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锅炉高温受热面金属超温原因
分析(通用版)
Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that people
make mistakes
锅炉高温受热面金属超温原因分析(通用
版)
珠海电厂一期工程2×700MW机组锅炉是日本三菱公司制造的亚临界强制循环，一次中间再热汽包炉。锅炉按∏型户外布置设计。
锅炉为单炉膛四角布置燃烧器，燃烧器上下可以摆动±30。。锅炉高度61700mm，炉膛断面尺寸21463×18605mm。采用四角切圆燃烧，切圆直径1010.46mm和1402.72mm，逆时针旋转。采用直吹式制粉系统，配有6台三菱重工生产的MRS碗式中速磨煤机。
锅炉额定工况下主蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度568℃，给水温度278℃。
锅炉受热面布置和国产300，600MW机组基本一样。
自机组调试以来，锅炉高温受热面、锅炉三级过热器和三级再热器受热面管道在锅炉宽度方向产生对称的金属超温现象，即在满
足蒸汽温度的情况下受热面金属超温，并由此引发了3次锅炉爆管事故，严重影响了机组的安全运行。
1原因分析
通过燃烧调整试验，优化燃烧试验，均没有取得预期的效果。因而进一步从炉内、锅内和结构3方面查找原因。
1.1炉内原因分析
采用抽气式热电偶在高温烟气段(炉膛出口处)进行烟气温度场测试。测试结果和设计烟气温度场没有原则性差异。
1.2锅内原因分析
1.2.1管壁金属温度测试
在受热面管子引入出口联箱处加装热电偶，测量每一排甚至每一根管子的金属温度。图1为机组负荷在700MW时的再热器金属温度曲线，图中表明管排的金属温度分布不均匀。
1.2.2蒸汽流量分析
根据在受热面管道上加装热电偶测得的管子金属温度，反算蒸汽对管子的冷却程度，再计算出管子内部的蒸汽流量，最终得出管
屏之间存在蒸汽流量不均的结果。
1.3结构分析
由于三级过热器的结构型式和二级再热器和三级再热器的结构相似，现以二级再热器和三级再热器为例进行结构方面的分析。再热器联箱T型接头区域结构如图2，从图中可以看出，在联箱的长度方向上对称布置了具有T型结构的变径结构，而超温点的对称位置就和这一对称结构相吻合。
图2再热器联箱T型接头区域结构图
在二级再热器进口联箱的T型接头处蒸汽的静压大，而在联箱变径后的区域内蒸汽的静压小；在三级再热器出口联箱的T型接头处蒸汽的静压大，在联箱变径后的区域内蒸汽的静压小。因此在二级再热器入口联箱T型接头区域和三级再热器出口变径后的区域之间的静压差大，而在二级再热器入口联箱变径后的区域和三级再热器出口联箱T型接头区域之间蒸汽的静压差就小，由于静压差的差异，引起管屏之间蒸汽流量相对不均衡。管子内部蒸汽流量小的管壁，受到蒸汽冷却的程度比较差。管子金属温度就比较高。
由此得出结论：由于联箱上的T型接头结构和高温受热面在联箱上引出点的不合理，引起管屏之间蒸汽流量存在偏差，是导致锅炉高温受热面金属超温的原因。
2改进措施
根据测试和分析结果，采取以下改进措施：
(1)改变T型接头部位的管道连接方式，即将蒸汽流量相对低的管子入口和蒸汽流量相对高的管子入口交换位置后再连接到三级再热器出口联箱上，如图2中的虚线所示。
(2)增大蒸汽流量相对低的管道与三级再热器出口联箱接头处的管径，提高该管道的蒸汽流量。
(3)在二级再热器和三级再热管道的连接处，对蒸汽流量相对大的管道进行节流，即加装节流孔板，以减少蒸汽流量。
(4)提高严重超温管道的材料等级，例如三级再热器超温管子的管材由原来的T12更换成不锈钢TP347E。
3改造后的效果
珠海电厂2×700MW机组锅炉受热面改造后，经过机组在不同负
荷下的运行考验，基本上能够避免高温受热面管子金属出现超温现象。改造后受热面管壁金属温度测试曲线见图1。
由于增加了节流孔板，汽流在通过节流孔后产生的涡流势必对管子进行冲刷，冲刷量的大小还有待于大小修期间进行测试跟踪。
[1]
云博创意设计
MzYunBo Creative Design Co., Ltd.
电厂锅炉过热器再热器管壁超温原因分析及 预防措施 电厂锅炉过热器再热器管壁超温原因分析及预防措施 在电厂中，锅炉过热器和再热器是非常重要的设备，它们承担着将焚烧过程中产生的高温高压蒸汽进行过热和再热的任务。然而，在运行过程中，经常会出现过热器和再热器管壁超温的问题，这会导致设备的性能下降、安全性降低。因此，本文将对过热器和再热器管壁超温的原因进行分析，并提出相应的预防措施。 一、过热器和再热器管壁超温原因分析 1. 燃烧状况异常 燃烧状况异常是导致过热器和再热器管壁超温的主要原因之一。燃烧不完全、气流分布不均匀、火焰在炉膛内波动剧烈等问题都会导致辐射和对流传热不均匀，使得部分管壁温度升高，超过其设计温度。 2. 水质问题 水质问题也是导致管壁超温的重要因素之一。当水中含有过多的溶解气体、不溶性物质或其他杂质时，会导致管壁附着物形成，形成热阻，导致管壁温度升高。 3. 管道堵塞
管道堵塞同样会导致管壁温度升高。当锅炉管道内的水垢、沉积物或其它杂质积聚过多时，不仅会降低热传导能力，还会阻碍管道内流体的流动，导致局部管壁温度升高。 4. 运行参数异常 运行参数异常也会导致管壁超温的问题。例如，过高的蒸汽流量、过低的供水温度、过高的供水压力等都会使管壁温度超过设计温度。 二、过热器和再热器管壁超温的预防措施 1. 优化燃烧状况 通过调整锅炉的燃烧参数和火焰分布，减少炉膛内火焰的波动，提高燃烧效率，降低管壁温度。此外，定期清洗燃烧器、炉膛和锅炉的燃烧区域，避免积聚物的形成，以减少管壁温度升高的可能性。 2. 加强水质管理 加强水质管理，控制水中的溶解气体、不溶性物质和杂质的含量。定期进行水处理，清除管道内的水垢和附着物。同时，排放并替换含有过多杂质的水，以保持良好的水质，降低管壁温度。 3. 定期清洗管道 定期清洗管道，减少管道内的沉积物、水垢和杂质的积聚。可以采用化学清洗、水冲洗等方法，对管道进行彻底的清洗和冲洗，保持管道的畅通，减少管壁温度升高。 4. 正确调整运行参数
