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摘要：本文通过介绍660MW超临界燃煤机组给水RB试验的程序和方法，对给水RB试验前的检查项目、RB控制策略、燃烧优化调整、给水控制以及试验重点监视项目等的重点描述，使大家了解给水RB试验的整个过程，掌握给水RB试验的方法，避免试验过程中造成设备的损坏事故的发生，防止经济利益的损失。
关键词：给水RB试验；控制策略；燃烧优化；给水控制
汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。汽轮机型号：N66025/600/600该汽轮机采用复合变压运行方式；汽轮机具有八级非调整回热抽汽。每台机组配两台50%的汽泵，电泵仅是启动电泵（不是全压泵），未设有联启电泵RB。
1 试验过程描述
2月17日，靖江电厂#2机组（660MW超超临界机组），负荷在610MW进行汽泵RB，整个RB过程基本无人干预，极其成功，中间温度控制在35～53℃（先升后将的趋势）基本稳定，保证水冷壁受热面安全；主汽温度下降仅17℃，；8min后负荷降至目标负350MW（365MW是复位负荷），主汽压力滑至185MPa；运行给水泵出力仅在1100t/h左右，转速4700rpm左右，辅机各项参数稳定；炉膛负压最大波动仅800Pa。
2 RB试验前检查项目
1）一次风机、送风机、引风机、制粉系统、汽泵状态检查，确认设备运转正常。2）确认给水自动（且2台汽泵再循环调阀均投入自动，防止出现闷泵）、燃料主控、炉膛负压自动、总风量自动、一次风压自动、各台给煤机自动、各台磨风量和风温自动、二次风箱自动、及CCS协调和焓值校正等炉侧所有自动投入。3）确认机组负荷660MW，RB功能已投入；且各项主要参数正常（负荷、汽温、汽压、燃煤量、给水流量、过热度及真空、除氧器、凝汽器水位等）。4）锅炉各项主保护、磨煤机保护及各台风机、汽动给水泵所有保护均投入。5）主要辅机参数正常（如风机、磨/给煤机、汽泵），无影响带负荷出力的重大缺陷。6）风机动叶、出口挡板；磨煤机进出口快关门、冷/热风调门，及汽泵出口门、高/低压调门等执行机构无卡涩、动作正常。7）2个50%高旁和25%的启动旁路、低旁、及高/低旁减温水均投入自动，且应考验可靠动作；且炉侧各再热器安全门压紧装置均全部拆除；（旁路带有快开功能；如旁路无快开功能，则旁路不应开启）。8）机组高负荷或满负荷运行不少于4小时，锅炉各处金属充分吸熱、膨胀，各项参数趋于稳定。9）大屏幕显示主系统运行画面和RB主要参数曲线。10）热工专业完成各项RB的静态仿真试验，且实际试验前对各项RB回路等相关逻辑再次确认检查。11）厂用直流及UPS电源运行正常，能确保事故照明及安全停机的可靠供电，历史站、SOE（事故追忆 sequence of emergency）工作正常。12）试验前进行技术交底、安排好各操作盘及相关人员的工作任务；交代清楚试验步骤、方法、危险点、调整方法及紧急停机条件。13）清理试验时无关人员、保持现场秩序，与就地人员通讯可靠。
3 RB试验过程自动控制策略
过程：在RB投入后，就地按下指定设备事故按钮，设备跳闸，触发相关RB。RB触发后，锅炉由CCS方式（协调）切换至TF方式（机跟随），汽机主控调节机前压力以一定速率（02MPa/min）降压；磨煤机以10秒间隔跳闸（RB指令触发后首先无延时跳闸F磨、后延时10S跳闸E磨，并联锁关闭跳闸磨相关阀门挡板；保留下四台磨运行，后通过燃烧主控以一定的速率调节至目标负荷对应煤量）；过热器、再热器减温水调节门和各级电动门立即联锁关闭；负荷至360MW，RB指令复位。
4 燃烧优化控制
RB燃料的控制思路是：RB发生后，切除锅炉主控的自动，锅炉指令由RB目标值折算的燃料量开环控制，即RB目标值折算的煤量是由RB发生前一时刻的煤量与负荷的比值，乘以RB目标负荷计算出来的，这样基本可使其带至目标负荷的对应煤量，同时有效避免煤质变化引起的RB目标煤量的偏差。同时对于保留的磨煤机在跳磨后有煤量闭锁逻辑。
