一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施

第一篇：一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施

一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施

1、前言

2012年8月24日，达钢SLG-75/9.8-QG燃高炉煤气高温高压过热蒸汽锅炉发生了一根水冷壁爆管事件，公司即派人前往现场处理。该燃煤高温高压过热蒸汽锅炉自安装后已经运行了10个多月，经过停炉检查，发现爆管位置发生在标高6.890高炉煤气燃烧器上方高度1米处，系后墙左边一侧第3根管，在标高8米左右的位置。

2、爆管情况及金相分析 2.1爆管破口及截断管口观察

爆管部位呈窗口形破裂（见图一），水冷壁管在爆裂之前，爆口有微弱鼓包现象；爆口边缘较钝并且减薄较多，爆口周围有与爆口相平行的细小的裂纹，窗口形长边沿水冷壁管轴线方向，爆口向火面表面有热负荷较高产生过热和火焰燎烧痕迹。这种状况属于长期过热造成的破坏，水冷壁管的爆破，正是管径在减薄处超过了极限的结果。

图一

现场割断水冷壁管后，发现发生爆管的管子保留部分管口内侧有氧化皮夹层（见图二），而且特别明显。

图二

该爆管位置处于炉膛热负荷较高区域，爆破管向火侧内壁也有明显的暗红色腐蚀

物（见图三）。

图三

2.2爆破管的管径变化情况

经查看切割下的爆管部位管子，发现向火面管壁减薄较为严重。经过测量，管壁减薄处厚度不到3mm，越接近燃烧器位置管壁厚度也变得越薄，最薄处管壁厚度只有2.8mm。爆管部位切割段上口测量尺寸外径由60mm变为61mm，内径为52.7mm；下口测量尺寸外径由60变为61mm，内径为53.1mm，证明水冷壁管内侧受到腐蚀，造成壁厚减薄。管径肉眼观察无明显胀粗，管段无明显塑性变形，且管子胀粗率为1.7%，低于水冷壁管的允许胀粗率3.5%。

2.3金相试验分析

我们在爆管管子上取了3个样，编号为#

1、#

2、#3，#1样为爆口处有过烧和微裂纹的管子，#2样为爆口附近壁厚明显减薄的管子，#3样为距离爆口150mm以上、背火侧的管子。

2.3.1 #1样情况：

①钢管外壁呈现全脱碳和氧化，组织为铁素体，且铁素体长大。有晶界烧化现象（即过烧），呈现鱼骨纹。有数条裂纹，裂纹源位于钢管外壁，开口宽，裂纹头部钝化，呈倒三角，裂缝中有氧化产物，裂纹附近无原始夹杂物缺陷；

②壁厚中间部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体；

③内壁部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体，无明显脱碳； ④晶粒度7～8级。2.3.2 #2样情况：

①钢管外壁呈现部分脱碳氧化，组织为铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体； ②壁厚中间部位组织为：铁素体+偏聚点状珠光体+球状珠光体；

③内壁部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+片状珠光体，无明显脱碳； ④晶粒度8级。

2.2.3 #3样情况：沿壁厚方向整体组织为：细小铁素体+片状珠光体，内外壁无明显脱碳，晶粒度8.5级。

金相分析：#3样是钢管正常的原始组织，表明钢管原始组织合格；#2样表明在壁厚减薄部位组织发生变化，原始片状珠光体分解、扩散、偏聚，成长为球状，即珠光体球化；#1样表明珠光体球化更加严重，晶粒长大，且伴随着外表面强烈的氧化、脱碳、甚至过烧。

爆管机理：爆破部位经受高温，组织发生变化，珠光体球化、晶粒长大，基体高温性能明显下降，当低于屈服强度时发生变形，向火侧管径胀粗、壁厚减薄，同时向火侧外壁强烈氧化脱碳造成壁厚减薄（氧化作用）、强度降低（脱碳作用），珠光体球化和氧化脱碳进一步作用，使基体到达断裂极限，于是向火侧外壁出现微裂纹，裂纹长大，最后爆破，同时在壁厚减薄过程中造成过烧。

3、爆管主要原因分析

造成水冷壁管腐蚀爆管的原因是多方面的，有蒸汽腐蚀、碱性腐蚀、酸性腐蚀等，从以上情况综合分析: ①破裂的管子位于燃烧器上方1米左右的位置； ②图一中明显有过烧和火焰燎烧的痕迹；

③金相发现#1样表明珠光体球化更加严重，晶粒长大，且伴随着外表面强烈的氧化、脱碳、甚至过烧；

④管子内壁向火侧有氧化物腐蚀，且呈现均匀腐蚀减薄状态。

因此，我们分析认为，这次爆管可能由于燃烧器安装角度不当造成了炉内火焰偏斜或由于燃烧器上方局部烧损漏气，造成该局部水冷壁热负荷的分布不均，局部热负荷变化幅度较大，使炉内某些管排的温度过高，造成金属管壁温度波动，破坏了水冷壁管内表面钝化膜的连续性，而钝化膜遭到破坏的地方，汽水具有很高的腐蚀活性，其反应式为3Fe+4H2O=Fe3O4+4H2。

正常情况下，当钝化膜未被破坏时，管内铁和炉水产生的氢原子被循环的炉水带走，不会渗入钢中。而当运行的工作条件出现异常时，如热负荷过高，情况就会发生变化，如果产生的氢原子不能很快被炉水带走，就会在较高的温度作用下向向火侧管壁晶间扩散，氢原子通过晶格和晶界向钢内扩散，并与钢中的渗碳体、游离碳发生反应，继而造成氢腐蚀，生成氧化物，同时也会引起碱性腐蚀和氧腐蚀等共同作用，当腐蚀物产生后又会影响管壁传热，加剧管壁温度上升等反复作用，而管子迎火面内侧管壁存在较为均匀的减薄是由于内壁经受汽水腐蚀和热汽水的冲刷，由于氢腐蚀作用

