一次停炉过程中汽包壁温差大的分析
如何控制汽包壁温差
如何控制汽包壁温差对于自然循环锅炉来说，汽包是锅炉内加热、蒸发、过热这三个过程的连接枢纽。
在实际操作中，只要加强调整，精心维护，控制好锅炉启动初期的升温升压、锅炉停炉后的降温降压及放水过程，就一定能将汽包壁温差控制在规定范围内，从而延长汽包的使用寿命。
一、汽包壁温差过大的危害及易发生的阶段1、汽包壁温差过大的危害汽包上部壁温的升高使得上壁金属欲伸长而被下部限制，因而受到轴向压应力，下部金属则受到轴向拉应力。
这样将会使汽包趋向于拱背状的变形。
过大壁温差的产生，将会导致汽包的热应力增大且上下温差越大，则应力也越大，进而导致汽包受到损伤，减少汽包的使用寿命。
2、汽包上下壁温差大易发生的阶段锅炉启动初期、锅炉停炉后的降温降压过程中，都是汽包上下壁温差大易发生的阶段。
不同压力下水的饱和温度并不是线性的，低压阶段，水的饱和温度随压力变化较大，而高压阶段，水的饱和温度随压力变化较小，因此，机组启动初期、锅炉停炉后的降温降压过程中，应严格控制汽包压力的变化。
二、汽包壁温差大的原因分析1、锅炉启动阶段锅炉启动初期，炉水温度逐渐上升，未起压前无蒸汽产生，由于上水温度高于汽包下壁温度，导致汽包下壁温度高于上壁温度。
锅炉起压后，会产生一定的饱和蒸汽，由于饱和蒸汽温度与汽包上壁存在温差，饱和蒸汽对汽包壁放热，且释放汽化潜热，汽包上壁温度会逐渐高于下壁温度。
随着汽包压力的上升，饱和温度变化逐渐缓慢，汽包上壁温度也逐渐上升，上下壁温差会逐渐减少。
2、锅炉停炉后散热条件差异较大：汽包处于炉外并保温，加之热容量较大，使汽包壁温逐步高于汽包内的水汽温度。
汽包筒体上半部分一部分热量向炉外散热，一部分向汽包内部散热，一部分向汽包下半部散热，而汽包筒体的下半部分一部分热量向炉外散热，一部分向汽包内部散热，同时还要接受来自上半部分传递过来的热量。
冷却方式差异较大：停炉后锅炉进入降压和冷却阶段，汽包主要靠内部工质进行冷却，由于汽包内炉水压力及对应的饱和温度逐渐下降，汽包下壁对炉水放热，使汽包壁很快冷去卩，而汽包上壁与蒸汽接触，在降压过程中放热系数较低，金属冷却缓慢，所以出现上部壁温大于下部壁温，造成温差。
为什么锅炉汽包温差不能超过50
为什么锅炉汽包温差不能超过50
汽包下半部分有一定量的水，供水冷壁蒸发，上半部分是蒸汽。
锅炉在停炉冷却过程中，由于汽包上半部分接触的是蒸汽，而下半部分接触的是水，所以汽包上半部分冷却速度比下半部分慢，从而汽包上下壁面产生温差。
按规定，温差不得超过50度，因此这就使汽压不能急剧下降，否则会导致汽包下部分冷却过快，最终导致汽包上下温差超过50度。
为什么规定上下温差不能超过50度呢？因为温差大，会造成较大的热应力，同时停炉冷却期间汽包内压还较高，在热应力和内压的共同作用下，可能会出现超过材料许用应力的情况，就会造成汽包损坏。
锅炉点火升温期间，汽包上下部分同样也存在较大温差，也就存在较大热应力。
但此时汽包内压较低，只要升温期间控制汽包上下温差不超过50度，汽包壁面应力仍会在许用范围之内。
可见，汽包在停炉冷却期间，如果压力下降太快，就会导致汽包下壁面降温过快，汽包上下壁面产生热应力比点火升温时更加危险。
330MW锅炉启动过程汽包上下壁温差拉大原因分析及防范措施
330MW锅炉启动过程汽包上下壁温差拉大原因分析及防范措施【摘要】某厂#11机是330MW机组，#11炉2019年1月份在一次启动过程发生锅炉汽包上下壁温差拉大至68℃的现象。
