摘要： 分析了石横发电厂300 MW机组锅炉再热器超温爆管事故的原因，提出了解决问题的对策，如改变再热器受热面积和结构尺寸，提高管子材质等。经过实施前后的性能试验可以看出，改造后不仅降低了高温再热器的管壁温度，同时减少了减温水量。改造后测得的数值与保证值是吻合的,提高了机组运行的安全性与经济性。
关键词： 锅炉;再热器;超温;经济效益；技术改造 0 引言
石横发电厂2号炉是配300MW机组的1025t/h亚临界压力具有一次中间再热的控制循环锅炉，由美国CE公司设计，于1988年12月投运。锅炉采用带中速磨的正压直吹式制粉系统，配用直流式燃烧器进行四角切向燃烧，再热蒸汽调温则采用摆动燃烧器喷嘴的方式。锅炉自投运以来，曾经多次发生再热器超温爆管事故，因而自1990年以来进行了多次改进，取得了一定效果，但是再热器超温爆管的威胁始终未能彻底的消除，电厂不得不将1号、2号炉的再热器出口汽温降到520～530℃运行，再热器进口事故喷水量高达50t/h，严重影响了电厂运行的安全经济性。
1 再热器超温爆管事故的原因
控制循环锅炉末级再热器局部超温爆管的原因较复杂，它与燃烧方式、再热器结构、系统布置、材料选用和运行等因素都有关。根据分析，可归纳为以下2个方面的原因。
(1) 再热器受热面积过大。表1列出了该厂一期1号、2号炉与二期3号、4号炉影响再热器汽温的部份有关数据。
表1 影响1号、2号和3号、4号锅炉受热面气温的相关参数
名 称
1号、2号炉
3号、4号炉
炉膛受热面面积/m2
4367
4213
炉膛水冷壁沾污程度dirty值/%
0
55
炉膛出口烟温/℃
1005
1066
墙式再热器受热面积/m2
402.9
372.4
屏式再热器受热面积/m2
1545
1397
末级再热器受热面积/m2
1673
1481
由表1可见，3号、4号炉的出口烟温比1号、2号炉高61℃；而1号、2号炉的墙式、屏式和末级再热器受热面积分别比3号、4号炉大8.2％、10.6%和13%。
炉膛沾污程度dirty值越小表示被炉膛吸收热量的份额越少，在一期工程1、2号炉的锅炉热力计算中，对于炉内换热计算，美国CE公司按照清洁炉膛（炉膛沾污程度“dirty”值=0)计算，炉内辐射换热强烈，计算炉膛出口烟温较低，仅为1005℃。但在实际运行中，煤燃烧以后产生的烟灰，对炉膛水冷壁将有一定程度的污染，使炉内辐射换热程度变弱，炉膛出口烟温的实际数值高于设计值（1005℃），再热器区的烟温也相应升高，引起屏再和末再吸热量增大，再热汽温升高，从而导致再热器超温爆管。
对于锅炉设计计算，炉膛水冷壁污染程度，对受热面超温爆管影响的严重与否，取决于燃料的煤灰特性和炉膛受热面热负荷的高低（即炉膛容积大小）。对于燃用灰熔点温度t1(变形温度)、t2(软化温度)、t3(熔化温度)较低的煤质，灰成分中易污染矿物质含量较多。含硫量较高的燃料，也容易引起炉膛水冷壁沾污。在燃用同样燃料的相同容量锅炉中，对于炉膛容积热负荷较高的小炉膛锅炉，因炉膛水冷壁相对较少，炉内烟温水平较高，炉膛水冷壁的沾污程度相对亦要严重些。在该厂二期工程3号、4号炉的锅炉设计计算中，炉膛水冷壁沾污程度dirty取55%进行计算。计算后相应的炉膛出口烟温为1066℃，和实际运行的情况较吻合。由于3号、4号炉的炉膛出口烟温计算值高，再热器的计算受热面面积较一期工程的1号、2号炉小，所以未出现再热器超温爆管事故，
因此根据以上分析，认为2号锅炉因在炉膛传热计算中煤种的沾污系数取值不当，致使再热器的受热面积过大，使得运行工况的热力数据偏离设计值较大，过热蒸汽和再热蒸汽的减温水量都远大于设计值，是造成发生再热器超温爆管事故的主要原因。
(2) 材料选用不当。在该厂的锅炉设计中，末级再热器中有部分管子金属温度在600℃左右，采用了钢102材料。这些采用钢102材料制作的再热器管，投运2～3年以后，在末级再热器的高温部位均会发生爆管事故。经宏观检查，会发现这些管材表面均存在着严重的氧化锈蚀情况，一般有3、4层氧化皮，每层厚度在0.5mm左右。实践证明，钢102材料的高温抗氧化性能较差，不能达到研制时的性能要求，因此不宜用于600℃左右的工作温度。
