大型电站锅炉过热器失效原因分析及对策

1、概 述

电站锅炉过热器等高温受热面的工作条件比较恶劣，锅炉过热器超温爆管的现象较普遍，不论是国产型、引进型、进口型都发生过超温爆管事故，炉管爆破直接影响锅炉的安全经济运行。这里对过热器的损伤机理进行分析：炉管损伤主要由超温引起，长时间的超温导致的蠕变损伤是管束金属失效的主要原因，直接影响受热面寿命，严重影响机组的安全运行。邹县发电厂Ⅲ期工程2×600MW 机组，锅炉是美国Foster Wheeler 公司生产的亚临界中间再热自然循环单汽包2020t/h 燃煤锅炉。过热器由五级组成：顶棚、包覆、初级（低温）、分割屏（全大屏）和末级（高温）过热器。蒸汽从初级过热器出口联箱引出，经一级喷水减温器送到分割屏入口联箱。再热器为一级再热器，分为高温段、中温段、低温段。

2、受热面超温原因分析

2001至2003年，分割屏过热器相继发生爆管现象（目前改造后已消除了泄漏隐患）。宏观检查分割屏爆口似桃形，呈长期过热特征，附近管子表面发黑、氧化剥皮，管材球化3～4级，机械性能不合格；检查末级过热器爆口开阔，呈脆性撕裂，氧化皮不厚，胀粗不明显，附近的组织为奥氏体，少量碳化物沿晶界析出，并有晶界孔洞，呈短时过热特征。分析过热的原因有以下几个方面引起：

2.1 热偏差

过热器同屏管间吸热偏差较大是造成超温的主要原因。同一屏中各根管子进出口汽温有很大的偏差，同屏各排管子受炉膛或屏前烟气辐射的角系数也不同，因而各排管子的吸热偏差大，特别是外管圈、最内管圈吸热量大，热偏差大，该部位最易超温爆管。为减少热偏差，该炉在各级过热器均采用了节流圈。当初设计节流孔时，考虑到外侧的管排因离火焰中心距离近，受到高温辐射，所以94～126 管排没有设计节流孔，而只将管排内侧的93 排管子加装节流孔，而且1～31 管排孔径最小只有11.11mm。末级过热器在受热负荷较少的11～13 内管圈节流孔径为19.84mm。由于结构和运行条件的影响，运行中节流孔小的管子的蒸汽温度和焓增量超过了整个管组的平均值，即产生热偏差的管子，管内蒸汽温度较高，甚至远超过了金属的管壁温度，从而造成长期严重超温。

2.2 煤质变差

由于电煤供应日趋市场化、多元化，造成煤质波动幅度增大，使锅炉燃煤偏离设计煤种，挥发分含量降低，煤粉气流着火温度显著升高，着火热也随着增大，着火困难，达到着火所需的时间变长，燃烧稳定性降低，着火中心上移，炉膛辐射受热面吸收的热量降低，对流受热面吸收的热量增加，造成了锅炉运行调整困难，加大了锅炉的热偏差，虽然主汽温度不超温，但容易造成过热器超温甚至爆管。

2.3 燃烧器内部损坏缺陷

该炉为前后墙浓淡分离旋流式燃烧器，经过多年的运行，发现燃烧器内部的耐磨陶瓷破碎、脱落，有的耐磨陶瓷板松脱后卡在燃烧器的内套管上，还有的一次风喷口烧毁变形，燃烧器旋口的耐火材料烧损脱落和结焦。严重的影响了燃烧器通道内一次风粉气流的正常旋流。由此造成燃烧器喷口喷出的一次风旋流强度降低，而且许多破碎的耐磨陶瓷板被吹至燃烧器的喷嘴，堵塞浓淡喷口下部（浓）喷口，减少了其通流面积，迫使较浓的煤粉通过中心（淡）喷口，有的燃烧器浓淡喷口已经烧毁严重变形。不但降低了通过燃烧器旋转后分离在外侧煤粉浓度，结果还使喷出一次风的刚性增强，也就减弱了旋流强度，形成直流喷出。严重的影响了二次风旋流强度，由于一、 二次风旋流方向与强度的改变，造成燃烧器喷口外侧卷吸高温气流的能力差了，因而着火点远了。

2.4 低负荷运行造成炉膛辐射过热器超温爆管

受电网负荷需求的影响，自投用以来，锅炉经常带50%～70%的低负荷，且调峰较频繁，调整幅度也较大。负荷变化时辐射过热器受热情况：当负荷从低往高增加时，燃料和风量增加，此时炉膛温度有所提高，辐射传热量也将增加。在360MW～420MW 负荷时吸收的辐射热份额并不比600MW 负荷时吸收的辐射热少多少，而分割屏内的蒸汽流量下降的幅度较大，且存在较大的流量偏差。但是，因炉膛温度提高得不多，辐射传热量的增加赶不上蒸发量的增加，辐射传热的比例却下降了，即辐射传热相对减少了。由于负荷和燃料增加，流过对流过热器的烟气质量流速与炉膛出口烟温升高使传热增加，超过由于过热器内蒸汽量的增加所引起的吸热增加。分割屏多数爆管位置在（A 区）前（南）数31 排以内，即节流孔径比较小的管排，本来加装节流孔是按照锅炉正常负荷和正常燃烧工况设计的。现在由于锅炉负荷偏低，燃烧工况紊乱，火焰中心改变并上移，分割屏上段内侧炉膛温度不正常升高，再加上节流孔限制流量，使工质冷却受热面管排能力降低。

