锅炉水冷壁超温治理
浅谈#6机组低负荷锅炉壁温的超温及其对策
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。
660MW超超临界机组深度调峰工况下水冷壁超温分析控制策略研究
660MW超超临界机组深度调峰工况下水冷壁超温分析控制策略研究摘要：由于我厂660MW超超临界火电机组在参与深度调峰时，偶尔出现的水冷壁超温现象。
本文通过分析超温时总燃料量、主给水流量、过热度等参数的变化，发现锅炉水冷壁超温主要是过热度变化较大，即变负荷过程中水煤比的短时失衡造成。
并提出了一种利用升、降负荷的速率和幅度的回路、水冷壁最高温度点的温升速率和温升幅度的回路和中间点过热度偏差补偿回路等三个回路来减少锅炉水冷壁超温现象的控制策略。
关键词：水冷壁壁温；超温；深度调峰；水煤比Analysis and Control Strategy of water wall overtemperature for660MW ultra-supercritical Unit under deep peak regulating conditionChenHao(Inner Mongolia Datang International Xilinhot Power Generation Co., ltd, Inner Mongolia xilinhot city, 026000，China)Abstract：Because the 660MW ultra-supercritical thermal power unit is involved in deep peak regulation, the phenomenon of water wall overtemperature occasionally appears. In this paper, by analyzing the changes of total fuel amount, main feed water flow, superheat andother parameters during overtemperature, it is found that the overtemperature of boiler water wall is mainly caused by the large change of superheat, that is, the short-term imbalance of water-coal ratio in the process of variable load. A control strategy is proposedto reduce the overtemperature phenomenon of boiler water wall by using three circuits: the loop of the rate and amplitude of load rise and fall, the loop of the temperature rise rate and amplitude of thehighest temperature point of water wall and the superheat deviation compensation loop of the intermediate point.引言：人类所能利用的资源主要包括化石燃料、核能、太阳能、水能、风能、生物质能和地热能等。
水冷壁、金属壁温超温分析
水冷壁、金属壁温超温分析摘要：本文结合实例，对水冷壁、金属壁温度出现异常的原因进行分析，并提出了整改措施，提高了锅炉运行的安全性，以期为相关研究提供参考。