下，靠近边沿的晶粒之间有着比较明显的晶间裂纹，当裂纹达到一定程度后，在高压汽水的冲刷下，晶粒可能脱离基体，长此以往造成管子内壁减薄。炉管在长期热腐蚀减薄和过烧下，导致水冷壁炉管中最脆弱的炉管首先发生爆裂。

4、防范措施

为确保锅炉安全稳定运行，建议采取如下整改防范措施：

4.1检查各燃烧器位置的正确性，特别是后部的燃烧器位置，避免燃烧器位置太靠近水冷壁，火力太大而烧损水冷壁管。

4.2可能的话，采用超声波测厚仪对水冷壁管，特别是对后水冷壁管直段部分进行检查，更换腐蚀严重的管子。施工前，需告知锅监所人员到现场进行监检。4.3加强锅炉给水处理和除氧、除盐及给水含氧量、含铁量等的在线检测手段，及时发现和处理问题，保证给水符合标准要求。

4.4严格执行国家关于锅炉特种设备管理适用的法律、法规及标准规范，强化对锅炉工艺、设备、安全上的管理，定期对锅炉实施检验与检查。

4.5要求业主加强管理和操作。对出现事故状态后，应该立即进行检查分析；对出现以上事故现象后，应立即进行停炉降温操作，而不是为了完成生产目标而继续维持生产导致事故恶化。

第二篇：锅炉水冷壁泄漏、爆管现象、原因及处理

锅炉水冷壁泄漏、爆管现象、原因及处理

一、现象: 1：汽包水位降低，严重时汽包水位急剧下降，给水流量不正常的大于蒸汽流量 2：炉膛负压瞬时偏正且不稳定 3：炉管泄漏检测装置报警

4：从检查孔、门、炉墙等不严密处可能向外喷烟气和水蒸汽，并有明显泄漏声 5：主蒸汽流量、主蒸汽压力下降

6：泄漏后各段烟气温度下降，排烟温度降低 7：锅炉燃烧不稳火焰发暗，严重时引起锅炉灭火 8：引风机投自动时，静叶开度不正常增大，电流增加

二、原因：

1：给水、炉水质量不合格，使管内壁腐蚀或结垢超温 2：炉水泵工作失常、造成炉水循环不良

3：燃烧调整不当，火焰偏斜，造成水冷壁管被煤粉冲刷磨损 4：节流圈安装不当，管内有异物造成水循环不良 5：管壁长期超温运行

6：吹灰器内漏或未正常退出，蒸汽吹破炉管 7：管材质量不合格，焊接质量不良 8：水冷壁结焦 9：大块焦砸坏水冷壁管 10：锅炉长期超压运行 11：锅炉启动升温、升压过快 12：管材老化失效

13：锅炉严重减水处理不当，继续上水使管子急剧冷却或锅炉严重减水使管子过热爆破 14：水冷壁膨胀受阻

三、处理: 1：当水冷壁管泄漏不严重能维持汽包正常水位时，可适当降低参数运行，降负荷运行，密切监视泄漏部位的发展趋势，做好事故预想，汇报值长，请示尽快停炉

2：当水冷壁管爆破不能维持正常水位时，立即停炉。停炉后继续加强上水，水位不能回升时停止上水，省煤器再循环门不应开启 3：水冷壁管爆破严重减水时，应进行下列处理（1）：立即停炉，维持引风机运行，排除炉内蒸汽（2）：停炉后继续上水，维持汽包水位

（3）：若无法维持水位，应停止炉水循环泵及给水泵运行（4）：停炉后，电除尘应立即停电

第三篇：锅炉的论文锅炉水处理论文-南阳天益#4锅炉(600MW)水冷壁爆管处理及原因分析[精品论文]

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行业论文精品尽在豆丁 http:// 锅炉的论文锅炉水处理论文-南阳天益#4锅炉(600MW)水冷壁爆管处理及原因分析

一、概述

南阳天益发电有限责任公司2€?00MW工程#4机组锅炉为超临界参数变压直流炉。锅炉水流程如下:

主给水管道→省煤器→下降管→水冷壁入口集箱→螺旋水冷壁→螺旋水冷壁出口集箱→过渡段混合集箱→垂直水冷壁入口集箱→垂直段水冷壁→垂直水冷壁出口集箱→水冷壁出口混合集箱→汽水分离器→贮水箱→启动疏水管道→疏水箱→疏水泵→凝汽器

二、爆管情况

(一)第一次爆管

1、爆管情况。2008年3月20日下午17:40,#4机组已带负荷520MW,主汽压力为21Mpa左右,主汽温度为468℃,试运人员于现场检查发现,锅炉垂直水冷壁左墙和右墙54m处有较大响声,且左墙声音明显大于右墙,初步判断为水冷壁管子爆管泄漏。

停炉后进行检查,泄漏部位为垂直水冷壁左墙54m吹灰孔弯管处,开裂口为炉左数第143根管,裂口正对炉内侧。开裂口沿管段纵向方向在管子中心线处开裂。裂口呈直线开裂,长度约50mm,中间宽约12 mm,开裂口已完全贯穿管壁。其前侧一根管被其吹伤两处,深度约3mm。

