1过热器爆管的直接原因
造成过热器、再热器爆管的直接原因有很多，主要可以从以下几个方面来进行分析。
1.1设计因素
1.热力计算结果与实际不符
热力计算不准的焦点在于炉膛的传热计算，即如何从理论计算上较合理的确定炉膛出口烟温和屏式过热器的传热系数缺乏经验，致使过热器受热面的面积布置不够恰当，造成一、二次汽温偏离设计值或受热面超温。
2.设计时选用系数不合理
如华能上安电厂由B&W公司设计、制造的“W”型锅炉，选用了不合理的受热面系数，使炉膛出口烟温实测值比设计值高80～100℃；又如富拉尔基发电总厂2号炉(HG-670/140-6型)选用的锅炉高宽比不合理，使炉膛出口实测烟温高于设计值160℃。
3.炉膛选型不当
我国大容量锅炉的早期产品，除计算方法上存在问题外，缺乏根据燃料特性选择炉膛尺寸的可靠依据，使设计出的炉膛不能适应煤种多变的运行条件。
炉膛结构不合理，导致过热器超温爆管。炉膛高度偏高，引起汽温偏低。相反，炉膛高度偏低则引起超温。
4.过热器系统结构设计及受热面布置不合理
调研结果表明，对于大容量电站锅炉，过热器结构设计及受热面布置不合理，是导致一、二次汽温偏离设计值或受热面超温爆管的主要原因之一。
过热器系统结构设计及受热面布置的不合理性体现在以下几个方面：
(1)过热器管组的进出口集箱的引入、引出方式布置不当，使蒸汽在集箱中流动时静压变化过大而造成较大的流量偏差。
(2)对于蒸汽由径向引入进口集箱的并联管组，因进口集箱与引入管的三通处形成局部涡流，使得该涡流区附近管组的流量较小，从而引起较大的流量偏差。引进美国CE公司技术设计的配300MW和600MW机组的控制循环锅炉屏再与末再之间不设中间混合集箱，屏再的各种偏差被带到末级去，导致末级再热器产生过大的热偏差。如宝钢自备电厂、华能福州和大连电厂配350MW机组锅炉，石横电厂配300MW机组锅炉以及平坪电厂配600MW机组锅炉再热器超温均与此有关。
(3)因同屏(片)并联各管的结构(如管长、内径、弯头数)差异，引起各管的阻力系数相差较大，造成较大的同屏(片)流量偏差、结构偏差和热偏差，如陡河电厂日立850t/h锅炉高温过热器超温就是如此。
(4)过热器或再热器的前后级之间没有布置中间混合联箱而直接连接，或者未进行左右交叉，这样使得前后级的热偏差相互叠加。
在实际运行过程中，上述结构设计和布置的不合理性往往是几种方式同时存在，这样加剧了受热面超温爆管的发生。
5.壁温计算方法不完善，导致材质选用不当
从原理上讲，在对过热器和再热器受热面作壁温校核时，应保证偏差管在最危险点的壁温也不超过所用材质的许用温度。而在实际设计中，由于对各种偏差的综合影响往往未能充分计及，导致校核点计算壁温比实际运行低，或者校核点的选择不合理，这样选用的材质就可能难以满足实际运行的要求，或高等级钢材未能充分利用。
6.计算中没有充分考虑热偏差
如淮北电厂5号炉过热器在后屏设计中没有将前屏造成的偏差考虑进去，影响了管材的正确使用，引起过热器爆管。
1.2制造工艺、安装及检修质量
从实际运行状况来看，由于制造厂工艺问题、现场安装及电厂检修质量等原因而造成的过热器和再热器受热面超温爆管与泄漏事故也颇为常见，其主要问题包括以下几个方面。
1.焊接质量差
如大同电厂6号炉，在进行锅炉过热器爆管后的换管补焊时，管子对口处发生错位，使管子焊接后存在较大的残余应力，管壁强度降低，长期运行后又发生泄漏。
2.联箱中间隔板焊接问题
联箱中间隔板在装隔板时没有按设计要求加以满焊，引起联箱中蒸汽短路，导致部分管子冷却不良而爆管。
3.联箱管座角焊缝问题
据调查，由于角焊缝未焊透等质量问题引起的泄漏或爆管事故也相当普遍。如神头电厂5号炉(捷克650t/h亚临界直流锅炉)包墙过热器出口联箱至混合联箱之间导汽管曾在水压试验突然断裂飞脱，主要原因是导汽管与联箱连接的管角焊缝存在焊接冷裂纹。
4.异种钢管的焊接间题
