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? 锅炉防磨防爆工作如何布置 本公司四台机组现已告别基建和运营混合阶段全部投入正常的运营，锅炉的安全越来越成为我们

愈加关注的问题。尽管在这几台机组相继投入运行的过程中，还没有发生过较大的影响停机的锅炉事故。领导对此极为重视，针对锅炉防磨防爆的薄弱环节采取了不少有力的措施。本人参照了一些比较好的技术性文章进行了总结，这些文章对于防磨防爆管理都是有重要参考价值和参考意义的。因此就揉作后拿来放到这里，供有兴趣的专业人士共同学习促进。

? 锅炉防磨防爆工作，是发电企业一项重中之重的工作，涉及锅炉、金属、化学、热工、焊接等

专业，关系到机组设计选型、制造、监造、安装、调试、运行、检修、监督等过程和环节，是一种非常庞杂、专业性非常强的系统性工作。如何规范锅炉防磨防爆工作，对每个发电企业都是一个挑战。

? 而面对近些年发生的一些锅炉爆管事故，综合锅炉四管泄漏的情况，得出结论：导致锅炉爆管事

故的主要原因是过热、磨损、应力撕裂、焊接问题、材质、以及腐蚀等，且这种规律具有一定的普遍性。在管理方面，图纸不全，检修记录的完整性不够，以往检查记录缺失严重，检修持续性不好等问题，也是造成锅炉爆管事故频发的重要原因。

? 另外每次非计划性停机都会给发电企业带来非常大的经济损失。据统计，约有60%的非计划

性停机都是由于锅炉爆管引起。所以锅炉爆管事故直接影响着发电企业的安全稳定运行和经济效益，降低锅炉爆管次数是降低发电企业非计划性停机、提高企业效益的有效措施。

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? 一、锅炉四管泄漏问题的规律 所谓锅炉“四管”，是指锅炉水冷壁、过热器、再热器和省煤器；传统意义上的防止锅炉四

管泄漏，是指防止以上部位炉内金属管子的泄漏。锅炉四管，涵盖了锅炉的全部受热面，它们内部承受着工质的压力和一些化学成分的作用，外部承受着高温、侵蚀和磨损的环境，在水与火之间进行调和，是矛盾集中的所在，所以很容易发生失效和泄漏问题。

? 电厂里的所有事故，从本质上都归属于能量和工质的不平衡、以及设备性能与其所处的具体

工作条件不相适应两方面的原因，锅炉四管泄漏问题也不例外。但锅炉四管范围比较大，各自的材质和工作条件不同，呈现问题的原因、机理和方式是多种多样的，涉及到设计、制造、安装、调试、运行、检修、维护等工序区分和不同部门，以及锅炉、化学、金属、热工等各专业，而且已发生的需要治理，没有发生的需要预防，工作细碎而具体，所以锅炉四管泄漏问题和对应的防磨防爆工作，具有多样性和复杂性。

? 造成四管泄漏的诸多因素，诸如腐蚀、磨损、应力、疲劳、强度等，都不能像机组参数那样

可以在线监测，在机组运行中很难感知到，即使在机组停备和检修中，也往往由于工期、人员、手段等问题不能完全检查、处理到位，难免有所疏漏。对于已投入运行的锅炉机组，导致四管泄漏的因素总是存在的，并且这些因素所造成的问题在不断累积，一旦爆发，就防不胜防，甚至造成恶性循环。所以，锅炉四管泄漏问题的成因和发展具有相当的隐蔽性和滞后性，四管泄漏存在突发性。

? 具体的防磨防爆工作，往往都以问题和事故为主导，这个方面存在问题，就狠抓这个方面，治理

一段时间会归于平静，又去重视其它问题，但机组的运行条件总会不断发生变化，煤质、运行方式、人员、体制等方面的一些变化，或者治理不彻底、工作阶段性放松，都会使问题和原因重新出现和积累，导致再次爆发；而且问题存在不同层面，也有不同的作用机理和方式，由于认识和重视不足，会使问题向深层次和另一个侧面转化，所以锅炉四管泄漏问题总是存在很强的周期性和转移性。

