亚临界锅炉技术研究.doc

精品毕业论文 类 别: 年 级: 专 业: 姓 名: 学 号: 论文题目: 亚临界锅炉技术研究 摘 要与发达国家相比，我国电力工业的起步较晚。解放前，我国还没有自己的锅炉制造业；解放后，我国先后在哈尔滨、上海、四川、北京、武汉等地建立了锅炉生产基地。50年代后期设计并制造了与50MW汽轮发电机组配套的容量为230t/h的锅炉。六七十年代，我国的电力工业有了较快的发展，到七十年代末，已先后设计和制造了与125、200、300MW汽轮发电机组配套的容量为400、670、1000t/h高压、超高压和亚临界压力的锅炉。80年代中期，我国先后引进了与300、600MW汽轮发电机组配套的1025、2008t/h的亚临界压力锅炉。现在，我国已有能力自行设计并制造与600MW汽轮发电机组配套的2000t/h级的超临界两次中间再热的电站锅炉，现在，我国已有大量亚临界大型锅炉机组的制造和运行经验，但与世界先进机组相比还有一定差距，应当尽快进行改造，缩短这些差距。为进一步降低每千瓦的设备投资、金属消耗、运行管理费用，提高机组运行的经济性和安全性，高参数、大容量、高自动控制技术的大型电站锅炉及低污染燃烧技术已成为当今电站锅炉的发展趋势。为了达到这个目标我们必须减少亚临界锅炉在运行中存在的过热器和再热器超温爆管、水冷壁高温腐蚀及爆管、尾部受热面的磨损、腐蚀和漏风等现象的发生，因为这些现象不仅降低了锅炉的热效率，同时也影响锅炉的安全性和可靠性。故对这些问题进行研究，针对它们所存在的问题，对其相应地进行改造并提出一些先进的技术方案，从而减轻故障的严重程度，减少锅炉的事故率，提高锅炉的可用率和运行效率，为今后亚临界压力锅炉的设计和运行提供一些借鉴经验。本文的出发点是亚临界锅炉的技术研究，通过阐述亚临界参数下自然循环和控制循环的水动力特性，介绍亚临界与超临界锅炉的主要技术特点，对亚临界锅炉和超临界锅炉的运行可靠性、热经济性及主要系统等方面作了详细的比较，从而得出了亚临界锅炉对我国电力工业的发展的重要意义。本文对现役的亚临界压力锅炉在运行过程中经常出现的事故进行分析，通过对查询网上电子期刊和结合一些亚临界机组的运行资料的书籍，进一步了解发生这些事故的具体原因，对亚临界压力锅炉的设计进行优化，从而使亚临界压力锅炉的使用性能提升到一个新的水平。由于本人理论水平和实践经验有限，设计中的错误和不当之处在所难免，恳请老师批评指正。关键字：亚临界锅炉、自然循环锅炉、控制循环锅炉、超临界压力锅炉、蒸汽参数锅炉、过热器、再热器、水冷壁、省煤器、空气预热器第一章 亚临界压力锅炉的分类及特点锅炉的型式主要取决于蒸汽参数和容量，有自然循环锅炉、控制循环锅炉、直流锅炉、复合循环锅炉四种。在亚临界压力参数下运行的有自然循环锅炉，控制循环锅炉和直流锅炉，以下将对这几种锅炉进行研究。1.1 亚临界压力自然循环锅炉的研究1.1.1 自然循环锅炉的循环特性1、影响自然循环锅炉可靠性的主要因素（1）循环流速亚临界参数锅炉，随着锅炉容量增大，相对于单位蒸发量的炉膛周界减小，管内质量含汽率增大，达到x=0.30.4。在MCR负荷时，循环流速达到1.72.0m/s；在30%MCR负荷时的循环流速能保持1 m/s的水平。实验数据表明，循环流速达到0.4 m/s，水冷壁管内的工质流动就不会产生停滞和倒流现象。（2）循环倍率 循环倍率较低是亚临界自然循环锅炉可靠性的主要矛盾。循环倍率的选取首先应考虑使锅炉具有良好的循环特性，即当锅炉负荷增加时，应始终保持较高的循环水量，使水冷壁得到充分的冷却，而且当锅炉负荷增加时，各循环回路的水量也能随之增加，也就是要保证循环倍率K要大于界限循环倍率kx，否则自然循环将失去补偿能力，使水循环被破坏；另一方面，循环倍率过低，水冷壁管内质量含汽率x增加，在亚临界压力下，当热负荷高时，就有可能发生传热恶化。所以控制适当的循环倍率，既可以保证锅炉具有良好的循环特性，随热负荷的高低能自动调节循环水量，又可以防止传热恶化。一般亚临界自然循环锅炉水冷壁内的质量流速都接近或者超过1000kg/(m2s)，而最大热负荷一般不超过524KW/m2，如能保持上升管出口质量含汽率不大于0.4，即循环倍率不小于2.5则水冷壁中工质由于膜态沸腾热导致传热恶化是可以避免的。所以控制适当的循环倍率，既可以保证锅炉具有良好的循环特性，随热负荷的高低能自动调节循环水量，又可以防止传热恶化。如FWEC2020/18.1-1型自然循环锅炉在额定蒸发量使得循环倍率为4.1，RBC型2027t/h自然循环锅炉70%MCR得循环倍率为2.98；英国三井巴布克科公司2027t/h自然循环锅炉在额定蒸发量是循环倍率为3.21。（3）汽包水室凝汽量亚临界锅炉，饱和汽水密度差减小，汽水分离比较困难，汽包水室不可避免的含有较多的蒸汽，而由省煤器送入汽包水室的水又具有一定的欠焓。