试吹管时过、再热蒸汽温度超温分析
中过超温总结分析及防范措施
中温过热器金属壁温超温分析及防范措施发电运行部2014年12月中温过热器金属壁温超温分析及防范措施一、中温过热器简介：中温过热器布置在燃烧室上部前后墙上，与前后墙垂直，前后墙各布置8片，每片中温过热器屏由37根管子组成，管子直径为Φ51×7mm，材料12Cr1MoVG和SA-213T91。
中温过热器为膜式管屏，节距70mm，鳍片材料12Cr1MoV 。
中温过热器下部表面覆盖有耐磨浇注料。
入口汇集集箱Φ406×57mm，每片屏的进口集箱为Φ219×28mm，出口集箱均为Φ219×28mm，集箱材料为12Cr1MoVG。
二、汽温调节方式：过热蒸汽温度的调节采用二级喷水减温器，分别位于低温过热器与屏式过热器之间的管道上，屏式过热器和高温过热器之间的管道上。
喷水水源来自给水泵出口和高加前，减温器采用笛形管式。
（#1炉2012年A修中加了三级减水温水。
）在设计煤种B-MCR工况下，Ⅰ级减温器喷水量为20.16吨/时，将蒸汽温度从378℃降至371℃，Ⅱ级减温器喷水量为13.32吨/时，将蒸汽温度从475℃降至462℃。
三、超温情况：1、超温规定：低过管壁520℃为超温；中过Ⅰ管壁510℃为超温；中过Ⅱ管壁550℃为超温；低再管壁530℃为超温；高再管壁610℃为超温；高过管壁565℃为超温。
2、机组异常工况或机组启动过程中，中过管壁容易发生超温。
四、主要超温时段：1、机组冷态启动时汽轮机冲转、发电机并网及并网后，负荷在50MW-130 MW之间，包括给水旁路切主路时，发生中温过热器管壁超温。
2、机组单台一次风机或单台引风机运行，负荷在120MW以下时中温过热器管壁超温。
3、机组热态启动时汽轮机冲转、发电机并网及并网后，负荷在50 MW -130 MW之间，发生中温过热器管壁超温。
4、锅炉发生翻床或大量甩负荷后，机组重新升负荷至50 MW -130 MW之间时，发生中温过热器管壁超温。
超临界CFB锅炉过热器烟温超温处理分析
超临界CFB锅炉过热器烟温超温处理分析发布时间：2021-12-17T08:22:28.150Z 来源：《中国电业》2021年21期作者：郅梦祥[导读] 超临界循环流化床(circulating fluidized bed，CFB)燃烧技术作为一种具有综合性优点的技术，郅梦祥国能济源热电有限公司河南省济源市 454650摘要：超临界循环流化床(circulating fluidized bed，CFB)燃烧技术作为一种具有综合性优点的技术，被广泛应用，但其炉膛中屏式过热器爆管泄漏问题频繁发生，故有必要对其水动力特性及吸热量偏差特性进行研究分析。
锅炉过热器将饱和蒸汽加热至过热蒸汽，是锅炉的重要部件。
过热器一般由低温段、中温段和高温段组成，且由于锅炉运行工况的不确定性，往往需要采取一定的调温措施才能达到额定参数。
在炉排式垃圾焚烧锅炉中，过热器典型结构是由三段受热面以及两级喷水减温装置组成。
采取有针对性的措施，以保证生物质锅炉安全连续运行，提高生物质锅炉有效利用小时数，延长生物质锅炉高温过热器运行寿命。
关键词：超临界；CFB锅炉；过热器；烟温；超温处理引言燃煤发电在我国电力工业中占据着主导地位，也是我国煤炭利用的主要途径。
虽然我国煤炭资源丰富，种类众多，但是其中含灰量较高的高硫劣质煤比重较大。
因此，CFB燃烧技术对于我国高效清洁利用煤炭资源有着重要意义。
超临界锅炉的烟温变化特性以及汽温的调节和控制就显得尤为重要。