机组启动过程产生汽包上下壁温差，一般是汽包上壁温度高于下壁温度，汽包上部壁温的升高使得上壁金属欲伸长而被下部限制，因而受到轴向压应力，下部金属则受到轴向拉应力，汽包将会产生向上拱起的变形，这种变形称为香蕉变形，过大壁温差的产生，将会导致汽包的热应力增大且上下温差越大，则应力也越大，进而导致汽包受到损伤，与汽包连接的管道焊口产生裂纹，减少汽包的使用寿命。
因此，对此次汽包上下壁温差拉大的原因分析非常必要，找出原因并提出相关防范措施，杜绝此类事件的再次发生。
【关键词】汽包启动过程上下壁温差原因分析防范措施1.概述某厂#11炉为东方锅炉厂生产的DG1025/18.2--II15型，亚临界压力、一次中间再热、自然循环、双拱型单炉膛、平衡通风、固体排渣、全钢架悬吊结构、尾部双烟道，采用烟气挡板调节再热汽温，“W”型火焰燃煤锅炉。
汽包长度26690mm、内径1792mm、壁厚145mm、正常水位中心线下76mm。
规程规定汽包上下壁温差小于56℃。
二、#11炉启动过程汽包上下壁温差拉大的经过2019年1月8日17：00中调令#11机组启动，9日8：00并网。
接中调令后，#11机组立即启动恢复备用工作，22：00锅炉上水完毕，汽包水位300mm。
22：30#11炉点着火，按操作票升温升压，00：28运行人员见锅炉点着火2小时，汽温上升缓慢，由原来4支油枪运行增投油枪至9支运行，增投油枪后由于炉水快速膨胀，汽包水位30分钟内由280mm快速升至400mm顶表。
1：50汽包上下壁温差由21℃开始呈较快增长，2：45运行人员见汽包上下壁温差仍呈增长趋势，停运5支油枪运行。
停运5支油枪后汽包上下壁温差仍呈增长趋势，3：10达启动第一台磨煤机条件，此时汽包上下壁温差已拉大至45℃，汽包上壁温度161℃，运行人员根据以往经验，判断汽包上下壁温差应该不会增长。
余热锅炉停炉及热炉放水期间高压汽包上、下壁温差增加的原因分析及预防措施浅谈
余热锅炉停炉及热炉放水期间高压汽包上、下壁温差增加的原因分析及预防措施浅谈摘要：余热锅炉在停炉及热炉放水期间高压汽包上、下壁温差明显增大，热应力较大，影响锅炉汽包安全运行，根据实际情况和运行操作经验，余热锅炉停炉冷却及热炉放水期间高压汽包上、下壁温差增加的原因进行了分析，并提出相应的防范措施。
关键词：汽包温差措施一、概述高压汽包是余热锅炉的重要设备，高压汽包体积大，筒壁厚，压力高。
根据应力计算公式，上下温差越大，则应力也越大。
汽包上部壁温的升高使得上壁金属欲伸长而被下部限制，因而受到轴向压应力，下部金属则受到轴向拉应力。
这样将会使汽包趋向于拱背状的变形。
过大壁温差的产生，将会导致汽包的热应力增大，进而导致汽包受到损伤，情况严重时可能导致汽包壁的焊缝、汽包与下降管的焊缝出现裂纹，在运行中可能导致汽包泄漏和爆裂。
所以控制好高压汽包壁温差，对保证汽包安全，延长汽包使用寿命十分重要。
二、高压汽包壁温差分析图一高压汽包上、下壁温差在停炉过程中，锅炉进入降压和冷却阶段，因为汽包保温层较厚，汽包保温层的导热系数为0．061 W／（m•℃-1）左右，向周围的散热较弱，冷却速度较慢。
汽包主要靠内部工质进行冷却，由于汽包内炉水压力及对应的饱和温度逐渐下降，汽包下壁对炉水放热，炉水自然对流换热系数为200—1000 W／（m2•℃-1），使汽包壁很快冷却，而汽包上壁与蒸汽接触，在降压过程中放热系数较低，微过热蒸汽导热系数为0．02—0．05 W／（m•℃-1），金属冷却缓慢，所以出现上部壁温大于下部壁温，造成温差。