因此，亚临界锅炉汽包水室中存在着蒸汽的凝结过程，使水冷壁的实际蒸发量大于从汽包引出的饱和蒸汽量，一般要高出20%25%，从而对水冷壁中的质量含汽率产生较大的影响，这就使得循环系统的实际循环倍率小于按汽包引出的饱和蒸汽量计算的循环倍率，显然凝汽对循环特性的影响是不容忽视的。（4）下降管带汽下降管内含有蒸汽会使下降管的重位压头减小，同时，由于下降管中有蒸汽存在，平均容积流量要增加，下降管里的流速就会增加，流动阻力也随着增加。因此，下降管含汽会使总压差变小，对水循环不利。2、判断自然循环锅炉安全性参数判断亚临界参数锅炉循环安全的主要参数，是质量含汽率及与其密切相关的水冷壁热流密度、实际蒸发量、循环流速、结构参数等。采用质量含汽率表示的循环特性参数的函数关系，能够直接反映出各参数之间的制约关系。（1）质量含汽率与结构参数及循环特性参数的关系设F、G、D、N、d、分别为水冷壁的流通面积、循环流速、循环流量、水冷壁蒸发量、质量含汽率、水冷壁管子根数、水冷壁管内径、饱和水密度，它们的关系为 （11）（2）水冷壁热负荷与结构参数及循环特性参数的关系设qf、S、Lp、分别为水冷壁热负荷、管子节距、水冷壁管平均长度、汽化潜热、上升管入口欠焓。其余符号同上，它们的关系为 （12）（3）炉膛周界与循环特性参数及结构参数的关系设U为炉膛周界，其余符号同前。近似认为N=U/S，它们的关系为 （13）1.1.2 自然循环锅炉的特点自然循环锅炉的主要特点是有一个直径较大的汽包，由于有汽包，使自然循环锅炉有以下特点：（1）汽包是锅炉中省煤器、过热器和蒸发受热面的分隔容器。有了汽包，给水的加热、蒸发和过热等相应的各个受热面有明显的分界，因而汽水流动特性相应比较简单，较容易掌握。（2）由于自然循环的推动力主要依靠汽水的密度差，因而自然循环锅炉的主要受热面就是有许多垂直管子组成的水冷壁，并且尽量减少弯头，以减少流动阻力，保证水循环的安全。（3）汽包中装有汽水分离装置，从水冷壁上升管进入汽包的汽水混合物，可以在汽包中的汽空间，也可以在汽水分离装置中进行汽水分离，以减少饱和蒸汽中带水。（4）锅炉的水容量及其相应的蓄热能力较大，因此，当负荷变化时，汽包水位及蒸汽压力的变化速度较慢，对机组的调节要求可以低一些；但由于水容量大，加上大直径汽包的直径比较厚，因此，加热、冷却不易均匀，使锅炉的启、停速度受到限制。（5）水冷壁上升管出口的含汽率比其它型式的锅炉要低一些，可以允许稍大的锅水含盐量，而且自然循环锅炉可以排污，因此对给水品质要求可以低些。（6）由于汽包直径及壁厚较大，所以自然循环锅炉的金属耗量较大。1.2 亚临界压力控制循环锅炉的研究1.2.1 控制循环锅炉的水动力特性（1）控制循环技术出现的背景在开发亚临界参数技术的初期，曾经认为汽包压力达到18.6MPa时，自然循环不可靠。为了提高循环安全裕度，提出了在蒸发循环回路中采用“低压头循环泵+水冷壁内螺纹管”的新技术。循环泵给蒸发回路的水循环提供了足够的流动压头，大约为0.250.35MPa。根据计算数字可知，亚临界参数锅炉的水循环系统总阻力大约为0.250.28MPa。因此控制循环锅炉的循环流动压头比自然循环锅炉提高了1.5倍以上，显著提高了循环可靠性。（2）控制循环锅炉主要表现控制循环锅炉水动力特性既具有自然循环的特性，又具有强制流动的特性。但由于循环泵提供的压头比循环回路中的重位压差提供的流动压头高1.5倍左右，因而控制循环锅炉蒸发回路的水动力特性主要呈现强制流动的特性。为了防止流量分配不均与热偏差引起的水动力不稳定和脉动以及传热恶化现象的产生，在水冷壁入口安装节流圈，使得吸热较强的水冷壁管内保持较高的质量流速。在低负荷运行时，仍可用循环泵提供循环动力。因此，控制循环锅炉的可靠性高，水冷壁传热性能好、热惯性较小，能够适应快速调峰的要求。这种技术主要用于采用四角燃烧方式的300MW、600MW级亚临界参数锅炉机组上，在调峰运行方面显示出了较强的优势。1.2.2 控制循环锅炉的特点控制循环锅炉的循环回路中工质的循环是靠下降管内汽水混合物的密度差产生的压力差以及循环泵的压头来推动的，这样控制循环锅炉的循环回路能克服较大的流动阻力，并由此带来了控制循环的一些特点。（1）水冷壁布置较自由，可根据锅炉形状采用较好的方案。（2）水冷壁可采用较小的管径，管径小、厚度薄，因而可减少锅炉的金属消耗量。（3）水冷壁管内工质质量流速较大，对管子的冷却较好，因而循环倍率较小，一般K=34（若在热负荷高的区域水冷壁管采用内螺纹管，循环倍率可减小至2左右）。但工质质量流速大，使流动阻力较大。（4）水冷壁下联箱的直径较大，在联箱里装置有滤网并在水冷壁的进口装置有不同管径的节流圈。装置滤网的作用是防止杂物进入水冷壁管内；水冷壁进口装置的节流圈是合理分配并联管的工质流量，以减小水冷壁的热偏差。（5）汽包尺寸小。这是因为循环倍率低，循环水量少，并且用循环水泵的压头来克服汽水分离器的阻力，故可采用分离效果较好而尺寸较小的汽水分离器。