下载文档原格式
4 号炉高温再热器超温原因分析及解决办法摘要：火电厂机组非计划停运统计显示锅炉四管泄漏在机组非计划停运事件上一直占有很高比例，锅炉四管泄漏的非停事件会造成供暖、供电中断，在社会上产生负面影响，同时也会给火电厂带来检修成本增加、影响电量考核、机组启动消耗等安全生产成本经济上的影响。
引起锅炉四管泄漏的原因有很多，锅炉承压部件的缺陷主要有裂纹、过热、变形、泄漏、腐蚀、磨损等，我公司3、4号锅炉高温再热器长期超温运行自二期机组投产以来一直未得到解决，受热面超温爆管是造成机组非停最普遍、最常见形式的原因之一，要彻底解决受热面管排超温的问题就要了解超温原因根本所在，才能提出有针对性的预防措施解决问题。
关键词：锅炉；高温再热器；超温；原因；解决1二期4号锅炉高温再热器超温原因二期4号锅炉2×300MW火电机组的1100t/h亚临界自然循环锅炉。
此炉型是在总结国内300MW等级机组锅炉运行经验基础上，结合云冈热电地理条件、燃煤特点和武汉锅炉股份有限公司多年积累的经验而设计的。
在设计中采用了ALSTOM-CE公司典型炉型，成熟可靠技术和设计、制造标准，同时采用运行可靠的结构，满足我公司基本技术要求。
我公司二期锅炉设计建造之初为了缩减基建人工成本、材料消耗成本达到节能降耗的目的，对再热器导汽形式进行了简化，省去了屏式再热器出口联箱、高温再热器入口联箱，屏式再热器与高温再热器连接依靠420根连接管组（规格均为ø63*4）连接，管子通经相同、蒸汽流量分配基本一致使得烟温高区域的管屏冷却不佳，炉膛两侧烟温低受热面管排吸收热量少，因此导致高温再热器第28至32排区域管子壁温经常超报警值（报警值593℃），最高达620℃以上。
2解决对策针对高温再热器第28至32排管子运行期间壁温经常超报警值（报警温度593℃）的问题，从设计角度考虑彻底解决超温问题需根据运行数据及锅炉原始设计参数进行热力计算，按照计算结果改变屏式再热器与高温再热器连接管的通经，使得每排管子都有充足的蒸汽冷却，减小系统内热偏差，达到屏式再热器与高温再热器连通管内蒸汽分配更为合理、运行期间高温再热器运行壁温不超报警值的目的。
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。
锅炉典型事故案例及分析第一节锅炉承压部件泄露或爆破事故大型火力发电机组的非停事故大部分是由锅炉引起的。
随着锅炉机组容量增大，“四管”爆泄事故呈现增多趋势，严重影响锅炉的安全性，对机组运行的经济性影响也很大。
有的电厂因过热器、再热器管壁长期超温爆管，不得不降低汽温5~10℃运行；而主汽温度和再热汽温度每降低10℃，机组的供电煤耗将增加0.7~1.1g/kWh；主蒸汽压力每降低1MPa，将影响供电煤耗2g/kWh。
为了防止锅炉承压部件爆泄事故，必须严格执行《实施细则》中关于防止承压部件爆泄的措施及相关规程制度。
一.锅炉承压部件泄露或爆破的现象及原因（一）“四管”爆泄的现象水冷壁、过热器、再热器、省煤器在承受压力条件下破损，称为爆管。
受热面泄露时，炉膛或烟道内有爆破或泄露声，烟气温度降低、两侧烟温偏差增大，排烟温度降低，引风机出力增大，炉膛负压指示偏正。
省煤器泄露时，在省煤器灰斗中可以看到湿灰甚至灰水渗出，给水流量不正常地大于蒸汽流量，泄露侧空预器热风温度降低；过热器和再热器泄露时蒸汽压力下降，蒸汽温度不稳定，泄露处由明显泄露声；水冷壁爆破时，炉膛内发出强烈响声，炉膛向外冒烟、冒火和冒汽，燃烧不稳定甚至发生锅炉灭火，锅炉炉膛出口温度降低，主汽压、主汽温下降较快，给水量大量增加。
受热面炉管泄露后，发现或停炉不及时往往会冲刷其他管段，造成事故扩大。
（二）锅炉爆管原因（1）锅炉运行中操作不当，炉管受热或冷却不均匀，产生较大的应力。
1)冷炉进水时，水温或上水速度不符合规定；启动时，升温升压或升负荷速度过快；停炉时冷却过快。