电站锅炉过热器超温原因分析 【摘要】过热器受热面中的工质是高温高压的蒸汽，而受热面又处于烟气温度较高的区域，工作条件比较恶劣。因而受设计、制造、运行等诸多方面因素的影响，过热器受热面经常发生超温现象。本文通过分析发现影响过热器超温的原因，为防止电站锅炉过热器超温提前采取预防措施或做出有针对性的检修计划，同时也可以在超温问题出现后采取正确的措施。 【关键词】电站锅炉；过热器；超温 0 前言 发展大容量高参数锅炉是我国电力工业发展的一项重要技术政策。锅炉蒸汽参数的提高，使得过热器系统成为大容量锅炉本体设计中必不可少的受热面。这部分受热面内工质的压力和温度都相当高，且大多布置在烟温较高的区域，因而其工作条件在锅炉所有受热面中最为恶劣，受热面温度接近管材的极限允许温度；而锅炉容量的日益增大，使过热器系统的设计和布置更趋复杂，电站锅炉中过热器超温问题也日益突出。许多电厂在发现过热器超温威胁爆管后不得不牺牲机组运行的经济性，使锅炉做降温运行但是即便如此，仍不能彻底解决其超温问题。本文系统全面的探讨过热器超的原因，通过分析发现影响过热器超温的原因很多，有设计、施工、检修、运行、制造、管理和煤种等诸多方面，而且这些因素又相互作用。因此往往不是由单一因素造成，而是几个因素同时存在并交互作用的结果。 1 锅炉设计及制造对过热器超温的影响 1.1 设计原因 1.1.1 热力计算不当 1）炉膛的传热计算不当 从锅炉炉膛的传热计算计算目的而言，使用炉膛传热计算有两个目的，第一是，进行各受热面的热平衡计算，了解各级受热面的进出口烟温和汽温，第二是，了解炉膛中受热面的热负荷分布、烟温分布、烟温介质及流速分布等。适合于以上的目的有以下两类炉膛传热计算方法。 （1）零维模型法 该方法又称常规的炉膛传热计算方法，使用该方法只能计算出一个炉膛出口烟温，以确定各级受热面的热平衡，其中有代表性的影响较大的有以下几种： ①1890年由Hnason和Orrok提出了的经验关系式[1]。
600MW锅炉过热汽温超温的原因及防范 措施 摘要：介绍某电厂600MW机组锅炉运行中过热汽温调整的方式、过热汽温超 温异常的现象、过热汽温动态特性及控制手段；分析了过热汽温超温对锅炉管材 的影响，分析了引起锅炉过热汽温超温的根本原因，指出了锅炉过热汽温超温的 预防措施，可为国内电厂运行调整提供借鉴。 关键词：锅炉；超温；防范 1.设备概述 某电厂配有两台600MW亚临界压力、一次中间再热、强制循环汽包锅炉机组，汽轮机型号为HG-2030/17.5-YM9,锅炉采用平衡通风、固态排渣方式，采用中速 磨煤机正压直吹式制粉系统，锅炉以最大连续负荷工况为设计参数，最大连续蒸 发量2030t/h，过热器、再热器蒸汽出口温度为540℃，给水温度281℃。锅炉采 用全钢结构构架，高强螺栓连接，连接件接触面采用喷砂工艺处理，提高了连接 结合面的摩擦系数。锅炉呈“П”型单炉膛布置方式，设计有固定的膨胀中心， 受热面采用全悬吊结构。 2.汽温特性和控制方式 根据汽温的动态特性，下面结合具体的生产过程进行简要分析。 强制循环锅炉蒸汽温度的调节主要是调整燃料量和火焰中心位置，但是在实 际运行中，由于锅炉的效率、燃料发热量和给水焓（取决于给水温度）等也会发 生变化，在实际锅炉运行中要保证汽温稳定是非常不容易的。因此，就迫使锅炉 除了采用燃水比作为粗调的手段外，还必须采用喷水减温的方法作为细调手段。 在运行中，为了维持锅炉出口汽温的稳定，通常在过热区段设置两级喷水减温装置，再热区段设置一级喷水减温装置。总结一条操作经验：过热区段第一级喷水
为粗调，作为主要调节手段控制出口汽温，第二级喷水为细调，应尽量减少使用。燃烧调整是锅炉一切调整的基础，对于汽温来说燃烧更是本质。最直观的说，温 度的高低最主要取决于煤质、煤量及燃烧工况。平时运行中通过调节燃料量和火 焰中心位置来初步调节汽温，再辅以减温水量进行准确的控制，这是一个基本的 控制思路。 3.原因分析及其预防 具体影响因素概括来说有以下方面： （1）吹灰及结焦的影响：从实际情况看，吹灰对汽温影响较大。受热面表 面积灰、结渣、结垢等会造成壁温升高。吹灰器长期不能投入，使炉膛受热面粘 灰严重，促使炉膛出口烟气温度进一步升高，加剧过热蒸汽器超温。炉膛吹灰结 束后，由于炉膛的吸热量增加，致使炉膛出口烟温下降，导致过、再热汽温降低，应超前调整，防止汽温大幅度变化。在条件许可的情况下，汽温高时加强炉膛吹灰，汽温低时加强锅炉烟道吹灰也不失为一种调节手段。 （2）炉膛火焰中心的影响：锅炉火焰中心的高低也是影响汽温高低的重要 因素，启停上层制粉系统对火焰中心的影响极为明显。在运行中汽温高时可减小 上层燃烧器煤量增加下层燃烧器煤量，反之亦然。温度过高可在保证总风量不变 的情况下加大上层磨的二次风量，减少下层磨的二次风量，将火焰中心下移，温 度低时将火焰中心上移。启停制粉系统，尤其是上层制粉系统时，可先相应的提 高或降低过热度，进行一定的超前调节来尽可能的抵消启停制粉系统所带来的扰动。 （3）减温水的使用：在刚开始接触汽温调整时，很容易产生一种思想：认 为减温水是万能的，没有减温水是万万不行的。在过热汽温调整中，有两级减温水，第一级作为粗调，第二级为细调。这两级减温水控制策略均采用串级控制， 用来克服负荷的扰动和入口汽温的扰动。在正常情况下，我们应该保证两级减温 水有一定的余量，也就是说要使我们的被控对象处于可控状态。当减温水余量趋 近于零时要及时通过调整燃烧和风量来控制汽温，尽快恢复余量。
