石嘴山发电厂~#10锅炉屏式过热器管壁超温原因综述及对策

　　石嘴山发电有限责任公司（石嘴山市753202）石嘴山发电厂*丨0锅炉自1992年投产以来屏式过热器部分管壁一直处于超温状态，通过对该锅炉进行热力计算和屏过水动力计算，发现锅炉燃用原煤热值高于设计值、屏式过热器同屏各管圈流量分配不均、吸热量偏差大是屏式过热器部分管壁超温的主要原因，通过计算，采取在屏式过热器部分管圈加装节流圈等措施解决了屏式过热器管壁超温的问题。

　　锅炉屏式过热器超温1概述10炉（型号NG220/I00-NT，）是杭州锅炉厂生产制造的单汽包、自然循环水管式煤粉炉，锅炉结构简图如囝1所示。该锅炉设计燃用煤种是石嘴山二矿烟煤，该种煤元素分析见表1.该锅炉设计额定出力为220t/h，主蒸汽出口温度为540尤，ffi力为9 8丨MPa，给水温度为215丈，锅炉采用二级喷水式减温器调节汽温。屏式过热器为半辐射式过热器，布置在锅炉折焰角前上部，沿炉膛宽度方向布置成12片，横向节距为600mm，管屏结构如所示。每片管屏5mm的管子组成，外圈四根管子为单流程（俗称大循环管），材料采用钢研102，其余八根管子为双流程（俗称小循环管），材料采用l2Cr〖MoV.自〖992年11月该炉投产以来，屏式过热器部分监测壁温一直处于临界状态。近两年来，管壁超温现象加剧，频次增多，为了控制屏过壁温，采取了降低锅炉负荷，提高上排二次风刚度、减弱上排一次风刚度以降低炉膛火焰屮心以及增加一级减温器减温水量，降低屏过人口工质温度等措施，虽然有一定的效果，但监测管屏*高点温度（每屏小循环**根管壁温度）时常达到520T ~530X，超过运行规程规定值（500）2030.1999年初曾对屏式过热器管抽样进行金相分析，第七屏从东向西数第5根（小循环第1根）金相组织中珠光体球化达到4级，并且其向火侧外壁已有蠕胀裂纹产生，其它抽查管子金相组织中珠光体球化都达到2级~ 3级，虽未发生爆管事故，但长期超温运行将大大缩短过热器管材寿命，影响过热器的安全运行，同时尽管通过一级减温器调节已经使屏过入口处汽温降低到了较低值，但屏过出口处汽温却仍高于设计值；运行中主汽温度难以控制，二级减温器流量经常处于全开状态，已经没有调整余地。

　　在运行中为了避免过超温，确保主汽温度在允许值范围内，只得被迫降负荷运行，平均。降低负荷约8MW.表1石嘴山二矿烟煤元素分析2屏过超温原因分析针对上述情况，采取了各种方法对造成屏过超温的原因进行了分析、判断。

　　1-入口集汽联箱；2-出口集汽联箱；5-大插环第二根管；6-大循环第三根管；7-小循环**根管；8-小循环第八根管2.1煤质分析选取不同时间发生屏过超温时锅炉燃用的煤样进行了多次分析化验，发现实际燃用煤样发热量均高于设计使用煤种，而挥发分都低于设计使用煤种。由于挥发分较低，煤粉进人炉膛的着火点推迟，使得整个炉膛内的火焰中心上移，锅炉炉膛出口烟温升篼，导致屏过吸热量增大，管子超温运行。煤质化验结果（多次平均值）见表2.表2锅炉实际燃用煤种元索分析2.2计算分析为了进一步查找造成屏过超温的原因，以实际化验煤样作为燃用煤种对该炉进行了校核热力计算和屏过的水动力计算。

　　2.2.1锅炉校核热力计算采用《锅炉机组热力计算标准方法》（1973年版），通过电算法对该锅炉进行了热力校核。从计算的结果看，锅炉燃烧过程正常，各受热面热量分配均匀，屏过出口烟温960.8T，屏过出口工质温度为447.4T，―级减温喷水量Ot/h，二级减温喷水量4.8t/h，不存在超温的现象，减温水量也能满足需要，这说明理论计算与锅炉实际燃烧工况存在较大的偏差，校核热力计算结果无法反映该锅炉的实际燃烧状况。在校核计算过程中发现制造厂家在屏过的热力计算中，工质流通截面计算存在偏差，流通截面计算偏小，工质计算流速偏高，而实际的校核热力计算屏过工质流速较设计计算值低，从而造成实际屏过传热恶化，屏内单位工质吸热量偏大，工质焓增较设计值大。

　　2.2.2屏过的水动力计算在锅炉校核热力计算和试验数据的基础上，计算标准采用《电站锅炉水动力计算方法》（JB/Z 201-83），对该锅炉屏式过热器进行了水动力计算。根据以往资料得知，对于切向燃烧方式电站锅炉，50MW以下锅炉烟道宽度的热负荷偏差系数不大，因此假设屏过烟道人口烟气在宽度方向上流场及温度场分布均匀，并假设各管屏入口工质流量、温度相等。选取任一管屏建立计算模型，通过计算模型对管屏各管圈阻力系数、各管圈内工质流量不均匀系数进行计算，推导出各管圈内工质计算流量和工质计算出口温度，具体分析单个管屏上每一个管圈的吸热量情况。

