（广州恒运企业集团股份有限公司）
摘 要： 随着现代社会技术水平的不断进步，发电机组锅炉热工自动化水平也多有提高。其中分散控制系统在发动机组锅炉热工自动化改造中有着十分重要的意义。本文从分散控制系统的基本特性以及基本组成出发，简述了它在发电机组锅炉热工自动化改造的改造内容和应用现状，强调了 分散控制系统 系统的优势特性，总结了发电机组锅炉热工自动化改造的发展方向。
关键词： 分散控制系统（DCS） ；发电机组；热工自动化改造
传统热控系统线路复杂，维护监控成本高，不符合日益增长的生产需求，自动化水平的落后严重制约了机组的生产性能和安全性能。近年来，将分散控制系统用于发电机组锅炉热工改造，大大提高了自动化水平。其中，东方集团的300MW机组具有代表意义，汽轮机、锅炉、发电机是主要组成，在试运转中不断完善调试后，该机组商业运行状态良好，热耗平均数值为：8484 kj/kw・h。部分参数具体数据见表。
一、分散控制系统的基本组成
分散控制系统也称DCS，由监视控制级和过程控制级组成。首先，操作员站是指运行人员监视操作控制平台，它可以提供并完成相关信息数据采集和生产过程的干预。可以通过实时通信网等设备的运用完成对整个系统动态监控，如实时设备状态和操作记录，还能做到相关数据、报表的简单处理、以及应急事故的报警和分析等其他多种功能。历史数据站是数据储存检索的主要完成载体，它可以计算效能，监控设备，但和操作员站不同的是，它不能发出控制指令。打印站可以完成数据等资料的实体输出。以上三者共同组成监控站。过程控制站的核心是数据处理和驱动执行，是接受指令反馈信息的重要关节。数据采集站主要参与预处理和过程量的采集。工程师站是逻辑组态等功能的专用工具。分散控制系统在网络、软件、以及多个模板、多个逻辑的全方位支持下，可以实现多种控制模式，如二进制控制等等，分散控制系统有着极强的延展性和多样性，因地制宜的选取合适的控制模式，对于提高整个系统的安全性和稳定性有着十分重要的意义。
多控制站可以有针对性的完成不同任务，如输入、记录、输出、驱动、扩展等，多个控制器并行组成完整的控制系统，最终实现实时数据监测和驱动等综合功能。
二、发电机组锅炉热工自动化改造内容
将分散控制系统应用于发动机组锅炉热工自动化改造内容主要包括MCS、DAS等多系统的自动化改造，具体的系统配置依据实际情况各有不同。改造具体流程如下：首先，依据实际生产的需求，将各控制站进行任务分工。具体任务如保护、风力调节、风烟顺控、燃烧器管理、协调、制粉、减温、旁路、轴封、泵系统以及数据采集功能。依据具体功能的不同配备各种有针对性的模板。针对待改造的传统发电机组的现状和不足，强调提高改造发电机组锅炉热工的生产效率、安全性能以及可靠性能。因此，分散控制系统采取双冗余结构提高系统的安全可靠性，同时，将被控制对象的重要程度进行分级，重要级采取超级分散配置，进一步保障了数据安全。分散控制系统通过使用硬接线减轻网络负荷，一方面保障了系统的开放性和兼容性，另一方面提高了网络通讯的稳定性和容错率。分散控制系统还可以通过设置多操作员站，减少个别控制站的增减对整个系统的影响，这也大大提高了系统的开放性和稳定性。
机组协调自动化控制是发电机组锅炉热工自动化改造的单元核心，代表着自动化水平程度，是实现电网调度等整体控制的必然基础。提高发动机组锅炉热工自动化程度，就要提高机组协调控制，具体要求从锅炉、发电机的单元机组等被控对象的基本特征出发。控制器接受压力相关数值计算指令控制汽机和锅炉机组。锅炉机组等各组间及组内多个子系统间协调一致，最终稳定的提供机组所需能量，从而在提高机组安全性和稳定运行能力的同时，提高系统的经济效益。
