超临界直流锅炉汽温的调整(路英明)

超临界直流锅炉汽温的调整

路英明

（神华国能鸳鸯湖电厂宁夏宁东）

摘要:超临界直流锅炉具有发电效率高、负荷适应性强等特点，是未来大型锅炉发展的方向，研究其动态特性十分重要。主、再热汽温是机组正常运行中监视的重要参数，超临界直流锅炉主汽温的调节以煤水比为主，喷水减温调节为辅；再热汽温调节以二次风挡板调节为准，喷水减温作为事故情况下使用。本论文针对我厂660MW超临界直流锅炉正常运行中、机组启停、机组加减负荷过程中汽温的调节和汽温的影响因素做了详细阐述，并对事故处理情况下汽温调节及汽温偏差的产生原因及减小方法做了个人的理解。

关键词：直流锅炉煤水比喷水减温汽温偏差

[Abstract]:Supercritical once-through boiler with high efficiency, strong load adaptability and other characteristics, is the future direction of the development of large boiler, and study its dynamic characteristics is very important. Main and reheat steam temperature is one of the important parameters, in the normal operation of the monitoring unit of supercritical once-through boiler main steam temperature control is given priority to with coal water ratio, water spray desuperheating adjustment is complementary; Reheat steam temperature regulation will be subject to secondary air damper control, water spray desuperheating used as accident cases. This thesis in view of our factory in the normal operation of 660 MW supercritical once-through boiler unit, the unit start-stop, add and subtract ZhongQi load process to adjust the temperature and the influence factors of steam temperature for detail, and the accident cases and steam temperature deviation causes regulate steam temperature and reduction method has done a personal understanding.

[Key words]: Once-through boiler Coal water ratio Water spray desuperheating Steam temperature deviation

引言

鸳鸯湖电厂自投产以来锅炉存在严重结焦的现象，为抑制结焦制粉系统及燃烧系统运行都制定了相应的规定，二次风调节也对汽温产生了较大的影响，造成汽温调节有很大困难。一号机组大修后，通过对锅炉燃烧器的改造后，锅炉结焦有很大改善，但是我厂为了规范管理，对壁温超温及NOx超限进行严厉考核，对机组启停机、正常加减负荷及事故处理下汽温的调整又造成很大影响，为此本论文在严格控制各项指标的情况下，使机组汽温达到最经济性。

一、设备概况

鸳鸯湖电厂#1、2锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、全钢构架、紧身封闭布置、固态排渣、全悬吊结构Π型锅炉,锅炉型号：SG-2141/25.4-M978。

过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水减温器来控制，第一级减温器布置在

分隔屏过热器出口管道上，第二级减温器布置在后屏过热器出口管道上，过热器喷水取自给水管道。再热蒸汽采用摆动燃烧器调节，再热器进口连接管道上设置事故喷水，喷水减温仅用于事故减温，事故喷水取自给水泵中间抽头。

二、超临界直流锅炉汽温调整的意义

近代锅炉对过热汽温和再热汽温的控制是十分严格的，允许变化范围一般为额定汽温的正负5℃。汽温过高过低，以及大幅度的波动都将严重影响锅炉、汽轮机的安全和经济性。

蒸汽温度过高，若超过设备部件（如过热器管、蒸汽管道、阀门，汽轮机的喷嘴、叶片等）的允许工作温度，降时钢材加速蠕变，从而降低设备使用寿命。严重的超温甚至会使管子过热而爆破，过热器、再热器一般由若干级组成。各级管子常使用不同的材料，分别对应一定得最高许用温度。因此为保证金属安全，还应当对各级受热面出口的汽温加以限制。此外，还应考虑平行过热器管的热偏差及汽温两侧偏差，防止局部管子的超温爆管和汽轮机汽缸两侧的受热不均。

蒸汽温度过低，将会降低热力设备的经济性。对于亚临界、超临界机组，过热气温每降低10℃，发电煤耗将增加约1.0g标煤/（kw.h），再热汽温每降低10℃，发电煤耗将增加约0.8g标煤/（kw.h）。汽温过低，还会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加，对叶片侵蚀作用加剧，严重时将会发生水冲击，威胁汽轮机的安全。因此运行中规定，在汽温低到一定数值时，汽轮机就要减负荷甚至紧急停机。