关键词：水冷壁；金属壁；锅炉维持水冷壁温差、金属壁温等参数在正常范围内，是保证锅炉安全运行的基本前提，近期#1炉上部水冷壁温差、金属壁温因种种原因的导致各参数偏离部门规定的正常值，威胁锅炉安全运行。
为此，我们工作小组内针对此问题进行了专题讨论。
一、实例简介本次研究中的锅炉为W型直流锅炉，锅炉配600MW 汽轮发电机组，锅炉为单炉膛，P型布置、平衡通风、一次中间再热、“W”型火焰燃烧方式、尾部双烟道，变压运行的超临界直流炉。
炉膛宽度非常大，又只能布置一层燃烧器，当锅炉低负荷时，必须停运部分燃烧器，这就造成水冷壁部分有火，部分无火。
同时二次风箱较宽，二次风开口均匀布置在前后墙二次风箱上，从前后墙两端至中间二次风箱的压力逐渐降低，导致前墙水冷壁中间部位由于二次风压不足，使火焰贴壁造成前墙水冷壁中间部位壁温较高。
2018年9月5日，工作人员检查B/C/E/F磨煤机运行、机组协调情况、送引风机自动调节情况等，观察到机组负荷360MW，A/B送风机动调开度为43%/22%，燃料量为180T/H，主汽温度557℃，再热器温度555℃，B磨煤机出口风压在3.8kpa，C磨煤机出口风压在4.2kpa，E磨煤机出口风压在4.1kpa，F磨煤机出口风压在2.6kpa，前墙上部水冷壁温差在100℃至140℃左右波动，前墙左侧壁温高区域二次风F挡板已全开，见图1。
图1 调整前温度情况图二、原因分析这里主要讨论锅炉二次风挡板调节和制粉系统出力两个方面。
其一，二次风挡板调节不良是前墙水冷壁温差大的主要原因之一。
通过前墙水冷壁温度画面精准判断出壁温高的位置，开大壁温高区域F风挡板（控制在80%以上），关小壁温低侧燃尽风和未投运燃烧器F风挡板开度来提高壁温较高部位燃烧器风箱风压。
GL2011007锅炉超温超压管理规定
发电部技术措施[GL2011007号文]总第56号文执行技术措施单位：发电部主题：锅炉超温超压管理规定编写：刘辉审定：牟惠冰管洪杰批准：孙兆勇发布: 2011年07月25日执行: 2011年07月25日锅炉超温超压管理规定为了严格控制超温超压事件发生，延长锅炉“四管”使用寿命，保证锅炉受热面安全稳定运行，使锅炉超温超压管理考核工作有法可依，特制定本管理规定。
一、运行管理1、严格按运行规程的规定操作，运行中根据CRT画面显示和有关仪表，及时分析和调整蒸汽温度和压力，对汽温、汽压调节要有预见性。
2、锅炉启停应严格按启停曲线进行。
启动初期，再热器未通汽前，炉膛出口烟温不大于538℃；控制锅炉参数和各受热面的管壁温度在允许范围内，并严密监视，及时调整，防止锅炉各参数大起大落。
3、锅炉启停过程中应检查和记录各联箱、汽包、水冷壁的膨胀指示器的指示位置，分析是否正常。
4、加强汽水品质的监督，防止因受热面内壁结垢、腐蚀引起管壁超温而造成爆管。
5、锅炉燃烧器应对称均匀地投入，保证火焰中心适宜，不冲刷水冷壁，防止结渣，减少热偏差，同时要注意控制好风量，避免风量过大或缺氧燃烧，防止过热器超温或锅炉尾部再燃烧。
6、锅炉升降负荷要平稳操作，特别在启、停磨煤机时，除及时调整减温水外，增减煤量尽量控制在小范围内，以免使炉膛热负荷急剧变化造成过热器管壁超温。
7、运行中严密监视各段工质温度及金属壁温，超温时采取对策及时调整，严禁长期超温运行。
8、锅炉运行中，按照吹灰管理规定应进行吹灰，如发现结焦及时清除，防止形成大的渣块掉落碰坏冷灰斗水冷壁管。
9、做好“四管”超温超压事故分析工作，对“四管”超温超压造成事故如实反映超温超压前的运行工况及发生事故时的处置，以便吸取教训，采取相应的改进措施。
10、严禁锅炉超温运行，运行中壁温经常超温的受热面，应通过锅炉燃烧调整试验、过热器和再热器运行特性试验进行运行优化调整，或通过技术改造加以解决。