（6）汽包内装有弧形衬板，与汽包内壁形成以汽水混合物的环形通道。汽水混合物从汽包上部引入，沿环形通道自上而下流动，从汽包下部进入汽水分离器，因而减小了汽包上、下部温差热应力，加快了锅炉的启动和停炉速度。（7）控制循环锅炉汽包低水位造成的影响较小。因为汽包水位即使降到最低水位附近，控制循环锅炉仍能通过循环泵向水冷壁提供足够的工质冷却。（8）由于采用了循环泵，因此增加了设备的制造费用和锅炉的运行费用，并且循环泵运行的可靠性将直接影响到整个锅炉运行的可靠性。1.3 亚临界压力直流锅炉直流锅炉的特点是没有汽包，整台锅炉有许多管子并联，然后用联箱连接串联组成。在给水泵压头的作用下，工质依顺序依次通过加热、蒸发和过热等受热面，进口工质是水，出口工质则为符合设计要求的过热蒸汽。直流锅炉由于没有汽包，其工作过程有如下的特点：（1）由于没有汽包进行汽水分离，因此水的加热、蒸发和过热的受热面没有固定的分界，而是随着锅炉负荷和工况的变动而变动，过热汽温往往也随着负荷的变化而有较大的波动。（2）由于没有汽包，直流锅炉蒸发受热面内的工质不构成循环，也无汽水分离问题，因此当工作压力增高，汽水密度差减小，以致在超临界压力时，直流锅炉仍能可靠地工作。（3）由于没有汽包，直流锅炉中的水容量及相应的蓄热能力小，因此，直流锅炉对负荷变化较敏感，锅炉工作压力也变化得比较快。如果燃料、给水等比例失调，就会严重影响锅炉的出力及蒸汽参数，这就要求直流锅炉有更灵敏可靠的调节控制手段。（4）由于没有汽包，直流锅炉不能连续排污，给水带入锅炉的盐类，除由蒸汽带走一部分外，其余都将沉积在受热面管子中，所以直流锅炉对给水品质的要求很高。（5）由于没有汽包，在直流锅炉蒸发受热面中会出现流动不稳定、脉动等问题，会直接影响锅炉的安全运行。（6）在直流锅炉中，蒸发受热面中的水从一开始汽化一直到完全汽化，都是在高压、高含汽率的条件下进行的，锅炉蒸发受热面管内的换热有可能处于膜态沸腾状态，受热面的金属壁温就会急剧升高，容易过热损坏。因此，防止膜态沸腾是直流锅炉设计和运行中必须注意的问题。（7）由于没有厚的汽包，直流锅炉在启、停过程中，各部件的加热和冷却都容易达到均匀，所以启动和停炉都比较快，并且在启动过程中，要有专门的系统，以便有足够的水量通过蒸发受热面，以保护它不致被烧坏。除上述工作工程的特点外，在布置方面，由于直流锅炉是强制流动，因而蒸发受热面可以任意布置，容易满足炉膛结构的要求。在制造方面，由于没有汽包，又可不用或少用下降管，可节省钢材。只是消耗给水泵压头方面，直流锅炉全靠给水泵压头推动汽水流动，故消耗较多的水泵功率。第二章 亚临界与超临界锅炉的比较2.1 亚临界与超临界压力锅炉蒸汽参数与炉型的比较水的临界压力为22.115MPa，临界温度为347.12。在临界点上，水与汽的参数完全相同，两者的差别消失，汽化潜热趋向于零，即汽化在一瞬间完成。锅炉的型式主要取决于蒸汽参数和容量，有自然循环炉、控制循环炉、直流炉及复合循环直流炉四种。直流炉适合与超临界及亚临界参数，自然循环及控制循环炉适宜于亚临界压力参数。如采用亚临界参数，则直流炉、自然循环和控制循环锅炉都可选用。如元宝山电厂600MW亚临界锅炉采用强制循环直流锅炉；北仑电厂和平圩电厂的两台600MW锅炉采用控制循环汽包炉；北仑电厂2号炉采用自然循环锅炉。采用超临界参数时均采用强制循环直流锅炉。石洞口两台600MW超临界锅炉采用的是超临界螺旋管圈直流锅炉，过热器压力为25.4MPa，温度为541，中间级数为一次，再热蒸汽温度为569。2.2 亚临界与超临界压力锅炉可靠性与经济性的比较2.2.1 可靠性比较亚临界与超临界压力锅炉在自动控制方面有所不同，其实质是汽包锅炉与直流锅炉之间差别。在汽包锅炉中给水流量的变化，仅影响汽包水位，而在燃料量变化时又仅仅改变蒸汽压力和流量，因此锅炉给水量、燃料量、汽温控制都是相对独立的，亦即：给水水位；燃料产汽量及汽压；喷水汽温。在直流锅炉中，由于没有汽包，蒸发和过热受热面没有固定的界限，当给水量或燃料量变化时都会引起蒸发量、汽温和气压的同步变化，相互有牵制，关系密切，这样给控制系统的设计和调整增加了灵活性，也增加了复杂性。2.2.2 经济性比较超临界锅炉虽然没有汽包耗钢量减少，但过热器、再热器采用高级合金钢，阀门价格也提高，故总成本增加。根据技术比较，对于300600MW机组，低价煤地区仍以亚临界压力较为适宜。但超临界锅炉热效率一般要高于亚临界锅炉，从亚临界提高到超临界，机组整体循环效率可提高3%4%，供电煤耗从331g/(kwh)降到300302g/(kwh)。因此对于采用变压运行的机组，以及电厂建在煤价较贵的地区时采用超临界锅炉可获得更好的经济效益。2.3 锅炉本体与主要系统的比较亚临界机组与超临界机组在燃烧系统、过热器和再热器系统的差异不是太大，水冷系统、锅炉启动系统与汽机旁路系统差别比较大。