关于600MW超临界机组锅炉运行中水冷壁超温原因分析及对策
600MW超临界锅炉启动过程中主汽温偏高问题分析及对策
600MW超临界锅炉启动过程中主汽温偏高问题分析及对策针对华电XX公司国产600MW机组直流锅炉启动时蒸汽温度偏高的问题分析，认为主要原因在水冷壁产生的蒸汽量太小，提出控制总风量、启动给水流量、加强燃料控制、提高给水温度和提高一二次风风温、制定完善的配煤计划等措施。
标签：超临界；直流锅炉；启动初期；温度高1 简介该锅炉为一次再热、挡板调节再热汽温、平衡通风、尾部双烟道、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
前后墙对冲燃烧、W型火焰燃烧。
双进双出钢球磨煤机正压直吹式。
B、E 磨煤机燃烧器配置微油点火装置，A、F磨煤机燃烧器配置辅油油枪。
2台动叶可调轴流式送风机，2台动叶可调轴流式引风机，2台动叶可调轴流式一次风机，2台三分仓回转式空气预热器。
2 启动过程中主汽温度偏高现象在“168试运行”及投产半年内，多次启动过程中出现过热器汽温偏高，尤其是并网期间，在主蒸汽压力为7.8-9.5MPa左右时，屏式过热器及高温过热器金属温度都曾达到550℃，有时甚至达到575℃。
此时曾试图增加减温水量来控制汽温，由于启动电泵设计最高工作压力只有11.9MPa，且减温水取水点与喷入点间压降太小，使减温水流量小，减温效果差，对汽轮机的冲转造成了一定影响。
特别是机组冷态启动时，要求主汽温度维持450℃以下，但往往控制不了。
由于主汽温度高，造成汽轮机热冲击，高、中压缸胀差大甚至超限，致使机组启动延误，增加了启动成本。
3 原因分析3.1 风量偏大点火后由于油枪雾化效果差，烟色较黑，炉膛光亮度差。
运行人员为改善燃烧，增加启动油枪的根部风，过于开大C挡板。
加上风量测点极容易堵塞和测量不准，运行人员只有根据送风机电流、风机出口压力、氧量来调整送风机负荷。
运行人员为防止风量低低MFT，在风量调节中比较保守。
以上多种原因使得总风量超过启动时35%BMCR风量的要求，使火焰中心上移，减少煤粉在炉膛的停留时间，水冷壁的辐射吸热量减少，蒸发量降低。
水冷壁600MW超临界锅炉水冷壁爆管原因分析及对策
该 机 组 从 ２０１１ 年 １１ 月 １８ 日 启 动 以 来 ，共 发 生 ４ 次 水 冷 壁 爆 管 事 故 ，具 体 情 况 介 绍 如 下 。
ａ．２０１１年 １２ 月 ５ 日 １９ 时 ３０ 分，机 组 在 ３９０ ＭＷ 负荷运行，后墙垂 直 段 水 冷 壁 左 侧 墙 管 子 在 标 高５１ ｍ 处 发 生 泄 露，爆 管 有 明 显 的 蠕 胀、鼓 包 现 象，爆 口 较 小，且 周 围 壁 厚 明 显 减 薄，爆 口 附 近 第 １９１ 根 管 子 有 一 定 程 度 的 吹 损 。
ｃ．２０１１ 年 １２ 月 ２０ 日 １３ 时 ０９ 分，机 组 ６００
收 稿 日 期 ：２０１２－１２－１７ 作 者 简 介 ：陈 文 秦 （１９７０－ ），男 ，高 级 工 程 师 ，主 要 从 事 电 力 企 业 生 产 和 经 营 管 理 工 作 。
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Ｖｏｌ．３２Ｎｏ．２ 河北电力技术 第３２卷 第２期
ｄ．２０１２ 年 ４ 月 ７ 日，锅 炉 水 冷 壁 再 次 发 生 泄 漏。现场检查发现３个区域有泄漏点，分别位于 Ｅ５ 燃 烧 器 左 上 角 、Ｆ３ 燃 烧 器 右 下 角 和 左 侧 垂 直 水 冷 壁 （折 焰 角 下 方 ）。
