电站锅炉后屏过热器壁温计算及爆管研究

1、毕 业 论 文 作 者： 学 号： 系 ： 动力工程 专 业： 热能与动力工程 题 目： 电站锅炉后屏过热器壁温计算 及爆管研究 指导者： (姓 名) (专业技术职务) 评阅者： (姓 名) (专业技术职务) 2007 年 6 月 摘 要 近年来，我国的火力发电机组逐渐向大容量方向发展。由于锅炉蒸汽参数的不断 提高，过热器和再热器系统受热面积越来越大，设计和布置日趋复杂，不可避免地导 致并联各管内的流量与吸热量发生差异。过热器受热面中的工质是高温高压的蒸汽， 而受热面又处于烟气温度较高的区域，工作条件比较恶劣。因而受设计、制造、运行 等诸多方面因素的影响，过热器受热面经常发生超温现象，严重时发

2、生爆管事故。目 前，大型电站锅炉爆管事故(BFT)已成为当前威胁发电设备稳定运行的突出矛盾，而 且随着旧机组服役时间的增加及新机组投产量和参数的提高，这类事故还有逐年上升 的趋势，是影响安全发供电的主要因素。研究和防止过热器爆管已成为保证火电厂安 全经济运行和提高经济效益的关键课题之一。 本文以研究了爆管问题为主，对电站燃煤锅炉过热器超温、爆管的问题进行了综 合研究，通过对过热器系统的热偏差理论的研究，详细分析了造成过热器超温、爆管 的原因，给出了预防过热器超温、爆管的方法，并结合一台具体的锅炉，计算了在不 同煤种、不同负荷的情况下其后屏几个危险点的管壁温度，建立了壁温与负荷的关系， 提出了锅

3、炉安全工作的负荷及燃料限制，并提出了技术改造方案。现场的热力实验印 证了技术改造方法的可行性。 关键词：过热器、超温、爆管、壁温计算、技术改造 ABSTRACT In recent years， thermal generator unit capacity rased more and more in china. With steam parameter in boiler increased continuously，heating surface area of superheater and reheater became bigger and bigger， and the des

4、ign and arrangement became more and more complex， and these lead to the flow and heat absorption capacity difference in parallel tubes unavoidably. Because the mediator working in the superheater are high temperature and high pressure steam， and the heating surfaces are in the high temperature fume

5、area， so the working condition is bad. Overtmperature， even tube explosion in the heating surface of superheater always happen because of many elements in design， manufacture and operation.At present， tube explosion of power station (BTF become an important problem influencing the safe of the power

6、station operation. And with the increase of the time on active service of old units and improvement of operation amount and parameter on new units， this kind of accident has trend of rising year by year， and is the main factor influencing the safe of the operation. So， study on preventing tube explo

7、sion become one of the key subjects on power plant safe economical operation and increasing economic efficiency. The research developed on the overtemperature and tube explosion of superheater in power plant and analysed the reason of overtemperature and tube explosion of superheater by the research

8、 on heat deviation coefficient and gave the precaution. The author has，calculated some dangerous points while using different coals and running under different load condition ，established the mathematic relation on wall temperature with load， and proposed the limit of load and fuel for safe work and

9、 given the technological transformation methods to solve these problems and proved the feasibility of the methods by the analysis of field thermal performance of the boiler. KeyKey WordsWords： superheater， overtemperature， tube explosion， thermal calculation， technological transformation 目 录 摘摘 要要 .

10、I ABSTRACTABSTRACT.II 目目 录录.III 第第 1 章章 绪绪 论论.1 1.1 课题的选题背景.1 1.2 国内外研究的现状.1 1.3 壁温计算.3 第第 2 章章 过热器系统的热偏差理论分析过热器系统的热偏差理论分析.5 2.1 热力不均匀性.6 2.1.1 沿烟道宽度的热力不均匀性.6 2.1.2 沿烟道高度(或深度)的热力不均匀性.7 2.1.3 同屏(片)各管的热力不均匀性.7 2.2 水力不均匀性.8 2.2.1 集箱效应引起的流量不均匀性.8 2.2.2 管子结构差异引起的流量分配不均匀性.8 2.2.3 热效流动引起的流量分配不均匀性.8 第第 3 章章

11、 受热面超温爆管原因及预防措施综述受热面超温爆管原因及预防措施综述.9 3.1 设计原因造成受热面超温、爆管原因综述.9 3.1.1 热力计算结果与实际不符.9 3.1.2 炉膜选型不当.9 3.1.3 过热器系统结构设计及受热面布置不合理.9 3.1.4 壁温计算方法不完善，导致材质选用不当.10 3.2 制造工艺、安装及检修质量对受热面超温、爆管的影响 .10 3.2.1 联箱中间隔板焊接问题.11 3.2.2 联箱管座角焊缝问题.11 3.2.3 异种钢管的焊接问题.11 3.2.4 普通焊口质量问题.11 3.2.5 管子弯头椭圆度和管壁减薄问题.12 3.2.6 异物堵塞管路.12

12、3.2.7 管材质量问题.12 3.3 调温装置设计不合理或不能正常工作引起的受热面超温爆管的分析.12 3.3.1 减温水系统设计不合理.13 3.3.2 喷水减温器容量不合适.13 3.3.3 文氏管式喷水减温器端部隔板漏流及局部涡流.13 3.3.4 喷水减温器调节阀调节性能问题.14 3.3.5 再热器调节受热面.14 3.3.6 挡板调温装置.14 3.3.7 烟气再循环.14 3.3.8 火焰中心的调节.15 3.4 锅炉运行状况影响受热面超温、爆管的几种情况简介.15 3.4.1 炉内然烧工况.16 3.4.2 高压加热器投入率低.16 3.4.3 煤种的差异.16 3.4.4