2.3.1 水冷系统的区别亚临界控制循环锅炉在其下降管回路中，均设循环泵，以提供足够的压头来保证在任何运行工况下能进行充分的强制循环。因为压临界参数下汽包壁厚增加，启停过程中上下壁温差值较大因而限制启停速度，汽包壁采取上下不等壁厚结构，并采用环形夹层，使汽包内壁温接近于汽水混合物温度，使上下壁温差均匀而且减小，可快速启停。锅炉汽包的工作水位比自然循环锅炉低，这是因为有循环水泵来产生循环动力，给水直接引入下降管入口处，欠焓较大，水位低时也不产生汽化。超临界直流锅炉的水冷壁主要采用螺旋式水冷壁管型和一次垂直上升管屏式。螺旋式水冷壁的所有管子沿炉膛四周盘旋上升，均匀的分布在炉膛四周，在任一高度所有管子的高度几乎相同，故比较适用于变压运行。直流锅炉水冷壁的设计往往难以兼顾炉膛周界尺寸与必须具有足够的质量流速的矛盾。而螺旋管圈水冷壁只要增减螺旋上升角度，就可以改变管数，在保证足够的质量流速的同时，其管径和管数可不受炉膛周界尺寸的限制，在管径选用上有一定的灵活性2。2.3.2 启动过程的差异 亚临界参数下自然循环锅炉在点火前，锅炉上水至汽包低水位，锅炉点火后，水冷壁吸收炉膛辐射热，水温升高后水循环开始建立，随着燃料量的增加，蒸发量增大，水循环加快，因此启动过程中水冷壁冷却充分，运行安全。强制循环锅炉在点火前既锅炉上水后，循环泵已开始工作，水冷壁系统建立了循环流动，保证水冷壁在启动过程中的安全。 超临界锅炉在启动前必须由锅炉给水泵建立一定的启动流量和启动压力，强迫工质流经受热面。由于超临界锅炉没有汽包作为汽水分离的分界点，水在管中加热、蒸发和过热后直接向汽轮机供汽。因此，超临界锅炉必须设置一套特有的启动系统，以保证锅炉启停或低负荷运行过程中水冷壁的安全和正常供汽。2.3.3 汽机旁路系统的不同中间再热单元机组要设置旁路系统，以便在机组启停和汽机故障时协调匹配机炉的工况，实现工质的回收。超临界锅炉有100%容量的高压旁路和65%容量的低压旁路，两级旁路串联，这是欧洲国家采用的典型系统。汽机冲转后带上少量负荷时，随着汽机进汽量的增加，高压旁路阀逐渐关小。当汽机主调门开度达到90%时，高压旁路阀门全关，当锅炉蒸汽压力超过预定的安全值时，可通过特殊的控制回路将旁路阀快速打开，起到锅炉安全阀的作用，故锅炉过热器不另设安全阀。用高压旁路来代替安全阀，可减弱噪音，并使蒸汽通过减温减压装置进入凝汽器，实现工质回收。低压旁路将再热器出口蒸汽绕过汽机中低压缸而直接排入凝汽器。由于该旁路只具备65%容量，不能作为安全阀，故再热器前后均另设安全阀。在汽机甩部分或全部负荷时，低压旁路调节阀会接受一脉冲信号，以增加其开度而快速排出因汽机中压缸进汽减少而多余的蒸汽。亚临界机组也设有高压和低压旁路系统，其作用与超临界机组的旁路系统相仿，但容量较小。亚临界机组的高低压旁路的容量都为30%额定负荷，有的电厂高低压旁路的容量分别为50%和60%额定负荷。第三章 亚临界压力锅炉过热器与再热器的分析3.1 过热器和再热器的作用及工作特点 蒸汽过热器是锅炉的重要组成部分，它的作用是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽，并要求在锅炉负荷或其它工况变动时，保证过热汽温波动在允许的范围内。目前，我国亚临界参数下的锅炉均采用中间再热系统，其中蒸汽再次加热的部件就是再热器。过热器及再热器是锅炉中工质温度最高的部件，而过热蒸汽，特别是再热蒸汽的吸热能力较差，故它们是锅炉受热面中工作条件最恶劣的部件。其工作可靠性与金属材料的高温性能有关。另一方面，为降低锅炉成本，尽量避免采用高等级钢材。设计过热器和再热器时，选用管子的金属几乎都处于其温度极限值，因此，如何保证管子金属长期安全工作就成为过热器和再热器设计和运行中必须考虑的重要问题。值得注意的是，再热器中蒸汽的压力低、密度小、流量大、汽温高，这使它的工作条件比过热器更为恶劣，必须引起足够的重视。再热器的工作特点如下：（1）再热蒸汽的放热系数比过热蒸汽小，对管壁的冷却能力差。同时为了减少再热器蒸汽的流动阻力，提高热力系统效率，再热蒸汽采用较小的质量流速，故再热器管壁冷却条件差。（2）再热蒸汽压力低、比热小，对汽温偏差比较敏感。即在同样的热偏差条件下，其出口汽温偏差比过热蒸汽大。（3）再热器进口蒸汽温度随负荷变化而变化，因此其汽温调节幅度比过热器大。（4）在锅炉启动、停炉及汽轮机甩负荷时，再热器中无蒸汽流过，可能被烧坏，为此，在过热器和再热器以及再热器和凝汽器之间分别装有高、低压旁路及快速动作的减温减压旁阀。（5）再热器系统阻力对机组热效率有很大影响。由于再热器串接在汽轮机高压缸、中压缸之间，故再热器系统阻力会使蒸汽在汽轮机内做功的有效压降相应减少，从而使机组汽耗和热耗都增加。3.2 过热器、再热器的介绍3.2.1 过热器和再热器的型式根据传热方式，过热器和再热器分为对流式、辐射式和半辐射式。