量电厂锅炉过热器再热器的超温问题

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1、 2008.10 中国 南京 清洁高效燃煤发电技术协作网 2008 年会 1 October 2008 2008 Annual Meeting of Clean & Effcient Coal Nanjing, China Power Generation Technology Network 高参数大容量电厂锅炉过热器再热器的超温问题 王孟浩 上海望特能源科技有限公司 一、我国电厂锅炉过热器再热器的超温爆管事 故回顾 我国以前沿用前苏联的热力计算标准（57 年和 73 年标准）设计电厂锅炉。1981 年开始引进美国 CE 公司300MW 和 600MW 亚临界切向燃烧控制循环锅炉的设计和制造

2、技术，并开始进口 540汽温等级的亚临界压力锅炉和少量超临界压力锅炉（上海石洞口二厂） 。从 2004 年开始，我国有一批汽温等级为 570的超临界压力锅炉及汽温等级为 600的 1000MW 的超超临界压力锅炉投入运行。发展速度是非常快的。 无论是国产的、引进型的，还是进口的大容量电厂锅炉，都有相当一部分发生过热器再热器超温爆管事故。超临界锅炉还发生了过热器管内氧化垢脱落堵塞下弯头造成爆管的事故。 引进型锅炉发生超温爆管的有：石横、汉川、德州、沙角 A、珠江、吴泾、妈湾、铁岭、温州、徐塘、嵩屿和平圩等电厂的 300 MW 及 600 MW 锅炉。 进口锅炉发生过热器再热器超温爆管事故的有北仑

3、、石洞口一厂（改造） 、石洞口二厂、宝钢、福州、大连、陡河、上安、大坝、元宝山、扬州二厂、营口、邹县、利港和日照等电厂的 250MW600MW 锅炉。 发生管内氧化垢脱落堵塞下弯头造成爆管事故的有沁北、高资、沙州和太仓电厂的 600MW 超临界锅炉。 上述这些事故都是由于过热器再热器局部管子超温（管子炉内壁温超过钢材持久强度或氧化垢的容许温度）所造成。 二、电厂锅炉过热器再热器超温的原因 根据作者多年来对超温爆管事故的统计分析和电厂实炉改造经验，总结发生这种事故的原因在于运行和设计两方面： 1 在运行方面 A. 切向燃烧锅炉的燃烧工况未调整优化，炉膛出口的烟气残余旋转太大；或者前后墙燃烧锅炉各

4、只燃烧器的风量或煤量的不均匀性达不到设计要求，均会造成炉膛出口及水平烟道中两侧烟温和烟速偏差太大。 实际上，各种燃烧方式只要对燃烧系统和燃烧器精心安装和优化运行，都能减小炉膛出口烟温偏差。例如谏壁电厂二台新的引进型 300MW 锅炉对燃烧器精心安装和优化运行时，其过热器的最大宽度吸热偏差系数 Krmax 值（小于 1.2，见图 2）就比同类型的锅炉（大于 1.3，见图 1）小得多。但一旦放松管理，Krmax 值又会升高； B. 运行中过热器的末级喷水量太大，使该喷水点上游的所有受热面的温度水平升高； C. 没有调整好磨煤机的最小投煤量，使锅炉启动或增加出力时炉膛的热负荷增加太快； 图 1 切向

5、燃烧锅炉典型宽度吸热偏差系数 Kr 实测值 图 2 读壁电厂 12 号炉末级再热宽度吸热偏差系数 Kr 实测值 D. 超临界锅炉在启停时温度变化太快，或运行中发生“突发性扰动” ，即因自控系统短时间失控而导致煤水比失调。此时锅炉出口汽温急剧升高而使部分高温管子受2008.10 2 清洁高效燃煤发电技术协作网 2008 年会 中国 南京 2008 Annual Meeting of Clean & Effcient Coal October 2008 Power Generation Technology Network Nanjing, China 损，造成事后连续爆管。例如一台俄罗斯进口的

6、300MW超临界直流锅炉就发生过多次这种故障。据了解，丹麦一台直流锅炉也曾因自控失灵，给水大量进入过热器造成急剧冷却，使管内氧化皮大量剥落而堵塞管子，发生连续爆管的严重事故。 2 在设计方面 A. 再热器进口集箱的三通处存在涡流流动。涡流区蒸汽静压降低，管屏中蒸汽流量减小，见图 3。该问题是作者在分析上海宝钢电厂进口的日本三菱公司 350MW 锅炉再热器超温爆管事故时发现的。福州、大连等电厂同类型锅炉上都发生过同样的事故。而当时美国 CE 公司和日本三菱公司自己并不知道存在涡流问题； 图 3 再热器进口集箱中三通区域蒸汽静压分布图 B. 对电厂所用煤种的结渣特性没有正确的了解，例如元宝山电厂

