范文一：如何控制自然循环汽包锅炉汽包上下壁温差

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1　汽包壁温差过大的危害及易发生的阶段

1.1　汽包壁温差过大的危害

汽包上部壁温的升高使得上壁金属欲伸长而被 下部限制,因而受到轴向压应力,下部金属则受到 轴向拉应力。这样将会使汽包趋向于拱背状的变 形。过大壁温差的产生,将会导致汽包的热应力增 大且上下温差越大,则应力也越大,进而导致汽包 受到损伤,减少汽包的使用寿命。

1.2　汽包上下壁温差大易发生的阶段

锅炉启动初期、锅炉停炉后的降温降压过程中, 都是汽包上下壁温差大易发生的阶段。不同压力下水 的饱和温度并不是线性的,低压阶段,水的饱和温度 随压力变化较大,而高压阶段,水的饱和温度随压力 变化较小,因此,机组启动初期、锅炉停炉后的降温 降压过程中,应严格控制汽包压力的变化。

2　锅炉启动阶段汽包壁温差大的原因及应 采取的防范措施

2.1　锅炉启动阶段汽包上下壁温差大的原因分析

锅炉启动初期,炉水温度逐渐上升,未起压前 无蒸汽产生,由于上水温度高于汽包下壁温度,导 致汽包下壁温度高于上壁温度。锅炉起压后,会产 生一定的饱和蒸汽,由于饱和蒸汽温度与汽包上壁

存在温差,饱和蒸汽对汽包壁放热,且释放汽化潜 热,汽包上壁温度会逐渐高于下壁温度。随着汽包 压力的上升,饱和温度变化逐渐缓慢,汽包上壁温 度也逐渐上升,上下壁温差会逐渐减少。

2.2　锅炉启动过程中减小汽包上下壁温差的控制措施

严格控制升温升压速度,特别是点火初期;逐 渐增加炉膛燃烧强度,避免大幅度增减;尽可能保 持炉内燃烧的均匀。启动过程中尽可能保持前后墙 燃烧强度均匀;适当进行定排,促进炉内水循环。

3　锅炉停运阶段汽包壁温差大的原因及应

采取的防范措施

3.1　锅炉停炉后汽包壁温差大的原因分析

散热条件差异较大:汽包处于炉外并保温,加 之热容量较大,使汽包壁温逐步高于汽包内的水汽 温度。汽包筒体上半部分一部分热量向炉外散热, 一部分向汽包内部散热,一部分向汽包下半部散 热,而汽包筒体的下半部分一部分热量向炉外散 热,一部分向汽包内部散热,同时还要接受来自上 半部分传递过来的热量。

冷却方式差异较大:停炉后锅炉进入降压和冷 却阶段,汽包主要靠内部工质进行冷却,由于汽包 内炉水压力及对应的饱和温度逐渐下降,汽包下壁

如何控制自然循环汽包锅炉汽包上下壁温差

刘　涛

( 大唐韩城第二发电有限责任公司, 陕西 韩城 715405)

摘要 :

大唐韩城第二发电有限责任公司Ⅱ期工程 2×600MW汽轮发电机组,锅炉采用东方锅炉厂生产的自然循环 汽包炉,型号为 DG2070/17.5-Ⅱ 5,设计最大连续蒸发量为 2070t/h,热效率 92.8%。为亚临界、单炉膛、前后墙 对冲燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢悬吊 P 型结构、半封闭布置的自然循环 锅炉。汽包采用较厚的板材,锅炉点火初期、停炉后降压放水过程中若控制不好,一般容易出现上下壁温度偏差 较大,由此会产生较大的热应力,严重的会造成汽包壁裂纹、汽包连接管道焊口拉裂,影响设备的使用寿命。 关键词 :

自然循环汽包锅炉 ; 汽包温差 ; 壁温差控制 ; 汽包寿命 中图分类号 :

TK229　　　　　 文献标识码 :A　 　　　 文章编号 :1009-2374(2012) 30-0091-032012年第 30期 (总第 237期) NO.30.2012

(CumulativetyNO.237)