浅析锅炉受热面超温原因及防范措施 摘要：本文以锅炉受热面超温和超温的防范措施进行分析。 关键词：锅炉受热面；超温原因；防范措施 引言 由于煤粉在炉内停留的时间较短，所以为了保证煤粉能够在短时间内得到充 分燃烧，就需要保证风量等各种燃烧条件，炉膛内温度较高，所以受热面会面临 超温而导致无法正常运行的影响。对锅炉受热面超温失效的影响因素进行分析， 进而提出相应的改善措施，是提高电站煤粉锅炉运行安全性和可靠性的重要保障。 1锅炉受热面超温分析 锅炉“四管”指水冷壁、省煤器、再热器、过热器。锅炉超温是电厂常见的异 常运行现象，如果不进行严格控制，锅炉受热面发生短期严重超温或长期超温过热，都会造成锅炉爆管，机组被迫停运。目前机组四管泄漏是造成机组非计划停 运的主要原因之一，而锅炉超温又是造成四管泄漏的主要原因之一。锅炉超温的 机理如下几个原因：运行中如果出现燃烧控制不当、火焰上移、炉膛出口烟温高 或炉内热负荷偏差大、风量不足燃烧不完全引起烟道二次燃烧、局部积灰、结焦、减温水投停不当、启停及事故处理不当等情况都会造成受热面超温。 2超温的防范措施 2.1出现过、再热汽温或壁温超温处理 出现过、再热汽温或壁温超温情况时，应及时进行相应的调整，必要时降负荷、切除部分制粉系统运行或者倒换制粉系统，将温度降至允许范围。一般机组 在负荷稳定时，汽温变化一般较小，在机组负荷大范围变动时，如快速升降负荷，或有其它较大的外扰时，如吹灰等，如果调整不当，会造成机组超温，对应于不 同的情况，可按如下原则进行处理：（1）在机组升负荷过程中，可预先降低汽 温至合适值，给汽温上升留下空间。（2）在锅炉吹灰过程中，一般在吹到水冷 壁时，汽温会有比较大的变化，为了防止这种情况的出现，可以预先提高过热度，增加减温水裕量，保证汽温下降时有足够的调整手段。（3）在机组负荷大范围 变动时，应保证汽压平稳变化，只要汽压平稳变化，汽温的控制就会相对容易， 汽温变化也较平稳。（4）启停制粉系统时，应提前控制好过热度，主、再热汽温，防止启停制粉系统"抽粉"现象导致主、再热汽温超温。（5）值班期间，了解原煤仓上煤煤质情况和各原煤仓配煤情况，如果煤仓上煤或5各原煤仓发热量变 化较大，做好事故预想，提前准备，防止煤质突然变好造成受热面金属温度超温。 2.2对于螺旋管水冷壁超温控制的措施 （1）控制过热度最好不要超过25℃。（2）二次风采用倒宝塔配风方式，开 大燃尽风，关小各台磨煤机的辅助风、周界风、启旋风，减小炉膛下部的热负荷。（3）可以适当减小下层磨煤机的出力，提高上层磨煤机的出力。在磨煤机通风 阻力满足要求的情况下尽可能的提高分离器转速，提高煤粉细度。（4）控制总 风量和氧量在合适范围内，控制可以参考氧量与负荷的关系表控制。后期等做完 性能优化试验后再做调整。氧量与负荷的关系如下： 2.3对于后墙水冷壁悬吊管出口、后墙水冷壁屏管出口超温控制的措施 （1）控制过热度最好不要超过25℃。（2）由于目前高位燃尽风前墙正切15度，后墙反切15度。低位燃尽风前墙正切10度，后墙反切10度。所以低负荷 时根据壁温和风箱差压的情况，尽量开大低位燃尽风，高负荷时及时开启高位燃
温电锅炉高温再热器的壁温超温调整 文章重点介绍温电公司660MW超超临界燃煤锅炉，高温再热器管壁出现局部超温的原因分析，及针对超温的调整方法。 标签：再热器；超温；调整；二次风 引言 温州电厂（以下均简称温电）采用660MW超超临界燃煤锅炉，北京B&W 公司设计制造、螺旋炉膛、对冲燃烧、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的Π型锅炉。该锅炉的设计最大连续出力（BMCR）1958t/h，主/再热蒸汽压力和温度分别是29.3/5.67MPa、605/625℃。该锅炉的高温再热器布置在水平烟道处，为垂直管组，顺流布置，沿锅炉宽方向布置，共97片受热面。该厂机组2015年10月份进入整组启动后发现，当高温再热器出口蒸汽温度超过610℃时，高温再热器部分管壁温度超过650℃（650℃为高温再热器安全运行限值），特别是第1090～1095号管子超温最为明显。因此该厂处于安全考虑，将再热蒸汽温度控制值限定在610℃以内，不能达到设计的625℃，影响机组运行的经济性。 1 再热器壁温超温的危害及原因分析 1.1 高温再热器壁温超温危害 高温再热器金属材料如果长时间超过允许温度工作，会使其金相组织恶化，再热器管道机械强度下降，金属蠕变速度加快，材料使用寿命快速缩短，严重时引起高温再热器爆管。 1.2 高温再热器局部超温可能原因 高温再热器局部出现超温较整体温度偏高，其原因更加复杂，调整起来更加困难。 引起高温再热器壁温局部超温的可能原因有以下几种： （1）高温再热器部分管道内部有结垢现象。如果长时间再热蒸汽品质不合格，特别是含硅量较高时，容易在受热面管道内壁结垢。水垢的导热性极差，其热阻是碳钢材料的50倍，影响蒸汽对管材的冷却效果，导致管壁超温。 （2）高温再热器部分管道内部有堵塞现象。对于新建锅炉，锅炉在制造和安装的过程中，可能形成氧化物和焊渣，并且会带入泥沙和保温材料的碎渣。管道在加工时，有时会使用含有硅、铜等冷热润滑剂（如石英砂、硫酸铜），或者在弯管时进行灌砂，管道在出厂时还可能涂覆油脂类防腐剂，这些杂质可能堵塞
锅炉再热器超温的原因分析及解决对策 摘要：本文对影响锅炉再热器壁温的因素进行了归类，并根据各类原因提出建设性解决措施，这些措施可为制定降低再热器壁温的技术方案提供参考。 关键词：锅炉；再热器；超温 0简述 由于过热器和再热器的受热面积增大，同屏管子数目增多，如何设计合理使得热量及流量等分配均匀成为我国锅炉设计向大容量、高参数发展的过程中亟待解决的问题。从大量文献中可看出在目前大型电厂中，锅炉再热器超温爆管现象很常见，电厂中对此种事故处理的方法主要是停机检修，或者在大修中更换管子材料使其更耐高温，虽超温次数在一定程度上得到减少，但仍没有从根本上解决再热器超温爆管这一问题。本文在文献[1]~ [6]的基础上，总结分析各电厂在运行中出现的再热器超温问题，并提出一些解决措施以供设计参考。 1再热器超温的因素分析 在运行当中造成再热器超温的原因很复杂，不仅与再热器的设计有关，而且还与机组的运行、燃烧方式等因素有关。但从换热角度来分析，主要原因有再热管管壁与管外烟气，管壁与管内蒸汽间换热及管壁本身的导热不良所致，下面分别对其影响因素进行简单分析。 1.1 管外换热 由热阻的定义分析可知，管外烟气换热对再热器温度的影响占主导地位，具体因素如下： （1）炉膛出口过量空气系数。机组运行中通过监测炉膛出口过剩氧量来监控过量空气系数。烟气量和炉膛出口烟温的变化对过量空气系数造成最直接的影响，同时还会引起其他运行参数的改变。 由炉膛出口温度计算公式： 式中：M—经验系数，它与燃料的性质、燃烧方式和燃烧器布置得相对高度、炉内火焰平均温度和理论温度等因素有关；Ta—炉膛理论燃烧温度；0—波尔兹曼常数；a1—炉膛黑度；—炉内辐射受热面热的有效系数；F1—炉膛辐射换热面