RB的跳磨由原以上跳闸F、E、B磨，保留A、B、C磨运行改为以跳闸F、A、E磨的顺序，保留中间3台B、C、D磨运行，其因火焰中心的上移，有利于减缓主汽/再热温度下降；同时使水冷壁蒸发段相比（第一种方案）退后，对于水冷壁安全运行有所裨益（即防止其超温）。 还有对于跳闸磨的间隔时间由原来8S，改为10S，时间延长，依据主要是前跳闸2台磨的汽温、负压参数依据，进而保证负压的可控范围内，也有利于主汽/再热汽温的控制。
其总风量、一次风压按照其锅炉指令或煤量指令进行调节，但是在RB期间，需重点注意因磨跳闸造成的一次风压突升，（期间最高由10.7KPa瞬时升高至12.4KPa，在风机安全运行范围内），对此部分电厂为防止风机失速，在非一次风机RB过程中，一次风机动叶有超驰关小5%～8%的逻辑。
5 滑压曲线的关键性
在RB过程中，尤其是给水RB，滑压曲线直接关系到其RB成功，因为在TF方式下的下，主汽压力设定值直接影响汽轮机调速汽门的开度，一方面影响机组减负荷的速率，而其也密切影响到分离器出口温度、主汽温度等参数，如在RB过程中实际主汽压力下降过快或过低，会使对应锅炉的蓄热量快速减少，进而造成主汽温度下降幅度过大；另一方面直接影响到四抽和冷再的压力，进而决定运行汽泵是否正常，如在部分电厂RB过程中，为了控制炉侧汽温下降速率，保持较高的主汽压力，对应大机调门关小，四抽和冷再的压力减少，进而发生运行汽泵打不上水，造成MFT的事故。
靖江电厂给水RB，滑压曲线采取与负荷对应曲线，即原目标负荷350MW对应的18.3MPa的主汽压力，其滑压速率调整至0.5MPa/min，经试验证明其基本合理，不仅有利于减缓主汽温度下降，适当快速关小大机调门；也保证四抽压力的可靠性，期间四抽压力维持在0.74MPa左右。 在此强调四抽或冷再压力的维持，是保证运行汽泵是否正常出力的前提；同时为防止RB过程出现意外，RB试验时可依靠启动锅炉或临机保证辅助蒸汽母管压力，一方面汽泵汽源作为备用，同时也是抽封等备用汽源。
6 RB的给水控制和温度控制
给水控制的主要思路是，RB动作后（一台汽泵跳闸后），运行汽泵超驰以最大的速率提高转速15S，后依靠原协调自动曲线设计的水煤比曲线，负荷对应的给水量进行汽泵控制。 同时给水量也采用中间点的温度修正（中间点温度上涨时，适当增加给水量；下降则相反）。
前面运行汽泵超驰提高转速15S，主要是保证因瞬时一台汽泵跳闸，及其燃料量变化的相应较慢和锅炉蓄热的影响，进行的一个预设水煤比瞬时匹配参数，也有利于保证水冷壁受热面安全。如预设时间过短，可能会使中间点温度上涨，易造成水冷壁超温的问题；如预设时间过长，会造成炉内水冷壁受热面等吸热量过大，加速主汽/再热汽温下降。主要依靠原2磨RB，及其给水RB的特殊性（一台给水泵跳闸）进行预设置。分离器出口温度控制是给水RB的重要点之一，动作期间控制合理的煤水比对超临界直流锅炉安全运行极为重要，一台给水泵跳闸，煤水比严重失调，容易发生的就是锅炉水冷壁超温。在RB动作后，查曲线约3min后，中间点温度上身至最高点53℃，部分水冷壁管壁出现快速上涨现象，有几个点超过470℃（该锅炉水冷壁壁温报警515℃）。所以中间点温度和对应的水冷壁壁温也是其监视要点之一，根据其特性可适当手动干预，如设置在RB动作前或试验初期，适当设低其中间点温度定值；待水冷壁参数等稳定进行修改。RB期间，因燃料量的快速减少，炉膛温度下降、火焰中心下移，及其水冷壁蒸发段（汽化点）前移，炉膛的辐射吸热量变大，总烟气量下降等因素，会造成主汽温度/再热蒸汽温度快速下降，（RB主汽温度和再热蒸汽温度超温的可能性较少）。所以RB动作后出现连锁关闭过热器、再热蒸汽减温水调门或闭锁1min左右，后根据各级受热面温升情况进行调节的逻辑。 同时保证汽温下降速率可控与以上所述燃烧/给水的匹配，滑压曲线和速率等有很大关系。同时需要指出的是：给水RB，中间点温度适当，过高水冷壁易超温，过低则影响主汽温度，期间尤其是后期恢复过程中需要人为干涉，进行匹配（因锅炉瞬时的蓄热量难以匹配）。及其后期主汽/再热温度上涨时，注意减温水自动的根据情况，防止出现超温现象.