2)机组在启停或变工况运行时，工作压力周期性变化导致机械应力周期性变化；同时，高温蒸汽管道和部件由于温度交变产生热应力，两者共同作用造成承压部件发生疲劳破坏。
（2）运行中汽温超限，使管子过热，蠕变速度加快1)超温与过热。
超温是指金属超过额定温度运行。
超温分为长期超温和短期超温，长期超温和短期超温是一个相对概念，没有严格时间限定。
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。
金属技术监督管理制度一金属技术监督范围1、工作温度大于和等于450℃的高温承压金属部件（含主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、过热器管、再热器管、联箱、阀壳和三通），以及与主蒸汽管道相联的小管道；2、工作温度大于和等于435℃的导汽管；3、工作压力大于和等于3.82Mpa的锅筒；4、工作压力大于和等于5.88Mpa的承压汽水管道和部件（含水冷壁管、省煤器管、联箱和主给水管道）；5、300MW及以上机组的低温再热蒸汽管道；6、汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环、风扇叶；7、工作温度大于和等于400℃的螺栓；8、工作温度大于和等于435℃的汽缸、汽室、主汽门。
二监督管理的一般要求1、设立与工程相适应的现场金属监督网，由分公司总工直接领导，金属监督专职工程师与其他成员具体负责工程施工中的金属技术监督工作，并接受公司金属技术监督网的归口管理。
2、在开工初期，人员基本到位的情况下，召开金属技术监督会议，落实本工程金属技术监督工作任务及相关工作，明确各相关专业和部门的金属技术监督网成员职责。
3、受监金属部件检验必须出具检验技术报告，报告中应注明被检部件名称、方法、项目、内容、日期、结果以及需要说明的问题。
4、在金属技术监督工作范围内，金属技术监督人员有如下权限：a)有权对本专业的金属技术监督工作的计划制定和实施情况进行督促和检查;b)有权制止不符合有关规程、规范和技术标准的技术措施和施工作业;c)有权查验参与施工的受监各工种的资质。
如：若发现有未经相应项目考试合格（或项目不能覆盖或证件过期）的焊工进行受监管道、容器或部件的焊接施工等现象时，有权制止和上报。
d)有权制止使用和安装未经检验合格的有关设备、部件、金属材料和焊接材料。
e)有权对到达现场的有关设备，部件和材料提出质疑和查验。
对发现的存在问题和设备缺陷提出相应的处理意见，报有关部门按相应程序处理。
f)参加受监金属部件质量事故的调查和原因分析，提出处理对策，并督促实施。
一、起温严重，调控不力不少电厂主蒸汽再热汽及过热器再热器管壁经常发生超温问题，有时超温幅度比较大，时间比较长。
例如：①有一台600MW锅炉机组主蒸汽A侧552℃，B侧582℃（设计均为540℃），属严重超温，受热面必然有超温现象，汽机未停机，锅炉也未停炉，锅炉方面未做任何记录，看不出采取了什么应急处理措施；②有一台300MW机组，主蒸汽温度超过600℃才迟后打闸停机；③有一个3X660MW机组的电厂从计算机存储器中连续查阅了8个月的超温事件，1号炉共发生超温事件157起，主蒸汽有一点达到564℃，再热汽有一点达到561℃（设计均为540℃）；2号炉共发生超温事件332起，过热器管炉外壁温有一点达到618℃、再热器管炉外壁温有一点达到635℃；3号炉共发生超温事件96起，主蒸汽有一点达到563℃，再热器管炉外壁温有一点达到696℃。
超温时间3~20min不等。
上述超温均未停炉停机，也未看到运行记录本上有任何记录。
超温的原因是多种多样的，对每台炉的超温问题要作具体分析。
生产技术管理部门对超温事件要作统计分析，拟订整治措施，及时通知运行人员，改进运行操作控制，由于操作不当，经常超温又不作记录的运行人员也要采取必要的考核措施。