燃煤锅炉主蒸汽、再热蒸汽超温的原因 分析及解决方案 摘要：汽温作为火力发电机组的重要运行参数，对电厂锅炉安全经济运行起着至关重要的影响。影响汽温的因素众多，影响过程复杂多变，调节过程惯性较大，因此在调整过程中容易出现主蒸汽温度和再热蒸汽温度过高或过低的现象。蒸汽温度过高可导致受热面超温爆管，而蒸汽温度过低将使机组经济性降低。本文针对两台330MW燃煤机组频繁出现主蒸汽和再热蒸汽温度过高的现象，以机组正常工况下主蒸汽、再热蒸汽的温度变化情况为研究对象，通过加强对汽温的监视与调整，摸索出机组汽温控制调节的方法与措施，避免了超温现象的发生，为同类机组汽温调节控制提供借鉴。 关键词：燃煤锅炉；主蒸汽；再热蒸汽；超温 引言 为确保该电厂锅炉能经济、安全、满发,需对锅炉进行性能校核计算及评估研究。通过计算和评估,发现并分析存在的问题,并提出解决方案,为锅炉及辅机系统的正常运行提供技术支持。 1燃煤锅炉主蒸汽、再热蒸汽超温的原因分析 1.1再热汽温变化因素 再热蒸汽容积大，流速较慢，布置在烟气低温区域，烟气侧的传热温差小，因而再热汽温变化比较迟缓。再热蒸汽压力低，比热小，使得当工况变化时再热汽温的变化幅度较大。同时，再热汽温不仅受锅炉工况变化的影响，还受其他因素影响，如再热汽冷段至辅汽联箱开度变化、临机用汽、抽汽量变化及高压缸排汽温度变化等都会引起再热汽温的变化。 1.2日常运行记录
根据日常运行记录可以发现，每台炉都有燃烧调整不当的情况发生例如，没 有根据燃烧需要及时调整各层燃烧器的配风，使燃烧工况偏离设计值，火焰中心 偏移，导致燃烧行程加长，炉膛出口烟温升高。如果锅炉各层一次风口风量不均匀，给煤量或一次风不均匀也能造成燃烧中心偏斜，甚至贴壁燃烧，使水冷壁局 部超温。在启、停磨煤机及锅炉负荷升降的过程中，由于运行工况的变化率过大，炉膛出口烟道温度场和速度场分布不均，也会加大局部超温的可能性。 1.3其他影响锅炉蒸汽温度变化的因素 1）负荷变化。负荷增加时，燃料量、风量也要增加，炉膛出口烟温升高， 汽温就会升高；反之汽温降低。2）压力变化。压力升高，主汽温和再热汽温也 会升高；压力降低，主汽温和再热汽温也会降低。3）煤质变化。当煤的挥发份 含量高时，煤易着火，在炉内燃烧时间短，火焰中心上移，汽温降低。当煤粉变 粗时，燃料在炉内燃尽时间长，汽温将升高。当燃料水分增加时，水分在炉内蒸 发需吸收部分热量，使炉膛温度降低；水分增加使烟气体积增大，烟气流速增加，辐射过热器的吸热量降低，对流过热器的吸热量增加。4）风量及其配风变化。 炉内氧量增大时，说明送风量大，烟气量增加，造成对流式过热器温度升高，使 炉膛出口温度升高。在总风量不变的情况下，配风的变化也会引起汽温的变化， 当下层风量不足时，部分煤粉燃烧不完全，使得火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，引起汽温升高。 2解决方案 2.1正常运行调整时的操作 1）正常运行时，控制主蒸汽温度在541±5℃，再热蒸汽温度541±5℃，左 右侧温度偏差不大于15℃，如超出此限，应该积极设法调整平衡。2）运行调整中，控制一级减温水流量，保证屏过后汽温不超过472℃；二级减温水细调，高 过后汽温541±5℃℃。再热汽温使用烟气挡板调整，尽量减少再热减温水量。3）从实际情况看，在投入上排磨煤机时易发生超温现象。为此在启动备用磨煤机时，应加大运行磨煤机的入炉煤量，并保证风煤比适当。启动后，减小运行磨煤机的 煤量，尽量保证入炉煤的平衡。也可以提前使汽温缓慢降至525℃左右，随后缓
防止锅炉高温受热面过热爆管的措施一、前言 锅炉水冷壁、过热器、再热器和省煤器（简称锅炉“四管”）爆漏约占全部锅炉设备事故的40％～60％。因此，减少锅炉“四管”爆漏次数，降低锅炉强迫停运时间，是提高锅炉运行可靠性和经济性的关键因素。引起锅炉“四管”爆漏的原因较多，其中磨损、腐蚀、过热、安装和焊接质量差是导致四管爆漏的主要原因。减少锅炉“四管”爆漏要坚持“预防为主”的方针，从管理和技术两方面入手，加强检修、运行、金属、化学、热工、燃料和安全监察各个环节的可控在控。 二、锅炉“四管”爆漏原因简要分析 1、磨损 煤粉锅炉受热面飞灰磨损和机械磨损，是影响锅炉长期安全运行的主要原因。 飞灰磨损速度取决于灰粒成份（主要是SiO2）、灰量、灰粒的动能及飞灰浓度，磨损量与烟气流速的三次方成正比。因此，尾部烟道中设计烟速的大小对飞灰磨损
率有决定性的影响，设计时要选取合理的烟速。同时应尽量减小速度分布不均，避免在省煤器边排管与炉墙之间、省煤器弯头与炉墙之间、再热器与两侧墙之间存在的烟气走廊。这个区域由于烟气流动阻力小，局部烟速可增大到平均烟速的两倍，甚至更大，造成这些部位管子磨损非常严重。 2、腐蚀 1）管外高温腐蚀 受热面管外壁在较高温度条件下，由于缺氧导致还原性气体存在，当燃料中含硫量较高时（＞1%），容易产生管外高温腐蚀。如果管外产生结渣、积灰，且上述条件存在，会产生较为严重的管外腐蚀。 管壁温度对腐蚀的影响也很大，在300～500℃范围内，管壁外表面温度每升高50℃，腐蚀程度增加一倍。 在受热面中，水冷壁是最易产生高温腐蚀的地方。水冷壁的高温腐蚀还和周围还原性气体的存在有着密切的关系，CO浓度大的地方腐蚀就重。 水冷壁高温腐蚀部位多在热负荷较高、管壁温度较高的区域，如燃烧器附近。过热器、再热器区域还原性气体比炉内低，腐蚀速度一般比水冷壁小。但是大容量锅炉的过热器、再热器的壁温较高，尤其是左右两侧烟温差较大时，腐蚀现象也相当严重。 在腐蚀区域，除选用耐腐蚀的合金钢外，还应适当控制炉膛出口烟温和消除烟温偏差，同时，及时清灰除焦，以免引起局部过高的壁温而使腐蚀速度加快。 2）管内化学腐蚀 正常运行情况下，锅炉并不会引起管内结垢与腐蚀。当给水品质不良时，炉水中的Fe、Cu、Ca、Mg、SiO2等杂质在蒸发受热面内被浓缩，并从锅水中游离出来附着在管内表面，形成水垢，水垢的传热系数只有钢的1／200，影响传热，并使壁温上升，导致管壁过热鼓包或破裂。破口部分多呈刀刃状，破口附近由于汽水冲刷，则几乎没有水垢。当喷水减温水质不良，汽水分离装置损坏或其它原因引起蒸汽品质恶化时，过热器、再热器管可能发生结垢爆管。如某台Π-K10型锅炉水冷壁发生爆漏，裂口50mm×75mm，割开附近未破的水冷壁管发现垢厚2mm，水垢成分为Fe2O3 46.6％、P2O5 26％、CaO 5.2％、SiO2 4.8％。原因是汽水品质监督失控，给水含铁量超标，磷酸根含量过大。
