如何在设计、安装和运行阶段解决与小型高加安全运行有关的问题--《宁波节能》2005年01期
如何在设计、安装和运行阶段解决与小型高加安全运行有关的问题
【摘要】：正 0 前言上世纪七、八十年代,国电大企业的国产大型纯凝机组的高加投入率非常低,事故频发。查阅当年的专业资料,可以发现大量有关的论文。经过十多年的努力,到了九十年代,国产大型机组高加的诸多问题己基本解决,投入率普遍达到了非常高的水准。但在投资主体非常复杂的热电行业,至今为止,小型高加(本文特指:每台机组只配置一台高加的情况)的投入率普遍较低,尤其是无故障连续运行时间不长,有的企业甚至基本不投运。由于热电行业的规模正在高速增长,高加投入率不高对能源利用率造成了一些不利影响, 特别是目前煤价高昂,对某些处于盈亏边缘的小
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【分类号】：TM621.9;F426.61【正文快照】：
O前言 上世纪七、八十年代,国电大企业的国产大型纯凝机组的高加投入率非常低,事故频发。查阅当年的专业资料,可以发现大量有关的论文。经过十多年的努力,到了九十年代,国产大型机组高加的诸多问题己基本解决,投入率普遍达到了非常高的水准。 但在投资主体非常复杂的热电行业
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求助，老虾米师傅& &为什么一台高加解列另一台高加也要解列
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高工, 积分 7705, 距离下一级还需 295 积分
TA的每日心情开心 19:16:12签到天数: 123 天[LV.7]常住居民III星币5833 元0 贡献1477 点精华0帖子
一般都是一起解列了
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TA的每日心情开心 16:30:03签到天数: 6 天[LV.2]偶尔看看I星币2217 元0 贡献948 点精华0帖子
因为高加在设计时由于要同时考虑到防止汽轮机进水和炉侧断水两个主要因素，所以高加在水侧只设计了一个大旁路，所以一个高加解列，其他高加也要解列。（高加水侧泄露的时候，为防止水位过高，所以需要把其切除，如果象低加一样设计成小旁路，我们知道电动门动作时间较长，很可能导致满水，然后进入汽轮机，导致水冲击。同时如果每个高加设计成小旁路，那么每个高加都要增加出入口电动门和一个旁路门电动门，如果在切除高加的时候旁路门和出入电动门配合不好，还可能导致炉侧断水事故的发生。而设计成大旁路，水侧采用三通阀，则可以避免上述情况的发生）当然如果是汽侧故障，是可以单独切除汽侧的。个人愚见，希望大家指正
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TA的每日心情开心 08:13:14签到天数: 2 天[LV.1]初来乍到星币3788 元0 贡献2337 点精华1帖子
其实就要看你们厂的高压加热器设置情况啦。
单独一个大旁路的话需要一起解列。
每个加热器都有单独的旁路就只要单独解列就好。
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TA的每日心情开心 23:00:05签到天数: 51 天[LV.5]常住居民I星币4705 元0 贡献584 点精华0帖子
看看系统 就会自明
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助理工程师, 积分 1451, 距离下一级还需 549 积分
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主要是防止汽轮机进水和防止锅炉断水
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高加就只有一个大旁路，哪个高加要解列，都是全部解列的！
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为节省成本，现在大容量机组高加都采用大旁路了。
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主要还是经济性的问题
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因为高压设备接头太多危险啊…………
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现在是一小段
3.1汽轮机的经济运行
在保持汽轮机设备完好的前提下，运&行人员通过经常性的监视检查，操作调整，尽可能使设&备在最佳工况下运行，以降低热耗率和厂用电率，提高&设备运行的经济性，降低发电成本。汽轮机运行的经济&性，除决定于设备及其热力系统的特性、主辅设备的完&好穆度及其容t合理配备外，还决定于实际运行工况&偏离最佳值的程度.&
影晌汽轮机经济运行的因康主要有:
1.主燕汽&和再热燕汽参数;
2.凝汽器真空和凝结水过冷度;
3.加&热器运行状况和给水温度;
4.现场的热损失和汽水损&失;
5.机组间的负荷经济分配。&
主蒸汽和再热蒸汽参数在正常运行时主蒸汽和&再热燕汽参数是会不断地变化的，当变化的幅度在规&程允许范围内时，对汽轮机运行安全不构成威胁，但对&运行经济性有影响。当主蒸汽的压力、温度上升，将使&汽轮机内部可用熔降增加，相同负荷下进汽流量减少，&热耗率降低，提高了运行经济性。反之则热耗率增加，&运行经济性降低。
对于进汽参数为16.8&MPa、538/&538℃的3。。~600&Mw等级的一次中间再热汽轮机&组，在额定负荷时保持主蒸汽温度不变.主燕汽压力降&低3%额定值，机组热耗率约增加0.21%~0.22%，反&之机组热耗率则下降相近的数值。若主燕汽压力不变，&主蒸汽温度较额定值降低5℃，机组热耗率大约增加&。.17%~。.18%。通常主蒸汽温度每下降10℃，热耗&率增加0.3%~0.4%。&再热蒸汽压力是随着进人汽轮机的蒸汽流量变化&而变化的，再热系统的压力损失也随蒸汽流量增大而&增加一般在设计工况下，这一压力损失为高压缸排汽&压力的8纬~12%。压损的大小对汽轮机运行经济性&有明显影响，压损率增加5%，功率将降低1.4%~&1.5写，机组热耗率增加0.8%~0.9%。压损率降低，&机组功率将增加，热耗率降低，再热燕汽温度上升&SC，热耗率降低0.12%~0.13%。&凝汽器真空和凝结水过冷度凝汽器真空变化对&汽轮机运行经济性影响很大，维持较高的凝汽器真空&可以使蒸汽中热能更多地转变为机械功。通常排汽压&力变化士IkPa，将引起汽轮机的热耗率变化0.7%~&0.8%。凝汽器的真空并不是愈高愈好，它有一个最有&利真空。所谓最有利真空，就是提高真空使汽轮机增加&的功率与循环水泵多消耗的功率之差为最大时的真&空。汽轮机在此真空下运行经济收益最大。不同凝汽负&荷和冷却水温度，最有利真空不同。降低冷却水温度可&以有效地提高凝汽器真空，通常冷却水温每下降l℃，&真空可提高0.3%，因此闭式冷却水系统，要注意提高&冷却设备运行效率，开式冷却水系统，吸水口尽量设法&设置在温度较低的江河下部。此外定期清洗凝汽器，保&持较高清洁系数，保持真空系统严密性和抽气器正常&工作，也是改善排汽真空的有效措施。&但是在分析凝汽器真空对汽轮机运行经济性影响&时，不能简单从能耗观点(最有利真空)出发，还要考&虑运行费用，要考虑循环水费和热污染排污费用等。&凝结水过冷.传给冷却水的热量增加，循环热效率&降低，对于近代具有给水回热加热的大功率机组，凝结&水过冷1‘C，煤耗增加0.1%~0.15%.大功率机组多&采用回热式热井，凝结水过冷度一般为。~。.5‘C。&加热器运行状况和给水温度回热加热器采用汽&轮机抽汽加热给水，可减少排汽热量损失，提高锅炉&的给水温度，使发电厂循环效率提高，从而减少燃料&消耗。因此汽轮机运行时，回热加热器应全部投人运&行，切除任何一个回热加热器，都会使汽轮机运行效&率降低，尤其是最后一台高压加热器的切除，带来热&损失最大，此时将引起给水温度明显下降。给水温度&下降10℃，机组热耗率将增加0.4%左右，若切除中&间某一个加热器，其热负荷将由后面高位加热器承&担，虽然给水温度下降不大，但用高能位蒸汽代替低&能位蒸汽使用，也会使发电厂循环效率降低。另外回&热加热器运行不正常，例如管子结垢，内部聚集空&气，疏水装t不能维持正常水位等，也将引起汽轮机&组热耗率增加。&现场热损失和汽水损失热损失是由于工质通过&管道或设备外壁向外界散热而引起的，保温不良或脱&落均会引起热损失增大。汽水损失是系统中管道法兰、&汽封、水封、阀门及其门杆等处的汽、水内、外泄漏造&成的，包括工质损失和热量损失。因此现场的热力设备&及高温管道均应有良好的保温，法兰和阀门也应严密&不泄漏。&负荷经济分配机组在并列运行时，由于外界电&力负荷的限制，不可能保证机组都在最经济工况下运&行，正确分配机组间负荷，以求得发电厂总的最高运行&效率，是负荷经济分配的目的。负荷经济分配的原则是&生产一定t的电力，系统中所需燃料耗量为最少。理论&上当各热力设备的能耗微增率相等时，系统中总能耗&量达到极小值。