机组协调控制系统的主要现状难点在于多变量带来的不确定性。输入数据不是单一变量，锅炉调节量是由多子系统组成，水、风、燃料等多数据共同影响的。因此子系统的多方协调和平衡是实现机组输入输出强耦合的必要基础。这就要求我们从实际出发，调节机组运行中的具体问题，通过参数自适应等多逻辑组态的手段，进一步控制计算，最终实现适于生产的系统的优化改造。比如：减少锅炉和汽机的互相影响，可以采用解耦算法，增强抗噪能力。子系统中，要注意水汽滞后性的控制、矫正氧量提高经济性能、注意避免一次风压不当引起燃烧不稳等现象。值得一提的是，将前馈和反馈结合可以更好的增强被控内容的稳定性。参数自适应保护等多种逻辑组态的选择大大的丰富了系统的多样性，可以根据被控对象和逻辑关系的不同选择适当的模块组态，适用于不同的实际生产问题。
最终，通过机组现场运行和多次实践证明，分散控制系统改造的发电机组运行过程平稳顺利，符合预期既定效率目标，安全性等多系统评价指标反馈良好，改造后明显优于传统控制方法机组，较好的解决了基建遗留问题，带来了可观的经济效益和安全保障。我们得到结论，分散控制系统大大提高了我国发电机组锅炉热工自动化水平。为保证发电机组锅炉热工自动化的可持续发展，就必须深化扩大分散控制系统在发电机组锅炉热工自动化改造的应用，进一步提高系统生产效率，提高系统稳定性和安全性，提高兼容性和应变能力。
三、分散控制系统在发动机组锅炉热工自动化改造的优势
分散控制系统在发动机组锅炉热工自动化改造中有着不可替代的运用优势。首先，分散控制系统具有实时性，可以在控制对象要求的时间限度内完成数据的采集处理分析以及指令的传送和完成。现场处理和直接控制也凭借分散控制系统得以完成，其次，分散控制系统具有更高的稳定性，一方面，分级的控制和多节点接入以及多站点的并行模式可以尽量降低个别节点缺失的损失，同时降低维护管理成本，另一方面，多拓扑结构的网络模式也可以保证数据传输的稳定性。再者，分散控制系统的兼容性强，在线网络的重构能力保障了信息的可扩充性，提高了整个系统的承载能力和容错能力。开放性的系统设计以及模块和逻辑组态的多样性丰富了控制系统的功能，可以实现多种先进控制和自定义的特殊算法。最重要的是，分散控制系统提高了效率。多站点分担任务，通过专业分工，提高了任务完成能力。值得一提的是，分散控制系统整体上降低了系统的维护成本和故障率，由于多模块的组成形态，有别于传统链式结构，故障一旦发生，可以缩小故障范围，保证系统通畅的同时，完成系统维护。
四、总结和展望
自动化信息化建设是工厂管理的必由之路，随着算法、设备的不断进步，机组运行效率和安全性不断提高满足生产要求。分散控制系统分散控制系统综合计算机技术等多学科知识，通过通信网络连接各组件，最终实现各组件分散控制和灵活管理，甚至影响企业决策，是发电机组锅炉热工自动化改造的重要基础。实践证明：分散控制系统的应用，有效的提高了经济效益和生产能力。
【摘 要】近年来，国家经济和科技不断发展，国内外的火力发电机组控制技术也得到了显著提高。研究表明现阶段火力发电组锅炉控制技术存在着惯性大、不确定性等因素，使得传统的控制方法不能够完整的对建立的数学模型进行精确的控制和解析。本文从非线性角度介绍了一些不依赖于锅炉模型的新的控制技术，能够很好的控制锅炉，有利于从整体上提高锅炉机组的性能，具有很大的研究意义。
【关键词】火力发电 锅炉 控制技术
随着信息技术的不断提高，在火力发电系统中引入了计算机技术，从而为火力系统的控制提供了更加复杂的控制策略。随着发电机组的数学模型趋于精确化，由于锅炉系统零部件具有非线性、不确定性、惯性大等问题，使得传统的控制技术难以实现对其进行精确的控制。自20世界90年代以来，各国广泛的开发新技术，研究新的控制方法。特别是模糊控制、自适应控制、神经控制、预测控制等技术的研究最为广泛，逐渐成为了各国研究火力发电机组锅炉控制技术的热点。
1传统控制技术的局限性
