350MW超臨界機組深度調峰工況下水冷壁超溫控制策略研究與應用

于福來，于東生，田鈞成，艾 廣，劉 石，馬思源

（國家電投集團東北電力有限公司 本溪熱電分公司，遼寧 本溪 117000）

0 引言

某電廠2×350MW 超臨界發電機組采用的是哈爾濱鍋爐廠有限責任公司自主開發設計、制造的HG-1110/25.4-HM2 型鍋爐，為超臨界參數變壓運行直流爐，四角切圓燃燒方式，主燃燒器布置在水冷壁的四面墻上。該機組2018年投產后，長期參與電網深度調峰運行，在中低負荷段機組變負荷過程中出現水冷壁超溫現象，特別是在AGC 運行方式下頻繁地、小幅度三角波升降負荷時，超溫現象出現概率較高。

參考配置同類燃燒器的超臨界機組對水冷壁超溫進行抑制的解決方案[1,2]，該廠在停機檢修期間對燃燒器入射角進行了適當調整，并在低負荷運行時對二次風配風進行了優化，但結果并不理想，超溫現象并未得到有效的控制。根據朱亞清、張曦[3]等人的研究結果：超臨界鍋爐在機組低負荷下鍋爐給水流量較低，不同管壁內的工質阻力特性存在差異，流速低的管道帶走的熱量不足，使得個別管壁發生超溫[3]。通過對該廠兩臺機組的鍋爐水冷壁出現超溫現象時的數據進行整理、分析、比對，得出超溫現象基本上是因變負荷過程中水煤比失衡導致。從DCS 協調及給水控制角度出發，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 超溫現象分析

根據水冷壁金屬材料以及鍋爐廠的設計要求，鍋爐垂直水冷壁設計可連續運行最高溫度為475℃，螺旋水冷壁可連續運行最高溫度為430℃。機組在深度調峰期間，在干態運行方式下，最低負荷調整下限可達到額定負荷的25.7%，即90MW。因機組啟動系統未設置爐水循環泵，在深度調峰期間不能轉濕態運行，干態運行方式下，在機組負荷低于30%額定負荷時，鍋爐給水流量已經接近于水冷壁干態運行時設計最低流量，即275t/h。AGC 狀態下，在30%～45%額定負荷段進行變負荷運行時，水冷壁出現超溫的概率比較高。超溫的水冷壁大多位于對稱的左、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象進行分析，如圖1所示，機組在變負荷過程中，實際負荷由248MW 下降至164MW，在變負荷過程中為防止水冷壁超溫，將變負荷速率由3.5MW/min 降低為2MW/min。在負荷下降至164MW 后，AGC 指令出現頻繁小幅度增減的典型三角波調整方式。在該次負荷變化過程中，左墻第22號垂直水冷壁出現超溫情況，最高達到482℃；在水冷壁超溫情況出現之前的10min～15min 內，水煤比已經失衡，燃料的增加速率及增加幅度百分比已經高于給水流量的增加速率和增加幅度百分比。

圖1 變負荷（248MW～164MW）過程中水冷壁溫度及其它主要參數變化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，運行人員曾采用過多種手段控制水冷壁超溫現象。降低中間點過熱度的給定值：在出現水冷壁超溫時，手動調整中間點溫度的過熱度設定值，適當增加給水流量，短時間內超溫現象可消除；調整二次風配風：不調整過熱度設定值，在變負荷階段，提前調整第3 臺磨煤機對應的燃燒器二次風門開度，發現超溫現象并未得到有效的抑制。由此可知，水冷壁在深度調峰期間出現的超溫現象，大部分是由于AGC 變負荷階段水煤比瞬間失衡造成，與圖1中曲線的分析結果基本一致。

在水冷壁出現超溫情況時，通過手動改變中間點溫度過熱度設定值來抑制超溫的方式，會給運行人員帶來一定的操作負擔，而且給水流量的增加值不容易精確控制；同時這種抑制水冷壁超溫的方式，往往是超溫情況已經發生后，再進行增加給水流量的操作，反應滯后；對機組主汽溫度和主蒸汽壓力運行穩定性有一定程度的負面影響，甚至會出現大幅度波動。

