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高加解列：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。
确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。
满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。
若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC （解除和投入均须汇报中调）。
二迅速进行汽包水位的预调节工作。
高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。
具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。
汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。
当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。
当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。
三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。
同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。
四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。
由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。
高加出系现象分析及处理作者：刘栋来源：《山东工业技术》2016年第02期摘要：现代大型火力发电厂的给水加热系统一般都配有三台高压加热器、除氧器和四台低压加热器。
本文将结合我公司高加系统的现状对高加出系现象进行分析和处理，并提出处理意见，为今后的运行操作提供参考。
关键词：高加系统；出系；现象分析；处理DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.02.2331 我公司高加系统的概述我公司汽轮机采用上海汽轮机厂生产的中间再热凝汽式汽轮机，机组型号为N300-16.7/537/537。
机组配有三台高压加热器（#1～#3）、除氧器和四台低压加热器（#5～#8），加热器均为表面式“U”形管式加热器，全部为卧式结构，高压加热器采用大旁路系统。
我公司高加系统简图如图1所示。
2 高加出系对机组的影响当高加出系时高压缸的抽汽关闭，大量本该加热给水的蒸汽继续涌入汽轮机的后续部分做功，导致出现负荷变动过大、每单位质量的新汽做功能力上升、整个机组的效率下降等；同时由于主汽压波动及给水温度的下降，造成汽包虚假水位变化，致使给水系统难以满足正常的调节要求；另外，高加出系对锅炉燃烧，主再蒸汽温度，凝结水系统以及汽轮机本体各参数都存在较大影响。
（1）对汽温的影响。
高加出系后，省煤器进口给水温度会降低100多度，进入汽包的给水温度也会下降很多。
较低温度的炉水蒸发成饱和蒸汽势必需要在水冷壁中增加循环次数，为维持蒸发量必须增加燃料供应量，锅炉燃烧的增加使炉膛出口烟气温度升高，从而导致过、再热汽温上升，为维持汽温，必须加大减温水。
目前过热器一、二级减温水总量已达200T/H左右，再热器烟气挡板开度也由原来的55%左右关小至40%左右。
过量的减温水不但降低了锅炉经济性，也增加了锅炉在低负荷时局部管段形成“水塞”的可能性。
（2）对燃烧的影响。
高加出系后，因给水温度的降低，省煤器从烟气中吸热量增加，省煤器出口烟温下降了50℃左右，这直接导致空预器进出口烟温的下降。
高加退出运行措施
高加退出运行时容易造成锅炉超温，主要原因是给水温度降低后，锅炉燃烧率加强，炉膛出口烟气温度增高，高加退出后防止超温的措施如下：
1、锅炉燃烧调整应少量多次的进行，机组加、减负荷时根据主汽
压力及主汽温度缓慢进行；
2、主操对每天的煤质情况必须清楚，负荷变化时，要根据负荷加
减情况及时增减相应的煤量并及时减少风量，尤其在加负荷阶
段要注意温升率的变化，当温升率较快时应暂停加负荷，待汽
温稳定后再继续加负荷；
3、调整左、右侧床温、烟温及氧量一致，尽量减少锅炉受热面的
热偏差，防止出现局部超温现象；
4、各主、副操要掌握好减温水的滞后性，在调整温度时，要认真
观察主、再热蒸汽的变化率，当上升的变化率减慢时，应考虑
逐渐关小减温水；
5、高加解列后锅炉排烟温度相对降低，后夜机组降负荷时先降#1
机组负荷，要保证布袋进口温度不应低于100℃,若布袋区温度
