第一篇：锅炉过热器泄漏原因分析
运行分析报告(1)
时间：2007年1月23日8:30 地点：锅炉运行会议室 主持人：韩世栋
参加人：李富民、高绪贵、各班长、司炉共三十四人 主题分析：锅炉过热器泄漏原因分析
一、原因分析:
1、焊接质量不合格，材料质量不合格或管子制造方面有缺点。
2、安装或检修时质量差。
3、冷炉上水时水温、水质、上水速度未按要求进行，引起受热面氧化腐蚀。
4、锅炉升压速度太快，冷热不均，产生过大的热应力。
5、锅炉升负荷速度太快，炉管胀缩不均，而且使水循环变坏。
6、停炉时冷却过快或放水急剧收缩，造成较大的应力。
7、汽包水位过低，水循环流动也就降低，引起水循环不良破坏正常的水循环。
二、防范措施：
1、提高检修工艺和质量。
2、冷炉上水夏季上水不少于2小时，冬季不少于3小时，上水温度与汽包壁温不大于40℃
3、严格按照升温、升压曲线进行。控制升速度1~1.5℃/min:升压速度在1.96Mpa以下时0.0098~0.02Mpa/min,在1.96Mpa以上时0.0196~0.049Mpa/min。并保证各部壁温不超过规定值。
4、避免负荷大幅度波动。
5、严格执行规程。按照正常停炉与故障停炉冷却的条件和热炉放水的条件进行。
6、保持正常水位，避免水位过低和长期低水位运行。
第二篇：电厂锅炉分隔屏过热器常见问题原因分析及处理措施
电厂锅炉分隔屏过热器常见问题原因分析及处理措施
（大唐长春第三热电厂 吉林省长春市 130103）
摘 要：随着当今电厂锅炉锅炉容量与蒸汽压力的不断增加，过热器在锅炉中的的地位也越来越重要。但是由于恶劣的工作环境，经常发生管屏出列、管子内壁腐蚀等问题。本文结合长春某电厂多年运行的实际情况对分隔屏常见问题进行了分析，并制定了处理措施。将大大提高机组的可靠性，为设备长周期稳定运行提供可靠的保障。
关键词：过热器 变形 腐蚀 超温
0引言
电厂锅炉是火力发电厂的三大主机中最基本的能量转换设备。它使燃料在炉内燃烧放热，并将锅炉内工质水加热成具有足够数量和质量的过热蒸汽，工汽轮机使用。分隔屏是锅炉的重要过热器，但是由于分隔屏过热器的工作环境十分恶劣，随着工作时间增加，设备会出现变形、腐蚀等问题，所以必须采取一定的手段和措施，才能为了避免分隔屏损坏，延长设备使用寿命。
1锅炉分隔屏过热器的工作原理
过热器的作用是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽。在锅炉负荷或其他工况变动时应保证过热蒸汽温度正常，并保持在规定范围内波动。从电厂热力循环看，蒸汽的初参数越高，则循环热效率越高。随着锅炉容量的增大及蒸汽初参数的提高，过热器的作用就更加重要。
过热器由五个主要部分组成： a）末级过热器；b）过热器后屏；c）过热器分隔屏；d）立式低温过热器和水平低温过热器；e）顶棚过热器和包墙过热器。
随着锅炉容量增大和蒸汽压力的进一步提高，水蒸发所需要的热量减少，而蒸汽过热热进一步增加，必然要将过热器布置在炉内的高烟温区，如分隔屏过热器。分隔屏过热器是以吸收炉膛辐射热为主的辐射换热器。可以降低炉膛出口烟温，减少烟气扰动和旋转，改善过热蒸汽的气温特性。
2锅炉分隔屏过热器的布置及结构
以长春某电厂为例，该电厂拥有两台350MW锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式，燃用褐煤。锅炉的最大连续蒸发量为1165t/h；机组电负荷为350MW（即THA工况）时，锅炉的额定蒸发量为1045.56t/h。
分隔屏过热器就布置在炉膛上方，前墙水冷壁和过热器后屏之间，沿炉宽方向布置四大屏，每大屏又沿炉深方向分为6小片。每小片由9圈共18根管组成。由于处于炉膛位置和受热的不同，管子的材质也不同，通常分别为12Cr1MoVG、SA-213TP304H。管屏从炉膛中心开始，分别以一定的横向节距沿整个炉膛宽度方向布置。
