盘山电厂500MW超临界直流炉水冷壁超温爆管研究治理
锅炉水冷壁在扰动工况下的膨胀变化-秦网论坛
锅炉水冷壁在扰动工况下的膨胀变化王树怀（天津国华盘山发电有限责任公司发电运行部301900）摘要：盘电公司超临界直流锅炉近年来频繁发生水冷壁泄漏，并且多为水冷壁裂纹，为此盘电公司就此进行了大力的治理，从人孔门改造到吹灰器曲线调整，取得一定的效果，但是水冷壁泄漏仍有发生。
运行方面经多方观察，发现水冷壁的膨胀在运行中变化频繁。
主题词：水冷壁膨胀 秦皇岛网/ 秦皇岛论坛天津国华盘山发电有限责任公司2台锅炉由俄罗斯波道尔斯克奥尔忠尼启泽机器制造厂制造的Пп-1650-25-545KT(П-76)型超临界直流锅炉，单炉膛，炉膛横断面尺寸为23×13.8ｍ。
锅炉的整体受热面悬挂在标高为86.5米的钢结构上。
炉整体受热面布置为“T”型结构。
锅炉炉膛受热面为垂直往复一次上升布置，标高44.7米以下为下辐射区受热面，44.7米以上为上辐射区受热面，炉水冷壁受热面由D32×6mm，管材为12Cr1MoV钢管组成，且水冷壁管为鳍片式膜式结构。
炉膛共布置水吹灰器26台，其中在17.8m、32.4m两侧墙四角共布置了8台远射程水吹灰器，其吹扫范围从炉5m到45m。
为了深入研究盘电公司锅炉水冷壁泄漏和运行工况的关系，2005年6月8日开始对锅炉水冷壁膨胀和运行工况进行统计分析，对比了4米、14米、51米本体水冷壁的膨胀和锅炉水吹灰、升降负荷、启停制粉系统、负压运行等方面的记录，统计分析水冷壁和运行工况的关系如下：一锅炉水吹灰过程水冷壁膨胀变化：1、锅炉水吹灰分微动水吹灰器和远程水吹灰器，远程水吹灰覆盖范围广，对参数影响大。
实际吹灰过程中观察，微动水吹灰器运行时水冷壁的膨胀指示变化基本保持不变，下面是6月21日中班远程水吹灰器运行过程两台炉500MW负荷14米膨胀指示器的变化情况统计。
2、锅炉水吹灰过程51米水冷壁膨胀指示器的变化观察变化平稳，两台炉均未出现14米形式的异常现象。
下面是6月26日中班两台炉51米水冷壁膨胀指示器吹灰过程的变化趋势。
新建超临界直流锅炉水冷壁爆管原因分析及处理措施
析， 认 为管内壁沉积物脱落沉积在弯管处造成通流 不畅或堵塞 ， 是爆管的直接原因Ⅲ ， 并采取了相应的 措施 去 除管 内壁 的沉积物 ，有 效地 解决 了水 冷壁 爆
管 问题
月７ 日酸洗结束 ， ６ 月６ ３吹管结束 ， １ ７ 月７ 日 机 组进行 了整套启动工作。在随后 的锅炉启动过程中， １ 号锅
Ｘ Ｉ Ｕ Ｙ ａ ｎ — ｆ ｅ ｎ ｇ ， Ｚ Ｈ Ａ Ｎ Ｇ Ｑ ｉ ｎ ， Ｃ Ｕ Ｉ Ｘ ｉ ｏ ｎ ｇ － ｈ ｕ ａ
（ １ ． Ｍｅ ｎ ｇ ｄ ｏ ｎ ｇ Ｅ ｎ ｅ ｒ ｇ ｙ Ｃ ｏ ｒ ｐ ｏ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｌ ｉ ｍ ｉ ｔ ｅ ｄ ，Ｈ ｕ ｌ ｕ ｎ Ｂ ｕ ｉ ｒ ０ ２ １ ０ ０ ０ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ；
技 术 应 用ｌ Ｊ 一 ∞ 工 ｃ＜ Ｉ Ｎ 。＜ 。 ｚ
新 建超 临界直 流锅 炉水冷壁爆 管原 因
分析 及 处 理 措 施
修延 峰 ， 张 钦 ， 崔雄华
（ １ ． 蒙东能源有限公司， 内蒙古 呼伦贝尔 ０ ２ １ ０ ０ ０ ； ２ ． 西安热工研 究院有限公司， 陕西 西安 ７ １ ０ ０ ３ ２ ）
２ ． Ｘ ｉ ’ ａ ｎ Ｔ ｈ ｅ ｒ ｍ ａ ｌ Ｐ ｏ ｗ ｅ ｒ Ｒ ｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ Ｃ ｏ ． ， Ｌ ｔ ｄ ． ， Ｘ ｉ ’ ａ ｎ ７ １ ０ ０ ３ ２ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｉ ｓ ｔ ｈ ｅ ｐ ｈ ｅ ｎ ｏ ｍｅ ｎ ｏ ｎ ｏ ｆ ｗａ ｔ ｅ ｒ ｃ ｏ ｏ ｌ ｅ ｒ ｐ ｉ ｐ ｅ ｓ ｃ ｒ ａ ｃ ｋ ｉ ｎ ｇ ｆ ｒ ｅ ｑ ｕ ｅ ｎ ｔ ｌ ｙ ｏ ｃ ｃ ｕ ｒ ｒ ｅ ｄ ｉ ｎ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ｔ ｒ ｉ ａ ｌ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｕ ｎ ｉ ｔ ． Ａｉ ｍｉ ｎ ｇ ａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍ， ｔ ｈ ｅ ｐ ａ ｐ ｅ ｒ ｃ ａ ｒ ｒ ｉ ｅ ｓ ｏ ｕ ｔ ａ ｓ ｅ ｒ ｉ ｅ ｓ ｏ ｆ ｔ ｅ ｓ ｔ ｉ ｎ ｇ ｔ ｏ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｔ ｈ ｅ ｃ ａ ｕ ｓ ｅ ｓ ｉ ｎ ｃ ｌ ｕ ｄ ｉ ｎ ｇ ｍａ ｃ ｒ ｏ ｓ ｃ ｏ ｐ ｉ ｃ ｉ ｎ ｓ ｐ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ， ｃ ｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ ｃ ｏ ｍｐ ｏ ｓ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ， ｍｅ ｔ ａ ｌ ｌ ｏ ｇ ｒ ａ ｐ ｈ ｉ ｅ ｅ ｘ ａ ｍｉ ｎ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｅ ｎ ｅ ｒ ｇ ｙ ｓ ｐ ｅ ｃ ｔ ｒ ｏ ｍｅ ｔ ｅ ｒ ｓ ．Ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｓ ｕ ｌ ｔ ｓ ｓ ｈ ｏ ｗ ｔ ｈ ｅ ｅ ｘ ｉ ｓ ｔ ｅ ｎ ｃ ｅ ｏ ｆ ｄ ｅ ｐ ｏ ｓ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｎ ｔ ｈ ｅ ｉ ｎ ｎ ｅ ｒ ｔ ｕ ｂ ｅ ｗａ ｌ ｌ ｉ ｓ ｔ ｈ ｅ ｄ ｉ ｒ ｅ ｃ ｔ
600WM超临界直流锅炉水冷壁超温分析及对策
600WM超临界直流锅炉水冷壁超温分析及对策超临界锅炉作为当前最先进的燃煤发电技术，具有能耗低、环保、技术含量高等特点。
