防氧化皮脱落技术标准网传讲解.docx

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防氧化皮脱落技术标准网传讲解

XXX集团公司亚、超（超）临界锅炉高温受热面氧化皮防治技术标准

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XXX集团公司

目录

前言1

1.范围2

2.规范性引用文件2

3.总则3

4.设计过程控制4

5.保管及安装前控制6

6.锅炉化学清洗过程控制6

7.锅炉吹管过程控制9

8.机组整套启动前的水冲洗9

9.锅炉启动过程控制10

10.锅炉运行控制11

11.锅炉停炉过程控制13

12.机组的停用保养14

13.锅炉检修检查14

附录1亚/超（超）临界锅炉受热面金属壁温测点的布置原则16

前言

亚/超（超）临界锅炉高温受热面用铁素体钢、马氏体钢和奥氏体钢材料投入运行后，管内壁在高温水蒸汽作用下生成氧化皮是不可避免的。

运行中，管内壁产生氧化皮生长到一定厚度时，因氧化皮膨胀系数比母材小，在机组启停过程中会剥落。

当剥落物堆积到管排下部弯头部位，将引起管路堵塞而发生超温爆管；当剥落物随蒸汽进入主汽阀会造成卡涩；当剥落物进入汽轮机将发生固体颗粒冲蚀（SPE）。

针对亚/超（超）临界锅炉高温受热面氧化皮这一共性问题，以及在建即将投产和未来规划的多台超临界及超超临界机组的形势，XXX公司组织技术研究院开展技术攻关，研究编制了《亚/超（超）临界机组锅炉高温受热面氧化皮防治技术标准》。

制定本标准对于指导亚/超（超）临界机组氧化皮的有效控制，确保XXX公司亚/超（超）临界机组安全、稳定、经济运行，具有十分重要的意义。

本技术标准，涵盖了锅炉设计、保管及安装前控制、化学清洗、蒸汽吹管、启动、运行、停运过程、停炉保护以及锅炉检修等各个环节，提出了高温受热面氧化皮防治的相应技术措施。

鉴于亚/超（超）临界机组锅炉高温受热面蒸汽氧化、氧化皮脱落的问题在国际上尚未根本解决，随着国内外对亚/超（超）临界机组锅炉高温受热面蒸汽氧化腐蚀治理研究的不断深入、经验的逐步积累，还将对《技术标准》进行及时补充、修改和完善。

各单位可根据本技术标准制定实施细则。

本技术标准附录为资料性附件。

本技术标准归口单位：

XXX集团公司

本技术标准起草单位：

XXX集团公司技术研究院

本技术标准主要起草人：

亚/超（超）临界锅炉高温受热面氧化皮防治

技术标准

1.范围

本技术标准规定了亚/超（超）临界锅炉高温受热面氧化皮防治的技术要求和管理要求，涉及设计、化学清洗、蒸汽吹管、启动、运行、停炉、检修等环节，适用于XXX电力300MW、600MW、1000MW等级亚/超（超）临界机组。

2.规范性引用文件

下列标准所包含的条款，通过在本标准中引用而构成为本标准的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本技术标准，然而鼓励根据本技术标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本技术标准。

GB5310高压锅炉用无缝钢管

GB8978污水综合排放标准

TSGG0001锅炉安全技术监察规程

DL/T438火力发电厂金属技术监督规程

DL/T561火力发电厂水汽化学监督导则

DL/T715火力发电厂金属材料选用导则

DL/T794火力发电厂锅炉化学清洗导则

DL/T831大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则

DL/T855电力基本建设火电设备维护保管规程

DL/T889电力基本建设热力设备化学监督导则

DL/T956火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则

DL/T977发电厂热力设备化学清洗单位管理规定

火电机组启动蒸汽吹管导则

3.总则

3.1为了减缓亚/超（超）临界锅炉过热器、再热器蒸汽侧氧化皮的生成与脱落，减少锅炉非计划停运，提高锅炉运行的安全性、可靠性和经济性，特制定本技术标准。

3.2锅炉高温受热面氧化皮的防治，必须坚持电力设备全过程监督管理理念，在锅炉设备的选型、设计、制造、安装、调试、检验、运行、检修和改造各个环节，实现全过程技术监督和技术管理。