３ 水 冷 壁 爆 管 原 因 分 析
ａ．管内异 物 堵 塞。 机 组 前 三 次 爆 管 均 发 生 在 后墙垂直水冷壁标高 ５１ ｍ 区域，且有较大爆 口，爆 口 附 近 壁 厚 有 减 薄 ，周 围 无 氧 化 皮 ，除 爆 口 外 其 它 部 位无明显鼓包现象，局 部 管 段 发 生 明 显 超 温 过 热 且 有 胀 粗 ，初 步 判 断 个 别 水 冷 壁 管 有 异 物 堵 塞 ，经 对 前 墙 垂 直 水 冷 壁 左 侧 墙 起 第 １７５ 至 第 ２３８ 根 间 的 共 计 ２０根管子进 行 了 内 窥 镜 抽 查，均 未 发 现 异 常；对 后 墙垂直水冷壁共 计 ３８５ 根 管 子 进 行 内 窥 镜 检 查，发 现左侧墙起 第 ２２ 根、３３ 根、８１ 根、１８７ 根、２２６ 根 管 子在后墙水冷壁垂直段至中间联箱第１个弯头处发 现 有 异 物 堵 满 ，发 现 左 侧 墙 起 第 ４１、１９３、１９６、２９５ 根 管子在后墙水冷壁垂直段至中间联箱第１个弯头处 有部分异物堵塞。
600WM超临界直流锅炉水冷壁超温分析及对策
600WM超临界直流锅炉水冷壁超温分析及对策超临界锅炉作为当前最先进的燃煤发电技术，具有能耗低、环保、技术含量高等特点。
由于超临界锅炉工质压力高，超临界锅炉大多数采用直流锅炉，直流锅炉水冷壁流动阻力比较大，运行过程的水压压头比较高，容易引起工质流动不稳定、热偏差等问题，从而导致锅炉受热不均匀，部分面积超过临界温度，影响到超临界直流锅炉运行的安全性。
本文主要600WM超临界直流锅炉水冷壁超温出现的原因，并根据这些原因提出了相应的解决策略，希望确保600MW 超临界直流锅炉运行的稳定性。
引言：超临界锅炉指锅炉内工质的压力在临界点以上的锅炉与传统的锅炉间相比，超临界锅炉的煤耗量低，单电煤耗量约为310g标准煤，超临界机组的发电效率达到了41%，我国传统的火电厂发电效率一般低于35%，單电煤耗量超过380g 标准煤以上，每度电至少可以节约50g标准煤。
与传统的锅炉相比，超临界锅炉更加环保、节能，是未来火电厂建设的方向。
但是超临界直流锅炉的装机容量比较大，锅炉的蒸发受热面积不均匀，容易造成管壁温度超标，从而影响到锅炉的正常运行，造成水冷壁内工质性能发生变化，引起流量的异常变化，威胁到锅炉运行的安全性。
因此需要对超临界直流锅炉水冷壁超温现象进行分析，找出水冷壁超温的原因，并采取有效的措施，促进我国超临界锅炉的发展。
1.600WM超临界直流锅炉水冷壁超温原因分析某发电厂有两台600WM超临界机组，锅炉为国内某锅炉生产厂家生产，超临界机组为日本三菱公司提供的技术，超临界机组采用直流锅炉，燃烧器布置在四面墙上，火焰喷射方向与水冷壁垂直，二次风喷嘴安装在主燃烧器上，锅炉在热运行状态下，一次风、二次风可上下摆动。
超临界机组运行期间，出现了水冷壁管吸热偏差或者超低温现象，部分时段出现水冷壁壁温超过机组阈值，影响到超临界机组的安全运行。
根据运行数据信息以及超临界直流锅炉水冷壁超低温出现的异常现象，总结出以下原因：1.1部分水冷壁管热负荷偏高根据锅炉炉膛的燃烧方式，如果炉膛内的煤炭燃烧时产生的火焰出现偏差，则可能导致高温烟气直接冲刷水冷壁，导致局部水冷壁温度比较高。
600mW超临界锅炉水冷壁泄漏原因分析及防范措施