? 既然引发锅炉四管泄漏的因素总是存在，而且这些因素所造成的结果在不断积累，那么防磨

防爆工作首先是风险评估和预防，就是去面对那些细碎的具体问题，做起来又存在大量艰苦的管理、协调和总结工作，表面上一时也不一定能够看到明显的效果；所以防磨防爆工作要常抓不懈，重在优化运行、消除原因和预防，重在检查、判别和消除问题累积，如果这方面工作松懈，做不到位，导致问题持续累积，尤其是焊接质量、磨损、高温腐蚀、长期过热等问题造成的泄漏，一旦发生，容易重复出现，做起来又不能一招制敌、一时见效，容易产生懈怠和忽视。所以，防磨防爆工作平淡而艰苦，不具有功利性。

? 各个电厂和各台机组的运行条件和设备健康状况不同，锅炉四管泄漏问题也或轻或重，甚至

在一定时期内没有发生，但造成四管泄漏的一些因素总是存在的，所以不管电厂自己设备的现状如何，都必须重视这方面的工作，常抓不懈，只有做扎实系统性的具体的工作，才能起到预防作用和少出问题。发生问题后，又必须深入分析原因和整改，所以不论从管理和思路、制度和措施、人员安排和学习培训、具体工作和技术档案建立、交流和协作，都需要有非常强的系统性和适应性。

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? 二、关于防磨防爆工作方法的探讨 1、层次分明的网络和考核制度 纵观防磨防爆工作做得比较好、锅炉四管泄漏问题比较少的电厂，都有一个非常好的防磨防

爆网络和系统，并很好运作。防磨防爆工作系统性非常强，虽然现在电力体制发生了很大的变化，但工作的本质并没有变。那些防磨防爆工作做得比较好的电厂，也确实是在这方面坚持得比较好的。

? 防磨防爆工作，是电厂里常规的而要特别重视的工作，没有什么高深的理论，关键是管理思路、

制度措施体系、和具体的做法上的区别，更重要的是人员和态度。设备是电厂生产的基础，对待设备和四管泄漏问题，应该像对待我们自己的身体和一样，来关心和爱护，才能保证健康和长久。 ?

? 2、完善的工作制度和标准体系 对于我们电厂来说，现在管理和技术都在不断地深入，不论是制度、标准和规程，都不可能是

一个就可以包打天下，都越来越细化、具体和具有适应性，成为完整的体系。防磨防爆工作内容比较多，电厂也应该有一整套完善的工作制度和措施标准体系来规范这方面的工作，使具体人员有章可依。

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? 3、合格和充分的专业人员 防磨防爆工作专业性和经验性非常强，有一整套具体的做法要去执行，所以有关专业技术人

员应该固定，应该有积累和传承。现在人员变化比较快，人员非常年轻化，有些电厂已经很难找到熟悉防磨防爆工作的人员，这样具体工作就做不到点子上，这可能是一个普遍性的问题。所以应该抓人员的稳定、培训和协作。

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? 4、规范的检查工作和下功夫进行设备治理 防治四管泄漏是以预防为主，所以检查和分析工作是首要的。但电厂受热面那么大，管子非

常多，怎么去检查，不能单靠人的因素，必须做到制度化、规范化、程序化。

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? 5、完整的设备技术档案 在管理中，技术档案的管理最难做好，一个电厂、一个专业，很难建立完整的技术档案。很多

有价值的技术资料，往往分散在不同的部门、甚至各种人员个人手中，具体用的人一时找不着东西，无法积累比较，经验和感觉的成分比较多，一个人员的离去，工作可能会受到严重影响、甚至中断。

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? 防磨防爆工作非常细碎、具体，更要重视技术数据、资料的积累和档案管理。 三、关于锅炉承压部件防磨防爆检查 标准是制定制度、措施和开展技术工作的依据。为了保证机组设备的健康水平，国家、电力