如降压速度越快，则温差越大，特别是当压力降到低值时，将出现较大的温差。
1．由图一可知，余热锅炉在正常运行时，高压汽包上、下壁没有温差，在停机上水后，温差已经在20度左右，这是因为燃机停机后，我们对高压汽包上水时，高压省煤器出口温度逐渐下降，使得进水温度低于汽包壁温度，温差慢慢变大。
2．在经过25小时左右的自然冷却后，随着高压汽包水位和压力逐渐下降，温差逐渐扩大，热炉放水前温差维持在50度左右。
某厂#4锅炉启动过程中汽包壁温差及并汽阀前温度控制措施的探讨
某厂#4锅炉启动过程中汽包壁温差及并汽阀前温度控制措施的探讨作者：蔡仑来源：《中国科技纵横》2016年第11期【摘要】某厂#4锅炉由哈尔滨锅炉厂生产，型号为HG-480/10.3-YM21煤粉炉，自投产以来，在启动过程中，锅炉一直存在着汽包上下壁温差超限以及并汽时并汽门前温度低的问题。
汽包上、下壁温差超过规定值50℃以上而产生的热应力严重地威胁了汽包的安全；并汽门前温度低导致并汽后母管温度急剧下降，尤其#4锅炉主汽管道接近三线管道入口，并汽后导致三线温度急剧下降，严重时三线温度降至380度以下，影响了外管网用户的安全性。
针对以上问题，本文对如何在启动过程中，减小汽包上、下壁温差以及并汽前如何提高并汽门前温度作为课题，认真分析，查找原因，多次实践，通过控制升温升压速度，增加换水量等方法，解决了启炉过程中汽包上、下壁温差大的问题，通过利用母管蒸汽倒暖提高了并汽门前温度，使#4锅炉在点火过程中出现的问题得到了解决。
【关键词】启动换水升压温差某#4锅炉由哈尔滨锅炉厂生产，型号为HG-480/10.3-YM21，为单炉膛、集中下降管、高压参数、燃用煤粉、四角切向燃烧、平衡通风、固态排渣的自然循环汽包炉，锅炉前部为炉膛，四周布置膜式水冷壁，炉膛出口处布置屏式过热器。
水平烟道装设了两级对流过热器，炉顶、水平烟道转向室和尾部包墙均采用膜式管包敷，尾部竖井烟道中布置省煤器并配两台三分仓回转式空预器。
锅炉汽包上、下壁温差规定不超过50℃，自投产以来#4锅炉在正常运行以及停炉过程中，均能保证汽包上下壁温差在规定范围内，但在启动升压过程中，一直存在着汽包上下壁温差超限的问题，严重时，汽包上、下壁温差可达70—80℃，超过极限值 30℃左右，汽包上、下壁温差一旦超过规定值，将使汽包上半部受到巨大的压缩应力，汽包下半部受到巨大的拉伸应力，在这种巨大的热应力作用下，轻者使汽包产生变形，弯曲、缩短了汽包的使用寿命，严重时可使汽包壁产生裂纹，造成严重的汽包损坏事故；锅炉并汽温度规定小于母管温度20—30℃，但#4锅炉自投产以来，多次点火并汽时并汽阀前温度只能达到400℃左右，并汽后导致蒸汽母管温度急剧下降，严重时使三线出口温度由410℃降至380℃，对外管网用户的安全性造成很大的影响。
余热锅炉汽包产生上下壁温差的原因分析与控制措施
余热锅炉汽包产生上下壁温差的原因分析与控制措施摘要：一般规定：汽包的上下壁温差或汽包任意两点的温差不容许超过40℃。
本文对本厂余热锅炉停炉后停炉后汽包上下壁温差偏大的原因进行了分析，认为其主要是因停炉后汽水系统压力下降速度过快、汽包水位偏低、补水频繁、等所致。
指出汽包壁温差大的危害，寻求合理的控制措施，保证汽包的安全。
对此，提出尽可能减缓启停炉时汽压上升（下降）速度、采用滑参数启停炉方式，以及在停炉后在维持汽包较高水位的前提下尽量减少补水次数的控制对策.在采取这些对策后，停炉后汽包壁温差基本控制在允许范围内。
