，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。

    六、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。

    七、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。

    八、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。

    九、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。