分隔屏沿炉膛宽度方向有四组汽冷定位夹紧管并与墙式再热器之间装设导向定位装置以作管屏的定位和夹紧，防止运行中管屏的晃动；同时，管子与管子之间有活动卡块（如图1所示），能保证管子之间能上下窜动，但不会突出管屏面。
3锅炉分隔屏过热器常见问题
锅炉分隔屏过热器位于炉膛内，工作环境恶劣，出口蒸汽温度达到540℃，经常发生以下问题：
（1）分隔屏管排卡块脱开、管排出列；
（2）分隔屏管排弯曲变形；
（3）分隔屏管排内壁腐蚀；
（4）分隔屏流体夹管内弯头渗漏。
以?L春某电厂2号锅炉为例。检修期间进行受热面检查时，发现2号炉分隔屏过热器有15根管出列，出列管位置分别在分隔屏夹屏管上方至顶棚管下方，出列管不同程度弯曲（如图2所示）。出列管全部进行割管更换，割管下口距下弯头最低处为5.7m，上口距下弯头最高处为13.4m。
以长春某电厂1号锅炉为例。检修期间，对1号炉分隔屏过热器进行检查，发现内壁存在结垢（如图3所示）与腐蚀情况，附着物去除后，可见管内壁有点蚀坑（如图4所示）。
4锅炉分隔屏过热器常见问题原因分析
针对分隔屏常见的问题，通过检修记录、水汽指标记录、现场查验、化验分析以及同类型锅炉分隔屏过热器设备情况对比，对导致这些问题的原因进行了分析，得出以下结论。
4.1 分隔屏管排出列的原因分析
（1）由于安装、制造及运输、运行过程中个别屏管与管之间管卡变形卡涩，运行中出现膨胀偏差时管卡断裂，部分管失去约束逐渐出列。
以长春某电厂2号锅炉分隔屏过热器管排出列情况以及出列管排割管情况进行实物分析（割管下口距下弯头最低处为5.7m，上口距下弯头最高处为13.4m）。出列管标高在56.684m至64.384m之间，在此区间由5道活动夹块，每间隔2.37m有一组活动夹块固定管排，由此分析管排固定不存在问题，造成管排出列的主要原因就是活动夹块断裂。
（2）个别管排超温，膨胀量增大，也是造成管排出列的原因之一。
以长春某电厂分隔屏过热器超温记录进行分析。根据1、2号锅炉超温情况分析，两台炉分隔屏过热器个别管屏在14年、15年均存在超温情况，其中，2号炉分隔屏第2、5、7、23、24、25点超温较为频繁。此处的分隔屏过热器管均有弯曲变形现象。
特别要强调一点，分隔屏过热器使用的是12Cr1MoVG，使用温度是580℃，温度超限值是484℃。由超温记录来看，超温均在2～5℃之间，时间在1～5分钟。虽然超温限值较低，超温量较小，但测量的是炉外温度，近似于蒸汽温度，而没有考虑炉内管壁存在55℃～110℃换热温差，两者存在温度梯度。
（3）有时从经济角度考虑采用给水泵低压运行。压力低时蒸发段吸热量增加过热段吸热量减小，导致过热受热面管排超温。
4.2 分割屏管内腐蚀原因分析
（1）水汽品质不合格是导致腐蚀发生的原因之一。在设备运行过程中，曾将发生过热网加热器漏泄，当时锅炉给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽和饱和蒸汽氢电导率超标。抽查21日，过热蒸汽DDH 0.186μs/cm，22日，过热蒸汽DDH 0.179μs/cm。
（2）给水、炉水及蒸汽含有微量Cl-、SO42-、乙酸等阴离子导致金属表面氧化膜破坏，使腐蚀加剧。
（3）过热器管内壁直接与高温高压蒸汽流中的干过热蒸汽发生高温蒸汽腐蚀是腐蚀产生的又一可能原因。
（4）基建阶段及锅炉停备用期间，过热器管内不免存在脏污、积水和氧气进入，产生腐蚀会使Fe3O4保护膜遭到破坏。
5锅炉分隔屏过热器常见问题处理措施
5.1 分割屏管排出列处理措施