对于单元机组，它们之间的负荷经济分&配原则是单元机组燃料耗量微增率相等，在确定单元&机组燃料消耗徽增率时，必须考虑单元机组本身厂用&汽消耗和厂用电消耗，也就是要求按单元机组燃料消&耗的净微增率考虑.母管制的汽轮机之间的负荷经济&分配，通常采用先让汽耗微增率小的汽轮机承担负荷，&然后依次由汽耗微增率较大的汽轮机承担。&对于调峰机组的经济运行方式，则需要考虑机组&起停嫌料消耗和低负荷运行效率的恶化程度。&机组运行经济性监控过去中小型火力发电厂多&采用小指标分析法，即定期对运行经济指标进行统计&分析，以掌握机组运行经济性和存在问题。对汽轮机来&说主要经济指标有汽耗、热耗、排汽真空、高压加热器&投人率、给水温度、凝汽器端差等。70年代初开始用&计算机对机组运行经济性进行监测，并取得明显效益。&通常采用基准偏差法对关键的可控参数连续进行监怪&分析。首先确定这些参数在各种工况下的基准值(最佳&值)，运行中不断地进行实际值和基准值比较，并根据&两者差值计算出对机组热耗、煤耗的影响，运行人员根&据计算结果，及时进行调整操作，使机组运行工况经常&处于较佳状态。目前大机组的数据采集监测系统均具&有运行经济性监测功能。&随着计算机技术发展，已开发出一些提高机组经&济性的高级优化控制软件，例如凝结水节流控制，它&改变了传统的控制高压调节汽门以快速响应电网负荷&需求的方法，应用控制凝结水量和汽机抽汽量瞬态变&化来适应负荷需求的控制策略，经实践证明，这种控&制方法可以明显提高动态经济性。广泛应用这些高级&优化控制软件，无疑是今后提高机组经济性的发展&方向。
以下是《火电发电厂节能技术及其应用》书的节选，是我昨天打的，这本书是俺从省图书馆借的。对06动力系的同学们很有帮助哦！我只是选了自认为对我论文有用的部分
1.1.1新型燃烧器及其改造
煤粉燃烧器又称喷燃气，它是煤粉锅炉燃烧设备的主要组成部分，其主要作用是把煤粉和燃烧所需要的空气送入炉膛，并组织燃料和空气即使充分的混合，使燃料能迅速地着火，稳定地燃烧。一个良好的燃烧器应具备的基本条件是：
（1）一、二次风出口界面应当保证适当的一、二次风风速比。
（2）组织良好的空气动力场，出口气流有足够的扰动性，使气流能很好的混合，以保证燃烧的稳定性和经济性。
（3）煤粉气流的扩散角能在一定范围内任意调节，具有良好的调节性能，以适应煤种变化的需要。
（4）能控制燃烧产生的NOx在允许范围内，以达到保护环境的要求。
（5）运行可靠，不易烧坏和磨损，便于维修和更换部件。
（6）结构简单&、紧凑，通风阻力小，容易实现远程或自动控制。
常规煤粉燃烧器的形式很多，但按射流特性课分为两种类型：旋流式燃烧器和直流式燃烧器。一、二次风气流在燃烧器中单独或同时旋转，在出口形成旋转射流的燃烧器，称为旋流式燃烧器。此时燃烧器出口气可以是几个同轴旋转射流的组合，也可以是旋转射流和直流射流的组合。直流燃烧器的出口时由一组圆形或矩形喷口所组成，一、二次风以及三次风（中间储仓制粉系统送粉时的乏汽）分别由不同的喷口以直流射流的形式喷进炉膛。直流燃烧器的射流特性是气流燃烧器的圆形或矩形喷口喷出时，其射流在燃烧器出口时不旋转的。、
为了改善锅炉着火稳定性，增大锅炉负荷调节范围，降低燃料燃烧时Nox的生成量，满足日益严格的环境要求，近些年来，国内外研制开发出许多新型的煤粉燃烧器。这些新型的燃烧器的主要特点是：在结构设计上采取了某些稳燃措施，或是采用一些低Nox燃烧技术。
1.1.2燃烧器的运行方式
所谓燃烧器的运行方式是指燃烧器负荷分配及其投停方式，负荷分配是指煤粉在各层喷口、各角或各喷口的分配；投停方式是指关停、投运燃烧器的数量和位置。为了保持正确的火焰中心位置，避免火焰偏斜，一般将投运的各只燃烧器的复合尽量分配均匀、对称。选择燃烧器的运行方式应遵守如下原则：
1.停用燃烧器主要应保证锅炉参数和燃烧稳定，经济方面的考虑是次要的。
2.停上投下，有利于低复合稳燃，也可以降低火焰中心，并利于燃尽，停下投上，可提高火焰中心，有利于稳定额定气温。
3.为保持均衡燃烧，宜分层停运，对角或交错投停。
4应使燃烧器的投停只数与负荷率基本相应，避免由于分档太大，二影响燃烧经济性。
1.1.3防止结渣
防止受热面结渣的主要措施是：
1.防止受热面附近温度过高，力求使炉膛容积热负荷、炉膛断面热负荷设计合理，从而达到控炉颅内温度的水平，防止结渣。炉内温度水平高，易使煤中一些易挥发的碱金属氧化物汽化或升华，使碱金属氧化物在受热面上凝结，形成致密的强粘结性灰。烟温增高，煤灰呈半溶化状态，是熔融灰会直接黏在受热面上。研究表明，炉内温度提高，受热面的结渣性会呈指数规律上涨。对于易结渣煤，在满足着火、燃烧的同时，炉膛容积热负荷应屈下限。
2.堵塞炉底漏风，不使炉膛内空气空气量过大，或者通过分级配风方式，使炉膛下部燃烧器区域的过量空气系数低于1.抑制燃烧器区域的热负荷，达到平缓炉内烟温分布曲线的作用，以避免炉膛结渣。
4.炉内假象切园不宜过大，炉内空气动力场不良师诱发燃烧器区域结渣的直接原因，炉膛假想切园是影响空气动力场的首要因素。
5.保证空气与燃料的良好混合，防止水冷壁附近形成过多还原性气体。控制合理炉内过量空气系数，使炉膛过量空气系数不能太低（适当增加风量），以防止水冷壁等受热面附近出现还原系气氛。
6.适当合适的煤粉细度和均匀度，煤粉粗使，煤粉因惯性作用会直接冲刷受热面，同时粗煤粉燃烧时，燃尽时间延长，火炬延长，以至火焰中心上移，导致炉膛结渣。煤粉太细时受热面上的沉积物数量会大大增加，同时煤粉变细，会使炉膛温度和投射热流增加。
7.、及时吹灰除渣，吹灰器是防止炉膛受热面的结渣恶性循环，提高机组可用率和经济性的有效手段。
8.合理选自炉膛出口烟温，在炉膛出口设置屏式过热器的锅炉，炉膛出口温度应稍低于灰的开始变形温度DT，一般情况下，在额定负荷时炉膛出口烟温不应超过（DT-100）-(DT-50)℃
1.不能超负荷运行
2.合理设计燃烧中心的相对高度，火焰中心的位置对炉膛出口烟气温影响很大。
3.选用合适的燃烧器只数和单只功率值。
4.对于旋流燃烧器应注意出口货站角不应太大，旋流强度不宜过大，防止因出现“飞边“或直接冲墙现象而造成结渣。
5.敷设合适的未然带，未燃带往往是炉内结渣的发源地。
1.1.4高温腐蚀的防治措施&
(1)加侧边风
（2）合理配风及强化炉内的喘流混六
（3）控制煤粉细度
（4）各燃烧器间煤粉浓度要尽量均匀&
（5）采用新型燃烧器
（6）采用超音速电弧喷涂技术
（7）采用高温远红外涂料技术&
1.1.5过热泄漏的防止
过热器和再热器主要是由于高温过热引起的爆管的。过热器和再热器长期超温过热，将严重影响管子的使用寿命。实践和理论证明，当额定温度为540℃的蒸汽管道，如果保持压力不变，在550℃运行时，其使用寿命将只有原来的0.5倍。由于过热器、再热器处于高温区域，而汽侧换热效果又相对较差，所以过热现象多出现在这两个受热面上。受热面过热后，管材金属温度超过允许使用的极限温度，发生显微组织变化，材质球化越发严重，并降低了许用应力，管子在应力作用下产生塑性变形，最后导致超温爆管。如果火焰中心上移、受热面结构不合理、水动力工况差、蒸汽质量流速超温爆管。如果火焰中心上移、受热面结构不合理、水动力工况差、蒸汽质量流速偏低或受热面选材裕度不够等因素都会造成受热面超温过热。
