0、前言
超临界直流锅炉水容积小，没有厚壁汽包，又采用薄壁、小直径的管子，因而其工质与金属的蓄热能力比汽包锅炉小，自行保持平衡的能力较差，对机组参数的变化反应灵敏，给运行操作带来较大压力．锅炉炉底水封对于锅炉的安全运行具有重大意义，然而，由于运行中对炉底水封的重视不足导致水封失去，将严重危及锅炉的正常运行。
超临界锅炉运行中发生炉底水封失去时，由于引风机的抽吸，炉底大量冷风进入炉膛，火焰中心急剧上移，烟气流量及流速迅速增大，炉内燃烧工况严重恶化，带来极大危害：(1)主汽温、再热汽温迅速升高至超限导致锅炉MFT动作，严重时，由于炉管金属温度变化率过快造成羁化皮大量脱落，堵塞通流管道，导致锅炉爆管；(2)受热面吸热不均，汽水分离器出口蒸汽温度下降至低于饱和温度，锅炉转入湿态运行，容易引起分离器水位高高锅炉MFT动作;(3)炉膛压力因失控超限导致锅炉MFT；(4)低负荷时加剧炉内燃烧不稳定性造成炉膛火焰丧失；(5)炉膛总风量急剧增加导致引风机电流超限发生跳闸，炉膛排烟温度迅速升高造成空气预热器变形加重、空气预热器电流升高至越限发生跳闸，过高的排烟温度还可能引起尾部烟道二次燃烧。锅炉炉底水封恢复时，同样会带来主再热汽温度急剧下降、锅炉螺旋水冷壁金属温度及汽水分离器出口温度快速升高、炉膛压力急剧波动等严重危及锅炉安全运行的危害。富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗粒机、木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
因此，研究超临界锅炉炉底水封失去时及恢复过程中锅炉主要参数变化规律，并在事故发生时采取何种有效的控制措施，以及机组正常运行中如何防范炉底水封失去事故，对提高超临界锅炉运行的安全性和可靠性、减少机组非停次数，具有重大意义。
1、锅炉概况
广东珠海金湾发电有限公司4号机组锅炉是超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，型号为SG1913/25. 4-M960，单炉膛，一次中间再热，四角切圆燃烧方式，平衡通风，全钢架悬吊结构n型露天布置，固态排渣。设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北煤。
除渣系统设计为灰渣分除系统，石子煤采用水力喷射器输送方式，底渣系统由刮板捞渣机、碎渣机、缓冲渣仓、管式皮带机、渣仓、渣浆泵房组成。锅炉燃烧产生的渣和水力喷射器输送来的石子煤一同至刮板捞渣机混合后，输送至缓冲渣仓，然后经过管式皮带机输送至渣仓，从渣仓卸至灰场管式皮带机，输送至灰场堆放。每台锅炉有2个渣井，每个渣井对应1个排渣口。渣井上部与锅炉下朕箱水封板连接，下部与渣井关断门相连，保证其密封。渣井支承方式采用独立支撑吊式，钢结构的设计允许刮板捞渣机从一侧拉出。渣井水封槽能有效地配合锅炉水冷壁垂直和水平方向的膨胀量，且水封槽的设计已考虑了下联箱下降支管（保温后）的膨胀量，水封槽中设有冲洗排污措施。渣井的水封槽沿渣井四周布置，由连续溢流的密封水维持槽内的水位和渣斗密封，并在渣井内按需要配置冷却水喷淋装置，以限制外表的温度不大于60℃，并相应配置喷淋冷却的观察窗和通渣孔。
2、炉底水封失去过程现象分析及应对策略
某日12：00:00.4机组cc方式运行，AGC负荷指令由530 MW减至430 MW，在机组减负荷过程中，发现盘面相关重要参数开始失控，操作员根据盘面主参数的反常变化．迅速判断出炉底水封失去故障，立即通知灰控值班员到捞渣机水封槽就地检查炉底水封水位，并进行机组相关参数的调整。经确认是捞渣机水封槽水位过低引起炉底水封破坏，立即手动打开捞渣机水封槽补水阀对永封槽进行强补，至12：14:00，水封开始恢复至正常。
