防止锅炉受热面超温措施

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%。

2.3 燃烧器缺陷、炉膛燃烧不好，着火点滞后#6机组采用36只DRB-4Z超低NOx双调风旋流燃烧器及NOx（OFA）喷口，分级燃烧。

超超临界锅炉屏过超温分析及预防措施摘要：本文对某超超临界机组锅炉启动后屏式过热器某点频繁超温进行了分析，对可能产生的原因进行深入分析。

通过技术分析，排除了管壁产生氧化皮和测点故障原因，基本确定了超温的最大可能原因，并提出了一系列预防措施。

关键词：超超临界氧化皮超温某厂锅炉为东方锅炉厂制造的DG2127-29.3-Ⅱ型超超临界、变压运行，一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构直流炉，采用两台三分仓回转式空气预热器，π型布置。

过热蒸汽额定蒸汽温度605℃再热蒸汽额定蒸汽温度623℃，机组于2020年7月11日转入商业运行。

一、事件经过该机组临修后于2022年2月6日晚点火启动，2月7日05：53分屏过出口温度逐渐升高，16：15汽轮机转速从2350升至3000转，直至2月7日16：41分，2号炉屏式过热器出口壁温测点6与周围测点（与壁温4，5，7，8相比）变化趋势一致，温度数值基本相同。

自2月7日16：41开始，在整体壁温逐渐升高过程中，屏式过热器出口壁温测点6逐渐与其他壁温拉开差距，温度数值始终高于周围壁温测点，但都保持相同变化趋势。

截止2022年4月该点超限次数共计94次，其中机组启动后超限次数占93次，其他运行期间未出现长期超温过热现象。

根据SIS壁温超限趋势及点表对应，屏过右侧壁温6点位置在右数第3屏后屏出口管段第1根管，此管道材质见下表。

表1：屏式过热器出口管段材质及动态报警温度二、超温分析2.1.钢材氧化皮产生分析受热面管材抗氧化性能。

抗氧化性能越差，氧化速度越快，其中合金内Cr含量影响最大。

Cr含量越高，其氧化速度越慢。

TP347H是奥氏体型不锈耐酸钢，Cr含量在17%-20%。

HR3C钢（SA-213TP310HCbN）是一种新型奥氏体耐热钢，Cr含量在25%以上。

各种常见管材氧化皮生长速度顺序：T91＞TP347H＞super304＞HR3C。

氧化皮堆积管壁超温表现形式：a.随着负荷升高壁温也随之升高，并在负荷达到最大时，管壁温度也达到了最大。

防止锅炉超温超压措施1、锅炉启动过程中,投入烟温探针,严格控制炉膛出口烟温不超过750℃；2、锅炉启动时,在旁路系统投入前,可开启过热器排大气门进行升压,旁路系统投入后关闭排大气门,控制焚烧室烟气的温升速度为30℃~40℃/h,最高不超过50℃/h；3、汽机跳闸,旁路系统不能及时投入,应及时开启点火排空门，控制锅炉汽包不超压；4、锅炉水压试验时,应做好安全措施,派专人就地观察汽包压力并随时联系汇报负责控制升压的值班人员,发现就地压力与DCS监视压力不符应立即停止升压,查明原因消除后方可再升压,如压力失控应立即开启过热器疏水门或事故放水进行泄压；5、安全门整定试验,应制定专项安全技术措施,配备好通讯工具随时对照上下压力表指示准确,控制好升压速度,配合高、低旁调整压力,操作应谨慎,缓慢,防止汽压失控；6、锅炉正常运行中,应投入汽温自动,自动失灵,应及时切换为手动调整,并联系热工及时处理；7、锅炉安全门应良好备用,如安全门故障失灵不能正常启座,应按此安全门额定排汽量,降低锅炉最大运行负荷，停炉大小修后,应进行汽包及过热器安全门活动试验；8、加强调整推料器、炉排速度,精心调整燃烧,必要时可增减机组负荷进行配合调整,防止汽压、汽温大幅变化；9、在汽温调整中,应根据汽温变化趋势及工况变化及时调节减水量,严禁大开、大关减温水门,防止汽温大幅变化；10、锅炉运行中,应注意监视各受热面烟温不超规定值,检查两侧烟温偏差,偏差大时应及时调整燃烧,减小炉膛出口烟温差；11、机组甩负荷时,应根据甩负荷情况立即减弱燃烧,必要时联系汽机投入旁路系统,如锅炉压力超过安全门动作值而安全门不动作,且旁路系统不能投入时,应紧急停炉；12、按规定进行锅炉各部位振打清灰、脉冲吹灰,保持受热面清洁，避免受热面大面积积灰或结渣；13、发现受热面有泄漏时,应申请停炉,以免扩大事故；14、发现受热面即要超温超压时,应尽快采取措施,如采取措施无效时且保护拒动,应紧急停炉。