1.1.6防治省煤器磨损的主要措施
（1）适当控制烟气流速，特别是防止局部流速过高。
（2）降低飞灰浓度。
（3）灰粒的大小、形状、软硬、灰熔点大小等对磨损均有影响。、
（4）防止“烟气走廊”产生局部磨损。
（5）防止烟道漏风。、
（6）采用顺列管束。
（7）扩大烟道，增加烟气流通面积。
（8）在局部磨损严重的部位加装防磨板、护瓦、阻力栅等。
（9）采用膜式省煤器。
(10)采用鳍片式省煤器。
（11）消除机械磨损现象。
（12）在管壁进行高温喷涂防腐防磨。
1.1.7低温腐蚀的防治
（1）提高受热面壁温是防止空气预热器低温腐蚀的最有效方法，而提高受热面壁温其中一个手段就是提高排烟温度。
（2）进行燃料脱硫或延期脱硫。
（3）采用分级燃烧或循环流化床燃烧技术，火焰温度越高，三氧化硫生成量越多，因此应控制炉内燃烧温度不要太高。
（4）过量空气系数增加使火焰中的原子氧增加，将使三氧化硫增加。
（5）减少尾部受热面漏风。
（6）提高空气预热器入口温度是提高受热面壁温的常用手段，可在燃煤锅炉上采用热风再循环、加装暖风器等措施。
（7）采用回转式空气预热器。
（8）将低于露点部分的空气预热器使设计成整体独立式，以便腐蚀后更换。
（9）空气预热器采用耐腐蚀材料。
(10)采用热管式空气预热器，如果热管中的中间介质为水，则烟气侧的热管管壁温度约为水的饱和温度，因而可以减轻低温腐蚀。
接下来就敬请期待我的早期的一篇论文吧！对于自考和本科的同学们来说。都是比较有用的哦！
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输电线路绝缘子污秽及防污措施的研究
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锅炉四管爆管的原因分析及对策
摘要：通过对锅炉“四管”泄漏原因进行总结归类，分析了产生泄漏的主要机理，对新建电站锅炉安装过程中应注意的事项进行了阐述，并提出了有效的控制措施。
关键词:锅炉；“&四管”&泄漏；&原因分析
一、概述
燃煤电站锅炉“四管”是指锅炉的水冷壁、过热器、再热器和省煤器。“四管”泄漏是造成机组非计划停运的主要原因，对机组的安全、定、经济运行威胁极大。锅炉四管的泄漏，爆破约占到各类事故总数的30%，有的机组甚至高达50%-70%&的比例，由此可见认真做好防止炉受热面的泄漏和爆破工作，对减少机组非计划停运次数和提高设备健康水平将是十分关键的，因此如何做好预防“四管”泄漏工作是发电企业面临的重要问题。本文结合某发电电公司#3、4&炉在实际运行中的一些具体情况，对“四管爆破”的原因进行分析，对采取的可行措施加以总结，对于在建火电机组，在基建过程中采取何种方法和工艺，控制和防止机组投运后发生承压部件的泄漏，给出了一定的借鉴意见。
1.2汽水系统
&河南省某发电有限公司锅炉为亚临界一次中间再热直流锅炉，采用苏尔寿技术的半塔式、单炉膛结构布置，炉膛下部水冷壁为盘旋管布置，上部为垂直管布置，由比利时考克利尔机械工业有限公司制造。额定蒸发量924t/h&,再热蒸汽流量836&t/h。锅炉主蒸汽和再热蒸汽温度543℃，主蒸汽压力为18.39MPa。燃烧室宽13.16m，深13.16m。汽水流程如下：给水经给水泵→高加→&SW&伐→П交→Ⅰ、Ⅱ级省煤器→盘旋水冷壁→垂直水冷壁→汽水分离器→炉内、外悬吊管→Ⅰ、Ⅱ级过热器&
Ⅰ、Ⅱ级再热器&凝汽器→凝泵→化学水处理→凝升泵→低加→除氧器→给水泵。
二：四管爆破的原因分析
影响四管爆漏的原因很多，涉及设计、制造、安装、安装、检修、运行、煤种和管理等诸多方面，而且这些因素又相互作用：因此爆管往往不是单一因素造成的，而是由几个因素同时存在并相互作用的结果。
２.１“四管”爆破的情况统计如下表：
02~04年1#、2#炉四管爆漏次数统计
时间 爆管部位 爆管原因
02年5月23日 2#炉后水冷壁 焊缝拉裂
02年7月29日 1#炉再热器 焊口拉裂
02年11月5日 1#炉过热器 过热
02年12月21日 2#炉再热器 过热
03年4月15日 2#炉水冷壁 焊缝拉裂
03年4月22日 1#炉过热器 过热
03年10月20日 1#炉水冷壁 吹灰器吹薄
03年11月24日 1#炉高温再热器 过热
04年4月17日 1#炉一级过热器 过热
04年11月19日 2#炉屏式过热器 过热
２.２、水冷壁爆漏原因分析：
电站锅炉引起水冷壁爆漏常见原因有：焊缝质量问题；膨胀受阻；管内壁腐蚀结垢；管外壁积灰高温腐蚀；磨损；循环不良；炉膛热强度偏高；吹灰器问题；材质问题；但就我厂爆漏原因主要有：焊缝质量问题和吹灰器投运影响，下面就这两项主要原因进行分析。
1）：焊缝质量问题：
常见的焊缝质量问题有：焊缝裂纹；焊肉末全融合；末焊；：焊口产生气孔；夹渣；咬边；错边；根缩；缩沟；塌陷；接头不良；焊缝超高；角焊缝过凸；角焊缝增厚；角焊缝隙不对称等原因。
引起上述问题的主要原因：末焊透产生原因是焊接参数选择不当，如焊接电流太小，运条速度太快，焊条角度不当或电弧发生偏吹，坡口角度，对口间隙过大或过小等，操作失误也会造成末焊透；两面焊时中心对偏而形成末焊透。末熔合产生的原因：焊接参数方面原因有焊接线能量过小，电弧偏吹和焊条药皮偏心等：操作方面失误的原因有电弧离坡口过远，运条不当，摆动时在两端停留时间过短以及焊条或焊丝倾角不合适。上述原因使母材或前一层焊缝隙金属末得到充分溶化就被填充金属覆盖而造成末熔合。其它原因：如工作人员素质较低：有关规定了解不透，技术水平欠缺。客观条件限制：如工作环境，时、空的限制。实践经验不足。吹灰器投运的影响
吹灰器投运率低，吹灰效果差，各受热面易积灰，换热效果差受热面易发生局部过热。但吹灰器投运时，又易发生以下故障：机械故障、热工、电气信号故障、吹灰蒸汽带水。
吹灰器在投运时，一旦发生机械故障，热工、电气信号故障，将使吹灰器枪杆不能及时自动从炉膛受热面中退出，此时必须手动退出，如手动水能及时退出，枪杆长时间在高温状态下工作，易发生弯曲变形，吹扫半径发生变化，此时必须立即关闭此吹灰器进汽阀门，如吹灰阀门泄露，蒸汽将长时间直接对附近受热面吹扫造成受热面剪薄损伤爆漏。
此外受热面发生变形（变形的受热面进入吹灰器吹扫半径），蒸汽带水，吹灰器安装结构尺寸的变化，均可造成直接吹伤受热面的事故发生，所以，必须定期对吹灰器进行检查。
２.3、过热器爆漏原因分析
引起电站锅炉过热器爆漏的常见原因有：选材裕度不足：炉膛高度偏低：蒸汽重量流速偏低：结构布置欠妥：受热面积过大：焊接质量问题：腐蚀：磨损：膨胀拉裂：锅炉的变工况运行，高加的正常投运：但我厂爆漏的原因主要是超温过热爆漏，本文从流动和传热特性着手，分析引起超温爆漏的原因，并提出相应的措施。超温爆管的理论分析。
锅炉管壁温度总是高于其它的工质温度，此两者之间的温度差与受热面的热功当量负荷q，管壁至工质的放热系数a2。金属管壁及水垢层厚度δj及δg和他们的导热系数λj及λg等有关。对于现代的锅炉在维持正常的给品质下，基本上可保证无垢运行。
２.３. １超温爆管
主要是金属管壁的温度工况超过材质所允许的温度极限而引起的金属管子失效。它分为短时过热爆管和长时过热爆管。短时超温爆管基本上由于机组处于变工况运行引起，长时超温爆管影响因素较多，受热功当量面积灰、结垢、不合理的燃烧调整引起。故为寻求引起超温爆管的原因，首先得分析金属管壁的壁温作为判断依据。
我们知道：&)&
从公式中可知：影响金属壁温度的因素，可以从两方面考虑，既蒸汽侧和金属侧，在传热学上讲，它们主要体现在烟汽侧的热负荷q及蒸汽侧的对流换热系数a2上。
２.３２蒸汽侧放热系数a2的影响因素：
物性参数对放热系数a2&的影响：在电站锅炉中，过热器蒸汽压力，温度的变化在两个方面：当负荷变化时，对同一过热器来说，它的压力，温度随之变化，负荷增加，则温度压力随着增大，a2增大，反之亦然。在相同负荷时，不同部位的换热器P、T也不同，沿蒸汽流向P是逐渐降低的，而T是逐渐升高的，从而使放热系数a2降低，不利于对流换热。
流量对放热系数a2的影响：流量对放热系数a2的影响，可以从几个方面考虑。首先从运行角度来看，负荷的变化会影响放热系数a2&的大小：其次管屏间的流量分配也对局部地区的换热系数a2的影响。