2.1水封失去过程风烟系统现象及处理
从炉底水封开始出现异常至水封破坏最严重时刻，尽管只有短暂的十几分钟，但由于短时间内大量冷风从炉底进入炉膛，使炉内温度降低和火焰中心迅速上移，燃烧工况恶化，锅炉各受热面出现吸热严重不均，锅炉相关重要参数变化异常。由图1可以看出，在风烟系统侧，在水封失去过程中（图1A、B阶段），炉膛压力开始明显上扬（压力设定-120 Pa>．最高升至正压69，28Pa后由于引风机出力的增大而回调；A/B引风机出力持续增大，电流分别由正常运行的233 A和230 A上升至最高276A和274 A*省煤器出口氧量由正常运行的3.8%左右上升至水封失去最严重时的8. 33%；A/B空气预热器由于烟气流量和流速的急剧增加以及进口烟温上涨造成本体变形的加重，马达电流由31.5 A和29.3 A上升至最高值49.3 A和55.8 A；由于炉膛风量控制中“氧量控制”在自动（设定值4%），当炉膛测量氧量超过设定值时，氧量修正“避风控制”回路开始作用于减少送风量。炉膛总风量测量值（不含炉底漏进炉膛的风量）在轻微上涨之后开始下降。
根据盘面现象及参数的变化趋势，判断出炉底水封失去故障，立即通知灰控值班员对捞渣机水封槽进行紧急朴水，这是事故处理成功的关键。同时，操作员果断采取相应应急措施，减缓风烟系统参数的恶化。在炉底水封失去过程中，紧急处理措施如下：
(1)将炉膛压力控制设定值由-120 Pa提高至30 Pa，保持炉膛微正压状态，减少炉底漏风量，必要时将炉膛压力控制切手动；
(2)将“氧量控制”切手动，通过“送风控制器”手动偏置减少炉膛总风量，减缓由于炉底大量漏人冷风对燃烧工况的影响，同时可以稳定和降低引风机出力，防止引风机过流跳闸；
(3)迅速将空气预热器漏风控制装置的扇形板提升至最大位置，防止空气预热器因排烟温度升高变形加剧与扇形板产生摩擦损坏，同时可以降低空气预热器主马达电流，防止空气预热器马达过流跳闸；
(4)投入空气预热器冷、热端吹灰器进行吹灰，防止因空气预热器进口烟温升高、空气预热器渡纹板积聚可燃物引起空气预热器着火。
2.2水封失去过程启动系统现象及处理
由于炉底水封的破坏，恶化了炉膛燃烧工况，也直接引起了锅炉各受热面及主再热蒸汽温度太幅度波动。由图2可以看出，在锅炉启动系统及金属受热面侧，在水封失去过程中，参数变化最明显的是以对流传热为主和对炉膛火焰中心反应敏感的再热器区域，从图2曲线3和曲线6可以看出，从A阶段的轻微漏风开始，末级再热器金属壁温和末级再热器蒸汽温度已出现上涨趋势，壁温由平稳区的553℃开始缓慢上涨、在水封破坏严重时刻快速涨至599℃，再热汽温超温最为严重，末级再热蒸汽温度由541℃最高涨至598℃（此时，再热器减温水已接近全开）；末级过热器延折焰角布置于末级再热器之后，在分隔屏和屏过汽温大幅度下降的情况下，由于炉膛风量的大量增加使水平烟道受热面对流传热的增强，主蒸汽吸热明显增强，主汽温出现较快上涨，而末级过热器金属壁温却出现大幅下降趋势；在锅炉启动系统中，受炉膛火焰中心影响最明显的是汽水分离器出口汽温（即中间点温度），从A阶段的423℃开始的出现明显下跌，在水封破坏严重时及炉膛火焰中心被抬至最高点时，中间点温度最低跌至388℃，此时中间点温度已接近饱和温度，汽水分离器轻微见水，锅炉随时可能出现在负荷470 MW附近由干态转入湿态运行的危险工况；而以辐射吸热为主的螺旋水冷壁和垂直水冷壁，则由于炉膛风量的大量增加和火焰中心的上移，吸热量明显减少，金属壁温下降。