现阶段火力发电机组的锅炉控制技术是由PI算法的多个单输入和单输出的反馈回路构成，在预定的负荷工作点整定控制器的参数并将其固定。由于现在的电网负荷需求的波峰和波谷差很大，难以避免的使用容量较大的机组参与调峰。为了能够高效的参与负荷的调度，火力火电机组的控制必须在调度周期内适应负荷变动和随机波动。随着工作点的不断变化，在负荷调度中，传统的控制技术中的零件的非线性降低了发电机组的运行性能。锅炉机组是一个复杂的非线性系统，各个通道之间都存在着耦合和惯性滞后，这些原因导致了控制困难。另外，发电机组正在朝着大容量、高参数等方向发展，锅炉运行的安全性对火力发电机组的过热蒸汽温度、再热蒸汽温度的控制性能提出了更高的要求。因此，传统的火力发电机组锅炉控制技术不能够满足锅炉的运行安全性指标，也不能够解决零件非线性等不利因素造成的影响，为此人们研究了各种各样的新的控制策略来解决控制中出现的问题[1]。
2研究新技术的意义
火力发电机组传统的控制方法具有单一性，输入和输出都不能满足当前锅炉控制的新要求，通过研究新技术能够更好的服务于锅炉控制行业，此外由于控制技术是一种综合性技术，研发出新的锅炉技术，能够带动其它相关行业的发展，从而从根本上能够促进社会经济的发展，提高社会生产力水平。
3 锅炉的新技术
3.1 自适应性控制
自适应性顾名思义是指实时跟踪系统的运行状态并且不断的变更各个控制器的参数，能够解决动态特性变化的过程控制问题。当机组在电网负荷在大范围变动条件下运行时，自适应性为多输入和多输出的非线性火力发电机组。这样能够为发电机组提供高效的控制策略。
通过自适应性控制解决煤炭的性质、管束老化等问题对锅炉蒸汽温度动态特性的影响问题，运行结果表明自适应性控制比传统的单输入 、单输出控制要有明显的高效性。另外，美国弗吉尼亚工学院的研究人员设计的自适应性控制器，能够控制锅炉的汽包水位，研究仿真结果表明，控制性能明显的高于传统的PI单输入和单输出控制。通过这些研究实例也可以得出自适应性控制能够较好的解决非线性问题，效果比传统的控制技术优越[2]。
3.2神经控制
神经控制是通过建立神经网络进行控制的技术。由于神经网络具有非线性映射能力和函数逼近能力，因此这种控制能够对锅炉中的非线性建模和控制提供良好的控制工具。希腊国立工业大学等人提出的汽包锅炉控制方案，能够通过误差反向传播算法对锅炉动态特性进行逆向研究，建立逆向的神经动态控制器，，通过对汽包锅炉压力控制进行仿真表明，这种控制器的响应时间要明显比传统的控制技术短。德国工业大学的相关研究人员采用将复杂系统分解的方法，采用多智能体系统来控制锅炉的燃烧过程。研究实例表明，通过利用神经网络的自组织和自学习的能力，能够发现机组运行数据中的动态信息，补偿对象的非线性，克服不确定性的影响，能够将系统进行线性耦合[3]。
3.3 预测控制
在热工程控制中，普遍存在着系统的惯性较大，滞后性较大，以及非线性等因素导致难以建立精确的数学模型，这样传统的控制技术难以解决非精确模型的控制，导致控制出现偏差。而预测控制对模型的精度没有很高的要求，鲁棒特性较好，能够很好的解决这些问题，因此预测控制在热工程技术中有着广泛的应用。通过预测控制技术能够实现对200MW汽包锅炉过热蒸汽压力的自调整控制，研究的仿真结果表明：在大范围运行条件下，预测控制能够明显的提高控制性能。英国的贝尔法斯特大学的研究人员基于广义的预测控制设计变量大的预测控制器，对运行范围内负荷速率变动较大时主蒸汽压力和温度进行仿真，结果表明：此类控制器的性能明显优于传统单输入和单输出控制器性能。
3.4 模糊控制
所谓模糊控制是指将工作人员的操作经验和操作过程应用语言变量总结为若干条件语句，建立模糊关系，并且建立模糊的逻辑推理，从而能够实现对复杂控制对象的控制。应用模糊控制技术来控制电站锅炉，不仅在仿真研究上取得了一定成果，在工程实践中也取得了长足的进展。相关的仿真研究有美国俄亥俄大学的研究人员设计应用在流水量控制的模糊控制器。澳大利亚新南威尔士大学的科学家，通过对不同负荷运行条件设计的局部线性控制规律进行线性组合，构造控制系统实现全局控制，实现对汽包水位的调节[4]。
4结语