3.3新建锅炉在设备选型阶段，选择锅炉炉膛上部及高温对流受热面烟道左右两侧烟气温度偏差小，且具有减少左右两侧烟温调节手段的锅炉。

减少个别区域烟温偏高导致受热面管道超温。

项目公司应及时与锅炉制造厂进行沟通，将了解和掌握的已投运同类型锅炉、同类型材料存在的问题反馈给制造厂，以便在设计中借鉴。

当发现有重大技术问题时，应进行设计校核。

在设备选型上主要是审核锅炉厂高温受热面材料设计是否合适，在选用高温受热面管材时除考虑高温强度、材料组织与性能变化外，还应当重点考虑材料抗高温氧化性能。

对高温受热面管材选用时建议采用以下原则：

（1）对于运行经验少的管材选用时应相对保守，选用材料时应选高一个等级的材料；

（2）尽量选用国内运行经验较多的材料，少选或不选运行经验很少的新材料；

（3）一根换热管尽量采用二种以下的材料，不宜采用多种材料；

（4）换热管内径尽量选用一致，避免过多的变径结合面而造成堵塞。

3.4在设计上一个重要方面是调温手段和旁路容量选择，从防止氧化皮大尺寸脱落的角度看，不宜选择无旁路系统（机组选用100%旁路系统，有利于锅炉定期吹扫、排出高温受热面内氧化皮等杂质）。

对喷水减温器的选择特别应注意其漏流问题，不能选择漏流量大的减温水调节阀（不论在高压或低压）。

3.5在役锅炉应本着“减缓生成、控制剥落、加强检查、及时清理”的原则，监控受热面壁温，控制启停炉速率，发现问题及时采取清理措施，防止因氧化皮脱落引起锅炉爆漏事故的发生和扩大。

3.6亚/超（超）临界机组的电厂应建立以总工程师为组长的锅炉高温受热面氧化皮防治小组，制定和健全氧化皮防治的管理制度和技术档案，并结合本厂机组实际情况，制订氧化皮防治技术标准的实施细则，报电力生产部、技术研究院审核、备案。

4.设计过程控制

4.1各过热器、再热器管段应进行热力偏差的计算，合理选择偏差系数，并充分考虑烟温偏差的影响。

选用管材时，在壁温验算基础上应留有足够的安全裕度。

（1）确认计算时的热力偏差系数。

依据DL/T831规定，设计时壁温安全性计算的屏间热力偏差系数为1.25。

各锅炉厂可根据本厂的设计规范选取热力偏差系数，但屏间热力偏差系数不得小于1.25。

（2）过热器两侧蒸汽温度偏差不大于5℃，再热器两侧蒸汽温度偏差不大于10℃。

（3）超（超）临界机组应校核75%锅炉负荷下的具有辐射吸热特性的受热面壁温。

4.2锅炉高温受热面设计选材的钢牌号与化学成分、制造方法、交货状态、力学性能、液压试验、工艺性能、低倍检验、非金属夹杂物、晶粒度、显微组织、脱碳层、晶间腐蚀试验、表面质量、无损检验等技术条件应符合GB5310的规定。

4.3提高锅炉高温受热面管材抗蒸汽氧化能力是氧化皮防治主要技术措施之一。

提高管材抗蒸汽氧化能力的几种途径：

（1）管子内壁镀Cr，即通过在内表面形成致密的Cr2O3保护层来提高抗蒸汽氧化能力。

（2）奥氏体不锈钢管子内壁喷丸处理，可以在内壁表面形成喷丸硬化层，其中包含了大量的位错、孪晶、亚晶等，在高温蒸汽氧化过程中形成Cr向表层短路扩散的途径，促进表面Cr2O3保护层的形成，从而降低了蒸汽氧化速率。

内壁喷丸处理后硬化层应均匀，厚度应达到50μm以上，硬度平均值不小于280HV，且比母材基体的硬度大100HV。

在蒸汽温度600℃以上，不宜选用未经喷丸处理的10Cr18Ni9NbCu3BN（S30432）管材。

（3）提高钢管材料的Cr含量，通常Cr含量提高到22％以上，抗蒸汽氧化能力有显著提高，如07Cr25Ni21NbN（TP310HNbN）。

（4）钢管材料的晶粒细化处理：

通过特定的热加工和热处理工艺可使奥氏体不锈钢的晶粒细化，晶界数量的增加提供了Cr元素向表面扩散的通道，促进表面Cr2O3保护层的形成，降低了蒸汽氧化速率，如10Cr18Ni9NbCu3BN（S30432）、08Cr18Ni11NbFG（TP347HFG）。