针对各主参数的变化趋势，操作员也采取了相应措施，减缓锅炉主参数的恶化。在炉底水封失去过程中，紧急处理措施如下：
(1)迅速投入两侧再热器事故减温水，减缓再热汽温的快速上涨；
(2)调整燃烧器摆角，尽量将摆角下调至最低位置-25°，一方面可以降低再热汽温，另一方面提高中间点温度，防止锅炉转入湿态运行，也为水封建立之后的主汽温控制提供保障；
(3)稳定水煤比，尽量减少对给水控制和燃料控制的干预，汽温调节采用减温水。
2.3水封恢复过程现象及应对策略
经过捞渣机水封槽的紧急补水，在12:13：00左右，炉底水封开始缓慢建立，炉底漏风量缓慢减小，炉膛火焰中心下降，机组参数开始出现大幅度波动，且参数变化趋势与水封失去时的变化正好相反，如图1、图2中的C和D阶段。首先，炉膛负压出现跳跃式下降，炉膛总风量、省煤器出口氧量及2台引风机电流开始下降，末级过热汽温和末级再热汽温开始回落，同时中间点温度开始回涨。在炉底水封完全建立时刻，机组参数出现突变现象，变化最为明显的是中间点温度出现飞涨、炉膛负压出现大幅度突降。12:29:00，中间点温度由400℃突涨至440℃，炉膛负压突降至-344Pa，给机组的操作调节带来极大的压力。
炉底水封恢复过程的处理：
(1)严密监视炉膛负压，必要时将引风机控制切手动，手动调节炉膛压力，同时，根据机组实际负荷对应的炉膛总风量，缓慢增加送风机出力，防止水封建立时由于炉底漏风的骤然减少造成炉膛总风量过低，燃烧不充分；
(2)主、再热汽温的控制，以调整减温水量和燃烧器摆角为主，在水封恢复过程中，再热汽温有较大幅度的下降，主汽温则是在大幅度波动后趋于下降，此时，应注意减少减温水量、适当抬高燃烧器摆角，维持主、再热汽温稳定；
(3)水封恢复过程中，变化最明显的是中间点温度，在水封完全建立时，由于炉膛火焰中心的迅速下移，中间点温度不可避免的有一个飞涨的过程，此时应严密监视螺旋水冷壁金属温度的上升情况，可通过提高燃烧器摆角、适当调整水煤比、增加炉膛总风量等手段进行控制，防止螺旋水冷壁金属温度高高造成锅炉MFT动作；
(4)由于主汽温随着中间点温度的变化具有延迟性，随着中间点温度的飞涨，应提前采取措施，防止出现主蒸汽温度及末过金属温度超限运行。
3、炉底水封失去原因分析
捞渣机设有一个自动补水系统，补水水源来自低压水泵（如图3所示）。当上槽水温超过60℃或水位低于设定值时，电动补水阀自动打开，上槽补水；当水温低于50℃或水位回复正常后，电动补水阀自动关闭。另外系统还设有一个手动补水阀，以备紧急补水时用。经事后检查发现，在捞渣机上槽水位低于设定值时，由于水位限位开关故障无法触发水位低报警，造成捞渣机水封补水电动阀不会联锁自动打开，导致炉底水封失去。
4、防范对策
由于捞渣机捞渣槽在机组运行过程中须不间断补充冷却和密封水，如捞渣槽水位低，会造成炉底水封失去，严重影响机组安全运行。为防止捞渣槽水位低，采取以下防范对策：
(1)每班加强对捞渣机捞渣槽水位的巡视，检查捞渣槽保持一定溢流，捞渣槽及水封槽补水手动阀保持一定开度，在捞渣槽上观察捞渣槽手动补水管道有水流出；用手触摸水封槽补水阀后管道，如有一定温度并有明显的节流声音则可判断有水流过。
(2)每个月进行一次捞渣槽水位低及捞渣槽水温高联锁开捞渣槽电动补水阀的定期试验，并定期清理捞渣槽水位开关结垢。
(3)若发生石子煤斗冲洗母管堵塞，进行拆管疏通时，在拆管前检查石子煤斗母管末端（捞渣槽内）真空破坏口无堵塞，杜绝由于虹吸作用将捞渣槽内的水抽走。