随着改革开放的不断深入，我国的火力发电机组锅炉控制技术也得到了显著提高，使得我国锅炉行业的应用从整体上得到了应用。但锅炉零件也不免存在着一些滞后性大、非线性、惯性大、不确定性等不利因素，导致传统的控制技术难以实现精确模型的良好控制。本文介绍了一些不依赖于锅炉模型的新的控制技术：自适应控制、神经控制、预测控制、模糊控制，使得锅炉控制朝向智能化方向发展。通过对锅炉控制技术的非线性研究，能够为提高火力发电机组锅炉控制系统的稳定性、安全性、高效性提供一种新的研究思路。
作者简介：江清凌（1995.2-），女，华北水利水电大学，本科，研究方向热能与动力工程。
摘 要 本文简要介绍了锅炉汽机发电工艺，并通过举例介绍CS3000集散控制系统在锅炉汽轮机发电机组中的应用情况。自2011年7月此机组投运以来，DCS系统稳定，控制效果良好，各项技术指标均正常，收到了很好的经济效益和社会效益。
关键词 集散控制；顺空表；逻辑图
0引言
日本横河公司的CENTUM CS3000是基于Windows XP操作系统的集散控制系统，具有开放的操作环境。控制站采用了双CPU冗余、容错方式能够在任何故障及随机错误产生的情况下进行纠错，不仅提高了运算数据的可靠性而且实现了连续不间断地控制。本文结合某钢铁厂发电机组实际情况举例介绍了CS3000集散控制系统几个主要控制功能及应用情况。
1锅炉汽机发电工艺
发电机组工艺流程是通过锅炉汽包加热水产生的水蒸汽进入蒸汽轮机膨胀做功产生动能带动发电机转动从而转化成电能。本套机组由1台锅炉，1台双抽凝汽式汽轮发电机组，及除氧和循环水站等配套辅助设备组成。
2 CS3000集散控制系统组成
在此系统中采用一台工程师站（EWS）、三台操作站（HIS）。锅炉和汽机（包括除氧、循环水站）采用两个控制站（FCS）分别控制，这样一旦汽机出现故障造成停机，锅炉本身不受影响仍然可以向外网输送蒸汽，避免因停汽机造成停炉的损失。通过Vnet/IP网络与控制站（FCS），四台计算机可以分别与锅炉控制系统和汽机控制系统相互通讯。即便有一台计算机故障，其他计算机也可以操控所有画面。网络图见下图：
3 CS3000集散控制系统在机组中的应用
在CS3000集散控制系统中，设计人员可以通过顺控表和逻辑图组态完成非常复杂的逻辑功能，可以实现反馈控制、顺序控制、算数运算等多种控制功能。
3.1反馈控制功能
锅炉中的水位调节，主蒸汽压力和温度调节，引送风机调节；汽机中的凝汽器、高低加、除氧器液位调节，减温减压器压力、温度调节等等均需要反馈控制功能实现，这里由逻辑图实现。
以汽机除氧器液位调节为例。除氧器液位调节以除氧器水位作被调量，通过控制除氧器水位调节阀开度，以维持水位在正常值。见图：
3.2顺序控制功能
锅炉中的引送风机电机控制，紧急放水阀门，加药泵等；汽机和公共部分中的凝结泵，射水泵，给水泵，各个油泵及阀门调节等等均为顺序控制可由顺控表来完成。以锅炉系统中排污阀门为例，见下图。
3.3锅炉炉膛安全保护系统（FSSS）
锅炉由FSSS完成自动点火并实现炉膛安全保护功能。当运行工况不符合要求或有不稳定趋势时，依照规定的运行工序保护动作跳闸，以避免锅炉不正常运行。锅炉运行时，任何一种危险工况出现，系统发出MFT信号，并指示出MFT首次跳闸的原因。来自FSSS或手动MFT的锅炉跳闸指令将切断所有燃料的输入。
为方便操作人员，CRT屏幕上提供锅炉跳闸首出报警原因指示。由FSSS检测出的MFT首出原因在跳闸后立即在屏幕上显示。
4结论
以上介绍了CS3000集散控制系统在某钢铁厂锅炉汽机发电机组中的一些应用。自2011年7月此机组投运以来，DCS系统稳定，控制效果良好，各项技术指标均正常，收到了很好的经济效益和社会效益。这是一个很好的CS3000集散控制系统的应用实例。
【摘 要】分析了河北省西柏坡发有限责任公司600MW火力发电机组1950T/h超临界锅炉水平烟道炉底管出口集箱管座泄漏的原因，认为底管出口集箱管座泄漏与锅炉膨胀受阻有关。根据分析结果，制定相应对策，采取增加设备柔性、消除膨胀受阻等措施，在2013年大修中进行了现场改造。经实际运行未发生过泄漏，值得在火力发电行业同类机组中大力推广。