某660MW超超临界锅炉高温受热面壁温超温原因分析及调 整措施 摘要：某电厂锅炉出现了高温受热面个别管壁温偏高的问题，制约了主汽温度 和再热蒸汽温度达到设计值。本文主要介绍了该炉高温受热面壁温超温的原因分 析以及现场调整措施，为今后同类型机组锅炉出现类似问题的调整提供一些借鉴 和参考。 关键词：超超临界锅炉；超温；调整措施 一、引言 某电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂设计的660MW超超临界锅炉，锅炉型号为HG-2030/26.15-YM3。锅炉采用单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型、紧身封闭布置。燃烧系统采用了墙式切圆燃烧方式，主燃烧器布置在水冷 壁的四面墙上，每层4只喷口对应一台磨煤机。SOFA燃烧风布置在主燃烧器区 上方水冷壁的四角，可实现上线左右摆动，以实现分级燃烧、降低NOX排放。 制粉系统采用6台中速磨冷一次风机直吹式，五运一备，设计煤粉细度R90 为15%，煤粉均匀系数n=1.1。 二、问题描述 该电厂1#机组于2010年8月投产。近期出现了高温受热面个别管温度偏高 的问题。具体表现在后屏过热器P33#11管、末级过热器P52#7管、P54#7管、以及末级过热器P64#6、P66#6管等，这几根管的壁温容易超过报警值（640℃）， 严重制约了主/再热汽温达标，影响机组的发电煤耗。 三、原因分析 对于切圆锅炉来说，炉膛出口的烟气温度偏差是客观存在的。其主要原因是 由于炉膛出口旋转残余引起的烟气速度与温度偏差。对于逆时针旋转切圆锅炉来说，其辐射受热面（屏式过热器）呈现出左高右低的特性，这与水平烟道以及尾 部烟道布置的对流受热面（末级过热器、末级再热器等）的左低右高的特性是相 反的。造成这种偏差的具体原因有以下两个方面： a ）炉膛出口左侧烟室的烟气气流的运动机理比右侧复杂的多，存在着一个 气流衰减、滞止、反向加速的过程，气流扰动比较强烈；而右侧气流运动比较简单，是一个平稳加速流向水平烟道的过程。由于左侧气流强扰动造成的对流换热 加强效应，造成了炉膛出口左侧受热面温度偏高的现象。此外，由于右侧气流是 惯性流向水平烟道，右侧烟室的烟气充满度相比于左边也较差，这也是造成“左高右低”的一个原因。 b ）当烟气进入水平烟道后，其受热面主要以对流换热为主。由于在辐射换 热区左侧换热强烈，就造成了左侧的烟气温度低于右侧。并且右侧烟气的流速w 也要高于左侧，由于换热系数，根据对流换热原理，右侧换热要强于左侧，也就 造成了“右高左低”的现象。 所以对于水平烟道的受热面，其壁温分布趋势为两边高中间低的“马鞍型”， 同时右侧壁温高于左侧，这也与该电厂超温点的位置相吻合。 四、SOFA风调整机理 通过对SOFA风进行调整，可以一定程度的影响水平烟道的烟气流场，削弱 炉膛出口的烟气偏差，但是不能完全消除。其影响机理有以下两个方面： a ）通过调节SOFA风的水平摆角，将SOFA风调整为顺时针旋转（与主燃烧 区的逆时针旋转相反切），用以削弱炉膛出口的残余烟气旋转。
锅炉受热面超温爆管原因及预防措施 在火电生产中，锅炉压力受热面超温爆管事故在非计划停炉事故 中占很大比例,是影响机组安全稳定运行的主要因素,因此解决超温问 题十分重要，现根据部分经验数据粗浅分析如下： 一、原因分析 1）根据日常运行记录可以发现，每台炉都有燃烧调整不当的情况 发生，例如，未根据燃烧需要及时调整每层燃烧器或炉排的空气分布，使燃烧工况偏离设计值，火焰中心偏移，导致燃烧行程加长，炉膛出 口烟温升高。如果锅炉各角一次风口风量不均匀，给煤机或炉排转速 不均匀也能造成燃烧中心偏斜，甚至贴壁燃烧，使水冷壁局部超温。 在启、停给煤机及锅炉负荷升降的过程中，由于运行工况的变化率过大，炉膛出口烟道温度场和速度场分布不均，也会加大局部超温的可 能性。 2）根据空气动力场试验，炉膛出口处可能存在着一定的残余气流 旋转现象，而一、二次风的动量比会影响到烟气流的旋转强度，使沿 炉膛宽度方向的炉膛出口烟温和烟速分布存在一定的偏差，造成水平 烟道的烟温分布不均，在这种情况下，烟气温度场和速度场的分布偏 差使受热面吸热偏差较大，加大了局部超温的幅度。 3）由于煤种原因造成过热器或水冷壁严重结焦，或者因设备老化，吹灰设备等因素导致炉膛部分受热面粘灰严重，促使受热面烟气温度 进一步升高，加剧了过热器的超温，造成过热器爆管。 4）锅炉本体有不同程度的漏风，造成炉膛出口烟道烟气量增加， 也加剧了超温。 5）供水水质不合格或无定期排污、除氧效果差、汽包加药量不合 适等因素造成给水品质不良，易对管子形成腐蚀，引起受热面管内结 垢积盐，影响传热。当给水不合格时，在水冷壁上结垢并形成垢下腐蚀，会造成受热面在运行中发生超温现象。
600MW锅炉高温过热器管壁超温原因及控制 摘要】锅炉四管泄漏事故在电厂运行非计划停运中占比很大，极大地影响了机 组的稳定安全运行。从技术方面分析主要原因是四管泄露。其中受热面的超温运 行也会引发爆管，并占有很大比例。 【关键词】锅炉管壁超温率爆管 一、广安电厂600MW锅炉简介 广安电厂600锅炉是亚临界自然循环汽包炉，它采用了前后墙对冲的燃烧方式，一次中间再热，尾部设有双烟道，再热气温采用了烟气挡板调节。通过汽包 排出的饱和蒸汽会依次经过顶棚过热器等，最后高过出口导管由左侧右侧分为两 路引出。 过热系统布置了左右两次的交叉，低过出口直接到进口，屏上过了出口之后 在至高口到进口之间又会进行一次交叉，这样的方式会减少屏间跟管间的热偏差。过热器方面采用了两极喷水的方式进行减温，第一级喷水时减温器在低温过热口 的出口，可以在粗调方面，并会保护屏过。 二、高温过热器超温的危害 锅炉内的工质温度最高的部件当属高温过热器，如果说在运行时管壁的温度 超过了钢材耐热温度的极限，管子就有可能会爆裂。从各种运行的实际情况来看，长期的超温过热是引起爆管的主要原因。 三、高温过热器超温的原因。 影响锅炉高温过热器管壁超温的因素有很多方面，但是主要可以在管外烟气 和管内工质方面进行分析，另外还与高温过热器本身的设计施工安装是否合理有关。