盘山电厂500MW超临界直流炉水冷壁超温爆管研究治理

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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６３吹管结束，１７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
ＸＩＵＹａｎ — ｆｅｎｇ，ＺＨＡＮＧＱｉｎ，ＣＵＩＸｉｏｎｇ－ｈｕａ
（１．ＭｅｎｇｄｏｎｇＥｎｅｒｇｙＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎＬｉｍｉｔｅｄ，ＨｕｌｕｎＢｕｉｒ０２１０００，Ｃｈｉｎａ；
技术应用ｌＪ一 ∞ 工ｃ＜ＩＮ。＜。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０２１０００；２．西安热工研究院有限公司，陕西西安７１００３２）
２．Ｘｉ ’ ａｎＴｈｅｒｍａｌＰｏｗｅｒＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｘｉ ’ ａｎ７１００３２，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｒｅｉｓｔｈｅｐｈｅｎｏｍｅｎｏｎｏｆｗａｔｅｒｃｏｏｌｅｒｐｉｐｅｓｃｒａｃｋｉｎｇｆｒｅｑｕｅｎｔｌｙｏｃｃｕｒｒｅｄｉｎｉｆｅｌｄｔｒｉａｌｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｕｎｉｔ．Ａｉｍｉｎｇａｔｔｈｅｐｒｏｂｌｅｍ，ｔｈｅｐａｐｅｒｃａｒｒｉｅｓｏｕｔａｓｅｒｉｅｓｏｆｔｅｓｔｉｎｇｔｏａｎａｌｙｚｅｔｈｅｃａｕｓｅｓｉｎｃｌｕｄｉｎｇｍａｃｒｏｓｃｏｐｉｃｉｎｓｐｅｃｔｉｏｎ，ｃｈｅｍｉｃａｌｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎａｎａｌｙｓｉｓ，ｍｅｔａｌｌｏｇｒａｐｈｉｅｅｘａｍｉｎａｔｉｏｎａｎｄｅｎｅｒｇｙｓｐｅｃｔｒｏｍｅｔｅｒｓ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈｅｅｘｉｓｔｅｎｃｅｏｆｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｏｎｔｈｅｉｎｎｅｒｔｕｂｅｗａｌｌｉｓｔｈｅｄｉｒｅｃｔ

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

图 1 管样形貌 Fig.1 Water wall tube appearance
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。

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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。