在吹管及启动调试阶段，由于对新机组特性不熟悉，屡次发生过热器烟温超温现象，这势必会造成锅炉受热面损伤，成为运行中锅炉爆管的诱发因素，现从调试角度阐述其原因及预防对策，该预防对策在其后同类型的机组的调试中获得了很好的证明。
1过热器结构在卧式垃圾焚烧锅炉中，较为常见的过热器有两种结构型式，一种为小集箱模块式结构，另一种是蛇形管式结构。
这两种结构型式通常在水平烟道中采用顺列布置，按烟气流程先后冲刷高温段、中温段和低温段。
二次再热超超临界锅炉屏式过热器爆管原因分析及处置
二次再热超超临界锅炉屏式过热器爆管原因分析及处置深摘要：新建燃煤发电机组锅炉在安装过程中，对锅炉内部清洁度施工管理要求较高，若锅炉内部异物检查措施不完整、管控力度不够、异物清理不彻底，会导致受热面管堵塞爆管。
本文通过某新建电厂2*1000MW二次再热机组#3锅炉屏式过热器异物堵塞爆管的案例，介绍了屏式过热器异物堵塞爆管的原因、异物残留的种类、处置方法及锅炉清洁度施工的控制措施，为国内同类新建发电机组的锅炉清洁度控制提供经验借鉴与参考。
关键字：二次再热过热器爆管异物堵塞1、前言新建燃煤发电机组锅炉在安装过程中，对锅炉内部清洁度施工管理要求较高，若锅炉内部异物检查措施不完整、管控力度不够、异物清理不彻底，会导致受热面管堵塞爆管。
作为百万超超临界锅炉，汽温、汽压等参数随着机组容量的加大而升高，同时锅炉受热面一般设计有较多节流孔，都无形中提高了对锅炉受热面的清洁度要求。
锅炉安装过程中内部清洁度的控制要从设备到货直至启动试运行，形成一套完整的异物检查、清理措施，彻底清除设备内异物，才可避免锅炉因异物堵塞造成的爆管事故发生。
2、设备概况某电厂二期工程3、4号炉是东方电气集团东方锅炉股份有限公司设计、制造的2台1000MW的二次再热高效超超临界参数变压运行直流锅炉。
过热器系统按烟气流程依次为：屏式过热器、后屏过热器、高温过热器、包墙过热器。
其中屏式过热器布置在炉膛上部区域，在炉深方向布置了2排，两排屏紧挨着布置，每一排管屏沿炉宽方向布置19片，共38片屏，每屏22根管。
屏式过热器蛇形管均由集箱承重并由集箱吊杆传至大板梁上。
为调整流量使同屏各管的壁温比较接近，在屏过进口集箱上设置了有φ20mm、φ18mm、φ16mm、φ14mm、φ13mm、φ12.5mm、φ11.5mm、φ11mm、φ10.5mm和φ10mm十种规格不同的节流孔。
3、背景介绍#3机组于2021年7月28日完成168小时试运行后停机消缺，2021年8月25日再次启动，26日17:28分#3炉大包顶部测点发出泄露报警，同时现场检查发现大包四周有蒸汽冒出，初步怀疑大包内有受热面泄露，继续监测运行至2021年8月30日，冒汽现象未消失，且随机组负荷加减变化，判断大包内泄露概率较大，为防止伤害扩大，决定停机查漏、消缺。
超临界锅炉整体启动过程中高温过热器超温原因分析与处理
超临界锅炉整体启动过程中高温过热器超温原因分析与处理2.华电印尼玻雅EPC项目部摘要：文章系统分析了锅炉受热面壁温测点温度异常原因，有针对性的制定有效处理措施及检测方法。
高效组织各方资源在有限时间内分别完成锅炉一次汽、二次汽系统设备物理检查工作，找到造成超温的根本原因，高质量完成系统恢复工作，为超监界参数电站锅炉稳定运行提供防控依据。
关键词：超临界；壁温测点；电站锅炉；温度异常；防控措施引言华电（印尼）玻雅发电公司安装两台660MW等级超临界参数燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界参数变压运行直流炉，锅炉型号（DG2065/25.4-II12），前后墙对冲燃烧，单炉膛一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构;锅炉采用露天、Π型布置，尾部烟道布置空预器。