600mW超临界锅炉水冷壁泄漏原因分析及防范措施摘要田集电厂600mW机组锅炉水冷壁爆管接连爆管两次，且爆管位置均在同一个位置。
本文对爆管原因进行了分析，并提出了相应的防范措施。
关键词爆管；原因；分析；防范措施1 锅炉设备概况田集发电厂一期工程锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式，平衡通风、固态排渣、露天布置燃煤锅炉、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
型号为SG1913/25.4-M967。
炉膛下部水冷壁（包括冷灰斗水冷壁）采用螺旋围绕膜式管圈，从水冷壁进口到折焰角水冷壁下标高49 684mm处。
螺旋段水冷壁由326根φ38.1mm的管子组成，节距为54mm。
螺旋段水冷壁通过水冷壁过渡段及中间混合集箱实现垂直段与螺旋段管屏的过渡，由一根螺旋管分成四根垂直管。
螺旋管圈高度为41.07m，由326根管子以倾角13.9498°右旋螺旋而成，螺旋管圈为1.61圈。
2 事故经过事故发生时负荷600mW，主汽压力24.1MPa，主/再热汽温563℃/564℃，A、B、C、D、E、F六台磨煤机运行。
13:00′左右，机组补水量、引风机电流突然上升，并且炉管泄漏仪第1、2、6点报警，同时就地检查前墙水冷壁中间30m处有明显泄漏声，立即申请停炉。
进入炉内检查，发现前墙螺旋水冷壁#7管屏下数第6根管子炉膛中心处，标高约30.8m处有一爆口，爆口附近有轴向裂纹，爆口两端有涨粗现象（两端各有约6m长度范围），相邻的上下两根管子没有异常。
对这根管子存在缺陷的部分全部进行切割，分三段更换新管后机组重新启动。
机组并网3个小时后，负荷240mW左右时炉管泄漏仪第1、2点报警，就地检查前墙螺旋段同样区域有泄漏声，立即停炉。
进入炉膛检查，发现漏点位置在上次新换管子上，且在上次爆口位置的上游约800mm处，本次爆口两端约3m长度范围依旧有涨粗现象。
在泄漏处采用灌热水的方法对这一根螺旋水冷壁管子进行检查，充水后在#2角燃烧器下方发现这根管子有一个直径约6mm豆粒状漏点。
600MW超临界锅炉低负荷防水冷壁超温控制策略
600MW超临界锅炉低负荷防水冷壁超温控制策略摘要：受新能源对电网的影响，火电机组深度调峰任务日渐加重，机组在中低负荷段运行时间增多，且AGC负荷指令和网频波动频繁。
受这些因素影响，机组运行中的一些问题逐渐显露。
锅炉燃烧中磨煤机运行台数少、给水流量低，锅炉受热面和汽水品质反应灵敏，极易发生参数超限，尤其是锅炉受热面管壁在煤量突增而水量不足时，炉管壁温度上升速度快，超过允许值，长期运行极易造成炉管因金属疲劳、高温腐蚀而发生泄漏。
通过对运行参数的分析，查找运行规律，对协调控制中的给水控制回路进行优化和参数调整。
解决这一问题，使得低负荷波动时既能满足煤水比的匹配，又能抑制水冷壁管温度超限，提高锅炉运行的安全性。
关键词：深度调峰；锅炉受热面；壁温超限；控制优化0引言某电厂2×600MW超临界机组，锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的变压直流炉、一次中间再热，采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊Π型结构。
配置6台直吹式中速磨煤机，下层两台磨为等离子点火，燃油系统在后期被取消，配置两台汽动给水泵调整给水流量。