下面分别就上述各种原因加以论述，最终结合广安电厂600MW机组实际的 超温情况具体分析超温的原因。 3.1 烟气侧的吸热不均。 在实际进行操作运行的时候，因为安装和施工的方面会面临着各种各样的变化。热负荷会有较大的区别，各种蛇形管的洗个程度也不同，烟气分布的温度和 速度也会出现不均匀的现象，这就造成了过热器的热力不均匀，除此之外煤粉跟 空气也存在不均匀的情况，主要是火焰延长到炉膛上部，管束中形成烟气走廊， 这些都是高过管壁超温的原因。 3.2 蒸汽侧的流量不均 当每一根管子的结构都一样，但是进出的端口所承受的压力不同时，蒸汽的 气流就会不一样，压力差距比较大的管子蒸汽的质量就会很多，反之，蒸汽的气 流量就会很少。 3.3 提高给水及蒸汽品质 给水品质差，会造成会造成蒸发受热面管内结垢，水循环不良，蒸发量减少，要保证机组负荷，必然要增加燃料量，同时炉膛负压增大，出口烟温上升，必然 会造成高温过热器管壁超温。给水品质差，必然造成蒸汽品质差，过热器管内壁 结垢，影响传热效果，管内工质温度与管外烟气温度偏差更大，也会过热器管壁 超温。 3.4高温过热器超温爆管还有升负荷率偏高的原因，在升负荷的过程中，为了能够有相同的汽量，总会过多的投入燃料，所以过热器的管壁温度总是会高于稳 定后的数值。 四、广安公司600MW锅炉过热器管壁超温分析
锅炉过热器超温控制分析 摘要近些年来，我国火力发电这块一直担任着国家供电任务的顶梁柱作用。而锅炉作为火力发电厂的主要产能设备，如何保障锅炉设备的安全稳定运行是重 中之重。根据近期火力发电厂锅炉事故统计来看，超温爆管事故导致停炉的事故 占了70%~80%。控制好锅炉的燃烧和汽温，将直接影响到管壁的使用寿命和疲劳 程度，能从根本上降低四管泄漏事故发生的概率。本文从华能海口电厂#9炉的视 角出发，分析该炉在负荷调整和运行调整上有可能导致过热器过热的原因，并提 出解决方法和对策。 1. 设备概况 华能海口电厂#9炉锅炉型号为HG1018/18.6-YM23型，是由哈尔滨锅炉厂有 限责任公司引进美国ABB-CE燃烧工程公司技术生产制造的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉，单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧器，冷一次风正压直吹 式制粉系统。 燃烧器共分5层，除A层等离子层采用等离子火嘴外，B/C/D/E层均采用新 型水平浓淡分离喷咀，每层燃烧器均配有辅助风，燃烧器摆角范围-30°~+20°，且在燃烧器上部设有四层SOFA燃尽风，燃尽风设有单独的摆动机构，摆动范围 ±30°。配有90台蒸汽吹灰器，其中长吹30台，短吹60台；水平烟道布置16 台蒸汽吹灰器，炉膛布置74台蒸汽吹灰器。 过热蒸汽系统的流动过程：饱和蒸汽从汽包流出，进入顶棚管入口集箱，经 顶棚管过热器加热后分六路进入后烟道过热器继续加热，然后汇集进入低温过热 器加热，在低温过热器出口集箱处分为两路，分别进入两侧分隔屏过热器、后屏 过热器，并在后屏过热器出口集箱处交叉，进入末级过热器加热，最后进入高压缸。
过热器减温水分为一级减温水和二级减温水，一级减温水作为粗调布置在立式低温过热器出口集箱之后，二级减温水分A/B侧，分别布置在A/B侧过热器后屏出口集箱之后。 1. 过热器超温情况（2019.11-2020.8） 表1.后屏管壁温超温情况
燃煤锅炉受热面超温解析 摘要：锅炉作为火力发电厂的三大主机之一，为适应容量的变化，如果提高受热面沿炉膛横截的管屏数目，其管圈数目会同比提高，强化了燃烧产生的同一截面的烟气速率，同时可能导致温度分布失衡，出现管屏、管圈间热量差异更明显的情况。烟温差异大的情况在电厂锅炉燃烧中属于很常见的情况，可能导致再热器、过热器管壁温度过高进而爆裂的现象。尤其是对于四角切圆燃烧锅炉，因为其出口位置有一个残余旋转设计，导致其炉膛出口烟窗在宽高两个维度的速率和温度相对易出现显著差异，进而降低锅炉作业的平稳性及高效性。这些年，大中型燃煤电厂锅炉频频出现各种问题，最为常见的即为“四管爆漏”。过热器、再热器是锅炉受热面的核心组分之一，长时间在多尘、高温的条件下作业，因此二者极易出现爆裂现象。大容量锅炉蒸汽指标数值较大，如若出现高温爆裂，非但会导致很多原料及部件的损失，降低厂房整体作业的高效性，还可能导致串联反应，大量受热面连带被刷伤，对厂房的平稳作业产生严重影响，同时降低其平稳性。 关键词：电厂；锅炉；受热面；超温 1引言 近些年，政府对电厂尾气中氮氧化物的排放管控更为严格，大中型燃煤锅炉正在逐步开展低氮省级，作业时出现了一氧化碳、飞灰等水平提升等连带效应。此外，随着空气分级燃烧过程加入了燃尽风设计，可能会令出口烟速及温度条件发生变化，从而作用于高温受热面的壁温环境。文章探索了燃尽风角度变化和燃烧产物、烟气速率及温度波动、壁面高温等的关系，同时将实验结果和理论数据对照，得到了燃烧状况和受热面壁温的关系。 2超温分析 我们对某电厂实际作业状况展开了综合分析，发现导致锅炉受热面金属壁温高的一个重要原因就是燃烧步骤增加，火焰中心提高。具体原因如下：
超临界350MW直流锅炉受热面超温问题 分析 摘要：超临界350MW直流锅炉是一种高效、大功率的发电厂重要主机设备，其工作条件相对苛刻，面临着诸多技术难题。其中，受热面超温问题是一项重要且紧迫需要解决的挑战。受热面超温不仅会损害锅炉材料的性能，导致设备寿命缩短，还会引发火灾、爆炸等重大安全事故。同时，超温还会降低锅炉的效率，造成发电厂非计划停运等事故，导致能源浪费，增加发电成本。本文将针对超临界350MW直流锅炉受热面超温问题展开详细分析，以供参考。 关键词：超临界；350MW；直流；锅炉受热面；超温； 前言：超临界350MW直流锅炉受热面超温问题并非易于解决。在锅炉运行过程中，燃烧产生的高温烟气会通过受热面，将热能传递给水蒸汽。然而，由于燃料和空气的品质波动、燃烧不充分、受热面渗漏等原因，烟气温度超出了设计范围，导致受热面超温。通过加强监测调控、材料研发和工艺改进、预测评估等措施，可以降低受热面超温的风险，保障锅炉设备的正常运行，提高发电效率，实现经济效益和安全性的双赢。 1.相关概述 超临界350MW直流锅炉是目前国内火电厂的主要设备之一，拥有高效、低排放等特点。然而，一些电厂在运行过程中会出现受热面超温现象，给电厂运行的安全带来了一定的影响和困扰。超临界350MW直流锅炉的受热面超温现象是指锅炉受热面内部温度超过设计允许值的情况。 2.超临界350MW直流锅炉受热面超温问题 2.1一次风压偏高