负荷变化对放热系数a2的影响：外界负荷的变化必然要求蒸汽流量与之相适应，当外界负荷增加时，过热器中的蒸汽质量流量随之增大,&a2也会增加，此时发生的过热器爆管，我们应首先考虑烟汽侧的热流密度q&变化，当q/a2升高时可导致爆管，当然，前提是在综合考虑各种原因的基础上，排除外部因素如发生异物堵塞等。
对于低负荷运行状况下的过热器爆管，由于蒸汽质量流量较高负荷下为小，因此对流放热功系数的a2也小，对流冷却管壁差，易造成管壁壁温升高，如锅炉紧急启动时，蒸汽流量较小，而导致烟汽热负荷q相对较高，对流放热系数a2&减小，从而引起管子超温失效，具体对于辐射式过热器，其气温特性，随着蒸汽发量D的上升，蒸汽出口气温下降故对于辐射式过热器主要考虑低负荷运行情况。当负荷减小时，辐射过热器中工质的流量和锅炉燃料按比例减小，但炉内辐射热并不按比例下降，因为炉内火焰温度的下降并不多，也就是说，随着锅炉负荷的降低，炉内辐射的份额相对上升。对于金属管壁来讲,q/a2相对会增加，另外，由于，辐射过热器中蒸汽的焓增加，出口气温上升，使得管内平均气温上升，从而导致对流换热系数a2下降，两者共同作用使金属壁温上升更大，导致超温爆管，如此时发生爆管，还应根据爆口断面特征鉴别，究竟上由于低负荷运行的原因，抑或是管材质量问题。
对于对流过热器，经验表明：超温爆管常发生在高负荷运行，尤其上负荷突增时，负荷D增加，出口气温随之上升,a2下降且高温过热器区域发生积灰严重，积灰使热阻增大，传热系数下降，加速了管材的超温失效，发生爆管。
流量分配对的a2的影响：单相流体在管内流动时，有许多因素使并列管子间流量分配不均，另外，吸热不均也会造成流量不均。
首先设计原因引起的流量分配不均：联箱的引入、引出方式布置不当，使得蒸汽在联箱中流动静压变化过大造成流量偏差。对于蒸汽由径向引入联箱的并联管组，同进口联箱与引入管三通外形成局部涡流，使得该涡流区附近管组流量较小，从而引起较大的流量偏差。联箱孔末透导致各管阻力相差较大。因同屏并联各管的结构（管长、内径、弯头数等）差异引起各管的阻力系数相差较大造成流量偏差。实际上，上述结构设计和布置上的不合理性往往同时存在，因而可能会加剧超温爆管的发生。其次制造工艺，安装及检修质量问题引起流量分配不均。焊接质量问题引起的爆漏，同前面水冷壁焊接问题基本相同。异物堵塞：由于流体腐蚀及制造，安装或检修人为因素造成管内有异物，而引起的管屏流量不均以至爆管，无论是异物堵塞还是焊口质量，都可使管内局部阻力加大，而在总的压降不变情况下，局部阻力的增加,使该管中流体流量下降，同时在总流量一定的情况下该管中的流量必然重新分配到其它的管中，流量的自动调整与分配会加剧局部涡流，从而影响到其它管的流动。最后减温水系统设计不合理（或故障）也会引起流量不均。
２.３.３、&烟气侧热负荷的影响&
对于电站锅炉过热器来讲，影响烟气侧的热功当量负荷的因素相当多，热负荷的变化是多种因素综合的结果。一般来讲，难以用一个准确的数字模型来衡量它们之间的因变关系。这里，仅做定性分析，研究一下主要影响因素。
炉内然烧工况：炉内然烧工况，主要是指运行时，炉办烟气动力场和温度场发生变化。如我厂喷燃器采用前后墙对冲燃烧，正常时投入A、B、D、E火焰中心在设计位置，如A、B、D、E、任一台磨故障时C磨组投运，火焰中心上移在D一定时，烟温升高，辐射吸热量份额减小，对流吸热量份额加大，引起对流过热器超温。运行因素，运行因素对炉工况的影响相当复杂，如燃烧调整不当，燃料成份的变化都将引起过热器壁面热负荷的变化。如燃料的低级位发热量提高时，由于理论燃烧温度和炉膛出口烟温升高，可能导致炉膛结渣，从而使过热器壁温热负荷增大。又如燃料量不变而水份增加，则烟温降低，烟温体积增加。最终会导致过热器出口汽温上升，过热器热负荷发生变化。
高压加热器投入率：高压加热器的停运或部分投运，会使锅炉给水温度大幅度降低，势必影响锅炉负荷，为了保证负荷，往往要加大燃料量，这样，一方面，机组运行费用增加了，另一方面将引起过热器热负荷q的增大，飞灰速度加大，飞灰磨损加剧，从而引起管壁超温或减温水超限。因此，高加的投入率偏低也往往引起过热爆管。
２&.４、再热器爆漏原因分析
引起再热器爆漏的常见原因有：烟气热偏差，选材裕度不足，结构欠妥，内壁腐蚀，焊接质量问题，高压缸排汽参数高于设计值，但就我厂再热器爆漏的原因分析：过热爆管是主要原因，引起爆管的原因有以下几点：
２.４１、气温偏差和热偏
受热面管材中某一根管子的焓增（每千克蒸汽所吸收的热量）与该管组平均焓增之比称为热偏差系数，在同一片管屏中的热功当量偏差称为同屏热偏差，造成热偏差的原因可能有：各管的吸热不同、各管的蒸汽流量不同、各管的进口汽温不同、其中和管吸热不同又可分为各管的受热长度不同和各管单位长度的热负荷不同，热偏差包括热负荷偏差，结构偏差和流量偏差
２.４. ２沿烟道宽度的吸热偏差。
&沿烟道宽度各片屏之间的吸热偏差对于前后墙燃烧方式的再热器热偏差随着所投入燃烧器的情况而变化，投入燃烧器组不同时，沿烟道宽度最大吸热管屏的位置也不同。
&我厂再热器气温调节原则上是依靠烟气挡板来调节，当烟气挡板开度变化时，烟道中烟气量发生变化，热负荷变化，换热量变化引起再热功当量器气温变化。但当烟气挡板故障卡涩时，烟气量无法调节，引起再热器超温，为防止再热器严重超温投运事故喷水减温，因设计、制造、安装、运行监控等原因，造成投入水量不均，水量不均引起流量不均，流量&不均反过来又影响着吸热不均，造成再热器进一步超温过热爆漏。
２.４.３、烟道漏风引起热偏差。
再热器属于对流特性的受热面，随着过剩空气，烟气流速增加，对流流速增加，换热加强，换热加强也可能引起再热器局部过热。
&吹灰器影响吹灰器投运率低，造成再热器积灰，在相同条件下换热减弱，易造成再热器超温。
２.４.４、再热器事例分析
&北仑发电厂1号机组(600MW)，其锅炉是从美国CE公司进口的2008t/h亚临界压力、切向燃烧控制循环锅炉。6层煤粉燃烧器由6台HP?983X9碗式中速磨煤机供粉。采用摆动火嘴方法调节再热汽温。锅炉于日完成72h试运行。
&
再热器系统如图3—1所示。墙式再热器出口用4根导汽管将蒸汽导入低温再热器的进口集箱。低温再热器共有76片管屏，与38片高温再热器管屏直联(无中间集箱)。
为了减小墙式再热器蒸汽阻力，在其进出口集箱之间原设计有24根旁路管使部分蒸汽旁通。在结构上，低温再热器每片屏有10根管子；高温再热器有20根管子。高、低温再热器内外圈管子交换连接，而且与高温再热器2根外圈管相连接的低温再热器内圈管受热长度缩短很多(见图3—1)。高温再热器与烟气逆流布置，大部分管子采用TP304H等奥氏体钢材，部分管子和炉外引出管都是T22钢材。在每片高温再热器的第11号管子出口装有炉外壁温测点。T22钢材的最高使用温度为580～590℃，故目前的报警温度设定值为530℃。
锅炉运行后，发现高温再热器右侧第34～37片屏的出口壁温经常超过585℃设定值。同时再热汽温达不到额定值。为此，根据CE公司提供的方案，对再热器进行了2次改造。1993年改造是为了降低右侧高温再热器管屏的出口壁温。方法是将墙式再热器24根旁路管中的8根直接引入低温再热器进口集箱的右侧端(见图2)，以降低右侧管屏的进口温度。1994年改造的目的是提高再热汽温。方法是将低温再热器的管屏接长3.05m。
&
1994年的改造增加受热面太多，造成再热器事故喷水量增大，并使过热器的出口汽温达不到额定值。1993年的改造效果也不够理想。在高负荷时第35～37屏仍经常处于580～595℃之间，而且第30～33屏的出口壁温反而比改造前增高。在运行中如果为了提高过热汽温而使燃烧器向上摆，则会使再热器的超温情况更为加剧。对于这些问题，电厂曾在1994年进行了燃烧调整，并采用部分辅助风和燃尽风反切的措施；在1996年又在部分高温再热器管子上涂刷绝热涂料，但效果都不大。
２.５、省煤器爆漏原因分析
&引起电站锅炉省煤器爆漏的原因主要有：飞灰磨损，焊口质量问题。管材质量差，空预器局部积灰，但我厂省煤器自建厂以来一直未有爆漏现象，这里不再做详尽分析，但有一点须说明，我厂空预器近几年来一直进行水冲洗，空预器积灰现象基本清除，再加上近几年来机组运行平衡，监控得当，省煤器飞灰磨损较小，所以省煤器爆漏一直未发生