（1）对流式过热器和再热器指布置在锅炉对流烟道内主要吸收烟气对流热的过热器和再热器。根据烟气和管内蒸汽的相互流向，又分为逆流、顺流和混合流三种传热方式。逆流式对流受热面具有最大的传热温压。采取这种布置方式，可以节省金属耗量。但蒸汽的出口处恰恰是受热面中烟气和蒸汽温度最高的区域，金属壁温可能很高。顺流布置方式则相反，蒸汽出口处烟气温度最低，金属壁温也较低。根据管子的布置方式，对流过热器和再热器可分为立式和卧式。卧式受热面容易在停炉时排去管内存水，立式受热面得支吊结构比较简便。根据管子的排列方式，对流式过热器和再热器可分为顺列和错列两种布置方式。错列布置横向冲刷受热面的传热系数比顺列高，但在防止受热面污染不如顺列布置优越。国内绝大多数亚临界锅炉，在高温水平烟道中采用立式顺列布置受热面，而在下降竖井中则采用卧式错列布置得受热面。（2）辐射式和半辐射式过热器和再热器布置在炉内壁面上直接吸收炉膛辐射热的过热器或再热器，称为辐射式过热器或辐射式再热器。由于炉内热负荷很高，这种过热器特别是再热器，工作条件较恶劣。半辐射式过热器和半辐射式再热器是指布置在炉膛上部或炉膛出口烟窗外，既接受炉内的直接辐射热，也吸收烟气的对流热量的受热面，通常称为屏式过热器或屏式再热器。屏式受热面，除吸收炉膛直接辐射热之外，还吸收烟气的对流热。因此，屏式受热面的热负荷是相当高的，管片中平行工作的管子所接受的炉内辐射热及所接触的烟气温度有明显的差别，平行工作管子之间的吸热偏差大；此外，平行管子之间的管长相差较大，导致各管中蒸汽流量的不同；还有，在机组启动时，屏式受热面也容易出现管壁超温现象，故屏式受热面是过热器系统安全运行的薄弱环节。3.2.2 过热器和再热器的汽温特性 辐射式过热器只吸收炉内的直接辐射热。随着锅炉负荷的增加，辐射过热器中工质的流量和锅炉的燃料消耗量按比例增大，但炉内的辐射热并不按比例增加，因为炉内火焰温度的升高不太多。随着锅炉负荷的增加，炉内辐射热的份额相对下降，辐射式过热器中蒸汽的焓增减少，出口蒸汽温度下降，如图31中曲线1所示。当锅炉负荷增大时，将有较多的热量随烟气离开炉膛，被对流过热器等受热面所吸收；对流过热器中的烟速和烟温提高，过热器中工质的焓增随之增大。因此，对流式过热器的出口汽温是随锅炉负荷的提高而增加的。过热器布置远离炉膛出口时，汽温随锅炉负荷的提高而增加的趋势更加明显，如曲线2、3所示，故屏式过热器的汽温特性稍微平稳一些，它以炉内辐射和烟气对流两种方式吸收热量3。不过它的汽温特性有可能是在高负荷时对流传热占优势而低负荷时则辐射传热占优势。再热器的汽温特性几乎都是对流式的。因为再热器多半布置在对流烟道中，负荷降低时，再热器的入口汽温还要下降，这就使得负荷降低时再热蒸汽温度的下降比过热蒸汽更严重的多，如图32所示：图32 过热蒸汽和再热蒸汽汽温特型的比较 1-过热蒸汽；2-再热蒸汽图31 过热器的汽温特型1-辐射式过热器；2-对流式过热器，3.3 过热器、再热器超温爆管的原因目前，亚临界锅炉爆管事故已成为当前威胁发电设备稳定运行的突出矛盾。在锅炉爆管事故中因过热器和再热器爆管造成的事故损失最大，是影响安全运行的主要因素。因此，研究和防止过热器和再热器爆管已成为保证火电厂安全经济运行和提高经济效益的关键课题。3.3.1 过热器和再热器超温的直接原因 造成过热器和再热器超温爆管的直接原因很多，下面从设计、制造安装检修和运行三个方面进行讨论。1、设计因素（1）炉膛出口残余旋转造成的超温爆管 四角切向燃烧方式本身所固有的缺陷是这种燃烧方式把整个炉膛作为一个大型旋风燃烧器，炉内旋转上升的气流由炉膛出口进入对流烟道时，还存在相当强的残余旋转，引起对流烟道两侧的烟速差和烟温差。烟道内热负荷分布不均，空气动力场严重偏斜，存在较大的同片热偏差和沿烟道宽度方向各管片间的热偏差。（2）过热器和再热器系统结构设计和布置不合理 例如平圩电厂的2号炉屏式再热器和末级再热器之间没有中间联箱，也没有蒸汽的左、右交叉，屏式再热器的热偏差部分与末级再热器叠加，造成再热器超温爆管。（3）设计选用系数不合理 如不合理的锅炉宽深比，会使炉膛出口烟温高于设计值，造成过热器超温爆管。（4）计算中没有充分考虑热偏差 2、制造、安装和维修因素（1）钢材质量差。管子本身存在分层、夹渣等缺陷，运行时受温度和应力影响缺陷扩大而爆管。（2）错用钢材例如平圩电厂屏式再热器的主要材料是15CrMo、12Cr1MoV，末级再热器的主要材料为12Cr1MoV，这些材料的允许温度较低，选材档次偏次造成该厂再热器超温爆管1。（3）焊接质量差如万能达发电厂由于焊接不规范，电流偏大，采用大直径焊条造成焊接缺陷，使焊接残余应力大，故在循环温度下工作时，由于疲劳而产生裂纹。（4）管内异物堵塞管子如华能丹东电厂二号炉金属残留物将末级过热器入口联箱连接管的节流孔堵塞，造成管内工质流通不畅或无介质流过而干烧，管壁温度在短时间内大幅度升高到800以上，使钢的抗拉强度急剧下降，管子局部发生大量塑性变形，管径胀粗，管壁减薄后发生爆破1。