在过热器和再热器受热面中，常采用奥氏体钢材的零件作为管卡和夹板，也有用奥氏体管作为受热面以提高安全裕度。奥氏体钢与珠光体钢焊接时，由于膨胀系数相差悬殊，已发生过数次受热面管子撕裂事故。
此外，一种钢管焊接时往往有接头两边壁厚不等的问题，不同壁厚主蒸汽管的焊接接头损坏事故也多次发生。一些厂家认为，在这种情况下应考虑采用短节，以保证焊接接头两侧及其热影响区范围内壁厚不变。
5.普通焊口质量问题
锅炉的受热面绝大多数是受压元件，尤其是过热器和再热器系统，其管内工质的温度和压力均很高，工作状况较差，此时对于焊口质量的要求就尤为严格。但在实际运行中，由于制造厂焊口、安装焊口和电厂检修焊口质量不合格(如焊口毛刺、砂眼等)而引起的爆管、泄漏事故相当普遍，其后果也相当严重。
6.管子弯头椭圆度和管壁减薄问题
GB9222-88水管锅炉受压无件强度计算标准规定了弯头的椭圆度，同时考虑了弯管减薄所需的附加厚度。该标准规定，对弯管半径R>4D的弯头，弯管椭圆度不大于8%。但实测数据往往大于此值，最大达21%，有相当一部分弯头的椭圆度在9%～12%之间。
另外，实测数据表明，有不少管子弯头的减薄量达23%～28%，小于直管的最小需要壁厚。因此，希望对弯管工艺加以适当的改进，以降低椭圆度和弯管减薄量，或者增加弯头的壁厚。
7.异物堵塞管路
锅炉在长期运行中，锈蚀量较大，但因管径小，无法彻底清除，管内锈蚀物沉积在管子底部水平段或弯头处，造成过热而爆管。在过热器的爆管事故中，由干管内存在制造、安装或检修遗留物引起的事故也占相当的比例。如长春热电二厂1号炉因管路堵塞造成短时超温爆管。
8.管材质量问题
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。由于管材本身的质量不合格造成的爆破事故不像前述几个问题那么普遍，但在运行中也确实存在。
9.错用钢材
如靖远电厂4号炉的制造、维修过程中，应该用合金钢的高温过热器出口联箱管座错用碳钢，使碳钢管座长期过热爆破。为此，在制造厂制造加工和电厂检修时应注意严格检查管材的质量，加以避免。
10.安装质量问题
如扬州发电厂DG-670/140-8型固态排渣煤粉炉的包墙过热器未按照图纸要求施工，使管子排列、固定和膨胀间隙出现问题，从而导致爆管。这类问题在机组试运行期间更为多见。
1.3调温装置设计不合理或不能正常工作
为确保锅炉的安全、经济运行，除设计计算应力求准确外，汽温调节也是很重要的一环。大容量电站锅炉的汽温调节方式较多，在实际运行中，由于调温装置原因带来的问题也较多，据有关部门调查，配200MW机组的锅炉80%以上的再热蒸汽调温装置不能正常使用。
1.减温水系统设计不合理
某些锅炉在喷水减温系统设计中，往往用一只喷水调节阀来调节一级喷水的总量，然后将喷水分别左右两个回路。这时，当左右侧的燃烧工况或汽温有较大偏差时，就无法用调整左右侧喷水量来平衡两侧的汽温。
2.喷水减温器容量不合适
喷水式减温器一般设计喷水量约为锅炉额定蒸发量的3%～5%，但配200MW机组的锅炉由于其汽温偏离设计值问题比较突出，许多电厂均发现喷水减温器容量不够。如：邢台电厂、沙角A电厂和通辽电厂等都将原减温水管口放大，以满足调温需要；对再热蒸汽，由于大量喷水对机组运行的经济性影响较大，故设计时再热蒸汽的微量喷水一般都很小，或不用喷水。然而，在实际运行中，因再热器超温，有些电厂不得不用加大喷水量来解决。
3.喷水减温器调节阀调节性能问题
喷水减温器的喷水调节阀的调节性能也是影响减温系统调温效果的因素之一。调研结果表明，许多国产阀门的调节性能比较差，且漏流严重，这在一定程度上影响了机组的可靠性和经济性。
4.减温器发生故障
如巴陵石化公司动力厂5号炉，将减温器I级调节阀固定，用II级调节阀调节。因起主调作用的I级减温器减温水投入少，冷却屏式过热器、高温过热器的效果差，增加过热器超温的可能。
5.再热器调节受热面
