障退出或重新投用时，给水温度会变化，高加退出时，给水温度会降低，若燃料量不变，过热段缩短，过热汽温会随之降低；高加投用时，过热汽温会升高。
运行中在高加退、投时，由于控制方式为AGC投用，应密切注意负荷变化情况，注意煤量的增减超调现象，及时调整水煤比、减温水量。特别提醒，投用高加时，由于高排汽量减少，再热器吸热不变，要注意控制再热汽温及再热器壁温超限现象。
5、燃料性质
燃料中水分增加，则炉内辐射传热显著减弱，炉膛出口的烟温一般要降低。对于不同的燃料，一般都选用不同的过量空气系数，燃料性质和煤粉细度的改变，同样也会影响火焰的长度。都会改变辐射放热和对流放热的比例，从而影响过热器和再热器等的吸热量，导致汽温变化。
对于直吹式制粉系统，燃料性质对制粉系统的影响直接影响汽温的控制。本人在实际操作中，曾多次由于煤质突变而造成超温，调整来不及。
采取措施：及时了解入炉煤质特性。但实际操作难度较大，经常同一种煤会有不同的特性，同一船煤到船底煤时会很差。运行调整中积极摸索，积累经验，多与其他主控交流，借鉴经验。
6、受热面清洁程度
水煤比不变的情况下炉膛结焦会使过热汽温降低。因为炉膛结焦使锅炉传热量减少，排烟温度升高，对工质而言，每千克工质的总吸热量减少，而工质的加热热和蒸发热之和一定，所以过热吸热（包括过热器和再热器）减少。对于再热汽温，末级再热器进口汽温降低但末级再热器吸热因炉膛出口烟温的升高而增加，再热汽温变化不大，过热汽温降低。
对流式过热器和再热器的积灰使相应部件的传热热阻增大，传热量减少，使过、再热汽温降低。
按烟气流动方向，结焦部位及其之后各段烟温升高，注意金属管壁温度不要超限，必要时降低锅炉出力。
采取措施：及时吹灰；采用合理的吹灰模式。
7、汽压
目前，由于煤质变化、AGC指令变化，高负荷CCS协调不稳的情况，内扰、外扰较多，影响汽压的因素较多，经常造成汽压波动较大，故对汽压对汽温的影响学习一下。
通常，当汽压升高时，过热汽温也会随之升高。这是由于汽压升高时相应饱和温度升高，则给水变为蒸汽必须要消耗更多的热量，在燃料量不变的条件下，锅炉的蒸发量将瞬时减少，即通过过热器的蒸汽量减少而相对吸热量增加，导致过热汽温增加。
采取措施：在汽压有大幅波动且较长时间无法稳定时，通过提前改变压力偏置设定值，提前使煤量的波动减缓，使燃烧波动减缓，逐渐稳定。
三、影响再热汽温的因素
进入再热器中的再热汽来自高压缸排汽，由于此排汽是在高压缸做功后的蒸汽，其压力低，再热蒸汽的定压比热比过热蒸汽小，同等质量下的蒸汽，在改变相同吸热量的情况下，再热蒸汽的变化就会很大，因此在机组工况变动时，再热汽温升高或降低的幅度较大，对外界变化较为敏感。
1、负荷
负荷的变化会使风量和煤量发生变化，这直接导致炉膛出口温度和烟气量的变化，对于对流吸热为主的再热器，再热器出口温度会和负荷发生一致的变化，即随着负荷的升高，再热汽温升高，反之降低。
另外，随着负荷的升高或降低，高排温度也会随之升高或降低，则再热蒸汽温度升高或降低。
2、燃烧器摆角
燃烧器摆角不同会使炉内火焰中心不同，从而改变对流换热情况，达到改变再热汽温的目的。燃烧器上摆，火焰中心上移，提高炉膛出口温度，再热汽温上升，反之下降。
此条为控制再热汽温的主要手段。
3、制粉系统运行方式
同上条，不同煤层的投运，同样会使炉膛内的火焰中心发生变化。
4、煤质
煤种越好，煤粉越细时，煤在炉内着火时间短，燃烧时间短，相对炉膛出口温度低，再热汽温低；反之，煤质差，煤粉粗推迟煤粉燃烧时间，火焰中心上移，再热汽温上升。
5、不同配风方式
不同配风方式对再热汽温影响较大，总的来讲，就是利用推迟煤粉着火，燃烧时间延长，提高炉膛火焰中心高度来控制再热汽温。
6、吹灰
短吹投用后可以使水冷壁吸热效果变好，在燃烧不变的情况下，炉膛出口温度下降，再热汽温下降。靠近炉膛的几个长吹效果和短吹一样，烟道内的长吹投用后，再热汽温上升。
综上所述，实际中再热汽温调节方式有：
⑴在满足燃烧和炉内安全的前提下，调整合适的燃烧器摆角；
⑵控制合适的层间煤量。适当提高上层煤量，减小下层煤量，可提高再热汽温；
⑶控制合理的一二次风配比。在保证煤粉完全燃烧的前提下，适当提高一次风量，减小下层二次风量，增加上层二次风量，可以提高再热汽温；
⑷采用合适的吹灰方式。
四、实际运行中影响汽温控制的几个因素
1、减温水调节阀及减温水自动控制调节特性差
一二级减温水调阀均存在开启30%以上时才有反应，减温器后温度才有温降，特别是B侧二级调节阀，要到60%。运行中自动跟踪非常不好，对汽温的稳定有影响，建议在调节阀改好后对过热汽温自动控制优化。
2、磨煤机的入口风量控制
#1炉的磨煤机入口风量在自动情况下，最大只能给到95t/h，与#2炉相差较大。在燃用劣质煤时，经常发生热风门开度不大而磨后温度还很低，如果有2台及以上磨煤机发生此情况，势必影响到汽温控制。
3、热一次母管压力测点频繁堵塞
经常发生测点显示异常（偏低），导致一次风机动叶开度大幅波动，影响所有运行磨煤机，导致汽压、汽温大幅波动，直接影响汽温稳定。
4、金属壁温超限现象
目前，严格控制NOx排放，需要及时降低风量控制，但末再壁温（37、38点）在风量低时，经常会超限报警，只有适当降低再热汽温控制。
5、低负荷时热偏差问题
四角切圆的锅炉，热偏差问题均存在。在高负荷时，通过调整二次小风门及SOFA风门，能显著改善热偏差。不同负荷下，烟气温度沿炉膛宽度方向的分布有较大的差异。低负荷时，特别是用4台制粉系统时，左高右低的汽温很难调整。
参考文献：
[1]华东六省一市电机工程（电力）学会编.锅炉设备及其系统.北京：中国电力出版社,2006