600MW锅炉过热汽温超温的原因及防范措施
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。
锅炉过热器管超温应采取的措施
锅炉过热器管超温应采取的措施
(1)为了预防过热器管超温，在运行中，应严格按运行规程规定操作，锅炉启停时应该严格按照启停曲线进行，控制锅炉参数和过热器管壁温度在允许范围内；严密监视锅炉蒸汽参数、蒸发量及水位等主要指标，防止超温超压、满水、缺水事故发生；做好锅炉燃烧调整，防止火焰偏斜，注意控制煤粉细度，合理用风，防止结焦，减少热偏差，防止锅炉尾部再燃烧；加强吹灰和吹灰器管理，防止受热面严重积灰；保证锅炉给水品质正常及运行中汽水品质合格等。
(2)对高温蠕变型可通过改进受热面，使介质流量分配合理；改善炉内燃烧，防止燃烧中心偏高；进行化学清洗，去除异物，沉积物等方法预防。
对应力氧化裂纹型因管子寿命已接近设计寿命，可将损坏的管子予以更换。
对氧化减薄型应完善过热器的保护措施。
(3)另外，减少飞灰撞击管子的数量，速度或增加管子的抗磨性来防止飞灰磨损，如：通过加屏等方法改变流动方向和速度场；假设炉内除尘装置，杜绝局部烟速过高；在易磨损管子表面加装防磨盖板。
还应选用适于煤种的炉型、改善煤粉细度，调整好燃烧，保证燃烧完全。
(4)防止氧腐蚀注意停炉保护，新炉起用时，应进行化学清洗，去除铁锈和赃物，在内壁形成一层均匀的保护膜，运行中使水质符合标准，适当减小PH值或增加锅炉氯化物和盐的含量。
(5)防止应力腐蚀裂纹应注意去除管子的残余应力；加强安装期的保护。
注意停炉时的防腐；防止凝汽器泄漏，降低蒸汽中的氯离子和氧的含量。
探讨600MW锅炉运行中防止受热面超温对策
探讨600MW锅炉运行中防止受热面超温对策摘要：本文主要以某电厂使用的2×600MW锅炉机组为例，分析了该锅炉机组在实际运行中发生的受热面超温问题情况及其产生原因。
同时，提出了壁温报警值设置的调整、点火前与升压阶段操作调整、汽轮机冲转阶段操作优化等一系列600MW锅炉运行中受热面超温情况的预防策略。
关键词：锅炉；受热面超温；燃烧调整引言在火力发电厂的实际生产运行中，锅炉发挥出了重要作用，其也是火力发电厂中的重要设备之一。
为了保证火力发电厂生产运行的安全性，对锅炉的运行稳定性进行控制极为必要。
其中，受热面超温是火力发电厂锅炉运行中常见的问题，导致锅炉机组运行安全可靠性降低，探究相关应对策略具有极高的现实价值。
一、600MW锅炉设备情况简述某电厂使用锅炉机组为2×600MW锅炉，使用了HT-NR3型燃烧器。
在每台锅炉中，配置了HT-NR3型燃烧器24只。
该电厂内使用的600MW锅炉设计参数具体有：机组负荷为600MW；主蒸汽流量1913t/h；主蒸汽压力25.5MPa；再热蒸汽流量1586t/h；再热蒸汽压力4.42MPa；主蒸汽温度与两热蒸汽温度均为571℃；一级减温水量57.4t/h；二级减温水量76.5t/h；水冷壁总受热面积6140平方米；过热器受热面积20062平方米。
二、600MW锅炉运行中的受热面超温情况及其原因分析（一）受热面超温情况在某次电厂生产中，出现锅炉大屏壁温高于630℃的情况（报警值为530℃）；高温过热器、高温再热器的壁温高于640℃（报警值为600℃）。
再次点火后，发生大屏爆管事故；处理后再次点火，汽轮机冲转。
运行五天后，锅炉负荷达到600MW，由于此时使用煤质较差，灰分在39%-46%之间、低位发热量在15000-16800KJ/kg之间，所以投入了三支油枪，以此达到稳定煤燃烧的效果。
再次投入五天后，高温再热器出现爆管事故；运行十七天后，屏式过热器发生的爆管事故。
锅炉超温超压处置方案
锅炉超温超压处置方案1. 背景锅炉是工业生产和民用生活中常见的设备，具有加热、蒸发和加压等功能。
在锅炉的运行过程中，若出现超温、超压等异常情况，将严重影响锅炉的安全性和稳定性，甚至会造成严重意外事故的发生。
因此，合理有效的处置方案显得尤为重要。