锅炉四管爆管的原因分析及对策
摘要：通过对锅炉“四管”泄漏原因进行总结归类，分析了产生泄漏的主要机理，对新建电站锅炉安装过程中应注意的事项进行了阐述，并提出了有效的控制措施。
关键词:锅炉；“&四管”&泄漏；&原因分析
一、概述
燃煤电站锅炉“四管”是指锅炉的水冷壁、过热器、再热器和省煤器。“四管”泄漏是造成机组非计划停运的主要原因，对机组的安全、定、经济运行威胁极大。锅炉四管的泄漏，爆破约占到各类事故总数的30%，有的机组甚至高达50%-70%&的比例，由此可见认真做好防止炉受热面的泄漏和爆破工作，对减少机组非计划停运次数和提高设备健康水平将是十分关键的，因此如何做好预防“四管”泄漏工作是发电企业面临的重要问题。本文结合某发电电公司#3、4&炉在实际运行中的一些具体情况，对“四管爆破”的原因进行分析，对采取的可行措施加以总结，对于在建火电机组，在基建过程中采取何种方法和工艺，控制和防止机组投运后发生承压部件的泄漏，给出了一定的借鉴意见。
1.2汽水系统
&河南省某发电有限公司锅炉为亚临界一次中间再热直流锅炉，采用苏尔寿技术的半塔式、单炉膛结构布置，炉膛下部水冷壁为盘旋管布置，上部为垂直管布置，由比利时考克利尔机械工业有限公司制造。额定蒸发量924t/h&,再热蒸汽流量836&t/h。锅炉主蒸汽和再热蒸汽温度543℃，主蒸汽压力为18.39MPa。燃烧室宽13.16m，深13.16m。汽水流程如下：给水经给水泵→高加→&SW&伐→П交→Ⅰ、Ⅱ级省煤器→盘旋水冷壁→垂直水冷壁→汽水分离器→炉内、外悬吊管→Ⅰ、Ⅱ级过热器&
Ⅰ、Ⅱ级再热器&凝汽器→凝泵→化学水处理→凝升泵→低加→除氧器→给水泵。
二：四管爆破的原因分析
影响四管爆漏的原因很多，涉及设计、制造、安装、安装、检修、运行、煤种和管理等诸多方面，而且这些因素又相互作用：因此爆管往往不是单一因素造成的，而是由几个因素同时存在并相互作用的结果。
２.１“四管”爆破的情况统计如下表：
02~04年1#、2#炉四管爆漏次数统计
时间 爆管部位 爆管原因
02年5月23日 2#炉后水冷壁 焊缝拉裂
02年7月29日 1#炉再热器 焊口拉裂
02年11月5日 1#炉过热器 过热
02年12月21日 2#炉再热器 过热
03年4月15日 2#炉水冷壁 焊缝拉裂
03年4月22日 1#炉过热器 过热
03年10月20日 1#炉水冷壁 吹灰器吹薄
03年11月24日 1#炉高温再热器 过热
04年4月17日 1#炉一级过热器 过热
04年11月19日 2#炉屏式过热器 过热
２.２、水冷壁爆漏原因分析：
电站锅炉引起水冷壁爆漏常见原因有：焊缝质量问题；膨胀受阻；管内壁腐蚀结垢；管外壁积灰高温腐蚀；磨损；循环不良；炉膛热强度偏高；吹灰器问题；材质问题；但就我厂爆漏原因主要有：焊缝质量问题和吹灰器投运影响，下面就这两项主要原因进行分析。
1）：焊缝质量问题：
常见的焊缝质量问题有：焊缝裂纹；焊肉末全融合；末焊；：焊口产生气孔；夹渣；咬边；错边；根缩；缩沟；塌陷；接头不良；焊缝超高；角焊缝过凸；角焊缝增厚；角焊缝隙不对称等原因。
引起上述问题的主要原因：末焊透产生原因是焊接参数选择不当，如焊接电流太小，运条速度太快，焊条角度不当或电弧发生偏吹，坡口角度，对口间隙过大或过小等，操作失误也会造成末焊透；两面焊时中心对偏而形成末焊透。末熔合产生的原因：焊接参数方面原因有焊接线能量过小，电弧偏吹和焊条药皮偏心等：操作方面失误的原因有电弧离坡口过远，运条不当，摆动时在两端停留时间过短以及焊条或焊丝倾角不合适。上述原因使母材或前一层焊缝隙金属末得到充分溶化就被填充金属覆盖而造成末熔合。其它原因：如工作人员素质较低：有关规定了解不透，技术水平欠缺。客观条件限制：如工作环境，时、空的限制。实践经验不足。吹灰器投运的影响
吹灰器投运率低，吹灰效果差，各受热面易积灰，换热效果差受热面易发生局部过热。但吹灰器投运时，又易发生以下故障：机械故障、热工、电气信号故障、吹灰蒸汽带水。
吹灰器在投运时，一旦发生机械故障，热工、电气信号故障，将使吹灰器枪杆不能及时自动从炉膛受热面中退出，此时必须手动退出，如手动水能及时退出，枪杆长时间在高温状态下工作，易发生弯曲变形，吹扫半径发生变化，此时必须立即关闭此吹灰器进汽阀门，如吹灰阀门泄露，蒸汽将长时间直接对附近受热面吹扫造成受热面剪薄损伤爆漏。
此外受热面发生变形（变形的受热面进入吹灰器吹扫半径），蒸汽带水，吹灰器安装结构尺寸的变化，均可造成直接吹伤受热面的事故发生，所以，必须定期对吹灰器进行检查。
２.3、过热器爆漏原因分析
引起电站锅炉过热器爆漏的常见原因有：选材裕度不足：炉膛高度偏低：蒸汽重量流速偏低：结构布置欠妥：受热面积过大：焊接质量问题：腐蚀：磨损：膨胀拉裂：锅炉的变工况运行，高加的正常投运：但我厂爆漏的原因主要是超温过热爆漏，本文从流动和传热特性着手，分析引起超温爆漏的原因，并提出相应的措施。超温爆管的理论分析。
锅炉管壁温度总是高于其它的工质温度，此两者之间的温度差与受热面的热功当量负荷q，管壁至工质的放热系数a2。金属管壁及水垢层厚度δj及δg和他们的导热系数λj及λg等有关。对于现代的锅炉在维持正常的给品质下，基本上可保证无垢运行。
２.３. １超温爆管
主要是金属管壁的温度工况超过材质所允许的温度极限而引起的金属管子失效。它分为短时过热爆管和长时过热爆管。短时超温爆管基本上由于机组处于变工况运行引起，长时超温爆管影响因素较多，受热功当量面积灰、结垢、不合理的燃烧调整引起。故为寻求引起超温爆管的原因，首先得分析金属管壁的壁温作为判断依据。
我们知道：&)&
从公式中可知：影响金属壁温度的因素，可以从两方面考虑，既蒸汽侧和金属侧，在传热学上讲，它们主要体现在烟汽侧的热负荷q及蒸汽侧的对流换热系数a2上。
２.３２蒸汽侧放热系数a2的影响因素：
物性参数对放热系数a2&的影响：在电站锅炉中，过热器蒸汽压力，温度的变化在两个方面：当负荷变化时，对同一过热器来说，它的压力，温度随之变化，负荷增加，则温度压力随着增大，a2增大，反之亦然。在相同负荷时，不同部位的换热器P、T也不同，沿蒸汽流向P是逐渐降低的，而T是逐渐升高的，从而使放热系数a2降低，不利于对流换热。
流量对放热系数a2的影响：流量对放热系数a2的影响，可以从几个方面考虑。首先从运行角度来看，负荷的变化会影响放热系数a2&的大小：其次管屏间的流量分配也对局部地区的换热系数a2的影响。
负荷变化对放热系数a2的影响：外界负荷的变化必然要求蒸汽流量与之相适应，当外界负荷增加时，过热器中的蒸汽质量流量随之增大,&a2也会增加，此时发生的过热器爆管，我们应首先考虑烟汽侧的热流密度q&变化，当q/a2升高时可导致爆管，当然，前提是在综合考虑各种原因的基础上，排除外部因素如发生异物堵塞等。
对于低负荷运行状况下的过热器爆管，由于蒸汽质量流量较高负荷下为小，因此对流放热功系数的a2也小，对流冷却管壁差，易造成管壁壁温升高，如锅炉紧急启动时，蒸汽流量较小，而导致烟汽热负荷q相对较高，对流放热系数a2&减小，从而引起管子超温失效，具体对于辐射式过热器，其气温特性，随着蒸汽发量D的上升，蒸汽出口气温下降故对于辐射式过热器主要考虑低负荷运行情况。当负荷减小时，辐射过热器中工质的流量和锅炉燃料按比例减小，但炉内辐射热并不按比例下降，因为炉内火焰温度的下降并不多，也就是说，随着锅炉负荷的降低，炉内辐射的份额相对上升。对于金属管壁来讲,q/a2相对会增加，另外，由于，辐射过热器中蒸汽的焓增加，出口气温上升，使得管内平均气温上升，从而导致对流换热系数a2下降，两者共同作用使金属壁温上升更大，导致超温爆管，如此时发生爆管，还应根据爆口断面特征鉴别，究竟上由于低负荷运行的原因，抑或是管材质量问题。
对于对流过热器，经验表明：超温爆管常发生在高负荷运行，尤其上负荷突增时，负荷D增加，出口气温随之上升,a2下降且高温过热器区域发生积灰严重，积灰使热阻增大，传热系数下降，加速了管材的超温失效，发生爆管。
流量分配对的a2的影响：单相流体在管内流动时，有许多因素使并列管子间流量分配不均，另外，吸热不均也会造成流量不均。