(4)若低压水泵全停进行消缺时，严格控制检修时间，接驳临时补水管对捞渣槽进行补水。正常运行时注意监视低压水母管压力不低于0.5 MPa，渣浆泵反冲洗结束注意冲洗水阀关闭到位，不内漏，确保有足够的水压给捞渣槽补水。富通新能源生产销售的生物质锅炉以及木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料是客户们不错的选择。
(5)若CRT来捞渣槽水封低水位报警时，进行3个方面处理：第一，汇报值长及主机操作人员。检查低压水母管压力是否正常；如母管压力低，手动启动备用低压水泵；并马上进行相应机组的石子煤斗冲渣。第二，检查捞渣槽电动补水阀是否联锁打开，不能正常打开时就地打开，同时就地开大低压水至捞渣槽补水手动阀进行补水。第三，就地观察捞渣槽水位是否正常，捞渣槽上槽放水阀是否关严、是否有明显的漏点。如捞渣槽存在较大的漏点，补水无效时，机组立即进行减负荷，关闭捞渣机液压关断门；如是水封低水位开关误动，则通知热控检修人员处理。
(6)若CRT来捞渣槽上槽水温超温报警时，进行2个方面操作：第一，汇报值长及主机操作人员。检查低压水母管压力是否正常；如母管压力低，手动启动备用低压水泵，马上进行相应机组的石子煤斗冲渣。第二，检查捞渣槽电动补水阀是否联锁打开，不能正常打开时就地打开，同时就地开大低压水至捞渣槽补水手动阀进行补水降温，就地观察捞渣槽水位是否正常。如捞渣槽上槽水温开关误动，则通知热控检修人员处理。
5、结束语
超临界直流锅炉由于其自身结构特点和运行特性，在发生炉底水封失去故障时，炉内燃烧工况急剧恶化，机组参数反应更为敏感和强烈，严重危及机组安全运行。通过珠海金湾电厂600MW超临界直流炉炉底水封失去处理成功案例分析，以及事故发生后采取的积极有效的防范对策，可为国内同类型机组运行控制提供借鉴作用。
超临界直流锅炉水容积小，没有厚壁汽包，又采用薄壁、小直径的管子，因而其工质与金属的蓄热能力比汽包锅炉小，自行保持平衡的能力较差，对机组参数的变化反应灵敏，给运行操作带来较大压力．锅炉炉底水封对于锅炉的安全运行具有重大意义，然而，由于运行中对炉底水封的重视不足导致水封失去，将严重危及锅炉的正常运行。
超临界锅炉运行中发生炉底水封失去时，由于引风机的抽吸，炉底大量冷风进入炉膛，火焰中心急剧上移，烟气流量及流速迅速增大，炉内燃烧工况严重恶化，带来极大危害：(1)主汽温、再热汽温迅速升高至超限导致锅炉MFT动作，严重时，由于炉管金属温度变化率过快造成羁化皮大量脱落，堵塞通流管道，导致锅炉爆管；(2)受热面吸热不均，汽水分离器出口蒸汽温度下降至低于饱和温度，锅炉转入湿态运行，容易引起分离器水位高高锅炉MFT动作;(3)炉膛压力因失控超限导致锅炉MFT；(4)低负荷时加剧炉内燃烧不稳定性造成炉膛火焰丧失；(5)炉膛总风量急剧增加导致引风机电流超限发生跳闸，炉膛排烟温度迅速升高造成空气预热器变形加重、空气预热器电流升高至越限发生跳闸，过高的排烟温度还可能引起尾部烟道二次燃烧。锅炉炉底水封恢复时，同样会带来主再热汽温度急剧下降、锅炉螺旋水冷壁金属温度及汽水分离器出口温度快速升高、炉膛压力急剧波动等严重危及锅炉安全运行的危害。富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗粒机、木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
因此，研究超临界锅炉炉底水封失去时及恢复过程中锅炉主要参数变化规律，并在事故发生时采取何种有效的控制措施，以及机组正常运行中如何防范炉底水封失去事故，对提高超临界锅炉运行的安全性和可靠性、减少机组非停次数，具有重大意义。