行业和有关电力集团都制定和颁发了相应的标准和导则，这些标准和导则都是对国内外先进经验和深刻教训的总结，具有相应的规范性和科学性。

? 锅炉承压部件防磨防爆检查在防治锅炉四管泄漏中占有突出的地位，是专业性、规范性、经

验性非常强的技术工作，所以做为一项专门的工作，在相关标准和导则中都有详细的规定。锅炉检修中防磨防爆的检查项目及内容，应按照《火力发电厂锅炉机组检修导则》、《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》等规定的项目和周期进行，华北局曾经颁发过《火力发电厂锅炉承压部件防磨防爆检查制度》，是华北电网防磨防爆工作经验教训的全面总结，虽然有10余年没有修订，但内容非常全面、详细具体，有很强的可操作性，可以参考。

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? 四、参照一些电厂针对性提供的一些参考性意见 1、不断提高运行管理的水平 运行管理就是依据各种规范标准、试验研究和事故分析的结果、及设备特点不断更新补充和

完善各种制度和措施，不断提高人的技术水平，避免人的因素的差异，严格遵照制度和规程体系的要求，实现对机组的规范操作和精确控制，在保证合理安全裕度的同时，达到最佳的经济性和环保水平。

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? 1）规范的制度和规程体系 在认真落实执行“两票三制”的基础上，完善锅炉壁温控制管理等制度，运行规程做到细化、

可操作性强，并且针对具体问题，及时进行研究，出台详细的技术措施，使运行工作有据可依，这是搞好运行管理的基础。

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? 2）合理准确的定值 机组运行，首先是选择正确的运行方式，在运行方式确定后，参数测量的准确性和定值选取

的合理性就非常重要。

? 机组的保护和连锁，运行工况的优化，都是通过一系列的参数定值来固定的。除了连锁保护

定值，还要大量从安全和经济环保角度确定的工况参数定值，这些定值在运行中很重要，制定是否合理，控制是否精确，决定了运行的水平和机组运行的安全性和经济性。

? 首先这些定值不是固定的，随着机组负荷等重要运行工况的变化，比如蒸汽压力、温度、锅

炉氧量等，是由一系列定值组成的性能曲线和参数群。另外，这些定值必须有可靠的来源、合理。这些定值可能来自设计，也可能来自长期运行实践，也可以通过专门的试验确定。总之，必须完整、合理和准确。

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? 3）规范操作,合理控制 规范操作和合理控制，是机组运行的核心。机组设计、安装完成以后，其系统和结构已经确

定，其允许的运行方式和能够承受的内部应力也同时确定，所以，制造厂家都会给出一整套操作说明和明确的启停控制曲线，在机组运行中必须严格遵守。尤其是锅炉机组上水、放水，启动、停止，变负荷等操作，必须严格考虑具体的系统结构特点，不能超限，否则必然会产生巨大的应力，导致连接部位撕裂。很多水冷壁、包墙管和穿墙管的泄漏，都是这种原因造成的。 ? 厂家规定的操作，可能会有些保守，但所有超出厂家规定的操作，必须以长期实践为依据；

原来设计的结构可能会存在不合理的地方，可以进行合理的改造，但运行必须尊重系统和设备结构特性。

? 运行人员应该精心组织燃烧，防止出现风速过高、热负荷过分集中、火焰偏斜、燃烧中心不合适、

烟温偏差等问题，导致磨损增加、结渣、高温腐蚀、和对流受热面超温等问题。汽温的控制必须保证受热面的安全，不能只强调压红线运行，尤其不管具体汽温特性，在部分负荷下也一味强调压红线运行；要重视启动期间和快速升负荷期间的对流受热面受热情况和传热问题，严防超温。 ?