汽温突升或突降会使锅炉各受热面焊口及连接部分产生较大的热应力。还将造成汽轮机的汽缸与转子间的相对位移增加，即胀差增加。严重时甚至可能发生叶轮与隔板的动静摩擦，汽轮机剧烈振动。

三、超临界直流锅炉主再热汽温的影响因素

1、煤水比

直流锅炉运行中，为维持额定汽温，锅炉燃料量与给水流量必须保持一定比例。煤水比合适则锅炉的热水段长度、蒸发段长度和过热段长度才能维持正常比例，汽温的过热度才能在合理范围内，金属管壁温度和蒸汽温度才能在合理范围内。若汽温的变化是由于其他因素引起（如炉内漏风量），则只需稍稍改变煤水比即可维持给定气温不变。

2、蒸汽压力

随着主汽压力的降低，中间点焓升r1增加，根据式：Qgr/Qs=Δhgr/r1，在燃料量一定时，过热蒸汽焓升Δhgr增加。同时，过热蒸汽的平均比热容（过热蒸汽总焓升与过热蒸汽总温升之比）随压力的降低而降低。二者共同作用，使过热汽温升高。对于超临界压力直流锅炉，当运行在超临界区时，上述规律依然存在，但由于压力高，蒸汽平均比热容的相对变化要小于亚临界区，因此在超临界区时过热器系统将显示比亚临界区更强的正向汽温特性。

3、中间点温度

运行中当煤水比增大是，中间点温度便会自然升高。因此，改变中间点温度的设定值，可使煤水比变动，从而影响汽温。降低中间点温度设定值，过热汽温降低，反之则汽温升高。

4、给水温度

机组加热器因故停运时，锅炉给水温度就会降低。给水温度降低，使工质加热段的吸热需求量增加，若仍维持煤水比，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同时锅炉出口烟气温度及排烟温度降低），过热汽温会随之降低。在任何燃料量下，要想维持过热汽温不变，就必须改变原来设定的煤水比，即适当增加煤水比才行。汽轮机高加解列时，若保持燃料量不变，靠减小给水量提高煤水比维持汽温，则机组负荷就要低些；若保持机组负荷不变，就需要增加燃料量来提高煤水比维持汽温（给水流量仍会有相当的减少，因为机组正常运行时给水变成的蒸汽在机组各级抽汽中用来加热给水，蒸汽少做工。而高加解列后，高加的抽汽全部在机组各级中做工，因此需要做工介质给水减少）。

当增大水煤比时，每千克主、再热蒸汽将分担更多的燃料量，故主、再热征求温度也会升高。因为低压再热蒸汽对管壁的冷却能力较差，因此在机组满负荷运行，更必须注意再热受热面的温度水平，防止管壁过热。

5、受热面沾污

锅炉不同的受热面，其沾污对汽温的影响是不相同的。锅炉水冷壁结焦会使过热、再热汽温升高。这是因为炉膛结焦使炉膛出口烟温升高、炉膛传热量减少，中间点温度和汽温降低。为维持中间点温度，则增加煤水比，从而使汽温升高。

其余当过热器、再热器受热面积灰时不会影响炉膛出口烟温及中间点温度，因此只会使相应积灰受热面传热变差，传热量降低，使主、再热汽温降低。在调节煤水比时，若为炉膛结焦，可直接增大煤水比提高汽温；但过热器结焦，则增大煤水比时应注意监视水冷壁出口温度，在其不超温的前提下来调整煤水比。

省煤器积灰，会导致水冷壁进水温度、中间点温度、气温降低，为维持中间点温度，需要增加水煤比，从而使过热气温和再热汽温升高。

6、过量空气系数

当增大过量空气系数时，炉膛出口烟温基本不变。但炉内平均温度下降，炉膛水冷壁的吸热量减少，致使过热器进口蒸汽温度降低，虽然对流式过热器的吸热量有一定增加，但前者的影响更强些。在水煤比不变的情况下，过热器出口温度将降低。过量空气系数减少时，结果与增加时相反。若要保持过热气温不变，也需要重新调整煤水比。