由于超临界锅炉工质压力高，超临界锅炉大多数采用直流锅炉，直流锅炉水冷壁流动阻力比较大，运行过程的水压压头比较高，容易引起工质流动不稳定、热偏差等问题，从而导致锅炉受热不均匀，部分面积超过临界温度，影响到超临界直流锅炉运行的安全性。
本文主要600WM超临界直流锅炉水冷壁超温出现的原因，并根据这些原因提出了相应的解决策略，希望确保600MW 超临界直流锅炉运行的稳定性。
引言：超临界锅炉指锅炉内工质的压力在临界点以上的锅炉与传统的锅炉间相比，超临界锅炉的煤耗量低，单电煤耗量约为310g标准煤，超临界机组的发电效率达到了41%，我国传统的火电厂发电效率一般低于35%，單电煤耗量超过380g 标准煤以上，每度电至少可以节约50g标准煤。
与传统的锅炉相比，超临界锅炉更加环保、节能，是未来火电厂建设的方向。
但是超临界直流锅炉的装机容量比较大，锅炉的蒸发受热面积不均匀，容易造成管壁温度超标，从而影响到锅炉的正常运行，造成水冷壁内工质性能发生变化，引起流量的异常变化，威胁到锅炉运行的安全性。
因此需要对超临界直流锅炉水冷壁超温现象进行分析，找出水冷壁超温的原因，并采取有效的措施，促进我国超临界锅炉的发展。
1.600WM超临界直流锅炉水冷壁超温原因分析某发电厂有两台600WM超临界机组，锅炉为国内某锅炉生产厂家生产，超临界机组为日本三菱公司提供的技术，超临界机组采用直流锅炉，燃烧器布置在四面墙上，火焰喷射方向与水冷壁垂直，二次风喷嘴安装在主燃烧器上，锅炉在热运行状态下，一次风、二次风可上下摆动。
超临界机组运行期间，出现了水冷壁管吸热偏差或者超低温现象，部分时段出现水冷壁壁温超过机组阈值，影响到超临界机组的安全运行。
根据运行数据信息以及超临界直流锅炉水冷壁超低温出现的异常现象，总结出以下原因：1.1部分水冷壁管热负荷偏高根据锅炉炉膛的燃烧方式，如果炉膛内的煤炭燃烧时产生的火焰出现偏差，则可能导致高温烟气直接冲刷水冷壁，导致局部水冷壁温度比较高。
超超临界直流锅炉“四管”爆漏原因分析及对策
超超临界直流锅炉“四管”爆漏原因分析及对策杜荣胜（广东粤电大埔发电有限公司，广东梅州514001）摘要：近年来，随着科技的发展和人民生活水平的提高，国家对于安全生产的要求进一步提升。
作为当前发电安全生产中重大的威胁之一，热电厂锅炉“四管”爆漏问题逐渐成为了安全生产领域的研究热点。
现从热电厂锅炉“四管”爆漏原因分析着手，对其预防对策进行了积极探究，期望能为相关从业者提供有益的参考。
关键词：超超临界；直流锅炉；“四管”；爆漏0引言电厂锅炉的“四管”（水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管）爆漏问题，一直是影响火力发电厂安全运营及经济效益的关键因素。
近几年来，随着我国发电技术的超前发展，超超临界机组也在各大电厂相继投运，这也对火力发电厂的运行安全提出了更高的要求。
大机组非计划停运使电网所面临的压力越来越大，由此可见，热电厂应加大对超超临界机组锅炉“四管”安全检查的力度，对其重点监督，最大限度避免“四管”爆漏而造成的机组停机事件的发生，将“四管”爆漏概率降至最低，从而在根本上保证火力发电厂大型机组的安全平稳运营，确保电网的正常运行。
可以说，保证“四管”的安全也就意味着发电厂内部发电机组能够达到安全运行的水平，这是保障电厂乃至电网整体安全运行的一种有效措施。
1电厂锅炉受热面“四管”爆漏原因剖析1.1水冷壁爆漏原因剖析水冷壁作为电厂锅炉的主要受热部件，极易导致电站锅炉因水冷壁爆管而停运的现象发生。
水冷壁爆漏现象的常见原因有：水冷壁构件的自身焊缝焊接质量问题、吹灰器影响及管内壁腐蚀结垢、磨损、炉膛热强度偏高等。
而水冷壁构件的自身焊缝焊接质量及吹灰器问题是致使电站锅炉因水冷壁爆管停运的最常见因素。
1.1.1水冷壁构件的自身焊缝焊接质量问题安装、检修焊接质量问题会造成焊接部位产生应力集中和接头机械性能下降等问题，如焊口的不规则咬合、过满、焊瘤、焊缝塌腰、未熔合、夹渣、气孔、焊缝裂纹等都会导致焊口处变得异常脆弱，最终引发爆管问题的发生。
盘山电厂MW超临界直流炉水冷壁超温爆管研究报告治理
500MW超临界直流炉水冷壁超温爆管研究治理李广瑞黄振康王树怀孙宝华＜天津国华盘山发电有限责任公司，天津301900）摘要：天津国华盘山发电有限责任公司＜以下简称盘电公司）#2锅炉自投产以来，在运行中发生过多次“四管”泄漏，尤其是在2000年以后出现水冷壁大面积爆管，严重影响了机组的安全稳定运行，给盘电公司带来了巨大的经济损失。
2003年以后盘电公司着手进行#2炉水冷壁爆管的问题查找，从运行方式上进行大量的实验与调整，解决了水冷壁超温过热爆管的现象，水冷壁泄漏次数明显减少，为机组的安全稳定运行奠定了基础。
本文通过对锅炉下辐射区的水动力工况计算肯定了运行调整方面对防止超温爆管所做的工作，从而规范锅炉运行方式的管理。
关键词：锅炉；水冷壁；爆管；研究1锅炉设备及运行情况简介天津国华盘山发电有限责任公司安装两台由前苏联成套引进的500MW超临界燃煤发电机组,锅炉为俄罗斯波道尔斯克奥尔忠尼启泽机器制造厂制造的nn—650—25—545KT ＜n —76型）超临界压力、直流、一次中间再热、平衡通风的固态排渣煤粉炉。
表一锅炉主要设计参数锅炉设计为室内布置，单炉膛全悬吊结构，左右两侧各有一对流竖井，炉本体呈 “ T 型结构。
炉膛断面呈矩形23080X 13864mm ,四壁由$ 32心12Cr1MnV 的膜式水冷壁构成。
锅炉一、二次汽 水流程以炉膛前、后墙中心线为界分为左、右两个对称的独立流程，每个流程的给水和汽温调节都 是独立的。
炉膛受热面为垂直往复一次上升布置，标高44.7m 以上为上辐射区，以下为下辐射区。
下辐射区前后墙分别有 6个组件，两侧墙各有10个组件。
前后墙相邻的3个组件与侧墙的半个组件组 成下辐射I,侧墙每4个组件加上相邻半个组件构成下辐射H 。
上辐射区前后墙各有 6个组件，组成上辐射I,两侧墙各有10个组件，组成上辐射H 。
每个组件由48根水冷壁组成，半组则为 24根。
—次汽水流程由省煤器、下辐射I 、下辐射n 、上辐射I 、上辐射n 、汽-汽交换器、顶棚和包墙受热面、内置阀门、i 、n 、川级屏式过热器和高温过热器组成。
超临界直流锅炉水冷壁管高温硫腐蚀的成因及防治
同时送检的还有水冷壁向火侧正面的片状脱落 物（如图 2）以及鳍片相应部位的层状脱落物样品（如 图 3）。