范文二：临沂汽包上下壁温差大事故分析报告

汽包上下壁温差大事故分析报告

一、事情经过

2014年03月26日丁值夜班值长林本明，锅炉见习副值赵一博监盘，07:16启动点火燃烧器锅炉点火，汽包上壁温度为42℃，下壁温度为37℃，炉膛温度为40℃。7:16-8:00此段时间内为点火初期炉膛温度维持在240-340℃之间，炉水膨胀受热膨胀较慢，08:00上壁温度为42℃，下壁温度为39℃，取料机转速为16%，盘车为9%，炉膛中心风力为10t/h，主给水旁路调门开度为18%。8:00丙值接班值长李西军，此时上下壁温差为3℃，未发现其他异常，8:08汽包上下壁开始出现温差，上壁温度为44.4℃，下壁温度为39℃，锅炉监盘人员发现汽包上下壁温差有增大趋势，随即减弱燃烧，并间歇性停止进料以此来控制炉膛温度。8:11炉膛温度开始下降，8:09-8:47炉膛温度控制在100-200℃之间，此段时间内锅炉人员进行了如下操作：右侧定排电动门调门开启10%，锅炉进行定排，主给水旁路调门开至40%。8:32汽包上下壁最大温差达到75℃，此时炉膛温度为200℃，两条进料线盘车停运。8:32-10:30，锅炉运行趋于平稳，上下壁温差开始下降。10:30汽包上壁温度为170℃，下壁温度为160℃，汽包上下壁温差恢复正常，此时炉膛温度为340℃，取料机转速22%，盘车12%，炉膛中心风力23t/h，锅炉恢复稳定运行。

二、原因分析：

1、点火初期锅炉进料量过大，炉膛温度较高，导致汽包上下壁温差达到75℃是本次事故的主要原因；

2、引风机液偶开度过高，炉膛负压过大，造成烟温上移过快；

3、点火用料掺配花生壳较多，一、二次风配比不合理；

三、暴露问题：

1、值长及各专业主操在交接班时交接不认真、不仔细；

2、运行人员对机组启停操作能力不足、经验欠缺；

3、值长对机组启停期间需注意的问题安排不到位；

四、采取措施：

1、加强运行人员学习，提高机组启停技术水平；

2、锅炉点火时认真观察各参数，发现异常时及时调整；

3、根据本次炉膛温度异常情况，合理调整给料量，确保机组升温升压、平稳；

国能临沂生物发电有限公司 生产部 2014年3月31日

范文三：为保证停炉后汽包上下壁温差不超限

为保证停炉后汽包上下壁温差不超限,为缩短停炉待检工期,应采取汽包满水冷却措施。没有大量程水位计,单凭经验上水操作,往往上水过高,使较冷的水进入饱和汽联箱、过热器,形成局部热应力集中。

运行为什么需要汽包大量程和全量程全工况水位计

淮安维信仪器仪表有限公司 高维信

2003.12

锅炉启动升压过程中，蒸汽对汽包上壁放热系数比水对下壁放热系数大几倍，上壁温升快，温度高于下壁。停炉后汽包冷却时，上壁对蒸汽放热系数比下壁对水的放热系小，上壁温降慢，温度亦高于下壁。上下壁温差超限使汽包壁产生很大的附加热应力，加快寿命损耗。上下壁温差愈大，汽包变形愈大，而与汽包连接的很多管子受安装约束不能自由变形，热应力易使管座焊缝产生裂纹。

因此，近十年来一些大型锅炉在启动或停炉后为防止汽包壁温差超限，采取特别措施:有的锅炉高水位启动，水位甚至高出监视主表量程上限较多，以便尽量减少补水次数;在“四管”泄漏停炉或正常检修停炉后，为缩短停炉待检时间，将汽包上满水，降压快冷。这些措施的安全条件是，水不能进入过热器，需要量程上限在汽包之上的大量程水位计(也有称作满水水位计)，以便上水操作和满水状态之监视。据资料报道，唐山陡河电厂200MW机组锅炉满水快冷，能使停炉后待检时间缩短14,16小时，对于电力紧张的今天显然有明显的经济效益和社会效益。

有的锅炉汽包配置的就地满水云母水位计，连接在汽包上部集汽导管与常规量程云母水位计之间。由于空间和照明的原因，不便于人工就地监视，也不便于安装工业电视远方监视。因此在停炉时，特别在夜间停炉时，运行往往放弃监视而凭经验上水，以致水位过高而进入过热器。有的饱和汽联箱与接管座(与集汽导管相连)焊缝多处出现裂纹，可能与水位过高而进入过热器时形成热应力集中有关。