对再热汽温的影响是，伴随着过量空气系数的增大，辐射式再热器吸热量减少不对，而对于对流式再热器的吸热量增加。对于显示对流式汽温特性的再热器，出口再热汽温将升高。

引入中间点温度控制后，风量增大导致中间点温度降低，为恢复给定的中间点温度，则增大煤水比，使过热气温和再热汽温升高。

7、火焰中心高度

当火焰中心升高时，炉膛出口烟温显著升高，再热器无论显示何种汽温特性，其出口汽温均升高。此时，水冷壁受热面的下部受热面的下部利用不充分，致使工质在炉内的总吸热量减少，由于再热汽温的吸热量是增加的，所以过热蒸汽吸热减少，过热气温降低。

引入中间点温度控制后，火焰升高使中间点温度降低，为恢复中间点温度，

增大煤水比，使过热汽温和再热汽温升高。

8、煤质

煤质变化就是煤的发热量变化导致，就相当于煤水比发生变化。

9、减温水量的多少

减温水越大，汽温越低。但是对于我厂主汽一、二减温水取自给水流量测点之后，因此，当增大主汽减温水时，在维持减温水不变的情况下，相当于进入省煤器、水冷壁的给水量将减少，在减温水喷的多的情况下，对中间点的过热度影响是使之变大，因此主汽温有变大趋势；但是减温水对汽温影响大，综合起来主汽温降低，喷减温水时对主汽压的影响也必须考虑进去，尤其是高负荷时，防止超压。

四、正常运行中主再热气温的调节

机组正常运行中，机组一般为CCS协调方式投入，机组负荷、主汽压力都是给定值。我厂的CCS协调是以汽机跟随为基础的协调控制方式，即汽机主控、锅炉主控均投入自动，由炉主控调节主汽压力，汽机主控调节机组负荷。汽温调节时，首先应保证磨煤机运行方式正常，锅炉炉膛内燃烧火焰均匀，保证不贴壁燃烧，炉膛风箱差压正常在0.4——0.7之间；其次保证正常的煤水比，中间点过热度合适在20℃——30℃之间（特殊工况下如高加切除工况等工况下除外），一二级减温水在合理范围，有可调余量，再热器减温水尽量全关。如果负荷不变的情况下汽温不稳定，应将过热度与减温水配合调节，调节时因小幅操作，过热度与汽温自动设定值应向目标值附近靠近，例如末过出口汽温为560℃，想让末过出口汽温升至566℃，此时应将设定值设定为566℃，减温水调门在设定值作用下关小，减温器后温度由于减温水减小而温度变高，但是，减温水调门设定温度值是末过出口汽温，减温器后蒸汽经过末过加热后才变为主汽温度，所以存在延迟，所以如设定值一直不变，会出现末过出口汽温升到最高将超过566℃，因此减温水调门又会开大喷水，进行减温，又会出现反向调节过调，导致末过出口汽温低于566℃。这样汽温经过几个波动后会逐渐变为设定值并稳定，但是如果调节器调节特性差，会出现波动越来越大的现象。所以汽温调节时要对减温器后温度有个预判，但减温器后温度可以使末过出口温度达566℃时，使汽温设定值设定降低，维持减温水调门开度，使末过出口汽温缓慢升至566℃，同时逐渐将温度设定值提升到566℃。过热度调节也是这个方法，但是在正常情况下煤水比保持稳定即不会使过热度发生太大变化。

同时汽温、过热度在小幅变化调节时，应知道设定缓慢靠近设定实际值才会使之调节中的波动变得越来越小；过热度、汽温大幅波动时，调节时应先调节过热度，先将煤水比稳定后调节汽温，以免调节汽温时减温水大幅开关对过热度造成很大影响；主再热汽温调节也是应先调节主汽温。

主、再热汽温过高，在用喷减温水进行调节时，应知道减温水进入主、再热蒸汽管道，会使主、再热汽压升高，机组负荷变大，CCS协调方式下，机主控作用关小调门，主汽压力进一步升高，锅炉主控减煤降负荷，降压力，减煤又会降低过热度，降低主、再热汽温，从而减温水又会关小，机组在CCS协调控制下机主控作用又会开大调门，从而主汽压降低，炉主控作用下又开始加煤；机组CCS 协调控制调节特性好的经过几个波动后逐渐各参数重新稳定，如果调节特性差，