首先设计原因引起的流量分配不均：联箱的引入、引出方式布置不当，使得蒸汽在联箱中流动静压变化过大造成流量偏差。对于蒸汽由径向引入联箱的并联管组，同进口联箱与引入管三通外形成局部涡流，使得该涡流区附近管组流量较小，从而引起较大的流量偏差。联箱孔末透导致各管阻力相差较大。因同屏并联各管的结构（管长、内径、弯头数等）差异引起各管的阻力系数相差较大造成流量偏差。实际上，上述结构设计和布置上的不合理性往往同时存在，因而可能会加剧超温爆管的发生。其次制造工艺，安装及检修质量问题引起流量分配不均。焊接质量问题引起的爆漏，同前面水冷壁焊接问题基本相同。异物堵塞：由于流体腐蚀及制造，安装或检修人为因素造成管内有异物，而引起的管屏流量不均以至爆管，无论是异物堵塞还是焊口质量，都可使管内局部阻力加大，而在总的压降不变情况下，局部阻力的增加,使该管中流体流量下降，同时在总流量一定的情况下该管中的流量必然重新分配到其它的管中，流量的自动调整与分配会加剧局部涡流，从而影响到其它管的流动。最后减温水系统设计不合理（或故障）也会引起流量不均。
２.３.３、&烟气侧热负荷的影响&
对于电站锅炉过热器来讲，影响烟气侧的热功当量负荷的因素相当多，热负荷的变化是多种因素综合的结果。一般来讲，难以用一个准确的数字模型来衡量它们之间的因变关系。这里，仅做定性分析，研究一下主要影响因素。
炉内然烧工况：炉内然烧工况，主要是指运行时，炉办烟气动力场和温度场发生变化。如我厂喷燃器采用前后墙对冲燃烧，正常时投入A、B、D、E火焰中心在设计位置，如A、B、D、E、任一台磨故障时C磨组投运，火焰中心上移在D一定时，烟温升高，辐射吸热量份额减小，对流吸热量份额加大，引起对流过热器超温。运行因素，运行因素对炉工况的影响相当复杂，如燃烧调整不当，燃料成份的变化都将引起过热器壁面热负荷的变化。如燃料的低级位发热量提高时，由于理论燃烧温度和炉膛出口烟温升高，可能导致炉膛结渣，从而使过热器壁温热负荷增大。又如燃料量不变而水份增加，则烟温降低，烟温体积增加。最终会导致过热器出口汽温上升，过热器热负荷发生变化。
高压加热器投入率：高压加热器的停运或部分投运，会使锅炉给水温度大幅度降低，势必影响锅炉负荷，为了保证负荷，往往要加大燃料量，这样，一方面，机组运行费用增加了，另一方面将引起过热器热负荷q的增大，飞灰速度加大，飞灰磨损加剧，从而引起管壁超温或减温水超限。因此，高加的投入率偏低也往往引起过热爆管。
２&.４、再热器爆漏原因分析
引起再热器爆漏的常见原因有：烟气热偏差，选材裕度不足，结构欠妥，内壁腐蚀，焊接质量问题，高压缸排汽参数高于设计值，但就我厂再热器爆漏的原因分析：过热爆管是主要原因，引起爆管的原因有以下几点：
２.４１、气温偏差和热偏
受热面管材中某一根管子的焓增（每千克蒸汽所吸收的热量）与该管组平均焓增之比称为热偏差系数，在同一片管屏中的热功当量偏差称为同屏热偏差，造成热偏差的原因可能有：各管的吸热不同、各管的蒸汽流量不同、各管的进口汽温不同、其中和管吸热不同又可分为各管的受热长度不同和各管单位长度的热负荷不同，热偏差包括热负荷偏差，结构偏差和流量偏差
２.４. ２沿烟道宽度的吸热偏差。
&沿烟道宽度各片屏之间的吸热偏差对于前后墙燃烧方式的再热器热偏差随着所投入燃烧器的情况而变化，投入燃烧器组不同时，沿烟道宽度最大吸热管屏的位置也不同。
&我厂再热器气温调节原则上是依靠烟气挡板来调节，当烟气挡板开度变化时，烟道中烟气量发生变化，热负荷变化，换热量变化引起再热功当量器气温变化。但当烟气挡板故障卡涩时，烟气量无法调节，引起再热器超温，为防止再热器严重超温投运事故喷水减温，因设计、制造、安装、运行监控等原因，造成投入水量不均，水量不均引起流量不均，流量&不均反过来又影响着吸热不均，造成再热器进一步超温过热爆漏。
２.４.３、烟道漏风引起热偏差。
再热器属于对流特性的受热面，随着过剩空气，烟气流速增加，对流流速增加，换热加强，换热加强也可能引起再热器局部过热。
&吹灰器影响吹灰器投运率低，造成再热器积灰，在相同条件下换热减弱，易造成再热器超温。
２.４.４、再热器事例分析
&北仑发电厂1号机组(600MW)，其锅炉是从美国CE公司进口的2008t/h亚临界压力、切向燃烧控制循环锅炉。6层煤粉燃烧器由6台HP?983X9碗式中速磨煤机供粉。采用摆动火嘴方法调节再热汽温。锅炉于日完成72h试运行。
&
再热器系统如图3—1所示。墙式再热器出口用4根导汽管将蒸汽导入低温再热器的进口集箱。低温再热器共有76片管屏，与38片高温再热器管屏直联(无中间集箱)。
为了减小墙式再热器蒸汽阻力，在其进出口集箱之间原设计有24根旁路管使部分蒸汽旁通。在结构上，低温再热器每片屏有10根管子；高温再热器有20根管子。高、低温再热器内外圈管子交换连接，而且与高温再热器2根外圈管相连接的低温再热器内圈管受热长度缩短很多(见图3—1)。高温再热器与烟气逆流布置，大部分管子采用TP304H等奥氏体钢材，部分管子和炉外引出管都是T22钢材。在每片高温再热器的第11号管子出口装有炉外壁温测点。T22钢材的最高使用温度为580～590℃，故目前的报警温度设定值为530℃。
锅炉运行后，发现高温再热器右侧第34～37片屏的出口壁温经常超过585℃设定值。同时再热汽温达不到额定值。为此，根据CE公司提供的方案，对再热器进行了2次改造。1993年改造是为了降低右侧高温再热器管屏的出口壁温。方法是将墙式再热器24根旁路管中的8根直接引入低温再热器进口集箱的右侧端(见图2)，以降低右侧管屏的进口温度。1994年改造的目的是提高再热汽温。方法是将低温再热器的管屏接长3.05m。
&
1994年的改造增加受热面太多，造成再热器事故喷水量增大，并使过热器的出口汽温达不到额定值。1993年的改造效果也不够理想。在高负荷时第35～37屏仍经常处于580～595℃之间，而且第30～33屏的出口壁温反而比改造前增高。在运行中如果为了提高过热汽温而使燃烧器向上摆，则会使再热器的超温情况更为加剧。对于这些问题，电厂曾在1994年进行了燃烧调整，并采用部分辅助风和燃尽风反切的措施；在1996年又在部分高温再热器管子上涂刷绝热涂料，但效果都不大。
２.５、省煤器爆漏原因分析
&引起电站锅炉省煤器爆漏的原因主要有：飞灰磨损，焊口质量问题。管材质量差，空预器局部积灰，但我厂省煤器自建厂以来一直未有爆漏现象，这里不再做详尽分析，但有一点须说明，我厂空预器近几年来一直进行水冲洗，空预器积灰现象基本清除，再加上近几年来机组运行平衡，监控得当，省煤器飞灰磨损较小，所以省煤器爆漏一直未发生
三、机组安装投运后的预防对策：
３.1、加强“四管”的检查监督。
３.2、充分利用大、小修对四管进行宏观检查，其检修内容包括：&高温腐蚀、磨损、胀粗、鼓包、焊接状态等情况，其中对热负荷较集中部分采取割管检查和化学分析，对易结焦、易磨损、吹灰器易吹薄的部位进行侧厚检查，对过热器、再热器等易超温的部位进行金相分析。
３.3：对上述检查出的问题应及时彻底的处理。
３.4：加装四管爆漏报警装置，密切监视四管报警情况，一旦发生，应及时停炉处理。加装必要的测温元件。严防受热面四管超温。
３.5：加强四管附件的检查，如防靡瓦、管箍严防进成烟汽走廊。
３.6：提高焊接水平，减小焊接缺陷，强化焊接检查。
３.7：提高吹灰器的投入率及其作用，由于吹灰器投入率低，吹灰器效果差，炉膛、过热器易积灰结焦，烟温升高，再热器、过热器易引起超温过热，严防吹灰器故障卡涩，一旦故障，立即关闭进汽阀门，及时手动退出，以免吹薄受热功当量面，保证吹灰器疏水畅通，严防蒸汽带水，定期检查校验吹灰器枪杆的垂直度，严防弯曲造成吹扫半径改变吹伤受热面，将部分蒸汽吹灰器该为磁声波吹灰器降低了蒸汽吹伤管材的机率，提高吹灰效果。
３.8：提高高加的投入率，对高加及时维护保修，使其尽可能全部投运，并做好各高加旁路系统的安全措施，保证一台故障时，另外两台可正常投运，高加每少投运一台，给水温度均降低很多，将使燃料量增加，抬高磨组出力，抬高了火焰中心，增大烟气量、烟温、增大了烟气流速，加强了对流换热，易使对流过热器、再热器超温。
３.9：炉底加热的正常投入，在锅炉冷炉启动时，及时对炉底加热投入，有以下好处：提高炉膛温度缩短启动时间、消除冷热不均产生的热应力、避免热应力拉伤拉裂焊口、稳定燃烧`。