给水系统临时性故障，例如，给水泵跳闸而备用给水泵投入不及时，高压加热器系统断水，给水调节系统故障处理不及时等，都可能导致缺水停炉保护动作。而借助DCS，运行人员往往可以很快查明事故原因。如果已查明属于临时性故障，又可很快处理。在缺水停炉保护动作时，常规水位计下限较高，无法判断汽包内是否有水。如果汽包内还有水，则具备及时补水到点火水位，等到炉膛吹扫完毕后即可及时点火恢复运行。

如果在缺水停炉后0.5小时之内不能恢复机组运行，电厂将承受电网调度的经济处罚，显然电厂希望快速事故处理、及时补水恢复锅炉运行，避免经济损失。

但缺水停炉事故快速处理难点是，监视系统没有配置量程下限在汽包之下的大量程水位计，不能了解缺水具体事故值，不能准确判断汽包内是否有水，没有表计监视为依据凭经验判断实施“及时补水”的风险太大。因此，有经验的司炉也不敢贸然补水，要等待总工程师等上级技术领导人员赶赴现场，往往要等待足够长带的时间，仔细分析各种情况，得出比较有把握的判断，才敢下令补水。显然，“等待处理”往往会使水位继续下降而贻误了事故处理时机。可见，配置量程下限在汽包之下的大量程水位计正是运行人员正确快速处理缺水停炉事故之所需。

由于老式大量程电接点水位计测量取样系统存在缺陷，只能用于停炉后水位监视。而在锅炉运行时，测量筒不是“满水”，就是“缺水” ，使仪表失效。“满水”还导致汽包内的水经过测量筒进入过热器，形成过热器局部结垢，易造成爆管事故，所以，测量筒必须退出取样运行。而在锅炉停运后又必须及时赶到汽包间恢复测量筒取样，运行人员感到十分不便。

淮安维信仪器仪表有限公司独家研制出GJT-2000M型汽包满水全工况电接点水位计，在停炉后可准确测量水位，供上水操作和满水状态之监视。还独家研制出GJT-2000Q

型汽包全工况全程电接点水位计，既能供上水操作和满水状态之监视，由能判断缺水能否补水，及时点火恢复运行。这两种水位计在锅炉运行时，仍能显示水位，增加水位监视仪表冗余度，有利于运行人员快速判断水位事故、果断手动停炉。可将其测量的事故值可送入DCS，便于事故分析。

GJT-2000M电接点水位计已成功地运行于江苏华能淮阴电厂、河南焦作电厂、河北马头发电总厂。GJT-2000Q型电接点水位计已成功地运行于江苏扬州第二发电厂600MW机组锅炉。

范文四：防止汽包上下壁温差过大的技术措施

防止汽包上、下壁温差过大的技术措施

1.锅炉冷态上水时，上水温度与汽包壁温差不大于50?，冬季上水不少于4 小时，夏季上水不少于2小时，上水时汽包上、下壁温差不超过50?，否则应减慢上水速度或停止上水。

2.锅炉投入蒸汽推动过程中,，应缓慢进行，控制汽包壁各点温度均匀上升，升温速度?1?/min，汽壁温差不超过50?，否则应减慢加热速度。 锅炉正常运行中，减负荷速度不能过快，保证汽压稳定，防止汽压大幅度波动。

3.滑参数停炉时，控制降压速度，特别是滑停后期，当汽压降至4.0Mpa以下时，其降压速度应控制在0.5Mpa/min以下，不得过快。

4. 降低停炉参数，停炉最终汽压要求控制在2.0Mpa以下。 5. 停炉后的冷却阶段，最易发生汽包壁温差过大，因此，停炉后必须注意: (1). 锅炉息火后，通风5min停止吸风机，关闭所有风门档板，检查各孔门必须处于严密关闭状态，以防急剧冷却。

(2). 冷却阶段要有专人监视汽包水位，始终保持汽包最高水位。 (3). 锅炉放水，需汽压降至零，汽包壁温降至80?以下时方可进行。 (4). 停炉后需抢修转吸风机，必须在停炉6小时后进行，但必须 加强进、放水次数，汽包壁温差不超过50?。

(5). 除锅炉抢修、锅炉防腐、冬季防冻外，停炉后不得进行带压放水。

(6). 停炉后必须严格控制冷却速度，当汽包上、下壁温差大于50?时，应减慢冷却速度。

停炉后采取吸风机不停的快速冷却方式，需经总工程师批准。

停炉后必须密切监视汽包壁温的变化，按停炉操作票，按时记录汽包壁温。

范文五：锅炉技术|如何控制自然循环汽包锅炉汽包上下壁温差

2017-02-27 刘涛 电建技术

1、汽包壁温差过大的危害及易发生的阶段.