【关键词】炉底管座；泄漏；对策
一、前言
600MW火力发电机组已是电力生产的主力机组，锅炉大多为超临界参数，因结构设计不合理造成锅炉泄漏而引发的机组停运事故时有发生，已是影响发电厂安全生产的主要隐患之一，从而严重影响电厂的安全性和经济性。为此就河北省西柏坡发电厂锅炉水平烟道炉底管出口集箱管座泄漏的问题，进行了原因分析并制定了可靠相应对策和改造方案。经实际运行考验，改造方案十分成功。
二、设备概述
河北省西柏坡发电厂1950T/h超临界锅炉为北京巴布科克？威尔科克斯（B&WB）有限公司生产的B&WB-1950/25.41-M型超临界直流锅炉。单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的P型锅炉，锅炉配有带循环泵的内置式启动系统。
带循环泵的内置式启动系统布置在炉后侧，炉膛上部布置屏式过热器，炉膛折焰角上方有中间级过热器和末级过热器。在水平烟道处布置了高温再热器。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前部布置低温再热器。后部布置一级过热器和省煤器，在分烟道底部设置了烟气调节挡板。烟气调节挡板后布置两台回转式空气预热器。
锅炉本体汽水流程，来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。省煤器出口集箱经一根外部炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁下集箱，然后沿炉膛向经下部螺旋水冷壁进入位于炉膛中部的中间过渡混合集箱。从中间过渡混合集箱出来的工质再进入炉膛上部垂直水冷壁，之后，工质由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，经充分混合后进入炉膛顶棚管，再由炉膛顶棚管出口集箱进入位于锅炉后部的汽水分离器。
三、存在问题及分析
#1锅炉高温再热器自1993年12月投产至1997年12月4年时间里，共发生泄露27次，更换管子67根。1995年至1997年期间利用水压试验发现泄露43处。1995年大修时更换21根严重热变形管子，上部承重管卡有1/3脱落。针对不同泄露情况进行以下详细分析。
（一）管材复杂造成膨胀偏差。为了降低锅炉的制造成本，锅炉厂家依据热力计算，按再热器沿程介质温度的不同采用了五种不同材质的管子（Φ60×4.5，15CrMo，12Cr1MoV，12Cr2MoWVB，TP304，T22），但未充分考虑到因不同管材线性热膨胀系数不同，各管子受热膨胀量不同，胀差在管卡子及管材对接焊口处产生非常大的应力，从而严重影响了管子寿命。
（二）管卡结构及工艺存在缺陷。再热器管排中管子间的导向定位板结构不合理，如图2所示，其膨胀间隙统一设计为15mm，由于余度不大，而且装配工艺不良，无法保证间隙均匀，膨胀严重受阻。在导向定位板与管子的焊趾部将管子拉裂而造成泄漏停炉。另外，定位导向板直接焊在管壁上，其焊接质量也很差，未熔合、咬坑、过烧缺陷严重。大修检查中发现，#1炉再热器 2301多个导向定位板30%～40%已脱落。
（三）高再管道的受力分析。高再出口段由于材质不同、壁温不同，其膨胀量也必然不同，尤其是TP304H为奥氏体钢，其壁温又最高，与其他管子的膨胀量相差很大。以高再向火第1根和第8根为例，经计算，运行工况下第8根较第1根膨胀量大25.4mm。这样由于膨胀量大的管子和膨胀量小的管子相互制约，使膨胀量大的管子承受压应力而弯曲，膨胀量小的管子则承受拉应力。同时，由于管子之间的管卡设计不合理，只有15mm的单向位移量，加上制造、安装误差，相临管子之间常因膨胀量不同而导致管卡卡死，在管卡与管子的焊接部位产生应力集中。这两种应力的存在导致了管卡裂纹的产生。