３.10：暖风器的正常投运，暖风器投运，可适当提高排烟温度，使烟温略高于H2SO4露点，严防低温腐蚀，垢下腐蚀，使省煤器腐蚀后爆漏。暖风器投运，可对煤粉进行干燥、预热，使炉膛的着火温度更稳定，使燃烧更充分。
３.11：合理调节再热气温，&再热器气温建议尽可能通过烟气挡板来调节。在事故状态下，烟气挡板故障卡涩，再热器超温较大时，投运喷水减温来调节，大量投入喷水减温会影响机组出力，排挤高压缸的蒸汽做功能力，使其效率降低。在锅炉启动时，充分利用旁路系统对再热器进行加热，严防再热器干烧。
３.12：燃烧调整；严格控制各部件的参数，严禁超限运行。合理调整风粉量过剩空气量，使煤粉在炉内充分燃烧。保证磨组在最佳状态运行，严格控制煤粉细度。喷燃器运行良好可防止火焰中心倾斜，防止局部结焦超温。
　　秦皇岛电厂的燃料管理分为入厂煤管理、配煤管理和考核几个环节。对于入厂煤管理，是在认真化验的基础上，将不同矿和不同煤质的来煤严格分堆和标记，然后按照配煤考核标准进行配煤。配煤是用推土机按照配煤比例分层堆配，并从断面取煤给锅炉上煤。&
　　入炉煤从上煤皮带上进行取样和分析，依据化验结果进行指标考核。配煤指标以发热量和挥发份为主，结合灰成分和结渣特性进行。根据实际情况制定入炉煤发热量考核基数，发热量偏差超过200kcal/kg进行考核。&
　　对于特殊煤种，比如易结渣和难燃尽的煤种，单独存放，特殊对待，安排配煤和调整试验，进行研究解决，然后将结果充实到燃料管理和考核中。&
　　近期入厂煤品质下降，在运行部门做好应对准备的情况下，合理降低了入炉煤发热量考核基数，但对偏差的考核要求不变，保证了考核的严肃性和制度的适应性。&
　　秦皇岛电厂的做法是重视入厂煤的管理和入炉煤的掺配和考核，以此来保证入炉煤质和燃烧的平稳，从而减轻运行方面的压力，减少事故。&
4&.2.4大港电厂燃料管理
&大港电厂的燃料管理也非常有特色，具体是从锅炉运行角度真正做到煤质预报。
&大港电厂3、4号锅炉设计燃用阳泉无烟煤，在进行了改烧大同煤试验研究的基础上，于2002年对其3号锅炉进行了改造，开始正式燃用大同煤。所以2002年至2003年期间，两台锅炉燃用两种完全不同的煤种，燃烧策略和防范问题也完全不同。其3号锅炉经过改造，燃用烟煤，运行重点是防止制粉系统爆炸和锅炉结渣，4号锅炉尚未经过改造，燃用无烟煤，运行重点是防止锅炉灭火和水冷壁高温腐蚀。这样燃料管理就非常复杂，容易出现问题。电厂针对这个客观问题，首先也是加强入厂煤管理，将入厂煤按照不同炉的特点分区堆放，然后重点做好入炉煤质的预报。&
　　具体做法是，在给锅炉原煤仓上煤过程中通过机械化采样系统从皮带整个断面上进行采样，然后及时进行缩分和分析。采样和分析按运行的班次进行，利用原煤斗存煤的缓冲时间，在6～8小时的时间内完成分析，并向运行部门和运行人员提前发出煤质分析报告，运行人员看到的煤质报告，保证是即将燃烧煤质的具体数据，真正做到了对运行煤质的预报，运行人员可以心中有数，及时采取相应的措施和进行事故预想，防范事故和问题的发生。&
　　由于煤质管理到位，这两个电厂近年来都没有发生过由于燃烧问题造成的锅炉灭火和非停问题。&
4.3&不断提高运行管理的水平&
　　运行管理就是依据各种规范标准、试验研究和事故分析的结果、及设备特点不断更新补充和完善各种制度和措施，不断提高人的技术水平，避免人的因素的差异，严格遵照制度和规程体系的要求，实现对机组的规范操作和精确控制，在保证合理安全裕度的同时，达到最佳的经济性和环保水平。&
　　在运行管理和运行控制方面，以下几个方面非常重要。&
4.3.1&规范的制度和规程体系&
　　在认真落实执行“两票三制”的基础上，完善锅炉壁温控制管理等制度，运行规程做到细化、可操作性强，并且针对具体问题，及时进行研究，出台详细的技术措施，使运行工作有据可依，这是搞好运行管理的基础。&
4.3.2&合理准确的定值&
　　机组运行，首先是选择正确的运行方式，在运行方式确定后，参数测量的准确性和定值选取的合理性就非常重要。&
　　机组的保护和连锁，运行工况的优化，都是通过一系列的参数定值来固定的。除了连锁保护定值，还要大量从安全和经济环保角度确定的工况参数定值，这些定值在运行中很重要，制定是否合理，控制是否精确，决定了运行的水平和机组运行的安全性和经济性。&
　　首先这些定值不是固定的，随着机组负荷等重要运行工况的变化，比如蒸汽压力、温度、锅炉氧量等，是由一系列定值组成的性能曲线和参数群。另外，这些定值必须有可靠的来源、合理。这些定值可能来自设计，也可能来自长期运行实践，也可以通过专门的试验确定。总之，必须完整、合理和准确。&
4.3.3&规范操作,合理控制&
　　规范操作和合理控制，是机组运行的核心。机组设计、安装完成以后，其系统和结构已经确定，其允许的运行方式和能够承受的内部应力也同时确定，所以，制造厂家都会给出一整套操作说明和明确的启停控制曲线，在机组运行中必须严格遵守。尤其是锅炉机组上水、放水，启动、停止，变负荷等操作，必须严格考虑具体的系统结构特点，不能超限，否则必然会产生巨大的应力，导致连接部位撕裂。很多水冷壁、包墙管和穿墙管的泄漏，都是这种原因造成的。&
　　厂家规定的操作，可能会有些保守，但所有超出厂家规定的操作，必须以长期实践为依据；原来设计的结构可能会存在不合理的地方，可以进行合理的改造，但运行必须尊重系统和设备结构特性。&
　　运行人员应该精心组织燃烧，防止出现风速过高、热负荷过分集中、火焰偏斜、燃烧中心不合适、烟温偏差等问题，导致磨损增加、结渣、高温腐蚀、和对流受热面超温等问题。汽温的控制必须保证受热面的安全，不能只强调压红线运行，尤其不管具体汽温特性，在部分负荷下也一味强调压红线运行；要重视启动期间和快速升负荷期间的对流受热面受热情况和传热问题，严防超温。&
汽温的控制应立足于从燃烧调整来保证，尽量少用减温水，尤其杜绝简单使用减温水的调整方法，避免减温水流量的大起大落，否则不但汽温控制质量差，而且容易造成减温器疲劳破坏，导致超温爆管。由于减温器疲劳破坏造成的过热器长期超温和短期超温都实际发生过。&
4.3.4&合格的保护和自动&
　　锅炉机组的主要保护，比如汽包水位的保护，必须保证可靠投入，不得单纯为了减少非停而随意解除，否则高水位导致的汽温大幅波动、低水位造成的下降管带汽，都会产生严重后果。&
　　现在机组都采取集控运行方式，运行人员越来越少，所以机组必须配套完善的监测装置和系统，尤其是自动控制系统，必须完善，能够可靠投入，并发挥作用，避免人的差异和减少操作工作量。&
　　必须将运行人员从看盘和手动操作中解放出来，然后才有精力去进行全面的运行分析、具体的风险评估、和细致的事故预想。要做到这些，机组的连锁、保护和自动控制功能必须齐全和可靠。尤其要不断提高机组的自动控制水平，将具体试验和优化调整的结果，及时贯彻和落实到自动控制功能中，让自动回路去实现比人手动操作更及时和精确的调整和控制，最大限度地降低人的差异和操作随意性问题。&
4.3.5&重视人员培训&
　　要做到运行控制的精确性和规范性，必须靠制度、热控水平和人的素质。运行人员的职责不能只是看盘，更重要的是对机组运行状态的实时分析、运行偏差的评估和预纠正、和事故工况分析处理。另外，还必须解决集控形势下的个人专业面问题。所以必须加强培训和提高培训的层次，运行人员不能只保留在熟悉运行规程条文的层面，必须拓展专业知识，使其不但知其然，更知其所以然，真正提高机组运行控制水平，预防事故发生。&
4.3.6&秦皇岛电厂的运行管理特色&
　　秦皇岛电厂在长期实践总结的基础上，逐步建立起自己的运行小招标考核体系，并软件化和系统化。其特点是将机组运行对安全性和经济性有重要影响的运行指标，归纳成48个量化小招标，分成安全和经济两部分内容，在线时实显示在盘前，实行量化在线分值考核。安全性考核是递减，即首先核定一个基数，任何一个指标达不到就定量扣钱；经济性考核是递增，基数为零，达到一个指标就挣得相应的金额，并且将缺陷管理也纳入到运行考核当中。&
　　这样做的好处是首先将管理思想和考核客观化、时实化和量化，其次真正实现了将技术水平和收入挂钩，无形中进行值间竞赛，充分调动了运行人员的积极性和责任心，收到良好效果。&
4.4&重视化学监督&
　　严格执行有关化学监督规程，保证进入锅炉的水质及锅炉运行中汽、水品质合格。当汽水品质恶化危及设备运行安全运行时，要立即报告上级主管部门并采取紧急措施，直至停炉。&
