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。

5、锅炉上部差压大幅波动，运行人员大幅操作风煤配比，管壁易超温。

五、超温原因分析：
1、启动过程中严重超温的主要原因是：（1）锅炉启动过快，汽轮机在冲转、并网过程中，床温保持的过高，主汽温度、主汽压力控制不好，减温水调整不好，主汽温度时高时低，大幅波动，并且超温时间较长。

（这是主因）（2）汽轮机挂闸后，如果中调门打不开或高排逆止门打不开，检修处理时间较长，这时汽轮机进汽量较少，使锅炉受热面超温。

（3）发电机并网时，励磁机、发电机等设备出现故障，发电机长时间并不上网，这时汽轮机大旁路开度较小，过热器通过蒸汽流量少，中过管屏超温。

2、锅炉启动后，如果两侧给煤不均，单侧给煤量过大，或前后进煤量不均匀，锅炉燃烧不良，一部分未完全燃烧的煤颗粒随着物料上升到炉前中上部进行燃烧，导致分离器出口烟温以及进入尾部烟道的烟温高，发生部分管壁超温。

3、低负荷阶段，减温水调门反应灵敏度差，自动跟踪不及时，
发生了超温现象。

4、煤质发热量波动较大或给煤机跳闸后，操作人员预控不及时或调整缓慢，造成锅炉大量加减煤，主汽压力波动较大，容易发生超温现象。

六、控制措施：
1、调整过热汽温各再热汽温在各段受热面中一般不超下列值：低过入口汽温不大于361℃，出口汽温不大于385℃；中过I 入口汽温不大于381℃，出口汽温不大于412℃；中过II入口汽温不大于404℃，出口汽温不大于475℃；高过入口汽温不大于454℃，出口汽温不大于540℃；低再入口汽温不大于327℃，出口汽温不大于416℃；高再入口汽温不大于416℃，出口汽温不大于540℃。

在各段受热面中若偏离太大，应用相应减温水去调整。

2、锅炉冷态启动过程中，油枪不宜解列太早，稳定燃烧、控制床温的上升速度，并保持床温在700℃左右。

在汽机冲转过程中保持较低的床温，避免床温的大幅升降，将主汽温度控制好，严格控制炉膛出口烟温不超过580℃，避免中过超温。

3、锅炉在启动过程中，在调整主汽温度方法上，先用Ⅰ级减温水旁路调整，温度升高后再用主路调整。

#1炉可及时投入三级减温水系统，控制中过（一）出口壁温小于465℃，应使得一级减温器后温度大于低过入口工质温度5℃以上，控制管壁不超温。

为了防止减温器喷嘴堵塞或喷水不均匀，锅炉启动过程中在汽包压力达到5.0MPa 时，对过热器减温器进行反冲洗。

4、机组启动过程中，各值选用操作水平最好的人员调整汽包水位和主汽温度，加强机、炉专业协调，结合汽机冲转过程中的要求，提前调整好主汽压力，方可关小汽机大旁路，防止过热器蒸汽量减少后发生超温。

5、运行人员在锅炉启动前应详细检查汽轮机、发电机开机并网前的条件是否满足，防止在挂闸、并网过程中拖延时间，使锅炉过热器发生超温。

如果是因为汽轮机、发电机在冲转、并网过程中有缺陷，短时间内不能处理，引起锅炉超温，采取措施后还不能降下来时，锅炉应立即压火，等到中过金属壁温正常后，再启动锅炉，重新冲转。

6、锅炉在启动过程中，控制单侧一次风量在9-10万，降低物料高度，适当的降低后墙侧床温，减少中过Ⅱ金属的吸热量。

严格控制左右侧床温不超过30℃，前后床温单点温差不超过50℃，减少左右侧金属的热偏差。

7、机组并网后，加负荷过程中，保持低床温运行即低于850℃。

锅炉调整中要缓慢进行，严禁大幅度加、减给煤量，避免锅炉床温大幅波动；机组增、减负荷严格按照风煤配比的原则并多次少量的进行，避免床温大幅波动；低负荷时可保持较高氧量（4%-6%），降低锅炉床温。

8、锅炉主给水从旁路切主路时，要求负荷控制在100MW以上，保持主汽压力在13MPa以上，保证高低加全部投入。

如果水位不好控制时，可以采用手动开启主给水电动门的方式，可以避免汽包水位和减温水量大幅波动，避免过热器超温。

主给水电动门开关方式采用“点
动”方式，利用节流主给水电动门开度的措施以提高减温水压力，从而增加减温水流量。

9、及时进行DEH阀位切换：正常运行以后，在条件允许的情况下，顺阀的做功能力比单阀强，在同等负荷下入炉煤减少，可以缓解超温。

10、在机组启动过程中及时投入高低加运行，提高给水温度。

11、加强受热面吹灰：正常运行中加强吹灰一方面不会出现尾部烟道再燃烧，另一方面是长时间不吹灰高过出口汽温降低，为了提高高过出口汽温，必须提高中过Ⅱ出口汽温，结果会引起是金属壁温超标，加强吹灰可防止类似情况发生。

12、机组运行过程中，如果给煤机跳闸，可立即转移负荷至邻炉，控制主汽压力不宜降的太快，防止减温水流量过低，发生超温。

给煤机恢复后，要缓慢升负荷。

13、在特殊情况下还可以通过涨负荷增加蒸汽量来降低管壁温度。

14、各主、副操要掌握好减温水的滞后性，在调整温度时，要认真观察主、再热蒸汽的变化率，当上升的变化率减慢时，应考虑逐渐关小减温水，具体关小减温水的量由各主、副操在实际工作中熟练掌握。

15、汽轮机开机时，尽量采用带旁路模式，增加过热器通流量。

16、操作人员对煤质发热量应及时掌握，如遇发热量波动较大时，应根据床温和主汽压力变化率，提前进行控制，避免大幅度加减煤。

造成管壁超温。

17、操作人员应及时调整左右侧及前后侧床温均匀，偏差不超过30℃，如落煤管下煤不畅时，及时敲打落煤管，保证落煤畅通。

18、当汽机跳机时，防止恢复过程中超温措施：（1）迅速打开PCV阀、再热汽对空排汽阀、省煤器再循环门。

要求汽机开高、低旁，在汽机允许的情况下尽量开大。

（2）紧急停止两条给煤线（运行四条给煤线，左右侧各停一条），另外两条给煤线煤量每条给煤线减至15吨/时。

（3）及时缩减二次风量。

（4）根据再热汽温及时关小再热器侧烟风挡版，根据床温情况及时排渣。

七、考核方式
1、运行人员必须严格按要求登记每一次超温事件，超温时长，超温原因，为统计受热面超温分析提供依据。

未登记或统计不全，按照《发电运行部综合管理考核细则》考核。

2、运行各值监盘人员要加强对金属壁温的监视，提前对锅炉燃烧进行调整，由于监盘不认真、预控不到位、调整不及时、操作大开大关等引起的金属壁温超温，要上报异常分析，并按照《发电运行部综合管理考核细则》考核。

发电运行部
2014年12月10日。