鍋爐低溫再熱器泄漏原因分析及處理措施

姚東民

（大唐河北發(fā)電有限公司馬頭熱電分公司，河北 邯鄲 056044）

1 設(shè)備概況

大唐河北發(fā)電有限公司馬頭熱電分公司（簡稱“馬頭電廠”）9、10號鍋爐為東方鍋爐廠生產(chǎn)的DG 1025／17.4－Ⅱ12型、亞臨界參數(shù)、四角切圓燃燒、自然循環(huán)、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態(tài)排渣、半露天布置、全鋼構(gòu)架汽包爐。沿煙氣流向依次為水冷壁、屏式過熱器、高溫過熱器、前水冷壁拉稀管、高溫再熱器、后水冷壁拉稀管、前包墻過熱器拉稀管，尾部煙道前豎井布置有低溫再熱器、后豎井布置有低溫過熱器，省煤器位于低溫過熱器之下預(yù)熱器之前。低溫再熱器蛇形管分為水平段和垂直段，其中，水平段共五組，沿爐寬共98片，順列逆流布置，6根管圈繞制，除需焊接支撐耳板的外圈管為φ63.5 mm×6mm 外，其余均為φ60mm×4mm。下三組水平段材料為SA－210C，上數(shù)第二組水平管組（由下往上）材料分別為SA－210C、12Cr1MoVG，上數(shù)第1組水平管組的材料為12Cr1MoVG。

2 存在的問題

9號、10號鍋爐分別于2009年12月24日 和2010年5月18日投入運行。2011年2月9日，9號爐低溫再熱器北數(shù)第10排，上數(shù)第5根發(fā)生了泄漏。2011年4月22日，10號爐低溫再熱器上數(shù)第二組左數(shù)第1排，上數(shù)第4根尾部彎頭外弧處發(fā)生泄漏。2011年11月5日，9號爐低再上數(shù)第三組南數(shù)第28排，上數(shù)第3根前部彎頭外弧直段處發(fā)生泄漏，均導(dǎo)致機組被迫停運檢修。3次泄漏均是壁厚減薄明顯，為飛灰磨損泄漏，漏點集中在低溫再熱器受熱面尾部彎頭及兩側(cè)邊排管段。

3 原因分析

針對該問題，從9 號、10 號鍋爐低溫再熱器受熱面飛灰磨損機理、受熱面布置、燃用煤種、運行調(diào)整、檢修等方面進行分析，找出低溫再熱器受熱面泄漏的原因。

3.1 磨損機理

煙氣流過受熱面時，其中的飛灰顆粒對受熱面管壁將產(chǎn)生沖蝕。當灰粒相對管壁表面的沖擊角較小，甚至接近平行時，灰粒主要對管壁產(chǎn)生沖刷磨損。此時灰粒垂直于管壁表面的分力使它楔入被沖擊的管壁，而灰粒與管壁表面相切的分力使灰粒沿管壁表面滑動，2個分力合成的結(jié)果對管壁表面起到切削作用，使管壁表面金屬顆粒脫離母體而流失。在大量飛灰長期反復(fù)切削作用下，管壁表面將產(chǎn)生磨損。當灰粒相對管壁表面的沖擊角度較大，或接近于垂直時，灰粒主要對管壁產(chǎn)生撞擊磨損。飛灰顆粒以一定運動速度撞擊管壁表面，使管壁表面產(chǎn)生微小塑性變形或顯微裂紋，在大量灰粒長期反復(fù)撞擊下，逐漸使塑性變形層脫落而產(chǎn)生磨損。因此鍋爐尾部受熱面的飛灰磨損是沖刷磨損與撞擊磨損綜合作用的結(jié)果。飛灰磨損的速度主要取決于灰粒的煙氣流速、飛灰濃度、灰粒的物理化學性質(zhì)、灰量等等。據(jù)試驗研究證實管束的磨損量與含灰氣流速度的3～3.5次方成正比，平均煙速過高磨損量會急劇增加。造成尾部受熱面磨損，主要是局部煙速過高。飛灰濃度大，磨損量也大，有時平均飛灰濃度并不高，而局部飛灰濃度過高，撞擊次數(shù)增加，磨損加快。