对于超临界机组，不论是四角切圆燃烧方式还 是前、后墙对冲燃烧方式的直流锅炉，燃用煤的硫含 量 St.ar 平均值在 1.5%以上时，几乎都出现高温腐蚀。 四角切圆燃烧锅炉高温腐蚀的部位在燃烧器及偏上 区域，高温腐蚀区与挂渣严重区域一致[1]；前、后墙对 冲燃烧锅炉高温腐蚀多发生在未装燃烧器的两侧墙， 机组一般运行 2~3 年后便需要更换部分腐蚀明显的
1 样品概况和目测观察
前、后墙对冲燃烧的直流炉前、后墙各布置 3 层 燃烧器，每层 4 只。层间距为 5 m，燃烧器列间距为 3.7 m，上层燃烧器中心线距屏底距离约为 28.5 m，下 层燃烧器中心线距冷灰斗拐点距离为 2.4 m。最外侧 燃烧器中心线与侧墙距离为 4.2 m。送检腐蚀水冷壁 管样取自中间层没有燃烧器的侧墙，管样位于中间层 燃烧器上 1 m，标高位置 29.5 m，其外部形貌见图 1。
KEYWORDS：supercritical；concurrent boiler；water wall tube； high temperature sulfur corrosion；energy spectrum analysis；X ray diffraction analysis
摘要：当超临界直流锅炉燃用煤的硫含量 St.ar平均值在 1.5%以 上时，一般会出现高温腐蚀。通过对某超临界前、后墙对冲燃 烧直流锅炉所送检的水冷壁管烟气侧腐蚀状况，采用目视、体 视镜、电镜、能谱以及 X 射线衍射分析等方法进行检查分析， 确定了高温硫腐蚀的产物，并对成因进行分析，然后提出防治 的措施和建议，为预防高温硫腐蚀提供参考。
超超临界直流锅炉壁温控制分析
超超临界直流锅炉壁温控制分析【摘要】锅炉壁温控制是电厂安全经济运行的重要环节，电厂对锅炉超温非常重视，严格要求在任何时候都要避免壁温超温情况发生，我们运行人员都在想尽办法尽量完成考核任务。
但限于锅炉设计、设备缺陷、维护管理、运行调整等多方面因素的影响，还要兼顾调控机组经济运行，使得壁温控制难度很大，运行中必须兼顾各种问题，必要时需要牺牲一定的经济性来实现锅炉壁温安全。
【关键词】超超临界锅炉;壁温控制0.前言超超临界直流锅炉由于蒸汽参数高、水冷壁、三级过热器、四级过热器管材选用设计冗余并不大，主蒸汽温度设计605℃，而三过、四过耐受极限为658℃，报警至为628—638℃，由于烟气偏斜、受热面沾污等等情况，运行中部分管屏壁温时常是在报警值边缘，对运行人员安全经济运行调整带来了很大的操作难度，必须要严格精密调整，来兼顾各方以实现最优。
1.现状调整某厂锅炉常发生水冷壁、三过、四过壁温超温，尽管经过加氧运行和经锅炉厂家指导通过AA风调整后，超温情况有所缓解，但超温情况仍会不时的发生。
当发生超温时往往不止一根管，且上升速率非常快难以避免。
某日#2炉运行中四过几乎所有管屏的1号管均出现温度偏高情况，较其他管高10～20℃，其中管屏No14、15、16、17、46、47、49、50管屏1号管均超过630℃，最高达635℃。
为缓解1号管超温情况，我们通过AA风调偏、降低主汽温、投入吹灰器等多项操作，最终使大部分管屏1号管壁温得以下降，但No46、47、50管屏1号管仍偏高。
根据情况我们进行了相关调整试验，第一步骤为通过配风调整和降低主汽温后，超温情况得到缓解，但仍表现为1号管壁温较其他管偏高10℃以上，且汽温控制较低，不满足经济性要求。
由于#2炉长期低负荷运行，风量偏小且吹灰周期较长，1号管超温，也明显看出，锅炉水平烟道区域受热面积灰严重，受热分布偏离设计指标。
为此第二步骤我们投入水平烟道下层过热器区域吹灰器，吹完IK1、2、5、6后大部分1号管壁温出现先降后涨的趋势。
关于600MW超临界机组水冷壁爆管原因分析及预防探讨
关于600MW超临界机组水冷壁爆管原因分析及预防探讨发布时间：2021-07-31T08:17:45.670Z 来源：《电力设备》2021年第3期作者：杜超[导读] 4.59MPa再热蒸汽出口压力,605℃过热蒸汽温度，26.15MPa过热蒸汽出口压力,1795t/h过热蒸汽流量。
（深能合和电力（河源）有限公司 517000）摘要：影响600MW超临界机组水冷壁爆管原因较多，主要为锅炉长时间超温运行、管内异物堵塞、异常热应力等因素，该研究对发生原因进行分析，并通过运行、设计与安装等方面提出针对性干预措施。
希望降低水冷壁爆管发生率，提高安全性，现将有关内容做如下报道。
关键词：超临界机组；水冷壁爆管；原因；预防措施当前我国高参数、大容量机组投产量越来越大，但使用过程中常会出现锅炉爆管现象，极大的损失了发电企业经济利益[1]。
数据显示，锅炉爆管是导致非计划性停机主要原因，由于该因素诱发的非计划性停机率高达60%。
因此，锅炉爆管事故对发电企业经济效益和正常运行产生影响，同时存在较大安全隐患，不利于企业快速发展与进步。
所以，当前应探究有效预防措施进行干预，希望降低水冷壁爆管几率，提高企业运行安全性。
企业效益提升与发电企业非计划性停机次数降低有效措施是降低锅炉爆管次数。
600MW超临界机组锅炉是直流锅炉，启动系统带有置式再循环泵，可实现超临界压力变压与一次中间再热运行[2]。
炉底、单炉膛、平衡通风均应用π型露天、风冷排渣、全悬吊结构与全钢架布置，淮南煤，印尼烟煤为主要燃用煤种。
以下为锅炉主要参数：603℃再热蒸汽出口温度，4.59MPa再热蒸汽出口压力,605℃过热蒸汽温度，26.15MPa过热蒸汽出口压力,1795t/h过热蒸汽流量。
应用内置式启动分离器对锅炉汽水流程设置，形成双流程模式。
水冷壁中间混合集箱与冷灰斗进口均为螺旋管圈水冷壁，与后水冷壁吊挂管、水冷壁垂直管屏连接，经下降管将水平烟道侧墙、折焰角、水平烟道底包墙，将汽水分离器引入。
超超临界直流锅炉水冷壁超温的原因及局部水冷壁严重超温的控制措施研究
超超临界直流锅炉水冷壁超温的原因及局部水冷壁严重超温的控制措施研究发布时间：2021-08-10T10:53:32.173Z 来源：《中国电力企业管理》2021年4月作者：杨武才[导读] 锅炉管壁频繁长时间超温是锅炉水冷壁爆管的主要原因，严重威胁机组的安全稳定运行，缩短锅炉的使用寿命，造成巨大的经济损失。
本文针对某电厂1000MW超超临界直流锅炉低负荷运行时垂直水冷壁经常出现局部严重超温的问题，分析总结超温的原因，并进行研究摸索试验调整，总结出可行的二次风配风及燃烧器摆角调整方法，有效解决局部管壁超温的问题，避免锅炉局部水冷壁长时间超温热疲劳爆管，供同类型机组参考。
广东大唐国际雷州发电有限公司杨武才广东湛江 524255摘要：锅炉管壁频繁长时间超温是锅炉水冷壁爆管的主要原因，严重威胁机组的安全稳定运行，缩短锅炉的使用寿命，造成巨大的经济损失。
