大唐甘肃发电有限公司 甘肃 兰州 七里河 730060
摘要：锅炉受热面漏泄是火力发电机组各类非计划停运原因之首，是发电设备可靠性差的一个主要因素，本文对一起660MW超临界机组锅炉末级过热器爆管案例进行分析，讨论了在运行过程中有可能导致锅炉受热面爆管的因素，供同类型机组参考。
关键词：锅炉；过热器；爆管；分析
1 设备概况
大唐景泰发电厂#1锅炉为上海锅炉厂有限公司制造的型号SG-2210/25.4-M980超临界压力中间一次再热控循环炉。锅炉采用单炉膛Π型露天布置，运转层以下采用紧身封闭，全钢架悬吊结构，固态排渣。炉膛宽19558mm，深16940.5mm，汽包中心线标高74000mm。采用正压直吹式制粉系统，配有六台ZGM113N型中速磨煤机，布置在炉前，五台磨煤可带MCR负荷，一台备用。燃烧器四角布置，切向燃烧，每台磨煤机出口由4根煤粉管接至一层煤粉喷嘴。最上排喷燃器喷口中心线标高34870mm，距分隔屏底距离20130mm，最下排喷燃器喷口中心标高25570mm，至冷灰斗转角距离5969mm，每角燃烧器风箱中设有三层启动及助燃油枪。
过热蒸汽出口设计压力为25.4 MPa，设计蒸汽温度为571 ℃，末级过热器采用逆流布置，减温水左右交叉布置。
末级过热器设计使用钢材规格较为复杂，最内8-13圈管子材质为SA213-T23规格Φ38.1×8mm；第5、7圈管子材质为SA213-T91，规格Φ38.1×7.5mm；第1-4、6圈管子材质为SA213-T91，规格Φ38.1×7mm。管道布置到迎烟气侧材料发生变化，第1圈管子在向火侧直管部分材质变更为SA213-TP347H，规格Φ38.1×7mm，第2-7圈管子规格变为Φ38.1×9mm。
2 事件经过
2015年01月14日19时32分，运行中的1号锅炉四管漏泄报警装置发报警信号（20号报警装置能量柱达1370分贝），现场检查确认末级过热器发生爆管，立即申请调度于2015年01月15日00时32分机组停运。
事件前1号机组负荷645MW，主汽压力23.6MPa，主汽温度570℃，再热器压力3.9MPa，再热汽温567℃，A、B、C、D、E、F磨煤机运行，A、B小机运行，电泵备用，蒸汽流量1967T/H。机组协调方式、一次调频、AGC正常投入。
3 爆管损坏情况
现场检查发现爆管首出部位为末级过热器前段管屏，左向右数第58屏前向后数第2根管（图2、3）背火侧距下数2～3定位夹之间爆开，本次爆口距离顶棚管5500mm（标高70.5米）。该管爆开后穿入57屏第5、6根管之间和56排第9、10根管之间）。
4 影响因素分析
4.1金属专业分析
4.1.1爆口宏观检查
爆口处周围管屏无焊缝及管屏固定卡，向火侧外表面清洁，内壁无明显腐蚀产物；距爆口中心两侧50 mm处测量管径为39.5mm及40.0mm，壁厚为7.9—8.9mm，爆管处管段无明显胀粗及减薄现象；爆口边缘呈金属灰黑色，内表面及外表面存在大量树皮状纹理，开口两侧壁厚为6.8mm及6.7mm，开口宽度30 mm、长度63mm。开裂面表面粗糙，具有长期超温韧性断裂宏观特征。
距爆口中心两侧200 mm处管段内壁可见因管子在热成形加工过程出现的加工直道缺陷，且此处壁厚为7.9mm，该管段无加工缺陷处壁厚为8.9mm，加工缺陷处内壁氧化皮脱落并形成沟槽。
4.1.2材质分析
采用能谱合金分析仪对管样（SA213-T91）材质进行成份分析，测得数据与GB5310-2008标准对比结果显示该管样材料成分均未见异常。
4.1.3原材料硬度分析
距离爆口中心50mm处进行硬度测定，实测5点平均值为HB160，低于DL/T 438—2009标准要求值HB20。
4.1.4相邻部位弯头底部氧化物射线检查
为了验证该部位存在氧化物的可能性，抢修过程中对爆口相邻的56、57排末级过热器第一组弯头进行了射线拍片检查。
4.2 化学专业分析
4.2.1割管检查情况
2013年7月1号机组A级检修当中，电厂将同一部位末级过热器管样委托西安热工研究院进行分析鉴定（说明：A级检修检查发现58排第2根管子出列，进行更换后。同时将管子送样）。结果显示管道迎烟侧其氧化皮呈两层，总厚度约为155μm，估算其垢量约为800g/m2左右；背烟侧氧化皮层也呈两层，总厚度约为132μm，估算其垢量约为680g/m2左右。
可以看出末级过热器已经存在一定程度氧化皮，并且已经存在开裂、脱落风险。
4.2.2化学水质分析
查阅2014年1-12月主蒸汽合格率为100%，省煤器给水合格率为99.56%，凝结水合格率为99.88%。当负荷波动大的时候有时会出现覆盖过滤器旁路打开的情况。各项指标基本在合格范围内。给水溶解氧含量≤7μg/L，氢电导率≤0.1μs/cm、铁≤4μg/l、二氧化硅≤10μg/l；蒸汽钠≤0.3μg/l，二氧化硅≤4.0μg/l，铁含量≤3μg/l。