炉水冷壁超温情况的分析与建议
石洞口二厂1号炉水冷壁超温情况的分析与建议沈玉华(华能上海石洞口第二电厂)摘要：简要分析了石洞口二厂1号炉在低负荷运行时出现的超温情况，并对其主要原因作了分析，同时针对超温情况提出了合理的建议，从而改善和避免水冷壁超温。
关键词：水冷壁超温分析建议 秦皇岛网/ 秦皇岛论坛我厂两台600MW超临界压力机组从国外引进。
1号机组于1992年6月投运，自1995年锅炉进行酸洗，复役后低负荷运行时，后墙水冷壁严重超温，严重威胁机组安全运行和影响机组调峰能力。
虽然1号炉于2000年再次酸洗，低负荷时水冷壁超温情况未出现过，但同比2号炉其后墙水冷壁出口汽温还是偏高。
针对1号炉低负荷时严重过热与超温问题，根据相关情况收集及现场运行工况进行了调查研究及分析试验，分析认为：#1机组在低负荷水冷壁超温除与锅内问题有先天性不足之处，其炉内问题也很重要。
现就以下两个方面进行分析、讨论。
一、锅炉后墙水冷壁悬吊管扭曲变形二台锅炉的后墙水冷壁悬吊管都发生扭曲变形，其中尤以1号炉更为严重，其原因主要有：锅炉设计时后墙系统过于复杂，尤其是折焰角部分采取了双联箱，悬吊管比其它平行的管束更长一些，因而它的水阻也比较大，造成系统阻力偏大，使悬吊管流量分配不均，导致超温变形。
根据多次试验，发现在汽水分离器在35%MCR负荷由湿态转为干态时或者由干态转为湿态时，以及在相当于这个负荷下保持运行时，在后墙各根悬吊管之间产生极大的温差，最大可达到170℃，而设计时允许的最大温差为50℃，这就是导致后墙水冷壁悬吊管扭曲变形的主要原因。
同时，这个温差随着通过转态过程次数的增加，每板悬吊管都有机会发生扭曲变形，因而温差的分布是随机的。
此外，由于#1机系国内第一台超临界机组调试初期热工保护误动较多，引起1号机组频繁跳机，根据1993年1月底以前的统计总共发生了122次MFT：其中#1机组72h试运前发生85次，72h试运后发生37次，这也是引起后墙水冷鄙悬吊管扭曲变形的一个重要原因。
阚山电厂 600MW 超超临界锅炉启动运行水冷壁超温原因及对策浅析
阚山电厂 600MW 超超临界锅炉启动运行水冷壁超温原因及对策浅析摘要】本文简要分析了江苏阚山电厂600MW超超临界锅炉在启停转态和运行中水冷壁超温情况，并对其主要原因作了分析，同时针对超温情况提出合理化建议，从而改善和避免水冷壁超温。
【关键词】超超临界锅炉；水冷壁；壁温异常；锅炉转干态0 引言随着社会发展和国家能源环保政策的要求，近年来新投运的超临界大容量机组越来越多。
超超临界锅炉容量大，汽水流程复杂，燃烧热强度高，蒸发受热面积相对较大，加上水冷壁内径较小，因此超超临界锅炉水冷壁对温度变化特别敏感，当发生壁温异常时，可能导致水冷壁内工质物理特性发生剧烈变化，从而产生流量偏差和吸热特性的变化，严重时直接导致水冷壁超温过热，危及锅炉安全运行。
本文针对江苏阚山电厂的实际运行状况，全面分析导致水冷壁超温的原因并提出有效的解决措施，希望能对同类机组运行提供一点借鉴。
1 设备概述江苏阚山发电有限公司二台600MW超超临界机组锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造，引进日本三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co.ltd）技术，超超临界变压运行直流锅炉，采用∏型布置、单炉膛、低NOx PM主燃烧器和MACT燃烧技术、四墙切圆燃烧方式。
炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构件、全悬吊结构。
本锅炉在主燃烧器上方装有燃尽风（OFA）,下炉膛出口装有附加风(AA)。
在运行中一、二次风均可摆动+30度。