1、锅炉概况
广东珠海金湾发电有限公司4号机组锅炉是超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，型号为SG1913/25. 4-M960，单炉膛，一次中间再热，四角切圆燃烧方式，平衡通风，全钢架悬吊结构n型露天布置，固态排渣。设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北煤。
除渣系统设计为灰渣分除系统，石子煤采用水力喷射器输送方式，底渣系统由刮板捞渣机、碎渣机、缓冲渣仓、管式皮带机、渣仓、渣浆泵房组成。锅炉燃烧产生的渣和水力喷射器输送来的石子煤一同至刮板捞渣机混合后，输送至缓冲渣仓，然后经过管式皮带机输送至渣仓，从渣仓卸至灰场管式皮带机，输送至灰场堆放。每台锅炉有2个渣井，每个渣井对应1个排渣口。渣井上部与锅炉下朕箱水封板连接，下部与渣井关断门相连，保证其密封。渣井支承方式采用独立支撑吊式，钢结构的设计允许刮板捞渣机从一侧拉出。渣井水封槽能有效地配合锅炉水冷壁垂直和水平方向的膨胀量，且水封槽的设计已考虑了下联箱下降支管（保温后）的膨胀量，水封槽中设有冲洗排污措施。渣井的水封槽沿渣井四周布置，由连续溢流的密封水维持槽内的水位和渣斗密封，并在渣井内按需要配置冷却水喷淋装置，以限制外表的温度不大于60℃，并相应配置喷淋冷却的观察窗和通渣孔。
2、炉底水封失去过程现象分析及应对策略
某日12：00:00.4机组cc方式运行，AGC负荷指令由530 MW减至430 MW，在机组减负荷过程中，发现盘面相关重要参数开始失控，操作员根据盘面主参数的反常变化．迅速判断出炉底水封失去故障，立即通知灰控值班员到捞渣机水封槽就地检查炉底水封水位，并进行机组相关参数的调整。经确认是捞渣机水封槽水位过低引起炉底水封破坏，立即手动打开捞渣机水封槽补水阀对永封槽进行强补，至12：14:00，水封开始恢复至正常。
2.1水封失去过程风烟系统现象及处理
从炉底水封开始出现异常至水封破坏最严重时刻，尽管只有短暂的十几分钟，但由于短时间内大量冷风从炉底进入炉膛，使炉内温度降低和火焰中心迅速上移，燃烧工况恶化，锅炉各受热面出现吸热严重不均，锅炉相关重要参数变化异常。由图1可以看出，在风烟系统侧，在水封失去过程中（图1A、B阶段），炉膛压力开始明显上扬（压力设定-120 Pa>．最高升至正压69，28Pa后由于引风机出力的增大而回调；A/B引风机出力持续增大，电流分别由正常运行的233 A和230 A上升至最高276A和274 A*省煤器出口氧量由正常运行的3.8%左右上升至水封失去最严重时的8. 33%；A/B空气预热器由于烟气流量和流速的急剧增加以及进口烟温上涨造成本体变形的加重，马达电流由31.5 A和29.3 A上升至最高值49.3 A和55.8 A；由于炉膛风量控制中“氧量控制”在自动（设定值4%），当炉膛测量氧量超过设定值时，氧量修正“避风控制”回路开始作用于减少送风量。炉膛总风量测量值（不含炉底漏进炉膛的风量）在轻微上涨之后开始下降。
根据盘面现象及参数的变化趋势，判断出炉底水封失去故障，立即通知灰控值班员对捞渣机水封槽进行紧急朴水，这是事故处理成功的关键。同时，操作员果断采取相应应急措施，减缓风烟系统参数的恶化。在炉底水封失去过程中，紧急处理措施如下：
(1)将炉膛压力控制设定值由-120 Pa提高至30 Pa，保持炉膛微正压状态，减少炉底漏风量，必要时将炉膛压力控制切手动；
