锅炉后屏过热器金属管壁超温的原因分析和防范措施

高贵娥 王琰清

摘 要：本文根据我厂6号炉设备实际情况和运行工况论述了后屏过热器金属管壁超温的原因及防范措施。

关键词：后屏过热器；超温；过热

海勃湾发电厂6号锅炉（330MW）为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-1018/18.58-YM20型亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉，设计燃用烟煤，采用平衡通风，中速磨直吹制粉系统、摆动燃烧器四角切园燃烧方式。

6号锅炉在2011年连续运行226天后，因后屏过热器泄漏于2011年11月29日停运检修、2011年12月19日修后启动、2011年12月28日停炉后更换部分管子，于2012年1月15日再次启动后，后屏过热器第12屏和14屏管子仍有超温现象，变工况幅度大时，第9屏和第10屏也有超温现象，针对这一情况，我们在6号炉进行不同工况的调整试验，进行原因分析，制定防范措施。

1 设备概况

1.1 后屏过热器位置及测点布置

后屏过热器布置在锅炉炉膛正上方，共计20屏，每屏有14圈管子，管壁温度测点共46点，布置为：第1、2、3、4、5、7、8、9、10、11、12、13、14、16、17、18、19、20屏，每屏在由外向里第2根管子上装有测点，只有第6屏和第15屏上是14根管子上均有测点。

1.2 主、再热蒸汽系统受热面布置简图

1.3 后屏过热器管屏规格和金属材料

鉴于管屏大部分采用12Cr1MoVG，且SA-213T91和SA213-TP347H钢材许用温度高于12Cr1MoVG，故运行规程中对后屏过热器管壁温度高定值为575℃。

2 后屏过热器金属管子损坏情况

2011年11月29日停炉后，经检查判断，后屏过热器第10排第10根管下部直管段爆管，爆口沿管子轴向裂开，长度约为管径的2倍，为典型长期过热爆口形状，泄漏蒸汽将第9排、10排多根相邻管子冲刷泄漏或冲刷减薄。

金属检验结果如下： 第10屏从炉前数第10根钢管爆管原因：长期过热导致的钢管严重球化，强度下降开裂，第10屏从炉前数第6、7、8、9、11、12根管均达5级球化；9屏从炉前数第13、14、15根均达5级球化。

3 后屏过壁温超温情况统计分析与对比

查阅6号炉总超温记录：自2012年4月16日6号机投入运行至此次泄漏停炉，后屏过热器累计超温时间为73小时17分，超温区域主要集中在乙侧靠近炉膛中部区域的第12屏、14屏、9屏、10屏，且每月每次超温均出现在处理磨组断煤、启停磨、升降负荷、升降压、定排、开关液压关断门等变工况的操作调整中，稳定工况无超温现象。

4 原因分析

4.1 燃煤热值严重偏离设计值

6号炉燃煤设计和校核煤种热值为4831/4758大卡，2009年6号炉全年平均热值为4025大卡，2010为3850大卡，2011年仅为3643，而且很多时候170MW负荷所用总煤量已超出了设计额定负荷时的用煤量（133t/h）。

4.2 如磨组断煤，堵煤频发

6号机组自2005年8月31日投产以来，深受磨组断煤堵煤的困扰，致使锅炉燃烧不稳，给运行操作调整带来诸多负面影响和难度。

4.3 燃烧器烧损

在6号炉检修过程中发现#5磨#1～#4角、#4磨#1、#3合计6个燃烧器烧损，致使炉内燃烧工况变差，由此导致炉膛出口甲、乙两侧烟气温度偏差增大，造成炉内局部热负荷增高，从而导致超温现象发生。

4.4 屏过金属管子吸热不均

四角切圆燃烧，造成沿炉宽方向烟气温度、烟气流速不一致，进而导致不同位置的管子吸热不均，使得正常运行中中间部分管屏，如9屏、10屏、12屏、14屏管壁温度比其两侧管屏壁温高出30-40℃，变工况时甚至达50-60℃。