7、STEIMULLER 公司的 600 MW 锅炉和上安电厂 加拿大 B&W 公司的 350 MW W 型燃烧锅炉，均因设计中未正确计算炉膛的污染系数而造成过热器超温； C. 设计中没有正确计算同屏各管的热偏差。陡河电厂 HITACHI 公司的 250 MW 锅炉的末级过热器超温爆管就是一个典型的例子，见图 4； 图 4 陡河电厂 850t/h 锅炉高温过热器同片热偏差 系数计算与实测值比较图 D. 引进型锅炉设计中对偏差屏沿宽度各片屏的最大吸热偏差系数 Krmax 值取为 1.06，而在运行中 Krmax 的实际值为 1.251.3。锅炉一投入运行偏差管屏就超温。例如北仑电厂进口 C E 公司

8、 600 MW 锅炉的末级再热器（改造前）和高温过热器均因此而导致超温爆管，见图 5 和图6 该锅炉沿宽度各屏管子的出口温度分布图； 图 5 北仑电厂 1 号炉高温再热器沿宽度各屏第 11 管 出口温度分布（改造前） 图 6 北仑电厂 1 号炉末级过热器沿宽度各屏第 16 管 出口温度分布（2004 年） E. 引进锅炉原设计过热器的喷水减温只设一级一点，不但调节延迟大，而且无法调整两侧的温度偏差。后来我国将引进型锅炉的设计都改成二级四点喷水； F. 有些过热器管屏设计中用加装节流圈来平衡吸热量的偏差，但是计算不准确，反而造成超温爆管。例如邹县电厂美国FW公司的600MW亚临界锅炉的前屏过热器

9、、陡河电厂 HITACHI 公司的 250 MW 锅炉的末级过热器等； G. 有些直接布置在炉膛上部的前屏过热器等管组， 设计中取用的质量流速太低，在锅炉启动及增加出力时，因吸热量的响应比蒸汽流量的响应快而造成短时间的管子超温， 例如上安电厂 加拿大 B&W 公司的 350 MW， W 型燃烧锅炉的大屏过热器和高温再热器在运行中多次发生过这种故障。 三、超临界压力锅炉过热器再热器的管内氧化 垢问题 近几年投运的几台 600MW 超临界锅炉 （沁北、 高资、沙州和太仓电厂）都发生过热器管内氧化垢脱落堵塞下弯头造成爆管的事故。再热器管内也有氧化垢，只是由于再2008.10 中国 南京 清洁高效燃煤

10、发电技术协作网 2008 年会 3 October 2008 2008 Annual Meeting of Clean & Effcient Coal Nanjing, China Power Generation Technology Network 热器管子的管径大，压力低，应力小，尚未发生堵塞和爆管。最近可门电厂一台 600MW 锅炉在运行一年后大修时对末级过热器外圈管进行割管检查， 在带下弯头的一段管子中清出氧化垢粉末 400g， 计算结垢的厚度约为 0.50.9mm。 目前国际上还没有统一的规范界定各种钢材容许氧化垢生成速率的温度。综合一些文献资料和电厂现场发生的实际情况可得出如下的

11、一些规律： 1. 不论珠光体钢（10CrMo910；12Cr1MoV 等） 、马氏体钢（T22；T23；T91 等） ，还是含铬量20的奥氏体钢（TP304H；TP347H 等） ，当炉内壁温600时都会产生管子内壁氧化垢。 2. 氧化垢产生的机理是靠近管壁的高温（600）的水蒸汽会有一部分分解为 H2和 O2。O2与管子钢材发生作用，生成 Fe3O4（还有部分 Fe2O3） 。 1 奥氏体钢产生管内氧化垢的危害性比珠光体钢和马氏体钢为大。这是因为奥氏体钢的线膨胀系数（约 1910-6）与氧化垢（约 910-6）差别大，而珠光体钢和马氏体钢的线膨胀系数（约 121410-6）与氧化垢差别较小。