是设备系统方面的问题，要安排进行改进改造。
应鼓励按设计参数“压红线”运行，把超温运行及低温运行参数加起来平均作考核依据显然是不科学的。
为了“安全”长时间低温运行，出现超温却视而不见，不采取调控措施，这两种倾向都是错误的，应予纠正。
二、超温记录不规范在查评中我们发现许多厂不设超温记录簿，有的虽有记录簿，也不放在操作员处，也不作记录，形同虚设，或不认真作记录。
例如有个电厂技术部门负责人说：我们没有超温问题，设超温记录簿干什么？查评人员随即在巡测仪上检查，发现主蒸汽温度547℃，超过设计值540℃，再热器壁温也有一点超温；在另一台炉上发现过热器壁温有一点超温。
还有一个电厂在2001年超温记录簿上这样写着：2001年1月份无超温现象，2001年2月份无超温现象一直写到2001年12月份无超温现象，是同一笔迹，没有记录人签名。
锅炉“四管”失效的原因及预防控制措施摘要：燃煤电站锅炉“四管”是指的锅炉水冷壁、过热器、再热器和省煤器，“四管”泄漏是造成机组非计划停运的主要原因，对机组的安全、稳定、经济运行威胁极大，本文介绍了电站锅炉“四管”失效的主要原因及预防控制措施。
关键词：四管泄漏；超温；腐蚀；预防；控制措施引言燃煤电站锅炉“四管”是指锅炉的水冷壁、过热器、再热器和省煤器。
“四管”泄漏是造成机组非计划停运的主要原因，对机组的安全、稳定、经济运行威胁极大，因此如何做好预防“四管”泄漏工作时发电企业面临的重要问题。
一、锅炉“四管”失效的主要原因（一）超温为了追求高效率现代电站锅炉普遍采用了高参数，主蒸汽温度达到540℃甚至更高，虽然采用了耐高温合金管材，在正常运行中已非常接近材料的耐温极限，温度的高低是影响金属材料长期安全运行的主要因素，为了经济效益多数电厂都“压红线”运行，将主蒸汽温度控制的较高，由于存在传热温差和热偏差现象，使金属材料超温现象时有发生，超温运行将对金属材料产生严重损伤，随着温度的升高，钢材的力学性能将明显下降，以121Cr1MoV为例。
480℃下其抗拉强度是481MPa，当温度升高到560℃时，其抗拉强度急剧下降到379MPa，这就是说在原设计满足正常运行的管子，如果运行温度提高，其抗拉强度将下降，此时管子的厚度就可能不能满足所承受的应力而发生爆管，另一方面温度提高将加速金属内部组织的变化过程，组织变化的结果是金属的强度下降而导致损坏。
超温分为长期超温和短期超温。
（1）短期超温的主要原因：1 火焰冲墙，导致局部热负荷过高。
2 管内汽水循环不良，如管内积聚堵塞焊渣、小工具、铁锈等。
3 汽水分配不均匀，部分管路玄幻停滞或流量过低。
4 管内结垢，使管子传热效果变差，造成管子金属超温失效。
5 给水中断。
6 尾部烟道再燃烧。
（2）长期超温1 烟气热偏差过大，局部管子热负荷超过设计值。
2 管内结垢轻微，长期传热热阻高。
超超临界锅炉氧化皮的产生和防治随着机组容量越来越大，蒸汽参数越来越高，金属在高温环境下不断产生氧化皮。
并伴随氧化皮剥落堆积，造成管壁超温并最终导致锅炉四管爆漏事故。
因此氧化皮的产生和剥落是影响机组安全稳定运行因素之一。
一、氧化皮生成的原因由于高温高压蒸汽具有氧化性，从400℃以上开始具有较强氧化性，500℃-700℃具有最强氧化性，600℃以上氧化速度加快。
500℃以上，奥氏体钢就与水蒸汽发生反应生产氧化层，570℃以上，氧化层中增加了FeO相，材料氧化速度加快。
在600℃-620℃之间，金属氧化速度存在突变点，氧化层迅速增厚，氧化层达到一定厚度，运行条件变化时，容易导致氧化层脱落，成为氧化皮。
氧化皮是高汽温参数带来的副产物。
氧化皮基本是双层结构，外层厚度相当，外层主要是疏松结构的Fe3O4，层为致密结构的(FeCr)3O4,其中Cr含量随金属不同而不同。
奥氏体钢只脱落外层氧化皮，层不易脱落。
铁素体钢外两层都易脱落，管壁部运行一段时间容易形成新的氧化皮，造成反复的形成和反复的脱落。