特别查阅了机组启动过程中的水质化验报告，均符合标准。
4.3 锅炉专业分析
4.3.1烟气流场分析
爆口处周围管屏氧化皮形貌正常，未见明显的烟气走廊现象，A侧数第58屏第一、三根管未见明显烟气吹损现象。
4.3.2烟气温度分布
从水平烟道夹道宏观检查，发现第43-45排末级过热器管圈在68米标高以上存在结焦现象。58排周围无明显结焦情况，由于爆破后此部位经过严重冲击，无法直接看到原始结焦情况，但管子表面仍有一定未脱落的结焦。
4.3.3吹灰器影响
末级过热器与后屏过热器之间共布置有4层吹灰器，分别位于标高63.16米、67.59米、70.89米、73.99米，与爆口位置最接近的是70.89米吹灰器，与爆口距离0.39米。从爆口管道表面检查，未见到存在吹灰蒸汽吹扫痕迹。同时，爆管为外向内数第2根，而第一根完好，说明吹灰和本次漏泄没有直接关系。
4.3.4减温水影响
通过调阅2014年12月以来的过热器减温水记录，一级减温水喷水量左侧33.37T/H，明显大于右侧4.72 T/H。二级减温水右侧减温水量6.42T/H，大于左侧1.62T/H。左侧减温水总量34.99 T/H右侧11.14 T/H，左侧减温水约为右侧的3.14倍。左右侧蒸汽交叉后进入末级过热器，说明右侧末级过热器热强度较左侧偏高。
4.3.5金属超温情况
末级过热器MFT温度保护定值设定值为600℃，目前正常投入。末级过热器共安装有22组金属壁温测点，报警温度为608℃。调阅一年的末级过热器超温记录，未发现有超温记录。
5 分析结论
5.1氧化皮影响（主要原因）
末级过热器A侧第58屏第2根管爆管，高温运行导致了碳化物的析出（需进一步机械组织性能试验），存在着明显的过热特征。内表面及外表面存在大量树皮状纹理，说明该管段存在长时过热运行的工况，长期超温运行的原因可能是下部弯管异物堵塞或氧化皮堆积堵塞造成的。距离爆口中心50mm处进行硬度平均值低于DL/T 438—2009标准要求值HB20，表明该管段长期超温运行已造成材质劣化。
此次爆管具有典型长时过热宏观特征，在温度、内压及可能存在的应力集中等因素的共同作用下导致爆管。
5.2机组启停中温度变化速率的影响（主要原因）
氧化皮脱落有两个影响因素，一是氧化皮厚度达到一定厚度（不锈钢达到0.1mm，铁素体钢达到0.25mm），二是温度变化幅度大、速度快、频度大。但实际炉内管壁降温速率已经大大超出技术措施要求。监控系统显示2014年11月7日机组停运过程长末级过热器管壁温度降低速率达到8.66℃/min。温度应力变化使氧化皮拉裂而发生剥落并在顺蒸汽流向出口端下部弯头处堆积减少管路流通截面使管道发生过热而爆管。
5.3减温水的影响（次要原因）
蒸汽进入末级过热器位置距离58排过热器管屏较近，当减温水雾化不好时，进入末级过热器的蒸汽可能带水。这些部位的管屏蒸汽温度变化较为剧烈，从而增大了这些管屏已产生氧化皮脱落的可能性。
5.4烟气温度场的影响（次要原因）
从本次非停的停炉检查看，爆管部位位于烟气温度较高部位，也是热负荷最高的部位，氧化皮产生、脱落现象易于发生。
5.5管子结构影响（次要原因）
本次爆破的是第2根管圈，从结构上看，有一个为了避让定位管（详见图2），造成管道阻力较其他管圈大，引起这一流程蒸汽流量较小。
6 防范措施
6.1控制锅炉启停过程中温度的变化速率
修订运行规程中，明确锅炉启动过程中的升温升压速度及停炉过程中降温速度，防止因参数变化过快加速受热面氧化皮关于氧化皮脱落。
6.2加强化学监督
结合国标、行标及集团及公司下发的有关制度，对化学专业有关规程制度进行完善修订，保证化学在线仪表的的准确性。
不定期的对蒸汽氯离子含量进行检测，必要时进行总有机碳（TOC）测定，更好地监督水汽品质。防止由此引发的不锈钢材质的风险。
6.3规范台账记录
按照DL/T 1115---2009《火力发电厂机组大修化学检查导则》进一步完善大修检查报告及热力设备检查原始记录，便于今后受热面管理及劣化趋势分析。
6.4避免受热面检查时的漏检现象
6.5 检修时对末级过热器内氧化皮厚度进行检测
根据检测结果确定氧化皮清理的必要性，以降低安全风险。
6.6 加强设备检修的过程监督、管理工作，杜绝检修工艺不当造成的异物堵塞
论文作者:赵宇
论文发表刊物:《电力技术》2016年第7期
论文发表时间:2016/10/18
标签：过热器论文; 蒸汽论文; 机组论文; 温水论文; 温度论文; 锅炉论文; 标高论文; 《电力技术》2016年第7期论文;