1.1 汽包壁温差过大的危害

汽包上部壁温的升高使得上壁金属欲伸长而被下部限 制，因而受到轴向压应力，下部金属则受到轴向拉应力。这样 将会使汽包趋向于拱背状的变形。过大壁温差的产生，将会导 致汽包的热应力增大且上下温差越大，则应力也越大，进而导 致汽包受到损伤，减少汽包的使用寿命。

1.2汽包上下壁温差大易发生的阶段

锅炉启动初期、锅炉停炉后的降温降压过程中，都是汽 包上下壁温差大易发生的阶段。不同压力下水的饱和温度并不 是线性的，低压阶段，水的饱和温度随压力变化较大，而高压 阶段，水的饱和温度随压力变化较小，因此，机组启动初期、 锅炉停炉后的降温降压过程中，应严格控制汽包压力的变化。

2.1锅炉启动阶段汽包上下壁温差大的原因分析 锅炉启动初期，炉水温度逐渐上升，未起压前无蒸汽产 生，由于上水温度高于汽包下壁温度，导致汽包下壁温度高于 上壁温度。锅炉起压后，会产生一定的饱和蒸汽，由于饱和蒸 汽温度与汽包上壁存在温差，饱和蒸汽对汽包壁放热，且释放 汽化潜热，汽包上壁温度会逐渐高于下壁温度。随着汽包压力 的上升，饱和温度变化逐渐缓慢，汽包上壁温度也逐渐上升， 上下壁温差会逐渐减少。

2.2 锅炉启动过程中减小汽包上下壁温差的控制措施

严格控制升温升压速度，特别是点火初期;逐渐增加炉 膛燃烧强度，避免大幅度增减;尽可能保持炉内燃烧的均匀。 启动过程中尽可能保持前后墙燃烧强度均匀;适当进行定排， 促进炉内水循环。

3.1锅炉停炉后汽包壁温差大的原因分析 散热条件差异较大:汽包处于炉外并保温，加之热容量 较大，使汽包壁温逐步高于汽包内的水汽温度。汽包筒体上半 部分一部分热量向炉外散热，一部分向汽包内部散热，一部分 向汽包下半部散热，而汽包筒体的下半部分一部分热量向炉外 散热，一部分向汽包内部散热，同时还要接受来自上半部分传 递过来的热量。 冷却方式差异较大:停炉后锅炉进入降压和冷却阶段， 汽包主要靠内部工质进行冷却，由于汽包内炉水压力及对应的 饱和温度逐渐下降，汽包下壁对炉水放热，使汽包壁很快冷 却，而汽包上壁与蒸汽接触，在降压过程中放热系数较低，金 属冷却缓慢，所以出现上部壁温大于下部壁温，造成温差。如 降压速度越快，则温差越大，特别是当压力降到低值时，将出 现较大的温差。

3.2 锅炉停炉后放水前控制汽包壁温差大的控制措施

3.2.1 停炉后控制通风风量与通风时间，避免锅炉急剧冷 却。锅炉熄火后保持一组送引风机运行，维持风量600t/h，充 分通风将受热面吹扫干净，吹扫15min 后停止引送风机，锅 炉负压维持以炉膛微冒正压为原则进行自然通风冷却。 通风量偏大或通风时间长会导致汽水系统压力加速下 降，汽包内压力同步下降，汽包内汽水饱和温度也随之下降。 由于汽包上下两部分散热条件的差异，不可避免地造成停炉后 汽包壁温差偏大。而且，汽压越低，饱和温度下降速度越快， 汽包壁温差的形成也加快。

3.2.2 提高给水温度。锅炉停炉后，由于炉内温度、炉水 温度仍然很高，在锅炉上水时应将除氧器辅汽加热装置投入， 如果辅汽压力允许，除氧器水温应保持在100以上，尽量提 高给水温度，减少水温与汽包壁的温差。

