火電機組深度調峰鍋爐四管防爆策略研究

王晉一，常永利，張忠華，楊道澍

(1.中國華能集團有限公司東北分公司，遼寧 沈陽 110000;2.華能國際電力股份有限公司營口電廠，遼寧 營口 115000)

0 前言

為響應國家電網政策，各大火電廠紛紛參與深度調峰，有的電廠對現役機組進行了改造，采用低壓缸零出力調峰，有的采用電鍋爐蓄熱調峰，有的采用儲熱罐通過儲放熱實現熱電解耦等。采用這些手段可有效緩解調峰壓力，但伴隨的機組經常性快速啟停、負荷大幅度波動等給鍋爐的安全運行帶來了重大隱患，會對鍋爐和汽輪機壽命產生不利影響，尢其是鍋爐受熱面泄漏率隨著運行的積累不斷提高，因此，做好鍋爐四管泄漏預防并采取有力應對措施是當前保障火電廠安全運行的關鍵。

1 鍋爐四管泄漏影響因素

1.1 頻繁調峰受熱面金屬熱應力的影響

某廠鍋爐為國外進口亞臨界壓力一次再熱控制循環鍋爐，燃燒方式為四角布置、正切燃燒，鍋爐額定蒸發量1 150 t，過熱器出力壓力17.26 MPa，出口溫度541 ℃。

2014年1月，機組正常運行調峰減負荷過程中，當負荷從350 MW減至220 MW時，爐管監測系統顯示黃色警告狀態，運行巡檢發現鍋爐21.8 m標高4號角附近有異音，現場監視畫面相關運行參數、爐膛負壓、火檢及給水流量等均顯示正常，經過廠內研究決定機組保持繼續運行，同時采取加強監視等手段。

4天后，爐管監測系統在黃色和紅色報警之間頻繁變動，就地聲音增大，初步判斷21.8 m標高4號角附近水冷壁管泄漏，經請示調度同意后機組停運。停機后檢查發現在鍋爐4號角C層燃燒器上二次風噴嘴右側的后墻水冷壁管21.3 m標高上，水冷壁管泄漏3根，減薄2根。其中第一漏點為2號管的鰭片部位，有一直徑為3 mm的小孔，斜向吹掃1號管的表面2點鐘位置，在此形成第二漏點；第二漏點為2個小孔，其中一孔吹掃3號管的10點鐘方向和4，5號管表面，在3號管上形成第三漏點；第三漏點又吹掃2號管，形成第四漏點；4，5號管表面減薄。泄漏點附近其他管段有被輕微吹掃現象，經測厚檢查均在正常范圍內，脹粗檢查未發現異常現象。

經分析得知，1號管為停機前檢修過程中新更換的新水冷壁管，2～5號管為原水冷壁管，第1泄漏點位于2號原管與新鰭片焊接部位，泄漏點孔徑為3 mm左右，泄漏處管壁無明顯變形，外壁無氧化；經機加工后觀測第一泄漏點內壁表面，內壁無結垢現象，無腐蝕現象，內表面光滑，膛線清晰。

在與第1泄漏點外壁對應的內壁位置上有一長2 mm、寬1 mm的小孔，初步分析為水冷壁管存在夾渣或氣孔等原始缺陷；改造施工后，新水冷壁管與舊水冷壁管連接鰭片焊接處因新舊管子焊接后所產生的應力差異未得到充分釋放，加上機組頻繁調峰，鍋爐變工況運行成為常態，交變應力的不斷變化使得缺陷進一步擴大，最終產生了泄漏。

1.2 頻繁調峰受熱面金屬溫升的影響

某電廠3，4號機組鍋爐型號為HG-1795/26.15-YM1，2007年相繼投產，采用內螺旋一次垂直上升膜式水冷壁，分為上、下兩部分。

下部水冷壁包括冷灰斗，上、下部水冷壁之間裝設一圈中間混合集箱過渡，下部集箱采用小直徑下聯箱，水冷壁各墻的每個聯箱上，分出103根φ42.7×6管子，通過三叉管過渡的方式與小直徑水冷壁管(φ28.6)相接。除燃燒器噴口區域16根采用1次三叉管從下聯箱引出外，其余380根均采用2次三叉管從下聯箱引出。每面墻共布置有396根28 mm×6.4 mm的水冷壁管，材質為低合金鋼SA213-T12(P12)，適用溫度限530 ℃。根據爐膛熱負荷分配，在103根水冷壁管子上，嵌焊入不同直徑的節流孔，左右墻一致，前后墻一致。

2014-08-07，在運行中發現壁溫監視系統顯示后墻336號測點出現壁溫超500 ℃的報警，將該部位爐膛中部集箱下保溫打開，發現336號測點組(代表第333～336根管子，對應第88個節流孔)以及第345～348根管子(無壁溫監視測點，對應第91個節流孔)呈暗紅色超溫狀態，此處對應底部聯箱節流孔徑為φ7.5。通過就地檢查和溫度測量，初步判斷該處水冷壁具有超溫現象，該處水冷壁底部聯箱對應節流孔可能有異物堵塞，可能為流經該管的工質流量減少所致。

(1) 通過對該廠3，4號爐爐管超溫情況的分析發現，2012年4月，3號爐水冷壁換管改造后，曾先后發生過2次超溫現象，一次是102號測點顯示超溫，一次是左墻112號測點溫度偏高，同時左墻110號管子(無測點)呈暗紅色。本次336號測點組又發生類似超溫現象，雖經采取措施降低了機組運行參數，但該處壁溫仍不能盡快恢復，最終導致該處水冷壁管子爆開。