2023年7月17日，1号机组整体启动，7月26日18：50，负荷由258MW升至327MW过程中，发现249号壁温（实际为汽温）测点由558℃上升至574℃，267号汽温测点升至580℃。
两个测点温度比同屏其它测点温度差40℃左右，停炉后进行了原因分析和检查。
1超温原因分析1.1异物在冷却管内堵塞受热面管排内存在异物，致使有效流动截面积减小，管内蒸汽量减少，蒸汽对管道冷却效果变差，导致管子超温运行。
2023年6月23日吹管结束后，对高温过热器出口弯头进行100%射线检测管内异物，未发现有异物存在。
机组整套启动运行期间，从屏过至高过的压差，小于吹管时管道压差，二者相差近7倍，所以此时由屏过把异物带入高过管内的可能性比较小。
1.2异物在进口集箱堵塞异物堵在集箱接管坐入口处，直接导致进入管内的蒸汽流量减小，其结果与管内异物相同，引起管子超温。
6月23日吹管后，对高过3个集箱手孔进行全面割管检查。
检查方式为：内窥镜检查+手机拍照。
对高过集箱手孔全面割管检查。
用内窥镜进行+手机拍照方式进行检查，虽然主观上是想全部检查到位，但客观上还是存在一定的局限性。
大港发电厂3号锅炉再热器超温解决措施
大港发电厂3号锅炉再热器超温解决措施1设备概况大港发电厂3号锅炉是意大利TOSI锅炉厂制造的亚临界、强制循环、中间再热、平衡通风、四角切圆燃烧、燃煤固态排渣汽包炉，1991年9月投产。
该炉配备SVIDALA制造的4台KVS型双进双出钢球磨煤机，制粉系统为半直吹式，原设计燃用山西晋中贫煤，实际燃用山西阳泉无烟煤。
2001年由于3号锅炉燃用煤质和煤种市场的变化以及3号锅炉燃烧区域水冷壁存在较严重的高温腐蚀等原因，决定3号锅炉改烧大同烟煤，并于2001年底对3号锅炉制粉系统和燃烧器分别进行了改造和更换，将3号锅炉制粉系统由半直吹式系统改造为直吹式系统，燃烧器更换为哈尔滨锅炉厂设计的水平浓淡煤粉燃烧器。
3号锅炉自2001年底实施改造后，时常出现再热器管屏超温现象。
2再热器超温原因2.1炉膛出口存在烟气能量偏差3号锅炉燃烧方式为四角切圆，由于炉膛出口的烟气仍存在相当强烈的残余旋转，与水平烟道的主流烟气速度叠加后，使锅炉右侧烟温烟速比左侧高，造成再热器超温。
另外，上层磨煤机组合运行时锅炉左右侧烟气能量偏差会更大，再热器超温会更为严重。
2002-06-20，上层3台磨(B，C，D磨)运行，机组满负荷工况下，再热器左侧金属最高温度563℃，右侧金属最高温度624℃，而厂家规定再热器运行金属温度应小于595℃。
3号锅炉再热器右侧超温严重，且左右侧金属温度偏差很大。
2.2再热器克服热偏差的能力较差3号锅炉中间再热器至末级再热器管屏设计为一片与一片相联接，无中间混合集箱或工质的左右交叉来克服或缓解烟气侧的热偏差，容易出现再热器超温现象。
3解决方法3.1消除炉膛出口烟气的残余旋转(1)OFA喷嘴反切至最大角度。
OFA喷嘴布置在燃烧器顶部，为左右摆动可调结构，调节范围为0～20。
OFA的作用一是实现分级送风，降低NOx生成量，二是通过OFA喷嘴的左右摆动，产生与锅炉主燃烧器旋向相反的反切动量，以降低炉膛左右两侧产生的烟温烟速偏差。
600MW锅炉过热汽温超温的原因及防范措施
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。
锅炉管壁超温的分析
