超临界直流锅炉给水流量控制策略

杨飞平

(四川华电珙县发电有限公司，四川 宜宾 644502)

0 引言

四川华电珙县发电有限公司(以下简称珙县电厂)一期工程为2×600 MW超临界机组。锅炉采用东方锅炉(集团)股份有限公司制造的DG-1950/25.4-Ⅱ8型超临界参数、W形火焰燃烧、垂直管圈水冷壁变压直流锅炉。锅炉配置了带炉水循环泵(BCP)的内置启动系统，由启动分离器、储水罐、再循环泵、再循环泵流量调节阀、储水罐水位控制阀、疏水泵等组成。汽轮机为东方汽轮机厂生产的N600-24.2/566/566型超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、8级回热汽轮机。给水系统设有2台50%容量的汽动给水泵作为工作用泵，额定出口压力为30.33 MPa;主给水泵与其前置泵及给水泵小汽轮机组成汽动给水泵组，2台汽动给水泵分别由给水泵汽轮机(以下简称小机)驱动，向锅炉连续供水并向锅炉再热器及高压旁路提供减温水。正常运行时，由汽轮机四段抽汽作为小机的驱动汽源，再热冷段蒸汽作为启动和低负荷时的备用汽源;当机组负荷低于35%额定负荷时，四段抽汽参数不能满足小机要求，则自动切换为再热冷段蒸汽供汽;辅助蒸汽汽源可作为小机调试及启动汽源。1台30%容量的电动定速给水泵作为启动用泵，其出口额定压力为13.70 MPa。

该机组是西南地区首台超临界W形火焰锅炉机组，#1机组于2011年2月20日完成168 h试运行。#1锅炉在调试中出现了5次因调整不当造成给水流量低低引起锅炉主燃料跳闸(MFT)动作的情况;2011年3月8日，#1机组因辅机故障减负荷到180 MW的过程中，由于给水流量过大，导致过热器进水，主蒸汽温度骤降，机组被迫打闸停机。给水流量调整不当已成为机组停机的重要原因。

1 锅炉湿态运行阶段给水流量调节措施

所谓锅炉湿态，是指水冷壁出口为汽水混合物，进入启动分离器的汽水混合物分离后，蒸汽进入过热器系统，水则进入分离器储水罐，水质合格后经BCP升压与给水泵来的给水一起进入省煤器。

该机组锅炉MFT保护规定:省煤器入口给水流量达低Ⅰ值(给水流量≤448.5 t/h)，延时20 s触发MFT;或省煤器入口给水流量达低Ⅱ值(给水流量≤390.0t/h)，延时3s触发MFT，以此来保证锅炉水冷壁安全运行。省煤器入口给水流量=炉水循环泵360阀出口流量+给水操作台来的流量。给水系统如图1所示:锅炉湿态下，给水调节以保证合适的储水罐水位(6～11m)为目标，通过给水操作台来的流量进行调节。燃料增加，蒸发量增加，水位降低，则增加给水操作台来的流量;反之，则减少给水操作台来的流量。启动初期，湿态运行时炉水循环泵360阀出口流量一般为400～500 t/h，给水操作台来水流量为30～400 t/h。储水罐容积仅约9 m3，立式布置，内径较小(约750 mm)，正常运行水位上限为14 m，BCP逻辑定值规定当水位低于500 mm时，BCP跳闸。运行中，由于多种原因储水罐水位波动频繁，控制不当就会低于500 mm而导致BCP跳闸，炉水循环泵360阀出口流量骤减为零，使省煤器入口给水流量等于给水操作台来的流量(30～400 t/h)，触发锅炉MFT。因此，在此阶段给水调整主要以控制储水罐水位为目标，防止水位过低而引起BCP跳闸，最终导致锅炉MFT;同时，要防止水位过高而导致过热器进水，引起汽轮机水冲击。

湿态运行时储水罐水位变化影响因素及解决方法如下。

1.1 工质膨胀

工质膨胀产生于启动初期，汽压在0.4 MPa左右时，水冷壁中的水开始受热，初次达到饱和温度而产生蒸汽，此时蒸汽会携带大量的水进入分离器，造成贮水罐水位快速升高，锅炉有较大的排放量。此过程较短(一般在几十秒之内)，与锅炉点火前压力、壁温、水温、投入油枪的数量等有关，此时要及时排水，同时减少给水流量。在工质膨胀阶段附近应保持燃料量的稳定，最好不要增投油枪，一旦膨胀结束，储水罐水位降低，应及时增加给水流量，保证储水罐水位正常。

