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【摘 要】机组运行中退运高加汽侧，由于给水温度降低，易出现主汽温超温的情况，对过热器管道和汽轮机高压缸等设备的安全运行造成威胁。本文旨在结合现场情况，分析退运高加汽侧过程中导致主汽温超温的原因，总结经验，采取应对措施解决高加退运汽侧导致锅炉主汽温超温的问题。
【关键词】高加；超温；分析；措施
1 机组简介
粤泷发电公司2号锅炉为东方锅炉设计制造的DG420/13.7-II2型锅炉，一次中间再热п型布置、超高压自然循环汽包炉、12台燃烧器分三层四角布置，切圆燃烧、平衡通风、中储式制粉系统，配有两台钢球磨煤机，原设计燃用无烟煤，2012年进行了锅炉的烟煤改造，开始燃用烟煤，高温过热器受热面增加约357㎡。过热器的温度调节采用喷水减温为主，在全大屏过热器至屏式过热之间布置一级喷水减温，在屏式过热器至高温过热器之间布置二级喷水减温器，喷水水源取自高压加热器前锅炉给水。2号汽轮机为上海汽轮机厂设计制造的N135—13.24/535/535型汽轮机，超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴凝汽式汽轮机，配有两台高压加热器，分别为JG-490-5-1、JG-450-5-2，出水温度分别为222.3℃，240℃。5号高加的汽源是二段抽汽，6号高加的汽源是一段抽汽。
2 操作经过
2.1操作前机组工况
7月13日15：40，2号机组负荷100MW，两台制粉系统运行，12台给粉机运行。锅炉、汽机均为手动调节方式，机组负荷由锅炉手动控制。锅炉汽包水位投自动，过热器减温水投自动。汽轮机高压调门为顺序阀控制方式，开度为119（全开为135）。巡查发现五号高加疏水至除氧器调整门管道有砂眼漏汽，运行人员与维修人员现场检查后决定退运高加汽侧对漏汽管道焊接处理。
2.2退运高加汽侧的汽机侧操作
16：00开始退运5、6号高加汽侧，采用一段抽汽、二段抽汽电动门同时慢慢节流的方式，以保证主给水温度缓慢平稳下降。16：30完全退出高加汽侧。16：30配合锅炉调整主汽温将汽机高压调门开度由119开大至135。
2.3退运高加汽侧的锅炉侧操作
16：23 锅炉B侧主汽温上升较快，退出B侧主汽温减温水调整门自动，手动调整，将过热器减温水量调到最大，B侧主汽温仍在上升。16：24采用节流主给水电动门提高减温水压力来提高减温水流量，主给水电动门前后差压由0.5MPa升至2.0MPa，减温水量上升幅度较大，B侧主汽温上升至548℃开始下降。16：28 B侧主汽温度降至502℃，运行人员将主给水电动门开大，主给水电动门前后差压由2.0MPa降至0.5Mpa，主给水流量瞬间变大，汽包水位达+75mm，3号给水泵勺管跳自动，运行人员手动调稳汽包水位。16：31锅炉B侧主汽温度最高升至573℃，对应的汽机侧主汽温548℃，过热器管壁温度最高560℃。经手动调节加大减温水量，将上层给粉机指令由90%降低至20%，B侧主汽温开始下降。16：34 B侧主汽温下降至543℃，16：37又上升至561℃。16：37节流主给水电动门，主给水电动门前后差压由0.5Mpa升至1.2MPa，通过稳定负荷，调节减温水量，主汽温得到控制。主要参数变化如表1所示：
3 原因分析
汽轮机运行技术标准规定：当全部高加切除时，允许发出125MW，本次退运高加汽侧时负荷100MW，符合规程要求。汽机在退运高加汽侧时，从表1可以看出，从16：00开始退运高加汽侧，至16：30高加汽侧完全退出，给水温度下降平均速度在2.4℃/min，最大给水温度下降速度是3.8℃/min，远远小于规程规定的高加汽侧在退运时给水温度下降速度不超过10℃/min，符合规程的要求。虽说退运高加汽侧会使汽轮机抽汽量减小，做功蒸汽增加使机组负荷上升，但本次操作退运抽汽时采用慢慢节流抽汽电动门的方法，操作平缓，而且整个退运汽侧过程时间较长，对机组负荷的影响基本可以忽略。所以造成锅炉B侧主汽温超温的原因在锅炉侧。主要原因分析如下：