就会使各参数越波越大。因此调节时手动干预应有提前量，不要在过调后在干预。

五、机组加减负荷时汽温的调整

CCS方式下加负荷主汽温的调整：当生负荷时，给水量与燃料量同时增加，但给水对中间点温度影响较为明显，表现为中间点温度首先大幅下降，但这部分较冷的蒸汽进去主汽管道还有一定的延时。因此刚升负荷阶段主汽温度不会因为中间点温度的下降而下降，当增加的燃料量进入炉膛发挥作用的时候，这部分较冷的蒸汽基本刚好进入主蒸汽管道。随着负荷的上升，主蒸汽流量增加，主汽温度似乎应该呈下降趋势，但由于燃料量的增加弥补了这部分温度，因此，在升负荷过程中主蒸汽的变化趋势为缓慢上升。

升负荷过程中调门开大，主汽压力下降较多，虽然给煤量增加了，但等这部分煤量发挥作用还有一个过程。如果压力设定值与实际值偏差较大炉主控会进一步增加给煤量。给煤量过调太多必然引起煤水比失调，引起后期温度的与压力的快速增长。当负荷达到目标值时如果压力实际值时高于设定值，CCS又会大幅回调给水量与燃料量。给水量的减少必然导致中间点温度快速上升，因为牵扯锅炉蓄热以及给煤量延时的问题，这样的情况发生在大负荷时比较危险，因为中间温度本身已经比较高了。因此，升负荷时专人控制主汽压力设定值，保证设定值与实际值偏差在0.6MPa之内，将压力变化率设置在0.1-0.35MPa/min之间，根据运行经验将负荷与煤量控制成对应关系，缓慢降低中间点温度设定值增加给水以起到暂时提升压力的作用，同时降低中间点温度可以有效遏制后期主汽温度上升的幅度；专人控制升负荷速度变化率在合格范围内，控制开调门的速度，汽温高时使调门开快些，汽温低时使调门开慢些，控制温度的平稳变化。

CCS方式下加负荷再热汽温的调整：再热器为对流换热。因此在升负荷过程，总风量、燃料量增加，烟气温度上升后，汽温上升趋势明显。再热器温度调整手段比较单一。主要通过事故喷水减温调节，调节上、下层二次风挡板开度的大小来降低火焰中心高度。喷水减温调节有一定的滞后性，因此在升负荷时应超前调节。

CCS方式下减负荷主、再热汽温的调整与升负荷基本相反，要想汽温调整稳定，主汽压力设定值、压力变化率、负荷变化率控制仍是关键。

六、机组湿态运行时汽温的调整

当机组负荷<30%BMCR时，超临界锅炉为湿态运行，此时锅炉的动态特性为汽包锅炉，在此过程中，通过改变燃料量与给水量来满足蒸汽参数的要求。锅炉点火前给水应建立启动流量，大约30%额定给水流量（我厂启动流量550t/h—600t/h，给水流量低保护解除情况下），大、小溢流阀开启来维持汽水分离器水位在3—6m。锅炉点火后随着主蒸汽压力的建立，高低旁逐渐开启，逐渐加煤，逐渐升温，逐渐开大高低旁，控制主再热汽压力缓慢上升。要求升温率在达饱和温度100℃之前为不大于1.1℃/min，在汽轮机冲转前升温率不大于1.5℃/min ；升压率为0.09MPa/min。大、小溢流阀的开度随着负荷的增大逐渐关小，若要提高主蒸汽温度，则需增大给水流量并适当增大燃料量，这种情况下，大、小溢流阀的开度变大，汽温上升快而压力上升缓慢或者下降。如需降低主蒸汽温度，则与上述调节相反。

其次，通过高旁来控制主蒸汽压力也是调节汽温的一个方法，当蒸汽压力升高时，则饱和温度也高，相应产生的蒸汽量就减少，在燃料量不变的情况下，汽

温自然升高，反之，当蒸汽压力下降时，则饱和温度降低，相应产生的蒸汽量就变大，在燃料量不变的情况下，汽温则下降。

另外，当过热温度>380℃，再热温度>320℃时，及时开启过、再热蒸汽减温水，用减温水量多少与减温水压力来控制过、再热蒸汽温度，过热器减温水主要用一级减温水来控制温度，二级减温水稍开精确控制汽温。减温水控制汽温应密切监视减后温度的变化，以此作为过热气温调节控制的超前量。注意机组升温升压过程中蒸汽量较小，防止减温水量过大，导致蒸汽带水引起管道振动。