4.5 屏过金属管内流量不均

2011年12月28日停炉后，检查发现锅炉厂在设计时，考虑内圈管换热面积较小，管内温升较小，为增大其他圈管蒸汽流量提高冷却效果，对每屏第10、11、12、13圈管进行变径（？准54×11变径为？准42χ9），从而管内蒸汽流量减小。在此次检修过程中发现第11屏第10、11、12、13圈管子均出现胀粗现象（胀粗至56.5mm）胀粗量达到4.6%，同时在设计中未对第14圈管子（材质为SA213-T91）管子进行变径处理，反映出厂家设计时未考虑实际煤种变化及燃烧工况变化，蒸汽流量变化滞后于烟气流量的变化情况，致使在燃用现有煤种时工况变化的情况下，管内蒸汽流量无法满足冷却要求。过热器的热偏差特性也因此而进一步增大。

4.6 四角摆动式燃烧器为同一执行机构，调整中存在四角动作不均衡现象

摆动式燃烧器因工作环境恶劣，因而操作过程中有卡涩现象，在调整中存在四角动作不均衡现象进而造成炉内火焰中心偏斜。

4.7 长期低负荷运行

长期低负荷运行，由于煤质差，致使火焰中心位置上移，而此时过热器管内蒸汽流量又较小，无法满足过热器管材冷却要求。

4.8 运行集控全能值班员的技术水平有限

全能值班后部分值班员技术水平有限，在定排，长吹、启停磨组，增减负荷等操作过程中均出现不同程度的超温现象。

4.9 专业管理及金属监督不到位

专业管理人员未及时根据煤质变化、设备运行工况、锅炉燃烧特性更改金属管壁超温异常、障碍管理定值；生产部金属监督职能也未落实到位。

5 防范措施

针对以上所分析的6号炉现存的燃煤情况、燃烧工况、设备问题、运行特点，我们制定了如下防范措施：

5.1 保证燃煤的合理掺配，尤其应控制低负荷（165-200MW）时的总煤量在（110-130t/h）

5.2降温运行：运行中任何时候应用一减控制二减入口平均汽温在505℃（设计值），最高不超过515℃。但此时乙侧主、再热汽温也相应降低，进而降低了机组运行的经济性。

5.3 低负荷运行时适当提高主汽压力或定压运行

低负荷时提高主汽压力运行或定压运行，提高蒸汽流速，提升水冷壁吸热量，降低炉膛出口烟温。分析2012年2月22日负荷220MW时，6号炉主蒸汽压力由14.8MPa升至15.8MPa对屏过管壁温度的影响，表明提高蒸汽压力对防止金属管壁超温有效，主汽压力升高使蒸汽流速增加，蒸汽冷却能力增强，各管屏管壁温度均有不同程度下降。

5.4 保证磨组出力和电流正常情况下，降低一次风速，减缓燃煤着火推迟，炉内火焰充满程度良好。

5.5 加强本体吹灰

经过现场稳定工况下的试验得出：稳定工况下，锅炉本体全面长吹（布置在炉膛出口及烟道内）一次，屏过最高点管壁温度（12屏和14屏）能下降20-30℃，且能持续3-4小时；本体进行全面短吹（布置在炉膛内）一次，炉膛出口烟温能下降5-15℃，因而应将原“本体吹灰制度”由由每天全面吹灰一次改为每天全面吹灰两次。

5.6保证不发生缺氧燃烧的情况下，控制烟气量的增加，合理配风，降低氧量运行。

5.7 建立超溫监测系统

在生产实时监控系统上建立锅炉主再热蒸汽汽温、管壁温度、炉膛压力等重要参数超限监测，明确超限的时间、幅度、时长、累计时间等，做到可以查阅某一温度测点任意时间段、任意值别的超限统计，便于有关专业人员查阅及分析。

6 防范措施执行效果

2012年2月15日（6号炉启动）-2012年年底期间超温次数、时间明显减少，累计超温次数为26次，累计超温时间为3小时10分26秒，且仅有12屏和14屏有超温现象。

参考文献

[1]海勃湾发电厂2×330MW机组集控运行规程[S].