3、运行状况因素（1）给水水质不合格造成超温爆管锅炉给水水质不合格，在汽水系统的换热管中聚积大量的水垢，严重影响了炉内和水平烟道的换热。水垢的聚集使得水冷壁外壁温度升高，炉内辐射换热量降低，炉膛出口烟气温度升高。同样，在过热器和再热器的管内壁上也聚集大量的水垢，加之管外烟气温度升高，长期运行会造成管壁超温爆管。如果运行中水平烟道的吹灰器投入不及时，管外会粘附大量的煤灰和粉尘，进一步恶化了换热环境，加剧了管壁超温爆管。 （2）煤质变化燃料特性的变化对锅炉热力工况有很大影响，其中灰分和水分最为明显。当水分和灰分增加时，一方面由于燃料发热量降低而必须增加燃料量，使得水平烟道对流受热面的烟气流速增大，对流换热量增大；另一方面，水分和灰分的增大，降低了炉内气体的温度，炉内的辐射换热量减少，使得炉膛出口烟温升高，从而进一步增大了水平烟道的对流换热量，这样就会造成炉膛出口烟温升高，引起受热面的超温爆管。（3） 三通效应引起的爆管蒸汽高速进入集箱后向两边分流，会在三通区域产生一个涡流区，从而影响到三通区域的压力分布，在某一个部分压降降低，从而使得该处的过热器管两端压差减小，流量降低而使得管壁温度升高导致过热器超温爆管。如平圩电厂的再热器联箱间的汽流都是采用三通引入引出的，如图33，在进口集箱存在涡流区，对集箱中的静压分布和支管入口阻力系数都产生了显著的影响，使该区域屏中的流量大为减少，而燃烧侧热负荷较高的区域往往位于进口三通附近，如果这两种偏差叠加，极易造成进口三通附近超温爆管4。 图33 再热器系统流程图（4）负荷变化过快引起的过热器和再热器超温由于电网调度的需要，机组经常进行大幅度负荷变化，如果调整不当，会引起过热器和再热器短期的超温现象。负荷升高要求更多的燃料量，烟风系统具有灵敏的动态特性，在几秒内整个系统的烟气温度都会发生改变，但汽水系统具有滞后性，因此造成管外烟气温度已升高而管内流体质量流速尚未改变的不利传热情况，从而可能造成换热管的短时超温现象。此外，在升负荷时涉及到燃烧器和磨煤机的投入调整，如果调整不当，会造成煤粉着火推迟和火焰中心上移等问题，造成炉膛出口烟温升高。（5）减温器发生故障（6）管间振动磨损3.3.2 过热器和再热器超温爆管的根本原因美国电力研究院把锅炉爆管机理分成6大类，共22种（见表31）。应力断裂短期过热、高温蠕变、异种钢焊接水侧腐蚀苛性腐蚀、氢损伤、孔蚀、应力腐蚀裂纹烟气侧腐蚀低温腐蚀、水冷壁腐蚀、煤灰腐蚀、油灰腐蚀磨损飞灰磨损、落渣磨损、吹灰磨损、煤粒磨损疲劳振动疲劳、热疲劳、腐蚀疲劳质量缺陷维修损伤、化学偏离、材料缺陷、焊接缺陷表 31 锅炉爆管机理结合我国亚临界锅炉所频发的事故情况，把过热器和再热器超温爆管归结为以下九种不同的机理：（1）长期过热。管壁温度长期处于设计温度以上而低于材料的下临界温度，超温幅度不大但时间较长，锅炉管子发生碳化物球化、管壁氧化减薄、持久强度下降、蠕变速度加快，使管径均匀胀粗，最后在最薄弱部位导致脆裂的爆管现象5。主要发生在高温过热器的外圈向火面。（2）短期过热。当管壁温度超过材料的下临界温度时，材料强度明显下降，在内压力作用下，发生胀粗和爆管现象，常发生在受热面的向火面直接和火焰接触及直接受辐射热的受热面管子上6。（3）磨损。包括飞灰磨损、落渣磨损、吹灰磨损和煤粒磨损。以飞灰磨损为例，是指夹带SiO2等硬颗粒的飞灰高速冲刷管子表面，使管壁减薄爆管。常发生在受热面烟气入口处的弯头、出列管子和横向节距不均匀的管子上。（4）汽侧的氧腐蚀。在腐蚀介质和循环应力的共同作用下，管内介质由于氧的去极化作用，发生电化学反应，在管内的钝化膜破裂处发生点蚀。主要在停炉时产生。（5）应力腐蚀裂纹。在介质含氯离子和高温条件下，由于静态拉应力或残余应力作用产生的管子破裂现象。常发生在过热器的高温区管和取样管。（6）热疲劳。炉管因锅炉启停引起的热应力、汽膜的反复出现和消失引起的热应力和由振动引起的交变应力作用而发生的疲劳损坏，常发生在受热面高热流区域的管子外表面。（7）高温腐蚀。SiO2等低熔点化合物破坏管子外表面的氧化保护层，与金属部件相互作用，在界面上生成新的松散结构的氧化物，使管壁减薄，导致爆管，常发生在过热器、再热器及吊挂和定位零件的向火侧外表面。（8）异种金属焊接。焊接接头处因两种金属的蠕变强度不匹配，使异种金属焊接界面断裂失效。常发生在过热器出口两种金属的焊接接头处，当焊缝的蠕变强度相当于其中一种金属的蠕变强度时，断裂发生在另一种金属的焊缝界面上。（9）质量控制失误。在制造、安装、运行中由于外界失误的因素所造成的损坏。3.4 预防过热器和再热器超温爆管的措施1、设计方面（1）以往的锅炉设计主要由经验丰富的专家根据计算和模拟实验的方法来取得数据，发现问题，并优选工况。现行的锅炉热力计算是以平均参数代替分布参数的零维数学模型，忽略了复杂湍流的三维特性，其计算结果与实际运行工况有一定偏差。