3.1锅炉烟煤改造后退运高加汽侧，减温水量大幅增加
高加退运汽侧，导致给水温度降低，从给水加热到饱和蒸汽需要的热量增加，如不增加燃料量，蒸发量将要下降，如要维持蒸发量不变，必须增加燃料量，这必将使过热器烟气侧的传热量增加，使过热汽温升高[3]。此次操作是锅炉烟煤改造后的第一次运行中退运高加汽侧操作，由于锅炉烟煤改造后工况与之前变化较大，再加上高温过热器受热面增加357㎡，使主汽温控制起来充满了难度。如表2所示，在100MW负荷下，高加退运后的减温水量是高加投运时的4倍。减温水的大量增加使汽温较难控制，尤其在退运高加汽侧这个工况转换过程中的减温水量控制更是充满难度。
3.2锅炉给粉机下粉不均，退运高加汽侧过程中大量下粉导致负荷突升
由于风粉混合器存在缺陷，锅炉经常出现多台给粉机下粉不均的情况，下粉时多时少，时有时无，对机组负荷的稳定造成较大影响。本次退运高加汽侧过程中，16：28-16：31锅炉C-C给粉机、A-C给粉机开始有粉下，查历史曲线C-C风粉混合温度由190℃降至180℃，A-C风粉混合温度由180℃降至165℃，一次风速也出现下降，说明给粉机下粉量突然增加，进入炉膛的燃料量增加，锅炉的燃烧率增强，负荷由92MW冲至100MW，导致B侧主汽温快速上升，较难控制。
3.3 B侧主蒸汽通流量小，汽温较难控制
由于汽轮机调门是顺序阀控制，调门压在119开度，此时GV4是全关的，GV1、GV4对应的是B侧主蒸汽管，所以B侧主蒸汽管流通面积小， B侧汽温相对A侧较难调整。尤其是在主汽温度高时，此时开调门从119开至124过程中，GV3由40%开至100%，GV4由3.6%开至9.1%，此时出现A侧主蒸汽管流量大，B侧蒸汽管流量小，故而产生A侧主汽温没超，而B侧主汽温狂升的状态。这种判断可以从汽机侧B侧主汽温度只有548℃，没有快速上升中得到验证。 3.4运行人员操作幅度较大
（1）手动调整减温水量幅度较大
由表1可以看出，16：24发现B侧主汽温度上升，减温水量不足，退出减温水调节阀自动，采用节流主给水电动门提高减温水量，B侧一级减温水量由3.5 T/H升至7.0 T/H，B侧二级减温水量由2.7 T/H升至11 T/H，B侧主汽温最高升至548℃开始下降，随后于16：28又造成低温502℃，此时又开大主给水电动门，减小减温水量，B侧一级减温水量调小至2.9T/H，B侧二级减温水量调小至0T/H，随后汽温开始上升。16：31 B侧主汽温达573℃，16：34 B侧主汽温降至543℃，由于减温水量减小幅度大，16：37 B侧主汽温上升至561℃。在控制主汽温的过程中，运行人员手动调整减温水量幅度过大。
（2）节流主给水电动门操作幅度大
减温水量不足时节流主给水电动门，主给水电动门前后压差由0.5MPa升至2.0Mpa，减温水量大幅度增加。在发现汽温下降时，16：28又开大了主给水电动门，导致给水流量瞬间增大，造成锅炉汽包水位达+75mm，3号给水泵跳自动，在调稳水位过程中，对汽温调节造成了短时间的忽视，使B侧主汽温快速上升于16：31达573℃。在节流主给水电动门时操作幅度过大。
4 应对措施
主汽温度的控制是电厂过程控制中的一个难点[4]，主汽温度容易受到多种因素的影响，如烟气温度变化、负荷的变化、燃料量的变化、给水温度变化、减温水流量变化等。加之主汽温度是一个迟延现象比较严重的对象，尤其在退运高加汽侧这种工况转换过程中，无论是PID汽温反馈控制和退出自动手动调节都充满难度，下面就针对退运高加汽侧造成B侧主汽温度超温的情况，采取如下应对措施：
4.1退运高加汽侧操作前，提前调整运行工况
（1）提前节流主给水电动门，从这次经验来看，主给水电动门前后差压调至1.2Mpa为宜，既不影响给水流量和汽包水位，又让减温水量有足够的裕度。