2 采取的对策
2.1 改变再热器受热面积和结构尺寸
根据计算可知，仅炉膛出口温度提高这一项（不含其他原因），使再热蒸汽喷水量每1h约增加20t，而再热器喷20t减温水，使得燃料消耗量（设计煤种）每1h增加2.85t。而通过减少末级再热器的受热面积和改造结构尺寸，可以有效减少再热蒸汽的减温水量。具体布置为末再的管屏高度从10.7m降低至8.37m，内圈高度从5.5m降低至3m，节距排列均保持不变，则计算受热面由1673m2减少至1290m2，约减少23%；对于屏式再热器受热面，为避免绕管底部与炉膛鼻子斜坡碰撞，则可将管屏斜底向上平移100mm，受热面变动很小，外圈管下底部材料可换为T91。结构布置见图1。
图1 再热器受热面积改造图
2.2 提高管子材质
再热器运行压力较低，而局部区域受热面管子因热偏差而使部分管子壁温相当高，因此主要矛盾是提高管子材料的抗氧化性能。虽然钢102的高温强度性能较高，但它的高温抗氧化性能较差，在热偏差尚未有效地降下来的情况下，用抗氧化温度更高的材料来代换钢102是必要的。首选的材料是SA231—T91，它的抗氧化温度限为650℃。再高一档材料是SA213—TP304H，它的抗氧化温度限为704℃，但其成本更高。考虑到成本价格因素，T91已完全可以防止末级再热器超温爆管。这种材料不仅具有耐高温强度性能高的特点，而且又具有工艺焊接性能好的优点。
3 改造设计
3.1 改造的主要目标
(1) 屏式再热器最高壁温要小于575℃，以提高电厂运行的安全性。
(2) 解决再热蒸汽在300MW负荷时喷水量过大问题。再热蒸汽喷水量由从目前的30～50t/h降至15t/h以下，以提高电厂运行经济性。
(3) 改造后要求锅炉负荷在50%～100% BMCR范围内，再热蒸汽温度达到额定值540+5-10℃，锅炉额定蒸发量达到922.3t/h。
(4) 省煤器出口烟温不高于352℃。
(5) 进风温度为20℃时排烟温度不高于140℃。
(6) 设计条件下，锅炉热效率保证值不小于91.62%。
3.2 锅炉再热器改造设计的条件
按该厂提供的1999～2002年期间的实际燃煤分析报告，将2002年上半年燃煤作为本计算的设计煤种，2000年、2001年的燃煤作为校核煤种，整理数据如表2所示。
表2 燃煤特性
项 目
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
元素分析
收到基碳Car/%
54.23
56.46
54.86
收到基氢Har/%
3.71
3.42
3.41
收到基氧Oar/%
6.03
5.69
6.10
收到基氮Nar%
0.95
1.00
0.97
收到基硫Sar/%
1.82
1.51
1.80
收到基全水分Mar/%
8.50
8.6
8.4
收到基灰分Aar/%
24.76
23.31
24.47
工业分析
全水分Mar/%
8.50
8.6
8.4
内在水分/%
1.7
2.22
2.13
可燃基挥发分Vad/%
37.63
35.69
36.89
低位发热值/MJ·kg-1
21.17
21.85
21.45
可磨性系数/HGI
62
灰熔点温度
t1/℃
1360
1390
1360
t2/℃
1380
＞1400
＞1400
t3/℃
＞1400
＞1400
＞1400
灰成分分析
SiO2/%
53.59
52.57
53.93
Al2O3/%
27.69
28.98
26.53
Fe2O3/%
8.1
7.29
7.64
CaO/%
3.16
3.07
3.05
MgO/%
0.88
1.06
1.2
SO3/%
1.9
2.38
2.56
TiO2/%
0.86
1.47
1.06
3.3 受热面结构尺寸校核计算