随着电子计算机及数值计算技术的迅速发展，用炉内空气动力场数值模拟来优化设计，取得了重大的突破。（2）采用挤压成型的大口径三通和弯头。内壁圆滑过渡，壁厚严加控制；并严格控制小口径管子的管壁公差和材料代用等措施，防止过热器阻力偏大。 （3）再热器结构布置改进。放大集箱和连接管管径、合理布置三通位置、屏式再热器和末级再热器采用塔式管屏，改善同屏热偏差等措施。 2、制造、安装和维修方面制造、安装单位应严格按照国家有关标准施工，加强原材料和制造质量的检验，检修需更换承压部件超温爆管部位的管材时，必须经金相光谱检查正确和磁粉探伤合格后才能使用；加强焊接管理，提高焊接质量；加强检修质量管理。过热器、再热器管子材料选择留有较大裕度，提高管材等级，用奥氏体钢（TP304H）或高铬铁素体钢(T91)代替12Cr2MoWVTiB、12CrMoV、12CrMo。3、运行方面（1）加强运行管理，及时进行吹灰和燃烧调整，防止受热面局部超温；加强过热器蒸汽、再热器蒸汽和管壁温度的监测；加强汽水品质和金属监督；提高运行人员操作水平和理论水平及应急应变能力。（2）加强对入炉煤种的管理和对炉膛受热面的吹扫。当机组运行很长时间、炉内沾污严重和入炉煤质与设计煤种相差很大时必须进行锅炉受热面的热力校核，确定炉膛出口烟温和各受热面处的烟温，为超温原因的分析和解决提供依据。在日常运行中，应注意炉膛出口烟温的变化，适时地进行炉膛的吹扫，改善炉内的换热环境。同时注意入炉煤质的变化，为锅炉运行人员提供必须的运行数据，以便及时进行燃烧调整。（3）提高给水品质和加强汽水流程中汽、水温度的监督。电厂应做好给水和蒸汽品质的监督管理，做到勤化验、多检查。在机组检修期间应进行割管检查，确定管内的结垢情况。（4）减弱炉膛出口的残余旋转。减弱炉膛出口残余旋转主要是以减小炉内的实际切圆直径来实现的。通常的方法有：两角对冲、另两角相切；部分一次风反切，其余二、三次风正切；部分或全部二次风反切，其余一、二、三次风正切；三次风反切；将燃烧器改成摆动式等。部分燃烧器的反切虽可以有效地减弱炉膛出口气流的旋转强度，但由于正反混合后风粉混合强度有所减弱，使得火焰中心上移，导致飞灰可燃物和炉膛出口烟温的增加，尤其对于贫煤和无烟煤的影响最大，因此必须综合考虑上述因素，通过试验与计算机模拟来选择哪几层反切、反切角度与反切动量等重要参数，根据不同的炉型和煤种选择不同的反切方式。由于锅炉燃用的煤种不同，存在着两种着火方式，即三角形着火方案和集速射流着火方案。对于烧无烟煤及挥发分低的较难烧的煤种，多采用一次风集中布置，二次风分布于一次风的上下两侧，一次风和二次风以一定的角度相交，煤粉气流着火主要按三角形着火方案。对烧烟煤的直流燃烧器或多层布置的直流燃烧器组，由于二次风的动量比一次风气粉混合动量大1至2倍，故其着火方案基本上按集速射流着火方案进行。因此，燃用无烟煤及挥发分低的煤种时，采用部分一次风反切，其余二次风正切的方式可以较好的削弱炉膛出口的残余旋转，同时可以降低飞灰可燃物。对于使用浓淡燃烧器而引起的炉膛出口烟温升高和飞灰可燃物的增多，应采用一次风反切技术加以调整。燃用烟煤时，采用部分或全部二次风反切，其余一、二、三次风正切能较好的削弱炉膛出口的残余旋转。此外，采用燃烧器上摆、上大下小的配风方式、采用前墙或前后墙对冲布置的旋流燃烧器、改进炉膛上部屏式受热面的布置等方法都能削弱炉膛出口烟气的残余旋转，降低水平烟道烟温的左右偏差7。（5）采取适当的负荷变化速率研究表明，在负荷较大时采取较大的负荷变化率，负荷较低时应采取较小的负荷变化率，才能对过热器和再热器的管壁温度影响较小。在机组进行甩负荷时，应预先进行燃烧调整，如采取停磨煤机或停部分燃烧器等措施来避免过热器和再热器超温。（6）改进炉膛短吹灰器及对流烟道中的长吹灰器，提高水冷壁及其它受热面的吸热量，减少屏过、屏再及折焰角斜坡的积灰，整体提高换热效率，降低过热器和再热器的吸热量。第四章 亚临界压力锅炉水冷壁的研究4.1 水冷壁的作用与工作特点锅炉发展初期，使用水冷壁主要是为了保护炉墙，布置在炉墙前的水冷壁管吸收大量炉内高温火焰的辐射热量，以降低炉墙的温度，使炉墙的机械强度提高，锅炉运行可靠安全。发展到今天，水冷壁已成为锅炉的主要受热面之一。它具有以下的特点和作用6：（1）强化传热，减少锅炉受热面面积，节省金属消耗量。炉内火焰与水冷壁为辐射传热，其传热热流与火焰绝对温度的四次方成正比。炉内火焰温度很高，而水冷壁内介质温度相对较低，水冷壁的辐射吸热很强烈，可以使较少的受热面面积吸收很多的热量，因此可以减少总的受热面面积，节省钢材消耗；是不可缺少的受热面。（2）降低高温对炉墙的破坏作用，起保护炉墙的作用。装设水冷壁的炉墙内壁，其温度大大降低，炉墙的机械强度大大增强，因此炉墙的厚度和重量可以减轻，特别是膜式水冷壁后面的敷管炉墙可以不必采用密度很大的耐火材料。