（2）停运一侧制粉系统，实践表明，停运一侧制粉系统时，送入炉膛的三次风量减少，使对流过热器的换热量减小，过热器减温水量会减小，对退运高加汽侧时主汽温的平稳控制提供了有利条件。
（3）在退运高加汽侧操作前，将汽轮机高压调门开至128以上，以保证A、B侧主蒸汽通流量相当，有利于主汽温的调整。待高加汽侧退运完成后，工况相对稳定，再试着关小高压调门来提高一次调频动作合格率。
4.2退运高加汽侧操作时，稳定负荷，避免大幅度操作
（1）退运高加汽侧时，将机组负荷调稳。安全考虑，退运高加汽侧的机组负荷以不超过100MW为宜。将下粉不稳定的给粉机停运，避免下粉时有时无，时少时多造成负荷波动。
（2）在汽温调节过程中要有针对性，前瞻性，了解减温水阀与减温水流量的对应关系，操作幅度控制好，适时适度调节，以免引起汽温大幅度波动。
（3）汽机侧退运高加汽侧应平缓，主给水温度下降速度不超5℃/min为宜。
4.3利用机组检修期间，更换给粉机风粉混合器
原来燃用无烟煤的风粉混合器无法适应烟煤改造后的工况。原来燃用无烟煤的风粉混合器里的防磨内衬板有两块，依次为一上、一下，两块之间存在间隙，一次风窜风至下粉管而影响给粉机的下粉均匀性。更换成全负压型风粉混合器，即风粉混合器里的防磨内衬板由两块改成一块并加长使下粉更均匀。
结束语
以上对退运高加汽侧造成B侧主汽温度超温的原因进行分析，并在运行操作方面和设备更换方面采取应对措施，在接下来的多次退运高加汽侧的操作中未出现主汽温超温的情况。在分析问题和解决问题的过程中不断总结经验、提升了电厂运行人员分析解决问题的能力，保证设备安全运行。
参考文献：
[1]粤泷发电公司 粤泷发电公司锅炉运行技术标准[S].2012
[2]粤泷发电公司 粤泷发电公司汽轮机运行技术标准[S].2012
[3]张永涛.锅炉设备及系统[M].北京：中国电力出版社，1998
[4]王沛然.主汽温新型控制系统设计与研究[D].华北电力大学，2005
作者简介：付春冶（1980--），男，黑龙江大庆人。高级技师，工程师，从事火电厂集控运行工作。
【关键词】高加；超温；分析；措施
1 机组简介
粤泷发电公司2号锅炉为东方锅炉设计制造的DG420/13.7-II2型锅炉，一次中间再热п型布置、超高压自然循环汽包炉、12台燃烧器分三层四角布置，切圆燃烧、平衡通风、中储式制粉系统，配有两台钢球磨煤机，原设计燃用无烟煤，2012年进行了锅炉的烟煤改造，开始燃用烟煤，高温过热器受热面增加约357㎡。过热器的温度调节采用喷水减温为主，在全大屏过热器至屏式过热之间布置一级喷水减温，在屏式过热器至高温过热器之间布置二级喷水减温器，喷水水源取自高压加热器前锅炉给水。2号汽轮机为上海汽轮机厂设计制造的N135—13.24/535/535型汽轮机，超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴凝汽式汽轮机，配有两台高压加热器，分别为JG-490-5-1、JG-450-5-2，出水温度分别为222.3℃，240℃。5号高加的汽源是二段抽汽，6号高加的汽源是一段抽汽。
2 操作经过
2.1操作前机组工况
7月13日15：40，2号机组负荷100MW，两台制粉系统运行，12台给粉机运行。锅炉、汽机均为手动调节方式，机组负荷由锅炉手动控制。锅炉汽包水位投自动，过热器减温水投自动。汽轮机高压调门为顺序阀控制方式，开度为119（全开为135）。巡查发现五号高加疏水至除氧器调整门管道有砂眼漏汽，运行人员与维修人员现场检查后决定退运高加汽侧对漏汽管道焊接处理。
2.2退运高加汽侧的汽机侧操作
16：00开始退运5、6号高加汽侧，采用一段抽汽、二段抽汽电动门同时慢慢节流的方式，以保证主给水温度缓慢平稳下降。16：30完全退出高加汽侧。16：30配合锅炉调整主汽温将汽机高压调门开度由119开大至135。