660MW机组启动过程中锅炉受热面汽温超限原因分析及控制措施【摘要】本文简要分析茶园660MW机组在启动、锅炉熄火恢复过程中主要存在的屏式过热器、高温过热器、低温再热器汽温超限，锅炉湿态转干态过程中主蒸汽汽温突降以及锅炉在转态时锅炉水冷壁壁温差超限的原因分析，并提出如何防止锅炉受热面汽温超限的控制措施。

【关键词】启动汽温突降水冷壁壁温差超限控制措施1.我厂锅炉设备概述贵州金元茶园发电有限责任公司2×660MW超临界锅炉是采用东方锅炉厂制造的DG2020/25.31-Π12型超临界变压直流锅炉，主要技术特征为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、W型火焰燃烧、固态连续排渣、尾部双烟道结构、露天岛式布置、全钢架、全悬吊结构Π型炉。

1.1 燃烧和制粉系统锅炉配置6套双进双出球磨机正压式直吹系统，每套制粉系统包括1台北方重工生产的MGS4766双进双出钢球磨煤机、2台电子称重给煤机和4只双旋风煤粉浓缩燃烧器。

燃烧器顺列布置在下炉膛的前后墙炉拱上，前、后墙各12只。

在离炉拱上拐点2米处沿炉宽方向前、后墙各布置13只燃尽风调风器。

1.2 汽水和启动系统每台机组给水系统配置两台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的定速电动给水泵。

电动给水泵仅做为机组启停使用，不做备用。

锅炉采用带再循环泵（BCP）的内置式启动系统，由启动分离器、储水罐、再循环泵、再循环泵流量调节阀（360阀）、储水罐水位控制阀（361阀）、疏水扩容器（一体式）、疏水泵等组成。

2.并网后升负荷过程中屏式过热器、高温过热器以及低温再热器汽温超温。

1.1主要原因：1.1.1锅炉在转为干态运行前的湿态运行状态，由于锅炉受热面产汽量少，造成受热面不能得到充分的冷却而引起屏式过、高温过热超温；低温再热器由于进口没有减温水控制，同样也是由于蒸汽流量较小，亦是造成受热面未得到充分冷却而低再超温的主要原因。

1.1.2并网前往往是一台磨煤机处于运行状态的，一次风压维持得较低、粉管风速较低，同时整个炉膛温度也较低，造成煤粉燃烧推迟，引起炉膛火焰中心上移，也是造成炉膛正上方的屏式过热器超温的一个原因。

论电厂锅炉受热面超温爆管原因分析及预防邓又云（广东省湛江电力有限公司，广东湛江524099）摘要：锅炉受热面爆漏在锅炉事故中占主要地位，是影响发电机组稳定可靠运行的关键因素。

分析了某电厂锅炉受热面超温导致受热面爆破泄露的原因，并提出了解决炉防止措施，对于同类锅受热面超温引起的爆破泄露有一定的借鉴作用。

关键词：电站锅炉；受热面超温；泄露；原因分析；防止措施1锅炉设备简介湛江发电厂锅炉为东方锅炉有限公司生产的GD1025/18.2-Ⅱ型、亚临界压力参数、一次中间再热、单汽包、自然循环、单炉膛、平衡通风、尾部双烟道、固态排渣、煤粉汽包炉，锅炉设计煤种为晋东南无烟煤和贫煤各半的混煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统，四角布置直流式煤粉燃烧器，双切圆燃烧，在锅炉尾部后竖井下设置有两台容克式三分仓回转式空预器。

锅炉辅机配有两台静叶可调轴流式引风机，两台动叶可调轴流式送风机，两台离心式一次风机。

2受热面爆管情况介绍2.1案例一2012年2月2日#4机组运行86514.6h，高温过热器发生爆管，爆管位置为7-6（左数第7屏逆烟气数第6根），5-1被吹损也发生爆管，两根管子已严重变形见图1，经现场测厚检查，共更换16根管子，其中4-1、5-1、5-3为TP347；其它管子材料为R102。

（1）通过对泄露管段的宏观检验，爆口呈喇叭状，边缘较为圆钝，减薄量不大，管子内壁有较厚的氧化皮，其厚度大约0.2mm，内壁表面有些部位比较光滑，主要是由于爆管时汽水混合物的高速冲刷而十分光洁。

爆管破口胀粗明显，由于爆管时后座力的作用，爆口弯曲严重，使张口很大呈喇叭状。

破口外壁呈灰黑色，还有较多平行于破口的微裂纹，条纹深度较浅。

（2）管子的壁厚检查高温过热器管规格为准51×8、准51×9，其中炉后离下弯头6m高的部分管子规格为准51×9，按DL/T438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》9.3.12第b条的要求，低合金钢管外径蠕变应变大于2.5%时必须及时更换，从管子测量情况看，管子蠕变量正常，紧靠爆管管子的焊口附近其蠕变量只有0.60%。

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。

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。

6）设计安装方面，由于管子的长度和焊口的数量不尽相同，这一客观因素必然导致各受热面热偏差，产生超温现象。