七、机组冲转、并网、切缸、切阀时汽温的调整

我厂机组启动方式为中压缸启动，即先用中压缸进汽冲转。当机组冲转时，随着中调门的不断开大，必然造成再热汽压下降，主汽压力也随着下降。我厂高、低旁在机组启动时手动控制，所以在机组冲转时，为了维持主、再热汽压力不变，中调门开启过程中运行人员应不断关小低旁，维持主、再热汽压力。但是低旁开度又不能关太小，因为在机组并网切缸前A、B侧低旁开度小于4%，会联锁关闭高旁。所以，冲转过程中除了适当关小低旁的同时应该适当增加煤量，在维持给水流量不变的情况下，煤量的增加虽然使主蒸汽流量增大但仍会造成主、再热汽温增加，所以应该适当开大给水泵勺管开度，关小给水旁路调门开度，维持给水不变的同时增大减温水压力或减温水流量，从而保证主、再热汽温的稳定及高、低旁适当的开度。

并网时的汽温调节与冲转时基本相同。机组并网瞬间，为保证机组带初负荷运行，防止机组逆功率保护动作，运行人员应手动适当增大调门指令，增加进汽量，运行人员为维持主、再热汽压力不变，应不断关小低旁且同时增大煤量；给水流量在稳定情况下增大减温水压力或减温水流量稳定主、再热汽温。

机组带初负荷暖机50min后应进行切阀操作，机组控制方式切至功率回路，在DCS上开启高排逆止门（只发开信号），目标负荷120MW，升负荷速率30-40MW/min。打开“进行/保持”操作窗，点击ON，点回车键，负荷开始上升，当DEH主蒸汽流量指令增加到20%后，#1、#2中调门开满，BDV阀关闭，#1-#4高调门开始开启，当高调门阀位开度反馈达12%时VV阀全关同时联锁低高旁路均快关，高排逆止门开启，切缸完成。切缸完成后机组负荷会降低，为增加负荷就会将功率回路切至阀位控制，手动开大调门，势必导致蒸汽流量增加，主、再热蒸汽压力与温度均会降低。因此在切缸前，因提前增加一定的煤量，同时可以将主、再热蒸汽温度稍微比控制值调高一些，切缸之后机组参数将会保持稳定。

机组切阀操作分两种：给水旁路调阀切至主路电动门与给水主路电动门切至旁路调阀。机组起机后升负荷至160MW左右时，给水流量变大，而给水旁路调阀的通流量为额定流量的30%，因而必须提前切为主路运行。给水由旁路调阀切为主路电动门运行时，应先点开主路电动门，视给水流量上升时，立即全关旁路调阀，手动关小给水泵勺管，维持给水流量不变。主、再热蒸汽温度由专人调整，由于给水切阀后，减温水压力降低很多，为防止汽温上升过多，手动开大一、二级减温水及再热蒸汽减温水调门，视减后温度的变化调整汽温，保持汽温稳定。机组降负荷停机过程时，当机组负荷降至190MW以下时，给水流量很低，主再热蒸汽的减温水压力很低，减温水调门开度很大，过热度也控制的很低，在继续降负荷滑汽温会造成很大的难度，因此，要及时将给水主路电动门切至旁路调阀来提高减温水压力。切阀过程与旁路调阀切为主路电动门相反，注意事项基本相同。