2.3退运高加汽侧的锅炉侧操作
16：23 锅炉B侧主汽温上升较快，退出B侧主汽温减温水调整门自动，手动调整，将过热器减温水量调到最大，B侧主汽温仍在上升。16：24采用节流主给水电动门提高减温水压力来提高减温水流量，主给水电动门前后差压由0.5MPa升至2.0MPa，减温水量上升幅度较大，B侧主汽温上升至548℃开始下降。16：28 B侧主汽温度降至502℃，运行人员将主给水电动门开大，主给水电动门前后差压由2.0MPa降至0.5Mpa，主给水流量瞬间变大，汽包水位达+75mm，3号给水泵勺管跳自动，运行人员手动调稳汽包水位。16：31锅炉B侧主汽温度最高升至573℃，对应的汽机侧主汽温548℃，过热器管壁温度最高560℃。经手动调节加大减温水量，将上层给粉机指令由90%降低至20%，B侧主汽温开始下降。16：34 B侧主汽温下降至543℃，16：37又上升至561℃。16：37节流主给水电动门，主给水电动门前后差压由0.5Mpa升至1.2MPa，通过稳定负荷，调节减温水量，主汽温得到控制。主要参数变化如表1所示：
3 原因分析
汽轮机运行技术标准规定：当全部高加切除时，允许发出125MW，本次退运高加汽侧时负荷100MW，符合规程要求。汽机在退运高加汽侧时，从表1可以看出，从16：00开始退运高加汽侧，至16：30高加汽侧完全退出，给水温度下降平均速度在2.4℃/min，最大给水温度下降速度是3.8℃/min，远远小于规程规定的高加汽侧在退运时给水温度下降速度不超过10℃/min，符合规程的要求。虽说退运高加汽侧会使汽轮机抽汽量减小，做功蒸汽增加使机组负荷上升，但本次操作退运抽汽时采用慢慢节流抽汽电动门的方法，操作平缓，而且整个退运汽侧过程时间较长，对机组负荷的影响基本可以忽略。所以造成锅炉B侧主汽温超温的原因在锅炉侧。主要原因分析如下：
3.1锅炉烟煤改造后退运高加汽侧，减温水量大幅增加
高加退运汽侧，导致给水温度降低，从给水加热到饱和蒸汽需要的热量增加，如不增加燃料量，蒸发量将要下降，如要维持蒸发量不变，必须增加燃料量，这必将使过热器烟气侧的传热量增加，使过热汽温升高[3]。此次操作是锅炉烟煤改造后的第一次运行中退运高加汽侧操作，由于锅炉烟煤改造后工况与之前变化较大，再加上高温过热器受热面增加357㎡，使主汽温控制起来充满了难度。如表2所示，在100MW负荷下，高加退运后的减温水量是高加投运时的4倍。减温水的大量增加使汽温较难控制，尤其在退运高加汽侧这个工况转换过程中的减温水量控制更是充满难度。
3.2锅炉给粉机下粉不均，退运高加汽侧过程中大量下粉导致负荷突升
由于风粉混合器存在缺陷，锅炉经常出现多台给粉机下粉不均的情况，下粉时多时少，时有时无，对机组负荷的稳定造成较大影响。本次退运高加汽侧过程中，16：28-16：31锅炉C-C给粉机、A-C给粉机开始有粉下，查历史曲线C-C风粉混合温度由190℃降至180℃，A-C风粉混合温度由180℃降至165℃，一次风速也出现下降，说明给粉机下粉量突然增加，进入炉膛的燃料量增加，锅炉的燃烧率增强，负荷由92MW冲至100MW，导致B侧主汽温快速上升，较难控制。
3.3 B侧主蒸汽通流量小，汽温较难控制
由于汽轮机调门是顺序阀控制，调门压在119开度，此时GV4是全关的，GV1、GV4对应的是B侧主蒸汽管，所以B侧主蒸汽管流通面积小， B侧汽温相对A侧较难调整。尤其是在主汽温度高时，此时开调门从119开至124过程中，GV3由40%开至100%，GV4由3.6%开至9.1%，此时出现A侧主蒸汽管流量大，B侧蒸汽管流量小，故而产生A侧主汽温没超，而B侧主汽温狂升的状态。这种判断可以从汽机侧B侧主汽温度只有548℃，没有快速上升中得到验证。 3.4运行人员操作幅度较大
（1）手动调整减温水量幅度较大