2 控制策略

直流鍋爐在正常運行中不具備具有蓄熱能力的汽包，進入鍋爐的給水量經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耗汽量的平衡關系將轉變為吸熱量與給水量的平衡，對配備超臨界直流鍋爐的機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能量需求的平衡，選擇分離器出口作為控制中間點，把該點的蒸汽過熱度作為控制目標，始終保持該點過熱度的平穩，機、爐能量即可保證平衡。所以，直流爐在穩態工況下，為保證分離器出口溫度為設計值，水煤比應控制在一穩定值。在變工況下，水煤比應根據鍋爐熱慣性特點在一定范圍內變化，達到在充分利用鍋爐蓄熱的同時，保證鍋爐熱負荷與新的機組負荷相適應。水煤比控制分離器入口蒸汽過熱度是整個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350MW 機組給水系統采用水跟煤的控制方式。機組運行過程中，通過控制給水流量，將鍋爐中間點蒸汽過熱度控制在一定范圍內，過熱度理論設定值為負荷的函數。這種水跟煤的控制方式有利于主汽溫度的穩定，但對機組負荷和主蒸汽壓力的控制有一定影響。

由上分析可知：該廠兩臺鍋爐水冷壁超溫現象，主要是變負荷過程中水煤比的短時失衡造成，可以通過優化給水系統，提高變負荷過程中的水煤比值來抑制超溫情況的發生。在原給水系統的控制回路中，增加鍋爐水冷壁超溫抑制回路。因給水流量對水冷壁溫度影響較迅速，故增加判斷水冷壁最高溫度點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，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在1～1.2 之間，當溫升速率系數達到1.2，水冷壁溫度最大值達到475℃時，回路1 輸出的補償流量達到最大值10t/h。并增加中間點過熱度偏差補償回路：即在變負荷過程中，若中間點過熱度高于設計值3℃以上時，適當增加給水流量，此為修正回路2，該回路補償左右相對較弱，其輸出范圍在0t/h～7t/h 之間，動作時間為5s。最后，在變負荷過程中，根據升、降負荷的速率和幅度形成修正回路3，AGC 負荷指令和實際負荷偏差越大給水流量補償的越多，變負荷速率越高給水流量補償的越多，且減負荷的補償量要低于加負荷的補償量。以上3 個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，以此來優化變負荷過程中的水煤比，保證在變負荷過程中水煤比在合理范圍內，降低超溫的可能性。為防止中間點過熱度偏低而造成機組轉濕態運行，在修正回路中設置保護閉鎖功能，當中間點溫度低于4℃時，該修正回路總的輸出為0。控制回路如圖2。

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

3 應用效果

新的控制策略應用后，在易發生水冷壁超溫的負荷范圍內進行了多次負荷變動試驗，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定，未見水煤比失衡情況的出現，超溫現象得到了很好的抑制，主汽溫度與主汽壓力的波動也均在合理范圍內。如圖3，負荷由219MW 變化至171MW，負荷變化速率設定值為3.5MW/min，實際負荷變化率3.3MW/min。整個變負荷過程中，鍋爐壁溫波動幅度較小，未出現超溫情況，水冷壁溫度最高達到425℃，遠低于允許最高值475℃；主蒸汽溫度波動范圍±7℃，主蒸汽壓力最大偏離設定值0.7MPa，未出現大幅度波動的異常情況。

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

4 結論

對于超臨界直流機組在參與深度調峰的過程中頻繁出現的水冷壁超溫現象，通過分析其產生原因，對控制系統進行具有針對性的科學、合理的優化。直流鍋爐在變負荷過程中，因水煤比短時間失衡而引起的超溫現象，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，又降低了運行人員的勞動強度，也提升了機組自動化水平，在實際應用中獲得到了較好的控制品質。