2. 超温超压原因锅炉出现超温、超压等异常情况的原因比较复杂，通常包括以下情况：•锅炉设计问题：锅炉设计不合理，使得锅炉运行过程中容易产生超温、超压等异常情况；•操作不当：锅炉操作人员操作不当，导致锅炉出现超温、超压等异常情况；•锅炉管道堵塞或泄漏：锅炉内部管道存在堵塞或泄漏现象，导致水流不畅，引发超温、超压等异常情况；•锅炉水质问题：锅炉水质不佳，容易产生水垢等问题，导致锅炉出现超温、超压等异常情况。
3. 超温超压常见处理措施在锅炉出现超温、超压等异常情况时，需要尽快采取有效措施，避免造成严重后果。
常见的处理措施包括：1.操作人员应立即启动安全报警系统，在锅炉出现超温、超压等异常情况时，报警装置将会自动报警，提醒操作人员采取相关措施；2.关闭燃料系统，停止锅炉供应热量，避免加剧超温、超压等异常情况；3.手动打开安全阀，释放多余的蒸汽，来降低锅炉内部压力；4.打开水泵，增加供水流量，来降低锅炉内部温度，同时加快管道中水流的速度，避免发生堵塞现象；5.检查锅炉水质是否正常，若出现水垢等问题，需及时清洗或更换锅炉内部部件；6.操作人员应按照相关规定，对锅炉进行检修和维护，确保锅炉的稳定运行。
4. 结论锅炉超温、超压等异常情况的处理措施应该在操作手册中明确规定，并且操作人员需要接受专业的培训和考核。
在锅炉的安全管理过程中，预防超温、超压等异常情况的发生是至关重要的，只有从源头上预防，才能保证锅炉的长期稳定运行。
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。
防止锅炉主再热汽超温及升温升压过快措施
防止锅炉主再热汽超温及升温升压过快措施背景锅炉主再热汽超温及升温升压过快是指在加热器内，由于加热器补给过快或者循环不良，导致加热器内水量不稳定，进而引起汽水混合物的温度和压力的突然升高。
如果这种情况持续一段时间，会损坏锅炉，造成严重事故。
因此，为了保障锅炉系统的运行安全，需要采取一些有效措施来防止锅炉主再热汽超温及升温升压过快。
解决方案方案一：加强设备监测在锅炉系统中，设备监测是非常重要的一项工作。
只有对设备进行全面、及时的监测，才能及早发现问题，采取措施加以解决。
在防止锅炉主再热汽超温及升温升压过快中，可以设置一些监测装置，例如：•温度计：用于测量加热器内温度变化，及时发现温度异常。
•压力计：用于测量加热器内压力变化，及时发现压力异常。
•流量计：用于测量水量变化，确保加热器内水量稳定。
这些监测装置需要定期检查、维护，确保其精度和准确性。
方案二：加强运行管理加强设备监测是防止锅炉主再热汽超温及升温升压过快的关键，而一些管理措施同样非常重要。
首先，加强运行管理，对锅炉系统进行全面的检查与维护，及时发现问题并采取措施加以解决。
除此之外，还可以：•建立锅炉设备运行档案，记录锅炉设备的使用情况，随时监控设备运行状态。
•加强人员培训，提高员工对锅炉设备的认识和了解，确保工人能够正确操作设备、及时发现异常现象并采取措施。
方案三：采用安全控制系统在防止锅炉主再热汽超温及升温升压过快中，采用安全控制系统同样是一种有效措施。
安全控制系统是指在锅炉系统中设置一些安全装置，如超温保护器、低水位保护器、高水位保护器等，当锅炉系统出现异常时，这些安全装置会自动报警并采取措施，以避免严重的设备损坏和事故发生。
当然，安全控制系统本身也需要进行定期检测和维护，以确保其正常工作。
结论防止锅炉主再热汽超温及升温升压过快是确保锅炉运行安全的重要措施。
加强设备监测、加强运行管理、采用安全控制系统等多种措施结合使用，可以大大降低锅炉事故的风险，确保锅炉系统长期稳定运行。
600MW锅炉高温过热器管壁超温原因及控制
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。
600MW亚临界汽包炉高温过热器管壁超温原因、控制措施及注意事项