3.2 入爐煤質(zhì)偏離設(shè)計值

因煤碳市場變化，馬頭電廠自2010年4月開始進行入爐煤摻配煤泥，實際入爐煤的各項指標較設(shè)計值有較大變化，見表1。

表1 煤質(zhì)指標

由表1可以看出，實際燃煤灰分是設(shè)計值的1.5倍，相應(yīng)鍋爐受熱面磨損速率比設(shè)計值增加1.5倍。配煤摻燒后灰分硬度加大，消缺時檢查該部積存灰渣，其堅硬度感覺較明顯，由于煙溫降低飛灰灰粒變硬，造成了鍋爐受熱面的磨損加劇。目前，馬頭電廠實際燃用的煤質(zhì)與設(shè)計煤種相差很大，實際入爐煤收到基灰分含量較設(shè)計煤種高30%左右。在燃用劣質(zhì)煤時，煙氣飛灰濃度增加，磨損速率隨之增加。

3.3 煙氣分配不均

機組投運后，再熱汽溫為520～532 ℃，低于設(shè)計值。運行人員通過調(diào)整煙氣擋板開度，增加低溫再熱器側(cè)煙氣量的手段來提高再熱汽溫，低溫再熱器側(cè)煙氣擋板始終保持在100%。當機組負荷在250～300MW 時，過熱器處擋板開度一般為70%～90%；當機組負荷在200～250 MW 時，低溫過熱器底部擋板開度一般為40%～60%，由表2、表3數(shù)據(jù)可知，運行中漏點附近處煙氣流速明顯超過設(shè)計所需煙氣流速。因此，通過低溫再熱器的煙氣流量和流速增加，致使低溫再熱器處磨損加劇，縮短了爐管壽命。

3.4 設(shè)備結(jié)構(gòu)的影響

低溫再熱器布置在尾部豎井煙道的前部，當煙氣從水平煙道流入對流豎井時做90°轉(zhuǎn)彎并下行，靠近拐彎處煙氣流速增加，在離心力作用下，飛灰顆粒向前側(cè)聚集，飛灰濃度增大。因此在設(shè)計結(jié)構(gòu)上，低溫再熱器管排靠近中隔墻的尾部彎頭部位屬磨損嚴重區(qū)域。為防止此區(qū)域的管排發(fā)生異常磨損，設(shè)計上一般設(shè)有帶孔的均流板，而9號、10號鍋爐未設(shè)計均流板，在尾部中隔墻過熱器處加裝了寬度為200mm 的遮煙板。200mm 遮煙板僅能遮擋外1～2圈尾部的彎頭，運行中，尾部的飛灰聚集在遮煙板上，改變方向后，增加了煙氣對低溫再熱器尾部彎頭的磨損。

表2 改變煙道擋板開度對煙氣流速的影響

表3 實測低溫再熱器側(cè)漏點處煙氣流速

對于順列布置的管排，磨損最為嚴重的管段為管排第1根管、出列管、3倍節(jié)距處的管子，2011年11月5日9號爐低溫再熱器泄漏管子有輕微出列現(xiàn)象，出列長度約為20mm，處于順列管排磨損嚴重區(qū)。

3.5 機組長期高負荷運行

9號、10號機組投運后，一直維持較高負荷下運行。僅調(diào)取2010年8月10日至2011年01月31日機組負荷數(shù)據(jù)，機組平均負荷為264.3 MW／h。其中高負荷（≥250MW／h）運行時間占總運行時間的65.9%。日均最高發(fā)電量達到6 900 MW，負荷達到287.5 MW／h，長期高負荷運行，且入爐煤熱值降低的條件下，因燃煤量、煙氣量、煙氣流速、灰量增加，磨損速率必然增大。