本文将进行初步探讨，研究汽包承受温差的能力和潜力，为减少启停时间，对机组节能降耗和提高设备的可用率均提出见解。
正文：汽包是锅炉的重要组成部分，在使用中如果操作或管理不当会使其上下壁、内外壁产生过大的温差和热应力。
其机械应力和热应力的综合应力在局部区域的峰值可能接近或超过汽包材料的屈服强度，使汽包壁容易形成裂纹，扩展到一定程度时汽包将被破坏。
高井热电厂燃气蒸汽联合循环机组，配套余热锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司根据ALSTOM能源公司技术设计、制造。
余热锅炉布置为三压、再热、卧式、无补燃自然循环余热锅炉，与GE公司9FB等级燃气轮机相匹配。
燃机排烟经余热锅炉入口烟道进入余热锅炉，逐次横向冲刷立式各受热面管束，经出口烟道，最后从烟囱排出。
余热锅炉的汽水流程是凝汽器来的凝结水和热网回水由凝结水泵升压后，送入锅炉尾部低压（扩大）省煤器，并进入除氧器及低压汽包。
低压汽包内的水一部分经低压系统蒸发器、过热器，产生低压过热蒸汽送往汽轮机低压缸或热网；低压汽包内的另一部分水经2×100%容量的高/中压给水泵，分别送入高、中压系统。
高压系统的水经高压给水泵增压后流经高压省煤器、高压蒸发器和高压过热器，产生高压过热蒸汽送入汽轮机高压缸；中压系统的水经中压给水泵增压后流经中压省煤器、中压蒸发器和中压过热器，产生中压过热蒸汽与来自汽轮机的再热（冷段）蒸汽汇合，经再热器，产生再热(热段)蒸汽，送往汽轮机中压缸。
常见事故分析处理锅炉..
水冷壁泄漏的现象主要有哪些？
1、炉膛负压突然变正，严重时炉膛压力保护动作。 2、炉膛出口烟温降低，引风机电流升高。 3、汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流 量，严重时难以维持水位。 4、气温、气压下降，负荷下降。 5、局部床温异常降低，床压波动大。 6、旋风分离器进出口烟温下降，料腿返料温度下 降。 7、烟囱冒白烟。 些？
循环流化床锅炉主要事故及故障有：炉膛爆
炸事故，锅炉水位事故，锅炉受热面管损坏， 汽、水管道损坏，电负荷骤减，厂用电中断， 主、再热蒸汽温度过高和过低，主、再热蒸 汽压力高和低，床温过高和过低，床压过高 或过低，床面结焦，返料器堵塞，减温器故 障，尾部烟道二次燃烧，热控及仪表电源中 断，引、送风机故障，給煤系统故障等。
锅炉发生严重缺水时为什么不允许补水？
锅炉发生严重缺水时必须紧急停炉，而不允许往锅 炉内补水。这主要是因为当锅炉发生严重缺水时， 汽包水位究竟低到什么程度是不知道的，可能汽包 内已完全无水，或水冷壁管已部分烧干、过热。在 这种情况下，如果强行往锅炉内补水，由于温差过 大，会产生巨大的热应力，而使设备损坏。同时， 水遇到灼热的金属表面，会瞬间蒸发大量蒸汽，使 汽压突然升高，甚至造成爆管或更严重的爆炸事故。 因此发生严重缺水时，必须严格地按照规程的规定 去处理，决不允许盲目地上水。
发现汽包水位计看不清水位时，用电接点也无 法判明时，DCS水位超出量程，如何处理？
一、应立即停炉并停止向锅炉上水。 二、停炉后按下列方法查明水位： 1、缓慢开启水位计的放水门，注意观察水位，当 水位计中有水位出现时，表示轻微满水，按轻微满 水处理。 2、若看不见水位下降，关汽门、放水门，注意观 察水位，水位计中有水位出现时，表示轻微缺水， 按轻微缺水处理。 3、若看不见水位上升，关水门，开启放水门，注 意观察水位，水位计中有水位出现时，表示严重满 水，按严重满水处理；水位计中无水位出现时，表 示严重缺水，此时，按严重缺水处理。