例如，高温再热器出口管组第1根与第8根为同一管圈（见图1）。第1根管材质为钢研102，计算壁温为590℃，线膨胀系数为13.7×10-6mm/℃；第8根管子上部有7883mm长的TP304H，计算壁温为605℃，线膨胀系数为18.8×10-6mm/℃。如果以承重管卡子为死点，只计算不同材质但相同长度段（4914mm）的两种管子膨胀差如下：
TP304H L1=（605-20）×18.8×10-6×4914=54.00mm
钢研102 L2=（590-20）×13.7×10-6×4914=38.4mm
胀差 L=L1-L2=54-38.4=15.6mm
在运行状态，不考虑任何热偏差、也不考虑超温的可能性，同一管圈在不足5m长的管子上就产生15.6mm的膨胀差，作用在管圈上的附加应力就可想而知了。在运行和水压试验中发现的全部泄漏，均是在管排导向定位板焊趾和钢研102管子对接焊口的焊趾处，呈横向断裂。经金相分析，高再管子的开裂是管子在运行过程中金属晶界因发生了微量元素P的偏聚及网状碳化物的析出而显著弱化，材质严重脆化后，在应力作用下发生的脆性开裂。
（四）失效炉管化学成分分析。将失效炉管的化学成分进行了分析，结果见表1，失效炉管的化学成分符合国标GB5310-1995的规定。
（五）室温及高温拉伸性能。在第34排第7根和第40排第10根第1道管卡处取样进行室温和高温拉伸，试验结果如表2所示；可以看出，第40排第10根的室温和高温强度显著偏高，同时塑性指标δ5低于GB5310-85的要求。
（六） 膨胀应力对管子性能的影响。钢102是经长期实践证明具有优良综合机械性能、工艺性能、焊接性能和较高热强性的材料，已广泛使用于过热器和再热器，没有发现过材质的迅速脆化问题，该炉高再管子的脆化与该炉的结构有关。
从上面高再管子的受力分析可以知道，由于高再管子间膨胀量不同，以及管卡的设计不合理，在运行工况下，高再管子将承受很大的热应力；不管是拉应力还是压应力，它们产生的应变将明显加速材料的析出过程。#1炉高再管子晶界碳化物的析出和微量元素P的偏聚，正是较大膨胀应力导致材料析出加速的结果。再者，由于管排外圈的重量是靠管子之间的承重管卡子依次传递到中间与联箱连接的垂直管上，其管卡与管子的连接与导向定位板的连接相同，在膨胀应力及管子和介质的自重的作用下将其沿焊口撕裂，造成管子泄漏。
（七）钢研102异种钢焊口裂纹造成的泄漏。采用五种钢材制造的再热器，造成大量异种钢对接焊口，而异种钢焊接工艺复杂，技术条件要求高，并且存在许多难以解决的问题。比如，异种钢焊口的焊接，是采用氩气保护焊，在现场检修或抢修中，很难达到其焊接工艺规范要求。因此，异种钢焊接质量就不能得到可靠的保证。
另外，国内对钢研102本身的焊接工艺标准都不统一，机械工业部的标准要求进行焊后热处理，电力工业部的标准对≤φ60 × 6mm的管子，不要求热处理，而从现场情况来看，不论执行那一个标准，都出现了钢研102焊口裂缝。
分析其原因，钢研102与其它钢种的焊接存在以下几个问题：
① 异种钢的焊接应力是温度分布不均的热应力和相变引起的组织应力；加上异种钢焊接时，导热系数的不同，膨胀系数的不同使焊口产生非常大的应力集中，再迭加上管排异种钢膨胀差产生的附加应力，超过塑性较差的钢研102母材或焊缝金属极限强度时而发生开裂。② 由于钢研102含奥氏体化合金元素很少，使焊缝的奥氏体形成元素不足，产生低塑性的马氏体脆性层，而且焊缝热影响区在焊接热循环作用下形成淬硬组织。如果再考虑到近缝区经受1300℃以上高温后晶粒显著长大，晶界面积相对减小，晶界强度降低，塑性大为下降，就使热影响区呈现非常敏感的裂纹倾向。③钢研102在焊后热处理或是高温运行条件下，产生较严重的脱碳和晶粒变粗。④在焊后热处理或是高温运行条件下，异种钢焊口处发生碳扩散迁移现象，晶界上各种碳化物逐步聚集，相互作用，形成大颗粒的复合碳化物，使钢研102一侧产生较重的脱碳和晶粒变粗。而现论认为对低合金钢来说，金属含碳量低到一定范围，就有一凝固裂缝敏感性急剧增大的区间。这一临界含碳量大致为0.05%。