　　在保证汽水品质的同时，重点抓好防治凝汽器泄漏、精处理的投入和溶氧问题。凝汽器泄漏造成的水冷壁腐蚀后果是有目共睹的，而精处理是亚临界机组和直流锅炉的命根子，必须保证100％地正确投入。
4.5&加强吹灰管理&
　　吹灰工作是锅炉机组运行安全性和经济性的重要保证，但吹灰也是一个双刃剑，尤其是蒸汽吹灰，吹灰不当会导致受热面泄漏问题。&
每次检修后应按照厂家的说明书对吹灰器进行投运前的调试工作，调整好喷嘴进入炉膛的距离、吹灰器枪杆与受热面的垂直度、喷嘴的喷射角度、旋转角度等，还应逐个调好各吹灰器的入口蒸汽压力，根据管道的实际布置情况在热态下调好吹灰器母管及各吹灰器前的自动疏放水装置及吹灰器投入前的疏水时间以保证吹灰器能将存水疏放干净。当吹灰汽源或管道布置设计不合理时，还应考虑进行相应的改造。运行中应加强对吹灰器的检查和维护，当遇有吹灰器在炉内烟道内卡住及吹灰器进汽门漏汽时应及时退出并切断汽源。&
　　进行合理吹灰和防治受热面吹损是一个问题的两个方面，不能偏废，应该采取相应的防磨损、吹损措施：在检修中可采取头排管弯头及吹灰器经过区域的管段加装防磨护铁或喷涂防磨金属涂层、消除烟气走廊、加均流导流板等措施，对于整体烟速设计过高的省煤器，还可考虑进行改为膜式省煤器、加大横向节距等措施。&
4.6&加强热工管理&
　　运行人员是通过受热面壁温测点指示来监测控制各受面的管壁温度的，因此必须保证运行监测数据的准确。加强热工管理就是保证测点的准确性，保证各项保护、连锁和自动的合理性和可靠投入，其难点和重点是保证壁温测点的正确测量和准确性。&
　　由于热电偶在高温受热面炉内管段上很难保证长时间运行，因此一般受热面的壁温测点均装在炉外出口管段上，由于炉外管段不受热，其壁温水平一般比炉内受热最强的管段壁温要低一些，过去曾有相关的试验资料介绍，后屏壁温炉外比炉内要低50～70℃，高过壁温炉外比炉内低20～30℃，高温再热器高过壁温炉外比炉内低30～40℃，在锅炉的动态变化过程中，相差的幅度要更大。因此以炉外壁温作为监视控制值时，应以管材计算允许的最高壁温值减去相应受热面的炉内外壁温差后得到的数据作为炉外壁温控制数据。目前受热面炉外壁温测点的安装形式以两种为主，一种是在要监测壁温的管子上装设一根不锈钢管，将热电偶插入钢管内，这种方法很难保证热电偶的热端头部与受热面管壁能够严密接触，因此经常测得的壁温较低，难以反映真实的壁温情况；另一种是用带有集热片的热电偶，将集热片直接焊在要监测壁温的管子上，这种方法可以保证热偶的热端头部与受热面管壁能够严密接触，测得壁温较为真实，但是壁温测点损坏后更换要麻烦一些，为了保证测量壁温准确，已有不少电厂采用此方法。此外，炉顶是否严密不漏烟气也会影响壁温测量的准确性，壁温测点是否安装在受热最强的管排上会影响壁温测点的代表性。由于测点头部的散热会影响壁温测量的准确性，因此应对测点头部进行局部保温，有试验数据表明，不进行保温的测点比进行保温的测点壁温低5～15℃。再有，壁温的测量是一个系统问题，如热偶的准确性、补偿导线的极性是否连接正确、恒温箱内的冷端补偿电阻连接是否牢固都会影响温度测量的准确性。&
4.7&关于锅炉四管泄漏后的处理&
　　一旦发现四管泄漏，应尽早着手停炉处理，防止事故扩大；尤其是水冷壁方面的泄漏，必须尽快停炉，不得硬挺，否则，不但会造成泄漏面积扩大，更严重的是破坏水循环，从而引发其它相关部位的过热，造成频发爆管事故和恶性循环；大量的汽水泄漏，也会造成其它设备、如空气预热器和引风机的故障和损坏。&
4.8&事故分析和处理的态度&
　　坚决做好四管泄漏事故的分析工作，必须弄清楚造成爆管的本质原因，同时制定相应的措施和落实整改，防止同类事故反复发生。&
五、充分利用先进技术，降低“四管”泄漏的几率
&近年来，针对锅炉“四管”泄漏问题，一些研究机构从新型材料和信息技术方面入手，研究出一些新型的防爆、防漏技术成果。通过现场应用，取得了一定效果。在新机组的设计安装过程中，可以根据具体情况适当加以应用。
5.１、锅炉泄漏监测仪的现场应用
近年来，通过监测炉管泄漏后的声波特性，早期发现并预报锅炉泄漏情况，尽快采取措施，对于防止泄漏范围的扩大，尽早消除炉管泄漏造成的影响具有十分重要的意义。国内的炉管泄漏监测一般采用烟气中泄漏声波的单项条件来判断泄漏发生的状况和位置；有些国外的炉管泄漏监测装置，在各受热面集箱上装设感应器，将泄漏点的声波通过管系的固体传声作为一个条件，再加上炉内烟气传声条件，共同判断泄漏发生的位置和状况，判断结果比较准确，并且此装置对于炉顶棚以上的管道泄漏也具有监测作用。
５.２&、对锅炉高温受热面壁温监视的新手段
意大利国家电力科学研究院采用在高温受热面管子壁面金属中预埋热电偶的方法，能够测得不同高度的管子壁面金属的真实温度，并且可以长期运行，为运行人员的操作提供了准确、可靠的依据，从而有效防止了受热面壁温的超温运行现象。
５.３、管子表面热喷焊N&i&W&、N&i&C&r&合金技术
将水冷壁、高温过热器或高温再热器（非不锈钢和T91&钢材）管子表面通过喷砂处理，去除表面的灰垢和氧化层，表面呈现金属光泽并且为麻面效果，通过电弧将NiW合金或NiCr&合金熔化后，利用压缩空气喷焊在管子表面，形成管子表面的合金预保护层，用以抵抗高温腐蚀。该技术通过在一些电厂锅炉上的应用，取得了较好的效果。姚电公司#3&炉在2005&年10&月份大修时，采用了这项技术，经过半年多的实践考验，效果非常理想。
５.４、耐磨抗蚀涂料的应用
在省煤器、尾部竖井中的水平过热器和再热器上刷涂耐磨抗蚀涂料以抵抗飞灰磨损也是近年来发展应用的一种管子表面预处理方法。该工艺通过现场应用，其主要缺陷是不能应用于高温受热面，不能长期承受温度的反复变化和高温差，所以一般使用寿命较短，但其抗磨损性能比较好，在省煤器受热面上的应用效果比较理想。
５.５、水冷壁管的热浸铝技术应用
经过热浸铝的管壁表面形成连续致密的氧化铝涂层，中层是厚度为0.1～0.24&mm&的铝铁合金层及渗铝固溶体，具有良好的抗腐蚀性能。通过在国内大部分电厂的应用，其寿命比普通水冷壁管提高4&倍以上。其现场应用的唯一缺点是，由于渗铝后金属的可焊性变差，鳍片密封时焊缝易裂，不利于保持炉膛的整体密封性能。若能解决此问题，渗铝管的广泛应用，对于防止水冷壁的高温腐蚀将具有良好的效果。
六、结论
大容量电站锅炉受热面，由于温度、压力水平高，系统结构复杂，受热面积大，级数多，并且每一级并联管子多，很容易发生各种因素的流量偏差和吸热偏差，许多电站锅炉，过热器、再热器曾多次发生过超温爆管事故,这些事故大部分属于设计问题，当然也有一部分属于锅炉运行不当造成的。如果在锅炉的设计、安装过程中严格遵循设计规范和安装标准，在锅炉投入运行后，运行人员严格遵循操作规程，及时发现机组存在的隐患，并用科学的头脑去分析问题，找到合理的解决对策，四管爆漏次数将会大大降低，机组的安全经济性也会大大提高。但防止“四管”泄漏是一项综合工程，设计、安装、运行单位应该密切合作，互相交流，只有这样才能降低四管泄漏的几率，提高锅炉的运行稳定性。
谢辞
《锅炉四管爆管的原因及其分析对策研究》课题研究，经过十来天的努力，终于完成了。学术研究需要的是深入思考锲而不舍，特别要与时俱进，挖掘吸取最新信息资源。此中甘苦，非亲身经历者不得而知。感谢我的导师石平老师，在论文写作过程中，给予我耐心的帮助和热情关照，***老师百忙当中给我提出修改意见，很多老师和同学也给我提供了不少的参考资料，在这一并表示感谢。由于水平所限，研究时间仓促，论文观点和论证过程可能还存在不少错谬，欢迎老师同学提出宝贵意见。我决心在今后的工作和学术研究过程中，继续关注本课题的前沿成果，执着努力，争取更大进步。现在即将挥别我的学校、老师、同学还有我四年的大学生活，虽然依依不舍，但是还是对前面的路充满信心，只想说感谢我的学校和老师，有你们的教诲伴随我，我会更好的成长的！.
参考文献：
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7、岑可法&锅炉和热交换的积灰、结渣和腐蚀的防止原理与计算.&北京:科学出版社,1995
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