降至烟气露点（100℃以下），汇报值班领导，停用布袋除尘器。
发电运行部
2011-08-26。
高加解列后主汽温度变化分析与调整梁宁摘要：自投产以来，该机组在正常运行过程中仅发生过一次高加解列故障，本文通过对该机组高加解列后主汽温度变化过程的统计分析，分析了其变化原因，提出了调整建议，总结了高加解列后其他特别需要注意的事项，为今后处理类似情况提供参考。
关键词：高加解列；主汽温度；变化；建议引言：该机组汽轮机是上海汽轮机有限公司与西屋公司联合制造的超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。
汽轮机回热系统的抽汽方式为典型的“三高四低一除氧”。
高加在抽汽回热系统中占有非常重要的地位，给水通过高加被加热从而提高了循环效率。
高加解列直接导致机组的效率降低、煤耗增加，从而影响机组的正常运行和经济性。
高加解列后，由于给水温度、抽汽量等的剧烈变化，对机组负荷、汽温、煤水比产生较大影响，特别是主汽温度大幅波动，控制难度较大。
1高加解列故障经过某日6:23，机组负荷430MW，总给煤量180t/h，给水流量1249 t/h，四套制粉系统运行， 1D给煤机断煤，运行人员将总给煤量降到153t/h，将给水流量降到899t/h。
6:28，#1、2、3高加水位开始波动，而#2、#3高加事故疏水阀卡涩打不开。
6:32，#2机高加因#3高加水位高Ⅲ值保护动作解列。
2高加解列后主汽温度的变化分析2.1 高加解列后主汽温度的变化过程6:32，#2机组负荷382MW，主汽温度568℃，省煤器进口水温244℃，省煤器出口水温297℃，此时高加解列，省煤器进口水温快速下降。
6:37，省煤器进口温度降至174℃，快速下降73℃，基本达到最低点，用时5分钟。
6:40，省煤器出口水温282℃，由于省煤器有一定的水容积，已被加热的水和锅炉的热惯性作用，导致省煤器出口水温的下降有一定延时，高加解列后8分钟仅下降15℃，但一旦省煤器出口水温开始有反应，下降速度将非常快，省煤器进口水温最低点降至171℃，与6:37省煤器进口温度174℃相差不大，同时主汽温度升至最高值588℃，给水流量也增加到了最高值1365T/H，随后主汽温度开始快速下降。
高加故障原因分析与对策一、简介：目前，大容量火电机组普遍采用具有中间再热的回热循环，以提高整个机组的热经济性。
回热加热器是回热系统的重要设备，它对热经济性的影响很大。
由于设计、安装、检修和运行等方面原因，高加的投入率并不是很高。
高加的故障原因很多，最多的就是漏泄。
二、漏泄的位置：1、管子端口（管子与管板连接处）；2、管子本身漏泄；3、汽侧与水侧阀门；4、水室隔板（进、出水室之间）漏泄；三、漏泄的原因：1、管子端口（管子与管板连接处）漏泄大多是由于起停过程中热应力过大、管板变形。
热应力过大：高加在与主机正常启停过程中，或在主机故障而高加停运时，或在主机正常运行中因高加故障而使高加停运及在启动时，高加的温升率、温降率超过规定，使高加的管子和管板受到较大热应力，使管子和管板相连接的焊缝或胀接处发生损坏，引起端口漏泄。
主机或高加故障而骤然停运时，如果汽侧停止供汽过快，或汽侧停止供汽后，水侧仍然继续给水，在这两种情况下，因管子的管壁薄，所以在管板管孔内的那端管子收缩很快。
而管板的厚度大，收缩慢，常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。
这就是规定的温降率允许值只有1.7~2.0℃/分钟，比温升率允许值2~5℃/分钟要严格的原因。
不少发电厂常常发生下属情况，主机运行中高加运行是正常的，但在停机后或停高加后再开机或再投运高加时，却发现高加管系泄漏。
实际上，泄漏不是在停机后，也不是在开机或正确投运高加时引起，而是在停机或停运高加过程中，由于高加温降率过快导致管子和管板连接焊缝或胀接处发生损坏而造成漏泄。
管板变形：管板与管子相连，管板变形会使管子的端口发生漏泄。
高加管板水侧压力高、温度低，汽侧压力低、温度高，尤其有内置式疏水冷却段，温差更大。
如果管板厚度不够，则管板会有一定的变形。
管板中心会向压力低、温度高的汽侧鼓凸，在水侧，管板发生中心凹陷。
在主机负荷变化时，高加汽侧压力和温度相应变化。
尤其在调峰幅度大，调峰速度过快或负荷突变时，在使用定速给水泵的条件下，水侧压力也会发生较大变化，甚至可能超过高加给水的额定压力。
汽轮机的高加运行经验及故障分析汽轮机是一种常见的热能转换设备，广泛应用于发电、船舶推进和工业生产等领域。
在汽轮机的运行中，高加运行是一项重要的工作，它能够提高汽轮机的热效率和机械效率，延长设备寿命，减少故障率。
本文将从汽轮机的高加运行经验和故障分析两个方面进行介绍。
一、汽轮机的高加运行经验1. 控制汽轮机高加温度汽轮机高加温度是影响汽轮机性能和寿命的重要因素。
在高温工况下，汽轮机叶片容易受到热应力的影响，从而导致叶片变形。