对运行工况进行热力校核计算时所采用的受热面结构尺寸，均以原受热面结构尺寸为依据，模拟计算得出炉膛的实际沾污系数。其中运行工况300MW为电厂实际运行工况。通过此工况来模拟炉膛受热面的沾污系数。此工况作为其他工况的计算基准，计算得到的炉膛出口温度为1049℃，过热器喷水量为67t/h，再热器喷水量为35t/h，省煤器出口烟气温度为352℃，排烟温度(未修正，大气温度为30℃)为151℃。这样，根据运行工况300MW计算模拟出的炉膛沾污系数和热面利用系数。过热蒸汽采用原ECR300MW设计蒸汽参数，再热器喷水量为7t/h，对再热器作设计计算（末级再热器热面开放，屏式再热器受热面积上移100mm，其他受热面积数值同原设计）,可得炉膛出口温度为1032℃， 过热器喷水量为54t/h，再热器出口温度为541℃，省煤器出口烟气温度为355℃，排烟温度(未修正，大气温度为20℃)为145℃（原设计为142℃），末级再热器受热面积为1290m2。所以确定修正后的末级再热器受热面从1673m2减少至1290m2，管屏高度从10.7m降低至8.4m。其他设计工况均以末级再热器受热面为1290m2进行校核计算。受热面结构尺寸改动对比见表3。
表3 再热器结构尺寸改动对比
受热面名称
外径/mm
横向节距/mm
纵向节距/mm
布置受热面面积/m2
排数
每排根数
墙式再热器
54
-
57.2
403
-
410
分隔屏
57/51
2811.8（平均）
60.0
689
8
25
后屏
54/60
685.8
63.0
1015
20
14
屏式再热器
63
457.2
73.0
1545(原设计）
30
14
63
457.2
73.0
1530(改造后）
30
14
末级再热器
63
228.6
114.0
1673(原设计）
60
7
63
228.6
114.0
1290(改造后）
60
7
末级过热器
54
171.5
108.0
2202
81
4
低温过热器
57
152.0
115.0
13396
91
5
省煤器
51
101.0
102.0
4572
138
2
三分仓回转式空气预热器
型号：29VI（T）-1473M，转子直径为10330mm，热面高度为1473mm，一次风分仓角度为35°，反转。
4 再热器改造施工方案
4.1 屏式再热器改造施工方案
(1) 为防止屏式再热器管排与折焰角斜坡相抵触，所有管屏（30排）炉顶管以下的长度均缩短100mm；
(2) 更换最外圈管子，割口在炉顶管下方1.5m处，新管材质为T91，63×4.5,向火侧与12Cr1MoV、63×4管对焊，背火侧与12Cr2MoWVTiB、63×4.5管对焊；
(3) 其余13圈管子割口均在最下排活动连接件以下100mm处，以下所有管子均更换： ①其中外数第2圈更换为新管T91，63×4.5，其向火侧、背火侧均与15CrMo、63×4管对焊； ②外数第3～14圈新管12Cr1MoV、63×4（其中夹持管下弯头管径为63×5），其向火侧、背火侧均与15CrMo、63×4管对焊；
(4) 炉内47m折焰角斜坡及屏再管排下部及其他施工地点扎设脚手架，脚手架应能满足施工需要，47m斜坡下绑扎围拦及蓬布，防止异物落入炉膛，并做好防坠落的措施；
(5) 确定屏再割管位置，划线；
(6) 从南北两侧同时开工，按所划线将旧管全部割除，并运至炉外放好；
(7) 按要求打磨所有割口的坡口及清理管子内外壁；
(8) 将新管在炉外按顺序摆好，并编号；
(9) 焊接时先焊中间管屏，再依次焊接南北两侧的管屏；
(10) 新管对口前应进行100%通球，木球直径为85%D（D为管子内径）。
4.2 末级再热器改造施工方案
(1) 照割管位置确定架子位置，架设合适脚手架，脚手架应能满足施工需要；
(2) 末级再热器南数第2～10排及第31～36排（共计15排）在1996年、1997年末级再热器改造中已经更换为T91+TP304管材，本次改造只缩减其受热面积，割口位置在顶棚管中心线以下1510mm，向下割除2.3m，剩余管排上提；
(3) 末级再热器南数第1排、第11～30排（共计21排），自末再联箱管接头焊口以下全部更换，最外圈管更换为TP304H(63×4)，其余更换为T91(63×4.5)；
(4) 末级再热器南数第37～60排（共计24排），本次改造中更换外数第1圈，割口位于炉顶管下1.5m处；更换外数第1圈的出口连接管；并提高管屏高度：①更换该24排最外圈管子，割口位于炉顶管以下1.5m处；②更换外1圈出口连接管，切割位置现场定；③缩减受热面积。割口位置在顶棚管中心线以下1.5m处，向下割除2.3m，剩余管排上提。
