在大容量电站锅炉高温受热面出口的炉外管段上，一般均装有许多管壁温度测点，这些测点的检测值对分析和查找受热面在设计、制造、安装和长期运行过程中产生的缺陷和问题，确保其长期安全可靠的工作具有十分重要的意义。然而，在与电厂有关专业人员的长期接触中，发现不少人员对炉外管壁温度检测的有关知识缺乏正确和全面的理解，主要表现为:炉外管壁温度测点的基本安装方式和工艺要求;这些温度测量值究竟代表什么，如何利用这些温度检测值来初步分析受热面的热偏差情况;如何利用这些检测值来初步判断炉内受热面的管壁温度、安全性状态及主要检验检修部位;如何初步分析该检测系统的可靠性和准确性等。长期以来，缺乏专门书籍和专题资料来论述这方面的问题。
一、高温受热面炉外管壁温度测点的基本安装方式和工艺要求
1.1安装方式
通常炉外壁温测点的基本安装方式有2种:
（1）用紧固件将热电偶压接在管壁上，这种方式具有施工和维护方便的优点，缺点是易发生热接点与管壁接触不良;
（2）采用特殊焊接工艺将热接点熔接在管壁上。
上述工序完成后，将热接点和管子一同进行绝热保温。
1.2工艺要求
（1）安装热接点的壁面部位应严格除锈及杂物，热接点要牢固地压接或熔接在已除锈的壁面上，防止松动或脱落。
（2）测点保温层要密实、贴牢、无裂纹，且具有足够的厚度，以尽可能减少管子向环境的散热。
（3）热电偶引出线应尽可能沿管壁敷设一小段，并用不锈钢丝箍紧，这样既可使测点牢固不松，又减少测点沿热电偶方向的传导散热。
（4）按照测点温度的范围选择合适的热电偶型式，安装前逐一对热电偶进行校验和选优。
二、炉外壁温测量值的真正含义
壁温测点虽然是直接测量炉外管壁金属温度，但它并不是设计者的真正意图，更不能把它当作炉内管壁金属温度。实际上这些测点测值被用以代表过热器或再热器相应管圈内的蒸汽温度。
2.1管内截面蒸汽温度分布的均匀性
一般来说，当管内蒸汽的雷诺数较低时，蒸汽的流动状态属层流，同一截面处的各层温度不同。当雷诺数大于界限雷诺数时（式中，dn为管道内径，mm;△为管子内壁粗糙度，mm），流动进入紊流状态，管内流体温度趋于均匀。
根据计算，过热器和再热器管中的雷诺数都比界限雷诺数高出数倍，因此可以认为管内截面的汽温分布非常均匀一致[1]。
2.2管子外壁与管内蒸汽之间的温差
分析炉外管段的传热状况见图1，由于沿管子轴线方向温降很小，轴向传热可忽略不计。
管子外壁与管内蒸汽之间的温差，来源于管内蒸汽向管外环境沿径向的散热。为简化计算，此处不考虑管子内壁氧化层对传热的影响，其数值可按式（1）计算[2]：
式（1）单位长度管子的散热量q可按式（2）计算：
式（1）（2）中：tzq,tnb,twb,twb,tjr,th分别为管内蒸汽温度、受热面管内壁温度、外壁温度、绝热层外壁温度、环境温度，℃；q为每米长度管子的散热量，W/m;dn,dw,dj分别为管子内径、外径及保温层的外径，m；λb,λj分别为管壁和保温层的导热系数，W/（m2.℃）；α2为蒸汽对管子内壁的放热系数，W/（m2.℃）；α1为保温层外壁对周围环境的散热系数，W/（m2.℃）。
以超高压锅炉的有关参数进行计算，考虑50mm的保温层厚度（实际上更厚），计算结果表明散热量q非常小，仅为250W/m。将q值代入（1）式，可算出过热器管子外壁与管内蒸汽之间的温差，其值也是非常微小的，仅为1.5℃左右。随蒸汽压力的变化，放热系数α2稍有变化。如再热器中，α2相对较低，管子外壁与管内蒸汽之间的温差略大一些，但数值也在3℃以内。管者曾参与过专门的试验测量，即同时分别测量了炉外管段的管内蒸汽和管子外壁金属温度，结果表明二者温差为2℃左右，且管壁温度总是低于蒸汽温度。这与上述分析计算结果*一致。因此，在工程应用中，*可以将炉外管子的外壁温度视作为管子出口处的管内蒸汽温度。
三、利用炉外管壁温度值对受热面传热工况和安全性状态进行评估
3.1判断并联管圈之间的热偏差
在现代大容量电站锅炉高温过热器和再热器的设计中，为了充分利用金属材料提高循环效率，已使炉内受热面的设计计算壁温非常接近其金属的许用温度限值，受热面又处于很高的烟温区，因此能够容忍的并联管圈间的热偏差在锅炉各受热面中是zui小的。高温受热面是按持久强度进行设计计算的，钢材持久强度及其蠕变寿命的降低不是与其工作温度的升高呈简单的线性关系，当金属材料在接近其许用温度限区域时工作温度的小幅度上升，将会导致其许用应力及蠕变寿命的大幅下降。当12CrlMoV管材的工作温度分别为560,570,580℃时，其基本许用应力分别为65,57,5OMPa[2];又如，当12Cr2MoWVTiB（l02）管材的工作温度分别为600,610,620℃时，其基本许用应力分别为59,52,43MPa[3]。