13、负荷变化.17 3.4.5 汽机高压缸排汽温度降低.17 3.4.6 受热面站污.17 3.4.7 磨损与腐蚀.17 3.4.8 运行管理.18 3.5 预防过热器管壁超温的方法.18 3.5.1 结构措施.18 3.5.2 运行措施.19 第第 4 章章 热偏差和壁温计算热偏差和壁温计算.24 4.1 热偏差系数的计算.24 4.1.1 结构偏差系数的计算.24 4.1.2 吸热偏差的计算.24 4.1.3 水力偏差系数的计算.26 4.2 壁温计算.30 第第 5 5 章章 屏式过热器结果分析及应用屏式过热器结果分析及应用.35 5.1 计算结果.35 5.2 计算结果应用 .37 5.2

14、.1 锅炉安全工作的负荷及燃料限制.37 5.2.2 预防超温的技术方案.37 结结 论论.40 致致 谢谢.41 参考文献参考文献.42 第 1 章 绪 论 1.1 课题的选题背景 改革开放的20年是我国电力工业大发展时期，到2000 年底全国发电装机容量达到 3.19亿kW，年发电量达到13685 亿kWh， 成为世界上第二大电力生产国。随着我国电力 工业的发展， 火力发电机组的容量不断增大， 电站锅炉过热器超温爆管、泄漏的问题 也日益严重， 影响了发电厂的安全、稳定和经济运行。由此引起的非计划停运时间占总 停运时间的20% 左右，少发电量占总少发电量的25%左右。 所以分析锅炉过热器爆管

15、的 机理及原因， 监测过热器的管壁温度， 从根本上采取措施减少过热器由于管壁超温引 起的爆管。 对于发电机组安全经济运行是非常重要的一项工作1。 目前，大型电站锅炉爆管事故(BTF)已成为当前威胁发电设备稳定运行的突出矛盾。 据统计，“七五”期间全国 200MW 以上机组共发生锅炉事故 1976 次，其中锅炉爆漏事故 为 1417 次，占锅炉事故的 72%2 。在锅炉爆管事故中过热器爆管造成的事故损失最大， 而且随着旧机组服役时间的增加及新机组投产量和参数的提高，这类事故还有逐年上升 的趋势，是影响安全发供电的主要因素。 锅炉过热器、再热器及省煤器既是受热面又是承压部件。而过热器是锅炉承压部件

16、 中工作温度最高的受热面，管内流过的是高温高压蒸汽，其传热性能较差，而管外又是 高温烟气，所处环境恶劣，因此损坏事故的比例非常大。因此，研究和防止过热器爆管 已成为保证火电厂安全经济运行和提高经济效益的关键课题。了解过热器爆管事故的直 接原因和根本原因，搞清管子失效的机理，并提出预防措施，减少过热器爆管的发生是 当前的首要问题。 1.2 国内外研究的现状 造成过热器爆管的直接原因很多， 而其中最主要的是设计因素、制造安装检修和运 行。 而设计因素中有圆燃烧方式本身所固有的缺陷。四角切圆燃烧的炉内旋转上升气流 由炉膛出口进入对流烟道时， 存在相当强的残余旋转， 引起对流烟道两侧的烟速差和 烟温差

17、， 使烟道内热负荷分布不均， 从而导致过热器超温爆管。设计选用系数不合理。 如华能上安电厂由B 外壁氧化皮110mm ，又使管壁减薄，因此爆 管频繁18。燃煤灰分高。如山东十里泉电厂的SG400/140-M413型锅炉， 燃煤灰分高达 37.11% ，长期运行造成磨损爆管19。高压加热器投入率低。如江西景德镇电厂SG220- 100-1 型煤粉炉的高压加热器长期投用不正常， 给水温度为150160， 一直未达到 设计要求的215， 使过热蒸汽温度升高， 造成超温爆管20。 国际上已经对锅炉爆管机理有了很深研究，可分为22种故障机理，并且已有19种都 已查明并彻底解决，但有三种机理在当时是不能有

18、效地、彻底地解决。这三种机理是： 发生在水冷壁水侧和省煤器管的腐蚀疲劳爆管， 发生在超临界机组水冷壁烟气侧管壁最 高热流量段的环形裂纹以及飞灰磨损。进一步分析表明可用率提高的障碍不是技术问题， 而是管理和经济问题，研究人员发现， 电厂人员经常是不接触技术的管理，很难断定事 故机理。 而结合我国电站锅炉过热器爆管事故实际， 把电站锅炉过热器爆管归纳为以下 9 种不同的机理：长期过热、短期过热、磨损、汽侧的氧腐蚀、应力腐蚀裂纹、热疲劳、 高温腐蚀、异种金属焊接、质量控制失误【2123】。 1.3 壁温计算 大容量锅炉的分隔屏与后屏过热器的传热计算关系着锅炉的汽温特性以至锅炉的变 负荷性能。正确的理

19、论计算方法应能客观反映锅炉在变负荷、改变各层燃烧器投入方式 等条件下的实际运行规律。 关于后屏过热器壁温计算方法分别在以下文献有所涉及： 文献24中对屏式过热器的壁温计算方法进行了分析研究，通过对比，采用了一种 更为严格的数值计算方法，并且编制了壁温数值计算程序。将屏式过热器各离散化为小 单元，按工质流动顺序逐次计算小单元的热负荷，进而求出壁温分布，对屏式过热器入 口进行二维离散，考虑影响管子传热的结构、位置、流动等偏差因素。该方法便于在计 算机上实现快速准确的管壁温度计算预测。 文献25用了与文献23基本一致的方法对电站锅炉对流过热器的壁温进行了改进。 文献26提出了大容量锅炉屏式过热器传热