锅炉水冷壁爆漏引起汽包壁温差过大的原因分析及解决方案
锅炉水冷壁爆漏引起汽包壁温差过大的原因分析及解决方案摘要：结合锅炉汽包壁温差产生的原因和有效的控制措施，针对粤泷发电厂一次因水冷壁爆漏而造成的非计划停运事故处理中，由于操作不当而引起汽包壁温差过大的原因进行分析，提出合理的处理方案，以实现对汽包的安全维护。
关键词：汽包；壁温差；原因；方法粤泷发电厂总装机容量为270MW，拥有两台135MW汽轮发电机组，锅炉型号为DG420／13.7-Ⅱ2型，一次中间再热Π型布置、超高压自然循环汽包炉 ,单炉膛、燃烧器四角布置、切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、采用管式空气预热器、钢筋混凝土构架(单排柱)。
1、问题的提出2015年12月8日，粤泷发电厂#2炉因水冷壁爆漏而造成一次非计划停运事故。
当时#2机组负荷89MW，主汽温536/537℃，主汽压9.52/9.50MPa，再热汽温542/539℃，再热汽压1.56/1.55MPa，汽包水位7mm，汽包压10.21MPa，给水流量281t/h，主汽流量274t/h，汽机补水率2.69%，机组运行正常。
值班员监盘发现炉膛火焰监视器闪烁，准备投油助燃，突然炉膛火焰电视无火焰，炉膛压力最高升至1684Pa，同时事故喇叭响，“炉膛MFT”光字牌亮，机组负荷到“0”，锅炉灭火。
从光子牌首次跳闸指示“炉膛压力高高保护动作”和就地检查捞渣机发现掉焦严重的迹象看，当班值长及值班员均判断是炉膛掉大焦引起炉膛负压高而保护动作跳闸。
随后，当班值长要求值班员立即进行吹扫点火，吹扫完毕，进行点火，汽包壁温差分别为40、38、21、26、34℃。
巡检员在就地检查油枪投入情况时发现A角下层火嘴上面有水滴下，此时汽包上下壁温差最大达到85℃，立即停止上水，熄火停炉。
在随后的停炉过程中，汽包上下壁温差进一步拉大，最大偏差达129℃。
在多年的实际运行中，汽包壁温差问题一直是困扰锅炉运行的一个难题。
汽包作为一个锅炉的重要组件，如果汽包壁温差过大，会使汽包机械应力和热应力的综合应力在局部区域的峰值可能接近或超过汽包金属的屈服强度，汽包壁容易形成裂纹，扩展到一定程度时会造成汽包损坏。
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一次停炉过程中汽包壁温差大的分析
摘要：随着我国电力工业的飞速发展，大容量高参数电站锅炉的比例不断上升。
其中，汽包炉蓄热能力强，负荷变化时汽压、汽温变化都比直流锅炉小，且对给
水品质要求也较低，受到广泛应用。
然而，汽包锅炉在运行过程中，尤其是工况
变化时，如果对汽包上下壁温差控制不好，会大大降低锅炉的寿命，甚至造成设
备永久损坏和人身安全事故。
本文结合作者在电厂工作过程中的一些经历，谈一
谈如何在机组停运过程中防止出现汽包上下壁温差过大。
关键词：自然循环汽包炉；汽包温差；温差控制；锅炉寿命
0 引言
大唐户县第二热电厂两台300MW机组锅炉由哈尔滨锅炉厂制造，型号为HG
－1025/17.5－YM，锅炉为亚临界、自然循环、单炉膛、一次中间再热、露天布置、全钢构架、平衡通风、直流摆动燃烧器、固态排渣燃煤汽包炉。
锅炉汽包位
于炉前上方，内径为1778mm、壁厚178mm、筒身直段长度18000mm，汽包材
质为SA-299。