5 改造效果分析
锅炉再热器改造后，按GB 10184—88《电站锅炉性能试验规程》进行了额定负荷性能试验，同时参考ASME PTC4.3《空气预热器试验规程》进行了锅炉额定负荷时空气预热器性能考核试验。锅炉及空气预热器性能考核试验结果见表4、表5,并与改造前的试验情况进行比较。
表4 锅炉性能考核试验结果
参 数
改造后
改造前
负荷/MW
301
301
过热蒸汽流量/t·h-1
920.50
945.74
过热蒸汽温度/℃
540.62
536.98
再热蒸汽温度/℃
534.31
535.60
过热蒸汽减温水量/t·h-1
100.00
103.47
再热蒸汽减温水量/t·h-1
4.82
43.81
排烟温度（A/B）/℃
132.8/132.3
148.2/149.4
冷风温度/℃
13
23
锅炉出口氧量/％
3.54
3.78
飞灰含碳量/％
0.50
1.42
炉渣含碳量/％
0.59
1.49
屏再热器壁温/℃
556.4
580.0
锅炉效率/%
91.96
91.45
表5 空气预热器的性能考核试验结果
参 数
改造后
改造前
机组负荷/MW
301
301
省煤器出口烟温（A／B）/℃
351.5/351.3
365.6/365.3
排烟温度（A/B）/℃
132.8/132.3
148.2/149.4
空预器A前后烟气差压/Pa
1145.0
1126.3
空预器B前后烟气差压/Pa
1164
1143
空预器出口压力（A/B）/Pa
507.0/486.0
710.0/506.3
空预器前后二次风差压（A/B）/Pa
258.0/310.0
271.3/286.7
锅炉出口氧量/％
3.78
3.54
空气预热器漏风率/％
8.96
8.34
由表4可知，在额定工况情况下，锅炉蒸发量达到了922.3t／h的预期值，再热蒸汽温度达到540+5-10℃的预期值，再热蒸汽喷水量为4.83t/h，小于保证值，屏再热器最高壁温为556.4℃，小于575℃的保证值,满足了运行的安全要求，锅炉效率达到了不低于91.62的保证值。
由表5可知，在额定工况情况下，省煤器出口温度达到了不高于352℃的保证值，修正到送风温度为20℃时，修正后的排烟温度分别为139.8℃、139.3℃,达到了不大于140℃的保证值 。
6 结束语
2号锅炉再热器技术改造后1年多来，再热器运行情况良好，通过减小再热器受热面积和更换再热器部分材料后，大大减少了再热器事故喷水量，有效地缓解了再热器超温爆管问题，较大程度提高了末级再热器管排耐高温的能力，缓解了金属材料过热和爆管问题，保证了锅炉的安全正常运行，达到了改造的预期效果，经济效益与社会效益都很显著。
(1) 再热蒸汽减温水量由修正前的43.81t/h降低到修后的4.82t/h,大大小于保证值，这可带来巨大的经济效益。按1h降低再热器减温水量10t/h计算，则可降低发电煤耗0.76g/kW·h。按年发电量16.5亿kW·h计算，则1年可节约标准煤1254t，按300元/t计，则可节约人民币37.6万元。
(2) 再热器改造后,将壁温有效地控制在报警值575℃以下，消除了超温氧化现象，不再依靠更换再热器管排的被动检修方法。同时还可有效地延长再热器的使用寿命至10年以上，延长再热器的检修周期,减少了检修维护量,年节约维护费约15万元,年节约检修费用约40万元。
(3) 再热器改造后，可以恢复锅炉原来的正常运行状态，一、二次风等调节装置可恢复到正常角度，提高了锅炉的稳燃性，减少了锅炉的飞灰可燃物，对锅炉的经济运行意义重大。
(4) 按每年可杜绝因再热器超温爆管停炉事故2次计，每次停炉、启动的燃油费用与使用的材料费用在30万元左右，这样每年可节约费用60万元。按每爆管1次停运5天计算，就少发电量3600万kW·h，因此再热器改造后将每年可增发电量7200万kW·h。
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