20、计算新方法，不仅能突出屏式过热器传 热过程的实际规律，而且计算简便。对一些重要的细节进行了比较详细的理论分析。 文献27提出了原苏联热力计算标准（1973 年）73 法的壁温计算提出了其中许多不 足并且提出了修改意见并编制了计算程序。 第 2 章 过热器系统的热偏差理论分析 过热器和再热器长期安全工作的首要条件是其金属壁温不超过材料的最高允许温度。 然而，要满足这一条件是有一定难度的，这是因为过热器和再热器中工质的温度最高， 受热面的热负荷也相当高，而蒸汽的放热系数却较小，故其管壁温度很高，已接近钢材 的最高允许温度。运行时，由于热偏差或汽温变化等原因，可能使个别管子因壁温过高 或者超过允许温

21、度而损坏。过热器和再热器的管壁温度与其并列管子间的热偏差密切相 关。所谓热偏差指过热器和再热器管组中因各根管子的结构尺寸、内部阻力系数和热负 荷可能不同而引起的每根管子中的蒸汽焓增不同的现象28。热偏差的程度可用热偏差系 数来衡量，即 (2-1) 0 h hp 式中：热偏差管（所检测管子）中工质的焓增，kJ/kg； p h 管组中工质的平均焓增，kJ/kg。 0 h 由于工质的焓增是由管子外壁所受到的热负荷 Q、受热面积 H 以及管子内部工质流 量 G 所决定，因此可以得到热偏差系数的公式为：在式(21)中，和可表示为： p h 0 h kgkJ G Fq h p pp p /, kgkJ G

22、 Fq h/, 0 00 0 式中：分别为偏差管外壁面热负荷，kJ/(m2s)，受热面积，m2，及工质流 ppp GFq、 量，kg/s； 分别为管组外壁面热负荷，kJ/(m2s)，受热面积，m2，及工质流量， 000 GFq、 kg/s。 于是，有： (22) G Fq p pp GGF F q q 000 / 1 吸热不均匀系数； q 结构不均匀系数； F 流量不均匀系数。 G 由于过热器和再热器并列工作的管子间的受热面积差别不大，所以结构不均匀系数 基本上近似于 1，因根据式(22)，产生热偏差的主要原因是吸热不均和流量不均。显 F 然，对于过热器来说，最危险的将是热负荷较大而蒸汽流量又

23、较小，因而其汽温又较高 的那些管子。 2.1 热力不均匀性 在实际运行过程中，由于结构设计和运行中的诸多因素的影响，过热器和再热器受 热面的不同管排及同一管排的不同管圈的热负荷存在着很大的差别，使各管圈的吸热量 不同，这种现象称为热力不均匀性。它主要包括三方面：沿烟道宽度的热力不均匀性； 沿烟道高度(或深度)的热力不均匀性；同屏(片)各管的热力不均匀性。 2.1.1 沿烟道宽度的热力不均匀性 我国的大容量电站锅炉大多采用四角布置切圆燃烧方式，这种燃烧方式的特点是在 炉内按一假想切圆组织燃烧，在炉内燃烧器区域形成一个稳定的旋转大火球。各个角的 煤粉气流喷入炉内受到上游已燃高温旋转火焰的点燃而迅速

24、着火，因此着火条件良好， 煤种适应性较广，几乎可以成功的燃用各种固体燃料。炉内的强烈旋转使煤粉气流的后 期湍流混合仍然十分强烈，煤粉燃尽条件也较理想。 但是，四角切圆燃烧也存在其固有的缺点33-36。由于炉内旋转上升气流在炉膛出口 还存在相当强的残余旋转强度，故在对流烟道内会对其热负荷分布产生不利影响。当四 角切圆燃烧器的四股射流中出现一角或几角的射流强弱不同或燃烧器摆动角度不一致时， 都将影响炉内正常气流工况，尤其是出现却角、两对角等运行方式。若炉内气流工况正 常，四角燃烧器燃料量不均匀也会引起燃烧偏斜，影响烟道内烟温和烟速分布。除燃烧 偏斜外，炉内烟气的旋转方向对烟道内的烟气偏斜也有影响，

25、当气流右旋使偏向右侧， 左旋时偏向左侧。故对逆时针方向旋转的切向燃烧方式，当两侧受热面对称布置，经热 交换后，烟温和蒸汽温度也相应地存在偏差。 2.1.2 沿烟道高度(或深度)的热力不均匀性 在大容量电站锅炉中，由于烟道尺寸较大，因此烟道内的热负荷(或烟温)分布不仅在 宽度方向上不均匀，在烟道深度及高度方向也存在不均匀性。这种不均匀性与锅炉容量 大小、炉内燃烧器布置、运行方式及受热面布置情况有关，其值大小主要取决于受热面 在烟道中的位置。 2.1.3 同屏(片)各管的热力不均匀性 在大容量电站锅炉中，过热器与再热器受热面管排大多采用若干根 U 型管圈并联结 构，这种结构型式客观上决定了同一管排

26、的不同管圈之间的吸热情况的不同，具体又分 为以下几种情况29， 30， 31 1 辐射吸热量不均匀性 受热面中各管段接受管束前或管束后烟气空间的辐射热的多少与受热面在烟气流程 中所处的位置有关。对屏来说，屏前烟气或炉膛向屏辐射的热量约占屏总吸热量的 20%40%，对流过热器和再热器约为 5%25%，而且这部分热力并非均匀分配给管片中 各种不同类型的管段。 对于受到炉膛辐射或屏前烟气容积辐射的屏式过热器来说，各排管子接受屏前辐射 的角系数及该辐射被减弱的程度是不同的，因而屏式过热器各排管子接受屏前辐射的热 量不同。 2 同屏辐射吸热量不均匀性 现代大容量电站锅炉的过热器和再热器系统一般都采用顺列

