亚临界锅炉屏式过热器的安全性分析

张立峰 王义厢

（1.宿州市特种设备监督检验中心，安徽 宿州 234000；2.安徽省特种设备检测院，安徽 合肥 230051）

1 前言

过热器是锅炉受热管道爆管泄露的主要部件，尤其是高温过热器，其内外介质的温度比较高，工作条件恶劣，包含复杂的多相流和传热传质问题，管壁的高温腐蚀、结垢和超温运行均会导致过热器爆管泄露。对于大型机组，由于受热面管内蒸汽的温度和压力都比较高，过热器泄露占锅炉泄露的一半以上。因此针对每台锅炉的特性，找出爆管泄露的主要原因，提出有效的整改措施，调整合理准确的运行参数范围，对机组的安全、经济运行具有重要作用。

2 锅炉基本情况及事故描述

锅炉为亚临界、一次再热、自然循环，设计蒸发量为1160t/h，过热蒸汽出口温度541℃、出口压力17.29MPa，再热蒸汽入口温度316℃、压力3.37MPa，再热蒸汽出口温度541℃、压力3.20MPa，给水温度285℃，采用蒸汽吹灰。锅炉燃烧器前墙布置，计4层，自上而下编号为A、B、C和D，每层燃烧器布置4只旋流煤粉燃烧器，4台NPF型中速磨煤机分别与4层燃烧器对应，编号与4层燃烧器相同。

屏式过热器位于炉膛上方并靠近前墙，沿炉宽方向布置5屏，每片屏式过热器由64根管组成，管子规格Ф50.8×9.04，材质为SA213T22，最外侧的第64根管子规格为Ф50.8×5.82，材质为SA213TP304H，原设计说明书给出的屏式过热器受热管的极限温度为541℃。机组运行1年左右，炉左数第3片屏式过热器从炉前数第32根管子发生爆管事故。在停炉检修期间进行了割管金相分析，确定爆管附近有超温迹象，为了判断其爆管原因并提出相应的改进措施，对屏式过热器进行了测试和分析。

3 现场试验方法

通常引起过热器爆管的原因有两方面：

其一是机组运行方式不当，导致受热面管壁超温；

其二是过热器材质选取不当。分析爆管原因需要现场测量过热器的管壁温度。现场测试在屏式过热器上安装了若干个温度测点，这些测点分别位于锅炉炉膛内部和锅炉炉顶至大罩壳之间。

温度测点分新增设测点和原设计测点两部分：

（1）新增测点：爆管发生在第3片屏式过热器，第3片屏式过热器位于炉膛中部，工作条件最差，新增测点均在第3片屏式过热器，炉外测点位于炉顶以上约0.6m处；炉内测点位于标高49.2米处，选择19处过热器管，标号分别为炉前数第1、10、14、17、20、24、28、32、35、36、40、44、49、51、54、55、59、63和64根管，装设19个炉内测点。

（2）原设计测点：每片屏式过热器的第1和第64根管上装设了炉外测点，5片屏式过热器共计10点，位置接近炉顶。

测点采用校验合格的Ⅱ级精度的K型铠装热电偶，新增设测点的热电偶信号接入IMP分散式数据采集系统，采集系统每隔5s采集一次数据，每10min记录一个周期内的平均值，原设计测点的热电偶信号接入电厂DCS。在试验过程中的运行参数均按运行规程进行操作，并由电厂DCS记录，所涉及的运行表计在试验前均已校验合格。

试验选择了三种方法：

（1）在不同负荷350MW、330MW、300MW、260MW和180MW，投运A、B和C磨煤机；

（2）额定负荷情况下改变磨机组合方式；

（3）额定负荷情况下投、停高压加热器。

4 结果分析

4.1 机组变负荷试验

在不同负荷350MW、330MW、 300MW、260MW和180MW，投运A、B和C磨煤机，当机组负荷改变时，选取某一时间段的温度值（如图1、图2所示），图中包含了新增设的测点和原设计测点，图1中测点编号-3和68分别为原设计的第1根和第64根受热管的炉外测点，其它测点为新增设的炉外测点。图2为新增设的炉内测点温度值（图2的表示法相同，不再说明）。

从图1可见，就第1根和第64根受热管而言，原设计的炉外测点温度均比新增设的炉外测点温度高，而且各工况同根管子的炉外温度相差不大，第1根的原设计测点高3.4℃~6.5℃，原因是原设计测点更接近炉顶，这也说明了新增设的炉外测点和原设计测点具有可信性，另外两种试验条件的试验数据也可以证实以上现象，将不再赘述。