随着国内新能源的大力发展，新能源在电网中的占比快速增长，但新能源受气候条件影响，负荷不稳定，火电机组承担了更多的调峰任务，且在中低负荷段运行时间较多[1]。
在AGC负荷指令和网频波动下，机组工况变化频繁，有时甚至处于振荡，这对机组系统和自动控制形成了严峻的考验[2]。
在50%（300MW）负荷左右，水冷壁温度波动大且易超温，运行人员调整中又造成主汽温度过低情况。
通过对运行参数和调整过程进行分析，找出关键问题，从自动控制策略制定方案并实施解决。
1锅炉水冷壁超温现象分析在50%～60%负荷工况时，选择4台磨煤机运行，下层两台，中上层各一台的磨组运行方式，部分燃煤为低灰熔点煤种。
在AGC负荷指令波动频繁时，水冷壁温度上升较快，易超温。
一般采取降低中间点温度的调整方式，但在煤量降低且煤质变化时，又可能造成汽温快速突降问题。
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理摘要：介绍了某600MW超临界锅炉高温腐蚀状况，通过增加锅炉水冷壁贴壁风，通过燃烧试验结果以及锅炉冷热态试验分析得出水冷壁侧墙壁面强还原性氛围得到有效控制，达到降低锅炉水冷壁高温腐蚀目的。
关键词：超临界锅炉;水冷壁;高温腐蚀;燃烧器一、概述某电厂600MW超临界锅炉存在严重的水冷壁高温腐蚀问题。
2012年7月份，委托西安热工院对#1、2炉进行燃烧调整试验，发现两侧墙水冷壁煤粉气流刷墙情况严重，贴壁呈现强还原性气氛，摸底工况下燃烧器至燃烬风区域侧墙含氧量均小于0.3%，CO含量大于10000ppm，H2S含量大于1200 ppm，NOx排放量小于300 mg/Nm3。
比对同为前后墙对冲燃烧方式的电厂，燃烧系统使用三井巴布科克LNASB燃烧器，多年运行均未出现水冷壁高温腐蚀问题。
其燃烧器结构与HT-NR3燃烧器相比，二次风和中心风的通流面积很大，燃烧器区域燃烧较充分，缺氧脱氮深度不及东方日立HT-NR3燃烧器。
该厂的NOx排放量大于500 mg/Nm3，但是通过调整二次风挡板开度，NOx的排放量可控制不超过450 mg/Nm3。
鉴于通过运行调节无法降低水冷壁贴壁还原性气氛，需要采取其他措施控制解决。
二、燃烧调整情况介绍#1锅炉入炉煤质年度平均含硫量为0.6%，在锅炉水冷壁高温腐蚀专项调整试验中，主要针对还原性气氛和煤粉气流刷墙进行，试验中以还原性气体H2S和CO、壁面附近氧浓度、贴壁面煤粉量为参考指标。
（1）摸底工况，在两侧墙高温腐蚀最严重区域共装设15个测点（即中层燃烧器标高至炉膛下层吹灰器标高），测试表明两侧墙贴壁氧量均在0.1%～0.3%，CO和H2S浓度较大，大部分已经超过仪器仪表量程（CO 和H2S量程上限分别为10000ppm和1203ppm），且抽出气体中含有大量煤粉，两侧墙煤粉气流刷墙严重，NOx排放量为217mg/Nm3。
（2）外二次风旋流调整试验，在运行氧量不变前提下外二次风开度为100%/50%/30%/30%/50%/100%。
600MW超临界W型火焰直流锅炉水冷壁壁温 差控制研究
600MW超临界W型火焰直流锅炉水冷壁壁温差控制研究摘要：本文结合600MW超临界W型火焰直流锅炉运行中，引起水冷壁壁温差的原因，对如何控制水冷壁壁温差展开研究。
同时对工质焓增、工质出口温度、水冷壁及锅炉运行调整等措施在水冷壁壁温差控制中的实践价值进行简单阐述，借此明确W型火焰直流锅炉在超临界状态中，其水冷壁壁温差控制的要点。