2.5 机组启动初始阶段，水塞造成锅炉末级过热器爆管

因立式末级对流过热器的疏水管装在上部联箱上，锅炉水压试验后，过热器管子内积存的水放不出去。锅炉停运过程中，部分蒸汽凝结水积于过热器U 形管下部。位于末级过热器的减温水喷头处的东西八排处的管子，锅炉点火启动初期，负荷较低时，减温水量过大，减温水未变成蒸汽就进入U 形管内。在锅炉起动过程中，立式对流过热器部分蛇行管下部，因各种原因在U形管内存有积水，形成水塞，因此造成管子内蒸汽停滞。对流过热器内的积水，在锅炉点火后经过相当长的时间才会逐渐蒸发掉。在点火初期投入的燃烧器较少，炉膛热负荷分布不均，高压加热器尚未投入，给水温度较低。为节约点火用油，投粉较早，炉膛热负荷增加较快，减温水投入较早且用量超标。外管圈吸收的热量多，积水先蒸发掉，蒸汽便由该管通过，该管的水塞消除，内管圈吸收的热量少，蒸汽在过热器管内的流速低，进出口联箱压差小，该压差不能消除内圈U形管内的积水，由此造成较长时间的水塞现象。因水塞现象造成内管圈无蒸汽流通，炉管长时间得不到冷却，使末级过热器超温爆管。

3、采取对策

针对分割屏过热器、末级过热器超温爆管的情况，从运行和检修两个方面采取了如下的对策：

3.1 运行方面。在机组运行时，做好机组的调整工作。

3.1.1 烟气侧的调节，改变过热器的对流吸热量，通常靠改变经过过热器的烟气量和烟气温度来实现。燃烧工况的改变对汽温有一定影响，因此，在锅炉运行中，根据煤质变化实际情况，改变上、下层燃烧器的运行方式，从而改变火焰中心的位置和炉膛出口烟温，并通过调节风量挡板，使流经过热器的烟气量发生变化而达到调节汽温的目的。应注意的是，燃烧器的运行方式和风量的调节，首先应满足燃烧的要求，这有利于设备的安全和提高锅炉效率，因此烟气侧调整只能作为辅助手段。

3.1.2 控制壁温的变化。在经常发生超温和爆管的管段加装壁温测点，当壁温超过报警温度时，调整燃烧方式，保持合理的风、粉配比和一、二次风量配比，应保证煤粉迅速着火、燃烧完全，合理的送、引风配比，可保持炉膛的负压，减少漏风，建立良好的炉内空气动力场和燃烧的稳定性，避免炉内温度过高、火焰中心偏斜，造成过热器的热偏差增加，适量投入减温水，控制负荷的增加。

3.1.3 加强吹灰工作。确保吹灰器的正常投用，在低负荷时，为避免过热器超温增加炉膛吹灰次数，安装智能吹灰系统，根据受热面的污染程度吹灰，保持受热面的清洁，使受热面受热均匀。实践证明，每次吹灰受热面的温度会降低20℃～30℃，由此可见吹灰对锅炉受热面壁温的影响程度较大。按程序吹灰，是锅炉过热器安全运行的必要手段。

3.1.4 为防止对流过热器因水塞导致超温甚至爆管，采取多种措施消除水塞。当水压试验后，只打开过热器系统的疏水门、空气门，暂时不开其他各门，将管束内的积水利用虹吸现象把水吸出去。在锅炉启动初期，不要过早停油投粉，50％负荷下尽量不投减温水。控制启动速度，炉膛热负荷分布均匀，定期切换油枪和煤粉燃烧器，低于20％负荷时，控制末级过热器的烟温在650℃内，超过该温度时，应控制煤粉燃烧器的运行。

3.2 检修方面。在检修过程中，搞好过热器的防爆检验工作。

3.2.1 针对设备的过热情况制定防磨计划，利用停炉机会有计划地对锅炉受热面进行整治；充分利用机组大修机会对锅炉受热面进行重点整治，胀粗、热腐蚀严重超标的管子及时予以更换。利用超声波内层氧化皮测厚仪，检查高温区管的氧化皮厚度情况，当氧化皮厚度超标时，及时换管。检查管子的表面是否有微裂纹，有裂纹时更换。管材达不到抗氧化温度时，提高管材的安全裕度等级。

3.2.2 做好胀粗测量，合金管不大于2.5％，碳钢管不大于3.5％。检查高温区向火侧高温腐蚀情况，发现有严重腐蚀坑部位，打磨测厚，当厚度不能满足强度要求时，更换管子。

3.2.3 认真学习和执行国家和电力行业有关技术规程和法规，做好过热器管的寿命评估，进行金相组织分析和机械性能试验。当发现珠光体球化严重时，机械性能试验低于标准要求时，制定更换计划。做好记录整理和档案管理，研究过热器管的损坏规律。停炉后通过测量锅炉管内壁氧化层厚度及金属层厚度，解决电厂锅炉管金属壁厚测量方法存在的问题，为锅炉金属管壁实际运行温度提供间接有效的检测手段，进而在考虑温度、应力、壁厚减薄等综合因素情况下估算每根管子的剩余寿命。在掌握了每根管子的剩余寿命后及时合理更换管子，减少和防止过热爆管事故的发生。

3.2.4 利用停炉机会，及时修复损坏的燃烧器，保证燃烧器建立良好的空气动力场，燃料与空气充分汇合，使燃料充分燃尽。

4、结论

综上所述，本文讨论锅炉过热器爆管的原因是多方面的，通过运行和检修采取上述行之有效的措施，使过热器爆管事故的频发得到了控制，同时为同类型机组提供借鉴价值。