? 4）合格的保护和自动 锅炉机组的主要保护，比如汽包水位的保护，必须保证可靠投入，不得单纯为了减少非停而

随意解除，否则高水位导致的汽温大幅波动、低水位造成的下降管带汽，都会产生严重后果。 ? 现在机组都采取集控运行方式，运行人员越来越少，所以机组必须配套完善的监测装置和系统，

尤其是自动控制系统，必须完善，能够可靠投入，并发挥作用，避免人的差异和减少操作工作量。 ? 必须将运行人员从看盘和手动操作中解放出来，然后才有精力去进行全面的运行分析、具体

的风险评估、和细致的事故预想。要做到这些，机组的连锁、保护和自动控制功能必须齐全和可靠。尤其要不断提高机组的自动控制水平，将具体试验和优化调整的结果，及时贯彻和落实到自动控制功能中，让自动回路去实现比人手动操作更及时和精确的调整和控制，最大限度地降低人的差异和操作随意性问题。

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? 5）重视人员培训 要做到运行控制的精确性和规范性，必须靠制度、热控水平和人的素质。运行人员的职责不

能只是看盘，更重要的是对机组运行状态的实时分析、运行偏差的评估和预纠正、和事故工况分析处理。另外，还必须解决集控形势下的个人专业面问题。所以必须加强培训和提高培训的层次，运行人员不能只保留在熟悉运行规程条文的层面，必须拓展专业知识，使其不但知其然，更知其所以然，真正提高机组运行控制水平，预防事故发生。

? 秦皇岛电厂在长期实践总结的基础上，逐步建立起自己的运行小招标考核体系，并软件化和

系统化。其特点是将机组运行对安全性和经济性有重要影响的运行指标，归纳成48个量化小招标，分成安全和经济两部分内容，在线时实显示在盘前，实行量化在线分值考核。安全性考核是递减，即首先核定一个基数，任何一个指标达不到就定量扣钱；经济性考核是递增，基数为零，达到一个指标就挣得相应的金额，并且将缺陷管理也纳入到运行考核当中。

? 这样做的好处是首先将管理思想和考核客观化、时实化和量化，其次真正实现了将技术水平

和收入挂钩，无形中进行值间竞赛，充分调动了运行人员的积极性和责任心，收到良好效果。 ?

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? 针对主汽和再热器超温普遍存在的一些不规范现象归结如下： A、超温严重，调控不力 不少电厂主蒸汽再热汽及过热器再热器管壁经常发生超温问题，有时超温幅度比较大，时间

比较长。例如：①有一台600MW锅炉机组主蒸汽A侧552℃，B侧582℃（设计均为540℃），属严重超温，受热面必然有超温现象，汽机未停机，锅炉也未停炉，锅炉方面未做任何记录，看不出采取了什么应急处理措施；②有一台300MW机组，主蒸汽温度超过600℃才迟后打闸停机；③有一个 3X660MW机组的电厂从计算机存储器中连续查阅了8个月的超温事件，1号炉共发生超温事件157起，主蒸汽有一点达到564℃，再热汽有一点达到561℃（设计均为540℃）；2号炉共发生超温事件332起，过热器管炉外壁温有一点达到618℃、再热器管炉外壁温有一点达到635℃；3号炉共发生超温事件96起，主蒸汽有一点达到563℃，再热器管炉外壁温有一点达到696℃。超温时间3~20min不等。上述超温均未停炉停机，也未看到运行记录本上有任何记录。 ? 超温的原因是多种多样的，对每台炉的超温问题要作具体分析。生产技术管理部门对超温事件要

作统计分析，拟订整治措施，及时通知运行人员，改进运行操作控制，由于操作不当，经常超温又不作记录的运行人员也要采取必要的考核措施。是设备系统方面的问题，要安排进行改进改造。

应鼓励按设计参数“压红线”运行，把超温运行及低温运行参数加起来平均作考核依据显然是不科学的。为了“安全”长时间低温运行，出现超温却视而不见，不采取调控措施，这两种倾向都是错误的，应予纠正。

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? B、超温记录不规范 在查评中发现许多厂不设超温记录簿，有的虽有记录簿，也不放在操作员处，也不作记录，