国内锅炉屏过出现大面积乱排、出列还是非常普遍的，轻微的管排出列问题并不严重，只要进行处理即可。
（1）重点应该关注管壁超温问题。建议电厂对各屏炉外测点对应的回路及温度进行统计，以便了解各回路吸热及水动力分配情况是否存在问题。
（2）检修期间，对管屏活动夹块进行全面检查，看是否存在卡涩、变形、撕裂，致使管排膨胀受阻和出列因素。
（3）低负荷时注意控制运行压力，避免过热器管壁超温。
（4）在炉内加温度测点监测屏过金属壁温，避免炉内管壁存在55℃～110℃换热温差对监测的影响。
（5）进行分隔屏过热器检查或检修，应做好检查和检修的详细记录以及影像资料，定期进行劣化分析，判断劣化趋势，在发生故障前进行更换工作。
（6）给水泵低压运行可产生一定节能效果，但是低压运行将导致过热器超温，对锅炉安全运行带来影响较大，建议谨慎采用低压运行方式。
5.2 分割屏管内腐蚀处理措施
（1）防止热网加热器、凝汽器泄漏，降低蒸汽中的氯离子和氧的含量。加强对给水质量监督，防治减温水水质不合格。
（2）加强对炉水质量监督，保证过热蒸汽纯度。加强锅炉排污，降低炉水含盐量，减少蒸汽携带量。
（3）加强凝结水精处理出水质量控制，按月进行水汽系统痕量离子检测。
（4）加强停炉期间的防腐，每30min监测一次水汽pH值、电导率和氢电导率，每1小时测定一次水汽中的铁、铜含量，保证炉水和分离器出水pH值大于9。
（5）大小修时加强对汽包内水汽分离装置的维护，保证水汽分离效果，减少蒸汽带水。
（6）严格加强锅炉过热蒸汽温度的控制，保持热负荷稳定，防止高温腐蚀及低熔点腐蚀性化合物贴附在金属表面上。
6总结
电力工业是国民经济发展的基础。电力工业的发展水平和电能供应的数量和质量是衡量工业、农业、国防和科技现代化的重要标准。特别是在我国北方，供热电厂肩负着冬季为千家万户供热的重要任务，将近6个月的供热期，机组需要连续运行，其设备稳定性至关重要。而分隔屏过热器作为电厂锅炉的重要设备，一旦发生问题必将直接导致机组停运，冬季供热中断的严重后果。及时发现问题，采取科学有效的措施，降低分隔屏过热器的事故发生率，将大大提高机组的可靠性，为设备长周期稳定运行提供可靠的保障。
参考文献：
[1]叶江明.电厂锅炉原理及设备（第二版）.北京：中??电力出版社，2007
[2]郑体宽，杨晨.热力发电厂.北京：中国电力出版社，2007
作者简介：
孙洪坤（1986.11-），男，籍贯：吉林省公主岭市，学历：研究生学历，工程师，研究方向：电力工程
第三篇：浅析电站锅炉过热器管失效的原因
浅析电站锅炉过热器管失效的原因
摘 要 本文通过对大型火力发电厂的过热器失效问题进行深入研究，系统地分析了过热器管道失效的原因。电站锅炉过热器管道爆管是各种因素综合作用的结果，研究过热器管道失效的原因已经成为提高火力发电厂经济效益的关键性方向之一。
关键词 爆管；过热器；电站锅炉
中图分类号 TK2 文献标识码 A 文章编号 2095-6363（2017）16-0067-02
概述
锅炉作为热交换设备的一种，本身具有泄漏、爆炸的危险，会造成重大安全事故。各国现有的制度表明，很多发达国家都有较为完善的法规体系进行管理和规范。作为锅炉检验检测重要技术支撑的锅炉压力容器安全检测部门，在过热器管道失效机理的研究上应有一个更深入的探究。加强电站锅炉过热器爆管?C理的研究，是锅检部门提升服务能力和技术把关的有效措施，对大型电站锅炉的安全规范运行有着深远的影响，具有重大的意义。过热器管道失效的原因分析
现有的研究成果表面，电站锅炉过热器管道失效的原因有很多。除管道长期过热外，受热面管也会因为高温腐蚀、高温氧化、焊接质量差和介质磨损等因素而失效。研究表明：在燃料中如果含有较多S及碱金属R（K、Na）时，壁温高于600℃的情况下，高温腐蚀的问题就会相当突出，腐蚀一般都是在有结灰或者结渣的管道壁面上发生的。