本文针对某电厂1000MW超超临界直流锅炉低负荷运行时垂直水冷壁经常出现局部严重超温的问题，分析总结超温的原因，并进行研究摸索试验调整，总结出可行的二次风配风及燃烧器摆角调整方法，有效解决局部管壁超温的问题，避免锅炉局部水冷壁长时间超温热疲劳爆管，供同类型机组参考。
关键词：超超临界直流锅炉；局部；水冷壁；超温；研究1设备概况某电厂锅炉为HG-2764/33.5/605/623/623-YM2，带烟气再循环的超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈（炉膛底部为螺旋管圈，顶部为垂直管圈,中间连接的为中间混合连箱，前后墙各720根,两侧墙各352 根）直流锅炉，单炉膛、二次再热、采用双切圆燃烧方式布置、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置、π型锅炉。
燃烧器为M-PM型低NOX燃烧器，可上下摆动20°，每套制粉系统供一层共2x4=8只燃烧器，前墙由左往右依次为1、2、3、4号角燃烧器，后墙由左往右依次为5、6、7、8号角燃烧器。
配六台中速正压直吹式制粉系统，其中A磨煤机带微油点火系统，由下往上布置为A/B/C/D/E/F制粉系统，正常运行5台制粉系统运行，1台备用。
超超临界机组垂直管圈水冷壁管防超温协调控制策略的优化
632022年3月上 第05期 总第377期工艺设计改造及检测检修China Science & Technology Overview0.前言超超临界机组锅炉采用了目前火力发电技术最新技术，很多技术性能指标都处于先进水平，但锅炉实际运行中仍然存在一些需要研究的问题。
超超临界机组在低负荷时，易出现水冷壁超温情况，此时只能降低整体汽温参数运行，但对电厂在安全性和经济性上有所影响。
有研究者通过开展对水冷壁金属壁温的试验研究工作，认为水冷壁金属温度的大幅变化和超温，与水冷壁的传热恶化有较大关系，特别是对于百万双切圆锅炉垂直管圈式水冷壁管，易在热负荷叠加区出现壁温超温以及相邻管段热偏差大等问题，从而产生显著的疲劳应力，严重影响锅炉运行的安全性和稳定性[1]。
本文研究的主要对象是以双切圆锅炉垂直管圈式水冷壁管超温问题为研究对象，从机组INFIT 协调控制系统控制策略、易超温壁温变化规律、机组主要过程参数上进行全面分析，寻找水冷壁管产生超温及波动大的原因，采取相应的技术措施来减缓超温问题的产生。
1.设备简介本研究针对某电厂1000ＭＷ超超临界燃煤发电机组的锅炉水冷壁管壁温超温问题进行研究。
锅炉为超超临界参数、直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式，Π型锅炉。
其用于水冷壁中间混合集箱入口管测量锅炉金属壁温的元件共计608点，前墙210点，后墙210点，左墙94点，右墙94点，安装位置均在锅炉54m 集箱入口管处。
壁温多数按照每4根管安装1支壁温元件原则布置。
壁温元件采用K 分度铠装热电偶，集热块焊接贴于管壁外表面，材质为304不锈钢，壁温元件感温端紧固定在集热块内，温度元件接线用补偿导线接入智能前端，通过双冗余现场总线DP 电缆接入总线控制柜，实现DCS 远端监视。
INFIT 系统是针对现代火电机组存在负荷升降速率低、关键参数波动大及系统不能很好适应煤种变化等实际问题，通过有机融合预测控制技术、神经网络学习技术及自适应控制技术而设计研发的先进协调优化控制系统。
超超临界直流锅炉“四管”爆漏原因分析及对策
超超临界直流锅炉“四管”爆漏原因分析及对策【摘要】对大唐国际吕四港发电有限公司4台hg-2000/26.15-ym3型超超临界直流锅炉在试运及商业运行的一年间所发生的多次受热面爆管事件进行了分析，找到了爆管的原因，并采取了有效措施，提高了设备的安全运行水平。
【关键词】超超临界；直流锅炉；“四管”；爆漏0 引言电厂锅炉“四管”（水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管）爆漏，一直是影响火力发电厂安全、经济运行的重要问题。
近年来，超超临界机组的相继投产对我国各大电网的安全提出了更高的要求，大机组非计划停运对电网的压力也逐渐呈增大趋势。
所以，加大超超临界机组锅炉“四管”的防磨防爆检查力度，将“四管”爆漏的机率降到最低限度，以此来保证电网的安全和稳定，是我们目前提高火力发电厂燃煤机组的安全运行水平的一种有效手段。
1 锅炉概述大唐国际吕四港发电有限公司4×660mw机组锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的hg-2000/26.15-ym3型超超临界参数变压运行直流锅炉，采用п型布置、单炉膛、改进型低nox pm主燃烧器和mact型低nox分级送风燃烧系统、墙式切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。
过热蒸汽调温方式以煤水比为主，同时设置三级喷水减温器；再热蒸汽主要采用尾部竖井分隔烟道调温挡板调温，同时燃烧器的摆动对再热蒸汽温度也有一定的调节作用，在低温再热器入口管道上还设置有事故喷水减温器。
锅炉采用平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用晋北煤。
锅炉主要参数见下表：2 锅炉爆管泄漏事件1、2、3、4号机组分别于2010年3月14日、3月6日、3月31日、6月6日通过基建168小时试运转入商业运行。
在2010年这一年中，包括试运阶段，4台锅炉共发生爆漏事故15次，其中1号锅炉6次，爆漏部位涵盖后屏过热器、末级过热器、省煤器、末级再热器过渡管；2号锅炉3次，爆漏部位涵盖后屏过热器、末级过热器、省煤器；3号锅炉2次，爆漏部位为水冷壁；4号锅炉4次，爆漏涵盖包括后屏过热器、末级过热器、水冷壁。
电厂俄制500MW直流锅炉下辐射区温度控制-秦皇岛网
盘山电厂俄制500MW直流锅炉下辐射区温度控制高武军（天津国华发电有限责任公司301900）摘要：本文分析了机组运行过程中影响锅炉下辐射区温度变化的因素，以便采取预防性的措施，减少超温次数，维持锅炉安全运行，起到预防超温爆管的目的。
关键词：直流锅炉下辐射区影响因素 秦皇岛网 / 秦皇岛论坛一、盘山电厂锅炉设备概况天津国华盘山发电有限责任公司装机容量为2×500MW俄制超临界燃煤发电机组，其中锅炉为П-76型直流、超临界参数锅炉，炉体为单炉膛“T”型布置，燃烧方式为平衡通风、悬浮式燃烧、固态排渣。