形同虚设，或不认真作记录。例如有个电厂技术部门负责人说：我们没有超温问题，设超温记录簿干什么？查评人员随即在巡测仪上检查，发现主蒸汽温度547℃，超过设计值540℃，再热器壁温也有一点超温；在另一台炉上发现过热器壁温有一点超温。还有一个电厂在20xx年超温记录簿上这样写着：20xx年1月份无超温现象，20xx年2月份无超温现象一直写到20xx年12月份无超温现象，是同一笔迹，没有记录人签名。还有一个厂在一个记录本上只记了一条超温事件：X年X月X日过热器有超温现象，超温的时间（时分）、位置，超温的幅度、原因，分析及调控措施均没有记载。我们注意到在电厂设计中均考虑了温度的监测设施，如自动记录仪、温度巡测仪、计算机屏幕显示及存储等。我们建议要充分利用这些设备，电厂要为每台锅炉配备超温记录簿，要求运行值班人员及时认真填写。

? 有一个全套设备由国外引进的现代大型火力发电厂，对超温的管理认真有效，值得借鉴。他

们在每台炉上都设有《主蒸汽再热汽超温记录簿》、《锅炉受热面超温记条簿》，内有超温时间、设备名称、部件编号、超温幅度、超温原因、所采取的措施以及记录人等栏目。记录及时、真实。我们发现有一个值有5次超温现象，都—一作了记录。生产技术管理部门认真统计分析，拟订整改措施。如1号炉过热器壁温超温频繁，而且难以控制，他们进行专题研究，作了壁温测量，确定了技改措施：加装节流圈以改善由于蒸汽流量偏差引起的壁温超限，施工后彻底解决了这台炉过热器的长期存在的超温问题。

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? C、超温判据不要 （1）有一电厂在运行规程上规定把金属最高允许温度作为超温的判据，而温度测点是装在蛇形管

炉外管段上。例如炉内过热器12Cr1MoV钢管壁温≤590℃（现在规定580℃），再热器钢102钢管壁温≤620℃（现在规定600℃），一些受热面20g钢管壁温≤490℃（现在规定450℃），即判定为没有超温，这显然是不对的，因为炉外壁温测值接近于介质温度，此值远低于炉内管子实际壁温。

? 为了正确判断炉内管子是否超温，可以通过计算得到炉内管子最高壁温，但难以保证其准确性；

也可以在炉内装设壁温测点，但测点很容易烧坏；比较简易的办法是通过测温试验，找出炉内与炉外同一条管子对应的壁温关系。在炉外装设壁温测点，此温度值接近于出口介质温度，进而推算出炉内最高壁温。建议参照下列方式推算：屏式过热器再热器炉内管子最高壁温等于炉外壁温加 IQ0～120℃；靠近炉膛的对流过热器再热器炉内最高壁温等于炉外壁温加50℃；水平烟道后部及尾部烟道内的过热器再热器最高壁温等于炉外壁温加30℃。关键是把测点装在壁温最高的管子上，壁温与管子蒸汽流速、温度及所在位置的烟气温度有关。建议与锅炉厂取得联系，并根据已投产的同类型锅炉管子壁温分布规律加以确定。机组投产以后，在大小修期间，在炉内通过外观检查、蠕变测量、取样分析、用仪器测量管子外壁及内壁氧化层厚度，掌握受热面的技术状态，查出温度水平高的管子，必要时在炉外补充追加部分壁温测点，以此作起温的判据比较有效和准确。

? （2）有数台国外引进锅炉，在其说明书上规定：水冷壁、对流过热器、屏式过热器、再热器、省

煤器管壁温度不应超过强度计算时所用的数值，并通过热力计算验证。例如二级屏出口汽温516℃，计算壁温585℃，允许壁温560℃；高过出口汽温545℃，计算壁温577℃，允许壁温560℃。国外公司的这一规定指出了壁温监测的方法，我们认为上述数据不一定准确，建议核实，首先所测