超（超）临界锅炉高温过热器（再热器）选用的奥氏体不锈钢管材的晶粒度应控制在8～10级。

4.4部分受热面管子耐热钢的最高允许使用温度见下表。

钢牌号

12Cr1MoV

T22

07Cr2MoW2VNbB

（T23）

10Cr9Mo1VNbN（T91）

10Cr9MoW2VNbBN（T92）

最高允许使用

温度（℃）

570

580

580

610

625

钢牌号

15Cr18Ni9

（TP304H）

07Cr18Ni11Nb

（TP347H）

10Cr18Ni9NbCu3BN（Super304）

08Cr18Ni11NbFG

（TP347HFG）

07Cr25Ni21NbN

（HR3C）

最高允许使用

温度（℃）

620

620

650

650

700

4.5虽然高抗蒸汽氧化性能材料的选取受增加投资成本的制约，但应避免“以低代高”现象，必要时应对锅炉制造厂提供的受热面进行校核计算，校核其受热面材料设计裕度。

同屏所使用的钢材牌号不得超过两种，以降低异种钢材焊接带来的风险。

4.6高温过热器管屏设计时，内圈管下弯头弯曲半径不得小于3倍管径，避免通流面积减小造成氧化皮等杂质在此处堆积。

同时，应适当增大末级过热器管内径尺寸。

4.7为加强高温受热面金属管壁温度的全面监测，适度增加热箱内高温受热面壁温测点数量，壁温测点布置原则见附录1。

热箱内温度测点宜采用图1推荐的集热块结构和图2推荐的套管结构。

在采用这种结构时必须做到：

测点保温；集热块与管壁三面满焊；热电偶前段贴紧管子；压紧螺钉不直接接触热接点。

图1推荐的参考结构之一图2推荐的参考结构之二

5.保管及安装前控制

5.1各类管道及附件运抵现场后的保管，应按照DL/T855规定执行，重点检查管道标识及附件孔口保护封堵是否严密，对丢失或破损封堵进行补充，以隔绝空气、雨水，防止保管过程中管道内壁产生锈蚀。

不锈钢管材应单独存放，严禁与碳钢管混放或接触，并尽可能缩短存放周期，运输到现场后及时安装使用。

5.2受热面管在组合和安装前必须分别进行通球试验，通球后应做好可靠的封闭措施。

5.3在组合安装前，应检查联箱内部有无异物、联箱内壁有无附着物（有条件时宜采用内窥镜进行检查），必须将所有联箱内部清理干净，联箱内壁附着物应采取有效措施予以清除，各接管座应无堵塞。

5.4安装精确的温度测点，控制壁温。

6.锅炉化学清洗过程控制

6.1亚/超（超）临界机组对热力系统受热面内表面清洁度和运行系统水汽品质要求很高，机组在制造、储藏、安装和长期运行过程中，在金属受热面内表面会产生氧化皮、焊渣、油污、腐蚀结垢产物等，通过机组的化学清洗，使机组热力系统的受热面内表面清洁，防止因腐蚀和结垢而引起事故，提高机组的热效率和改善机组水汽品质，以确保机组顺利投产和安全经济运行。

6.2按照DL/T977的相关规定，承担亚/超（超）临界机组化学清洗的单位应具备电力行业发电厂热力设备化学清洗A级清洗单位资质，严禁无证清洗和越级清洗。

6.3机组的化学清洗范围可以参照DL/T794《火力发电厂锅炉化学清洗导则》相关规定执行。

6.4化学清洗所使用的药品需提供产品合格证、质保书等，应现场取样进行小型试验，并委托第三方单位对现场药品进行抽样复检。

质量和检定标准详见DL/T794-2001附录E。

6.5清洗奥氏体钢时，选用的清洗介质、缓蚀剂和其它助剂中的Cl-、F-在清洗液中总量不得大于0.2mg/L，并应进行管材应力腐蚀和晶间腐蚀试验，清洗液不得产生应力腐蚀和晶间腐蚀。