为降低水冷壁沿炉膛出口工质温度偏差，除采用节流孔圈调整各回路的流量外，还在下炉膛出口处设计了中间混合联箱，经二级混合后进入上水冷壁。
2 原因分析机组启停过程中水冷壁超温原因分析：我厂自投产以来，在锅炉启停过程中干湿态转换时，多次出现下炉膛水冷壁中间集箱入口处管壁偏差大，最高温度达540度，壁温偏差达160度左右。
锅炉水冷壁的高温硫腐蚀原因及对策
锅炉水冷壁的高温硫腐蚀原因及对策摘要：为避免锅炉水冷壁烟气侧高温硫腐蚀，本文通过对腐蚀原因、机理进行分析，提出行之有效的对策措施，能有效降低锅炉水冷壁低高温硫腐蚀。
提高锅炉运行的安全可靠性。
关键词：水冷壁；燃烧器；硫腐蚀；烟气；失效1引言为了控制锅炉燃烧装置尾部排放烟气中的NOX含量，减少其后部脱硝装置的压力，以空气分级燃烧技术为特征的低氮燃烧器广泛地应用于电站锅炉。
这种燃烧器的原理是：在主燃烧区的过量空气系数维持在0.85，燃料着火后在欠氧条件下燃烧，生成具有还原性的CO气体和焦炭，抑制NOX的生成，并将NO还原。
随着上层燃烬风的补入，过量空气系数增加，未燃尽的燃料在燃尽区充分燃烧。
由于在主燃烧区为欠氧燃烧，其所形成的还原区域，使灰熔点降低，易在附近的水冷壁结焦。
特别是在燃用高硫煤时，燃烧器区域的水冷壁将出现高温硫腐蚀，使炉管失效爆管。
2水冷壁高温硫腐蚀失效的发生机理2.1腐蚀机理关于锅炉水冷壁管的硫腐蚀主要发生在烟气侧热负荷较高区域。
燃煤中硫含量高是引起水冷壁管外侧高温烟气腐蚀的主要因素，当硫含量超过1%时就容易发生硫腐蚀。
水冷壁管的硫腐蚀分硫化物腐蚀、硫酸盐腐蚀和焦硫酸盐腐蚀。
一般来说，水冷壁管的高温腐蚀是管壁附近因欠氧燃烧形成还原性气氛引起的，腐蚀速度随温度升高而增加。
即熔融状态的煤粉在炉膛水冷壁管附近开始分离，使碳和硫聚集在边界层。
由于缺氧局部形成还原性气氛，硫的燃烧和三氧化硫的形成便发生困难，因而游离态的硫和硫化物(硫化氢等)，便开始与铁发生反应，使管壁产生硫化物腐蚀。
水冷壁管的高温腐蚀属严重硫化物型腐蚀，腐蚀反应包括氧化和硫化反应，其过程如下：煤粉中的黄铁矿(FeS2)受灼热分解，产生自由态的硫原子。
FeS2=FeS+S管壁周围存在一定浓度的H2S和SO2，也会生成自由的硫原子。
2H2S+SO2=2H2O+3S分解出来的硫，由于缺氧，硫的燃烧和SO3的形成比较困难，便会与管壁金属反应生成FeS。
超超临界锅炉干湿态转换防止水冷壁超温浅析
超超临界锅炉干湿态转换防止水冷壁超温浅析摘要：超超临界锅炉干湿态转换是锅炉启动过程中一个极为关键节点，操作中稍有不当将造成水冷壁壁温超温或过热器进水等问题，严重时会危及锅炉设备安全运行，为实现机组启动中锅炉干湿态平稳过度，通过分析总结 660MW电厂超超临界直流锅炉干、湿态转换多次实际操作经验，针对干湿态转换过程中容易发生的各类问题，提出了锅炉启动过程中干、湿态转换过程中防止水冷壁超温的控制要点和注意事项，进而减少锅炉干湿态转换过程出现的参数异常波动，确保锅炉的安全运行。
关键词：干湿态转换水冷壁超温控制要点引言：因超超临界直流锅炉自身的汽水特性，超超临界锅炉在干、湿态转换过程存在许多不稳定的因素，如在超超临界锅炉启动过程中的转态参数控制不当，容易发生锅炉干、湿态频繁转换，引起分离器储水箱水位波动大，主再热汽温波动大，造成锅炉发生汽温、壁温超温或过热器进水甩汽温等不安全事件，严重影响锅炉的安全运行。
根据超超临界直流锅炉干、湿态转换的实际操作经验和出现的问题，全面分析锅炉启动过程中干、湿态转换过程中防止水冷壁超温参数的控制要点和注意事项，减少锅炉干湿态转换过程出现的参数波动，确保锅炉的安全运行。