7 给水RB过程注意事项
1）RB触发后，确认跳闸设备出口门联关，确认另一侧风机、汽泵出力相应增加，达到运行要求，同时不超电流。
2）检查确认减温水调节门联关、制粉系统正常跳闸。否则手动关闭，并依次手动紧急停磨。
3）RB动作时注意监视汽轮机的主要参数，如出现主蒸汽温度突降至10min下降50℃，或振动、轴温超限应果断打闸停机。
4）汽泵RB时，应注意保留汽泵的汽源稳定，且调节门开度余量充足；且在快速升高汽泵转速时，注意监视汽泵振动、轴温等各项参数；如出现参数异常、且至跳闸值应果断打闸。对于非汽泵RB，应严密监视2台汽泵的參数（主要时转速、出口压力、流量），防止出现抢水或闷泵事故；如期间出现2台汽泵抢水或闷泵，可立即切汽泵自动进行手动干预或直接打掉不出力的汽泵，快速调节。
5）RB后注意监视锅炉主蒸汽温度、再热汽温的监视。
6）RB结束后，辅机并列问题。因操作不当发生风机失速、抢风、汽泵抢水等现象，导致一次风压、二次风量、炉膛负压、给水流量等参数剧烈波动。因此在并列设备时不可在低负荷长期停留，及时投入相关自动，注意调节时此增彼减，给水泵并列要配合再循环阀的操作。同时辅机并列后，待各项参数稳定，及时投入自动，注意升负荷速率，不可过快，如出现异常，应暂缓升负荷。
7）同时根据超临界直流锅炉的特性，在RB动作时，应防止锅炉受热面超温（主要是水冷壁）。
超温的原因主要有：a）水煤比严重失调，给水量降低过多；b）发生汽泵抢水事故；c）直流炉减温水调阀或总阀超驰关闭时间过长；d）RB后煤量反调；跳闸磨煤机的出入口门未联锁关闭。预防措施主要有：a）进行汽泵与汽泵并列运行最大出力试验，找出并列运行最佳参数；b）直流炉水煤比设定值曲线应在制造厂的基础上根据当前煤质和实际运行情况修正、优化，中间点温度自动调节速度应能与降负荷速度相匹配；c）为防止汽温骤降所做的减温水调阀超驰关闭应选取适当时间，不应过长；RB触发并跳磨后应确保总给煤量闭锁增；d）所有RB试验跳闸磨应联锁关闭出入口快关闸板，保证热负荷降低速度。
8） 主蒸汽/再热蒸汽温度突降。
汽温骤降原因：a）非给水RB时发生2台汽泵抢水或闷泵事故。b）直流炉RB水煤比自动控制参数不合适，给水量减少过慢。c）直流炉减温水调阀或总阀没有超驰关闭或关闭时机滞后。d）非一次风机RB试验轴流一次风机失速从停运侧跑风，热一次风压降低过多。
预控措施：a）进行汽泵与汽泵并列运行最大出力试验，找出并列运行最佳参数。b）直流炉水煤比设定值曲线应在制造厂的基础上根据当前煤质和实际运行情况修正、优化，中间点温度自动调节速度应能与降负荷速度相匹配。c）直流炉RB试验可增设减温水调阀的超驰关闭逻辑，避免快速降负荷导致减温水自动失灵。d）两级轴流一次风机可设置动叶超驰降低开度指令的逻辑，可设置联络风门联关脉冲指令。
9）炉膛负压超限。
炉膛负压超限原因：a）引风机动叶死区大，调节特性不好，自动发散。b）负压自动调节参数满足不了剧烈扰动工况下调整要求。c）跳磨间隔时间过短。d）送引风机RB试验时联锁未动作或保留侧风机叶片超驰调节过快。e）风机动自动调节回路有指令与反馈偏差超限切除自动逻辑，过早切除自动的应设置合理限值。