600MW亚临界汽包炉高温过热器管壁超温原因、控制措施及注意事项摘要：火力发电厂中，锅炉受热面设备之一过热器泄漏事故在全厂事故及非计划停运中占有较大的比重，是影响机组安全、经济、稳定运行的主要原因之一。
其中过热器泄漏的主要原因为管壁超温所引起的。
本文将以广安电厂600MW机组（以下简称我厂）为例，简要剖析高过管壁温度超温原因及控制措施关键词：超温；高过；管壁；水塞一、我厂锅炉设备简介我厂锅炉为600MW机组，亚临界、自然循环汽包炉。
燃烧方式：采取前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、尾部双烟道、再热汽温采用烟气挡板调节。
高过材质采用的材质为SA-213T91，超温的设计温度为589℃。
二、高温过热器管壁超温的危害过热气温偏高会加速金属材料的蠕变，还会使过热器、蒸汽管道、汽机高压缸等承压部件产生额外的热应力，缩短设备的使用寿命。
三、高温过热器管壁超温的原因。
通常将影响因素分为烟气侧和蒸汽侧两个方面。
3.1 烟气侧的主要影响因素。
3.1.1燃料性质的变化。
燃料性质的变化主要是燃煤挥发分、水分、灰分和含碳量以及煤粉细度的改变。
当燃煤的挥发分降低，含碳量增加或煤粉较粗时，煤粉在炉内的燃烧时间增加，着火延迟，火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，汽温升高。
燃煤中的水分和灰分增加时，燃煤的发热量降低，为了保证锅炉的蒸发量，必须增加燃料消耗量。
因为水分蒸发和灰分温度提高本来均要吸收炉内的热量，故使炉内温度降低，炉内辐射热量减少炉膛出口烟温升高，同时水分增加也使烟气体积增加，烟气流速增加。
炉膛出口烟温的增加和烟速的增加，使对流传热增加，也就使得对流过热器的吸热量增加。
故汽温升高。
3.1.2 燃料量的变化送入炉内的燃料量取决于锅炉负荷，负荷发生变化，燃料量必然相应的变化，燃料量的变动会引起炉膛出口烟温及烟速的变化，这样就必然引起炉内传热量的改变，使过热气温发生变动。
3.1,3风量调节变化当送风量和漏风量增加而使炉内过剩空气量增加时，由于低温空气的吸热，将使炉膛温度降低，辐射传热减弱，炉膛出口烟温升高。
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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。
（4）机前压力波动的影响：机前压力对汽温同样有着不可忽略的影响。
通常当机前压力偏差增大，我们就会增加或减少燃料量来消除这种汽压偏差，而煤量、风量的增减造成烟气流量的增减，即对流换热量的增减，蒸汽温度同样随着变化，这又影响到减温水量，减温水量的来回波动又作用到主蒸汽压力上，造成机前压力更大的波动，这样就构成了恶性循环，使得汽温控制起来难以收敛。
对于这种闭环的恶性循环，解决办法就是打破此循环即解环。
我们可以在保证汽温不超过极限范围的情况下，稳住减温水，防止由于减温水的波动造成汽压的摆动，以此来稳定汽温。
或者优先选用其它控制汽温的调节方法，通过微调燃料量或火焰中心位置来抑制汽压的波动，使其成为衰减震荡，最终趋于稳定。
只要符合解环这个思路，还有其他方法也可以尝试。
（5）制粉系统异常的影响：制粉系统的异常直接影响进入系统的煤量或煤质，所以影响效果也最为显著。
其常见的异常有断煤和堵磨。
尤其是堵磨，其不易觉察、影响面广，处理不当极易引起超温超压。
对于制粉系统异常的情况，我们要做到的就是加强参数分析，第一时间发现异常并进行有针对性的处理，将异常造成的影响降至最低，过程中设置专人对汽温进行相应调整。
结束语
在运行中出现异常情况导致汽温超标时一定要果断处理，如果发生较大波动时不要慌张，当机立断采取必要的手段，参照上述各种情况下汽温的调节方法来调整，尽力减小汽温超限的幅度和时长，保证机组运行安全。
参考文献：
[1]朱全利．强制循环锅炉状态参数特性[J]．锅炉设备及系统，2005，
20(1)：65～68．。