　　从计算结果看出，屏过的大循环各管出口工质温度远远低于屏过的小循环各管，两者*大温差达到95T（见表3）。从管屏的结构来看，屏过小循环管为两个流程，K大长度（小循环**根管）为30.24m，而大循环管为一个流程，*小长度（大循环第二根管）只有14.10m，不到小循环管*大长度的一半。因此屏过小循环管的计算受热面积和管内工质流动阻力（包括局部附力和沿程阻力）均远远大于循环管，而小循环管管内工质的流量（流速）却因阻力大而小于大循环管，因此单位体积工质流经屏过小循环管的吸热量远远大于流经屏过大循环管的吸热量，造成屏过小循环各管的出口工质温度大于屏过的大循环各管。

　　从表3可以看出，屏过小循环**根管计算出口工质温度达到491.8，其管壁温度达到591.8T（屏式过热器处在炉膛折焰角前上部辐射区，考虑计算管壁温度应在管内工质温度基础上加100T），已经超过该屏过所使用管材（1201MoV）的允许使用极限温度580，因此该根管始终处于其管材允许的极限温度点以上工作，加快了该管材的球化，使管材的机械性能减弱，寿命降低，*后将导致爆管。从1999年初对10炉屏式过热器管抽样进行的金相分析也可以看出，该根管的球化速度*快，金相组织中珠光体球化已经达到4级，并且其向火侧外壁已有蠕胀裂纹产生，这与屏过水动力计算的结果完全一致。

　　表3原设计单个管屏每一个管圈工质计算流量和管圈出口工质计算温度管温度（t）注：管号1~4为大循环各管，5~ 12为小糖环各管2.3试验分析为了降低屏过出口工质温度并查找屏过超温的原因，曾进行了多次燃烧调整试验，如调整燃烧器一、二次风开度、风煤配比试验，变煤粉细度燃烧试验；调整一、二级减温水试验；变负荷试验等。从试验中发现，通过提高上二次风量、降低下二次风量、提高燃烧煤粉的细度，虽然也可以使屏过出口工质温度、屏过管壁温度有所降低，但仍然无法使屏过达到较为安全的运行工况，同时在通过试验降低屏过管壁温度的同时锅炉运行的一些其它参数如上二次风开度、一、二级减温水量、屏过人口工质温度等却达到了极限，锅炉机械不完全热损失提高，对锅炉安全、经济运行造成了影响。因此通过调整试验无法根本解决部分屏过管壁超温的问题。从这些燃烧调整试验的现象也可以看出，该锅炉内煤粉燃烧的火焰中心偏上，炉膛出口烟气温度偏高，从而导致设置在炉膛折焰角上方的屏式过热器吸热量偏大，造成屏过出口工质温度升高，部分屏过管壁超温。

　　3屏过超温改造方案3.1屏过超温原因综合以上分析、计算结果得出，导致10炉屏过超温的原因有以下几个方面：从燃烧调整的试验现象上看，该锅炉原设计炉型及燃烧器是按燃用石嘴山二矿烟煤设计，而目前该厂在实际运行时燃煤掺加了大量的高含碳量、低挥发份的地方小窑煤，加之该厂配煤手段较落后，使进人锅炉的燃煤煤质变化较大，而该炉型及燃烧器又无法适应多变的煤质，热态运行中炉内火焰中心上移，炉膛出口烟气温度提高，造成屏式过热器吸热量增加、出口工质温度偏高，屏过管壁超温。

　　从热力计算结果看出，由于锅炉设计厂家的计算偏差使实际的屏过管道内工质流速低于设值，造成屏过传热恶化。

　　从屏过水动力计算结果看出，设计厂家在屏式过热器的结构设计上只考虑了在燃用设计煤种时大、小循环管圈的流动阻力对管圈内工质流量、温度的影响（采用不同材质的管材），把设计余量考虑得较少，该锅炉对燃用其它煤种的适应能力较差，造成该锅炉在燃用高含碳量、低挥发份煤种时屏过部分小循环管壁超温。

　　3.2改造方案根据以上计算、分析的结果，要想从根本上解决屏过管壁超温的问题，可以有3种途径，一是通过改造锅炉燃烧器，降低炉内火焰中心，降低炉膛出口烟温，来达到减少屏过吸热量，降低屏过出口工质温度，降低屏过管壁温度的目的；另一种途径是更换屏过超温小循环管管圈的管材，选取适应更高温度的管材代替目前使用的12CrlMV管材，提高管材的允许使用极限温度，来达到屏过管壁不超温的目的；第三种途径是对现有屏式过热器进行结构改造，调整大、小循环管的流量分配，在保证大循环管不超温的前提下，提高温度较高的小循环管的流量、流速，来达到降低小循环管的壁温的目的。考虑到对燃烧器改造难度较大，改不好可能会造成锅炉燃烧不稳定、炉内结焦等一系列问题，而更换管屏材料、提高材质等级往往费用较大，因此*后确定对屏式过热器进行结构改造。

　　具体改造方案是：通过屏过水动力计算模型计算，在工质流量大、工质温度低的管屏的大循环管圈人口管上加装不同内径的节流圈，计算各循环管圈的阻力及各管圈内工质的流量、温度变化情况，*终确定截流圈的内径和加装的位置。

　　表4改造后单个管屏每一个管圈工质计算流置和管圈出口计算工质度管号温度（H）4结论4.1M0炉改造完成后经过一段时间的运行调整，锅炉运行状况处于稳定状态，各运行（下转第40页）4结束语这是一次典型的变压器铁芯点接地过热故障，虽然总烃的绝对含量很高，但cn、各自的特征都很明显。并且符合IEC60599（1999）标准中铁芯过热具有中等程度能量的判断准则。用日本月岗等人的经验公式算出过热面积与实际情况基本吻合。为我们变压器油色谱分析工作积累了宝贵的实践经验。