关键词：600MW；W型火焰直流；锅炉；水冷壁壁；温差引言水冷壁是锅炉结构设计中的重要组分，其温差控制关系着锅炉生产作业质量与效率。
为有效指导锅炉水冷壁壁温差控制，本文以600MW超临界W型火焰直流锅炉为例，对该类锅炉内水冷壁壁温差控制思路做出探讨，希望给予相关从业者建议与参考。
一、引起水冷壁壁温差的原因600MW超临界W型火焰直流锅炉，其在内部结构中水冷壁的布设模式通常为低质量、低流速的垂直管道设计。
但在该类锅炉运行期间，由于水冷壁内管壁流速设计后，正态反应特征限制着壁管的跟随性能，所以在锅炉负荷较大时，水冷壁管壁反应特性会呈现出固化、滞后的情况，导致管壁在高负荷温度下与相邻、周边低温环境产生较大温度偏差[1]。
结合锅炉动力特征，造成水冷壁温差的原因可从以下内容体现。
首先，锅炉下端辐射区域中，水冷壁壁温与锅炉负荷有着明显联系性，该区域壁温降低时，锅炉辐射会明显升高，而上端辐射区域则是在负荷变高时，水冷壁壁温差的变化趋势为“先降后升”。
因此，若W型火焰直流锅炉负荷为600MW，上端辐射区域、下端辐射区域的壁温偏差较大，约为18摄氏度。
同时在锅炉运行期间，上端辐射区域中直流管壁工质温度较小，但辐射区螺旋管周边水冷壁温度上升。
其次，因水冷壁上端辐射区域中的垂直管工质参数较大、且大于比热区，所以在工质流速较低状态下，锅炉中间混合集箱中的流量分配受阻，上端辐射区、下端辐射区的水冷壁温度差异明显。
最后，通常情况下，锅炉热负荷增加时，水冷壁出口温度会与锅炉下端辐射区负荷呈反比关系，即负荷增加、温差下降。
600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因及对策分析
600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因及对策分析作者：刘政扬来源：《科学与信息化》2019年第12期摘要水冷壁超温是现代发电厂内部机械运行中最常见的问题，不仅关系着发电厂内部能量能否正常供应，还会威胁到相关技术人员的人身安全，因此，如何优化超超临界机组锅炉使用成为一项重要内容。
本文将以600MW超超临界机组锅炉为主要叙述内容，结合实际机械运行中出现的问题，从根源上进行分析，在现代技术和管理体系的基础上，进一步提升现代600MW超超临界机组锅炉运行效率，减少水冷壁超温等问题的出现。
关键词 600MW；超超临界机组；锅炉水冷壁；超温；原因；对策前言电能作为现代城市基础运行的必要性能源之一，因其自身能量特点备受大众行业青睐，则为了保障电能供应能够满足城市需求，发电厂引入新型600MW超超临界机组锅炉代替传统发电机械设备，提升发电厂整体生产能力与效率。
但在实际机械设备运行中，常常会出现水冷壁超温故障问题，造成锅炉局部温度不一，机械设备内部结构被影响而出现变形，进而加剧结构之间的磨损程度，发电设备出现运行故障和结构损坏的概率增加，浪费大量资源和发电厂运行成本，危及相关操作人员的自身安全。
1 超超临界机组锅炉水冷壁超温原因分析1.1 燃料质量水平发电厂内部机械设备运行和电力能源运输方式都较为复杂，为了支撑内容基础的流程顺利进行，发电厂每天都需要花费大量的人力、物力，而在这些基础运行成本中最主要的开销除了机械运行花销，再者就是对产电力能源燃料的购买，这是因为燃料自身质量会在一定程度上影响发电厂内部产生电力能源的效率。