2.1 设计的缺陷
锅炉设计上的缺陷是过热器管道失效的根源，总会有一些管道在实际工作中壁温接近管子材料的允许工作温度，很容易造成管路过热。
1）热力计算结果不准确。热力计算不准确，其原因在于如何较合理的从理论计算上，能够确定炉膛的出口烟气温度。而且在确定过热器管道的传热系数方面也缺乏很多经验，致使管道的布置不够合理，从而造成了蒸汽温度较高或者受热管道超温。
2）设计时选用系数不合理。例如，某电厂采用的“W”型锅炉，就是因为采用了不恰当的传热系数，致使炉膛的实际出口烟气温度比设计温度高将近100℃。
3）炉膛设计尺寸不当。我国早期的一些大容量的电站锅炉，不仅在设计上缺乏选择炉膛尺寸的依据，而且在计算方法上也存在较多问题，因此设计的炉膛无法适应多种煤种。假如炉膛设计出的高度比较高，会使蒸汽温度降低。反之，炉膛所采用的高度较低则会引起过热器的温度偏高。
4）电站锅炉过热器系统的结构设计不恰当根据大量的研究发现，过热器的系统结构设计不合理是导致管路超温失效或者蒸汽温度与设计值不符的主要原因之一。其不合理性主要有以下3个方面。（1）在实际工作过程中，蒸汽压力变化较大造成流量差异较大，是因为受热管进出口集箱引入、引出时布置方式不合理。（2）因为并联的各受热管的管长、弯头数之间存在差值，所以各管道之间的阻力系数存在较大的差值，从而会造成较大的热偏差、流量偏差等。（3）相邻级的过热器之间未进行左右相互交叉，或者采用直接相连的方式，这样就会使不同级之间的热偏差叠加起来。在火力发电厂实际工作的过程中，上述过热器结构布置的不恰当一般是集中情况同时存在，因此又大大增加了管路之间爆管发生的可能性。
5）材质选用不合理。在对过热器受热管道进行温度计算时，应使管道在最极端工况处的工作温度不会超过所使用材料的许用温度。但是在设计、计算的过程中，由于对以上几种偏差对管道的影响不能合理的考量，从而导致了计算所采用的温度比实际工作温度低，这样就会出现管道所用材质无法满足锅炉运行的需求的状况。
2.2 制造、安装和检修因素
制造、安装、检修中引起过热器管道爆管的因素主要是指，管内出现异物致使管道堵塞，或者流体流动不顺畅的情况导致受热管部分管段过热。而检修不当也会造成管道内异物堵塞的情况。比如在换管的过程中，割管工艺的不合理则是会造成堵塞物掉入直线管段，或者管座的焊接物掉落的情况，致使部分管段少流量或无流量。从实际工作中的情况来看，由于锅炉制造厂的工艺不合理、安装不合格或者检修的质量不达标等原因造成的管道超温爆管的事故也有很多，主要问题有以下几个方面。
1）焊接质量差。如某火力发电厂在用的一台锅炉，对爆管的部分进行换管和补焊处理，管子的接口处发生位移，致使管子在焊接完成后仍存在有较大的应力，从而降低了管道的强度，长期使用后又导致泄漏。
2）联箱中间隔板的焊接问题。在安装联箱中间隔板时，没有按照要求进行焊接，致使其中的的蒸汽短路，从而导致部分管段冷却不良产生爆管。
3）异种钢管的焊接问题。在锅炉过热器受热管中，管卡和夹板一般会采用奥氏体钢，也有管道使用奥氏体管从而提高安全系数。而在珠光体钢与奥氏体钢进行焊接时发生的受热面管道撕裂的事故，则是由于二者的膨胀系数存在较大的差值。
4）普通焊口质量问题。过热器系统管内流体在运行中的温度和压力都很高，此时就要求接口要有较高的焊接质量。但锅炉在实际的运行中，由于制造、安装和检修中的焊接借口的质量不达标而引起的管道爆漏事故有很多，造成的后果也很严重。
5）异物堵塞管路。电站锅炉在长时间的工作中会产生大量的锈蚀，但因为管径较小，很难彻底处理，致使管道内的锈蚀物脱落在管道底部的水平段，造成管壁过热而爆管。
2.3 运行调整不当引起爆管