预控措施：a）动叶传动应检查执行器和机械传动机构的死区，电动执行机构死区控制在1.5%以内，加上机械传动机构的旷量，全部死区控制在3%以内。b）炉膛负压自动应尽早投入，经过充分的扰动试验优化参数。c）跳磨时间间隔不宜过短，一般在10s左右。d）送引风机RB在送（引）风机跳闸后应同时联锁跳闸本侧引（送）风机，有超驰增加保留侧风机出力逻辑的应注意控制速度不宜过快。e）风机动动叶自动调节回路有指令与反馈偏差超限切除自动逻辑的应设置合理限值，防止无谓切除自动导致试验失败。
10）辅机超负荷运行跳闸。
辅机超负荷运行原因：a）保留侧辅机未设置调节指令上限。b）保留侧辅机自动调节增负荷过快。c）滑压曲线设置不合适或燃料未及时降至目标值，负荷降低过慢。d）辅机自身有缺陷，带不了50%额定负荷。
预控措施：a）RB试验前应根据单侧辅机出力试验结果合理设置试验辅机调节指令上限，防止超负荷运行。b）保留侧辅机调节速度应设置上限，防止过快增加开度指令。c）为保证降负荷速度应合理设置滑压曲线或采用定压方式，RB静态试验应确保跳磨逻辑的成功性，磨煤机出入口快关闸板在试验前应确保能正常关闭。
参考文献：
[1]火力发电建设工程启动试运及验收规程[DL/T54372009].
[2]火力发电厂调试技术规范（DL/T 52942013）.
[3]火电发电机组辅机故障减负荷技术规程（DL/T 12132013）.
作者简介：赵迁（1981），男，工程师，中国能源建设集团华北电力试验研究院有限公司整套事业部调总、汽轮机技术研究所所长。
关键词：给水RB试验；控制策略；燃烧优化；给水控制
汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。汽轮机型号：N66025/600/600该汽轮机采用复合变压运行方式；汽轮机具有八级非调整回热抽汽。每台机组配两台50%的汽泵，电泵仅是启动电泵（不是全压泵），未设有联启电泵RB。
1 试验过程描述
2月17日，靖江电厂#2机组（660MW超超临界机组），负荷在610MW进行汽泵RB，整个RB过程基本无人干预，极其成功，中间温度控制在35～53℃（先升后将的趋势）基本稳定，保证水冷壁受热面安全；主汽温度下降仅17℃，；8min后负荷降至目标负350MW（365MW是复位负荷），主汽压力滑至185MPa；运行给水泵出力仅在1100t/h左右，转速4700rpm左右，辅机各项参数稳定；炉膛负压最大波动仅800Pa。
2 RB试验前检查项目
1）一次风机、送风机、引风机、制粉系统、汽泵状态检查，确认设备运转正常。2）确认给水自动（且2台汽泵再循环调阀均投入自动，防止出现闷泵）、燃料主控、炉膛负压自动、总风量自动、一次风压自动、各台给煤机自动、各台磨风量和风温自动、二次风箱自动、及CCS协调和焓值校正等炉侧所有自动投入。3）确认机组负荷660MW，RB功能已投入；且各项主要参数正常（负荷、汽温、汽压、燃煤量、给水流量、过热度及真空、除氧器、凝汽器水位等）。4）锅炉各项主保护、磨煤机保护及各台风机、汽动给水泵所有保护均投入。5）主要辅机参数正常（如风机、磨/给煤机、汽泵），无影响带负荷出力的重大缺陷。6）风机动叶、出口挡板；磨煤机进出口快关门、冷/热风调门，及汽泵出口门、高/低压调门等执行机构无卡涩、动作正常。7）2个50%高旁和25%的启动旁路、低旁、及高/低旁减温水均投入自动，且应考验可靠动作；且炉侧各再热器安全门压紧装置均全部拆除；（旁路带有快开功能；如旁路无快开功能，则旁路不应开启）。8）机组高负荷或满负荷运行不少于4小时，锅炉各处金属充分吸熱、膨胀，各项参数趋于稳定。9）大屏幕显示主系统运行画面和RB主要参数曲线。10）热工专业完成各项RB的静态仿真试验，且实际试验前对各项RB回路等相关逻辑再次确认检查。11）厂用直流及UPS电源运行正常，能确保事故照明及安全停机的可靠供电，历史站、SOE（事故追忆 sequence of emergency）工作正常。12）试验前进行技术交底、安排好各操作盘及相关人员的工作任务；交代清楚试验步骤、方法、危险点、调整方法及紧急停机条件。13）清理试验时无关人员、保持现场秩序，与就地人员通讯可靠。