6.6所有清洗药品应分类、整齐放置于清洗现场，并有防护措施；清洗现场应具备临时化学分析条件。

6.7锅炉化学清洗介质的要求

（1）化学清洗介质及参数的选择，应根据垢的成份、锅炉设备构造、材质等，试验确定。

采用优选的清洗配方和缓蚀剂、先进的清洗工艺和高流量的清洗设备，综合考虑其经济性及环保要求等因素。

（2）当清洗液中三价铁离子浓度大于300mg/L时，应在清洗液中添加还原剂。

（3）当氧化铁垢中含铜量大于5%时，应有防止金属表面镀铜的措施。

6.8化学清洗的质量控制

（1）化学清洗前应检查并确认化学清洗用药的质量、数量，监视管段和腐蚀指示片。

（2）清洗过程中应监督加药、化验，控制各清洗阶段介质的浓度、温度、流量、压力等重要清洗参数。

（3）根据化验数据中清洗液浓度、清洗液中铁离子浓度趋于平衡和监视管内表面的除垢情况判断化学清洗终点。

（4）新建炉的监视管段一般在化学清洗结束后取出。

运行炉的监视管段应在预计化学清洗结束时间前取下，并检查管内是否已清洗干净。

若管段仍有污垢，应再把监视管段放回系统继续化学清洗，直至监视管段全部清洗干净。

（5）化学清洗后，应对锅炉底部联箱进行内部检查，并彻底清除沉渣。

（6）对被清洗系统的管道进行割管检查，判断清洗效果。

对新建炉应选择清洗流速最低处割取，对运行炉应在热负荷最高、结垢严重处割取管样。

（7）检查完毕后，应将割管检查系统中拆下的装置和部件全部恢复，撤掉临时设备系统和临时部件，使系统恢复正常。

（8）锅炉化学清洗后在20天内不能投入吹管或运行，应进行防腐保护。

（9）常用保护方法：

液体保护法有氨液保护、氨—联氨液保护，气体保护法有充氮保护、气相缓蚀剂保护。

（10）锅炉化学清洗废液的排放必须符合GB8978的规定。

（11）严禁排放未经处理的酸、碱液及其它有害废液，也不得采用渗坑、渗井和漫流等方式排放。

（12）火电厂应设有足够容量存放和处理废液的处理装置。

6.9锅炉化学清洗过程中应加强各阶段的监测，监测项目按照DL/T794规定执行。

6.10锅炉清洗质量验收标准

（1）化学清洗后的金属表面应清洁，无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出的过洗现象，不应有镀铜现象。

（2）用腐蚀指示片测量的金属平均腐蚀速度应小于6g/（m2﹒h）,腐蚀总量应小于60g/m2，残余垢量小于20g/m2。

（3）化学清洗后的表面应形成良好的钝化保护膜，不应出现二次锈蚀和点蚀。

（4）固定设备上的阀门、仪表不应受到损伤。

6.11新建和运行亚/超（超）临界机组在进行化学清洗系统设计时，应充分考虑锅炉的结构特点，在现场条件及安全允许的情况下可以扩大清洗范围，如考虑增加高压给水系统、除氧给水箱、疏水扩容箱、减温水系统等的化学清洗。

6.12新建机组清洗后，宜割开锅炉部分重要联箱，采用内窥镜对其内部进行检查，清除异物，有效避免锅炉运行中由异物引发的水力不均造成的超温、爆管等。

7.锅炉吹管过程控制

可以参照《火电机组启动蒸汽吹管导则》的相关规定执行。

8.机组整套启动前的水冲洗

8.1　一般要求：

（1）锅炉启动点火前，对热力系统应进行冷态水冲洗和热态水冲洗。

（2）在冷态及热态水冲洗过程中，当凝汽器与除氧器间建立循环后，应投入凝结水泵出口加氨处理设备，控制冲洗水pH值为9.0～9.5，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。

当凝汽器与启动分离器建立循环后，应投入给水泵入口加氨处理设备。

调节冲洗水的pH值为9.0～9.3。

（3）在冷态及热态水冲洗的整个过程中，应监督给水、炉水、凝结水中的铁、二氧化硅及其pH值。

（4）锅炉有过热器反冲洗设备时，在第一次点火前，应进行过热器反冲洗。

对于怀疑存在过热器积盐的机组，在机组启动前也应进行过热器反冲洗。

冲洗的除盐水应加氨调整pH值为10.0～10.5，冲洗至出水无色透明。

8.2　水冲洗应具备的条件

除盐水设备应能连续正常供水；氨和联氨的加药设备能正常投运；热态冲洗时，除氧器能通汽除氧（至少在点火前6h投入），应使除氧器水尽可能达到低参数下运行的饱和温度。

8.3　点火前的冷态水冲洗

（1）直流炉、汽包炉的凝结水和低压给水系统的冷态水冲洗。

当凝结水及除氧器出口水含铁量大于1000μg/L时，应采取排放冲洗方式；当冲洗至凝结水及除氧器出口水含铁量小于1000μg/L时，可采取循环冲洗方式，投入凝结水处理装置运行，使水在凝汽器与除氧器间循环。