电站锅炉运行中引起超温的因素有很多，主要有：1）燃烧介质偏离设计介质，会造成着火点延迟，从而使炉膛的出口温度超过设计值；2）燃烧器的倾角调整不好，致使火焰延伸至排管与过热器处，在点火升压的过程中，过热器管道的蒸汽流量较少从而引起过热；3）化学监督不严致使蒸汽品质下降，造成过热器管内积垢从而引起超温；4）减温水系统故障从而引起蒸汽温度增高；5）高加长期使用率低造成给水温度偏低，从而使蒸汽的温度偏高。结论
研究过热器管道失效的原因是一项复杂的工程，应该从运行工况、技术改进等方面进行全面考虑。过热器管道失效的原因有很多，要想防止电站锅炉过热器管道爆漏，必须从根源做起，做好制造、运行、检修全过程的监督，严格执行管道防爆管理制度，提高设备可靠性，从而最大限度地降低过热器管道爆漏事故的发生的可能性。
参考文献
[1]王莹，吴少华，秦裕琨.大型电站锅炉过热器爆管原因综述及对策[J].中国电力，1998（10）：26-29.[2]吴晶.某电厂600MW亚临界锅炉运行优化及末过爆管原因分析[D].北京：华北电力大学，2014.[3]陈振声.华能福州、大连电厂锅炉爆管原因分析及改进措施[J].福建电力与电工，1994（3）：21-24.[4]何喜梅，闫斌，张棉绒，等.高温过热器爆管分析[J].青海电力，2008，27（3）：57-59.[5]高岩，郑志军.火力发电锅炉“四管”部件失效形式和机理概述[J].金属热处理，2011（36）：18.[6]祝毅，杨宁，徐耀良，等.600MW超临界锅炉过热器爆管原因及改进措施[J].华东电力，2011，39（8）：1340-1342.
第四篇：锅炉承压管道泄漏原因分析及应对措施
锅炉承压管道泄漏原因及应对措施
xxxx有限公司#
1、2机组分别于2011年8月11日和2011年10月5日完成“xx”工程正式投入商业运行。锅炉设备由xx锅炉厂有限公司制造，型号为：DG2030/17.5-II8。
承压管道的泄漏主要就是指水冷壁管、过热器管、省煤器管、再热器管及相关附属管道的泄漏。xxxx有限公司#
1、2机组自投产以来，共计发生过8次锅炉承压管道的泄漏事件，其中水冷壁2次，省煤器1次，过热器5次（#1炉包墙过热器2次、#1炉高过出口A侧放空气管泄漏2次）。
一、承压管道泄漏原因分析
1、引起锅炉承压管道泄漏的原因很多，包括设计、制造、安装、检修、运行、及煤种等多方面，某一管道泄漏故障往往非单一因素所致，而是多种因素同时存在并交互作用的结果。依据各个燃煤发电厂统计“四管”泄漏事故的统计数据来看，磨损、焊接缺陷、过热、腐蚀、疲劳拉裂等是引起锅炉承压管道泄漏的主要原因。同时也可将其分成三大类： a、慢性、积累型泄漏：包括由疲劳、腐蚀、蠕变、磨损等引起的管道泄漏，统称为a类型。这类问题一般与运行时间相关，随着机组运行累计时间的延长和设备的老化，这类问题呈现上升趋势。b、先天缺陷引起的泄漏：这往往由于制造、安装或检修等环节的质量控制问题引起，如焊接缺陷、缺陷部位的寿命因缺程度的大小变化很大，统称为b类型。这一类型管道泄漏随时间的推移呈逐渐下降的趋势。
c、快速、随意型泄漏：这类泄漏往往是由于运行中的短期异常问题引起，比如运行中的汽水回路流量中断、吹灰器异常吹损等，统称为c类型。与前面两类不同，这类炉管泄漏问题一般是由短期因素作用引起，它发生的几率与机组的运行时间无关。
2、结合我公司发生的锅炉承压管道泄漏情况分析统计来看，其中主要由于设计不良或施工环节存在问题导致管道疲劳拉裂5次（#1炉省煤器管泄漏，#1炉前包墙过热器泄漏2次，#1炉高过出口A侧放空气管泄漏2次），焊接缺陷2次（#1炉水冷壁垂直管束泄漏，#2炉冷灰斗处泄漏），设备质量1次。为类型b和a类型或b和c类型协同下导致管道泄漏。