锅炉管壁超温的分析作者：巴合拉木木塔力甫来源：《科技探索》2013年第05期摘要：通过对我厂200MW机组四角切圆燃烧锅炉的燃烧调整，分析了磨煤机组合燃烧方式、炉膛出口氧量、炉膛蒸汽吹灰、二次风配风方式和减温水等因素对末级过热器、再热器管壁温度的影响，找出切合实际的方法帮助解决发电厂管壁超温的现象。
关键词：四角切圆燃烧管壁温度蒸汽吹灰超温中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2013）05-0057-01我厂#1、#2锅炉为武汉锅炉厂制造的WGZ 670/13.7-10型超高压锅炉，直流燃烧器四角切圆燃烧，假想切圆直径为Φ828mm，炉膛深度、宽度分别为11920mm，由于四角切圆燃烧方式有以下的优点：炉内混合良好，燃烧稳定，四周水冷壁的吸热量和热负荷分布均匀，特别是气流在炉膛内形成了一个较强的旋转燃烧火焰，对强化后期燃烧十分有效。
使得四角切圆燃烧锅炉在一段时期内在各电厂得到大量的应用，但由于四角切圆燃烧锅炉在炉膛内为旋转上升气流，从炉膛出口到水平烟道以后，仍存在较强的残余旋转，导致水平烟道两侧烟速和烟温的偏差，从而导致再热器和过热器的壁温偏差，甚至会造成尾部受热面的爆管。
下面对我厂200 MW机组四角切圆燃烧锅炉为例，分析燃烧调整对锅炉过热器、再热器壁温的影响。
1设备概况及存在问题我厂锅炉的基本型式为：自然循环、一次中间再热、倒U型布置、中速磨正压直吹式制粉系统、直流燃烧器四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭。
每台锅炉配四台ZGM-95型中速正压直吹式磨煤机，每台磨煤机带6只喷燃器采用一层半布置。
制粉系统正常运行时#2、#3、#4磨煤机运行，#1磨煤机备用。
为了改善煤粉着火性能和在低负荷运行时维持火焰稳定性，每只煤粉燃烧器均采用了宽调节比喷嘴。
煤粉喷嘴的煤粉气流相对于二次风气流以反向切圆的方式进行同心反切燃烧，这可使煤粉和空气之间产生强烈的混合，增加煤粉的完全燃烧，减少煤粉对水冷壁的冲刷，以减轻炉膛结焦。
超临界直流锅炉过热蒸汽超温的研究
超临界直流锅炉过热蒸汽超温的研究摘要：超临界锅炉已经相当成熟。
一直以来，电厂对锅炉过热汽温和再热汽温的控制是极其严格的，蒸汽温度过高对锅炉的影响较大。
若超过锅炉受热面部件允许工作温度，将加速该特种钢材的蠕变，从而降低其使用寿命，严重的超温甚至会使管子过热而爆破。
本文以某660MW机组在运行调整中出现的超温问题进行了分类阐述，并提出了自己的几点看法。
关键词：过热汽温；超温；运行调整一、简介本文讨论的课题是超临界直流炉，下面简单的叙述一下超临界直流炉的特点。
上个世纪90年代初，欧洲出现了超临界直流锅炉技术，是迄今为止国际上正在使用的最为成熟和先进的燃煤发电技术，具有煤耗低、环保性能好、技术含量高的特点。
后来发展的超超临界机组的发电效率比我国原来主要采用的亚临界机组高出10%，比现在普遍使用的超临界机组高出6～8%。
现在我国在建机组逐步向超超临界机组靠拢。
超临界机组具有的经济性是亚临界和循环流化床无法相比的，单台机组发电热效率最高可达50%，每1kW/h煤耗最低仅有255g标准煤，较亚临界压力机组（每1kW/h煤耗最低约有327g左右）煤耗低约30%左右。
为了环保，国家强制所有大型电厂采取脱硫脱销除尘技术，一般的超临界机组均采用了低氧化氮技术，在燃烧过程中能减少65%以上的氮氧化合物及其它有害物质的形成，而且通过脱销装置，最终脱销效率可达85%以上，此外超临界机组的脱硫率可超98%，可实现节能降耗、环保的目的。
