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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。受热面表

面积灰、结渣、结垢等会造成壁温升高。吹灰器长期不能投入，使炉膛受热面粘

灰严重，促使炉膛出口烟气温度进一步升高，加剧过热蒸汽器超温。炉膛吹灰结

束后，由于炉膛的吸热量增加，致使炉膛出口烟温下降，导致过、再热汽温降低，

应超前调整，防止汽温大幅度变化。在条件许可的情况下，汽温高时加强炉膛吹

灰，汽温低时加强锅炉烟道吹灰也不失为一种调节手段。

（2）炉膛火焰中心的影响：锅炉火焰中心的高低也是影响汽温高低的重要

因素，启停上层制粉系统对火焰中心的影响极为明显。在运行中汽温高时可减小

上层燃烧器煤量增加下层燃烧器煤量，反之亦然。温度过高可在保证总风量不变

的情况下加大上层磨的二次风量，减少下层磨的二次风量，将火焰中心下移，温

度低时将火焰中心上移。启停制粉系统，尤其是上层制粉系统时，可先相应的提

高或降低过热度，进行一定的超前调节来尽可能的抵消启停制粉系统所带来的扰

动。

（3）减温水的使用：在刚开始接触汽温调整时，很容易产生一种思想：认

为减温水是万能的，没有减温水是万万不行的。在过热汽温调整中，有两级减温

水，第一级作为粗调，第二级为细调。这两级减温水控制策略均采用串级控制，

用来克服负荷的扰动和入口汽温的扰动。在正常情况下，我们应该保证两级减温

水有一定的余量，也就是说要使我们的被控对象处于可控状态。当减温水余量趋

近于零时要及时通过调整燃烧和风量来控制汽温，尽快恢复余量。

（4）机前压力波动的影响：机前压力对汽温同样有着不可忽略的影响。通

常当机前压力偏差增大，我们就会增加或减少燃料量来消除这种汽压偏差，而煤

量、风量的增减造成烟气流量的增减，即对流换热量的增减，蒸汽温度同样随着

变化，这又影响到减温水量，减温水量的来回波动又作用到主蒸汽压力上，造成

机前压力更大的波动，这样就构成了恶性循环，使得汽温控制起来难以收敛。

对于这种闭环的恶性循环，解决办法就是打破此循环即解环。我们可以在保

证汽温不超过极限范围的情况下，稳住减温水，防止由于减温水的波动造成汽压

的摆动，以此来稳定汽温。或者优先选用其它控制汽温的调节方法，通过微调燃

料量或火焰中心位置来抑制汽压的波动，使其成为衰减震荡，最终趋于稳定。只

要符合解环这个思路，还有其他方法也可以尝试。

（5）制粉系统