当除氧器出口水含铁量降至小于200μg/L后，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。

无凝结水处理装置时，应采用换水方式，冲洗至出水含铁量小于100μg/L。

（2）直流炉的高压给水系统至启动分离器间的冷态水冲洗。

当启动分离器出口水含铁量大于1000μg/L时，应采取排放冲洗；小于1000μg/L时，将水返回凝汽器循环冲洗，投入凝结水处理装置除去水中铁。

当启动分离器出口水含铁量降至小于100μg/L时，冷态水冲洗结束。

（3）汽包炉的冷态水冲洗采取排放冲洗，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉。

当锅炉水含铁量小于200g/L时，冷态水冲洗结束。

8.4　点火后的热态水冲洗

（1）进行热态水冲洗时，给水的含铁量小于100μg/L后，方可开始锅炉点火。

（2）在直流炉热态水冲洗过程中，当启动分离器出口水含铁量大于1000μg/L时，应由启动分离器将水排掉；当含铁量小于1000μg/L时，将水回收至凝汽器，并通过凝结水处理装置作净化处理，直至启动分离器出口水含铁量小于100μg/L时，热态水冲洗结束。

（3）汽包炉热态水冲洗依靠锅炉排污换水，一般冲洗至锅炉水含铁量小于200μg/L时，热态水冲洗结束。

9.锅炉启动过程控制

9.1根据直流炉的特性，燃料量投入速度比较快，工质膨胀现象比较明显，在压力1.1MPa左右工质膨胀较明显，分离器水位控制宜投入自动，在手动情况下要注意储水箱水位的变化。

9.2干、湿态的转换阶段要特别注意，加强调整，保持各参数的稳定，特别是调整好燃烧与给水量的配合（煤水比，分离器入口工质焓值），严密监视水冷壁管金属壁温，避免受热面超温。

9.3启动过程中机组负荷低于10％避免使用二级减温水（俄制定压运行锅炉除外），启动初期再热减温水量不得大于10％再热蒸汽流量。

各减温水使用操作要平稳，温度控制要超前，避免突开突关减温水门使管壁急速降温和升温导致氧化皮集中脱落。

9.4启动过程严格按照锅炉厂提供升温曲线控制锅炉升温速率，瞬时蒸汽温升不得大于5℃/min，10分钟内温度突变不得超过30℃。

9.5在锅炉启动过程中尽量早地投用启动旁路，缩短受热面换热管内“U”型弯内积水的蒸干温升时间。

在冲转和初始升负荷期间，采用带旁路启动，尽量建立较大的主蒸汽流量，同时提高冲转及并网时蒸汽参数。

9.6启动期间在汽轮机冲转前，宜根据旁路容量加大燃料量，用较高蒸汽参数，通过开大高压、低压旁路，利用蒸汽对受热面管内残留的氧化皮进行清扫，同时避免氧化皮进入汽轮机造成叶片的冲蚀。

9.7在刚并网时，减小机组升负荷速度，降低主蒸汽温度升温速率，防止主蒸汽升温过快影响汽轮机运行安全而在很低负荷时投用减温水。

在机组开始升负荷时应保证蒸汽流量的同步增加，避免出现蒸汽流量不增加，蒸汽温度快速增加的现象。

9.8在第一次投粉时，尽量减少磨煤机初始给煤量，同时减慢磨煤机给煤量增加的速率，减缓机组升负荷速度。

9.9开始投减温水降温时，应严格控制减温水流量，控制屏过与高过进口汽温有一定的过热度。

如果减温水调门漏流量大，必须避免在低负荷时投用减温水。

9.10首次投用减温水时，尽量投一级减温水，不要同时投一级减温水与二级减温水。

若开始投减温水时减温水量难以控制，建议增加容量小、低蒸汽流速状况下雾化好的启动旁路减温器。

9.11每次启动时，带负荷至机组一半负荷时，应保持一段时间采用低参数振荡负荷运行方式。

之后较长时间运行在2/3～3/4负荷区，并采用大流量、低参数运行方式，最好蒸汽流速能超过满负荷运行工况；由于氧化皮的堵塞是一个亚稳态结构，扰动有可能将这种亚稳定状态破坏，可以在此负荷范围内采用蓄压变负荷或者同时采用调节旁路等措施，采用较大流量扰动等类似冲管方式冲洗受热面换热管内可能存在的氧化皮搭桥现象。