四、高温再热器的改造
针对以上原因分析，经过调研和专家论证确定了以下改造方案。
（一）利用T91取代钢研102。更换高温再热器管材。利用T91取代钢研102和12Cr1MoV管材。T91钢是美国橡树岭实验室和燃烧工程公司冶金材料实验室合作研制的9CrMoNbVGANG 钢，主要用于电站锅炉过热器、再热器管。其主要特点是高温持久性能、蠕变性能优异，冲击韧性好，用于金属壁温≤625℃的高过和金属壁温≤650℃的高温再热器管及超临界锅炉高温集箱和主蒸汽管道，具有良好的冷加工性能和传热性能。
这样解决了大量的异种钢焊接及不同材质管子存在涨差的问题。
（二）改造管卡构造。将原承重管卡改造为套管式，增加管卡与管子焊接面积，提高了其承重强度。将管排原定位导向定位板改造为对夹手铐式管卡，增大了管子膨胀的自由度，避免了管卡撕裂管壁的弊端。
（三）改造后情况。自1997年大修中对高温再热器改造至发稿历时5年的时间里，设备运行稳定，从未发生过受热面泄露，管排整齐无变形，管卡完好无脱落，使再热器频繁泄露问题得到彻底解决。
五、结论
在管子材料设计较为复杂的高温再热器改造中，使用91钢替代原设计管材以解决管子异种钢焊口过多和管子涨差引起的变形应力而发生的管子失效是成功的；采用套管式承重管卡和对夹式管卡，替代焊接式承重管卡及导向定位管卡彻底解决了管卡脱落撕裂管子的弊端。在同类型机组和同类型设计的高温再热器上采用上述方案是可行的、可靠的、有较高的应用价值。
摘 要：循环流化床锅炉（CFB）因本体自身或辅机系统出现故障，导致锅炉BT（Boiler Trip），即停炉不停机，对整台机组的运行产生较大的影响，该文主要针对这个运行过程对汽轮机及发电机系统安全、寿命影响进行描述、分析，对越来越多的循环流化床机组有一定的借鉴和指导。
关键词：循环流化床锅炉 停炉不停机 汽轮机及发电机安全、寿命
锅炉BT（Boiler Trip）即停炉不停机，是指循环流化床锅炉因本体自身或辅机系统出现故障，锅炉风烟系统风机停运，炉膛内暂处于焖火工况，用焖火状态下的余热为蒸汽系统供汽，在这种情况下，汽轮发电机仍继续带低负荷并网运行，为了维持更长时间，负荷可保持在2MW―3MW运行。在较短时间内将缺陷处理后，恢复锅炉风烟系统风机运行，逐步将机组负荷带到要求的数值，恢复正常运行方式。
1 循环流化床锅炉BT后，对汽轮发电机组系统运行的影响
1.1 对汽轮机系统运行的安全因素
高、中压胀差变化情况
在BT持续过程中，机组中压胀差正值降低，负值方向增大，主要原因是中压缸进汽量很小，对于中压转子、中压缸来说均是冷却状态，这种情况下，中压缸缸体庞大，缩回速度较慢，转子受到的冷却
影响要远大于汽缸，从而出现中压胀差正值降低、负值方向增大现象；在BT工况下，高压缸不再进汽，高压转子高速旋转产生的热量不能被排汽带出，高压缸排汽温度升高很快，通常该温度很快可由320℃升至380 ℃，当高压缸通风阀开起后，缸内蒸汽密度降低，排汽温度逐步下降，高压胀差也逐步降低。
1.2 汽轮机系统寿命的影响
汽轮机转子的脆化现象是由于杂质元素（特别是P和Sn）的晶界偏析而引起的，当晶界偏析达到极限值时，整个部件可能发生断裂事故。高、中压转子，以蠕变和热疲劳损伤作为劣化的主要原因，重点要对这些损伤进行评价。
高、中压缸及高、中压转子应力变化情况
在锅炉BT后，随着持续时间的增长，高、中压缸的缸体温度下降的幅度越大，且下降得速度均较大，远大于正常停机后的自然冷却缸体下降速度，这样对汽缸的金属寿命影响很大。
机组在锅炉BT后2 h时，高压转子外表面受到的拉应力上至
最高75.8 MPa，几乎同时中压转子外表面受到的拉应力也上至最高115.9 MPa，这样高拉应力对转子的破坏性特别严重。在此之后，随着主汽、再热汽温度下降速度的变缓，应力变化也逐步降低。