锅炉炉膛受热面为垂直往复一次上升布置，标高44.7米以下为下辐射区受热面，44.7米以上为上辐射区受热面，炉水冷壁受热面由Ф32×6mm，管材为12Cr1MoV钢管组成，水冷壁管为鳍片式膜式结构，由两条不相混合的独立汽水流程组成。
锅炉设备其他附件：锅炉共有8套制粉系统，共有32只燃烧器，分四层布置在左、右侧墙，形成对冲燃烧方式。
锅炉受热面吹灰由104只吹灰器组成。
其中炉膛水冷壁采用水吹灰，水平烟道和对流竖井采用蒸汽吹灰。
锅炉设计煤种为晋北烟煤，2000年3月开始烧神华煤，与原设计的煤种相比，神华煤有发热量高、灰分小等特点，改变煤种后，公司对锅炉燃烧运行方式作了相应调整，并通过运行实践摸索出了一些经验，本文着重对改变煤种后水冷壁温度的控制进行分析和总结，而其中的关键就是对锅炉水冷壁下辐射区温度的监视和控制。
二、近年来，锅炉下辐射区超温情况介绍锅炉水冷壁下辐射区是指标高44.7米以下的受热面，它的温度是反应锅炉炉膛受热情况的重要参数：与汽包锅炉不同，直流锅炉的给水一次成汽，没有中间环节，给水经过加热、蒸发、过热三个过程变成过热蒸汽，三个过程之间没有固定的分界面，而是随着受热情况而前后变化。
在上述三个区段中，蒸发段最短，而给水的相变点正好在下辐射区范围内，如果运行过程中下辐射区超温，直接的影响就是使给水的蒸发段提前而过热段延长，从而使受热面因换热剧烈造成短期超温爆管或108受热面管壁因长期过热发生蠕变爆管，造成经济损失和威协人身安全。
盘山电厂汽机优化运行及节能改造分析
盘山电厂汽机优化运行及节能改造分析摘要：国华盘山发电厂是两台500MW超临界机组，是引进的前苏联70年代设计技术，采用的是定压运行方式，原设计带基本符合长期运行。
随着中国经济的快速发展，电力峰谷差原来越大，大型电力机组不得不参与调峰调频运行，本文根据盘电机组的特点，参考对比国内外技术，积极探讨优化运行方式及节能改造的可能性，提出机组优化运行方式和节能改造的可行性，并通过分析计算说明节能效果，在保障机组安全运行条件下提高机组的运行经济性。
关键词：优化运行；节能；改造1.设备概叙1.1设备简介盘山电厂汽轮机为列宁格勒金属制造厂生产的K-500-240-4型超临界压力汽轮机，一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、凝汽式汽轮机。
汽轮机本体由一个高压缸、一个中压缸和两个低压缸组成，所有缸体均为双层结构。
锅炉由俄罗斯波道尔斯克奥尔忠尼启泽机器制造厂制造的Пп-1650-25-545KT（П-76）型直流超临界参数锅炉。
汽水流程由省煤器、下辐射区Ⅰ受热面、下辐射区Ⅱ受热面、上辐射区Ⅰ受热面、上辐射区Ⅱ受热面、汽一汽交换器、顶棚和包墙受热面、内置阀门、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级屏式过热器和高温过热器组成。
锅炉锅炉启动旁路系统由内置阀、启动分离器和启动扩容器组成，在启动初期锅炉带分离器运行，当负荷高于40%额定负荷时炉转为直流运行将启动扩容器切除，分离器作为旁路运行。
1.2机组运行特点由于系统设置和原始设计的要求，为了保证锅炉受热面安全，锅炉系统最大特点是锅炉启动流量控制在750T/H左右，锅炉启动后只能采用定压运行方式（无滑压运行方式），机组启动后（DEH）运行方式为阀位控制、压力控制、远操控制，只有在远操控制后才能转入协调方式，协调方式分为机跟炉方式、炉跟机方式、机炉协调方式、AGC方式。
汽机侧系统与主流600MW机组相比有以下特点：①主凝结水系统布置复杂，#1、2低加是立式混合加热器，凝结水系统采用的是三级六台凝结水泵，低负荷#1低加溢流运行，浪费热量。
超超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析与防治
超超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析与防治发布时间：2022-12-07T08:09:39.284Z 来源：《中国电业与能源》2022年15期作者：叶斌[导读] 火电厂锅炉水冷壁高温腐蚀普遍存在，严重影响安全生产。
叶斌苏晋塔山发电有限公司山西省大同市 037038摘要：火电厂锅炉水冷壁高温腐蚀普遍存在，严重影响安全生产。
高温腐蚀是金属管壁在高温烟气环境下发生的腐蚀，会造成水冷壁管壁变薄，强度下降，容易发生爆管、泄漏等事故，进而导致机组发生非停，严重影响机组安全和经济运行，对整个电网的安全性和稳定性造成影响。
为降低氮氧化物的排放，许多火电厂不仅增加脱硝系统，还在锅炉燃烧系统配置方面采取措施，锅炉水冷壁腐蚀中对冲燃烧方式的锅炉水冷壁高温腐蚀现象比较严重，尤其超超临界、超临界机组对冲燃烧方式的锅炉燃烧器区域两侧水冷壁引发高温腐蚀的可能性较大。
为研究锅炉水冷壁高温腐蚀的主要影响因素，探索有效的治理方法，某电厂超超临界锅炉为例，利用检修检查燃烧器和水冷壁腐蚀情况，参考锅炉运行操作情况，通过分析水冷壁腐蚀的主要影响因素，制定相关治理方案。
关键词：锅炉；水冷壁；高温腐蚀随着超临界电站锅炉单机容量增大以及参数提高，水冷壁系统由于结构、参数和材料等特性的影响，其在设计、制造、安装、运行以及检验等技术上都较以往的中小容量、中低参数（亚临界以下）电站锅炉复杂。
与此同时，世界各国都越来越重视环保问题，目前超临界电站锅炉大都采用低氮氧化物燃烧技术，在水冷壁附近区域形成了还原性气氛，高温腐蚀引起的早期爆管开始在大容量超（超）临界机组电站锅炉水冷壁系统中频繁出现，极大地威胁着锅炉的安全运行。
一、腐蚀类型水冷壁管烟气侧高温腐蚀是指水冷壁管在高温烟气环境中所发生的锈蚀现象，即金属材料在高温下与环境气氛中的硫、氯等元素发生化学或电化学反应而导致的变质或破坏。
据有关统计，一般情况下, 高温腐蚀导致管壁减薄量约为 1~2mm/年，严重时可达 5~6mm/年，对安全运行形成严重隐患，一旦发生突发性爆管事故，不仅打乱正常发电计划，减少发电产值，而且额外增加检修费用，直接影响电厂经济效益，同时也会干扰地区电网的正常调度，造成较大的社会影响。
超临界垂直管圈直流炉壁温偏差及优化控制
超临界垂直管圈直流炉壁温偏差及优化控制摘要：超临界垂直管圈直流炉壁温偏差优化控制对于锅炉的安全运行、热效率提升、设备保护和环境保护等方面都具有重要意义。
通过优化控制壁温偏差，可以减少局部过热和应力集中，降低设备的运行风险。