(2)将“氧量控制”切手动，通过“送风控制器”手动偏置减少炉膛总风量，减缓由于炉底大量漏人冷风对燃烧工况的影响，同时可以稳定和降低引风机出力，防止引风机过流跳闸；
(3)迅速将空气预热器漏风控制装置的扇形板提升至最大位置，防止空气预热器因排烟温度升高变形加剧与扇形板产生摩擦损坏，同时可以降低空气预热器主马达电流，防止空气预热器马达过流跳闸；
(4)投入空气预热器冷、热端吹灰器进行吹灰，防止因空气预热器进口烟温升高、空气预热器渡纹板积聚可燃物引起空气预热器着火。
2.2水封失去过程启动系统现象及处理
由于炉底水封的破坏，恶化了炉膛燃烧工况，也直接引起了锅炉各受热面及主再热蒸汽温度太幅度波动。由图2可以看出，在锅炉启动系统及金属受热面侧，在水封失去过程中，参数变化最明显的是以对流传热为主和对炉膛火焰中心反应敏感的再热器区域，从图2曲线3和曲线6可以看出，从A阶段的轻微漏风开始，末级再热器金属壁温和末级再热器蒸汽温度已出现上涨趋势，壁温由平稳区的553℃开始缓慢上涨、在水封破坏严重时刻快速涨至599℃，再热汽温超温最为严重，末级再热蒸汽温度由541℃最高涨至598℃（此时，再热器减温水已接近全开）；末级过热器延折焰角布置于末级再热器之后，在分隔屏和屏过汽温大幅度下降的情况下，由于炉膛风量的大量增加使水平烟道受热面对流传热的增强，主蒸汽吸热明显增强，主汽温出现较快上涨，而末级过热器金属壁温却出现大幅下降趋势；在锅炉启动系统中，受炉膛火焰中心影响最明显的是汽水分离器出口汽温（即中间点温度），从A阶段的423℃开始的出现明显下跌，在水封破坏严重时及炉膛火焰中心被抬至最高点时，中间点温度最低跌至388℃，此时中间点温度已接近饱和温度，汽水分离器轻微见水，锅炉随时可能出现在负荷470 MW附近由干态转入湿态运行的危险工况；而以辐射吸热为主的螺旋水冷壁和垂直水冷壁，则由于炉膛风量的大量增加和火焰中心的上移，吸热量明显减少，金属壁温下降。
针对各主参数的变化趋势，操作员也采取了相应措施，减缓锅炉主参数的恶化。在炉底水封失去过程中，紧急处理措施如下：
(1)迅速投入两侧再热器事故减温水，减缓再热汽温的快速上涨；
(2)调整燃烧器摆角，尽量将摆角下调至最低位置-25°，一方面可以降低再热汽温，另一方面提高中间点温度，防止锅炉转入湿态运行，也为水封建立之后的主汽温控制提供保障；
(3)稳定水煤比，尽量减少对给水控制和燃料控制的干预，汽温调节采用减温水。
2.3水封恢复过程现象及应对策略
经过捞渣机水封槽的紧急补水，在12:13：00左右，炉底水封开始缓慢建立，炉底漏风量缓慢减小，炉膛火焰中心下降，机组参数开始出现大幅度波动，且参数变化趋势与水封失去时的变化正好相反，如图1、图2中的C和D阶段。首先，炉膛负压出现跳跃式下降，炉膛总风量、省煤器出口氧量及2台引风机电流开始下降，末级过热汽温和末级再热汽温开始回落，同时中间点温度开始回涨。在炉底水封完全建立时刻，机组参数出现突变现象，变化最为明显的是中间点温度出现飞涨、炉膛负压出现大幅度突降。12:29:00，中间点温度由400℃突涨至440℃，炉膛负压突降至-344Pa，给机组的操作调节带来极大的压力。
炉底水封恢复过程的处理：
(1)严密监视炉膛负压，必要时将引风机控制切手动，手动调节炉膛压力，同时，根据机组实际负荷对应的炉膛总风量，缓慢增加送风机出力，防止水封建立时由于炉底漏风的骤然减少造成炉膛总风量过低，燃烧不充分；
(2)主、再热汽温的控制，以调整减温水量和燃烧器摆角为主，在水封恢复过程中，再热汽温有较大幅度的下降，主汽温则是在大幅度波动后趋于下降，此时，应注意减少减温水量、适当抬高燃烧器摆角，维持主、再热汽温稳定；