在机组实际运行过程中，锅炉高温过热器、高温再热器长期处于高温状态下，管壁出现短时超温是比较常见现象。
在长时超温和短时超温情况下，管材抗氧化能力大大降低。
加快氧化皮的生产和发展。
二、氧化皮的危害氧化皮的产生和剥落对机组运行的危害：（1）氧化皮剥落阻碍管蒸汽流动，使壁温大幅升高，金属蠕变胀粗，造成锅炉受热面管壁超温爆管。
（2）氧化皮的绝热作用引起受热面管金属壁温上升，影响管材寿命。
（3）氧化皮对汽轮机产生固体颗粒侵蚀，造成调门、喷嘴和叶片侵蚀损坏。
（4）氧化皮产生容易造成主汽门卡涩，机组停运造成主汽门关闭不严，威胁机组安全运行。
（5）氧化皮剥落容易堵塞疏水管，威胁机组安全运行。
（6）氧化皮剥落造成汽水污染，严重影响汽水品质。
三、氧化皮剥离的原因、条件及机理（1）原因：由于氧化皮的膨胀系数与碳钢和低合金钢接近，但是奥氏体钢的膨胀系数要比氧化皮大很多,大幅度的温度变化将导致金属应力增大而使氧化皮剥离。
一、起温严重，调控不力不少电厂主蒸汽再热汽及过热器再热器管壁经常发生超温问题，有时超温幅度比较大，时间比较长。
例如：①有一台600MW锅炉机组主蒸汽A侧552℃，B侧582℃（设计均为540℃），属严重超温，受热面必然有超温现象，汽机未停机，锅炉也未停炉，锅炉方面未做任何记录，看不出采取了什么应急处理措施；②有一台300MW机组，主蒸汽温度超过600℃才迟后打闸停机；③有一个 3X660MW机组的电厂从计算机存储器中连续查阅了8个月的超温事件，1号炉共发生超温事件157起，主蒸汽有一点达到564℃，再热汽有一点达到561℃（设计均为540℃）；2号炉共发生超温事件332起，过热器管炉外壁温有一点达到618℃、再热器管炉外壁温有一点达到635℃；3号炉共发生超温事件96起，主蒸汽有一点达到563℃，再热器管炉外壁温有一点达到696℃。
超温时间3~20min不等。
上述超温均未停炉停机，也未看到运行记录本上有任何记录。
超温的原因是多种多样的，对每台炉的超温问题要作具体分析。
生产技术管理部门对超温事件要作统计分析，拟订整治措施，及时通知运行人员，改进运行操作控制，由于操作不当，经常超温又不作记录的运行人员也要采取必要的考核措施。
是设备系统方面的问题，要安排进行改进改造。
应鼓励按设计参数“压红线”运行，把超温运行及低温运行参数加起来平均作考核依据显然是不科学的。
为了“安全”长时间低温运行，出现超温却视而不见，不采取调控措施，这两种倾向都是错误的，应予纠正。
二、超温记录不规范在查评中我们发现许多厂不设超温记录簿，有的虽有记录簿，也不放在操作员处，也不作记录，形同虚设，或不认真作记录。
例如有个电厂技术部门负责人说：我们没有超温问题，设超温记录簿干什么？查评人员随即在巡测仪上检查，发现主蒸汽温度547℃，超过设计值540℃，再热器壁温也有一点超温；在另一台炉上发现过热器壁温有一点超温。
还有一个电厂在2001年超温记录簿上这样写着：2001年1月份无超温现象，2001年2月份无超温现象一直写到2001年12 月份无超温现象，是同一笔迹，没有记录人签名。
还有一个厂在一个记录本上只记了一条超温事件：X年X月X日过热器有超温现象，超温的时间（时分）、位置，超温的幅度、原因，分析及调控措施均没有记载。
我们注意到在电厂设计中均考虑了温度的监测设施，如自动记录仪、温度巡测仪、计算机屏幕显示及存储等。
我们建议要充分利用这些设备，电厂要为每台锅炉配备超温记录簿，要求运行值班人员及时认真填写。
有一个全套设备由国外引进的现代大型火力发电厂，对超温的管理认真有效，值得借鉴。
他们在每台炉上都设有《主蒸汽再热汽超温记录簿》、《锅炉受热面超温记条簿》，内有超温时间、设备名称、部件编号、超温幅度、超温原因、所采取的措施以及记录人等栏目。
记录及时、真实。
我们发现有一个值有5次超温现象，都—一作了记录。
生产技术管理部门认真统计分析，拟订整改措施。