壁温偏差过大可能导致管道破裂、泄漏、爆管等安全事故的发生，而优化控制可以保持壁面温度均匀分布，提高锅炉的安全性能。
本文提出超临界垂直管圈直流炉壁温偏差及优化控制措施,旨在提高电站锅炉设备运行可靠性,适应当前火电机组调峰调频的需求。
关键词：垂直管圈水冷壁;热偏差;优化控制1水冷壁壁温偏差及爆管原因1.1水冷壁壁温偏差现象水冷壁是在燃烧器内部或炉膛周围形成的防止火焰和烟气直接接触锅炉壁的壁面结构。
在运行过程中，水冷壁壁温偏差可能出现，即壁面某些区域的温度高于或低于设计温度。
壁温偏差可能导致壁面材料的应力不均匀分布，进而影响设备的安全运行和使用寿命。
水冷壁壁温偏差现象的可能原因包括：燃烧器设计问题：不合理的燃烧器设计导致烟气流动不均匀，使水冷壁受热不均。
例如，燃烧器喷嘴布置不当或喷嘴尺寸不适合炉膛尺寸。
炉膛内气体特性：炉膛内的气体流动可能出现局部的流动失稳现象，导致水冷壁壁温分布不均。
例如，气流的突然变化、涡流的聚集等。
水冷壁结构问题：水冷壁管道的设计、材料、布置等问题可能导致壁温偏差。
例如，管道材料的选择不当、弯曲部分流体流动受阻等。
1.2水冷壁爆管原因分析水冷壁爆管是指水冷壁管道因受到过高的温度或压力而发生破裂。
爆管事故可能对设备安全和燃烧系统的运行产生严重影响，并可能导致人身伤害和设备损坏。
以下是一些可能导致水冷壁爆管的原因：过热和超压：若水冷壁所处的炉膛温度和压力超过其设计承受范围，会导致壁材受热过度、材料变形或破裂，从而引发爆管事故。
过热和超压可能是由于燃烧不稳定、水冷壁维护不良、管道阻塞等原因导致的。
液位异常：若水冷壁管道内的水位异常，可能导致水冷壁部分无法得到有效冷却，产生局部过热和应力集中，进而导致爆管。
盘山电厂500nbspMW超临界机组给水联合处理工况试验研究.doc
盘山电厂500 MW超临界机组给水联合处理工况试验研究华北电力科学研究院（北京100045）王应高盘山电厂（天津301900）李保国张建丽摘要：介绍了盘山发电厂2号机组不进行酸洗，直接由AVT工况转换为CWT工况的工业试验过程和水质控制参数，取得了每年节省106．6万元的直接经济效益和可观的社会效益，并提供了在高垢量条件下CWT工况运行的经验。
关键词：AVT；CWT；工况；水质；酸洗盘山电厂现有2台俄罗斯引进的500 MW超临界机组。
其直流锅炉的主要参数：最大连续蒸发量为1 650 t／h；一次蒸汽出口压力为25MPa；一次蒸汽出口温度为545℃；给水温度为2 70℃。
汽轮机为单轴、四缸、四排汽。
1、2号低加为混合式加热器，3、4号低加为表面式加热器，高低加均为碳钢管。
凝汽器为MHЖ5－1－1铜管，相当于我国BFe5－1－1白铜管。
给水联合水处理工况（以下简称CWT）的试验研究是在2号机组上实施的。
1机组在全挥发性工况（以下简称AVT）运行时存在的问题2号机组于1996年5月正式投产，锅炉给水按设计采用AVT工况运行。
控制标准：pH为9．0～9．3，N2H4浓度为20～60μg／L，DDH＜0．2μS／cm，溶氧浓度低于7μg／L，铁含量低于10μg／L，钠离子浓度低于5μg／L。
机组在运行中水汽质量合格率达98％以上，给水氢电导率小于0．1μS／cm，但锅炉水冷壁的沉积率仍然较快，下辐射区的沉积率为89 g／（m2·a）。
1998年5月，2号机组中修时，锅炉下辐射区最大垢量达224 g／m2，已接近锅炉酸洗标准。
如按AVT工况运行，预计在一年内达到酸洗标准。
锅炉运行中的压差上升速度较快，已从投产初期的4．4 MPa上升至7．7 MPa。
另外，在AVT工况下凝结水精处理装置运行周期较短，再生药剂消耗量、自用水量和树脂磨损量大，精处理装置运行成本高。
2给水联合水处理工况试验的准备工作2．1确定系统材质盘山电厂2号机组热力系统为全铁系统，精处理装置出水水质DD＜0．1μS／cm，给水水质长期保持DDH＜0．1μS／cm。
超超临界机组低温再热器氧化皮分析及治理
超超临界机组低温再热器氧化皮分析及治理发布时间：2021-09-29T07:32:17.054Z 来源：《福光技术》2021年13期作者：赵俊伟[导读]国电电力盘山公司摘要：某超超临界电厂锅炉低温再热器长时间运行后形成了氧化皮并脱落堆积，本文对超超临界低温再热器氧化皮形成的原因进行了分析, 提出了治理措施。
关键词：超超临界锅炉；低温再热器；氧化皮；原因；措施作者单位：国电电力盘山公司一概况某电厂锅炉为东方锅炉 DG3002/29. 3- Ⅱ 1 型高效超超临界参数变压运行直流锅炉 , 低溫再热器布置于尾部烟道前烟道 , 沿炉宽方向共计布置 296 排 , 每排 6 根管道 , 一共分为四级管组 , 其中三级管组采用了 SA-213T91 材质 ( 设计壁溫 579℃ ), 四级管组即垂直段管段 SA-213TP347H 材质 ( 设计壁温 612℃，以下简称 TP347H), 内壁未喷丸。
四级管组处, 每两排水平段合成一排垂直段, 共计 148 排。
汽水流程：汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器，经过水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。
再热蒸汽温度的调节通过位于后竖井前、后烟道省煤器下方的烟气调节挡板进行控制，在低温再热器出口管道上布置的再热器事故喷水减温器仅作为事故状态下的调节手段。
低温再热器参数：二低温再热器发生氧化皮状况以低温再热器发现氧化皮为节点，机组运行时间为 1 号机组大约18600 小时 , 2 号机组运行 14800 小时 , 查询最近几次机组检修情况对低温再热器进行检查结果如下：1号机组情况：2018 年 1 月供热改造期间（运行时间约 18600 小时）, 对低温再热器四级管组迎风侧 12 个弯头进行氧化皮射线抽检，发现有氧化皮堆积现象，其中两根达到割管清理标准。
2号机组情况：2017 年 2 月停备期同（运行时间约 12800 小时）, 割管检测 SA-213TP347H 材质氧化皮平均厚度 26μm。
500 MW超临界直流炉水冷壁超温爆管的治理
500 MW超临界直流炉水冷壁超温爆管的治理
李广瑞;黄振康;王树怀;孙宝华
【期刊名称】《华北电力技术》
【年(卷),期】2007(000)008
【摘要】通过对锅炉下辐射区水动力工况进行计算,由此对锅炉的运行方式进行了大量的试验与调整,解决了水冷壁超温过热爆管的现象,治理之后,水冷壁泄漏次数明显减少.