(3)水封恢复过程中，变化最明显的是中间点温度，在水封完全建立时，由于炉膛火焰中心的迅速下移，中间点温度不可避免的有一个飞涨的过程，此时应严密监视螺旋水冷壁金属温度的上升情况，可通过提高燃烧器摆角、适当调整水煤比、增加炉膛总风量等手段进行控制，防止螺旋水冷壁金属温度高高造成锅炉MFT动作；
(4)由于主汽温随着中间点温度的变化具有延迟性，随着中间点温度的飞涨，应提前采取措施，防止出现主蒸汽温度及末过金属温度超限运行。
3、炉底水封失去原因分析
捞渣机设有一个自动补水系统，补水水源来自低压水泵（如图3所示）。当上槽水温超过60℃或水位低于设定值时，电动补水阀自动打开，上槽补水；当水温低于50℃或水位回复正常后，电动补水阀自动关闭。另外系统还设有一个手动补水阀，以备紧急补水时用。经事后检查发现，在捞渣机上槽水位低于设定值时，由于水位限位开关故障无法触发水位低报警，造成捞渣机水封补水电动阀不会联锁自动打开，导致炉底水封失去。
4、防范对策
由于捞渣机捞渣槽在机组运行过程中须不间断补充冷却和密封水，如捞渣槽水位低，会造成炉底水封失去，严重影响机组安全运行。为防止捞渣槽水位低，采取以下防范对策：
(1)每班加强对捞渣机捞渣槽水位的巡视，检查捞渣槽保持一定溢流，捞渣槽及水封槽补水手动阀保持一定开度，在捞渣槽上观察捞渣槽手动补水管道有水流出；用手触摸水封槽补水阀后管道，如有一定温度并有明显的节流声音则可判断有水流过。
(2)每个月进行一次捞渣槽水位低及捞渣槽水温高联锁开捞渣槽电动补水阀的定期试验，并定期清理捞渣槽水位开关结垢。
(3)若发生石子煤斗冲洗母管堵塞，进行拆管疏通时，在拆管前检查石子煤斗母管末端（捞渣槽内）真空破坏口无堵塞，杜绝由于虹吸作用将捞渣槽内的水抽走。
(4)若低压水泵全停进行消缺时，严格控制检修时间，接驳临时补水管对捞渣槽进行补水。正常运行时注意监视低压水母管压力不低于0.5 MPa，渣浆泵反冲洗结束注意冲洗水阀关闭到位，不内漏，确保有足够的水压给捞渣槽补水。富通新能源生产销售的生物质锅炉以及木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料是客户们不错的选择。
(5)若CRT来捞渣槽水封低水位报警时，进行3个方面处理：第一，汇报值长及主机操作人员。检查低压水母管压力是否正常；如母管压力低，手动启动备用低压水泵；并马上进行相应机组的石子煤斗冲渣。第二，检查捞渣槽电动补水阀是否联锁打开，不能正常打开时就地打开，同时就地开大低压水至捞渣槽补水手动阀进行补水。第三，就地观察捞渣槽水位是否正常，捞渣槽上槽放水阀是否关严、是否有明显的漏点。如捞渣槽存在较大的漏点，补水无效时，机组立即进行减负荷，关闭捞渣机液压关断门；如是水封低水位开关误动，则通知热控检修人员处理。
(6)若CRT来捞渣槽上槽水温超温报警时，进行2个方面操作：第一，汇报值长及主机操作人员。检查低压水母管压力是否正常；如母管压力低，手动启动备用低压水泵，马上进行相应机组的石子煤斗冲渣。第二，检查捞渣槽电动补水阀是否联锁打开，不能正常打开时就地打开，同时就地开大低压水至捞渣槽补水手动阀进行补水降温，就地观察捞渣槽水位是否正常。如捞渣槽上槽水温开关误动，则通知热控检修人员处理。
5、结束语
超临界直流锅炉由于其自身结构特点和运行特性，在发生炉底水封失去故障时，炉内燃烧工况急剧恶化，机组参数反应更为敏感和强烈，严重危及机组安全运行。通过珠海金湾电厂600MW超临界直流炉炉底水封失去处理成功案例分析，以及事故发生后采取的积极有效的防范对策，可为国内同类型机组运行控制提供借鉴作用。