如1号炉过热器壁温超温频繁，而且难以控制，他们进行专题研究，作了壁温测量，确定了技改措施：加装节流圈以改善由于蒸汽流量偏差引起的壁温超限，施工后彻底解决了这台炉过热器的长期存在的超温问题。
三、超温判据不要（1）有一电厂在运行规程上规定把金属最高允许温度作为超温的判据，而温度测点是装在蛇形管炉外管段上。
例如炉内过热器12Cr1MoV钢管壁温≤590℃（现在规定580℃），再热器钢102钢管壁温≤620℃（现在规定600℃），一些受热面20g钢管壁温≤490℃（现在规定450℃），即判定为没有超温，这显然是不对的，因为炉外壁温测值接近于介质温度，此值远低于炉内管子实际壁温。
为了正确判断炉内管子是否超温，可以通过计算得到炉内管子最高壁温，但难以保证其准确性；也可以在炉内装设壁温测点，但测点很容易烧坏；比较简易的办法是通过测温试验，找出炉内与炉外同一条管子对应的壁温关系。
在炉外装设壁温测点，此温度值接近于出口介质温度，进而推算出炉内最高壁温。
建议参照下列方式推算：屏式过热器再热器炉内管子最高壁温等于炉外壁温加 IQ0～120℃；靠近炉膛的对流过热器再热器炉内最高壁温等于炉外壁温加50℃；水平烟道后部及尾部烟道内的过热器再热器最高壁温等于炉外壁温加30℃。
关键是把测点装在壁温最高的管子上，壁温与管子蒸汽流速、温度及所在位置的烟气温度有关。
建议与锅炉厂取得联系，并根据已投产的同类型锅炉管子壁温分布规律加以确定。
机组投产以后，在大小修期间，在炉内通过外观检查、蠕变测量、取样分析、用仪器测量管子外壁及内壁氧化层厚度，掌握受热面的技术状态，查出温度水平高的管子，必要时在炉外补充追加部分劈温测点，以此作起温的判据比较有效和准确。
（2）有数台国外引进锅炉，在其说明书上规定：水冷壁、对流过热器、屏式过热器、再热器、省煤器管壁温度不应超过强度计算时所用的数值，并通过热力计算验证。
例如二级屏出口汽温516℃，计算壁温585℃，允许壁温560℃；高过出口汽温545℃，计算壁温577℃，允许壁温560℃。
国外公司的这一规定指出了壁温监测的方法，我们认为上述数据不一定准确，建议核实，首先所测管壁温度的正确性及代表性要核实，实际情况是各段并列装有测点的蛇形管其壁温的平均值低于该段出口汽温，另一种可能性是测点未选择最高壁温所在的管子，另外虽有屏幕显承，但不能打印留下记录，是否能采集到过热器、再热器、水冷壁管的全部运行时间的壁温值及可能出现的超温幅度，不得而知。
宜按强度裕度，选择其中比较薄弱的部位加以记录，并分析其超温情况，作为检修蠕胀检查或割管的依据。
（3）现代大型锅炉，尤其引进的大型锅炉，过热器再热器管圈一般是变材质变管径的。
炉外至联箱的管段一般都采用材质档次较低的钢管。
如引进的600MW等级锅炉，过热器再热管炉内高温区采用TP304或TP347钢管，炉外则采用T22钢管，制造厂出厂说明书规定过热器管壁温度≤594℃，再热器管壁温度≤607℃，而温度测点是装在炉外T22钢管上的，显然是处在超温运行的范围内。
据查一些600MW等级的锅炉炉外T22钢管有氧化皮，说明有超温迹象。
这件事情告诉我们：对过热器再热器蛇形管，要查清材质、管径，进行全流程监督，包括炉外联箱下的管段，任何区段的管子都不应超温。
四、运行规程起温规定不明确（1）许多电厂锅炉运行规程上没有规定超温停炉的条款，或虽有规定，但不确切。
例如有的电厂规定锅炉超温是否停炉要着汽机是否打闸停机，也就是说只要汽机不打闹就不停炉，要知道，机炉参数不一定完全匹配，耐温能力不一定完全相同，或汽机虽超温但并未及时发觉，或因人为因素不愿停机，锅炉超温再严重也不停炉，显然是不妥的。
超温是锅炉引起的，超温是否需要停炉，规程应作明确规定，让运行值班人员有章可循，临时请示领导表态可能延误时间，甚至会使超温事态扩大。
建议把主汽温度、再热汽温度、受热面金属壁温（折算到炉外测点温度）设计值、允许变动范围，超过一定数值、一定时间调整无效应申请停炉。