由表1可以看出，16：24发现B侧主汽温度上升，减温水量不足，退出减温水调节阀自动，采用节流主给水电动门提高减温水量，B侧一级减温水量由3.5 T/H升至7.0 T/H，B侧二级减温水量由2.7 T/H升至11 T/H，B侧主汽温最高升至548℃开始下降，随后于16：28又造成低温502℃，此时又开大主给水电动门，减小减温水量，B侧一级减温水量调小至2.9T/H，B侧二级减温水量调小至0T/H，随后汽温开始上升。16：31 B侧主汽温达573℃，16：34 B侧主汽温降至543℃，由于减温水量减小幅度大，16：37 B侧主汽温上升至561℃。在控制主汽温的过程中，运行人员手动调整减温水量幅度过大。
（2）节流主给水电动门操作幅度大
减温水量不足时节流主给水电动门，主给水电动门前后压差由0.5MPa升至2.0Mpa，减温水量大幅度增加。在发现汽温下降时，16：28又开大了主给水电动门，导致给水流量瞬间增大，造成锅炉汽包水位达+75mm，3号给水泵跳自动，在调稳水位过程中，对汽温调节造成了短时间的忽视，使B侧主汽温快速上升于16：31达573℃。在节流主给水电动门时操作幅度过大。
4 应对措施
主汽温度的控制是电厂过程控制中的一个难点[4]，主汽温度容易受到多种因素的影响，如烟气温度变化、负荷的变化、燃料量的变化、给水温度变化、减温水流量变化等。加之主汽温度是一个迟延现象比较严重的对象，尤其在退运高加汽侧这种工况转换过程中，无论是PID汽温反馈控制和退出自动手动调节都充满难度，下面就针对退运高加汽侧造成B侧主汽温度超温的情况，采取如下应对措施：
4.1退运高加汽侧操作前，提前调整运行工况
（1）提前节流主给水电动门，从这次经验来看，主给水电动门前后差压调至1.2Mpa为宜，既不影响给水流量和汽包水位，又让减温水量有足够的裕度。
（2）停运一侧制粉系统，实践表明，停运一侧制粉系统时，送入炉膛的三次风量减少，使对流过热器的换热量减小，过热器减温水量会减小，对退运高加汽侧时主汽温的平稳控制提供了有利条件。
（3）在退运高加汽侧操作前，将汽轮机高压调门开至128以上，以保证A、B侧主蒸汽通流量相当，有利于主汽温的调整。待高加汽侧退运完成后，工况相对稳定，再试着关小高压调门来提高一次调频动作合格率。
4.2退运高加汽侧操作时，稳定负荷，避免大幅度操作
（1）退运高加汽侧时，将机组负荷调稳。安全考虑，退运高加汽侧的机组负荷以不超过100MW为宜。将下粉不稳定的给粉机停运，避免下粉时有时无，时少时多造成负荷波动。
（2）在汽温调节过程中要有针对性，前瞻性，了解减温水阀与减温水流量的对应关系，操作幅度控制好，适时适度调节，以免引起汽温大幅度波动。
（3）汽机侧退运高加汽侧应平缓，主给水温度下降速度不超5℃/min为宜。
4.3利用机组检修期间，更换给粉机风粉混合器
原来燃用无烟煤的风粉混合器无法适应烟煤改造后的工况。原来燃用无烟煤的风粉混合器里的防磨内衬板有两块，依次为一上、一下，两块之间存在间隙，一次风窜风至下粉管而影响给粉机的下粉均匀性。更换成全负压型风粉混合器，即风粉混合器里的防磨内衬板由两块改成一块并加长使下粉更均匀。
结束语
以上对退运高加汽侧造成B侧主汽温度超温的原因进行分析，并在运行操作方面和设备更换方面采取应对措施，在接下来的多次退运高加汽侧的操作中未出现主汽温超温的情况。在分析问题和解决问题的过程中不断总结经验、提升了电厂运行人员分析解决问题的能力，保证设备安全运行。
参考文献：
[1]粤泷发电公司 粤泷发电公司锅炉运行技术标准[S].2012
[2]粤泷发电公司 粤泷发电公司汽轮机运行技术标准[S].2012
[3]张永涛.锅炉设备及系统[M].北京：中国电力出版社，1998
[4]王沛然.主汽温新型控制系统设计与研究[D].华北电力大学，2005
作者简介：付春冶（1980--），男，黑龙江大庆人。高级技师，工程师，从事火电厂集控运行工作。