（3）能有效的防止炉壁结渣。高温熔融的焦炭和灰渣一旦碰撞在温度较低的水冷壁管上，很快降温凝固，失去粘性而下滑至冷灰斗。避免熔融灰渣粘结在高温炉墙上而造成结渣现象。（4）悬吊炉墙。近代大中型电站锅炉都采用敷设在水冷壁管上的敷管炉墙或管承炉墙。炉墙的全部重量靠悬吊的水冷壁支承，同时，受热时与水冷壁一起向下膨胀。（5）作为锅炉主要的蒸发受热面，吸收炉内辐射热量，使水冷壁管内的热水汽化，产生锅炉的全部或绝大部分饱和蒸汽。4.2 水冷壁高温腐蚀原因分析水冷壁腐蚀爆破是一种复杂的物理化学变化过程，其原因很复杂。水冷壁不仅在水汽侧会发生腐蚀，而且在烟气侧也会发生腐蚀。由于腐蚀引起的水冷壁爆破具有突发性，一旦发生腐蚀，后果较为严重。亚临界锅炉水冷壁腐蚀爆破通常发生在燃烧器中心线位置标高附近，涉及范围较大，严重危及机组的安全经济运行。水冷壁管的爆破常和腐蚀相伴发生，而且，两者互相诱导和促进。因此，解决水冷壁腐蚀问题，防止水冷壁爆破成为刻不容缓的课题。4.2.1 水冷壁水汽侧高温腐蚀的机理（1）氢腐蚀在锅炉水冷壁管中，当发生汽水分层且蒸汽停滞时，由于管壁温度升高，蒸汽与400以上的碳钢接触时，会发生如下反应：3Fe + 4H2O Fe3O4 +8H （41） 如果生成的氢原子不能很快被蒸汽带走，氢原子就会进入钢材内部。在高温下引起金属组织内部成分变化，使钢材脱碳并出现裂纹，造成氢腐蚀，致使水冷壁管爆破。氢与碳钢中的碳反应为：C+4H CH4 （42）C+2H2CH4 （43） Fe3C+2H23Fe+CH4 （44）生成的甲烷气体积聚在钢材内部，最终产生很大的内部压力，并使管子在运行中爆破8。（2）碱腐蚀当局部炉水中游离NaOH浓度增加，pH值升高超过允许值时，炉管金属表面的氧化铁保护膜及钢铁本身都可溶解。其反应为：Fe3O4+4NaOH2NaFeO2+Na2FeO2+2H2O （45）Fe+2NaOHNa2FeO2+H2 （46）生成的NaFeO2、Na2FeO2可与渗入附着物中的炉水发生水解反应而生成NaOH，继续对水冷壁管腐蚀。高温下NaOH还会与钢中渗碳体Fe3C发生反应：Fe3C+6NaOH3Na2FeO2+CH4+H2 （47）使钢铁脱碳。当上述腐蚀过程中生成的H2、CH4气体聚集在晶粒边界处时，可产生巨大压力，迫使晶界扩张和晶粒分离，高温下最终导致炉管爆破。（3）酸腐蚀锅炉发生酸腐蚀时，局部炉水pH值7，此时钢铁会发生如下反应：Fe+2H+Fe2+H2 （48）4.2.2 水冷壁烟气侧高温腐蚀的机理一般认为，炉膛水冷壁烟侧高温腐蚀的类型可分为两种：硫酸盐型腐蚀和硫化物型腐蚀。（1）硫酸盐型腐蚀硫酸盐型的腐蚀机理是基于下列反应：3Na2SO4+Fe2O3+3SD2Na3Fe(SO4)3 （49）3K2SO4+Fe2O3+3SD32K3Fe(SO4)3 （410）3K2SO4+Al2O3+3SD32K3Al(SO4)3 （411）壁面上形成上述腐蚀反应的过程是：在煤粉火焰中，矿物质中的钠挥发、升华，非挥发性硅酸铝中的钾通过置换反应，被释放出来。钠和钾与烟气中的SO3反应生成硫酸钠和硫酸钾，其露点温度在1150K左右，气态的硫酸钠和硫酸钾扩散到较冷的管子表面时，凝结在管壁的氧化膜上，借助于从高温火焰区扩散过来SO3与管壁氧化膜中的主要成分Fe2O3发生上述腐蚀反应。腐蚀产物是熔点低的复合硫酸盐，它不具有氧化膜一样的保护作用；壁温较高时，硫酸盐呈熔融状态，当管壁温度小于720时，熔融状态的硫酸盐比气相状态的硫酸盐具有更强的腐蚀性。气相硫酸盐和SO3向壁面的扩散主要依靠温度差。从上述可以看出，在硫酸盐型腐蚀中，火焰温度和燃料的成分具有非常重要的作用。火焰温度高，温度差大，燃料中钠、钾、硫含量高，则产生的气相硫酸盐多，且其向壁面的扩散和沉积加快；煤的含硫量越高，火焰温度越高，形成的SO3越多，SO3向壁面的扩散越快，同时火焰温度高，易使沉积于管壁上的硫酸盐呈熔融状态，使腐蚀加剧。由于火焰温度及燃料可选择性的限制，完全避免硫酸盐型腐蚀是不可能的。（2）硫化物型高温腐蚀机理硫化物型腐蚀是黄铁矿硫造成的，其腐蚀过程如下：当黄铁矿粉末随未燃尽煤粉到达管壁上，受热分解放出自由原子硫化亚铁：FeS2FeS+S （412）当管子附近有一定浓度的H2S和SO2时，也可能生成自由的原子硫，反应如下：2H2S+SO22H2O+S （413）在还原性气氛中，单独的原子硫，在管壁温度达到623K时，便发生硫化作用，即：Fe+SFeS （414）H2S还可以透过疏松的Fe2O3，与较致密的磁性氧化铁层Fe3O4中复合的FeO作用：FeO+H2SFeS+H2O （415）硫化亚铁FeS缓慢氧化而生成黑色的磁性氧化铁：3FeS+5O2Fe3O4+3SO2 （416）黄铁矿在还原性气氛下，对水冷壁产生的硫化物型腐蚀的图像如图41所示9。4.3 影响高温腐蚀的因素（1）煤种煤种是