一些进口锅炉说明书、《200MW级锅炉运行导则》（DL／T610－1996）、《300MW级锅炉运行导则》（DL／T611－1996）中都有这样的规定。
我们建议还应补充一条：当温度继续升高，达到一定数值调整无效应停炉，以免申请延误，扩大事故。
（2）还有一些电厂规定当汽温达到XXX℃时停机，但没有说停炉。
我们知道许多进口或国产机组具有停机不停炉的功能。
这样会使运行人员有超温只停机不停炉或锅炉超温关系不大，只要不爆管就不停炉的错觉。
原电力部通报过停机后锅炉仍在运行造成受热面因超温大面积爆漏的案例。
我们建议规程应改为汽温到达XXX℃时应停炉或停炉停机。
五、设计不要引起超温在查评中我们发现，有些锅炉在设计上存在缺陷。
例如：（1）炉膛容积偏小，炉膛出口烟温比设计值高约100~120℃，致使过热器再热器吸热量增加，引起超温。
（2）炉膛出口两侧烟速烟温偏差较大，有的差值高达150~180℃，进行燃烧调整收效不大，致使烟温高，烟速大的那一侧过热器、再热器存在超温的危险。
（3）过热器再热器蒸汽流程设计不合理，两侧交插点过少，更为严重的是低蒸汽流速管排又处在高温烟气区，加剧了超温的危险。
（4）过热器、再热器管子选材上偏紧。
例如：①耐温性能较强的TP347、TP304、T91钢管用量太少，有些国产300MW锅炉，这种材料又没有用到管子温度最高的位置电厂被迫进行完善改造；②钢102，前些年建造的锅炉用到620℃，因其耐热能力不足，抗氧化能力更差，现在国内标准已降到600℃；③12Cr1MoV过去用到590℃现在已降为580℃；④20g过去用到490℃，现在降为450℃等。
上述设计问题给电厂带来了很大的负担，机组投产7~8年甚至3~4年就暴露出了问题，大面积管子过热爆漏，被迫大批量换管。
我们建议制造厂要优化设计，并向用户提出书面保证，电厂对锅炉设计细节要注意审查，多厂招标，优质优价。
六、不均匀积灰结渣引起超温有些锅炉，炉膛、屏式过热器、高温过热器、高温再热器不均匀积灰结渣，致使烟温烟速严重偏斜，处于积灰少结渣轻的管子，出现超温，有一台300MW国产锅炉正是这样，加上这台炉炉膛及对流受热面吹灰器质量不过关，没有投入运行，在锅炉的一侧高温过热器多条管过热爆漏，被迫更换了约一半的管子。
因此，建议电厂重视吹灰器的维修和正常吹扫工作。
七、汽包减水引起超温有个别电厂汽泵跳闸，电泵跟踪迟缓，轻者引起给水压力波动，严重者造成汽包水位波动，甚至造成锅炉严重缺水。
已发生多起超温停炉事故，至今仍未解决，严重威胁机炉安全运行。
我们认为：该厂锅炉给水泵是100％汽泵加50％电泵，当汽泵跳闸，出现RB工况，此时电泵应启动，机炉相应减负荷，这些环节配合不好，则造成水压波动，锅炉减水。
应由机、炉、热工专业联合攻关解决。
当然如果采用2X50％汽泵加1X50电泵匹配方式，问题可能就不会出现，至少比较容易解决。
八、调温手段不足引起超温（1）有几台锅炉喷水减温器调门已全开或者某一组减温器调门已全开，降温幅度受到限制。
建议首先从设备系统上查找原因，降低受热面吸热量，进而也解决了超温的危险，其次可以考虑把喷水调节阀改大，管路也要相应改进。
（2）有不少电厂配备有摆动燃烧器，并作为调节再热汽温的主要手段，据了解，有些燃烧器已不能摆动，个别厂已将燃烧器摆动执行机构拆除，失掉了一个调温手段。
但也有不少厂摆动燃烧器用得很好，坚持每班做摆动试验，建议电厂作调研，完善摆动装置并投入使用。
（3）有些锅炉装有烟气挡板调温装置。
据了解有的出现卡涩开关木动情况。
建议在大小修时进行检查维修，机组运行时，定期做开关试验，确保装置完好，能全开全关，灵活好用。
九、超温管理有待提高据了解目前许多电厂主蒸汽再热汽、受热面管壁超温，虽然也配备了一定的记录打印装置，但主要还是靠人工监视、人工记录、人工统计、人工分析。