如果想要保障高生产效率、低污染排放，就要相应的选择更好的燃料种类与质量，有利于整体长远发展，但是往往中小型发电厂只重视当前利益，大量购买质量较差的燃料种类，这些燃料虽然也能够进行电力资源提取，但却存在着高挥发性和可磨性差的缺点，高挥发性是由于燃料内部杂质含量过高，可磨性差则是燃料自身存在的问题。
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关于600MW超临界机组锅炉运行中水冷壁超温原因分析及对策
作者：冯磊
来源：《中国科技博览》2017年第27期
[摘要]介绍某电厂锅炉低负荷垂直水冷壁易出现超温问题进行分析，并针对特定的工况下出现的水冷壁超温问题，结合运行调整过程中的有利控制措施，进行控制方法的阐述。
[关键词]锅炉、水冷壁、超温、过热度
中图分类号：TM621.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）27-0112-02
引言：600MW超临界直流锅炉容量大，蒸发受热面面积大，布置复杂，热负荷高。
热负荷的不均匀性极易引起管壁超温，为了保证一定的质量流速，水冷壁内径选的较小，因此垂直管水冷壁对壁温异常较为敏感，一旦发生壁温异常可能导致水冷壁内工质的物理特性发生剧烈变化，进而产生流量偏差和吸热特性变化，严重时直接导致水冷壁管超温，严重危及锅炉安全运行。
影响垂直管水冷壁超温的因素较多，本文针对鸿山热电厂的实际运行状况，全面分析这些导致水冷壁超温的原因并提出了有效解决措施，对同类机组的运行具有很强的指导意义。
1.设备概况
锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源公司技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
型号为：HG-1962/25.4-YM3。
锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，前后墙各布置3层三井巴布科克公司生产的低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB），每层各有5只，共30只。
在最上层煤粉燃烧器上方，前后及两侧墙各布置1层燃烬风口，其中前后墙各布置5只，两侧墙各布置3只，共16只燃烬风口。
用来补充燃烧后期需要的空气，同时实现分级燃烧，降低炉内平均温度，减少NOx的生成。
2.现象描述
600MW超临界直流锅炉容量大、蒸发量，高负荷工况下很少出现水冷壁超温问题，水冷壁超温现象主要集中在低负荷阶段，对此本文主要结合低负荷工况下出现的热力不均或水力不均导致的水冷壁超温问题进行分析。
当机组负荷在400MW以下，重点在负荷300—360MW且三台磨运行期间，垂直水冷壁经常出现左右墙管壁温度偏差大，发生多点金属温度局部或大面积超温，直至启动第四台磨煤机才有明显好转。
机组负荷在300MW以下，此工况下经常3台制粉系统运行，垂直水冷壁经常出现左右墙管壁温度偏差大，或者前墙管壁金属温度局部或大面积超温。
总结易发生超温主要有四个原因：
一是制粉系统出力不匹配，前后墙的燃烧器出力偏差大；
二是单台磨煤机两侧的燃烧器在特定的工况下可能存在火焰贴墙；
三是过热度过高的工况下导致的超温（通常是RB工况下），制粉系统风煤比调整不当；
四是低负荷时给水流量较低，不稳定性在一定条件下容易出现的水力不均。
3.水冷壁超温原因分析及对策
3.1 低负荷超温分析与控制措施