图1 给水系统图

1.2 虚假水位

辨别虚假水位主要通过给水流量、主蒸汽压力、储水罐水位的变化趋势来判断。如果给水流量不变，汽压增加、水位降低或汽压降低、水位升高则为虚假水位。汽压突然下降，出现虚假水位的情况较多，运行中应对虚假水位有思想准备，及时增加给水以满足蒸发量的需要，加强燃烧恢复汽压。汽轮机调门、高压旁路阀门突然开大，安全阀动作以及机组并网后切缸过程中都有可能产生虚假水位，这一点和汽包炉是基本相同的。

1.3 增加、减少给煤量的时机及速度

增加、减少给煤量要及时协调沟通，及时增减给水;保持一定的燃水比就基本上能维持汽温的稳定;为保持水位稳定，应避免在低水位时快速增加煤量，或者水位很高时快速减少煤量。

1.4 并网及初负荷

机组并网及带负荷过程中负荷上升很快，此时应加强燃烧，及时增加给水。必要时手动关小高压旁路阀，避免汽压下降过快。

1.5 给水主旁路切换

此时应保持锅炉负荷稳定，切换过程中应匀速、稳定，保证省煤器入口流量足够及贮水罐水位稳定，必要时排放多余给水。水位下降时应及时提高电动给水泵的转速，开大调门。

1.6 投入制粉系统

投入煤粉后负荷会升得很快，贮水罐水位波动很大，很难控制。此时最重要的是要控制好给煤量和一次风量，避免进入炉膛的煤粉过多;同时控制好升负荷速度，及时增加给水流量。磨煤机启动前，建议尽量关小磨煤机入口一次风门(开度＜5%)，并对各一次风管逐个进行吹扫，避免启动初期进入炉膛的燃料大幅增加;待储水罐水位波动正常后，再缓慢增加磨煤机入口一次风门开度。启动磨煤机时提前打开主、再热蒸汽减温水手动门，必要时投入减温水控制汽温，防止超温及主机胀差增大。

1.7 并入给水泵

并入给水泵时，保持锅炉负荷稳定，减少扰动。匀速提高待并水泵的转速，升高泵出口压力，在泵出口压力接近母管压力时(差值在1 MPa内)，打开出口电动门开始供水，同时降低另一台泵的转速，减小出口流量。2台泵增、减速度要协调，保持省煤器入口给水流量稳定，加、减转速不可太快、太猛，防止其出口压力激增造成另一台泵出口逆止门关闭，导致给水流量剧减。并泵过程中，只能采用手动方式，配合给水泵再循环门，调节2台水泵的出力，同时保持给水泵再循环门有一定开度，防止流量过低而导致MFT。

2 锅炉湿态转干态时给水流量调节措施

2.1 转态区间储水罐水位修正值修改

按照原有设计，负荷大于120 MW后(此时给水操作台来的给水量约为360 t/h)，储水罐水位开始修正(在变送器测定水位值上减去修正值，见表1)，负荷150 MW时(此时给水操作台来的给水量为400～450 t/h)，储水罐水位修正值会迅速增加，造成储水罐显示水位迅速降低，稍有不慎(如水位低于500 mm)，炉水循环泵跳闸，此时省煤器入口的流量等于给水操作台来的给水量(400～450 t/h)，会因给水流量低而导致MFT。

表1 修改前水位修正值与负荷的关系

根据珙县电厂的实际情况，经咨询东方锅炉厂技术人员并请示相关领导后，将该厂锅炉储水罐水位修正曲线在原来基础上增加30 MW负荷，修改前、后水位修正值与负荷的关系曲线如图2所示。

图2 修改前、后水位修正值与负荷的关系曲线

储水罐水位修正值做了修改后(见表2)，从150MW开始修正，189MW时修正值才快速增加，而此时给水操作台来的给水量为500～540 t/h，即使BCP跳闸，给水操作台来的给水量远大于“给水量流量低”锅炉MFT定值，保证了锅炉安全运行。

2.2 转态步骤

锅炉湿态转干态过程中，许多运行人员在增加燃料的同时增加给水流量，造成过热度不能出现，转态不成功，储水罐水位因为修正显示的已不再是正确值，水满至过热器系统，主蒸汽温度快速下降，多次因汽温低而被迫打闸停机。转态期间影响因素较多，燃烧和给水及汽轮机等需要紧密配合，相关准备工作及转态步骤如下:

(1)机组在120 MW之前必须完成切缸工作，给锅炉转态前的准备工作提供充裕的时间。

(2)切缸完成后立即投入高压加热器的暖体和投运工作，尽量提高给水温度，以保证转态工作的顺利进行。

(3)在整个转态过程中，操作人员分工应明确，避免操作混乱。

(4)转干态前，确认燃烧工况稳定，各参数稳定不超限。燃烧调整必须平稳、缓慢，杜绝大幅度操作而造成储水罐剧烈波动。

(5)至少2台制粉系统稳定运行，投入10～12支油枪，确保炉内燃烧均匀，煤粉可靠、稳定燃烧。

(6)维持主蒸汽压力在8.5～9.0 MPa，防止因主蒸汽压力过高而造成进水困难。储水罐水位正常(7～11m)，防止满水和水位低导致炉水循环泵跳闸而最终引发MFT事故。