一次风压偏高是导致受热面超温的一个主要原因。一次风压过高会 导致风量过大，超过了设计的空气供应量，进而使燃烧室内的温度升高，受热面 温度超过设计范围。解决这个问题的方法是检查风机运行状态、调节风阀以及确 保一次风压力在正常范围内[1]。 2.2再热器蒸汽流量偏小 再热器蒸汽流量偏小也是一个常见的问题。再热器是将锅炉排出的 高温蒸汽再次加热，提高锅炉的热效率。如果再热器蒸汽流量偏小，会导致再热 温度下降，使受热面温度超温。解决这个问题的方法是检查再热器喷嘴、修复或 更换故障阀门，以及检修或校准流量计。 2.3氧量控制偏高 氧量控制偏高会导致锅炉燃烧不充分，产生过量的烟气，增加受热 面的负荷，导致超温问题。这可能是由于氧传感器信号不准确或控制系统设置错 误引起的。解决这个问题的方法是检修或更换氧传感器，重新校准控制系统，并 调整氧量控制策略。 2.4水煤比控制失调 水煤比控制失调可能导致锅炉给水量过少或燃煤量过多，使受热面 热负荷增加，导致超温问题。这可能是由于水煤比控制系统参数错误或测量仪表 故障引起的。解决此问题的方法是检查和校准水煤比控制系统，更换故障的仪表，并进行合适的调整。 2.5负荷变动调整不当 负荷的突然变动可能导致燃烧条件不稳定，使受热面无法适应变化 的负荷。这可能是由于控制系统响应慢或调整不当引起的。解决这个问题的方法 是改进控制系统的响应速度，进行适当的负荷调整策略，并确保调整过程不会超 出受热面的承受范围。 2.6受热面积灰结焦
浅谈#6机组低负荷锅炉壁温的超温及其对策 锅炉面临的最大威胁是锅炉受热面爆管，机组正常运行中，控制金属管壁温度，防止管壁超温是减缓氧化皮生成、受热面爆管的主要手段。#6机组特别在低负荷的时候，300～350MW负荷容易出现锅炉壁温超温，下文对低负荷时的壁温超温进行分析和探讨。 1 造成锅炉受热面壁温超温的原因 机组低负荷时造成锅炉受热面壁温超温的原因有许多。从理论分析与实际现场总结来看，造成管壁温度升高的原因主要有以下七种：（1）机组在低负荷运行时，管壁内工质流量较小；（2）煤粉细度的原因；（3）燃烧器缺陷、炉膛燃烧不好，着火点滞后；（4）制粉系统启、停切换时，燃烧波动；（5）磨煤机出口温度较低、一次风速过高；（6）给水温度较低；（7）燃烧器二次风的配风。 2 锅炉受热面壁温超温的原因分析及解决措施 2.1 机组在低负荷运行时，管壁内工质流量较小 由于机组负荷较低，机组300MW时机组给水流量800t/h左右，因为负荷较低锅炉受热面内部流动的工质流量减小，流动的工质对锅炉受热面的冷却效果降低，虽然受热面外部绝对温度降低了，但是受热面内部的冷却效果减少的更多，所以此时更容易出现锅炉壁温超温。 措施：针对此现象我们可以适度加大给水流量，在机组协调方式下，可以调节给水自动的温差控制，降低机组过热度，保持过热度不低于10℃即可。 2.2 煤粉细度的原因 机组设计的磨煤机煤粉细度为R90=18.5%。由于低负荷炉膛燃烧原本就不是太充分，煤粉越细，煤粉相对表面积越大，越容易燃烧，着火越容易，反之，要是煤粉颗粒较大，燃烧会更加恶化，会进一步推迟，容易引起壁温超温。 措施：负荷较低时候煤量较低，制粉系统的负荷余量也较大，调节分离器挡板开度，控制煤粉细度；如果是因为机组增容改造后要提高磨煤机分离器转速，提高至35%～40%。
浅析直流锅炉受热面超温原因及处理方法段玉龙 摘要：本文主要解析了京能（锡林郭勒）发电有限公司一期2×660MW超超临界 直流锅炉受热面出现的超温问题，分别从锅炉启动、干湿态转换、升降负荷及正 常运行调整等阶段着手展开讨论，通过分析找到了可能导致超温的原因，制定了 切实可行的措施，为同类型锅炉受热面超温问题提供了借鉴。 一、锅炉简介 京能（锡林郭勒）发电有限公司一期工程2×660MW超超临界直流锅炉为超 超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置的型锅炉。设计煤种为褐煤，采用中速磨直吹式制粉系统，前后墙对冲燃烧方式，配置超低NOx旋流燃烧器及OFA喷口；汽水分离器及贮水箱布置在炉前，炉膛 下部为螺旋膜式水冷壁，上部为垂直膜式水冷壁；炉膛出口布置屏式过热器，炉 膛折焰角上方布置后屏过热器和末级过热器，高温再热器布置在水平烟道处；尾 部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过 热器和省煤器。前后烟道底部设置烟气调温挡板来调节烟温，过热器系统设有二 级喷水减温器，冷再管道及高温再热器进口集箱前均设置再热喷水减温器。 二、受热面超温危害 直流锅炉受热面超温将引起金属组织老化，产生蠕变爆管，受热面的高温氧 化腐蚀将导致管壁减薄而爆管，大大降低锅炉使用寿命。同时当材质和压力一定时，过高的温度对氧化皮厚度影响较为明显，氧化皮一旦大量脱落积存在管道内 将导致管子堵塞，形成一个受热面爆管的恶性循环周期，对锅炉安全运行产生威胁。 三、直流锅炉受热面超温原因 1、直流锅炉在启动阶段，由于炉膛燃烧分布不均匀，水循环不畅（甚至有时存在循环停滞的现象），同时炉温和给水流量较低，产汽量少导致受热面冷却能 力下降，汽温升高，过热器、再热器超温几率常见，即便过再热减温水频繁投入 仍然难以控制。 2、锅炉启动阶段过早启动上层制粉系统，导致燃烧率加强，炉膛烟温升涨较快，为受热面超温提供了条件。 3、正常运行过程中，一次风压偏高，炉膛投粉量过大，煤粉气流着火热升高，着火推迟，燃烧滞后，火焰中心上移，对流受热面吸热增强，导致排烟温度升高，极易引起受热面超温，锅炉启动阶段由于控制氧量较高，较高一次风压使燃烧滞 后导致超温现象更为明显。 4、正常运行过程中，二次风调节比例失衡，控制的炉膛过剩空气系数增大，燃烧推迟，辐射换热及半辐射换热面温降减少，尾部受热面吸热增多，一般为了 控制过热器不超温，经常会关小过热器烟气调节挡板，从而增加再热器超温可能性。 5、在锅炉干湿态转换阶段，由于运行人员炉况掌握不好，或调节手段单一，往往会盲目增加燃料，过度提高蒸汽温度极易导致受热面超温。同时容易在锅炉 垂直管及后墙悬吊管处产生汽水两相流，引起水力不均造成管壁超温。 6、直流锅炉炉膛出口一般存在残余气流旋转现象，其中一、二次风动量会影响其旋流强度，沿炉膛宽度方向的烟气温度场及流速产生偏差，会使炉膛水平及 尾部烟道受热面受热不均，局部超温可能性较大。 7、本期锅炉燃烧的煤种为褐煤，褐煤燃烧特点为单位负荷投粉量过大，水分、