3.6 設(shè)計煙氣流速

對于鍋爐燃用灰分為25%～30%的煤種，尾部豎井內(nèi)管排間煙氣流速推薦值不宜超過9 m／s［1］。煙道中煙氣溫度已降低至600～700℃，飛灰灰粒變硬，對受熱面管壁磨損速率增大。而9 號、10 號爐低溫再熱器設(shè)計煙氣流速為11m／s（經(jīng)現(xiàn)有煤質(zhì)校核煙氣流速為12 m／s），高于鍋爐設(shè)計推薦值。9號、10號爐入爐煤設(shè)計灰分31.5%，低溫再熱器煙氣流速12m／s；因此9號爐低溫再熱器處煙氣流速設(shè)計是不合理的。若某受熱面設(shè)計煙氣流速為9 m／s，設(shè)計壽命為10年，煙氣流速實際為12m／s，則該受熱面實際使用壽命為3.87年。

4 處理措施

綜合以上分析可知鍋爐低溫再熱器發(fā)生泄漏的主要原因是飛灰磨損嚴重。因此，可采取以下措施降低飛灰磨損。

對低溫受熱面進行全面防爆檢查，對磨損部位用測厚儀進行測厚，根據(jù)測厚結(jié)果添加防磨護板或更換磨損超標的管段。對所有低溫再熱器每排上數(shù)第3、4、5根后側(cè)外彎頭、下數(shù)第1、2根后側(cè)內(nèi)彎頭；低溫過熱器每排上數(shù)第2、3根后側(cè)外彎頭，下數(shù)第1、2根后側(cè)內(nèi)彎頭；省煤器每排上數(shù)第2根后側(cè)外彎頭，下數(shù)第1根后側(cè)內(nèi)彎頭添加防磨護板。在每組低溫再熱器靠近中隔墻處、低過及省煤器靠近后包墻處加裝煙氣均流板，寬度須覆蓋最內(nèi)圈蛇形管彎頭，且保證煙氣流場通暢。

4.1 嚴禁鍋爐超出力運行

鑒于2臺DG 1025／17.4－12型鍋爐低溫再熱器煙氣流速設(shè)計偏高，入爐煤嚴重偏離設(shè)計值，低溫再熱器加裝護板后通流面積進一步減小，安裝過程中存在管排不均勻性，局部煙氣走廊難以消除等客觀因素無法改變，即使受熱面煙氣流速不超設(shè)計值磨損速率也高于正常水平。冬季供熱期間因供熱量增加，鍋爐蒸發(fā)量升高，鍋爐會出現(xiàn)超出力運行工況，此時煙氣量升高，各受熱面煙氣流速增加。嚴禁鍋爐蒸發(fā)量超出960t／h（BRL 工況即額定工況，鍋爐廠設(shè)計值949.2t／h，考慮一次調(diào)頻影響暫定960t／h，不超鍋爐BMCR 工況1 025t／h）；主、再熱汽溫545℃工況運行；各受熱面不超壁溫；煤質(zhì)變差時嚴禁強帶負荷。

4.2 調(diào)整煙道擋板開度

通過低溫再熱器處煙氣流速試驗測算，原過熱器側(cè)煙道擋板開度可以保證低溫再熱器處煙氣流速不超設(shè)計值，但為降低受熱面磨損速率，機組在正常運行中按以下蒸發(fā)量區(qū)間確定過熱器側(cè)煙道擋板最小開度如下：

840t／h≤蒸發(fā)量＜960t／h，過熱器擋板開度100%，再熱器側(cè)煙氣擋板開度維持在60%～70%。當再熱汽溫度低于520 ℃時，可適當開大再熱器側(cè)煙道擋板，再熱汽溫仍持續(xù)降低，可關(guān)小過熱器煙道擋板，最低可關(guān)至80%；