截至2013年8月，中国已有61台超临界直流锅炉在运行，这些锅炉经过多年的运行试验，其可靠性、经济性及环保指标都已得到了证实，说明中国国产超临界直流锅炉的发展已经有了质的飞跃。
中国对超临界压力锅炉的研究已有二十年的历史，我国于2002年把开发超超临界锅炉列为国家863重大项目攻关计划，2003年原国家经贸委和科技部都把超超临界锅炉列入国家重大技术装备研制计划，为中国发展超临界压力直流锅炉打下了良好的基础。
主蒸汽、再热蒸汽系统吹管作业指导书
1.工程概况：吹管的目的是通过对锅炉过热器、再热器及主蒸汽、再热蒸汽管道等系统进行蒸汽吹扫工作，清除设备系统在制造、运输、保管、安装等过程中，存留其内部的砂砾、焊渣、高温氧化皮及腐蚀产物等各种杂质，以防止机组运行中过热器、再热器堵塞爆管、汽轮机叶片冲击损伤重大事故发生，并为汽轮机提供合格蒸汽，保障机组安全启动运行。
本次冲管采用降压冲管方法，为降低冲管噪音，在排汽口加装消音器。
冲管范围包括过热器、主蒸汽管道、再热冷段管道、再热器、再热热段管道。
1.1 工程名称、施工范围、施工地点：1.1.1工程名称：南山怡力铝电330MW机组工程#2机组锅炉吹管1.1.2施工范围：南山怡力铝电330MW机组工程#2机组锅炉吹管临时管道安装、吹管及系统恢复1.1.3施工地点：南山怡力铝电330MW机组工程#2机组汽机房、汽机房A排外、煤仓间。
吹管目的施工地点：汽机房、汽机房A排外、煤仓间1.2主要工程量：冲管临时管道安装80米；冲管临时电动门安装1只。
1.3工程特点;安装管道口径较大，管道虽为临时管道但管道内部清洁度要求高。
2.依据文件：2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（电力工业部，1996年版）2.2 《火电工程启动调试工作规程》（电力工业部，1996年版）2.3 《火电施工质量检验及评定标准》（汽机篇）1998年版2.4.《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接）DL50072.5 《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》DL 5031-94；2.6 《火电施工质量检验及评定标准》（管道篇2000年版）2.7 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.8 《南山怡力电厂#2机组过热器、再热器系统吹管方案》；（山东电力研究院）2.9 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》（2002版）；2.10 山东电力建设第一工程公司质量、环境、职业健康安全管理体系文件。
2.11 中南电力设计院提供的主汽、热段、冷段安装图纸2.12 火力发电厂汽水管道零件及部件〈〈典型设计手册〉〉83版。
超临界锅炉汽温超限原因分析及对策
机煤量就会快速增 加 ， 磨 煤机 出 口温度 快速下 降 ， 导 致炉膛燃
烧延时 ， 火 焰 中心 上 移 ， 主再热器吸热大幅度上 升， 而 此 时 水 冷 壁 由于 吸 热增 加 较 少 蒸 发 量 增加 不多 ， 导 致 主再 热 汽 温 超 温 。
事故喷水 。滑压运行时 ， 过热蒸 汽在 ３ ５ ～１ ０ ０ Ｂ ＭＣ Ｒ范 围 内能维持额定汽温 ， 再热蒸 汽在 ５ Ｏ ～１ ０ ０ Ｂ ＭＣ Ｒ范围 内能
温 次 数 的总 量 达 ７ ５ 左 右 。这 种 情 况 的存 在 严 重 威 胁 机 组 安
停运 Ｒ Ｂ会 动作 ， 而剩余 磨煤 机带 负荷能 力为 ： ４台磨 煤机 为