对汽轮机高加温度进行合理控制非常重要。
一般来说，控制汽轮机的高加温度要从以下几个方面入手：（1）合理选择高加温度控制策略，根据汽轮机的负荷变化和环境条件，调整高加温度。
（2）定期检查汽轮机高温部件，确保各部件的温度均匀分布，避免局部温度过高。
（3）优化汽轮机热力系统，提高汽轮机的热效率，减少高温工况。
3. 优化汽轮机高加燃烧汽轮机的高加燃烧是影响汽轮机燃烧效率和排放的关键环节。
合理的高加燃烧可以提高汽轮机的燃烧效率，减少污染物排放。
优化汽轮机的高加燃烧是非常重要的。
一般来说，优化汽轮机高加燃烧要从以下几个方面入手：（1）采用先进的燃烧控制技术，提高高温燃烧的效率。
（2）选择合理的燃烧参数，包括燃烧温度、空燃比等，以提高燃料的利用率。
（3）定期清洗汽轮机的燃烧室和燃烧器，保持高加燃烧的稳定性和可靠性。
二、汽轮机的故障分析1. 涡轮腐蚀汽轮机的涡轮叶片容易受到燃烧产物的腐蚀，导致叶片表面粗糙，减少叶片的气动性能。
涡轮腐蚀主要是由于燃烧产物中的硫化物、氯化物等腐蚀性物质对叶片表面的作用。
避免涡轮腐蚀可以采取以下措施：（1）提高燃烧气体的清洁度，减少腐蚀物质的含量。
（2）定期清洗涡轮叶片，去除叶片表面的腐蚀产物。
（3）加强对涡轮腐蚀的监测和分析，及时发现问题。
2. 轴承失效汽轮机的轴承是承受轴承载荷的关键部件，一旦轴承发生失效，将会导致汽轮机的停机维修，带来不必要的损失。
轴承失效的原因可能有：润滑油不足、污染、过载等。
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施随着汽压的上升炉水的饱和温度、饱和水焓上升，而饱和蒸汽焓和炉水的汽化热减小。
我们知道炉水都是汽包压力下的饱和水，在燃料不变的前提下提高汽包压力会使得更多的饱和水变为饱和蒸汽，而燃料量没有转变，也就使得主、再热汽温下降。
四、几种常见的工况扰动造成的汽温变化分析1、高加解列高加解列后，锅炉的给水温度将下降，工质加热和蒸发所需的热量增多，在燃料量不变的状况下，锅炉蒸发量降低，造成过热汽温上升。
假如要维持蒸发量，必需增加燃料，这样不仅使整个炉膛温度上升，炉膛出口烟温上升，且流过过热器和再热器的烟气量和烟气流速增大，锅炉热负荷增大，管壁温度上升甚至产生超温，损坏设备。
因此一般在高加停用时，要限制机组负荷不大于90%额定负荷，严禁超负荷运行。
运行中发生高加爱护动作解列时，应马上相应开大过、再热减温水量，必要时通过削减燃料量来减弱燃烧，达到掌握汽温上升的目的。
2、启停制粉系统当启动制粉系统运行时，由于大量煤粉进入炉膛内，锅炉热负荷急剧增加，受热面吸热量增大，将造成汽温上升。
为了减小启动制粉系统时对汽温的扰动和防止超温，启动前应适当将过、再热汽温降低，缓慢开启制粉系统风门进行暖磨，使炉膛热负荷随着磨煤机内余粉的吹入渐渐上升，启动磨煤机后，将相应给煤机煤量放至最低，以削减瞬间吹入炉膛的燃料量。
由于其余给煤机的煤量相应削减，但因锅炉的惯性作用，这部分的燃烧并没有马上减弱，此时可通过降低一次风压来适当削减进入炉膛的燃料量，避开因大量煤粉燃烧造成炉内热负荷的急剧增加。
待汽温变化平缓后，再进行加负荷操作。
同时，汽机调门要协作掌握好主汽压力的变化，使其尽量平稳上升，以此来适应因燃烧变化所带来的蒸发量的转变，维持锅炉受热面内总的能量变化平衡。
在停运制粉系统的操作中，关闭停运磨煤机的风门时应缓慢进行，一方面是为了对磨煤机进行吹扫，保证停运后的平安；另一方面是防止其对一次风产生瞬间提高的扰动，造成燃烧突然加剧，引起汽温快速上升而产生的超温。
一、分析题目2号机组停运后2号高加内部温度异常升高分析二、机组运行工况2号机组停运，缸温67℃，盘车、润滑油系统停运，高加水侧、除氧器、凝汽器均已放水，2抽逆止门、电动门关闭，临机加热至2号高加进汽电动门关闭；1号机组运行，负荷200MW，2抽压力2.74MPa，二抽至临机加热电动门、调门均关闭。
三、发生的问题及现象1、2号机组停运已超过10天状态下，22高压加热器进汽温度显示101℃。
2、2号高加进水温度为43℃，出水温度为77℃。
3、2号高加正常疏水温度为99℃。
4、就地检修2号高加运行排汽管道疏水手动门时，手动门前管道有轻微冒汽现象。
四、原因分析1、1号机临机加热至2号机22高加进汽电动门不严内漏。
2、1号机临机加热调门前电动门不严或者临机加热至12高加电动门不严内漏。
3、因1号机组运行，以上电动门不严内漏导致22高压加热器内部进入蒸汽，从而使高加内部温度升高。
而且22高加内部温度升高的趋势以及运行排汽疏水管冒汽量和1号机负荷正相关，1号机负荷越高，漏汽量越大。
五、应采取的防范措施及对策1、手动校严1号机临机加热至22高加进汽电动门。
2、手动校严1号机临机加热调门前电动门和1号机临机加热至12高加电动门。
