0、引言
华能玉环电厂4×1000 MW超超临界燃煤发电机组的锅炉是哈尔滨锅炉厂采用三菱重工(MHI)技术设计制造的超超临界压力直流锅炉。锅炉采用n型布置、单炉膛、低NOx主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。过热器调温方式除煤／水比外，还采用三级喷水调节，再热器调温方式为烟气分配挡板、燃烧器摆动和低温再热器入口喷水，富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
木屑颗�；�、
秸秆颗�；�、
秸秆压块机压制的生物质成型颗粒燃料。
玉环电厂1期工程超超临界机组投入运行2年多的实践证明，锅炉选型正确，运行稳定，技术先进，各项技术参数均能达到或超过设计值。但在生产运行中也暴露出一些不足之处，其中之一是锅炉在加负荷过程中再热蒸汽温度波动大的问题：在再热器所有调温方式均投入自动的条件下，加负荷时再热汽温出现快速升高，经常超过报警值608℃，随后出现快速下降，波动范围在610℃～580℃之间，再热汽温呈现一种先升后降再回升的震荡走势。而再热汽温波动存在以下弊端：
(1)因再热蒸汽压力低，其放热系数低于过热蒸汽，在相同蒸汽流量和吸热条件下，再热器金属壁温要高于过热器，特别对于1 000 MW超超临界直流锅炉，再热蒸汽温度设计值为603℃，再热器管的最高金属壁温可达到640 - 650℃，虽然采用了先进的热强性高、抗蒸汽氧化、抗烟侧高温腐蚀的新型奥氏体钢，如果再热蒸汽温度频繁超温，会降低金属材料的热强度，造成再热器过热爆管。
(2)超温与降温的交替出现会产生很大的交变应力，很可能对再热器的使用寿命产生不利的影响，同时也使汽轮机中压主汽门和调门以及中压缸和中压转子产生很大交变应力，降低其使用寿命。
因此，解决加负荷过程中再热蒸汽温度波动大的问题显得尤为重要。
1、再热蒸汽系统简介
再热器分为低温再热器和高温再热器二级。
用于调节再热汽温的烟气分配挡板位于锅炉尾部竖井烟道低温再热器下部，锅炉尾部竖井烟道分为前后两部分，其中前半部分布置低温再热器，后半部分布置低温过热器，通过改变再热器侧和过热器侧的烟气流量分配来调节再热蒸汽温度。
2、加减负荷过程再热蒸汽温度波动大的原因分析
2.1 CCS(机组协调控制系统)投入状态下加负荷的特性对再热汽温的影响
按照ccs的控制逻辑，加负荷指令分别送到给水指令和燃料指令，使给水量和给煤量增加，最终使机组负荷发生变化，但二者的增加速率是不同的：给水指令按均匀的速率增加给水量，而给煤量和风量的增加是脉动的。图2为玉环电厂1号锅炉加负荷时给水量、给煤量和总风量的变化趋
这种加负荷特性，可以提高机组的负荷响应的灵敏性，但却加大了再热汽温的波动。原因如下：
如图3所示，再热器在负荷不变的稳定态下，蒸汽流量qi对应再热器吸热量，蒸汽流量q2对应再热器吸热量Q2，此时再热汽温处于额定状态（即图3中的点划线To）。加负荷过程中，再热器蒸汽流量qi与再热器吸热量Q，同时开始增加，鉴于上述的CCS加负荷特性和再热器的对流传热特性，随着给煤量与风量的迅速增加，流过再热器的烟气温度和流量亦迅速增加，再热器吸热量首先达到Q2，从而造成加负荷阶段（如图3所示的阴影区域）再热器吸热量大干对应的蒸汽流量，导致再热汽温快速上升。直到再热蒸汽流量达到qz时，蒸汽流量才与其吸热量相匹配，再热汽温向额定值回落，但由于再热蒸汽温度调节方式的惯性产生的影响（将在下面2.2节阐述），再热汽温继续下降到额定值以下，最终再热汽温回升到额定值To。
2.2再热汽温的烟气侧调节和再热器入口喷水调节都存在惯性与迟延
玉环电厂锅炉再热器的调温方式为烟气分配挡板和燃烧器摆动辅以低温再热器入口喷水的调温方式。
因为烟气分配挡板的位置在低温再热器下部，而再热器喷水又位于低温再热器入口，这两者的位置决定了其只能通过改变低温再热器蒸汽温度来控制高温再热器出口蒸汽温度，所以这个调节过程存在较大的惯性与迟延时间。
图4为玉环电厂1号锅炉加负荷时再热器入口温度与出口温度变化趋势图的对比，可以看出，从低温再热器入口蒸汽温度开始下降（喷水投入），到最终使再热蒸汽温度下降，迟延时间为260 s左右。
在自动调节过程中，较大的惯性与迟延可能引起过调，导致控制量反复震荡、无法稳定在设定值，就会出现再热汽温波动的情况，尤其是在负荷大幅度加减对汽温产生扰动的情况下，极易造成再热汽温的大幅波动。
3、改进方案
3.1对再热器汽温调节改进方案的选择