27、布置，横向节距大于纵 向节距37-40。一般屏式过热器的总吸热量中，屏间烟气辐射热约占一半左右，而屏中各 管段吸收屏间烟气辐射的受热面积是不同的。在实际运行过程中，由于管子表面积灰， 纵向实际间隙往往因积灰而减小，故一般中间管只受到两侧屏间烟气的辐射，而前后纵 向节距不同的管子则几乎受到三面屏间烟气的辐射。首末排管除两侧外还受到前面和后 面烟气空间的辐射，悬空管受到四面烟气的辐射，因此外圈管、最内圈管和悬空管等管 子的吸热量增大，靠近管束间小烟气室的管段也比中间管段吸收更多的屏间烟气辐射热。 3 同屏吸收对流吸热量不同 烟气冲刷过热器和再热器受热面管束时，由于在管圈的后部产生一个很不规则且目

28、前还难以进行理论分析的漩涡分离流动区。文献32曾对数十种计算公式进行分析对比， 对流换热强度不仅与烟气和工质的物理特性、流速及温度有关，还受到管束的几何特性 (排列方式、管节距、管径、管排数及管子的几何特性等因素)的影响。 2.2 水力不均匀性 在过热器和再热器系统中，各管圈内的工质过热蒸汽的流量存在差异，即流量分 配不均匀，这种不均匀性是由于各管圈沿集箱静压变化、阻力系数、管子吸热和重位压 头不同等因素引起的41， 42。 2.2.1 集箱效应引起的流量不均匀性 过热器和再热器蛇型管的进出口一般均与集箱相连，沿集箱长度方向上，由于工质 流速、重位压头和阻力大小的变化，使各点的压力不等，从而影

29、响与其相接的管子进、 出口压差，引起各管工质流量分配不均匀，它主要与进、出口集箱的布置，即工质的引 入、引出方式、集箱内径尺寸及其材质等因素有关。 在大型电站锅炉中，工质流量增加，而集箱直径变化相对较小，因而集箱内工质轴 向流速增大，使集箱两端静压差增大，造成很大的流量不均匀性，引起局部受热面损坏。 尤其是再热器系统，因工质压力较低、比容较大，集箱内工质压力较低、比容较大，集 箱内工质的轴向流速就更高，由集箱效应引起的流量不均匀性将更为严重。 2.2.2 管子结构差异引起的流量分配不均匀性 现代大容量电站锅炉的过热器和再热器受热面管屏大量采用 U 形管并联结构，因而， 在同一管屏中并联各管圈的

30、长度、弯头的角度及其弯曲半径必然不同，此外，近年来在 设计中还引入了外圈管增大管径和同一根管子沿长度采用不同管径或管材并接而成的结 构。因此，即使是对于从集箱同一截面上引出或引入的管排，并联各管因长度、弯头、 管子内径和管材不同引起的阻力系数的差异，会使其流量也各不相同。 2.2.3 热效流动引起的流量分配不均匀性 热效流量偏差是指由于管圈的吸热量差异引起的各管圈的流量不同的现象。在实际 运行过程中，由于沿宽度及同屏热力不均匀性的存在必然导致各管圈吸热量的不同，因 而热效流量偏差也将加剧各管圈的流量分配不均。 第 3 章 受热面超温爆管原因及预防措施综述 3.1 设计原因造成受热面超温、爆管原

31、因综述 3.1.1 热力计算结果与实际不符 热力计算不准的焦点在于炉膛的传热计算43，即如何从理论计算上较合理的确定炉 膛出口烟温和屏式过热器的传热系数缺乏经验，致使过热器受热面的面积布置不够恰当， 造成一、二次汽温偏离设计值或受热面超温。 国内各锅炉厂以往均采用苏联 1957 年和 1973 年热力计算标准设计锅炉，由于该标 准未考虑炉膛几何尺寸对炉内传热的影响，故计算与实际出入较大，算出的炉膛出口烟 温比实测值高 70100。若煤种基本符合设计范围，则运行中汽温偏低，如黄岛电厂 SG50412 型锅炉和龙口电厂 WG670/ 140-2 型锅炉汽温偏低，主要是热力计算与实际不符 引起的。

32、3.1.2 炉膜选型不当 我国大容量锅炉的早期产品，除计算方法上存在问题外，缺乏根据燃料特性选择炉 膛尺寸的可靠依据，使设计出的炉膛不能适应煤种多变的运行条件。还有，炉膛高度偏 高，引起汽温偏低，如黄岛电厂 SG50412 型锅炉和龙口电厂 WG670/140-2 型锅炉汽温偏 低与炉膛高度偏高有关;相反炉膛高度偏低则引起超温，如重庆电厂 DG670/140-8 型锅炉 因炉膛设计过矮，引起高温过热器和热段再热器超温，尤其是在启动阶段更为明显。而 当燃用灰熔点稍低的煤种时，该问题尤其突出，此时可能造成炉膛结焦，使过热器超温 甚至爆管44，如南京电厂和莱芜电厂 SG50416 型锅炉均存在这个问

33、题。炉膛选型不当在 个别进口机组上也存在，如元宝山电厂配 600MW 机组锅炉的过热器超温也与该炉的炉膛 高度偏低有关。 3.1.3 过热器系统结构设计及受热面布置不合理 调研结果表明，对于大容量电站锅炉，过热器结构设计及受热面布置不合理，是导 致一、二次汽温偏离设计值或受热面超温爆管的主要原因之一。其不合理性体现在以下 几个方面： 1.过热器管组的进出口集箱的引入、引出方式布置不当，使蒸汽在集箱中流动时静压 变化过大而造成较大的流量偏差; 2.对于蒸汽由径向引入进口集箱的并联管组，因进口集箱与引入管的三通处形成局部 涡流，使得该涡流区附近管组的流量较小，从而引起较大的流量偏差。这一问题主要存

