《中过超温总结分析及防范措施》由会员分享，可在线阅读，更多相关《中过超温总结分析及防范措施（7页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、中温过热器金属壁温超温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发电运行部20142014 年年 1212 月月中温过热器金属壁温超温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一、中温过热器简介：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517mm，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 40657mm，每片屏的进口集箱为21928mm，出口集箱
2、均为 21928mm，集箱材料为12Cr1MoVG。二、汽温调节方式：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，级减温器喷水量为 20.16 吨/时，将蒸汽温度从 378降至 371，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：三、超温情况：1、超温规定：低过管壁 520为超温；中过管壁 510为超温；中过管壁 550为超
3、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：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
4、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：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
5、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：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
6、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
7、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
8、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
9、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，必须提高中过出口汽温，结果会引起是金属壁温超
10、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
11、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。发电运行部发电运行部20142014 年年 1212 月月 1010 日日