3 RB试验过程自动控制策略
过程：在RB投入后，就地按下指定设备事故按钮，设备跳闸，触发相关RB。RB触发后，锅炉由CCS方式（协调）切换至TF方式（机跟随），汽机主控调节机前压力以一定速率（02MPa/min）降压；磨煤机以10秒间隔跳闸（RB指令触发后首先无延时跳闸F磨、后延时10S跳闸E磨，并联锁关闭跳闸磨相关阀门挡板；保留下四台磨运行，后通过燃烧主控以一定的速率调节至目标负荷对应煤量）；过热器、再热器减温水调节门和各级电动门立即联锁关闭；负荷至360MW，RB指令复位。
4 燃烧优化控制
RB燃料的控制思路是：RB发生后，切除锅炉主控的自动，锅炉指令由RB目标值折算的燃料量开环控制，即RB目标值折算的煤量是由RB发生前一时刻的煤量与负荷的比值，乘以RB目标负荷计算出来的，这样基本可使其带至目标负荷的对应煤量，同时有效避免煤质变化引起的RB目标煤量的偏差。同时对于保留的磨煤机在跳磨后有煤量闭锁逻辑。
RB的跳磨由原以上跳闸F、E、B磨，保留A、B、C磨运行改为以跳闸F、A、E磨的顺序，保留中间3台B、C、D磨运行，其因火焰中心的上移，有利于减缓主汽/再热温度下降；同时使水冷壁蒸发段相比（第一种方案）退后，对于水冷壁安全运行有所裨益（即防止其超温）。 还有对于跳闸磨的间隔时间由原来8S，改为10S，时间延长，依据主要是前跳闸2台磨的汽温、负压参数依据，进而保证负压的可控范围内，也有利于主汽/再热汽温的控制。
其总风量、一次风压按照其锅炉指令或煤量指令进行调节，但是在RB期间，需重点注意因磨跳闸造成的一次风压突升，（期间最高由10.7KPa瞬时升高至12.4KPa，在风机安全运行范围内），对此部分电厂为防止风机失速，在非一次风机RB过程中，一次风机动叶有超驰关小5%～8%的逻辑。
5 滑压曲线的关键性
在RB过程中，尤其是给水RB，滑压曲线直接关系到其RB成功，因为在TF方式下的下，主汽压力设定值直接影响汽轮机调速汽门的开度，一方面影响机组减负荷的速率，而其也密切影响到分离器出口温度、主汽温度等参数，如在RB过程中实际主汽压力下降过快或过低，会使对应锅炉的蓄热量快速减少，进而造成主汽温度下降幅度过大；另一方面直接影响到四抽和冷再的压力，进而决定运行汽泵是否正常，如在部分电厂RB过程中，为了控制炉侧汽温下降速率，保持较高的主汽压力，对应大机调门关小，四抽和冷再的压力减少，进而发生运行汽泵打不上水，造成MFT的事故。
靖江电厂给水RB，滑压曲线采取与负荷对应曲线，即原目标负荷350MW对应的18.3MPa的主汽压力，其滑压速率调整至0.5MPa/min，经试验证明其基本合理，不仅有利于减缓主汽温度下降，适当快速关小大机调门；也保证四抽压力的可靠性，期间四抽压力维持在0.74MPa左右。 在此强调四抽或冷再压力的维持，是保证运行汽泵是否正常出力的前提；同时为防止RB过程出现意外，RB试验时可依靠启动锅炉或临机保证辅助蒸汽母管压力，一方面汽泵汽源作为备用，同时也是抽封等备用汽源。
6 RB的给水控制和温度控制
给水控制的主要思路是，RB动作后（一台汽泵跳闸后），运行汽泵超驰以最大的速率提高转速15S，后依靠原协调自动曲线设计的水煤比曲线，负荷对应的给水量进行汽泵控制。 同时给水量也采用中间点的温度修正（中间点温度上涨时，适当增加给水量；下降则相反）。
前面运行汽泵超驰提高转速15S，主要是保证因瞬时一台汽泵跳闸，及其燃料量变化的相应较慢和锅炉蓄热的影响，进行的一个预设水煤比瞬时匹配参数，也有利于保证水冷壁受热面安全。如预设时间过短，可能会使中间点温度上涨，易造成水冷壁超温的问题；如预设时间过长，会造成炉内水冷壁受热面等吸热量过大，加速主汽/再热汽温下降。主要依靠原2磨RB，及其给水RB的特殊性（一台给水泵跳闸）进行预设置。分离器出口温度控制是给水RB的重要点之一，动作期间控制合理的煤水比对超临界直流锅炉安全运行极为重要，一台给水泵跳闸，煤水比严重失调，容易发生的就是锅炉水冷壁超温。在RB动作后，查曲线约3min后，中间点温度上身至最高点53℃，部分水冷壁管壁出现快速上涨现象，有几个点超过470℃（该锅炉水冷壁壁温报警515℃）。所以中间点温度和对应的水冷壁壁温也是其监视要点之一，根据其特性可适当手动干预，如设置在RB动作前或试验初期，适当设低其中间点温度定值；待水冷壁参数等稳定进行修改。RB期间，因燃料量的快速减少，炉膛温度下降、火焰中心下移，及其水冷壁蒸发段（汽化点）前移，炉膛的辐射吸热量变大，总烟气量下降等因素，会造成主汽温度/再热蒸汽温度快速下降，（RB主汽温度和再热蒸汽温度超温的可能性较少）。所以RB动作后出现连锁关闭过热器、再热蒸汽减温水调门或闭锁1min左右，后根据各级受热面温升情况进行调节的逻辑。 同时保证汽温下降速率可控与以上所述燃烧/给水的匹配，滑压曲线和速率等有很大关系。同时需要指出的是：给水RB，中间点温度适当，过高水冷壁易超温，过低则影响主汽温度，期间尤其是后期恢复过程中需要人为干涉，进行匹配（因锅炉瞬时的蓄热量难以匹配）。及其后期主汽/再热温度上涨时，注意减温水自动的根据情况，防止出现超温现象.
7 给水RB过程注意事项
1）RB触发后，确认跳闸设备出口门联关，确认另一侧风机、汽泵出力相应增加，达到运行要求，同时不超电流。
2）检查确认减温水调节门联关、制粉系统正常跳闸。否则手动关闭，并依次手动紧急停磨。
3）RB动作时注意监视汽轮机的主要参数，如出现主蒸汽温度突降至10min下降50℃，或振动、轴温超限应果断打闸停机。
4）汽泵RB时，应注意保留汽泵的汽源稳定，且调节门开度余量充足；且在快速升高汽泵转速时，注意监视汽泵振动、轴温等各项参数；如出现参数异常、且至跳闸值应果断打闸。对于非汽泵RB，应严密监视2台汽泵的參数（主要时转速、出口压力、流量），防止出现抢水或闷泵事故；如期间出现2台汽泵抢水或闷泵，可立即切汽泵自动进行手动干预或直接打掉不出力的汽泵，快速调节。
5）RB后注意监视锅炉主蒸汽温度、再热汽温的监视。
6）RB结束后，辅机并列问题。因操作不当发生风机失速、抢风、汽泵抢水等现象，导致一次风压、二次风量、炉膛负压、给水流量等参数剧烈波动。因此在并列设备时不可在低负荷长期停留，及时投入相关自动，注意调节时此增彼减，给水泵并列要配合再循环阀的操作。同时辅机并列后，待各项参数稳定，及时投入自动，注意升负荷速率，不可过快，如出现异常，应暂缓升负荷。
7）同时根据超临界直流锅炉的特性，在RB动作时，应防止锅炉受热面超温（主要是水冷壁）。
超温的原因主要有：a）水煤比严重失调，给水量降低过多；b）发生汽泵抢水事故；c）直流炉减温水调阀或总阀超驰关闭时间过长；d）RB后煤量反调；跳闸磨煤机的出入口门未联锁关闭。预防措施主要有：a）进行汽泵与汽泵并列运行最大出力试验，找出并列运行最佳参数；b）直流炉水煤比设定值曲线应在制造厂的基础上根据当前煤质和实际运行情况修正、优化，中间点温度自动调节速度应能与降负荷速度相匹配；c）为防止汽温骤降所做的减温水调阀超驰关闭应选取适当时间，不应过长；RB触发并跳磨后应确保总给煤量闭锁增；d）所有RB试验跳闸磨应联锁关闭出入口快关闸板，保证热负荷降低速度。
8） 主蒸汽/再热蒸汽温度突降。
汽温骤降原因：a）非给水RB时发生2台汽泵抢水或闷泵事故。b）直流炉RB水煤比自动控制参数不合适，给水量减少过慢。c）直流炉减温水调阀或总阀没有超驰关闭或关闭时机滞后。d）非一次风机RB试验轴流一次风机失速从停运侧跑风，热一次风压降低过多。
预控措施：a）进行汽泵与汽泵并列运行最大出力试验，找出并列运行最佳参数。b）直流炉水煤比设定值曲线应在制造厂的基础上根据当前煤质和实际运行情况修正、优化，中间点温度自动调节速度应能与降负荷速度相匹配。c）直流炉RB试验可增设减温水调阀的超驰关闭逻辑，避免快速降负荷导致减温水自动失灵。d）两级轴流一次风机可设置动叶超驰降低开度指令的逻辑，可设置联络风门联关脉冲指令。
9）炉膛负压超限。
炉膛负压超限原因：a）引风机动叶死区大，调节特性不好，自动发散。b）负压自动调节参数满足不了剧烈扰动工况下调整要求。c）跳磨间隔时间过短。d）送引风机RB试验时联锁未动作或保留侧风机叶片超驰调节过快。e）风机动自动调节回路有指令与反馈偏差超限切除自动逻辑，过早切除自动的应设置合理限值。
预控措施：a）动叶传动应检查执行器和机械传动机构的死区，电动执行机构死区控制在1.5%以内，加上机械传动机构的旷量，全部死区控制在3%以内。b）炉膛负压自动应尽早投入，经过充分的扰动试验优化参数。c）跳磨时间间隔不宜过短，一般在10s左右。d）送引风机RB在送（引）风机跳闸后应同时联锁跳闸本侧引（送）风机，有超驰增加保留侧风机出力逻辑的应注意控制速度不宜过快。e）风机动动叶自动调节回路有指令与反馈偏差超限切除自动逻辑的应设置合理限值，防止无谓切除自动导致试验失败。
10）辅机超负荷运行跳闸。
辅机超负荷运行原因：a）保留侧辅机未设置调节指令上限。b）保留侧辅机自动调节增负荷过快。c）滑压曲线设置不合适或燃料未及时降至目标值，负荷降低过慢。d）辅机自身有缺陷，带不了50%额定负荷。
预控措施：a）RB试验前应根据单侧辅机出力试验结果合理设置试验辅机调节指令上限，防止超负荷运行。b）保留侧辅机调节速度应设置上限，防止过快增加开度指令。c）为保证降负荷速度应合理设置滑压曲线或采用定压方式，RB静态试验应确保跳磨逻辑的成功性，磨煤机出入口快关闸板在试验前应确保能正常关闭。
参考文献：
[1]火力发电建设工程启动试运及验收规程[DL/T54372009].
[2]火力发电厂调试技术规范（DL/T 52942013）.
[3]火电发电机组辅机故障减负荷技术规程（DL/T 12132013）.
作者简介：赵迁（1981），男，工程师，中国能源建设集团华北电力试验研究院有限公司整套事业部调总、汽轮机技术研究所所长。