3.2.3 维持汽包在高水位运行。利用汽包高水位控制汽包 壁温差。这样做的目的是提高汽包水位，减少汽包汽侧筒体体 积，将省煤器中较汽包内水温更低的水送入汽包，一方面使汽 包内水温有所下降，另一方面平衡上下壁温差。

3.2.4 使用机前疏水，按降压曲线进行降压。严格控制汽 包降压速度0.05MPa/min，饱和温降速度1/min，汽包上 下壁温差56，否则应减缓降压速度。具体降压速度为(约 12 小时):9.0~6.0MPa 用时1.5h;6.0~4.0MPa 用时1.5h; 4.0~3.0MPa 用时1.5h;3.0~2.0MPa 用时2h;2.0~1.0MPa 用时3.5h;1.0~0.8MPa 用时1h。

3.2.5 及时关闭连排、加药、取样门，减少炉水外排，汽 包不得随意补、放水。

3.3 锅炉停炉后带压放水前应具备的条件 锅炉放水前，通知化学启动机组排水槽排污泵，投入排 水槽减温水，注意监视机组排水槽水位及温度(不超过 60)。 汽包压力降至0.8MPa 时，汽包壁温降低至180左右， 汽包上下壁温差最大一点小于15(越小越好)。放水前应 逐步消除汽包上、下壁温差，保持小的温差，开始放水后汽包 上、下壁温差较难控制。

3.4 锅炉停炉后带压放水的操作过程

3.4.1 停运电泵，开启定排总门及各个分支一二次门、下 联箱放水手动一二次门、A侧和B侧省煤器放水门，锅炉带 压放水。当机组排水槽温度及水位能满足要求、汽包上下壁温 差也不大的情况下，尽可能加快放水速度，以便锅炉能保持足 够余热烘干残留水蒸气。

3.4.2 当汽包压力降至0.5MPa 时，联系热控强制减温水 闭锁阀逻辑，开启过热、再热汽减温水各门，开启给水、减温 水管道各放水门，反冲洗减温水管道，并通知热控人员仪表管 放水防冻。

3.4.3 当汽包压力降至0.4MPa 时，全开主汽管道疏水门 及对空排汽电动门，加快放水速度。开启对空排汽电动门，将 使汽包内压力急剧下降，汽包内汽水温度也急剧下降，因而加 速了汽包上、下壁温差的形成，此时注意监视汽包上下壁温 差。必要时节流对空排汽门。

3.4.4 当汽包压力降至0.1MPa 时关闭主汽管道及高旁疏 水。注意监视主机背压，在主汽管道及高旁疏水关闭后，汽机 破坏真空前不允许再开主汽管道及高旁疏水。

3.4.5 当汽包压力降至0，开启过热器系统全部疏水、空 气门，开启炉底加热各支门及加热联箱底部放水门放净存水。

3.4.6 开启汽包紧急放水门、汽包至定排、汽包至定排管 道电动门、调整门、汽包各水位计放水门，放净管道内存水后 关闭上述各门。

3.4.7 锅炉炉水放净(定排联箱放水检查门无水)后，继 续烘干4 小时，联系化学在空气门处化验确无湿气时关闭锅炉 汽水系统所有空气门、疏水、放水门(包括定排各一次门)， 关闭风烟系统所有挡板，锅炉密闭。若锅炉有检修工作，可进 行强制通风冷却，降低炉内温度，为检修做 准备。

3.4.8 汽包压力到0，破坏真空，停止轴封供汽，停运辅 汽，关闭各用户供汽门。 锅炉抢修需紧急冷却可采取锅炉换水的方法以降低汽包壁温差 在事故抢修时，可采取换水的方法加快冷却速度。即在 保持汽包高水位的情况下，尽量保持给水温度在100以上， 并在向锅炉上水的同时，适当依次开启锅炉定排放水，利用适 当的换水量，使锅炉不断得到冷却。 对于自然循环锅炉来说，汽包是锅炉内加热、蒸发、过 热这三个过程的连接枢纽。在实际操作中，只要加强调整，精 心维护，控制好锅炉启动初期的升温升压、锅炉停炉后的降温 降压及防水过程，就一定能将汽包壁温差控制在规定范围内， 从而延长汽包的使用寿命。

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