12、因此奥氏体钢的氧化垢在锅炉启停过程中受到冷热交变更容易脱落堵塞下弯头造成爆管。 3. 壁温愈高则生成氧化垢的速度也愈快。一些实验表明， 在600640， 氧化速度会发生突跃 （突跳性的加速） 。 4. 采取管子内表面渗铬、 内壁喷丸 （如 SUPER 304） ，或采用高含铬量的奥氏体钢（如 HR3C）均能减缓氧化垢的生成速度。 5. 锅炉运行中减小吸热偏差， 降低偏差管的最高炉内壁温总是有利的，能够减缓氧化垢的生成速度，延长高温管子的使用寿命。 国内专家们认为，超临界锅炉的主蒸汽和再热汽温从540等级提高到 570等级， 加上宽度和同屏各管的温度偏差使偏差屏管子炉内壁温上升到 600以上，就

13、使氧化垢的问题凸出出来。例如石洞口二厂的超临界锅炉主蒸汽温度为 540，比目前的超临界锅炉低 30，即使采用了给水加氧，末级过热器运行了十多年仍没有发生氧化垢问题。该锅炉的再热温度为 569，高温再热器有二次就因热偏差大，发生超温而产生了管内氧化垢；目前不超温则没有氧化垢问题。 又如高资电厂6 号炉T23钢材管子发生氧化垢堵塞下弯头造成多次爆管的事故，而爆管多数发生在乙侧，这与运行中乙侧宽度热偏差大，壁温高有关。 综上所述，亚临界锅炉过热器再热器的超温和超临界和超超临界锅炉的过量氧化垢可以说都是由于温度偏差太大所造成的。 四、运行中温度偏差大是过热器再热器超温及 过量结垢的主要原因 如上所述，

14、过热器再热器发生超温有设计上及运行上两方面的原因。就温度偏差来说，一个管组的温度偏差由（1）同屏各管之间的温度偏差，和（2）沿宽度各片屏之间的温度偏差两方面组成。对于高参数大容量电站锅炉而言，特别是超临界和超超临界锅炉，在运行中最大限度地控制和减小沿宽度各屏的过热器再热器的温度偏差是至关重要的。这是因为： 1 同屏各管的温度偏差主要由结构因素造成，难于用运行措施来减小。 这使减小沿宽度的温度偏差 （吸热偏差）成为唯一的手段； 2. 近年来引进的国外技术在超临界和超超临界锅炉的燃烧系统设计上已有了长足的进步。有多种手段可以调整炉膛中火焰中心的位置和烟气侧沿宽度的吸热偏差。但是如果运行中不予以精心

15、调整的话，过热器再热器的温度偏差还是会增大。 以可门电厂 600MW 超临界锅炉（切向燃烧方式）的末级过热器为例，当锅炉宽度各屏之间不存在宽度吸热偏差时 （宽度吸热偏差系数 Kr1） ， 在额定压力 （25.4MPa.g）和额定汽温 （571） 工况下， 末过第 7 管出口段下端 （T23管子与 T91 管子的接口）和出口处（T91 管子）的炉内汽温为 552.6和 569.2；炉内壁温为 571.3和 585.5。在 Kr1.4 时该两点的炉内汽温为 570和 593.6；炉内壁温为 594.4和 613.8，已经接近和超过材料持久强度和产生氧化垢允许速度的温度限值了。 电厂的运行人员和管理

16、人员反映，在运行中难于掌握每个过热器再热器管组的温度偏差情况。虽然每个管组上装有若干炉外壁温测点，在 DCS 上又有 CRT 可以显示，但因锅炉的运行工况是经常变化的，要运行人员时刻监视这些数据来判断炉内是否超温有一定难度。尤其是大容量锅炉壁温测点数量很多，而壁温的画面又不够清晰的情况下更为困难。也很难单将其中与超温有关的运行数据打印出来作为以后运行的参考。若有了壁温在线监测系统，可以有效地指导运行调整，将沿宽度的温度偏差控制在允许范围，实际上可门电厂 600MW 超临界锅炉在炉内壁温在线监测系统（PSSS 系统）投运前燃烧未作调整，末级过热器的吸热偏差系数Kr 值经常高达1.4 甚至以上。 在采用了在线监测系统有了安全运行模式作为参考后才降到1.2 左右，见图7。 图 7 可门电厂 600MW 超临界锅炉末级过热器 6 号管 沿宽度各屏吸热偏差系数 Kr 分布图 2008.10 4 清洁高效燃煤发电技术协作网 2008 年会 中国 南京 2008 Annual Mee