【总页数】4页(P30-33)
【作者】李广瑞;黄振康;王树怀;孙宝华
【作者单位】天津国华盘山发电有限责任公司,天津,301900;天津国华盘山发电有限责任公司,天津,301900;天津国华盘山发电有限责任公司,天津,301900;天津国华盘山发电有限责任公司,天津,301900
【正文语种】中文
【中图分类】TK223.3
【相关文献】
1.640 MW超临界机组在低负荷及超低负荷运行工况下屏式过热器、水冷壁壁温超温分析及调整 [J], 魏东
2.某660MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因分析 [J], 马润生;赵文强;韩兵
3.500MW超临界直流炉水冷壁超温爆管研究治理 [J], 孙宝华;王树怀
4.某电厂660MW超超临界锅炉螺旋水冷壁超温事故分析 [J], 周文建
5.600MW超临界“W”火焰锅炉下水冷壁超温原因分析及控制措施 [J], 唐川
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爆管
盘山发电厂锅炉高温过热器爆管事故分析华北电力科学研究院(北京 100045) 蔡向晖文摘通过对盘山发电厂3号启动锅炉爆管进行宏观及显微组织分析发现，爆管是由于超温过热运行引起组织严重老化，加之管内外壁严重高温氧化腐蚀，管子有效截面积减少，不能承受管内介质压力而泄漏。
提出了防止超温过热运行的建议。
关键词启动锅炉高温过热器超温过热高温氧腐蚀爆管盘山发电厂3号启动锅炉于1995年12月投产，设计温度440℃，压力3.91 MPa，蒸发量50 t／h，高温过热器管材为12 CrlMoV钢，设计尺寸(mm) D28×3。
1997年10月发生爆管，爆管位置为从东向西数第17排入口处第1圈下弯直管段。
1 宏观分析爆口长26 mm，宽13 mm，破口张开不大，边缘圆钝粗糙，不锋利，没有明显塑性变形和胀粗现象，破口附近有平行破口的纵向短裂缝，长7 mm，断口呈脆性断裂，见图1。
图1 爆口宏观形貌爆口内外壁上均有一层较厚的氧化层，外壁向火侧氧化层呈赤褐色，松软易脱落，内壁氧化层呈黑褐色，与基体结合牢固不易脱落，内壁无结垢，破口处管壁因内外氧化腐蚀有明显的减薄，最薄处1.6 mm，破口对面壁厚2.0 mm，内壁氧化层厚约0.38 mm，电厂割管发现爆管内有厚约1 mm的剥落氧化皮。
2 显微组织检查在爆口处截取环状试样进行金相分析，其显微组织为铁素体和碳化物颗粒，珠光体组织形态消失，珠光体球化5级，出现大量双晶界现象，管子内外壁上有许多沿晶分布的蠕变裂纹及蠕变孔洞，见图2。
图 2 爆管外壁组织(400×)图3 爆口内外壁氧化严重(80×)爆口处内外壁氧化严重，显微镜下观察壁厚仅剩0.25 mm，见图3。
管子内外壁表面氧化裂纹沿铁素体晶界向晶内发展，伴有晶粒脱落现象，见图4。
图4 爆口外壁晶界氧化裂纹(200×)3 试验结果分析(1) 从外观及断口检查可知，爆口不大，边缘圆钝，断口平齐粗糙，破口附近有平行破口的纵向短裂缝，爆管无明显塑性变形和胀粗现象，这些特征说明，该爆管属典型的脆性破坏。
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500MW超临界直流炉水冷壁超温爆管研究治理李广瑞黄振康王树怀孙宝华（天津国华盘山发电有限责任公司，天津301900）摘要：天津国华盘山发电有限责任公司（以下简称盘电公司）#2锅炉自投产以来，在运行中发生过多次“四管”泄漏，尤其是在2000年以后出现水冷壁大面积爆管，严重影响了机组的安全稳定运行，给盘电公司带来了巨大的经济损失。
2003年以后盘电公司着手进行#2炉水冷壁爆管的问题查找，从运行方式上进行大量的试验与调整，解决了水冷壁超温过热爆管的现象，水冷壁泄漏次数明显减少，为机组的安全稳定运行奠定了基础。
本文通过对锅炉下辐射区的水动力工况计算肯定了运行调整方面对防止超温爆管所做的工作，从而规范锅炉运行方式的管理。
关键词：锅炉；水冷壁；爆管；研究1 锅炉设备及运行情况简介天津国华盘山发电有限责任公司安装两台由前苏联成套引进的500MW超临界燃煤发电机组，锅炉为俄罗斯波道尔斯克奥尔忠尼启泽机器制造厂制造的Пп—1650—25—545КТ（П—76型）超临界压力、直流、一次中间再热、平衡通风的固态排渣煤粉炉。
表一锅炉主要设计参数参数名称单位100%额定负荷锅炉最大连续蒸发量t/h 1650一次蒸汽出口压力MPa 25一次蒸汽出口温度℃545给水温度℃275二次蒸汽流量t/h 1380二次蒸汽出口压力MPa 4二次蒸汽出口温度℃545二次蒸汽进口温度℃295锅炉热效率% 91.96锅炉燃料耗量t/h 208排烟温度℃134热风温度℃320105106 锅炉设计为室内布置，单炉膛全悬吊结构，左右两侧各有一对流竖井，炉本体呈“T”型结构。
炉膛断面呈矩形23080×13864mm，四壁由φ32×6、12Cr1MnV的膜式水冷壁构成。
锅炉一、二次汽水流程以炉膛前、后墙中心线为界分为左、右两个对称的独立流程，每个流程的给水和汽温调节都是独立的。
炉膛受热面为垂直往复一次上升布置，标高44.7m以上为上辐射区，以下为下辐射区。
下辐射区前后墙分别有6个组件，两侧墙各有10个组件。
前后墙相邻的3个组件与侧墙的半个组件组成下辐射Ⅰ，侧墙每4个组件加上相邻半个组件构成下辐射Ⅱ。
上辐射区前后墙各有6个组件，组成上辐射Ⅰ，两侧墙各有10个组件，组成上辐射Ⅱ。
每个组件由48根水冷壁组成，半组则为24根。
一次汽水流程由省煤器、下辐射Ⅰ、下辐射Ⅱ、上辐射Ⅰ、上辐射Ⅱ、汽-汽交换器、顶棚和包墙受热面、内置阀门、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级屏式过热器和高温过热器组成。
在锅炉两个流程中，给水进入省煤器前各设有一旁路，即21%旁路，可控制相当0～21%主汽流量的给水不经省煤器、下辐射区Ⅰ加热而与下辐射Ⅰ出口“热水”混合后进入下辐射区Ⅱ。
制造厂设计流量为不论何种负荷，旁路的流量均为21%，两级喷水减温流量为6%，而经下辐射区Ⅰ的流量为73%。
每台炉设有8套制粉系统，每台ZGM-95G型中速辊式磨煤机各自带4只旋流燃烧器，燃烧器共32只，分四层布置，每层共8只，分列于左、右侧墙形成对冲燃烧方式。
图1锅炉总体布置图图2锅炉辐射区水冷壁管屏布置剖面图#1、#2炉分别于1995年12月31日、1996年5月15日由华北电力科学研究院进行调试通过168小时试运行移交电厂，于1999年开始试烧神华煤，从2000年3月开始全部燃用。
1999年12月为防止冷灰斗斜坡被掉焦砸伤引起水冷壁管因流水不畅而过热爆管，在#2炉左侧斜坡试装了防磨瓦。
从1999年8月至2001年10月，经过19190小时低于60%负荷运行之后，发现前后墙大量水冷壁超温爆管，被迫将前墙从左第1根到144根标高21～39米区段全部更换，将后墙73根到288根同样标高全部更换。
在此之后，又经过7000小时大于80%负荷率运行之后，于2002年12月中旬在后墙发生少量爆管。
为了查明原因于2003年初大修开始进行内窥镜查堵、冷态流量测量、加装壁温测点、燃烧调整107以及大量试验分析，从2003年初至今，#2炉从壁温测量以及割管取样均未发现超温过热现象。