2、处理情况。割取开裂管段(爆口临近上弯头及下弯头管段),修补前侧水冷壁管段 更换水冷壁短管管段1件,抢修工作于3月21日23:00时全部完工。

(二)第二次爆管

1、爆管情况。3月22日凌晨4:00,#4炉重新点火启动,中午11:00机组带负荷50MW,主汽压力为8Mpa左右,试运人员检查发现,垂直水冷壁右墙54m处有响声,初步判断为第一次水冷壁爆管时该处水冷壁管子已爆管泄漏。

停炉后进行检查,泄漏部位为垂直水冷壁右墙54m吹灰孔向后800mm处,开裂口为炉右第三屏第40、41根管。开裂口沿管段纵向方向在管子与鳍片交界处开裂。裂口呈直线开裂,长度约30mm,宽约5mm,开裂口已完全贯穿管壁。

2、处理情况。割取开裂直管段两段(爆口管段9m和前侧管段1m)。更换水冷壁直管管段2件,抢修工作于3月23日22:00时全部完工。

(三)第三次爆管

1、爆管情况。3月23日夜19:30,#4炉上水,夜22:30点火,到3月24日14:17机组带满负荷600MW,主汽压力为24Mpa左右,主汽温度为538℃,主蒸汽管道安全阀已整定完毕。试运人员检查发现,垂直水冷壁前墙54m处有响声,经判断,不止一处。停炉后,从管火孔处观察,垂直水冷壁左墙有6处泄露,前墙有一处泄露,均分布在54 m到58m处。

停炉后进入炉膛内检查,检查情况如下:

泄漏部位一为垂直水冷壁前墙58m左数第四个观火孔左上侧弯管弯头处。开裂口沿管段纵向方向呈弧形开裂。裂口长度约30mm,宽约10mm,开裂口贯穿管壁。检查其两侧管子,无明显伤痕。

泄漏部位二为垂直水冷壁前墙54m处左数第64根直管段处。开裂口沿管段纵向方向呈弧形开裂。裂口长度约40mm,宽约7mm,开裂口贯穿管壁。检查其两侧管子,炉左侧管子有4根被吹伤。

泄漏部位三为垂直水冷壁左墙55m前数第123根直管段处。开裂口沿管段纵向方向在管子与鳍片交界处开裂。裂口呈直线开裂,长度约30mm,宽约4mm,开裂口已完全贯穿管壁。检查其两侧管子,无明显伤痕。

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泄漏部位四为垂直水冷壁左墙55m前数第40根直管段处。开裂口沿管段纵向方向呈弧形开裂,裂口方向为炉内偏前侧。裂口长度约35mm,宽约6mm,开裂口贯穿管壁。检查其两侧管子,其前侧管子有4根管子被吹伤。

泄漏部位五为垂直水冷壁前墙54m前数第95根直管段处。开裂口沿管段纵向方向呈直线开裂。长度约20mm,宽约3mm,开裂口贯穿管壁。检查其两侧管子,两侧管子均有1处伤痕。

泄漏部位六为垂直水冷壁前墙54m前数第97根直管段处。泄露处位于管子与鳍片连接处,为一小孔。检查其两侧管子,无明显伤痕。

2、处理情况

(1)割开水冷壁螺旋段出口、垂直段入口集箱,进行内部检查。结果在左墙前数第二个垂直段入口集箱内有一体积不大的杂物。

(2)割开水冷壁垂直段出口集箱,进行内部检查,结果发现无异物。

(3)在进行水冷壁垂直段出口集箱内部检查时,用内窥镜检查上部垂直段水冷壁内部时,共检查15根管子,发现有两根管子内部有异物,后割管刨开检查,目测为管子内壁鼓包,长约30mm,宽约8mm,表面为砖红色,内部为黑色粉末状。

(4)选取左水检查出的已经蠕胀的7根管子,从管子中段割开,并用内窥镜检查,发现管子内部有不同程度的小片异物堵塞。需进一步割管检查。

(5)3月28日,试运指挥部决定,水冷壁需大面积更换,更换原则:水冷壁爆管的管子由54.452m处焊口更换到出口集箱焊口处,共8根,每根19米;水冷壁蠕胀的管子由54.452m处焊口更换到63.450焊口处,共7根,每根9米;水冷壁黑管的管子由54.452m处焊口更换到63.450m焊口处,共73根,每根9米;水冷壁被吹伤的管子由54.452m处焊口更换到63.450m焊口处,共9根,每根9米。计97根,共953米。水冷壁管子更换完毕后,对锅炉一次汽系统打一次工作压力的水压试验;然后对锅炉水系统进行酸洗。

(6)重新上水、打压、点火,热态时人工逐根摸排和红外线测温,确认全部畅通。

(7)再次启动,顺利通过168小时试运,建成投产。

三、爆管原因分析

第三次爆管后通过割管和内窥镜检查,发现水冷壁内壁有大量的附着物。对爆破的子、蠕胀管子、发黑的管子进行金相检查后发现,爆破、蠕胀和发黑的管子均发生了金相组织的变化,有程度不一的珠光体球化现象。根据现场查看和金相检验结果判定:多次爆管是因为短时过热导致,而水冷壁管的短期过热是由管内壁存在着附着物造成通流不畅导致超温爆管。

四、结论

对所有爆破管、蠕胀管和黑管全部进行更换,检查外表无异常的管子,不遗漏,并重新进行酸洗、重新做水压试验,最后对水冷壁垂直管道进行全面摸管检查。再次启动顺利通过168小时试运,建成投产。

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第四篇：200MW火电厂锅炉“四管”漏泄的原因分析及防范措施