34、 在于按美国 CE 公司技术设计的锅炉中，如宝钢自备电厂、华能福州和大连电厂配 350MW 机组锅炉，石横电厂配 300MW 机组锅炉以及平坞电厂配 600MW 机组锅炉再热 器超温均与此有关。 3.因同屏(片)并联各管的结构(如管长、内径、弯头数)差异，引起各管的阻力系数相 差较大，造成较大的同屏(片)流量偏差、结构偏差和热偏差，如陡河电厂日立 8 5 t/h 锅炉 高温过热器超温就是如此。 4.过热器或再热器的前后级之间没有布置中间混合联箱而直接连接，或者未进行左右 交叉，这样使得前后级的热偏差相互叠加。 引进美国 CE 公司技术设计的配 300MW 和 600MW 机组的控制循环锅炉屏再

35、与末再 之间不设中间混合集箱，屏再的各种偏差被带到末级去，导致末级再热器产生过大的热 偏差，如石横电厂 5 号炉和平瑶电厂 1 号炉末级再热器超温均与此有关。 在实际运行过程中，上述结构设计和布置的不合理性往 往是几种方式同时存在， 这样加剧了受热面超温爆管的发生。 3.1.4 壁温计算方法不完善，导致材质选用不当 从原理上讲，在对过热器和再热器受热面作壁温校核时，应保证偏差管在最危险点 的壁温也不超过所用材质的许用温度。而在实际设计中，由于对各种偏差的综合影响往 往未能充分计及，导致校核点计算壁温比实际运行低，或者校核点的选择不合理，这样 选用的材质就可能难以满足实际运行的要求，或高等级钢材

36、未能充分利用。如淮北电厂 5 号炉后屏超温的原因之一就是在后屏壁温计算中，没有将前屏造成的热偏差考虑进去， 从而影响了管材的正确使用。 3.2 制造工艺、安装及检修质量对受热面超温、爆管的影响 从实际运行状况来看，由于制造厂工艺问题、现场安装及电厂检修质量等原因而造 成的过热器和再热器受热面超温爆管与泄漏事故也颇为常见。其主要问题包括以下几个 方面。 3.2.1 联箱中间隔板焊接问题 联箱中间隔板在装隔板时没有按设计要求加以满焊，引起联箱中蒸汽短路，导致部 分管子冷却不良而爆管.如淮北电厂 5 号炉后屏联箱内的隔板与联箱内壁间隙原设计为 lmm，隔板装好后再满焊，以防止蒸汽短路。而实际上总间隙

37、达 45mm，漏流间隙占通 流截面的 9.4%11.7%，即约有 10%的蒸汽短路，因而加剧了该炉后屏的超温。 3.2.2 联箱管座角焊缝问题 据调查，由于角焊缝未焊透等质量问题引起的泄漏或爆管事故也相当普遍。如神头 第一电厂 5 号炉(捷克 650t/h 亚临界直流锅炉)包墙过热器出口联箱至混合联箱之间导汽管 曾在水压试验突然断裂飞脱，主要原因是导汽管与联箱连接的管角焊缝存在焊接冷裂纹。 此外，黄埔电厂与洛河电厂 4 台亚临界 UP 型直流锅炉的水冷壁和过热器系统也存在这一 问题而影响锅炉的可靠运行。 3.2.3 异种钢管的焊接问题 在过热器和再热器受热面中，常采用奥氏体钢材的零件作为管卡和

38、夹板，也有用奥 氏体管作为受热面以提高安全裕度。奥氏体钢与珠光体钢焊接时，由于膨胀系数相差悬 殊，己发生过数次受热面管子撕裂事故。如马头电厂 7 号炉( DG670/140 - 5)高温过热器曾 发生三次联箱管座( 12Cr1MoV)和管子(钢研 102)焊口裂纹泄漏事故，原因是异种接头存在 过大的焊接残余应力。 此外，一种钢管焊接时往往有接头两边壁厚不等的问题，不同壁厚主蒸汽管的焊接 接头损坏事故也多次发生，一些厂家认为在这种情况下应考虑采用短节，以保证焊接接 头两侧及其热影响区范围内壁厚不变。 3.2.4 普通焊口质量问题 锅炉的受热面绝大多数是受压元件，尤其是过热器和再热器系统，其管内工

39、质的温 度和压力均很高，工作状况较差，此时对于焊口质量的要求就尤为严格。但在实际运行 中，由于制造厂焊口、安装焊口和电厂检修焊口质量不合格(如焊口毛刺、砂眼等)而引起 的爆管、泄漏事故相当普遍，其后果也相当严重。 如朝阳电厂曾对 1 号炉(HG670/140-1)屏式过热器的某一屏进行通球试验。该屏共 29 根管子，结果直径为 80%的球不能通过的有 11 根，直径为 70%的球不能通过的有 8 根， 65%不能通过的有 4 根。按规程要求 85%的球应能通过，证明焊口质量不符合标准，因此 发生多次爆管。 3.2.5 管子弯头椭圆度和管壁减薄问题 GB9222-88 水管锅炉受压元件强度计算标

40、准规定了弯头的椭圆度，同时考虑了弯管减 薄所需的附加厚度。该标准规定，对弯管半径 R4D 的弯头，弯管椭圆度不大于 8%。但 实测数据往往大于此值，最大达 21%，有相当一部分弯头的椭圆度在 9%-12%之间。 另外，实测数据表明，有不少管子弯头的减薄量达 23%28%，小于直管的最小需要 壁厚。因此，希望对弯管工艺加以适当的改进，以降低椭圆度和弯管减薄量，或者增加 弯头的壁厚。 3.2.6 异物堵塞管路 在过热器的爆管事故中，由于管内存在制造、安装或检修遗留物引起的事故也占相 当的比例。 3.2.7 管材质量问题 由于管材本身的质量不合格造成的爆破事故不像前述几个问题那么普遍，但在运行 中也