八、机组事故处理时汽温的调整

1、机组快速降负荷

机组快速将负荷时，炉侧调整人员应及时拉起等离子，手动快速减煤或拍掉上层磨煤机，煤量按目标负荷对应的煤量快速减至目标值，同时检查一次风机出力自动跟踪正常，热一次风母管压力正常，炉膛负荷与氧量检查跟踪正常，否则应解为手动调节，锅炉二次风挡板跟随当前煤量与负荷调节，从而保证炉侧燃烧稳定。随着机组的快速减煤，汽水系统给水流量会随着煤量下降会降低，但是由于锅炉由一种稳定工况向另一工况转变时，锅炉蓄热（个人认为来源有两种：一、磨煤机中内部存粉进入炉内的热量，二、锅炉水冷壁管道由高温到低温的蓄热）会对水煤比造成扰动。快速降负荷，由于锅炉释放蓄热，煤量快速减少时，给水会减少的有一个延时，而且相当一段时间水煤比会比正常运行时偏大一些，过热度快速上升，主汽压力开始阶段下降很慢，此时应注意防止给水流量下降过快，给水泵泵出口压力低于主汽压力，导致给水泵不出力造成给水流量低跳机。此时应注意全开调门降主汽压力，视主汽温度情况，减小减温水开度。快速减负荷时当给水流量低于1700t/h时及时退出一台电泵运行，当过热度开始下降时，视下降速度缓慢降低水煤比，使过热度平缓的降低到正常运行水平，防止长时间水煤比过大，机组高负荷转湿态运行。若主汽压力下降过快导致主、再热汽温降低过快，应采取手动关小调门的方法缓慢降低压力，从而保证汽温的稳定，关小调门时防止过调导致给水泵不出力，应严密监视省煤器入口水压与主汽压力的偏差不应太低。

2、一次风机失速或跳闸

一次风机失速或跳闸事故处理时，为防止堵磨，将失速风机动叶关小至10%，将未失速风机动叶开大至90%（注意不要过电流），快速降负荷至330MW，拉起A、B层等离子，视热一次风压打掉上层一台或两台磨煤机，保留底层三台或四台磨煤机运行。汽水系统调整与上快速将负荷相同，但是一次风机失速不能避免的会造成磨煤机轻重程度的堵磨，在降负荷时磨中存煤量对煤水比影响更大，为维持汽温的稳定快速减负荷时，水煤比视过热度情况与汽温的高低调节，给水跟踪不正常将水泵解手动调节，维持过热度、汽温在正常范围变化。机组负荷稳定在330MW后，失速或跳闸一次风机处理好，待并风机之前，应适当降低过热度，降低主、再热汽温，防止风机并入的一瞬间吹入炉膛的煤粉增大，水煤比失调，造成过热度、主、再热汽温快速上升。若自动调节不正常，应及时解除给水泵自动，手动加大给水流量，增大水煤比。当过热度有回降趋势时及时将给水降低，调至正常水煤比，稳定工况至正常。

3、堵磨

机组正常运行时，为CCS协调方式。机组负荷稳定，在煤的热量及上煤方式没有改变的情况下，燃料总量与给水流量应保持不变。当发生堵磨现象时，运行人员未及时发现与处理时，CCS协调会自动加大煤量维持炉膛所需热量，此时应按磨煤机堵磨的现象判断哪台磨。处理过程为使汽温尽量稳定，手动降低过热度偏置，减小堵煤的磨对应的给煤机指令，加强就地石子煤排放，加大磨煤机一次风量，加大磨煤机加载压力，水煤比快速放在比正常大2左右，防止过热度快速上升，导致汽温难以控制。直至过热度有回头趋势，将水煤比放在正常水平，将磨煤机运行参数放在正常水平，缓慢将过热度、主、再热汽温调至正常值稳定，

水煤比失调导致汽温来回波动。

4、磨煤机粉管堵塞

制粉系统运行中磨煤机出口粉管堵塞，表现为磨出口粉管温度低，粉管风粉风速低于正常值，磨煤机通风阻力变大等等。粉管堵塞对磨正常运行也有很大影响，磨煤机出力会受到限制，严重情况下会导致堵磨，因此，在正常运行下容许的情况下及时倒换磨运行方式或降出力停磨处理堵塞的粉管。粉管堵塞一般采用停磨关闭其他出口粉管气动插板门，采用开启磨煤机冷风调门及旁路冷风调门的方法吹管，并派制粉人员就地敲打粉管。吹粉管时对汽温要加强监视，尤其是吹通瞬间，一股煤粉瞬间进入炉膛，相当于瞬间多增加20-30t/h的煤量，过热度，主、再热汽温瞬间突升，汽温调节不及时会造成高温甚至跳机。在磨吹管时应采用缓慢开大冷风调门的方式慢慢吹管，当过热度，主再热汽温突升时，应快速降低过热度偏置，增大减温水开度，控制汽温，如果汽温上升仍很快，立即关闭吹管磨煤机的冷风及旁路调门，必要时再采用降低其他磨煤量、风量，手动开大调门、调整二次风挡板方法来降低汽温。吹管吹通瞬间由于一股煤粉瞬间进入炉膛，会导致氧量自动情况下跟踪不及时，造成炉膛氧量低，提高氧量时必须注意汽温在容许情况下，否则瞬间氧量增加过多会导致炉膛燃烧加剧，汽温、壁温超温。