锅炉高温受热面金属超温原因 分析(实用版) Technical Safety Essentials ( 岗位安全技术 ) 单位名：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 安全技术安全管理制度/全文可改
锅炉高温受热面金属超温原因分析(实用 版) 珠海电厂一期工程2×700MW机组锅炉是日本三菱公司制造的亚临界强制循环，一次中间再热汽包炉。锅炉按∏型户外布置设计。 锅炉为单炉膛四角布置燃烧器，燃烧器上下可以摆动±30。。锅炉高度61700mm，炉膛断面尺寸21463×18605mm。采用四角切圆燃烧，切圆直径1010.46mm和1402.72mm，逆时针旋转。采用直吹式制粉系统，配有6台三菱重工生产的MRS碗式中速磨煤机。 锅炉额定工况下主蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度568℃，给水温度278℃。 锅炉受热面布置和国产300，600MW机组基本一样。 自机组调试以来，锅炉高温受热面、锅炉三级过热器和三级再热器受热面管道在锅炉宽度方向产生对称的金属超温现象，即在满
足蒸汽温度的情况下受热面金属超温，并由此引发了3次锅炉爆管事故，严重影响了机组的安全运行。 1原因分析 通过燃烧调整试验，优化燃烧试验，均没有取得预期的效果。因而进一步从炉内、锅内和结构3方面查找原因。 1.1炉内原因分析 采用抽气式热电偶在高温烟气段(炉膛出口处)进行烟气温度场测试。测试结果和设计烟气温度场没有原则性差异。 1.2锅内原因分析 1.2.1管壁金属温度测试 在受热面管子引入出口联箱处加装热电偶，测量每一排甚至每一根管子的金属温度。图1为机组负荷在700MW时的再热器金属温度曲线，图中表明管排的金属温度分布不均匀。 1.2.2蒸汽流量分析 根据在受热面管道上加装热电偶测得的管子金属温度，反算蒸汽对管子的冷却程度，再计算出管子内部的蒸汽流量，最终得出管
锅炉受热面启动超温分析 摘要：机组启动过程中较易出现低温过热器、低温再热器管壁超温，长期超温 将加速钢材蠕变，从而缩短设备使用寿命，严重超温时会导短时间内造成爆管， 为此在启动过程中应严格控制管壁温度在正常范围内，延长机组使用寿命。 关键词：超温；原因；措施 1.绪论 山西昱光发电有限责任公司一期2×300M循环硫化床锅炉为上海锅炉厂自主生产研发信 号为SG-1065/17.5-M4505的亚临界、一次中间再热、单汽包自然循环、绝热式旋风气固分离器、岛式布置全钢架支吊结合的固定方式。#1、#2机组分别于2012年05月、04月投产， 机组启动过程中较易出现低温过热器、低温再热器超温现象。 2.我厂锅炉受热面管材及承温能力 尾部烟道包覆墙中间设置隔墙包覆过热器，将尾部烟道分隔成前后二个烟道，在前烟道 内按烟气流向依次布置低温再热器和高温省煤器，均采用吊板和省煤器悬吊管吊在炉顶钢架上；在后烟道内按烟气流向依次布置低温过热器和低温省煤器，低温过热器和低温省煤器管 系均搁置在后墙包覆过热器和隔墙包覆过热器上。锅炉炉膛上部前墙布置10片水冷屏、12 片中温过热屏、12片高温过热屏和6片屏式再热器（均左右对称布置）。 低温过热器：上1组材质为15CrMOG，下3组材质为 SA210-C；屏式中温过热器：材质 为12Cr1MOVG ；屏式高温过热器：上部材质为SA213-T91，下部材质为12Cr1MOVG；低温 再热器：上1组材质为12Cr1MOVG，下2组材质为15CrMOG；屏式高温再热器：材质为上 部12Cr1MOVG，中部SA213-T91，下部12Cr1MOVG。 锅炉受热面材质为SA210-C，承温能力为510℃；15CrMOG承温能力为550℃； 12Cr1MOVG承温能力为580℃；SA213-T91承温能力为650℃； 3.低过、低再受热面管壁超温原因 影响过再热汽温变化的主要因素一般可以分为两个方面，烟气侧传热工况的改变和蒸汽 侧吸热工况的改变。烟气侧的主要影响因素就是锅炉燃烧，也就是给煤量、风量及物料循环 量的变化；蒸汽侧的主要影响因素主要是蒸汽流量的变化与减温水的变化。在启动并网前风 量基本维持不变，所以我们主要以给煤量、蒸汽流量（高旁开度）以及减温水量作为主要影 响汽温的因素。 3.1锅炉投煤过程中，从开始投煤到燃煤开始燃烧需要时间大约为15min，机组冲转时间 约为30min（升速率100 r/min），在启机过程中要更好的控制超温还需从燃烧入手，即选择 合理投煤时间及投煤，建议汽机冲转期间锅炉开始投煤，但不可过快，启动部分给煤机最小 出力即可，待煤开始燃烧后，视床温及主汽压力上升情况再增加投煤量； 3.2高旁开度偏小，还有30%的调节裕度，但考虑到高旁接带所有辅汽用户，蒸汽流量较大，同时当时减温水量最大时达到110t/h以上，给水量需求大，高旁再开大，汽包将更加无 法维持正常水位，所以此次启动中高旁未能作为调整汽温的辅助手段； 3.3减温水投入时间太晚，在煤开始燃烧时未及时投入，且减温水量明显不够，而且在后续的汽温调整中，减温水量波动过于频繁，加剧了锅炉超温时间与超温程度； 3.4大小阀切换作为机组接带负荷关键节点，大小阀切换后机组可以快速接带负荷，通过加大蒸汽流量可以有效控制汽温超限。 4.防止超温措施 4.1掌握好投煤时间、投煤数量 为有效的控制锅炉壁温超限，掌握合理的投煤时间与投煤数量至关重要；投煤过早过多，在机组并网前一旦燃烧起来，炉膛短时间温度上升，而水冷壁吸热滞后，产生的蒸汽量相对 较少，高温烟气到尾部加热受热面，而受热面内没有足够的蒸汽流量，必然会造成锅炉尾部 受热面严重超温。 1）在机组开始冲转且回料器温度在450℃以上，开始点动投煤； 2）汽机冲至2000rpm后，炉左、右侧分别启动一台给煤机，以最低出力连续给煤，煤