750t／h≤蒸發(fā)量＜850t／h，過熱器煙道擋板最低可關(guān)至70%；

600t／h≤蒸發(fā)量＜750t／h，過熱器煙道擋板最低可關(guān)至60%；

蒸發(fā)量＜600t／h，過熱器煙道擋板最低可關(guān)至50%。

4.3 保持合適氧量

根據(jù)變氧量調(diào)整試驗結(jié)果，2 臺鍋爐在以下氧量范圍內(nèi)綜合考慮排煙損失、再熱汽溫為機組經(jīng)濟性最佳工況點：

850t／h≤蒸發(fā)量＜960t／h，氧量維持在4.5%±1.0%；

600t／h≤蒸發(fā)量＜850t／h，氧量維持在5.0%±1.0%；

蒸發(fā)量＜600t／h，氧量維持在6.0%±1.0%。

4.4 落實全過程管理措施

嚴格執(zhí)行《鍋爐壓力容器安全監(jiān)察暫行條例》、《電力工業(yè)鍋爐壓力容器監(jiān)察規(guī)程》、《電力工業(yè)鍋爐壓力容器檢驗規(guī)程》、《火力發(fā)電廠金屬技術(shù)監(jiān)督規(guī)程》、《中國大唐集團公司技術(shù)監(jiān)控管理辦法》、《中國大唐集團公司金屬監(jiān)督技術(shù)管理制度》以及其他相關(guān)規(guī)定，公司成立防四管泄漏管理網(wǎng)，明確各部門責任。把防止鍋爐承壓部件爆破泄漏事故的各項措施落實到運行、檢修和生產(chǎn)管理的全過程工作中。

4.5 重點部位逢停必查

對重點部位防磨防爆檢查做到逢停必查。水冷壁包括燃燒器區(qū)域內(nèi)水冷壁的宏觀檢查；爐膛開孔周圍水冷壁管的磨損腐蝕情況；選擇熱負荷最大的部位進行割管檢查；爐膛四角及燃燒器相聯(lián)處水冷壁管因膨脹不暢而拉傷的情況檢查；水冷壁管高溫區(qū)管子的壁厚檢查等。過熱器、再熱器檢查管排磨損及蠕變脹粗、鼓包情況，對于在運行監(jiān)視中發(fā)現(xiàn)經(jīng)常超溫的管子應(yīng)重點檢查：受熱面平整度檢查，主要是檢查管子的節(jié)距，查出有無出列管；四邊的管子彎頭及穿墻管的磨損情況：固定卡及吊卡的檢查與調(diào)整，以及被夾管子的碰磨情況檢查：過（再）熱器的管壁溫度測點檢查及校驗，包括測點是否松動、燒損、測點數(shù)量等。低溫受熱面主要是防磨裝置的檢查和整理：低溫再熱器、低溫過熱器、省煤器前后左右邊的管子、彎頭及穿墻處管子的磨損情況；管排及其間距變形情況檢查及整理；爐墻應(yīng)檢查爐墻的膨脹接合縫處，穿墻管的密封情況等。

5 結(jié)束語

再熱器受熱面泄漏會導(dǎo)致鍋爐被迫停運，從飛灰磨損機理受熱面布置、燃用煤種等方面對泄漏發(fā)生的的原因進行剖析，根據(jù)原因提出相應(yīng)的處理措施，馬頭電廠9號、10號鍋爐在檢修、運行中采取措施后，低溫受熱面磨損速度明顯減緩，磨損情況處于可控、在控狀態(tài)。鍋爐熱態(tài)運行良好，在檢修周期內(nèi)未發(fā)生低溫再熱器飛灰磨損泄漏缺陷，確保了機組的安全長周期運行。

［1］袁鎮(zhèn)福，劉志敏，田子平.電站鍋爐原理［M］.北京：中國電力出版社，1997.