5、高加解列

高加解列过程分为事故解列和手动缓慢解列两种。事故解列给水温度变化剧烈，在高加解列一瞬间，由于各高加抽汽量瞬间进入汽轮机内做功，导致机组负荷快速上升，机组运行在CCS方式时，会自动关小调门，主汽压力瞬加突升，协调自动减小煤量；由于调门关小，主蒸汽流量减少，而再热蒸汽流量变大，所以，主蒸汽会上升很快，再热汽温则会有所降低。在高加事故解列处理时，如果机组负荷不高，瞬间不会超负荷，应立即解除CCS协调为手动方式，手动减少煤量30t/h左右，开大调门并加大主蒸汽减温水量，防止主汽温突升，当主蒸汽有回头趋势，保持总煤量不变，立即降低给水流量，将水煤比维持在比正常运行值小于1左右，给水温度降低越大，水煤比放的越低，将过热度尽量稳定在正常值。调整稳定后，根据机组负荷要求升降负荷。高负荷时为维持过热度，主、再热汽温一般比较高，金属壁温容易超温，一般将过热度降低，造成汽温难以控制。如果高加事故时机组为满负荷，事故处理时，应注意使发电机不要吵超负荷造成发电机线圈各部超温，手动减少煤量30t/h左右，手动关小调门，再加上抽汽瞬间进入汽轮机的影响，导致主汽压力突升，必要时开启PCV降低压力，防止管道超压。

高加手动解列时给水温度降低缓慢，运行人员在退出高加过程中，为维持汽温稳定，应缓慢降低水煤比，增加煤量，将机组过热度放在稍低于正常值，防止金属壁温超温及汽温超温调节过程应缓慢。

九、汽温偏差的调节

对于四角切圆燃烧锅炉，在炉膛出口区域普遍存在烟温和汽温不对称现象，其原因主要是炉膛出口处烟气流存在残余旋转，在上炉膛及水平烟道中产生烟气速度场、温度场及颗粒场偏差所致。

我厂锅炉经长期运行观察，过热汽温偏差主要在低温过热器出口、屏式过热

器出口及高过出口，高温再热器出口再热汽温存在较大偏差。偏差的大小随机组负荷、磨运行方式、二次风挡板的调节的不同而改变。烟温的偏差主要是由于烟气的残余旋转导致，一般运行中减小烟温偏差的方法有以下几种：1、磨煤机运行方式尽量是不要隔层燃烧，隔层燃烧会对炉内空气空气动力场均匀性产生影响，增大炉膛出口烟气的残余旋转。2、机组尽量高负荷运行，这样炉内的烟气量较大，会充满整个炉膛，炉膛出口的烟气流均匀性较好，烟气偏差小。3、火焰中心尽量向下，炉膛出口烟气的残余旋转越小，烟温偏差越小。4、由于残余旋转产生的烟气速度偏差是影响烟温偏差的根本原因，一般采用一次风与二次风气流的反切手段，通过调整紧凑燃尽风与分离降低火焰中心高度，再开大分离燃尽风，消除炉膛出口的残余旋转，从而燃尽风挡板开度，来减小左右两侧过热器进出口温差；开大紧凑燃尽风挡板开度，减小烟温偏差；增大一次风与辅助二次风的刚性，减小炉内切圆直径，降低烟温偏差。

十、结束语

以上就是我在入厂以来根据锅炉实际运行工况对汽温调整自己的一点总结，希望能对机组运行中汽温调整起到一点作用，能更好的提高机组的经济性。

【参考文献】

【1】黄新元. 电站锅炉运行与燃烧调整. 中国电力出版社，2003年3月

【2】汪祖鑫. 超临界压力600MW机组的启动和运行. 中国电力出版社,1996年

【3】金维强. 大型锅炉运行. 中国电力出版社, 1998年