管壁温度的正确性及代表性要核实，实际情况是各段并列装有测点的蛇形管其壁温的平均值低于该段出口汽温，另一种可能性是测点未选择最高壁温所在的管子，另外虽有屏幕显承，但不能打印留下记录，是否能采集到过热器、再热器、水冷壁管的全部运行时间的壁温值及可能出现的超温幅度，不得而知。宜按强度裕度，选择其中比较薄弱的部位加以记录，并分析其超温情况，作为检修蠕胀检查或割管的依据。

? （3）现代大型锅炉，尤其引进的大型锅炉，过热器再热器管圈一般是变材质变管径的。炉外至联

箱的管段一般都采用材质档次较低的钢管。如引进的600MW等级锅炉，过热器再热管炉内高温区采用TP304或TP347钢管，炉外则采用T22钢管，制造厂出厂说明书规定过热器管壁温度≤594℃，再热器管壁温度≤607℃，而温度测点是装在炉外T22钢管上的，显然是处在超温运行的范围内。据查一些600MW等级的锅炉炉外T22钢管有氧化皮，说明有超温迹象。这件事情告诉我们：对过热器再热器蛇形管，要查清材质、管径，进行全流程监督，包括炉外联箱下的管段，任何区段的管子都不应超温。

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? D、运行规程超温规定不明确 （1）许多电厂锅炉运行规程上没有规定超温停炉的条款，或虽有规定，但不确切。例如有的电厂

规定锅炉超温是否停炉要着汽机是否打闸停机，也就是说只要汽机不打闸就不停炉，要知道，机炉参数不一定完全匹配，耐温能力不一定完全相同，或汽机虽超温但并未及时发觉，或因人为因素不愿停机，锅炉超温再严重也不停炉，显然是不妥的。超温是锅炉引起的，超温是否需要停炉，规程应作明确规定，让运行值班人员有章可循，临时请示领导表态可能延误时间，甚至会使超温事态扩大。建议把主汽温度、再热汽温度、受热面金属壁温（折算到炉外测点温度）设计值、允许变动范围，超过一定数值、一定时间调整无效应申请停炉。一些进口锅炉说明书、《200MW级锅炉运行导则》（DL／T610－1996）、《300MW级锅炉运行导则》（DL／T611－1996）中都有这样的规定。我们建议还应补充一条：当温度继续升高，达到一定数值调整无效应停炉，以免申请延误，扩大事故。

? （2）还有一些电厂规定当汽温达到XXX℃时停机，但没有说停炉。我们知道许多进口或国产机组

具有停机不停炉的功能。这样会使运行人员有超温只停机不停炉或锅炉超温关系不大，只要不爆管就不停炉的错觉。原电力部通报过停机后锅炉仍在运行造成受热面因超温大面积爆漏的案例。我们建议规程应改为汽温到达XXX℃时应停炉或停炉停机。

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? E、设计不要引起超温 在查评中发现，有些锅炉在设计上存在缺陷。例如： （1）炉膛容积偏小，炉膛出口烟温比设计值高约100~120℃，致使过热器再热器吸热量增加，引

起超温。

? （2）炉膛出口两侧烟速烟温偏差较大，有的差值高达150~180℃，进行燃烧调整收效不大，致使

烟温高，烟速大的那一侧过热器、再热器存在超温的危险。

? （3）过热器再热器蒸汽流程设计不合理，两侧交插点过少，更为严重的是低蒸汽流速管排又处在

高温烟气区，加剧了超温的危险。

? （4）过热器、再热器管子选材上偏紧。例如：①耐温性能较强的TP347、TP304、T91钢管用量太

少，有些国产300MW锅炉，这种材料又没有用到管子温度最高的位置，电厂被迫进行完善改造；②钢102，前些年建造的锅炉用到620℃，因其耐热能力不足，抗氧化能力更差，现在国内标准已降到600℃；③12Cr1MoV过去用到590℃现在已降为580℃；④20g过去用到490℃，现在降为450℃等。上述设计问题给电厂带来了很大的负担，机组投产7~8年甚至3~4年就暴露出了问题，大面积管子过热爆漏，被迫大批量换管。