(7)当给水操作台来的给水量达到500～540 t/h时(负荷大于180 MW)，投入汽轮机跟随的负荷控制方式(TF)，即可进行转态工作。此时不再注意储水罐水位值，保持给水操作台来的给水量稳定，快速、平稳地增加燃料量(合计增加量为20 t/h)，留意中间点温度变化，储水罐水位下降时逐渐关小炉水循环泵出口调节阀。

(8)当储水罐水位≤0.5 m时，BCP跳闸后，继续缓慢增加燃料，留意中间点温度变化，缓慢提高分离器出口温度。出现过热度后，表示锅炉步入干态运行状态，维持中间点过热度在10℃以上，防止返态和超温事故的发生。

(9)炉水循环泵停止后，投入暖泵系统。

2.3 转态期间注意事项

(1)锅炉转态前，将磨煤机料位调整至正常料位运行，以便通过磨煤机容量风门精确调整燃料的加减，并提高燃烧调整的速度;锅炉转态期间，燃料增加应缓慢;转换过程中不应进行磨煤机的启、停及切换;维持燃烧稳定。

(2)加强同汽轮机负荷的协调，此时可投入TF，防止转态时汽温大幅波动和转态后过热度猛升而导致超温。

(3)转态过程中，在监视负荷、燃料量、给水量、过热度等参数的同时，还要加强对低温过热器入口汽温的监视，如发现该点汽温有下降趋势，说明燃料不足或转态失败，应及时进行调整。

(4)转态后应及时转变调整概念，加强对分离器过热度和煤水比的监视，注意给水和燃料的配合，维持汽温稳定。

(5)尽量避免锅炉干、湿态转换与给水旁路切换主路同时进行，维持给水稳定。

(6)严密监视中间点温度变化，中间点温度切忌大幅波动;严密监视各级受热面壁温变化情况，特别是水冷壁壁温及屏式过热器壁温。

(7)一旦机组转入干态运行，保证水煤比稳定，维持中间点过热度在10℃以上。

3 锅炉干态运行阶段给水流量调节措施

表2 修改后水位修正值与负荷的关系

转态完成后，随着负荷的增加和给水流量的上升，负荷大于280 MW时，逐渐并入第2台汽动给水泵。原逻辑为:给水流量控制站在手动方式时，控制A，B汽动给水泵总转速不变。该逻辑考虑的是2台汽动给水泵均参与给水流量调节的正常运行情况，未考虑一台汽动给水泵运行，另一台汽动给水泵由于升速、检修等未参与给水流量调节的特殊情况。未参与给水流量调节的汽动给水泵转速若有波动，将引起另一台投自动的汽动给水泵转速向相反方向波动，造成给水流量的不正常变化，影响机组安全运行。故此，制订如下技术措施:

(1)当单台汽动给水泵带负荷正常运行，另一台汽动给水泵因升速、检修等未参与给水流量调节时，给水流量控制站和汽动给水泵A(B)控制站必须同时投“自动”或同时投“手动”。

(2)当单台汽动给水泵带负荷正常运行，严禁给水流量控制站投“手动”时，汽动给水泵A(B)控制站投“自动”。

干态阶段，给水调节应保持合适的煤水比，尽量减少减温水量，维持中间点温度基本不变，保证主蒸汽参数。中间点温度与负荷为线性关系，随着负荷的上升，中间点温度也上升。当给水泵跳闸、制粉系统跳闸、快减负荷(RB)动作、高压加热器投/退时，应该手动调节给水流量，保持合理的煤水比，保持中间点温度基本不变。

4 锅炉干态返湿态阶段给水流量调节措施

4.1 操作步骤

调试初期，在干态返湿态过程中，多次出现因给水流量过大、过热度过低、煤水控制不准确、主蒸汽温度大幅下降而导致汽机被迫打闸停机的现象。通过摸索和总结，干态返湿态操作步骤如下:

(1)机组降负荷过程中必须严格按照厂家提供的曲线进行操作，原则上不允许大幅度快速降负荷。特别是降至240 MW以后，将降负荷率控制在2 MW/min内。

(2)严密监视过热度的变化，尽量缓慢减少燃料量及给水，合理控制煤水比，保证过热度在5～15℃。

(3)机组负荷降至240 MW时，应将主蒸汽压力降至8.73 MPa，根据汽轮机运行条件，随着负荷继续下降，主蒸汽压力可适当进一步降低。

(4)机组负荷降至230 MW时，启动电动给水泵运行，并打开电动给水泵出口电动门1和出口电动门2，为并泵做好准备。

(5)随着机组负荷的下降，合理调整运行汽动给水泵的转速和其最小流量气动阀的开度，防止汽动给水泵因流量低而跳闸。

(6)当给水流量小于700 t/h时，进行给水主路、旁路的切换工作，此时机组负荷为190～225 MW，切换时先打开旁路，旁路调节阀开度达到90%时，关闭主路。切换期间应严密监视给水操作台出口给水流量，维持流量基本不变并注意过热度的变化，保证过热度在5℃以上，尽量将汽动给水泵转速维持在3100 r/min以上，低于3000 r/min汽动给水泵“遥控”会自动切除，影响给水流量调节。

(7)当机组负荷降至200 MW时，保证2台制粉系统运行，投入8～10支油枪，确保炉内燃烧稳定、可靠，逐渐降低给煤量进行降负荷。

(8)在机组负荷降至185 MW之前，必须缓慢调整，尽量保证锅炉干态运行，进入185 MW后，再进行返态工作。

(9)当机组负荷降至185 MW后，开始进行返态工作，缓慢减少1台磨煤机的出力，维持锅炉燃烧稳定，保证机组负荷缓慢下降，当过热度降至0℃时，略微增加给水，让分离器和储水箱见水，但不能大幅度加水，以防止主蒸汽温度骤降。储水箱水位达到5500 mm以上时，启动炉水循环泵，检查再循环电动门是否自动开启，等炉水循环泵电流、储水箱水位稳定后，逐步开启炉水泵出口调门。

(10)炉水循环泵投运后，根据主蒸汽流量合理调整给水操作台出口流量、炉水循环泵出口流量，维持省煤器入口流量不低于最低流量，维持储水罐水位稳定。

(11)炉水循环泵投运后，逐步减弱燃烧，降低机组负荷，越过水位修正区间，避免水位修正对储水罐水位调整造成影响;机组负荷降至165 MW时，逐渐并入电动给水泵运行，电动给水泵并入后，通过调整给水旁路调节门和电动给水泵再循环调节门维持给水稳定，但要注意监视电动给水泵入口流量，防止电动给水泵流量低而跳闸。

(12)继续缓慢降低机组负荷，当负荷降至100～120 MW时，维持1台制粉系统运行。

(13)按停机曲线完成停机工作。

4.2 返态期间的注意事项

(1)维持汽动给水泵的稳定，在邻机运行时，保持2台机组辅助联箱并列运行，维持辅助联箱压力稳定，开启汽动给水泵调试汽源(来自于辅助联箱);低负荷时，保持冷再热蒸汽至辅助蒸汽联箱汽源电动门在开启状态，维持辅助联箱压力稳定，保证汽动给水泵汽源压力稳定、给水流量稳定。

(2)启动电动给水泵后，开启出口电动门，逐渐开启出口调节门，在电动给水泵和汽动给水泵出口压力接近时开始切泵。切泵期间维持给水操作台出口给水流量基本不变，逐渐开大电动给水泵出口调门、关小电动给水泵再循环调节门，同时降低汽动给水泵转速、开大汽动给水泵再循环调节门开度;当汽动给水泵再循环调节门开至100%，汽动给水泵出口压力低于电动给水泵出口压力1 MPa时，汽动给水泵退出运行(此时可保持汽动给水泵出口电动门开启)。切泵期间应严密监视电动给水泵和汽动给水泵流量，防止低于最小流量而跳泵。

(3)干态向湿态转换时，要尽量维持锅炉燃烧的稳定，应缓慢调整磨煤机容量风，禁止燃料突增、突减。

(4)锅炉的干湿态转换只是一个平稳的过渡过程，切换过程中不要造成锅炉主/再热汽温、汽压和机组的出力大幅度变化。

(5)炉水循环泵投运后，其出口流量尽量保持在500 t/h以上。

(6)在锅炉返态及返态后，相关调整人员要明确分工，互相通气，合理控制好相关参数。

(7)进入湿态运行后，值班员加强顶棚过热器出口和低温过热器入口汽温的监视，发现汽温有大幅度下降，应立即调整，必要时开启过热器的相关疏水，避免主蒸汽温度快速下降而影响汽轮机安全运行。

5 结束语

综上所述，直流锅炉给水调整主要分4种工况。湿态时主要保证储水罐水位，干态时保持合理的煤水比，中间点温度基本不变;湿态转干态时，则是维持给水流量不变，增加燃料量，直到过热度出现，然后按照干态方法调整;干态转湿态时，则是减少燃料量，稳定给水量，直到储水罐见水位，启动炉水循环泵，按照湿态方法调节。给水调节需要不断总结和摸索，调节中切忌大开大关而造成参数大幅波动。

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