660mw机组汽温调整控制浅析.docVIP

精品论文 参考文献 660MW机组汽温调整控制浅析 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plusmn;5℃，在不利条件下，负偏差可到-10 ℃（我厂主汽温为571 plusmn;5℃，再热汽温为569 plusmn;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