200MW火电厂锅炉“四管”漏泄的原因分析及防范措施

华电内蒙古能源有限公司卓资发电分公司 刘晓 摘要：

火力发电厂锅炉“四管”（省煤器管、水冷壁管、过热器管和再热器管）的漏泄是造成发电设备可靠性差的一个主要因素，同时锅炉四管漏泄造成主机非计划停运次数占火力发电机组非计划停运总次数的比例很大，造成的损失也很大。可见，防止锅炉四管漏泄是提高火力发电机组可靠性的需要，是提高发电设备经济效益的需要，也是创建一流火力发电厂的需要。通过对省煤器、水冷壁、过热器和再热器漏泄原因及防止措施的分析与研究，根据发电厂实际情况制定了严格的防止锅炉四管漏泄措施，予以实施之后，锅炉四管漏泄现象明显减少，为发电厂带来了很大的经济效益。1.引言

随着近年来火电机组的不断投产，锅炉管排泄漏一直是影响机组安全运行的一大因素，因此，在生产中，预防锅炉“四管”泄漏显得尤为重要。我厂锅炉系无锡锅炉厂制造生产，型号为UG-670/13.7-M型。超高压一次中间再热、自然循环固态排渣煤粉炉。自05年投产以来先后发生多次泄漏事件，现针对“四管”泄漏分别进行分析。2.省煤器磨损漏泄原因及防范措施 2.1 磨损机理

省煤器的故障主要是磨损，尤其是燃用劣质煤的锅炉。由于流过锅炉受热面的烟气具有一定的速度，在烟气中又含有形状不规则的固体颗粒，这些颗粒流经受热面时，就会对受热面产生撞击和磨擦。当撞击角等于30度-50度时磨损最严重。磨损主要是由于灰粒对管壁撞击和磨削引起，磨损之所以多发生在冲击角为30度-50度的部位，是由于烟气速度、飞灰浓度、粒度随时都在变化的结果。

2.2 省煤器易磨损的部位

省煤器的磨损，主要表现为局部磨损和均匀磨损两个方面，尤其是局部磨损易引起省煤器漏泄，其位置多发生在省煤器左右两组的中部弯头、靠近前后墙的几排管子、错列省煤器顺烟气流向的第二排管子以及管卡附近的管子和局部防磨损措施不当易引起其附近管子磨损的部位等。

2.3 飞灰磨损的主要影响因素

飞灰浓度、灰粒的物理化学性质、烟气流速以及受热面的布置与结构特性，此外，还与运行工况有关。同时灰浓度大，容易引起强烈的磨损。因此，煤粉炉尤其是烧多灰燃料时，磨损问题更为严重。此外，如果在烟道局部地区造成飞灰浓度集中，例如烟气走廊，也会引起严重磨损。如果燃料灰粒中多硬性物质，灰粒粗大而有棱角，受热面所处烟温较低而使灰粒变硬，则灰粒的磨损性也加大。

烟气流速的影响最为严重，磨损量与速度成三次方关系。因此，布置受热面时，应使烟气流速不太大，更应避免局部地区流速过大。在水平烟道的过热器两侧及底部、下降烟道的省煤器靠后墙处，均易发生磨损破坏。这是由于这些地方有烟气走廊，烟气流速特高，有时可比平均流速大3-4倍，这样磨损就要大几十倍。这些地方的飞灰浓度也随烟气流速增大而增大，尤其是在省煤器区，烟气温度低，灰粒变硬，磨损就更严重。

锅炉负荷增加，烟气流速也就增加，飞灰磨损就加快。烟道漏风增加，也将使烟气流速增高而加快磨损，运行中燃烧不良，飞灰含碳量大量增加时，因焦碳粒比灰粒硬而加快磨损。又如受热面发生局部结渣堵灰现象，将使烟气流偏向一侧而加快这一侧受热面的磨损。2.4 防磨措施

防止省煤器磨损的途径有两个方面，一是消除磨损源，二是限制磨损速度。在目前采用的防磨措施中，主要是限制磨损速度，方法有如下：

2.4.1降低烟气流速

实践经验告诉我们，影响磨损的关键因素是烟速，严格地说，应该是烟气中飞灰颗粒的速度。关于烟速对磨损速度的影响有不少计算公式，绝大多数公式表明磨损速度与烟气速度的三次方成正比，有的则认为随着烟速的进一步提高，磨损速度会超过三次方的关系。由此可以看出，降低烟速，对防止磨损的重要性。在实际工作中，降低烟气速度的方法有：

1）扩大烟道，增加烟气流通面积 2）横向截距S1取极值

所谓S1取极值，就是当S2（纵向截距）为某一给定值时（一般S2=45mm），S1取值是以斜向烟速不大于进口烟速的极大值。3）减少管排，增大流通截面。

将省煤器的管排数，每隔三排或四排减少一排，这样可以增大流通面积，降低烟速。实践证明这是简单易行的办法，但不足之处是排烟温度会升高。

4）加大管排横向截距，保持纵向截距不变，改短单管圈为长双管圈。

5）消除中间弯头处的走廊，降低烟速。

为了减少中间弯头处的磨损，在省煤器改造中，常采取交错管圈，使左右两组管圈相互错开，达到消除中间走廊，减少磨损的目的。

6）采用防磨装置。

一般常使省煤器蛇形管平行于前墙布置，这样使磨损只在靠后墙的少数管圈上有可能发生，在这几排管圈上加防磨板保护。2.4.2 采用鳍片式省煤器

鳍片式省煤器具有以下一些优点：

①能合理地选取横向截距S1、纵向截距S2，以降低烟气速度； ②可以避免气流斜向冲刷管束，同时由于管子和鳍片的绕流作用，改变了烟尘的速度场、粒度场、浓度场，从而大大地降低了磨损速度；