二、预防措施
防承压管道泄漏是一项综合性工作，必须有整体观念，比如汽机凝汽器泄漏影响汽水品质；化学对汽水品质和垢量的监控；金属对泄漏管的金相分析、焊口探伤等，因此需要相关专业的共同协作与配合。随着我厂机组运行时间的增加，a类主导因素的管道泄漏比例将会增加，这也是重点需要进行预防的对象。
1、根据我厂设备的特点，重点加强检查，检查时要求全面、仔细、认真。检查的内容有：
（1）水冷壁管燃烧器两侧、炉膛四角、冷灰斗、水冷壁管与包墙交界处等这些部位需重点检查，除仔细检查外观状况外，还要视情况测量水冷壁壁厚。
（2）省煤器管主要检查磨损情况，其次是腐蚀，包括管外腐蚀及管内腐蚀。靠墙、弯头及节距不均处，易形成烟气走廊，管卡和防磨片易变形松动，都是磨损剧烈之处，须重点检查。检查管道外观与壁厚，大修期间还须割管检查内部结垢情况。针对#1炉省煤器U型管90°弯曲位置在制造商弯制省煤器弯管过程中，炉管金属变形不均而形成环向张应力现象应进行抽样检查（建议取30个弯头进行张应力检查分析）。
（3）过热器主要检查过热烧坏与磨损。对热负荷最高的管道和屏过下部，应重点检查蠕胀。低温过热器应重点检查管道的磨损。包墙过热器应重点检查与其它受热面与其靠近出，因为这些地方都易出现磨损。
（4）高温再热器除重点检查磨损情况外还需检查其蠕胀情况。低温过热器重点检查边排管和弯头磨损情况。
（5）吹灰器附近管束及吹灰器下方省煤器管件应重点检查管道磨损情况。
（6）针对#1锅炉高过出口联箱左侧放管座与管子焊口泄漏事件应对锅炉排空气、取样等小管道与母管焊接位置支吊架进行检查，同时对该类型焊口重点监视检查。
（7）针对运行中炉外小管管座爆裂的预防及整改要求；加强炉外小管的现场巡查，发现振动较明显的管段，拆卸管座部位的保温装置，利用目测方法进行检查外观管壁及焊口部位有无异常。利用停机机会对炉外小管管座进行着色探伤检测，发现问题及时处理。
（8）对采购的高温高压管道，验收时除了有合格检测证明外，对于不锈钢类的管道，还需逐根进行外观宏观检查，发现可疑还需进一步进行着色检查，防止管道制作的缺陷。
2、检修管理落实
（1）承压管道的检修中要始终把质量放在第一位，保证检修质量。焊口施工前要进行材质光谱分析，焊接时严格执行焊接工艺要求，焊后要做无损探伤检验。
（2）我厂调峰负荷变化较大，由于频繁变负荷运行，锅炉水冷壁热胀冷缩，易使壁面的氧化膜脱落，为高温腐蚀提供了有利条件，另外，如果负荷变化太快而影响正常的水循环，导致水冷壁局部温度升高，也会加速高温腐蚀。建议对水冷壁进行喷涂防磨，可有效的地保护水冷壁，使其不在发生高温腐蚀。
（3）检查过程中磨损、腐蚀超标的防磨片、管件应及时进行更换。并建立起检查更换台账。
（4）确保炉管泄漏检测系统的稳定与可靠性。
（5）制定炉外小管管座台账，制定专门巡检部位监视表。（6）禁止使用乙炔切割的形式进行管道切割，条件不允许必须使用乙炔切割时，应去除10mm范围内硬化区并且做好防止焊渣掉入管道内的措施。
3、运行管理
（1）严格遵守锅炉安全操作规程。严格控制锅炉运行参数，加强管壁温度监视，加强锅炉燃烧调整，防止气流刷墙、贴壁、火焰偏斜，减少烟温偏差和受热面热偏差。
（2）重视吹灰器正常投入和退出的可靠性，不但要求确保其机械部分能正常运行，而且从其控制系统的逻辑设置来确保吹灰器的正常投入和退出，避免吹损受热面管。
（3）加强化学监督工作，确保锅炉给水，炉水水质遵循锅炉给水标准。严格执行化学清洗的规定，做好锅炉停用期间的保养工作。
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。
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