通过图1和图2可以看出：机组在额定负荷时，屏式过热器的炉内和炉外壁温最高，但是随着机组负荷的降低，屏式过热器壁温并随之降低，而是有一些波动，在试验过程中，计划进一步降低机组负荷（至110MW），但由于电网用电紧张，最低机组负荷的试验仅做到185MW，但此时屏式过热器壁温已有上升的趋势，因此，在低负荷时要密切注意屏式过热器的壁温变化，防止屏式过热器超温运行。

4.2 变磨煤机组合方式试验

图3为机组负荷为350MW，磨煤机组合分别为A、B、C和D磨，A、B和C磨时炉内和炉外壁温。图4为机组负荷为250MW，以上两种磨煤机组合时炉外和炉内壁温。

从图3和图4可见，当改变磨煤机的组合方式时，屏式过热器炉内壁温和炉外壁温的变化幅度较小，原因是屏式过热器位于炉膛上方，燃烧器前墙布置，而且沿高度方向比较集中，上两层燃烧器的距离仅5.410m，当改变磨煤机的组合方式时，对炉膛火焰中心的位置和炉膛出口温度等的影响不大，因此，屏式过热器壁温波支较小。

4.3 投、停高压加热器试验

图5和图6为机组负荷为350MW，投运A、B和C磨，投、停高压加热器试验的炉内和炉外壁温变化：

从图5和图6可见，投、停高压加热器对屏式过热器炉内和炉外壁温的影响较小，机组热力系统的调节性能较好。

5 屏式过热器受热管温度极限值的确定

根据美国ASME锅炉与压力容器规范计算受热管的温度极限，屏式过热器原设计进口蒸汽压力为19.65MPa，则规格Ф50.8×9.04，材质为SA213T22的管子内外壁平均温度的最高上限为550℃，规格为Ф50.8×5.82，材质为SA213TP304H的管子内外壁平均温度的最高上限为573℃。在上述实验数据中，新增设测点的炉外壁温最高值为479.2℃，新增设测点的炉内壁温最高值为522.4℃，新增设测点的炉外壁温和炉内壁温的差值介于22.7℃~61.4℃之间，为了留有一定的裕度，取70℃，按运行经验，一般认为炉外温度为管内蒸汽温度，则规格Ф50.8×9.04，材质为SA213T22的管子可按如下方法计算：

其中：

t1—管子内壁温度，℃；

t2—管子外壁温度，℃；

其中：

t3—管内蒸汽温度，℃；

按73年苏联计算标准有：

因此，t3=495.7，即炉外温度的极限值为495.7℃，取495℃；同样计算方法，规格为Ф50.8×5.82，材质为SA213TP304H的管子极限值为518℃。

以上值为实验装设测点的温度极限值，锅炉日常运行监测原设计测点的炉外壁温值，实验发现原设计测点的炉外壁温的最高值为483.3℃，实验增设测点的炉外壁温和原设计的炉外壁温的差值介于3.4℃~7.7℃之间，取10℃的裕度，则规格Ф50.8×9.04，材质为SA213T22的管子温度极限值为505℃；规格为Ф50.8×5.82，材质为SA213TP304H的管子温度极限值为528℃。原设计说明书给出的屏式过热器受热管的极限温度为541℃可能三合存在偏差。

由此可见，实验期间屏式过热器未发生超温现象，特别是第3片屏式过热器从前墙数第32根管子的最高炉外温度为468.2℃，低于其极限值505℃，该管发生爆管事故系特殊因素，如节流孔板处有脏物堵塞，管内蒸汽流量减少，致使管壁超温而发生爆管泄露事故，在以往其它锅炉曾发生过因堵塞末级过热器而发生爆管泄露的记录。

在以上所有试验过程中，无论是炉内壁温，还是炉外壁温，屏式过热器相邻两管的温度均小于20℃，说明屏式过热器的热偏差达到要求。

结论

（1）当机组满负荷运行时，改变磨煤机的组合，对屏式过热器壁温的影响较小，原因是燃烧器前墙布置，而且沿高度方向集中布置，对火焰中心的位置影响不大；

（2）投、停高压加热器对屏式过热器壁温的影响较小；

（3）在本文所述的实验范围，当机组满负荷运行时，屏式过热器比较安全，第3片屏式过热器从前墙数第32跟管子发生爆管事故系特殊因素，如节流孔板处有脏物堵塞等原因，试验期间未发生超温现象。

（4）当机组负荷降低时，屏式过热器壁温有升高的趋势，在低负荷运行时，要密切注意壁温的变化，防止超温运行。

（5）若以原设计的炉外壁温测点为依据，屏式过热器第1根受热管的报警温度为505℃，屏式过热器第64根受热管的报警温度为528℃，原设计说明书给出的屏式过热器受热管的极限温度为541℃可能存在偏差。

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