? 我们建议制造厂要优化设计，并向用户提出书面保证，电厂对锅炉设计细节要注意审查，多厂招

标，优质优价。

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? F、不均匀积灰结渣引起超温 有些锅炉，炉膛、屏式过热器、高温过热器、高温再热器不均匀积灰结渣，致使烟温烟速严

重偏斜，处于积灰少结渣轻的管子，出现超温，有一台300MW国产锅炉正是这样，加上这台炉炉膛及对流受热面吹灰器质量不过关，没有投入运行，在锅炉的一侧高温过热器多条管过热爆漏，被迫更换了约一半的管子。因此，建议电厂重视吹灰器的维修和正常吹扫工作。

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? G、汽包减水引起超温 有个别电厂汽泵跳闸，电泵跟踪迟缓，轻者引起给水压力波动，严重者造成汽包水位波动，

甚至造成锅炉严重缺水。已发生多起超温停炉事故，至今仍未解决，严重威胁机炉安全运行。我们认为：该厂锅炉给水泵是100％汽泵加50％电泵，当汽泵跳闸，出现RB工况，此时电泵应启动，机炉相应减负荷，这些环节配合不好，则造成水压波动，锅炉减水。应由机、炉、热工专业联合攻关解决。当然如果采用2X50％汽泵加1X50电泵匹配方式，问题可能就不会出现，至少比较容易解决。

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? H、调温手段不足引起超温 （1）有几台锅炉喷水减温器调门已全开或者某一组减温器调门已全开，降温幅度受到限制。建议

首先从设备系统上查找原因，降低受热面吸热量，进而也解决了超温的危险，其次可以考虑把喷水调节阀改大，管路也要相应改进。

? （2）有不少电厂配备有摆动燃烧器，并作为调节再热汽温的主要手段，据了解，有些燃烧器已不

能摆动，个别厂已将燃烧器摆动执行机构拆除，失掉了一个调温手段。但也有不少厂摆动燃烧器用得很好，坚持每班做摆动试验，建议电厂作调研，完善摆动装置并投入使用。

? （3）有些锅炉装有烟气挡板调温装置。据了解有的出现卡涩开关木动情况。建议在大小修时进行

检查维修，机组运行时，定期做开关试验，确保装置完好，能全开全关，灵活好用。 ?

? I、超温管理有待提高 据了解目前许多电厂主蒸汽再热汽、受热面管壁超温，虽然也配备了一定的记录打印装置，

但主要还是靠人工监视、人工记录、人工统计、人工分析。因为温度的检测控制工作量大、范围广，致使工作很难到位，人为因素太多，再加上许多厂温度控制与个人奖罚挂钩，从客观上分析，温度超限也不完全与操作人员本人的工作有关，还受到设备、系统、负荷大小、燃煤质量条件的制约。为了把温度控制防止超限工作做好，我们认为应建立汽温壁温计算机软件管理系统。鉴于目前对过热器、再热器受热面管是否能按规程所列壁温上限加以控制，以及标准是否合理；所见壁温是否最高；主蒸汽、再热汽温虽有记录但没有通过计算机加以分析整理，不便于主蒸汽再热汽管道的寿命管理。为今后长时间内设备的寿命管理、状态检修及设备在线诊断工作的开展，建议对这一问题宜及早安排解决。

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? 6）重视化学监督 严格执行有关化学监督规程，保证进入锅炉的水质及锅炉运行中汽、水品质合格。当汽水品

质恶化危及设备运行安全运行时，要立即报告上级主管部门并采取紧急措施，直至停炉。 ? 在保证汽水品质的同时，重点抓好防治凝汽器泄漏、精处理的投入和溶氧问题。凝汽器泄漏造成