③节省钢材，降低成本；

④占有空间小，省煤器的总高度大约降低40%； ⑤工质侧及烟气阻力可以在设计中调整。

2.4.3 锅炉运行中，应保证合格的煤粉细度，注意调整燃烧，减少飞灰中的含碳量，同时要严格控制锅炉本体、空气预热器和制粉系统的漏风量，尤其是炉底漏风，这对防止受热面的磨损和超温具有相当重要的意义。

3.水冷壁管漏泄原因及防范措施

水冷壁产生漏泄的原因除设计、制造、安装的原因外，主要由磨损、腐蚀和膨胀不畅三个方面的问题引起。此外，还有急冷，水循环不良等引起的漏泄。3.1 磨损

水冷壁磨损的部位主要是在一次风口周围的水冷壁管，因风粉流冲刷磨损和吹灰器吹扫时的冲刷磨损等引发。

一次风喷口周围水冷壁管的磨损，是因为一次风粉混合物喷进炉膛时，如果喷燃器安装角度不恰当、设计切圆过大、喷嘴在运行中烧坏或变形以及稳燃设施布置不当等，都会使煤粉气流冲刷水冷壁管，引起管壁磨损减薄，以至漏泄。稳燃设施一般布置在一次风管出口附近，使高温烟气产生回流，如果布置不当，很容易使一次风射流贴壁，引起水冷壁磨损和结焦。3.2 腐蚀

3.2.1 水冷壁管外壁高温腐蚀

高温腐蚀发生的部位主要是高温高压锅炉热负荷高的区域，也就是喷燃器附近。产生腐蚀的原因主要是煤中含硫。3.2.2 减轻水冷壁管外壁高温腐蚀的方法

主要是设法不产生能腐蚀管壁金属的产物或防止发生腐蚀作用的状态产生。这可用下列措施来得到：首先应从改善燃烧着手，煤粉颗粒要细，火焰不直接冲刷管壁，过量空气系数不宜过小。有时为了使炉膛贴壁处有一层氧化性气膜，以冲淡烟气中SO3浓度，使结积层中分解出来的SO3向外而不向内扩散，甚至特意加入一股空气来保护水冷壁。此外应控制炉管壁温，这主要由蒸汽参数所决定，但管内结垢与炉膛受热面热负荷局部过高亦会引起炉膛管壁温度过高，使腐蚀区加大，加速腐蚀。3.2.3 水冷壁内壁腐蚀

当水冷壁管内有沉积物时（垢或水渣），在这些沉积物下面会引起水冷壁腐蚀，这种腐蚀称为酸、碱腐蚀。这是因为炉水中的酸性、碱性盐类破坏了金属保护膜的缘故。

在正常运行的条件下，水冷壁管内壁常覆盖着一层Fe3O4的保护膜，它具有良好的保护性能，使水冷壁免受腐蚀。但如果炉水pH值超标时，就会使保护膜遭到破坏。当pH值为9-10时，水冷壁管腐蚀速度最小，此时保护膜稳定性高。PH值过高或过低都会使腐蚀速度加快。当pH值过高时，易发生碱性腐蚀。pH值过低时，易发生酸性腐蚀。所以在正常运行条件下，要求炉水pH值保持在9-10的范围内。

当炉水中含有游离的氢氧化钠时，就会使炉水中的pH值升高，引起碱性腐蚀。凝汽器漏泄会将冷却水中的MgCL2、CaCL2带入锅炉，在炉水中生成盐酸，引起水冷壁管的酸性腐蚀。

为防止水冷壁管的垢下腐蚀，首要的任务是加强化学监督提高给水品质。尽量减少给水中的铜、铁含量，降低给水的碳酸盐碱度，减少炉水中游离的氢氧化钠。为此，必须防止凝汽器漏泄。此外，还必须保持锅炉良好运行方式，保证连续排污、定期排污的正常运行，控制炉膛局部热负荷不要过高，过于新投运和运行一段时间后的锅炉，应按规定进行化学清洗等。3.2.4 膨胀受阻

水冷壁因膨胀受阻而拉裂的现象时有发生，被拉裂的重点部位是炉膛四角和喷燃器附近，尤以直流喷燃器更为突出。被拉裂造成漏泄的具体部位，多数是大滑板与水冷壁管焊接处，该处的焊点大部分是由于安装时焊接质量不高，加之运行中大滑板与水冷壁膨胀不一致，经多次启停炉后，就从焊点处拉裂漏泄。4.过热器、再热器漏泄原因及防范措施

过热器分辐射、半辐射和对流三种形式，而再热器多为对流式。由于过热器、再热器的工作条件和漏泄原因比较相近，故将两者放在一起来分析讨论。引起过热器漏泄的原因主要是超温，磨损和腐蚀引起的漏泄现象也时而有之。4.1 超温

在过热器的临修中，超温爆管占的次数最多，超温的原因归结起来有以下三个方面：烟气侧温度高；工质侧流速低和管材的耐热强度不够。出现以上三种情况的原因有： 4.1.1 火焰中心上移

造成火焰中心上移的原因特别多，如锅炉机组的漏风（炉底、燃烧器区域、空气预热器漏风、制粉系统漏风等）、燃烧调整不当、煤质变差、煤粉变粗、空气动力场偏斜、炉膛结焦、高加未投等都会造成火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，飞灰含碳量增加，由此带来的过热器、再热器超温，并使烟气通过的各部位磨损加剧，排烟温度升高。所以控制火焰中心，对锅炉安全经济运行具有十分重要的意义。4.1.2 锅炉启动和低负荷时，因工质质量流速偏低，如果操作不当容易引起超温爆管，尤其是屏式过热器。4.1.3 热偏差