41、确实存在。如荆门电厂 4 号炉(HG760/140-8 )的高温过热器和黄埔电厂配 300MW 机 组直流锅炉的前屏过热器都曾因受热面管本身的材质缺陷而爆管。为此，在制造厂制造 加工和电厂检修时应注意严格检查管材的质量，加以避免。 3.3 调温装置设计不合理或不能正常工作引起的受热面超温爆管的分析 为确保锅炉的安全、经济运行，除设计计算应力求准确外，汽温调节也是很重要的 一环。大容量电站锅炉的汽温调节方式较多，在实际运行中，由于调温装置原因带来的 问题也较多，据有关部门调查，配 200MW 机组的锅炉 80%以上的再热蒸汽调温装置不能 正常使用。 3.3.1 减温水系统设计不合理 某些锅炉在喷

42、水减温系统设计中，往往用一只喷水调节阀来调节一级喷水的总量， 然后将喷水分别左右两个回路，这时，当左右侧的燃烧工况或汽温有较大偏差时，就无 法用调整左右侧喷水量来平衡两侧的汽温。 3.3.2 喷水减温器容量不合适 喷水式减温器一般设计喷水量约为锅炉额定蒸发量的 3%5%，但配 200MW 机组的 锅炉由于其汽温偏离设计值问题比较突出，许多电厂均发现喷水减温器容量不够。如： 邢台电厂、沙角 A 电厂和通辽电厂等都将原减温水管口放大，以满足调温需要;对再热蒸 汽，由于大量喷水对机组运行的经济性影响较大，故设计时再热蒸汽的微量喷水一般都 很小，或不用喷水。然而，在实际运行中，因再热器超温，有些电厂不

43、得不用加大喷水 量来解决。 3.3.3 文氏管式喷水减温器端部隔板漏流及局部涡流 文氏管式喷水减温器虽然结构紧凑，但它有一个根本性的缺点，就是为了安装及热 膨胀，保护套管外的环形挡圈与减温器集箱之间留有约 5mm 的间隙。于是，部分从前级 过热器出来的蒸汽就不能通过文氏管喷水部分而直接通过这个间隙流向下级过热器的第 14 排管子。若该级减温器喷水量较大，则末级减温的这部分漏流蒸汽直接进入下级过热 器的 14 排管子，使得这几排管子的进口汽温升高，造成很大的流量偏差和超温现象。 另外，当文氏管式减温器中保护套管出口到下级过热器进口第 1、2 排管子的距离太小时， 有可能使这几排管子处于保护套管出

44、口汽流突然扩大的局部涡流影响区之内，使这些管 排的进口压力降低，蒸汽流量减小。 由文氏管式减温器漏流和涡流引起的汽温偏差和超温爆管现象已在不少电厂出现， 如青山热电厂 11 号炉（DG670/140-3） 、荆门电厂 4 号炉(HG670/140-8)和望亭电厂 12， 13 号炉(SG-100/170-555/555)高温过热器部分管子超温爆管均是由上述原因引起的。对于 这两个问题主要应通过改进减温器的结构来解决。设计中可使保护套出口到第一排管子 的距离大于 1。52 倍集箱直径，在运行中应尽可能减小末级喷水量，末级喷水量只要维 持在足够用来调节出口汽温即可。 3.3.4 喷水减温器调节阀调

45、节性能问题 喷水减温器的喷水调节阀的调节性能也是影响减温系统调温效果的因素之一。调研 结果表明，许多国产阀门的调节性能比较差，且漏流严重，这在一定程度上影响了机组 的可靠性和经济性。 3.3.5 再热器调节受热面 所谓再热器调节受热面是指用改变通过的蒸汽量来改变再热蒸汽的吸热量，从而达 到调节再热汽温的一种附加受热面。苏制 E II 670/ 140 型锅炉的再热汽温的调节就是利用 这一装置实现的。但是由于运行时蒸汽的重量流速低于设计值，而锅炉负荷则高于设计 值，因而马头电厂 5， 6 号炉都曾发生再热器调节受热面管子过热超温事故，后经减少 调节受热面面积和流通截面积，才解决了过热问题。 3.

46、3.6 挡板调温装置 从调研情况看，采用烟气挡板调温装置的锅炉再热蒸汽温度问题要好于采用汽汽 热交换器的锅炉。挡板调温可改变烟气量的分配，较适合纯对流传热的再热蒸汽调温， 但在烟气挡板的实际应用中也存在一些问题： 1.挡板开启不太灵活，有的电厂出现锈死现象； 2.再热器侧和过热器侧挡板开度较难匹配，挡板的最佳工作点也不易控制，运行人员操 作不便，往往只要主蒸汽温度满足就不再调节。有些电厂还反映用调节挡板时，汽温变 化滞后较为严重。 3.3.7 烟气再循环 烟气再循环是将省煤器后温度为 250350的一部分烟气，通过再循环风机送入炉膛， 改变辐射受热面与对流受热面的吸热量比例，以调节汽温。 采用

47、这种调温方式能够降低和均匀炉膛出口烟温，防止对流过热器结渣及减小热偏 差，保护屏式过热器及高温对流过热器的安全。一般在锅炉低负荷时，从炉膛下部送入， 起调温作用;在高负荷时，从炉膛上部送入，起保护高温对流受热面的作用。此外，还可 利用烟气再循环降低炉膛的热负荷，防止管内沸腾传热恶化的发生，并能抑制烟气中 NOx的形成，减轻对大气的污染。但是，由于这种方式需要增加工作于高烟温的再循环风 机，要消耗一定的能量，且因目前再循环分机的防腐和防磨问题远未得到解决，因而限 制了烟气再循环的应用。此外，采用烟气再循环后，对炉膛内烟气动力场及燃烧的影响 究竟如何也有待于进一步研究。 因此，从原理上将烟气再循环