本文试图从下辐射区的壁温工况来探讨爆管原因以及有效的对策。
2 计算分析2.1 锅炉水冷壁壁温计算俄方提供的锅炉是70年代末发展起来的，比较成熟的炉型。
从设计数据看下辐射区Ⅰ、Ⅱ管壁温度分别为461℃和515℃，选取管子材质为12Cr1MoV ，其十万小时许用温度580℃，是比较保守的，相比之下，下辐射区Ⅱ的裕度比下辐射区Ⅰ小得多。
为了验证俄方提供的100%负荷下的壁温是否是最高壁温，同时也为了掌握负荷与壁温关系，应用电站锅炉水动力计算方法（JB/2201-83）进行了不同负荷下，下辐射区Ⅰ壁温计算。
公式如下：公式1.1.1 管子正面内壁温度t n （正面即为向火面）q n n J t t 2αβ+=公式1.1.2 管子正面外壁温度t w122+++=ββλδαβqJ q n n J t t 公式1.1.3 用作强度计算的平均管壁温度t b2t t t n w w +=上述列式中：t-壁温计算点内介质温度℃q-计算点正面外壁辐射热负荷Kcal/m 2h J n -管子正面内壁热量均流系数J -管子正面沿厚度方向上的平均热量均流系数 β-管子的外径与内径的比值α2-壁温计算点管子内壁与介质的放热系数Kcal/m 2h ℃ δ-管壁厚度mλ-管子的金属导热系数Kcal/mh ℃根据公式及有关的表格线算图以及制造厂提供的30%到100%负荷的有关数据进行计算，另外，根据《电站锅炉水动力计算方法》（JB/2201-83）推荐的燃烟煤的最大热负荷350Kcal/m 2h 作最高壁温计算，计算结果见表二：名称 单位 100% 70% 60% 30% 100% 负荷 t/h 1650 1150 988 485 1650 平均辐射热负荷 103Kcal/m 2h 120.7 97.97 86.13 41.85 计算壁温用热负荷 103Kcal/m 2h230.2 186.9 164.3 79.82 350 工质出口温度 ℃ 398 390 386 381 398 工质重量流速 kg/m 2s 1584.5 1104.6 949 475.4 1589.5 工质对管壁放热系数Kcal/m 2℃h165001245011100645016500108 内壁温度 ℃ 418.5 411.6 407.3 398.2 429.2 外壁温度 ℃ 475.2 457 447 417 516.9 平均温度℃447434427403473计算表明：（1） 前苏联计算比我国《电站锅炉水动力计算方法》（JB/2201-83）更为保守，就100%负荷而言相差14℃（461-447），即使按最大热负荷计算473℃的壁温比起许用温度580℃仍有107℃的裕度。
（2） 壁温最高值在100%负荷，随着负荷下降重量流速、介质放热系数下降，但是辐射热负荷以及内外壁温差下降更快，所以壁温下降，从表面看，负荷越低，安全裕度越大。
（3） 由内外壁温差很大如100%负荷时高达56.7℃，壁厚每毫米温降达到9.5℃，因此壁温测点打孔必须精确。
（4） 由于介质温度与平均壁温差有50℃，与外壁温差达到70～80℃，因此在吹灰中影响传热的渣层被吹落时测点的温升50～80℃是正常传热变化。
（5） 从60%到100%负荷变化，平均壁温仅变20℃，因此在燃烧结渣比较强的神华煤时，装在热负荷较区域的壁温测点反映不出壁温与负荷的关系。
通过两台炉共计96个装在热负荷最高区域32米测点的测量结果，证实（4）、（5）结论是正确的。
2.2 水动力校验在水动力正常条件下锅炉水冷壁的安全裕度最大，因此校验不正常条件十分重要。
通常此工作设计阶段已完成，并在运行条件上有所反映，锅炉已经发生多次超温爆管，补做计算很有必要。
（1）停滞校验从壁温计算看，负荷越低下辐射区Ⅰ受热面越安全。
但是，由于热负荷不均匀，造成个别管子内介质停滞或几乎停滞，因此必须进行停滞校验。
下辐射区Ⅰ属于垂直上升的受热面，在不考虑联箱中压降时，可以认为上下两联箱之间并联的48根管子得到同样的压降△P ，管子的压降包括流动压降与重位压降，于是对于偏差管压降可以表达为：ηηγυηηη△H G K P +=2对于其它管子可以用平均值来表示：pj pj 2pj pj γυpj H G K P +=△上述两式中：ηK 、pj K －偏差管与平均管的阻力系数 ηG 、pj G －偏差管与平均管的流量kg/sηυ、pj υ－偏差管与平均管的比容m 3/kgηH 、pj H －偏差管与平均管的联箱高度差m ηγ、pj γ－偏差管与平均管的重度kgf/m3在总压降相等时：pj pj pjH G K H G K γγηηη+=+γυηη2pj pj 2 式中ηK 、ηH 、pj K 、pj H 因为结构相同可以用H 代替ηH 、pj H ，用K 表示pj K 和pj H109221)d (gf L K λξ+=∑ 式中ξ、λ－局部阻力系数和沿程阻力系数f 、g －分别为管子截面积m 2和重力加速度9.8m/s2pjpjpjpj -KG HG G ηηηγ）γγ（γγη+=当停滞发生时，ηG =0，即右边根号值为0于是)H(pjpj 2pj γγ-=ηυKGηυγγ=+pjpj2pj HKG上式意义为，当停滞发生时，偏差管内平均重度为平均管内平均重度与平均管的流动压降除以联箱高度差产生的附加重度之和。
在不同负荷下，有不同的介质入口温度γ'，当γγ'/η≥1时，停滞就不会发生；当γγ'/η＜1时就可能停滞，而且比值越小，越容易停滞。
因为，一定负荷下，管子受热最弱情况下就是温升等于0，产生最大的重位压降为H γ'，如果停滞重位压降γγ'H H >η停滞必然消失。
根据表盘记录进行五种工况计算，给水流量看来比较小的原因是锅炉设计流量分配造成的，其中旁路流量21%，两级减温水流量6%，下辐射区Ⅰ流量约为73%，计算结果如表三：表三名称 单位 100% 90% 70% 630% 50% 负荷 MW 500.32 456.89 352.26 304.76 255.76 给水流量 t/h 1168 1094 695 598 491 入口温度 ℃ 334.1 326.8 330.9 334.6 332.3 出口温度 ℃ 388.9 384 388.6 388.7 387 入口水压 kgf/cm 2 290.7 280.5 263.9 261.7 255.9 入口重度 kgf/m 3 680.7 694.8 690 646.7 689 出口重度 kgf/m 3 436.2 449.5 263 263.5 238.8 平均重度 kgf/m 3 558.5 572.1 476.5 455.1 463.9 联箱高度 m 39.1 39.1 39.1 39.1 39.1 总阻力系数 52.95 52.95 52.95 52.95 52.95 平均流速 m/s 2.63 2.52 1.92 1.73 1.39 流动压降 kgf/m 2 10446 9783 4741 3675 2429 附加重度 kgf/m 3 267.2 250.2 121.2 94 62.1 偏差管重度 kgf/m 3 825.67 822.3 597.7 549.1 526 偏差管重度比入口重度1.211.180.8660.8490.763在负荷450MW 及以上时，γ'/ηγ>1，停滞决不可能发生，也就是说，此时无论结渣多么严重，管子的流动正常，即使流量有大有小，但有580-461℃的裕量可以充分利用。