在过热器工作过程中，由于烟气侧各种因素的影响，各平行管中工质的吸热量是不同的，这种平行管列工质焓增不均匀的现象称为热偏差。过热器的热偏差决定于管子的热力特性、水力特性和结构特性。

在现代大型锅炉中，由于锅炉尺寸很大，烟温分布不易均匀，炉膛出口处的烟温偏差200—300℃，而蒸汽在过热器中的焓增又很大，致使个别管圈的汽温偏差可达50-70℃，严重时右达100-150℃以上。

为了减小过热器的热偏差，可以将过热器受热面分成几级，并在各级之间用中间集箱进行充分的混合。因为在同样热偏差的情况下，分级以后，由于每一级中工质的平均焓增减小，而使焓增偏差的绝对值减小，因而使热偏差的影响减小。将过热器分级后，在蒸汽过热的过程中，随着蒸汽温度增加，其比热容不断下降，因而在最末级过热器中，工质的比热容最小，使得在同样热偏差的条件其温度偏差最大，而最末级过热器的工质温度又最高，工作条件最差，因而末级过热器的焓增更要小些，这样对减小末级过热器汽温调节的惯性也有好处。4.1.4 设计安装不当 设计和安装的质量对过热器的超温有相当大的影响，尤其是设计。表现为以下几个方面： 1）同屏管数设计过多

同屏管数设计过多，会使过偏差增大，这种热偏差的产生是由吸热不均和流量不均所致。

2）质量流速偏低

质量流速偏低是引起过热器爆管的重要原因之一。当现场发现这一故障源时，一般都采取割掉部分管段的办法来提高工质流速，也有个别电厂采取提高材质的办法来弥补。3）减温器设计不合理

减温器内套设计过长会影响雾化质量。在锅炉启动初期，如果升温速度过快，喷水量很大时，就容易引起过热器产生“水塞”，严重时容易引起过热器爆管。4）钢材裕度不够 5）喷燃器安装角度不对 6）管内有异物堵塞

为此，要防止过热器超温爆管，必须在运行、设计、安装等各个方面做好工作，同时还必须利用大小修的机会加强蠕胀检查，消除各部位漏风及尽力做到燃烧系统及各有关设备的完好，这样才能减少过热器超温爆管的发生。4.2 磨损

过热器、再热器的磨损主要是飞灰冲刷磨损，这种磨损易发生在烟气走廊、烟气流速突变的局部位置附近，如蛇形管排的弯头及穿墙部位，特别是卡子附近更容易发生局部冲刷磨损。因此在锅炉大小修中要认真检查对流过热器、再热器蛇形管排出现烟气走廊处，穿墙管和卡子附近。对有卡在蛇形管排中间的异物，如铅丝、铁板、搬手等，一旦发现，一定要认真细致地检查异物附近的蛇形管有无局部磨损，并把异物取出。对布置在水平烟道中的垂直式过热器和再热器蛇形管排，尤其是布置在竖井上部低温对流过热器和再热器蛇形管排弯头和两侧墙管排的冲刷磨损，在大小修中，一定要作为防磨防爆的重点检查部位，认真检查并作好技术记录加强监视。4.3 腐蚀

过热器和再热器的高温腐蚀，主要发生在高温对流过热器和高温再热器出口部位的几排蛇形管。高温腐蚀是由燃烧中的硫和燃料灰分中的碱金属以及钒所引起。对于燃煤锅炉来说，主要是硫和碱金属引起。

防止高温腐蚀的方法是降低过热器及再热器的壁温，使其不超过580℃，则高温腐蚀速度可以大大降低。燃烧时，采用低氧燃烧以减少五氧化二钒和三氧化硫的生成量，这样就可以降低高温腐蚀速度。5.制定符合我厂情况预防措施

通过对锅炉“四管”泄漏原因分析及防范措施探讨，结合我厂实际情况，制定以下防范措施：

(1)针对主再热汽温存在超温现象，发电分厂应制定严格的主再热汽温检查与考核制度，定期对现场主再热汽温进行检查与考核。(2)运行燃烧调整时，严格控制满负荷时氧量不低于4%。当由于煤质较差导致送风机入口挡板全开而氧量仍低于4%时，应及时联系值长减负荷，保证炉膛含氧量在4%以上。

(3)加强水力吹灰管理工作，当发现炉膛有结焦现象（即减温水量增大时），应及时增加吹灰次数，确保水冷壁吸热良好。

(4)当燃用煤质较差的煤种导致减温水量不足时，运行人员应进行燃烧调整，降低炉膛火焰中心，防止主再热汽温出现超温现象。如调整无效，应及时联系值长减负荷，确保主再热温度在规定范围内运行。(5)当燃用省内煤负荷允许时，磨煤机出口温度高应改为三台磨煤机运行，增加磨煤机的出力，从而降低磨煤机出口温度，确保炉膛火焰中心下移。