在锅炉系统缺陷处理后，启动风烟系统风机恢复机组负荷过程中，汽轮机高压转子最大应力达138 Mpa（压应力）（此时高压上缸缸体金属温度达418 ℃、高压下缸缸体金属温度达443 ℃），中压转子最大应力达142 Mpa（压应力）（此时中压上缸缸体金属温度达450 ℃、中压下缸缸体金属温度达453 ℃），随着机组负荷逐步稳定后，应力趋于降低并稳定，这样整体转子应力变化完成一个循环，每这样循环一次，对汽轮机转子寿命都有一定的损耗。
1.3 对发电机系统的影响
机组由高负荷或正常负荷工况下快速降低至2―3MW时，发电机本体发热量急剧降低，其本体线圈温度降低，其内部氢气湿度升高，特殊情况下可能产生结露，快速大量的冷缩使得线棒滑移量增大，频繁这样的工况，可能导致线棒磨破漏水，损坏发电机内部设备。
发电机由高负荷降到极低负荷，运行一段时间后，再将负荷升起至正常负荷的过程，就是发电机内部发热部件热应力循环的一个过程，负荷率变化越大导致的交变应力量越大，这样频繁的变化，会导致发电机内部部分零部件松动或摩擦损坏。
1.4 BT工况下危险因素分析
低负荷工况下运行存在的危险隐患：
（1）汽包水位不易控制，易引起水位波动，主汽、再热汽处于低温运行状态，且此时为了尽量保持主汽、再热汽压力下降速度慢，各疏水门均不开起，为此汽轮机存在水冲击的隐患很大。
（2）主汽温度、再热汽温度下滑较低，过热度偏低，易产生汽中带水现象，对汽轮机组有一定威胁，特别是长时间运行后，主汽、再热汽温度都已很低，都已远低于对应汽缸金属温度，为此汽温对每个汽缸金属都是一种强制的冷却，有一定的破坏性。
（3）在BT极端低负荷2MW―3MW工况下运行，给水系统中的一台汽泵必须退出给水系统，此时为了减缓主汽、再热汽压力下降速度，高旁、低旁均在关闭位置，由于主汽流量少、给水流量也相应较少，运行汽泵的再循环门必须伴随着开起，长时间这样运行，此再循环阀的磨损相当严重。
（4）单台汽泵运行，电泵在运行状态作为热备用方式，消耗厂用电量。
（5）高过减温水门、再热汽减温水门必须严密，否则影响到主汽、再热汽的降低，严重时可能导致汽中带水、水冲击。
（6）这种工况下，只有中压缸进汽而高压缸不进汽，要特别注意高压缸至排汽装置通风阀开起及高压缸内部金属温度变化情况，防止因缸内鼓风损失大导致金属温度高、动静部分发生摩擦损坏设备。
（7）锅炉BT后机组从大负荷突降或重新启动时，对锅炉本体、汽机本体的运行都是很大的冲击，锅炉系统的膨胀节、焊口都是热胀冷缩、风压波动可能造成薄弱环节处破裂泄漏。
（8）在锅炉BT操作及恢复过程中，反复进行切缸、反切缸、厂用电切换等重大操作，引起人员误操作的概率较大。
2 为了防止设备损坏、延长汽轮发电机组寿命，特制定以下防范措施
循环流化床锅炉因设备或系统故障原因，可达到短时间的停炉不停机工况、减少发电机与电网解列引起的非停次数，但这些工况对机、电、炉系统及寿命都有不同程度的损伤，为此要尽量避免或减少这些工况的发生。
（1）提高锅炉系统中设备的健康水平，尽量减少BT的发生。
（2）在锅炉发生BT进行调整操作过程中，如果10 min内，主汽、再热汽温度下降超过50 ℃，必须立即打闸停机，防止汽轮机进水，导致汽轮机大轴弯曲事故的发生。
（3）汽轮机降负荷运行，保证主汽、再热汽汽温与相应的汽缸内壁金属温度偏差不得高于50 ℃，如果超过该值，必须立即打闸停机，防止汽轮机系统损坏。
（4）按照汽轮机运行说明书要求，过热汽和再热蒸汽温度降低速率不得超过1℃/min，且过热度最低必须维持在80 ℃以上，汽轮机降负荷采用“中缸控制”运行方式，再热汽温度必须高于430 ℃。
（5）在锅炉系统缺陷消除、各种风机启动恢复过程中，各挡板开起速度要缓慢，各种风压变化要适度，防止风压大起大落导致风烟系统非金属膨胀节超压破裂。
（6）在汽轮发电机升负荷过程中，严格控制升负荷率，防止加负荷速率过大导致发电机内线棒或其他部件碰摩损坏。