3、因漏汽量较小，凝汽器内部无检修工作时，打开2号高加事故疏水门，将漏进2号高加的蒸汽量通过事故疏水管道自然凝结；若凝汽器内部有检修工作，则关闭2号高加事故疏水门，防止蒸汽漏进凝汽器伤人，同时打开2号高加壳侧放水至无压疏水管道手动门，做好临时围栏。
4、监视好2号高加蒸汽泄漏量，防止泄漏量增大。
5、利用两台机双停机会，检修以上阀门，彻底处理该缺陷。
六、补充内容1、机组停运期间仍需定期翻阅画面，尤其是涉及到与临机相关联的系统。
七、专业点评高岗位人员尽量进行一些技术性较强的问题分析，减少较为简单的一般缺陷类分析。
八、备注无。
锅炉汽温调整的方法和注意事项汽温是机、炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。
在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。
下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。
由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生搬硬套。
一、机组正常运行中的汽温调节汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大，通常情况下需要3-5分钟左右温度才会开始变化；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。
因此正常运行过程中，应保持减温水调整门具有一定的开度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，由于阀门的特性原因它的调节能力减弱，也就是减温水流量变化相对较小，此时应观察同侧另一级减温水流量是否偏大，并及时对其的减温水流量进行重新分配，另外还可以对燃烧进行调整（在炉膛氧量允许时可适当加大风量，或调整风门使火焰中心上移），使汽温回升、减温器开启。
如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以达到关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。
总之，在机组正常运行时，各级减温后的蒸汽温度在不同工况下是不相同的。
应加强对各级减温器后蒸汽温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。
建议在负荷发生变化时应将减温水且为手动调整，避免汽温大幅度波动。
二、变工况时汽温的调节。
变工况时汽温波动大,影响因素众多,值班员应在操作过程中分清主次因素,对症下药,及早动手,提前预防.必要时采取过调手段处理,不可贻误时机,酿成超温事故。
变工况时汽温的变化主要是锅炉的燃烧负荷与汽轮机的机械负荷不匹配所造成的。
一般情况下，当锅炉的热负荷大于汽轮机的机械负荷时，汽温为上升趋势，两者的差值越大，汽温的上升速度越快。
高加事故解列后机炉调整方法一、高加解列现象：高加水位保护动作报警，负荷上升，主汽压力先升后降，推力瓦温度上升，机组轴向推力增大，真空下降，主再热汽温度上升，再热器压力上升，给水温度下降，后期再热蒸汽温度下降，除氧器水位下降，热井水位上升，凝结水流量上升。
二、高加解列后机、炉侧主要调整如下：2.1确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启。
2.2炉侧燃烧调整先适当减弱（一次风压9.5KPa降到9.0KPa，二单元适当减少各台磨容量风），减少煤量按25MW当前折算煤量来控制，同时手动调节汽包水位。
由于高加解列，使大量的高加抽汽直接在汽轮机内做功，造成机组负荷快速上升，主汽压力上升，再热器压力随之上升。
盘前严密监视机组负荷、主汽流量和再热汽压等参数的变化，尽快降低机组负荷、主汽压力、再热汽压至正常范围。
由于虚假水位的存在，水位上升幅度很大，上升速度很快，实际操作时应将水位自动解列，手动快速减小给水量，待水位即将开始下降时，在手动增加给水量，恢复正常水位。
2.3由于高加解列后给水温度下降，造成蒸汽流量减小，主/再热汽温迅速升高。
这时锅炉开启过热器系统一、二级减温水做为粗调，三级减温水为细调进行控制，再热器系统开启事故减温水门，配合微量喷水进行调整。
同时进行燃烧调整，对上层喷燃器进行下摆，下层喷燃器摆至水平位，开大上层燃烬风，开大ROFA风挡板，压低火焰高度。
将上层燃料量向下层转移。
在整个调整过程中，燃料量不能大幅度减少。
2.4凝汽器热负荷瞬间增大，注意监视高扩温度及时投入减温水。
高加疏水中断后除氧器水位下降，如果机组接带额定负荷，凝结水流量会增加较多，机侧防止凝结泵过负荷。
2.5及时查找高加跳闸原因进行处理，应检查是否水位保护动作、高加水侧有无泄漏、逐级及事故疏水调阀是否卡涩拒动等现象。
如已确认高加故障，无法投入，关闭高加至除氧器连续排汽阀。