(6)当运行机组投入AGC时，负荷波动较大，主再热汽温变化频繁，锅炉主操应精心调整。

(7)严格控制一级减温水后蒸汽温度不超过规定值386℃，尤其是低谷运行时。

(8)当负荷低于140MW时，应采用滑压运行，其目的是增加屏式过热器内的蒸汽流量，冷却屏式过热器防止过热。

(9)为防止锅炉炉膛漏风，运行人员在机组运行时应严密关闭炉膛人孔门、检查孔以及高温炉烟人孔门等等。

(10)加强锅炉水质监督，当发现锅炉水质不合格时，运行人员应增加定排次数，确保锅炉水质尽快合格。

(11)在启、停炉操作中，严格控制升温、升压速度，按规定进行水冷壁下联箱排污工作，尽快建立水循环，及时切换油枪，保证受热面受热均匀，杜绝半侧燃烧，消除热偏差。

(12)锅炉水压试验时，严格控制金属壁温和给水温度差值不超过50℃，防止管路冲击。

(13)三台磨煤机运行负荷不允许超过160MW。(14)正常运行时，各运行参数严格执行规程规定。

(15)当自动调节装置失灵或跟踪不好时，应及时改为手动调节，确保主再热汽温稳定运行。

(16)保证焊接质量。在每次换管改造中，对承压焊口100%无损探伤，不合格的焊口一定返修，消除隐患。

(17)恢复膨胀指示装置，保证膨胀指示装置好用。6.结论

防止锅炉四管漏泄重在落实措施。我们大家只有集思广益，想我们以前没有想到的，做我们以前没有做到的，才能彻底减少或杜绝锅炉四管漏泄，为发电厂能取得良好的经济效益打下夯实的基础。

参考文献：

[1]《锅炉原理》.西安交通大学编写机械工业出版社出版.1990年2月

[2]《火力发电厂锅炉四管漏泄问题研究》.四川电力试验研究所编写并出版.1997年7月

[3]燃煤锅炉省煤器漏泄的综合防治.《上海电力》-1991.(3)[4]锅炉爆管主因浅析及预防对策.《锅炉技术》-1994.(7).

第五篇：对流过热器爆管原因分析及治理对策

对流过热器爆管原因分析及治理对策

摘 要：针对某电厂高温对流过热器爆管检查情况，进行爆管原因分析;提出了治理对策，制订了锅炉高温对流过热器检查、处理计划，强化了“防止锅炉四管爆漏管理”工作;对于锅炉四管爆漏治理工作，具有一定的借鉴意义。

关键词：高温对流过热器 爆管 原因分析 治理

概况

某电厂装机容量2台125MW机组，采用上海锅炉厂生产的 SG420/13.75-M418型锅炉，额定蒸发量420t/h，主蒸汽压力13.7MPa，主蒸汽温度 540℃，于1999 年04月投产发电。

高温对流过热器布置于折焰角的斜坡上方，共104排，每排由外、中、内三圈共计312 根蛇形管，顺烟气流动方向布置，每排蛇形管有三个下弯，由3根管子套弯而成。蛇行管束的横向节距为 90mm，纵向节距为77mm。进口段管子材质为12Cr1MoV，出口段为钢102，管子规格均为Φ38mm×6mm，泄漏处管子材质为12Cr1MoVG。

2015年02月26日，#2 机组点火启动，03月13日发现对流过热器发生泄漏，3月18日泄漏加剧，#2炉停运。

现场检查情况

2.1对流过热器北向南数第24排内管圈、中管圈吹损泄露，外管圈吹损刷薄。

2.2对流过热器北向南数第25排内管圈、中管圈、外管圈有多处爆管破口

对流过热器北向南数第25排中管圈下部有一处纵向“爆口1”，“爆口1”呈粗糙脆性断面的张口，管壁减薄不多，管子蠕胀也不甚显著。第25排外管圈上部呈现点状吹蚀“爆口2”，“爆口2”由多个小孔组成，爆口周边管壁减薄不明显，呈深坑状。

2.3对流过热器北向南数第26排中管圈、外管圈吹损泄露，内管圈吹损刷薄

2.4对流过热器北向南数第27排内管圈、中管圈、外管圈吹损刷薄

2.5对流过热器北向南数第28排外管圈吹损刷薄

2.6确定此次对流过热器泄露的第1漏点

通过检查分析，确定第1漏点位于对流过热器北数第25排，前数第2组中圈后弯下部，开口朝下，具体泄漏位置见(图1)。试验分析情况

3.1宏观检查情况

第 1 漏点位于前数第 2 组下弯、北数第 25 排中圈后弯弯管外弧处，此漏点处于弯管下部，见(图2)。爆口长约 39mm、宽约 3mm，开口较小，爆口边缘未减薄，无明显胀粗现象，爆口附近外壁有密集的纵向开裂现象，外壁有较厚氧化皮、颜色发黑，见(图 3)。北数第 25 排外圈和北数第 26 排中圈两根对流过热器管外壁氧化皮也较厚经测量，3根管内、外壁氧化皮厚度均达到 0.3mm。

3.2材质合金成分分析

对第 25 排中圈、第 25 排外圈、第 26 排中圈 3 根管进行了合金成分分析，合金成分分析结果见(表1)。3 根对流过热器管合金成分符合标准要求。

部件位置材质CrMoVMn

北数第 25 排下弯外圈12Cr1MoVG0.980.280.210.61

北数第 25 排下弯中圈(爆管管段)12Cr1MoVG0.990.290.230.59

北数第 26 排下弯中圈12Cr1MoVG0.970.310.220.62

GB 5310-200812Cr1MoVG0.90-1.200.25-0.350.15-0.300.40-0.70

表 1 对流过热器管合金成分分析结果

3.3力学性能检测情况

对 3 根对流过热器管进行了拉伸性能检测，检测结果见(表2)。

部件位置抗拉强度(MPa)

Rm下屈服强度(MPa)