2号机组从2005年12月服役至今，主设备一直稳定运行，定期检
修维护，保持了较高的可靠性水平。
但是，期间也出现了一些威胁锅炉健康的事件，比如，2017年6月5日，2号炉正常停炉过程中，汽包上下壁温差在15:01
左右达到最大值77℃，超过了该厂规程“汽包壁温任意两点温差不得大于50℃”的要求。
为了查出准确的原因，我们结合2017年2号机组在3月19日和6月5日
两次停机过程中锅炉主要参数的差异，来对比分析停炉过程中汽包壁温差的变化。
1 参数对比
表1
表2
表3
2 原因分析
2.1比较3月19日停炉和6月5日停炉，后者降压速率有所上升。
降压速率上升的原因有：①降负荷速度2.935MW/min较之前（
3.346MW/min）有所降低，虽在规程规定的范围
内（＜3MW/min），但是在燃烧减弱较快的情况下，降负荷速度如果慢必然造成了主汽压的
快速下降；②给煤量下降速度1.114t/min较之前1.377t/min虽有所降低，但是在
14:08~14:22之间为2.257t/min，减煤速度略快，虽然在经验值（2t/min~3t/min）范围内，但
是考虑到高加解列情况下给水温度低，产汽率低，需要更多燃料，故减煤速度就显得有点偏快。
2.2仔细分析6月5日停炉，我们发现锅炉灭火前在15MW停留时间略长，煤量较小，
而此时小油枪只有一支点燃，大油枪未投，燃烧情况应该不会很好，总风量350kNm³/h，风
温只有260℃左右，且灭火后维持290kNm³/h的风量进行吹扫了8min后停运风烟系统，虽
然符合规程规定（吹扫时间＞5min），但是一定程度上加速了炉膛的冷却。
2.3本次停炉前，高加系统因检修一直未投入。
经过参数趋势分析，14:15汽包下壁温度
从316℃开始快速下降，14:45达到266℃后下降速度逐渐变缓，15:01达到253℃后基本不变，同时汽包壁温差开始快速减小。
究其原因，14:15省煤器出口水温只有207℃，与下壁温度差
有109℃之差！而此时负荷还在80MW左右，给水流量依然不小，大量“冷水”进入热的汽包
吸收下壁蓄热，造成下壁温度快速下降，而上壁由于放热系数低温降很慢，所以汽包壁温差
快速上升。
通过表2中两次停机的（t2-t1）相差56℃也不难看出其影响。
因此，我认为这是
造成6月5日汽包壁温差大的主要原因。
3应对措施
3.1锅炉停炉过程中，应做好燃烧减弱和负荷降低的速率匹配，不可失去同步造成汽温、
汽压急剧变化。
3.2 锅炉在停运过程中，应尽量避免低负荷长期停留，锅炉灭火后，要按照规程规定以30%的风量吹扫至少5min，引、送风机停运后，关闭锅炉所有的风、烟挡板及看火孔门，保持炉膛及烟道的严密封闭，并检查锅炉各排汽门、疏放水门、空气门严密关闭。
3.3锅炉灭火后，通过给水泵向汽包上水至最高可见水位能有效地控制汽包上下壁温差增大。
但是，除氧器水箱一定要提前投入加热，防止补水温度过低。
3.4 根据机组实际情况，如面临高加停运等非正常运行方式的停炉，专业技术人员要提前进行分析，制定措施，以减小对设备安全的威胁。
4 结束语
汽包作为自然循环锅炉中工质加热、蒸发、过热三个过程的枢纽，保证了水循环的安全可靠。
在实际操作中，只要加强调整，精心维护，控制好锅炉启动初期的升温升压、锅炉停炉后的降温降压及放水过程，就一定能将汽包壁温差控制在规定范围内，从而延长汽包的使用寿命。
作者简介：高俊华（1987-），男，陕西宝鸡人，大唐户县第二热电厂，集控运行值长，研究方向：发电厂热能动力。