在低负荷时，因为磨煤机的出力均较低，单台磨煤机风煤比调整的平衡和整个制粉系统出力在炉膛内燃烧的平衡成为壁温超温的关键因素，我厂的壁温超温问题基本为炉膛的热负荷分布不均引起的，因为往往正确的调整改变某一台磨煤机的出力，就可产生对管壁温度变化的控制。
当煤量过低时，3台磨煤机运行，经常会出现垂直管壁左墙或右墙管壁温度偏差大，局部超温现象，此时可通过判断超温管壁的位置和磨煤机的运行参数（给煤量、进出口压力、风量、风煤比等参数）来综合判定局部管壁超温的原因，知道原因后，即可进行针对性调整。
例如1：#2炉A＼B＼D三台磨煤机运行，负荷310MW，总煤量132T/H过热度6℃，出现左墙#351超温（如图1）
分析此测点位于左墙靠前墙的位置，此时开启备用C磨煤机的#5角，通过冷风调门，控制与炉膛的差压在1KP以内即可有效控制左墙#351超温现象。
如多点超温的情况，以控制过热度较低值为前提，共同控制是最有效的方式。
（如果开启F磨煤机的#1角，超温现象得不到有效控制）
如上曲线所示，分析超温位置后，综合判断超温为B磨出力增加后引起超温，通过关小B 磨热风门，降低其一次风率，并开启备用磨煤机C5出口门，机组负荷和主参数基本未改变情况下，左墙#351超温管壁开始由450℃下降至410℃。
例如2：当制粉系统下层4台磨煤机运行时，出现左右侧管壁超温时，先通过管壁温度测点分布判定超温的位置，结合磨煤机的运行参数，判定导致超温的燃烧器，首先通过一次风率或给煤量来修正，改变当前运行燃烧器的运行工况与炉膛的差压，控制超温；如出现前后墙超温，可通过提高超温侧的制粉系统出力，来改变炉膛动力场热负荷的分布，控制管壁超温。
运行措施：尽量维持4台磨煤机运行（300MW时根据运行经验可以实现4台磨煤机长期安全稳定运行），有利于控制制粉系统的出力平衡和炉膛内热负荷的分布均匀，同时低负荷时控制较低的过热度，是防止壁温偏高的有效手段。
而当超温现象无缓解时，开启备用磨煤机出口门，针对超温侧水冷壁吹入冷风，正确合理调整炉膛内热负荷的分布，是改变超温现象的有利措施。
3.2 液压关断门对管壁超温分析与控制措施
液压关断门操作1—9开关状态与炉膛当前左右侧氧量分布重叠，造成超温侧的氧量严重偏低或局部热负荷偏高。
因锅炉固态风冷排渣，炉膛底部漏风大，尤其是氧量较低时，炉底两侧的液压关断门开关对炉膛左右侧氧量分布，火焰燃烧会有一定影响。
此工况调整时可通过改变当前运行磨煤机的出力分配（因当前的煤质和煤仓的配煤无法改变），稍改变当前炉膛的热负荷分布；在保证主、再热汽温的前提下适当降低过热度，提高炉膛氧量，并正确的结合炉膛内左右侧氧量分布，合理的改变当前液压关断门1—9的开关状态，可使管壁温度偏高问题得到控制。
缓解管壁温度的持续升高。
3.3 异常工况RB时超温分析与控制措施
当机组发生RB时或负荷出现大幅波动，造成过热度过高或煤水比失调的工况下导致的超温，主因为制粉系统风煤比调整不当导致的超温。
我厂机组在RB动作后，自动控制系统已较为成熟，但多次出现过热度升至较高值，且出现锅炉垂直管壁壁温超温的现象。
4.总结
直流锅炉低负荷垂直管壁易超温是常见问题，超温的主因其实只有锅炉的热力不均和水力不均，而给水流量已被限制，故只能从炉膛燃烧调整入手，控制的手段不局限于对制粉系统的调整，通过二次风门等其它手段调整也可遏制壁温升高。
随着运行经验的积累与摸索，如果经过合理的分析，正确判断当前工况超温的原因，合理正确的调整，基本上能得到有效的控制垂直管壁超温，通过降低过热度和制粉系统正确调整是最快最有效的控制垂直水冷壁超温的手段。