1设备概述某电厂660MW超超临界机组锅炉为东方锅炉厂生产的超超临界参数变压直流炉，锅炉下辐射区水冷壁为螺旋管圈，上辐射区水冷壁为垂直管圈，过渡段采用中间混合集箱相连；该锅炉采用带启动疏水泵的启动系统，机组启动过程中湿态时为控制启动分离器水位，多余的炉水如水质合格，可回收至循环水或凝汽器再利用，不合格排放至机组排水槽。
1.1锅炉启动系统锅炉炉膛下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈布置方式，维持炉膛下部水冷壁具有较高的质量流速，提高锅炉在不同工况下部水冷壁的冷却能力，并能有效减少沿炉膛高度不同的热偏差，采用螺旋水冷壁提高锅炉的不同负荷下水动力的稳定可靠性；在锅炉前墙外侧布置采用2个启动分离器和1个贮水箱，分离器和贮水箱壁厚均匀，在变负荷情况下温度变化时均有较小的热应力，适合机组滑压运行。
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锅炉水冷壁超温治理
在大埔电厂第1号机组和第2号机组投运前期，发生了几次水冷壁的管壁温度有偏差或超温现象。
水冷壁超温的部位往往出现在同一区域，即锅炉后墙水冷壁垂帘管及悬吊管。
水冷壁部分位置温度超过标准的原因分为两类：其一，水冷壁管与管间的流量分配不均导致出现热量偏差；其二，锅炉中的火焰分布区域不均与导致出现热量偏差。
分析超温原因后，运行人员进行多工况调整试验，提出水冷壁超温治理方案。
包括一次风调平、提高二次风风门调整精确度、调整煤粉细度、大氧量运行、提高大风箱与炉膛差压、降低中间点过热度设定值、提高水冷壁进口工质焓值、增加水动力稳定性等调整措施。
同时建立锅炉受热面超温管理制度和记录簿，从管理方面对壁温进行长期监控。
采取上述一系列技术整改措施及建立锅炉受热面超温管理制度后，超温记录簿中超高二值的次数由30条/月减少为5条/月。
在机组运行中有效控制了水冷壁温度，避免水冷壁超温爆管，保证机组安全运行。
一、基本情况
锅炉的尾部放置2台三分仓容克式空气预热器，所用的是正压冷一次风机直吹式制粉系统，膜式壁组成的炉膛。
由炉膛冷灰斗入口，即标高8300mm处，到标高50547mm，炉膛周围使用螺旋式管圈，在此上方为垂直管圈。
每个炉均安装有二十四个直流式煤粉燃烧器，共分六层分布于炉膛下端四个角，空气和煤粉便从这四个角进入，呈切圆形式在炉膛里燃烧。
在大埔电厂第1号机组和第2号机组投运初期，多次发生水冷壁管壁温度有偏差或超温现象，尤其是机组低负荷运行时，很容易出现部分水冷壁温度超过报警值的现象，部分工况下水冷壁温度严重超过报警值，影响机组安全运行。
从两台机组运行情况来看，水冷壁超温的部位具有共同特性，往往出现在同一区域，即锅炉后墙水冷壁垂帘管及悬吊管。
二、原因分析
产生水冷壁局部温度超过标准的原因有两个。
水冷壁部分位置温度超过标准
的原因分为两类：其一，水冷壁管与管间的流量分配不均导致出现热量偏差；其二，锅炉中的火焰分布区域不均与导致出现热量偏差。
此二因中，第一类原因的
影响较复杂。
如管子与管子之间在设计阶段会有偏差阻力、清洁度不相同也会引
起偏差阻力。
因此，解决热偏差存在的方法也遭到较大限制。
针对有些水冷壁的
管中流量不均匀而产生的水冷壁超温现象，可对水冷壁的联箱和管道开展针对性
排查，除去部分水冷壁管的管道氧化结垢，消除由此增加的阻力，可优化水冷壁
流量分配。
第二类原因通常出现有煤粉浓度不均匀、风量分配不当、燃烧器的使
用组合方式不恰当。
针对后墙水冷壁垂帘管及悬吊管的出现的超温，可着重从烟
气处着手，分析出现此现象的原因，开展多种工作状况的调整试验，总结提炼出
水冷壁超温现象发生的治理方案。
三、治理水冷壁超温的措施
1.一次风调平
一次风粉管是否调平对燃烧有着非常重要的意义，它不仅会影响到一次风管
的煤粉分配、炉膛切圆形状和大小。
如果风速偏差较大，还会冲刷水冷壁，造成