５ ３ ０ ＭＷ ， 剩 余 ３台磨 煤 机 为 ４ ２ ７ ＭＷ ， 剩 余 ２台磨 煤 机 为
增大 ， 造成超温 。
２ 现 状 及 原 因分 析
在实际运行 中， 各台机组 普遍 存在快速加 负荷时主 再热汽
温容易超温现象 ， 甚 至 出 现 过 由 于 连 续 快 速 加 负 荷 导 致 主 汽 温 严 重 超 温 锅 炉 ＭＦ Ｔ 现 象 。２ ０ １ ３年 ｌ 一 ５月 ， １ 、 ２主 再 热 汽
维持额定汽温 。
（ ６ ）遇到原煤湿度 大， 制粉系统制粉迟延性较大 ， 加进去的 煤不能及时成 为煤粉输 出， 磨煤机 内存 煤量增加 。到干燥 出力 提高后 ， 这些煤粉又会大量输 出。这段 时间内粉量与给煤 量不 成正 比， 导致锅炉燃烧 有额外 的能量增 加 ， 还 使烟气 流量 明显
于 热 一 次 风 温 度是 随 着 负 荷 的 上 升 逐 步 上 升 ， 有一定延 时 ， 所
以低负荷 时 ４台磨煤机运行碰到连续快速加负荷 ， 这 ４台磨煤
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异常情况记录分析
日期 12.18 分析班组 二期一值 编号
异常事件名称
试吹管时过、再热蒸汽温度超温
1、事故前运行方式：
3号锅炉31、32引风机，31、32送风机，31、32一次风机，31密封机运行；
微油模式下31、32制粉系统运行，AB层油枪运行，电泵运行，给水温度38℃左
右，省煤器进口给水流量650T/H左右，锅炉疏水流量400 T/H。
2、事故经过（现象、处理过程）：
现象:
2008年12月18日12点43分，3号锅炉微油模式下31、32制粉系统运
行，总给煤量41T/H，AB层油枪运行时，炉侧主蒸汽温度435℃。调试令增加给
煤量对锅炉升温升压，在升温升压过程中导致过、再器蒸汽温度超过吹管措施规
定的数值（主蒸汽温度不大于450℃，再热蒸汽温度不大于500℃）。
通过查看历史曲线12点43分到12点54分时总给煤量从41T/H增加到
54T/H，开始主蒸汽温度也逐渐缓慢上升，12点52分到13点22分炉侧主蒸汽温
度从445℃升到498℃，而过热器二级减温水在13点02分到14点12分减温水调
门开度从0%~45%，过热器一级减温水在13点06分到14点12分减温水调门开
度从0%~48%，再热器事故喷水减温水在13点06分到14点12分减温水调门开
度从0%~48%。
初步原因分析：
从查看历史曲线看出：
1. 运行人员在调试人员催促下增加燃料量，加煤的幅度过快，使主、再热
汽温上升较快而超温的主要原因。
2. 在没有投减温水之前，省煤器进口给水流量650 T/H左右，锅炉疏水流
量达到400T/H，产汽量只有250 T/H左右，当时给水温度只有38℃左右。
通过以上数据可以看出，由于炉内的燃烧率加强（烟气温度上涨较快）、
且给水温度较低产生较少的蒸汽量，较少的蒸汽量不能足够的冷却金属
壁，从而使主蒸汽温度超温的另一原因。
3. 运行人员在吹管时对主、再热器蒸汽温度监视力度不够，没有掌握主、
再热汽温变化趋势，没有及时发现主、再热器蒸汽温度的变化，没有及
时的投入减温水，也是使主、再热蒸汽温超限的原因之一。
处理过程中较好及不足:
1. 运行人员在吹管时对主、再热器蒸汽温度监视力度不够。
2. 运行人员在增加锅炉燃烧率时，没有提前控制主、再热蒸汽温度，对存
在风险没有控制到位。
3. 对吹管的难点没有有效的控制手段。
专业主管分析：
设备维护部交待：
安健环主管评价：
发电运行部经理封闭：