Rel

北数第 25 排下弯外圈(水平直管部分)504、531、475 343、366、316

北数第 25 排下弯中圈(垂直直管部分)488、486、479 336、339、331

北数第 26 排下弯中圈(垂直直管部分)509、554、526 336、380、359

GB 5310-2008 12Cr1MoVG 470～640 ≥25表 2 对流过热器管拉伸性能结果 根对流过热器管的力学性能均在标准要求的范围内。对流过热器下弯中圈部分无法加工拉伸试样，故拉伸试样取在出口段的直管部分。北数第 25 排下弯中圈(泄漏管段)部分抗拉强度值已接近标准下限;北数第 25 排下弯外圈以及北数第 26 排下弯中圈试样抗拉强度不均，最小值偏下限。

3.4微观检查情况

在北数第 25 排下弯中圈(泄漏管段)泄漏处取一环形管样进行微观检测，发现爆口附近外壁有较为密集的纵向裂纹，裂纹附近有呈链状蠕变孔洞，基体组织已达到5级严重球化，见(图 4)。

爆管管段迎烟侧与背烟侧组织照片见(图 5)、(图6)，(图 5)组织中有蠕变孔洞，组织 5 级严重球化，(图6)组织中未见蠕变孔洞，组织球化3级，迎、背烟侧组织球化级别差距较大。

分别在北数第 25 排下弯外圈、北数第 26 排下弯中圈后弯处取一环形管样进行微观检测，其迎烟侧组织球化均已接近或达到5级，组织照片见(图7)、(图8)。

4泄漏原因分析

通过第一时间对泄漏现场进行调查取证，对泄漏部位对流过热器受热面管材试样进行材质、力学性能和微观检测，在此基础之上进行泄漏原因分析工作。

从对流过热器爆口宏观来看，爆口开口较小、边缘较钝，外壁氧化皮较厚、有大量纵向裂纹;从微观组织来看，基体中有众多纵向从外壁沿晶间发展的蠕变裂纹，属于长期过热泄漏的特征。

从3根对流过热器管的金相组织和力学性能来看，组织已达5级严重球化、力学性能偏下限。3根管组织均球化严重，可排除异物堵塞的可能性。泄漏发生第2组下弯，此处烟温相对高，容易发生爆管。

查阅 #

1、#2 炉历次爆管记录发现，2003年3月至2007年5月期间，#

1、#2 炉高温对流过热器频繁发生爆管，并且爆管均发生于机组启动后短时间内。其中：#1炉发生8次爆管，11个爆口有10个位于第一组U形弯，1个位于第二组U形弯，集中于南数22排—37排(北数28 排1个)，中圈6个，外圈5个;#2炉发生6次爆管，10个爆口有9个位于第一组，1个位于第二组，集中于南数22排—29 排和北数35排—52排，中圈U形弯3个，内圈7个(U形弯1个，直管段管卡处6个)。经分析，由于启动时减温水投放的不规范，导致对流过热器多次发生水塞爆管泄漏。在规范了减温水投放，并对两台锅炉对流过热器前数第1组下弯和附近管材进行局部升级，大幅度降低了爆管次数。

此次爆管位于前数第2组下弯处，以前因水塞导致的爆管频繁发生，水塞时管内介质通流不畅导致后面管子超温运行、第2组下弯又处于烟气温度较高区域，此处材质仍为 12Cr1MoVG，当累计到一定程度后就发生了长期过热爆管(爆口1)。

第25排中管圈下部长期超温爆口1泄漏蒸汽量较小，细小的蒸汽流对第25排外管圈上部呈现点状吹蚀，形成爆口2，爆口2由多个小孔组成，爆口呈深坑状。爆口2泄漏的蒸汽，造成第25排中管圈吹损减薄爆破，形成爆口3。

在这3个爆口泄漏蒸汽的吹蚀作用下，造成第24排内管圈、中管圈吹损泄露，外管圈吹损刷薄;第25排内管圈、中管圈、外管圈吹损多处泄露;第26排中管圈、外管圈吹损泄露，内管圈吹损刷薄;第27排内管圈、中管圈、外管圈吹损刷薄;第28排外管圈吹损刷薄。处理情况及治理计划

5.1处理情况

2015 年03月21日至2015年03月23日，安排进行#2炉对流过热器共13根泄露、吹损减薄的受热面管子更换工作;乙侧从北向南数第24、25、26、27排内圈、中圈、外圈、第28排外圈，新更换管子型号：φ38*6，材质T91，更换高度1.5米。

5.2治理计划

由于送检的3根对流过热器管子组织最差处均已达到 5级严重球化，计划利用2016年检修机会对高温对流过热器第 2组下部弯头和附近12Cr1MoVG管材进行割管检测，评估材质劣化情况，依据评估结果确定第2组下弯附近12Cr1MoVG管段升级改造方案。

结论

总结处理经历，得出如下结论：#2炉对流过热器泄漏的原因是由于管子长期超温，造成金属基体组织长期过热老化、性能下降而发生泄漏。为了避免对流过热器管子长期超温，要加强运行人员培训;在机组启动初期，应通过燃烧调整来控制主汽汽温，规范减温水投用，避免在对流过热器内形成水塞;建全锅炉四管运行台帐(或数据库)，包括锅炉运行时间、启停次数、超温幅度及时间、汽水品质不合格记录等数据，严格落实超温考核制度，防止发生受热面管子长期超温。

通过对高温对流过热器爆管原因进行认真分析，制定治理计划;总结经验教训，加强运行、检修管理，严格贯彻执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火电机组防止锅炉受热面泄漏管理导则》等有关规程、规定;将“检查” 和“预测” 有机地结合起来，通过检查，掌握规律，从而预测四管的劣化倾向、检查重点、修理方法，经验值得借鉴。