10.锅炉运行控制

10.1合理调整燃烧工况，加强对锅炉主、再热汽温及锅炉各受热面壁温的控制及调整，尽量减少主、再热汽温及锅炉各受热面壁温的大幅度波动。

10.2吹灰是清除积灰和增强受热面吸热的有效手段之一，避免蒸汽吹灰过程中蒸汽带水导致受热面急剧降温，特别是高温对流受热面。

10.3合理调整煤水比例，控制汽水分离器出口焓值、锅炉出口烟温，避免煤水比失调引发过热器、再热器短期超温。

同时减温水使用要平稳，避免大幅开启或关小减温水导致过热器、再热器管壁温度剧变引起氧化皮脱落。

10.4优化配风，合理分配磨煤机负荷，保证高温受热面区域不出现局部超温现象。

10.5燃烧器摆角应设置最大上摆上限，避免在投自动情况下，燃烧器摆角上摆至最大时发生卡涩出现汽温超限引起过热器、再热器短时超温。

10.6严格控制升降负荷速率，控制管壁温度升降速率，加强汽温控制杜绝蒸汽温度大幅波动或超温运行。

机组运行中正常升、降负荷速率不超过10MW/min，在300MW以上时升、降负荷要将屏式过热器、高温过热器、再热器出口蒸汽温度维持在额定值，如由于升降负荷的扰动造成上述温度的波动超过5℃/min，要适当降低机组的升、降负荷速率或暂停升、降负荷，待温度调整稳定后继续进行负荷调整操作。

10.7定期测定磨煤机煤粉细度，发现偏离设计值较大时应及时调整分离器挡板或磨煤机动态分离器转速，保证合理的煤粉细度和煤粉均匀性。

10.8新投运机组移交生产后应及时进行燃烧优化调整，对每台磨煤机煤粉细度以及每台磨煤机各粉管风速、含粉率进行测量和标定，保证每台磨煤机出口不同粉管间风速偏差小于5％，煤粉浓度偏差小于10%。

10.9定期测定汽轮机凝结器热井内金属氧化物浓度，发现偏离设计值较大应及时查明原因，做出相应处理。

10.10按照DL/T561要求，加强运行锅炉水汽监督。

应加强在线化学仪表的维护和在线检验，确保在线化学仪表的准确。

严格控制凝结水、给水品质。

加强凝汽器管泄漏检测，发现凝结水Na+和氢电导率明显增加要及时采取措施，采取措施无效要及时停机，避免锅炉受热面结垢导致超温。

10.11宜对蒸汽含氢量进行测定并定期记录，以监测受热面蒸汽氧化速度。

10.12按照DL/T438的规定，加强锅炉受热面管壁温度的监视，特别注意监视亚临界工况和75％负荷下的具有辐射吸热特性的高温受热面金属管壁温度。

10.13在DCS各受热面管壁温度系统（或独立的壁温监视系统）中，必须具有管壁超温报警功能，对运行人员及时提示。

同时，加大超温考核力度，控制超温次数和超温幅度。

10.14对于四角切圆π型燃烧锅炉，通过炉内各级二次风送风比例调整和分离燃尽风（SOFA）喷口水平摆动角度调整，尽量降低高温受热面屏间热偏差，避免减温水单侧投用导致的壁温波动。

11.锅炉停炉过程控制

11.1正常停炉控制要求（俄制定压运行锅炉除外）：

（1）在锅炉停炉时应避免锅炉快速冷却，降低换热管壁温降低速率。

减负荷速率—般应控制在每分钟1.5%BMCR以内,主、再热汽温下降速率应控制在1～1.5℃/min左右，注意主、再热汽温及锅炉金属壁温的监视和调整，避免降负荷速率过快引起汽温突变导致氧化皮集中脱落。

（2）停炉过程中煤水比要适中，控制分离器出口焓值，逐步降低过热度，避免汽温突降或突升导致管壁金属温度变化引发氧化皮脱落。

（3）停炉过程中主要是以降低燃料为主要手段，减温水的使用要适当，避免在低负荷投用减温水，在整个滑停过程中减温水使用量不得超过蒸汽流量的10％。

（4）降至30～35％额定蒸汽负荷时，锅炉将转入湿态运行，有启动循环泵时宜投入循环泵运行，此时应加强对给水流量的监视和调整，注意稳燃装置需具备点火条件，必要时应及