的水冷壁腐蚀后果是有目共睹的，而精处理是亚临界机组和直流锅炉的命根子，必须保证100％地正确投入。

? 7)加强吹灰管理

? 吹灰工作是锅炉机组运行安全性和经济性的重要保证，但吹灰也是一个双刃剑，尤其是蒸汽

吹灰，吹灰不当会导致受热面泄漏问题。

? 每次检修后应按照厂家的说明书对吹灰器进行投运前的调试工作，调整好喷嘴进入炉膛的距

离、吹灰器枪杆与受热面的垂直度、喷嘴的喷射角度、旋转角度等，还应逐个调好各吹灰器的入口蒸汽压力，根据管道的实际布置情况在热态下调好吹灰器母管及各吹灰器前的自动疏放水装置及吹灰器投入前的疏水时间以保证吹灰器能将存水疏放干净。当吹灰汽源或管道布置设计不合理时，还应考虑进行相应的改造。运行中应加强对吹灰器的检查和维护，当遇有吹灰器在炉内烟道内卡住及吹灰器进汽门漏汽时应及时退出并切断汽源。

? 进行合理吹灰和防治受热面吹损是一个问题的两个方面，不能偏废，应该采取相应的防磨损、吹

损措施：在检修中可采取头排管弯头及吹灰器经过区域的管段加装防磨护铁或喷涂防磨金属涂层、消除烟气走廊、加均流导流板等措施，对于整体烟速设计过高的省煤器，还可考虑进行改为膜式省煤器、加大横向节距等措施。

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? 8)加强热工管理 运行人员是通过受热面壁温测点指示来监测控制各受面的管壁温度的，因此必须保证运行监

测数据的准确。加强热工管理就是保证测点的准确性，保证各项保护、连锁和自动的合理性和可靠投入，其难点和重点是保证壁温测点的正确测量和准确性。

? 由于热电偶在高温受热面炉内管段上很难保证长时间运行，因此一般受热面的壁温测点均装

在炉外出口管段上，由于炉外管段不受热，其壁温水平一般比炉内受热最强的管段壁温要低一些，过去曾有相关的试验资料介绍，后屏壁温炉外比炉内要低50～70℃，高过壁温炉外比炉内低20～30℃，高温再热器高过壁温炉外比炉内低30～40℃，在锅炉的动态变化过程中，相差的幅度要更大。因此以炉外壁温作为监视控制值时，应以管材计算允许的最高壁温值减去相应受热面的炉内外壁温差后得到的数据作为炉外壁温控制数据。目前受热面炉外壁温测点的安装形式以两种为主，一种是在要监测壁温的管子上装设一根不锈钢管，将热电偶插入钢管内，这种方法很难保证热电偶的热端头部与受热面管壁能够严密接触，因此经常测得的壁温较低，难以反映真实的壁温情况；另一种是用带有集热片的热电偶，将集热片直接焊在要监测壁温的管子上，这种方法可以保证热偶的热端头部与受热面管壁能够严密接触，测得壁温较为真实，但是壁温测点损坏后更换要麻烦一些，为了保证测量壁温准确，已有不少电厂采用此方法。此外，炉顶是否严密不漏烟气也会影响壁温测量的准确性，壁温测点是否安装在受热最强的管排上会影响壁温测点的代表性。由于测点头部的散热会影响壁温测量的准确性，因此应对测点头部进行局部保温，有试验数据表明，不进行保温的测点比进行保温的测点壁温低5～15℃。再有，壁温的测量是一个系统问题，如热偶的准确性、补偿导线的极性是否连接正确、恒温箱内的冷端补偿电阻连接是否牢固都会影响温度测量的准确性。

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? 五、关于锅炉四管泄漏后的处理 一旦发现四管泄漏，应尽早着手停炉处理，防止事故扩大；尤其是水冷壁方面的泄漏，必须

尽快停炉，不得硬挺，否则，不但会造成泄漏面积扩大，更严重的是破坏水循环，从而引发其它相关部位的过热，造成频发爆管事故和恶性循环；大量的汽水泄漏，也会造成其它设备、如空气预热器和引风机的故障和损坏。