首先考虑从CCS控制逻辑方面进行改进，通过降低加负荷时给煤量的增加速率来减缓再热汽温的波动。但如果通过降低给煤量增加速率来减缓再热汽温的波动，会造成加负荷过程给水量的增加量大于燃烧产生热量的增加量，导致直流锅炉燃水比失调，从而导致过热蒸汽温度在加负荷过程中降低。同时，也会造成锅炉加负荷迟缓，达不到电网的要求。这样做从机组的效率与经济性上来说是得不偿失的。
鉴于以上的原因，考虑第二种方案：从上述分析的原因之二进行改进。
要降低再热汽温调节的惯性，最好的办法是采用蒸汽侧调节，即在再热器系统加装二级减温器，为尽可能地减少汽温调节的迟廷时间，减温器应设在高温再热器入口。
虽然从理论上讲，再热器采用喷水减温会降低机组的热效率，但从实际应用考虑，对机组效率的影响可以忽略，原因如下。
(1)喷水只在机组变工况过程中才投入，正常的稳定工况下依靠烟气挡板和燃烧器摆角来调温，减温水流量接近为0，由于变工况过程的时间相比稳定工况运行的时间要小很多，对机组效率的影响很小。
(2)喷水流量不到机组蒸汽流量的1%，按照每向再热蒸汽喷入1%的给水，机组效率下降0.1%~0.2%估算，对机组效率的影响则远小于0.1%。
因此，采用加装二级减温器的方案来解决再热汽温的波动对过热汽温没有影响、对机组的效率影响又很小，具有较大的优势和可行性。
3.2再热器喷水减温系统的改进方案（喷水管路部分的改进）
再热器改进方案如图5，图中虚线部分为新增加的减温水系统，由2只二级喷水减温器、2只电动隔离阀以及管路组成。
3.3再热器喷水减温系统的改进方案（控制逻辑部分的改进）
再热器喷水减温器的控制逻辑改进方案如图6所示，图中L是一级减温器出口温度，T是二级减温器出口温度，To是再热蒸汽温度。Ts是再热蒸汽温度设定值。图6中阴影部分为改进方案新增加的部分。
原先的控制逻辑采用的是串级调节系统，改进后的控制逻辑为：当二级减温器入口电动截止阀开启时，控制逻辑与原有逻辑相同（虽然逻辑相同，但控制的是两级喷水）．不同处是增加一个由二级减温器入口电动截止阀关闭信号控制的切换器，当二级减温器入口电动截止阀关闭时，自动切换到按一级减温器出口温度为被调副参数的串级控制方式。
4、改进方案的特点及实际应用效果
4.1改进方案的特点
(1)使用原有的一级喷水调节阀来实现两级喷水的自由切换和同时投入：在一级减温器喷水管道上装有手动隔离阀，正常运行时处于关闭状态，只投入二级喷水，在二级减温器喷水管道上装有电动隔离阀，某些需要只投入一级喷水的情况下，可以将电动隔离阀关闭，并打开一级减温器前的手动隔离阀，只投入一级喷水。减温水控制逻辑随电动隔离阀关闭自动切换。在某些事故情况下，低温再热器入口蒸汽温度可能大幅上升，这时可以开启一级喷水手动隔离阀，同时投入一、二级喷水来防止低温再热器和高温再热器超温。
(2)两级喷水共用一组调节阀，减少了2只调节阀以及相应的电源、气源、热工信号等配套设备，降低了系统改造的复杂程度，节约了改造成本。
(3)调节灵敏性高，在抑制再热蒸汽超温上效果显著，这也是这次改进方案要实现的主要目标，
(4)可以在原有的热工控制逻辑基础上稍加改进。不需要再增加新的控制逻辑。
4.2改进方案的应用效果
鉴于l、2、3号锅炉都存在加负荷时再热汽温波动大的现象，玉环电厂二期工程的4号锅炉首先在投产前的设备安装阶段实施再热器减温水系统改造，4号锅炉于07年11月投产到目前运行近1年来的情况证明其改进方案是相当成功的。图7为4号锅炉在加负荷过程中再热汽温的变化图，图7中垂直方向每一格代表温度的10℃或负荷的50 MW。
从图7与表2可以看出，在再热器减温水系统投入自动的情况下，锅炉在加负荷期间再热汽温的波动范围控制在以600℃±6℃以内，远小于未进行改造的锅炉加负荷时6100℃～580℃的波动范围。
由于4号锅炉再热器减温水系统改造的成功，2号锅炉子2008年2月实施了相同的改造，今后将利用机组检修机会完成剩余1、3号锅炉的改造。
5、结语
4号锅炉和2号锅炉运行情况证明再热器减温水系统的改造非常成功，但还有一点需要改进：这次改造延用了原来一级喷水的手动隔离阀，笔者认为应改为电动隔离阀或气动隔离阀，这有利于一级喷水的快速投入。因为在事故情况下，需要快速投入一级喷水来防止低温再热器超温。
这次改造的成功不禁使我们思考一个问题：对比控制再热汽温的效果和设备投资的多少，这种以一级减温水调节阀控制两级喷水并兼具自由切换和同时投入功能的模式是否比采用两级减温水调节阀控制两级喷水或只有一级减温水调节阀控制一级喷水的模式更具有优势？是否可以作为一种成熟的再热器减温水系统布置模式？这为今后超超临界压力直流燃煤锅炉再热器减温水系统的设计以及锅炉再热器减温水系统的改造提供了一个新的思路。
相关生物质锅炉颗�；罚�
1、
生物质蒸锅
2、
秸秆压块机
3、
木屑颗�；�
