超临界直流锅炉给水流量控制策略.pdf

第 3 5卷 第4期 2 0 1 3年 4月 华 电技 术 Hu a d i a n Te c h n o l o g y V0 l - 3 5 No． 4 Apr ． 2 01 3 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6 4 4 5 0 2 ) 摘要： 超临界直流锅炉给水流量调整不当已成为机组停机的重要原因， 详细介绍了直流锅炉湿态、 干态及干湿态转换 时给水流量的调整方法以及各阶段的相关注意事项 ， 以供相关人员参考。 关键词： 超临界； 直流锅炉 ； 给水流量； 调节 中图分类号 ： T K 2 2 9 ． 2 文献标志码 ： B 文章编号 ： 1 6 7 4—1 9 5 1 ( 2 0 1 3 ) 0 4— 0 0 3 3— 0 4 0 引言 1 锅炉湿态运行阶段给水流量调节措施 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 6 0 0MW 超临界机组 。锅炉采用 东方锅炉( 集 团) 股份有 限公 司制造 的 D G一1 9 5 0 ／ 2 5 ． 4一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 ( B C P ) 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 N 6 0 0— 2 4 ． 2 ／ 5 6 6 ／ 5 6 6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 5 0 ％容量的汽动给水泵作为工 作用泵， 额定出口压力为 3 0 ． 3 3 M P a ； 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 3 5 ％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 3 0 ％容量 的电动定速给水泵作为启 动用泵 ， 其 出口额定压力为 1 3 ． 7 0 MP a 。 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 2 0 1 1年 2月 2 0日完成 1 6 8 h试运 行 。 l 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( MF I ’ ) 动作 的情 况 ； 2 0 1 1 年 3月 8日， 1机组因辅机故障减负荷到 1 8 0 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。 收稿 日期 ： 2 0 1 2一 O 8—1 6 所谓锅炉湿态， 是指水冷壁出口为汽水} 昆 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 B C P升压 与给水泵来的给水一起进入省煤器 。 该机组锅炉 MF T保护规定 ： 省煤器入 口给水流 量达低 I 值( 给水流量 44 4 8 ． 5 t ／ h ) ， 延时 2 0 s 触发 MF T； 或省煤器人 口给水流量达低 Ⅱ值 ( 给水流量 ≤ 3 9 0 ． 0 t ／ h ) ， 延时 3 s 触发 MF v r ， 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 3 6 0阀出口流量 +给水操作台来 的流量。给水系统 如图 l 所示： 锅炉湿态下， 给水调节以保证合适的储 水罐水位( 6 — 1 1 m) 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 3 6 0 阀出口流量一般为 4 0 0—5 0 0 t ／ h ， 给水操作 台来水 流量为 3 0～ 4 0 0t ／ h 。储水罐容积仅约 9 m ， 立式布 置 ， 内径较小( 约 7 5 0mm) ， 正常运行水位上限为 l 4 m， B C P逻辑定值规定当水位低于 5 0 0 m m时， B C P 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 5 0 0 m m而导致 B C P跳闸 ， 炉水 循环泵 3 6 0阀出口流量骤减为零， 使省煤器人口给 水流量等于给水操作台来 的流量( 3 0～ 4 0 0 t ／ h ) ， 触 发锅炉 MF I 。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 B C P跳 闸， 最终导致锅炉 M F T ； 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 ． 4MP a左 3 4 华 电技 术 第 3 5卷 水 冷 壁 省煤器 去过热 器系统 l 启动分 r 离器 启动分离 器储水罐 3 6 1阀 ( 储水罐溢流调 节阀) ) B C P 3 6 0阀 去锅炉疏 水扩容器 给水操作台 给 水来 图 1 给水 系统 图 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。 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， 保证省煤器人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 议尽量关小磨煤机人 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 慢增加磨煤机人 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V I 压力 ， 在泵出 口压力接近母管压力 时( 差值在 1 MP a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 ， 保持省煤器人 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 1 2 0 MW 后( 此时给水 操作 台来 的给水量约为 3 6 0 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 1 5 0 MW 时 ( 此 时给水 操作 台来 的给水量 为 4 0 0— 4 5 0 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 5 0 0 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 ( 4 0 0— 4 5 0 t ／ h ) ， 会因 给水流量低而导致 M F T 。 表 1 修改前水位修正值与负荷的关系 第4期 杨飞平 ： 超临界直流锅炉给水流量控制策略 3 5 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 3 0 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。 机 组 负 衙／ MW 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 1 5 0 M W开始修正， 1 8 9 M W 时修正值才快速增加， 而 此时给水操作 台来的给水量为 5 0 0—5 4 0 t ／ h ， 即使 B C P跳 闸， 给水操作 台来 的给水量 远大于“ 给水 量 流量低” 锅炉 M F T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 1 2 0MW 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 1 0～1 2 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 M P a ， 防止因 主蒸汽压力过高而造成进水困难。储水罐水位正常 ( 7～1 1 m) ， 防止满水和水位低导致炉水循环泵跳闸 而最终引发 MF T事故。 ( 7 ) 当给水操作台来的给水量达到 5 0 0～ 5 4 0 t ／ h 时( 负荷大于1 8 0 M W) ， 投入汽轮机跟随的负荷控制 方式 ( T F ) ， 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2 0 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 ≤O ． 5 m 时， B C P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， 表示锅炉步人干态 运行状态 ， 维持 中间点过热度在 1 0℃ 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 T F ， 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人 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 1 O℃以上。 3 锅炉干态运行阶段给水流量调节措施 转态完成后 ， 随着负荷的增加和给水 流量 的上 升， 负荷大于 2 8 0 M W时， 逐渐并入第 2台汽动给水 表 2 修改后水位修正值与负荷的关系 3 6 华 电技 术 第 3 5卷 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 ( R B ) 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 2 4 0 M W 以后， 将降负荷率控制在 2 MW／ m i n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—1 5 ℃。 ( 3 ) 机组负荷降至 2 4 0M W 时 ， 应将主蒸汽压力 降至 8 ． 7 3 M P a ， 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2 3 0 M W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 7 0 0 t ／ h时 ， 进行 给水 主 路 、 旁 路 的切 换 工作 ， 此 时 机组 负荷 为 1 9 0～2 2 5 M W， 切换时先打开旁路， 旁路调节阀开度达到 9 0 ％ 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 3 1 0 0 r ／ mi n以上 ， 低于 3 0 0 0 r ／ m i n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 2 0 0MW 时 ， 保证 2台制粉 系统运行 ， 投入 8～1 0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 1 8 5 MW 之前 ， 必须缓慢调 整 ， 尽量保证锅 炉干态运行 ， 进入 1 8 5 MW 后 ， 再进 行返态工作 。 ( 9 ) 当机组负荷降至 1 8 5 M W 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 c lC 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 5 5 0 0 m m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。 ( 1 0 ) 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 持省煤器人口流量不低于最低流量， 维持储水罐水 位稳定。 ( 1 1 ) 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 1 6 5 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人 口流量 ， 防止 电动给水泵流量低而跳闸。 ( 1 2 ) 继续缓慢 降低机组负荷， 当负荷 降至 1 0 0—1 2 0 MW 时 ， 维持 1台制粉系统运行 。 ( 1 3 ) 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( 下转 第 3 9页) 第4期 刘兵 ： 保护跳 闸回路 隐性缺 陷分析及改进措施 3 9 作箱回路中设置有跳闸自 保持回路， 因此， 消除出口 跳 闸接点 T J的 自保持 回路后仍可保证断路器可靠 跳 闸 I 9 。 5 结论 ( 1 ) 该种跳闸回路设计缺陷较难发现。在发电 机、 变压器保护装置检修过程中， 主变压器高压侧断 路器通常处于合闸运行状态， 在传动试验时常采取 的方法是切除出口跳闸压板 X B， 测量压板下端对地 电压情况 以检查保 护动作情况及 二次 回路 的正确 性 ； 在切除出口跳闸压板 X B的情况下 ， 由于相关 回 路断开， 该种缺陷不会对外表现； 装置在投运试验过 程中， 需要保护装置厂家、 设计单位和运行维护单位 的相关专业人员有机配合才能发现该缺陷并消除。 ( 2 ) 对早期投人运行的保护装置有较好的借鉴 意义。针对该缺陷开展专项检查发现， 设计单位在 对同一类型保护装 置设计时均有该种缺陷 ， 对 电厂 的安全 、 稳定运行构成严重威胁 。 参考文献 ： [ 1 ] 杨涛 ， 林彤， 吴跨宇． 一起 5 0 0 k V线路开关误动事故分析 o●0● ●o● ●o● ●0● ●o●◇● ●0● ●0● ●o● ●o● ●● o● ( 上接第3 6页) 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 1 0 0 ％ ， 汽动给水泵 出 口压力低 于电动 给水泵出 口压力 1 MP a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 5 0 0 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 。 [ j ] ． 电力系统保护与控制 ， 2 0 1 0 ， 3 8 ( i s ) ： 1 9 3—1 9 5 ． [ 2 ] 兀鹏越， 董志成 ， 陈琨， 等． 高压断路器防跳 回路 的应用 及问题 探 讨 [ J ] ．电力 自动化 设 备， 2 0 1 0 ， 3 0( 1 0) ： 1 0 6—1 1 O． [ 3 ] 黄辉福， 孙继友， 董志乾， 等． 2 0 0M W发电机出口高压断路 器控制回路的改进[ J ] ． 黑龙江电力， 2 0 0 0 ， 2 2 ( 2 ) ： 5 1 — 5 2 ． [ 4 ] 王轶成 ， 刘 波． 断路器防跳 回路的典 型接线及其应用 [ J ] ． 电力系统自动化， 2 0 0 1 ， 2 5 ( 1 ) ： 6 9— 7 0 ． [ 5 ] 高立克． 断路器防跳回路中出现的问题及处理[ J ] ． 广西 电力， 2 0 0 6 ( 5 ) ： 3 7— 3 8 ． [ 6 ] 施莉， 赵东成 ， 杨明玉． 关于继电保护系统中隐形故障的 探讨[ J ] ． 继电器， 2 0 0 4 ， 3 2 ( 5 ) ： 6 6— 6 9 ． [ 7 ] 王天民， 张小刚， 高波． 某5 0 0 k V主变压器压器失灵保护 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o m) 。