48、是一种较理想的调温手段，对于大型电站锅炉的运行 是十分有利的。但因种种原因，实际运行时极少有电厂采用。 3.3.8 火焰中心的调节 改变炉膛火焰中心位置可以增加或减少炉膛受热面的吸热量和改变炉膛出口烟气温 度，因而可以调节过热器汽温和再热器汽温。但要在运行中控制炉膛出口烟温，必须组 织好炉内空气动力场，根据锅炉负荷和燃料的变化，合理选择燃烧器的运行方式。按燃 烧器形式的不同，改变火焰中心位置的方法一般分为两类：摆动式燃烧器和多层燃烧器。 摆动式燃烧器多用于四角布置的锅炉中。在配 300MW 和 600MW 机组的锅炉中应用尤为 普遍。试验表明，燃烧器喷嘴倾角的变化对再热器温和过热器温都有很大的

49、影响，如上 海锅炉厂、浙江省电力试验研究所和半山电厂曾对 SG50415 型锅炉进行试验，结果喷嘴 倾角由 0 度上摆到 18 度，主蒸汽温度可由 520上升到 535.4。此外，石横电厂 5 号炉 在 100%负荷时，燃烧器喷嘴向上摆动 1 度，再热器汽温上升 1.35;喷嘴向下摆动 1 度， 再热器温下降 1.33，过热器温下降 0.75。但是，由于喷嘴摆动机构的结构设计不尽 合理，摆动时燃烧器在实际热态运行过程中摆动角度往往达不到设计要求，所起的调温 作用并不理想，有时甚至会出现卡死现象。 当采用多层燃烧器时，火焰位置改变可以通过停用一层燃烧器或调节上下一、二次 风的配比来实现，如停用下

50、排燃烧器可使火焰位置提高。遗憾的是，在实际运行时效果 不甚理想。 3.4 锅炉运行状况影响受热面超温、爆管的几种情况简介 过热器调温装置的设计和布置固然对于过热器系统的可靠运行起着决定性的作用， 但是，锅炉及其相关设备的运行状况也会对此造成很大的影响，而后者又往往受到众多 因素的综合影响。因此，如何确保锅炉在理想工况下运行是一个有待深入研究的问题45。 3.4.1 炉内然烧工况 随着锅炉容量的增大，炉内燃烧及气流情况对过热器和再热器系统的影响就相应增 大。如果运行中炉内烟气动力场和温度场出现偏斜，则沿炉膛宽度和深度方向的烟温偏 差就会增加，从而使水平烟道受热面沿高度和宽度方向以及尾部竖井受热面

51、沿宽度和深 度方向上的烟温和烟速偏差都相应增大;而运行中一次风率的提高，有可能造成燃烧延迟， 炉膛出口烟温升高。如美国 CE 公司习惯采用，也是我国大容量锅炉中应用最广泛的四角 布置切圆燃烧技术常常出现炉膛出口较大的烟温或烟速偏差，炉内烟气右旋时，右侧烟 温高;左旋时左侧烟温高。有时，两侧的烟温偏差还相当大(石横电厂 6 号炉最大时曾达 250 )，因而引起较大的汽温偏差。石横电厂 5， 6 号炉及平玛电厂 1 号炉即是如此。 3.4.2 高压加热器投入率低 据调查，我国大容量机组的高压加热器投入率普遍较低，有的机组高加长期停运。 对于 200MW 机组，高压加热器投与不投影响给水温度 80左

52、右。计算及运行经验表明， 给水温度每降低 1，过热蒸汽温度上升 0。40。5。因此，高加停运时，汽温将升高 3240。可见，给水温度变化对蒸汽温度影响之大。 运行表明，因高加解裂，对本来运行正常的锅炉将引起超温或减温水量大大超限;对 原来汽温偏低的锅炉，虽会使汽温有所提高，但由于煤耗率增加，将使机组运行的经济 性降低。 3.4.3 煤种的差异 我国大容量锅炉绝大部分处于非设计煤种下运行，主要表现在实际用煤与设计煤种 不符、煤种多变和煤质下降等。 燃料成分对汽温的影响是复杂的。一般说来，直接影响燃烧稳定性和经济性的主要 因素是燃料的低位发热量和挥发份、水分等。此外，灰熔点及煤灰组份与炉膛结焦和受

53、 热面站污的关系极为密切。当燃料热值提高时，由于理论燃烧温度和炉膛出口烟温升高， 可能导致炉膛结焦，过热器和再热器超温。当灰份增加时，会使燃烧恶化，燃烧过程延 迟，火焰温度下降，一般，燃料中灰份越多，在实际运行中汽温下降幅度越大。另外， 灰份增加，还会使受热面磨损和沾污加剧;挥发份增大时，燃烧过程加快，蒸发受热面的 吸热量增加，因而汽温呈下降趋势。当水份增加时，如燃料量不变，则烟温降低，烟气 体积增加，最终使汽温上升。据有关部门计算：水份增加 1%，过热器出口蒸汽温度升高 约 1左右。 3.4.4 负荷变化 锅炉负荷变化时，对流式过热器和辐射式过热器的汽温变化特性相反。负荷升高时， 对流过热器