从管材的使用寿命分析，使用寿命与其工作温度的关系满足拉森-米勒方程[4]:
T（C＋1gτ）=LMP（3）
式中，T为以温度表示的金属温度;C为与材料有关的常数;τ为管子使用寿命，h;LMP为与应力相关的Larson-Miller参数。如12CrlMoV钢在540℃时的设计寿命为1.75×1O5h，在600℃时只能运行4.39×lO3h。
因此，受热面管材的工作温度必须满足持久强度的要求。此外，还必须受限于管子内外壁氧化温度的要求。这些是评估受热面安全可靠性的重要指标。
一系列炉外管壁温度监测值将并联管圈的热偏差十分清楚地显示出来，如果热偏差超常，有可能导致炉内受热面局部超温，使其基本许用应力和蠕变寿命大幅度降低。此时，应首先对高温度值的炉内管材超温可能性进行初步评估，分析原因并研究采取的初步应对措施。
由此可见，利用炉外温度测点监视、分析和控制热偏差，对于保证高温受热面安全可靠的工作，延长其使用寿命十分必要。
3.2初步判断炉内受热面管是否超温
在现场，常听到运行专业人员说管壁温度（指炉外）还未达到金属许用温度，受热面是安全的。实际上这种说法是错误的。炉内管处于高温烟气向管内蒸汽强烈传热的状态下，管子外壁温度明显高于管内蒸汽温度。因此，炉内管壁温度才是判断受热面是否安全可靠的zui直接的依据。
科学的检测手段应是在炉内受热管壁上安装温度测点直接测量温度值，但由于炉内壁温测点的安装技术复杂、工艺困难、误差难以控制，且使用寿命很短，因此通常是利用炉外测点间接检测炉内壁温。这是因为炉外单管汽温与该管位于炉内部分的管壁温度之间有一定的关系，即可以利用炉外管内汽温（壁温）来初步近似推算相应的炉内出口部位管壁温度水平。
接近出口部位的炉内受热管壁温度总是高于相应管子的炉外汽温，两者之间的差值受多种因素影响，其中zui主要的影响因素是受热面管处的热负荷。热负荷越高，其对应的温度差值越高。通常，在烟气温度场和流速场高、烟气与管内蒸汽温差大、附近有高温烟气辐射空间、能够直接受到炉膛高温辐射的部位，热负荷就相对较高，其对应的温度差值也大。的温差值应通过专门测试或单独计算获得，但通常难以做到。对于常规的监视判断，可参照经验值估算。对流过热器和再热器（不包括辐射过热器和屏式过热器的外二圈管及夹管，此二部分的差值较大）的差值为20～40℃，即炉内出口部位的管壁zui高温度为相应的炉外管内汽温值加上20～40℃。对位于热负荷较高处的管子计算点，取上限。
3.3及时发现异常并指导运行调整、检验和检修
锅炉受热面管在热态运行和启停过程中经常会发生各种异常情况，通过炉外管壁温度测值能够及时发现部分情况，如针对异常热偏差分析和查找初步原因类别，诸如设计不当、制造缺陷、安装隐患、运行调整不合理等，从而逐步找出问题的实质所在，直至制定出针对性措施进行解决。如我省一台亚临界大型锅炉曾多次发生高温过热器炉内管短期超温爆破，一时原因不明。不久同类爆管又发生在一根装有壁温测点的炉管上，该点壁温较其他并列管圈高出数十度，说明该管炉内部分己经超温。经对此管割管检查，发现弯头部位存有大量异物，也为前面多次爆管确定了原因。
此外，统计和分析炉外壁温分布和变化趋势还可以帮助锅炉检验、检修人员掌握整个受热面的总体状况，确定炉管危险范围以加强监督检查，必要时作为对受热面进行技术改造的依据。
四、正确分析炉外管壁温度测点的可靠性和测量误差
确保炉外壁温测点能够长期准确可靠地工作，以防止引起误导、误判造成损失是非常必要的。目前，炉外管壁温度测量容易出现的问题主要有以下几类。
（1）热电偶的热接点与管壁接触不良。其原因有的属安装工艺问题，有的是因为长期运行造成的振动松脱，也有的是因为接点处锈蚀或夹杂异物。其结果导致热电偶测量值严重偏低。
（2）经长期运行，测点处保温层可能发生脱落、开裂、破损、疏松或减薄等问题。导致测量值严重偏低。
（3）烟气冲刷引起的测量值偏高。有些炉外测点安装位置离顶棚太近，保温工艺又不好，当测点处炉顶密封损坏时，漏出的高温烟气有可能直接冲刷热接点，造成测量值大大偏高。但此情况不多见。
（4）热电偶损坏。由于长期运行或检修不慎有可能引起热电偶及其测量系统损坏，对此应及时更换和修复。
由以上论述可见，确保炉外壁温测点的准确性和可靠性，关键在于要有正确的安装工艺设计，严密的施工管理和平时的精心维护。同时在分析管壁温度测点的工作状况、查找存在的问题、进行修复施工及施工验收时，单靠热工人员是不够的，锅炉专业人员必须全过程介入其中。
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