水冷壁超温，炉膛结渣等。
检查人员检查全开一次风管可调缩孔，分别对同一部
磨煤机的四根风管流速进行测量，读取出各一次风管风速。
依据检查情况，对部
分风管存在风速不平的现象，可调整相应的可调缩孔，使每个风管的风速达到基
本相同。
冷态调平后的一次风风速偏差基本控制在5%以内。
2.提高二次风风门调整精确度
电动执行器是自动控制系统中的重要设备，在电厂被广泛应用。
投产初期，
二次风风门电动执行器控制精度较差。
风门普遍实际开度与指令值偏差达到3%左右，有的甚至超过5%，严重制约了系统调节品质的提高。
对于快速响应控制系统，提高电动执行器控制精度显得更加重要。
本小组人员要求对风门操作机构的电动
头进行重新整定。
针对不同的影响因素分别采取了相应的技术措施，使风门调整
的死区由3%减少至1%，为后期实施治理措施夯实基础。
3.调整煤粉细度
通过测试磨煤机分离器转速在20HZ 习惯运行方式下的煤粉细度，发现个别
磨煤机煤粉太细，导致炉膛下部换热强烈，不利于水冷壁管壁温度的控制。
试验
期间调整B/C磨煤机分离器转速至18/19HZ，使运行磨煤机煤粉细度R90均控制
在20%。
后墙水冷壁悬吊管壁温从最高点的450℃降至441℃。
所以，调整煤粉细
度的重要一环是严格控制锅炉水冷壁管壁超温。
4.大氧量运行
水冷壁管壁超温现象比较常出现在300MW至400MW负荷区间。
原因是在低负
荷下，存在于水冷壁中工质的流动速度变低和分配均匀性变差。
此时，可在大氧
量下运行，减轻工质侧对水冷壁冷却条件变差的压力。
从试验结果来看，当氧量
由5.0%提高到5.7%，后墙水冷壁垂帘管及悬吊管壁温平均值降低了13℃。
反之，氧量降低，后墙水冷壁垂帘管及悬吊管壁温升高。
5.提高大风箱与炉膛差压
针对燃烧高挥发分煤种时煤粉着火提前的问题，应适当提高二次风箱与炉膛
的压力差，增大燃烧器二次风挡板的开度，增加燃烧器煤粉射流刚性，减小锅炉
切圆直径，防止锅炉切圆过大，高温烟气冲刷到水冷壁而引起水冷壁超温。
运行
中保证二次风风门自动化投入率，减负荷时风门将自动缓慢关小，避免手动大幅
度操作造成燃烧工况剧烈变化。
6.降低中间点过热度设定值
相对增加给水流量，降低水冷壁区热负荷。
经试验，中间点过热度设低后，
水冷壁区热负荷下降，蒸发段后移，相对给水流量增加，管内工质流动稳定性加强。
7.提高水冷壁进口工质焓值，增加水动力稳定性
改变炉内热负荷分配，使炉膛吸热份额减少，省煤器吸热增加并使蒸发点附
近受热均匀。
将火焰中心上移，即上摆燃烧器角度和变低位磨为高位磨运行。
保
证省煤器吹灰。
这样，给水在省煤器中多吸热，并在下部分的螺旋管中进一步吸热，增加焓值。
8.建立锅炉受热面超温管理制度和记录簿
监盘时发现锅炉受热面管壁超高二值，除在值班日志记录外，还应在超温记
录簿中记录，记录簿准确记录受热面壁温超过允许温度的幅度、持续时间及原因。
并每月1日早班将超温的数据上报，交由专工进行审核分析超温原因，将分析结
果下发班组进行学习。
针对出现超温现象却不记录或对原因不认真分析弄虚作假的，直接考核到责任班组。
当锅炉受热面管壁超过《运行部锅炉受热面壁温超温
考核定值表》或《厂级锅炉受热面壁温超温考核定值表》时，当班监盘人员应对
发生温度异常的原因进行分析，填写事故分析报告并制订防止对策，跟踪执行的
情况。
四、治理效果
采取上述一系列技术整改措施及建立锅炉受热面超温管理制度后，对治理锅
炉水冷壁超温现象取得了较好的效果。
超温记录簿中超高二值的次数由每月30
条减少为每月5条。
在机组运行中有效控制了水冷壁温度，保证了机组安全运行。
参考文献：
广东粤电大埔发电有限公司《660MW超超临界机组集控运行规程》
广东粤电大埔发电有限公司《公共及辅助系统运行规程》。