54、的出口汽温增加，辐射过热器的汽温降低。后屏过热器是半辐射半对流式的 过热器，其汽温特性介于对流过热器和辐射过热器之间。通过分析及计算发现：在一定 的负荷范围内，屏式过热器存在低负荷时壁温反而高的现象。 3.4.5 汽机高压缸排汽温度降低 汽机高压缸排汽温度的变化对锅炉再热汽温有一定的影响。以 HG670/ 140-9 型锅炉 为例，假定汽-汽热交换器入口一次汽温(即后屏出口汽温)不变，当冷段再热器入口温度 比设计值低 10时，热段再热器出口汽温降低 34，如果同时考虑一次汽温降低 10， 则热段再热器出口汽温将影响 57。 我国早期设计的 670t/h 锅炉，冷段再热器入口设计温度都选得较高，

55、一般为 323左 右，而汽机高压缸排汽温度在实际工况下只有 305309，这也是影响配 200MW 机组锅 炉再热汽温的一个因素。 3.4.6 受热面站污 国产大容量锅炉有的不装吹灰器(前期产品)，或有吹灰器不能正常投用，往往造成炉 膛和过热器受热面积灰，特别在燃用多灰份的燃料时，容易造成炉膛结焦，使过热器超 温。对于原来汽温偏低的锅炉，如过热器积灰，将使汽温愈加偏低。因此，吹灰器能否 正常投用，对锅炉安全和经济运行有一定影响。 3.4.7 磨损与腐蚀 锅炉燃料燃烧时产生的烟气中带有大量灰粒，灰粒随烟气冲刷受热面管子时，因灰 粒的冲击和切削作用对受热面管子产生磨损，在燃用发热量低而灰分高的燃料

56、时更为严 重。当燃用含有一定量硫、钠和钾等化合物的燃料时，在 550700的金属管壁上还会发 生高温腐蚀，当火焰冲刷水冷壁时也会发生;此外，当烟气中存在 SO2和 SO3且受热面壁 温低于烟气露点时会发生受热面低温腐蚀。在过热器与再热器受热面中易发生的主要是 高温腐蚀。 受热面管子磨损程度在同一烟道截面和同一管子圆周都是不同的。对于过热器和再 热器系统出现磨损的常常是布置于尾部竖井的低温受热面。一般靠近竖井后墙处的蛇行 管磨损严重，当设计烟速过高或由于结构设计不合理存在烟气走廊时，易导致局部区域 的受热面管子的磨损，例如：SG50140 型锅炉低温再热器及省煤器受热面磨损就是由此 造成的。 锅

57、炉受热面的高温腐蚀发生于烟温大于 700的区域内。当燃用 K、Na、S 等成分含 量较多的煤时，灰垢中 K2SO4和 Na2SO4在含有 SO2的烟气中会与管子表面氧化铁作用形 成碱金属复合硫酸盐 K2Fe(SO4)及 Na2Fe(SO4)5，这种复合硫酸盐在 550 710范围内熔 化成液态，具有强烈腐蚀性，在壁温 600 700时腐蚀最严重。据调查，导致受热面高 温腐蚀的主要原因是炉内燃烧不良和烟气动力场不合理，控制管壁温度是减轻和防止过 热器和再热器外部腐蚀的主要方法。因而，目前国内对高压、超高压和亚临界压力机组， 锅炉过热蒸汽温度趋向于定为 540;在设计布置过热器时，则尽量避免其蒸汽

58、出口段布 置于烟温过高处。 3.4.8 运行管理 在实际运行中，由于运行人员误操作及检修时未按有关规定进行或未达到有关要求 从而导致过热器或再热器受热面爆管的事故也时有发生。某些电厂的运行人员只求机组 运行可靠，而没有做到压红线或靠红线运行的现象也普遍存在，这必将使得机组运行的 经济性下降，应引起有关部门的足够重视。 另外，某些电厂对于设备的维护和检修工作重视不够，且存在将能投入的保护、自 动装置的任意解除的现象，这也必将对机组运行的可靠性及经济性产生影响。 3.5 预防过热器管壁超温的方法 3.5.1 结构措施 1 受热面分段布置 沿烟道宽度方向中间热负荷高、两侧热负荷低，为了减轻热偏差，沿

59、烟道宽度方向 进行分段，即将受热面布置成并联混流方式。 2 炉宽两侧的蒸汽进行左右交叉 为了消除烟道左右两侧温度不均和烟速不均引起的热偏差，可以采用两级间左右交 叉流动。使原在左侧的蒸汽移至右侧，而原在右侧的蒸汽移至左侧。 3 采用各种定距装置 保持横向节距，避免由于形成烟气走廊而引起热偏差。 4 选择合理的联箱连接型式 采用合理的连接型式有助于减少流量不均引起的热偏差。例如采用 U 型连接比 Z 型 连接要好，采用多管引入和引出的连接型式可以使静压变化达到最小。 5 加装节流圈 在受热面管子入口处加装不同孔径的节流圈，可以增加管内蒸汽的流动阻力，控制 各管的蒸汽流量，减少各管中的流量不均，使

60、流量不均系数接近于 1。 6 其它结构措施 采取结构措施，使热负荷高的管子具有较大的蒸汽流量，以使蒸汽的焓增减小，热 偏差减小。例如，对屏式过热器受热较强的外圈管子，可以采用较大的管径或缩短管圈 长度的方法，减少蒸汽的流动阻力，从而使管内蒸汽的流量加大。 3.5.2 运行措施 1 燃烧调整 (1)分级配风46，47，48 通过分级配风，使得炉膛下部燃烧器区域的过量空气系数低于 1，抑制燃烧器区域 的热负荷，达到平缓炉内烟温分布曲线的作用。 (2)改变燃烧器运行方式 将不同高度的燃烧器喷口投入或停止运行，或者几组燃烧器切换运行，通过射流分 组，使得每级燃烧器的高度都变小，改善射流的补气调节，增强