所谓再热器调节受热面是指用改变通过的蒸汽量来改变再热蒸汽的吸热量，从而达到调节再热汽温的一种附加受热面。苏制Efl670 / 140型锅炉的再热汽温的调节就是利用这一装置实现的。但是由于运行时蒸汽的重量流速低于设计值，而锅炉负荷则高于设计值，因而马头电厂5, 6号炉都曾发生再热器调节受热面管子过热超温事故，后经减少调节受热面面积和流通截面积，才解决了过热问题。
6.挡板调温装置
采用烟气挡板调温装置的锅炉再热蒸汽温度问题要好于采用汽——汽热交换器的锅炉。挡板调温可改变烟气量的分配，较适合纯对流传热的再热蒸汽调温，但在烟气挡板的实际应用中也存在一些问题：
(1)挡板开启不太灵活，有的电厂出现锈死现象；
(2)再热器侧和过热器侧挡板开度较难匹配，挡板的最佳工作点也不易控制，运行人员操作不便，往往只要主蒸汽温度满足就不再调节。有些电厂还反映用调节挡板时，汽温变化滞后较为严重。
7.烟气再循环
烟气再循环是将省煤器后温度为250～350℃的一部分烟气，通过再循环风机送入炉膛，改变辐射受热面与对流受热面的吸热量比例，以调节汽温。
采用这种调温方式能够降低和均匀炉膛出口烟温，防止对流过热器结渣及减小热偏差，保护屏式过热器及高温对流过热器的安全。一般在锅炉低负荷时，从炉膛下部送入，起调温作用；在高负荷时，从炉膛上部送入，起保护高温对流受热面的作用。此外，还可利用烟气再循环降低炉膛的热负荷，防止管内沸腾传热恶化的发生，并能抑制烟气中NOx的形成，减轻对大气的污染。但是，由于这种方式需要增加工作于高烟温的再循环风机，要消耗一定的能量，且因目前再循环风机的防腐和防磨问题远未得到解决，因而限制了烟气再循环的应用。此外，采用烟气再循环后，对炉膛内烟气动力场及燃烧的影响究竟如何也有待于进一步研究。
因此，从原理上将烟气再循环是一种较理想的调温手段，对于大型电站锅炉的运行是十分有利的。但因种种原因，实际运行时极少有电厂采用。
8.火焰中心的调节
改变炉膛火焰中心位置可以增加或减少炉膛受热面的吸热量和改变炉膛出口烟气温度，因而可以调节过热器汽温和再热器汽温。但要在运行中控制炉膛出口烟温，必须组织好炉内空气动力场，根据锅炉负荷和燃料的变化，合理选择燃烧器的运行方式。按燃烧器形式的不同，改变火焰中心位置的方法一般分为两类：摆动式燃烧器和多层燃烧器。摆动式燃烧器多用于四角布置的锅炉中。在配300MW和600MW机组的锅炉中应用尤为普遍。试验表明，燃烧器喷嘴倾角的变化对再热器温和过热器温都有很大的影响，当采用多层燃烧器时，火焰位置改变可以通过停用一层燃烧器或调节上下一、二次风的配比来实现，如停用下排燃烧器可使火焰位置提高。遗憾的是，在实际运行时效果不甚理想。
1.4运行状况对过热器超温、爆管的影响
过热器调温装置的设计和布置固然对于过热器系统的可靠运行起着决定性的作用，但是，锅炉及其相关设备的运行状况也会对此造成很大的影响，而后者又往往受到众多因素的综合影响。因此，如何确保锅炉在理想工况下运行是一个有待深入研究的问题。
1.蒸汽品质不良，引起管内结垢严重，导致管壁过热爆管
如镇海发电厂6号炉(DG-670/140-8)曾因这类问题引起7次爆管。
2.炉内燃烧工况
随着锅炉容量的增大，炉内燃烧及气流情况对过热器和再热器系统的影响就相应增大。如果运行中炉内烟气动力场和温度场出现偏斜，则沿炉膛宽度和深度方向的烟温偏差就会增加，从而使水平烟道受热面沿高度和宽度方向以及尾部竖井受热面沿宽度和深度方向上的烟温和烟速偏差都相应增大；而运行中一次风率的提高，有可能造成燃烧延迟，炉膛出口烟温升高。如美国CE公司习惯采用，也是我国大容量锅炉中应用最广泛的四角布置切圆燃烧技术常常出现炉膛出口较大的烟温或烟速偏差，炉内烟气右旋时，右侧烟温高；左旋时左侧烟温高。有时，两侧的烟温偏差还相当大(石横电厂6号1025t/h炉最大时曾达250℃)，因而引起较大的汽温偏差。
3.高压加热器投人率低
我国大容量机组的高压加热器投入率普遍较低，有的机组高加长期停运。对于200MW机组，高压加热器投与不投影响给水温度80℃左右。计算及运行经验表明，给水温度每降低1℃，过热蒸汽温度上升0.4～0.5℃。因此，高加停运时，汽温将升高32～40℃。可见给水温度变化对蒸汽温度影响之大。
4.煤种的差异
我国大容量锅炉绝大部分处于非设计煤种下运行，主要表现在实际用煤与设计煤种不符、煤种多变和煤质下降等。燃烧煤种偏离设计煤种，使着火点延迟，火焰中心上移，当炉膛高度不足，过热器就会过热爆管。
燃料成分对汽温的影响是复杂的。一般说来，直接影响燃烧稳定性和经济性的主要因素是燃料的低位发热量和挥发份、水分等。此外，灰熔点及煤灰组份与炉膛结焦和受热面沾污的关系极为密切。当燃料热值提高时，由于理论燃烧温度和炉膛出口烟温升高，可能导致炉膛结焦，过热器和再热器超温。当灰份增加时，会使燃烧恶化，燃烧过程延迟，火焰温度下降，一般，燃料中灰份越多，在实际运行中汽温下降幅度越大。另外，灰份增加，还会使受热面磨损和沾污加剧；挥发份增大时，燃烧过程加快，蒸发受热面的吸热量增加，因而汽温呈下降趋势。当水分增加时，如燃料量不变，则烟温降低，烟气体积增加，最终使汽温上升。据有关部门计算：水分增加1%，过热器出口蒸汽温度升高约1℃左右。
5.受热面沾污
国产大容量锅炉有的不装吹灰器(前期产品)，或有吹灰器不能正常投用，往往造成炉膛和过热器受热面积灰，特别在燃用高灰份的燃料时，容易造成炉膛结焦，使过热器超温。对于汽温偏低的锅炉，如过热器积灰，将使汽温愈加偏低。因此，吹灰器能否正常投用，对锅炉安全和经济运行有一定影响。
6.磨损与腐蚀
锅炉燃料燃烧时产生的烟气中带有大量灰粒，灰粒随烟气冲刷受热面管子时，因灰粒的冲击和切削作用对受热面管子产生磨损，在燃用发热量低而灰分高的燃料时更为严重。当燃用含有一定量硫、钠和钾等化合物的燃料时，在550～700℃的金属管壁上还会发生高温腐蚀，当火焰冲刷水冷壁时也会发生；此外，当烟气中存在SO2和SO3且受热面壁温低于烟气露点时会发生受热面低温腐蚀。在过热器与再热器受热面中易发生的主要是高温腐蚀。
受热面管子磨损程度在同一烟道截面和同一管子圆周都是不同的。对于过热器和再热器系统出现磨损的常常是布置于尾部竖井的低温受热面。一般靠近竖井后墙处的蛇行管磨损严重，当设计烟速过高或由于结构设计不合理存在烟气走廊时，易导致局部区域的受热面管子的磨损。锅炉受热面的高温腐蚀发生于烟温大于700℃的区域内。当燃用K, Na, S等成分含量较多的煤时，灰垢中K2S04和Na2S04；在含有SO2的烟气中会与管子表面氧化铁作用形成碱金属复合硫酸盐K2Fe(S04)及Na5Fe(S04)5，这种复合硫酸盐在550～710℃范围内熔化成液态，具有强烈腐蚀性，在壁温600～700℃时腐蚀最严重。据调查，导致受热面高温腐蚀的主要原因是炉内燃烧不良和烟气动力场不合理，控制管壁温度是减轻和防止过热器和再热器外部腐蚀的主要方法。因而，目前国内对高压、超高压和亚临界压力机组，锅炉过热蒸汽温度趋向于定为540℃，在设计布置过热器时，则尽量避免其蒸汽出口段布置于烟温过高处。
管间振动磨损。如耒阳电厂1号炉，固定件与过热器管屏间的连接焊缝烧裂，管屏发生振动，固定件与管屏内圈发生摩擦，使管壁磨损减薄，在内压力的作用下发生爆管。
管内壁积垢、外壁氧化。如洛河电厂2号炉管内壁结垢0.7mm，使过热器壁温升高20～30℃；外壁氧化皮1.0mm，又使管壁减薄，因此爆管频繁。
7.超期服役
如黄台2号炉过热器管己运行23万h以上，管材球化、氧化严重，已出现蠕变裂纹，如不及时更换，迟早会发生爆管。
8.运行管理
在实际运行中，由于运行人员误操作及检修时未按有关规定进行或未达到有关要求而导致过热器或再热器受热面爆管的事故也时有发生。
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