(2) 通過對2臺鍋爐水冷壁管壁溫分布情況分析可知，在水冷壁各面墻燃燒器相對區域，水冷壁金屬溫度偏高；水冷壁前墻和左墻平均壁溫高于后墻和右墻，其中后墻溫度較低且壁溫分布較為均勻；在機組不同負荷段時，水冷壁節流孔圈孔徑較小的區域內水冷壁管子壁溫偏高，部分時段最高點都超過了500 ℃。

(3) 通過對歷史數據的分析，發現自投運以來鍋爐在不同負荷下汽水系統、煙風系統等各運行參數基本能夠在設計工況下運行。但自從投入AGC后，負荷頻繁調整，陸續暴露出一些設備隱患，通過停爐檢查發現部分水冷壁整體變形，水冷壁管排縱向和橫向均出現波浪變形，其分布位置主要在前墻和左墻上燃燒器正對面的區域，個別位置出現了水冷壁鰭片(現場安裝焊縫)拉裂，高溫管壁區域出現橫向裂紋，根據金屬檢驗分析，均為超溫和交變應力疲勞。

對此，可判斷水冷壁流量分配不均、節流孔圈不合理、個別區域燃燒熱負荷過大、火焰存在偏斜、機組頻繁調峰變工況運行對溫度控制不當等因素是導致超溫發生甚至鍋爐爆管的主要原因之一。

2 鍋爐四管泄漏部位分布

某電廠一期工程2×320 MW鍋爐為1996年自前蘇聯引進的超臨界壓力、多次垂直上升直流鍋爐，單爐膛前后墻對沖燃燒，п型布置，一次中間再熱，平衡通風，固態連續排渣。制粉系統采用正壓直吹式制粉系統，配MBC—225型中速磨煤機，鍋爐最大連續蒸發量1 000 t/h，主蒸汽壓力24.9 MPa，過熱器蒸汽出口溫度為545 ℃，再熱器蒸汽出口溫度為545 ℃，給水溫度277 ℃。

鍋爐爐膛由垂直管膜式水冷壁構成，爐膛上下輻射區均采用垂直管屏，爐膛上部布置Ⅰ級屏式過熱器，沿煙氣流程方向分別設置Ⅱ級屏式過熱器和Ⅲ級屏式過熱器(高過)。在折焰角上部過渡煙道內布置了Ⅱ級再熱器(高溫再熱器)，蛇形管束排列；在下降煙道的上部布置了Ⅰ級再熱器(低溫再熱器)，水平橫向排列。

經統計，該廠2臺鍋爐自2004～2014年的鍋爐水冷壁不同部位發生泄漏31次，占四管泄漏總量的70.45 %；過熱器不同部位發生泄漏3次，占四管泄漏總量的6.80 %；再熱器發生泄漏5次，占四管泄漏總量的11.36 %；省煤器發生泄漏6次，占四管泄漏總量的13.64 %；其他部位發生泄漏4次，占四管泄漏總量的9.09 %。由此可見，鍋爐四管泄漏機率最大的部位是水冷壁。

進一步分析可知，除水冷壁、鰭片有裂紋，管材有砂眼，安裝質量不佳，吹灰器吹損等常見原因外，更主要的原因是設備存在超溫及變工況運行交變應力的反復疊加，使得部分管子出現冷熱疲勞，造成水冷壁拉裂泄漏；另外，部分管壁超溫發生蠕變，以及交變熱應力的共同作用，也是導致水冷壁發生爆漏的重要原因。

經統計，該廠2004～2014年間發生的40起鍋爐爆管故障中，20起為管子拉裂裂紋故障，12起為安裝和檢修質量故障，4起為應力交變變形及超溫等故障，3起為母材制造質量故障，1起為吹灰器故障。

3 防泄漏應對措施

3.1 水冷壁泄漏分析及應對措施

從電廠歷次爆管位置及圖片看，水冷壁開裂主要集中于水冷壁鰭片部位、頂棚管部位及聯箱根部水冷壁管接頭處，這些部位水冷壁泄漏多與膨脹不暢有關，膨脹受阻有結構原因，也與水冷壁管屏和鰭片間存在溫度差有關，如機組運行中調峰速度過快、啟停爐過程中未按要求控制溫升速度、搶修過程采用快速停爐或強制冷卻方式等。由于控制不當極易產生應力集中，加上膨脹受阻，從而導致爆管。

因此，在停爐后應加強防磨、防爆檢查，及時更換爐膛受熱面吹損、磨損減薄部位，消除膨脹受阻部位，可采取受熱面噴涂防護等有效手段。在機組運行及啟停爐過程中要嚴格控制溫升速度及啟停爐時間，防止鍋爐水冷壁發生較大的溫度波動，運行中加強壁溫監視，合理摻配地方煤種及控制摻配比例，優化燃燒調整，防止火焰貼壁及局部熱負荷過高引發超溫爆管。

3.2 省煤器泄漏分析及應對措施

省煤器爆管主要原因為原始母材、焊口缺陷及磨損。考慮到省煤器本身管內溫度較低，基本不會發生因超溫而引起爆管的問題，最常見的是煙氣側磨損使管壁減薄而引發爆管。因此，加強停爐檢查，保證防磨瓦、防磨罩等完整且布局合理，盡早發現磨損并及時更換至關重要。

3.3 高溫受熱面泄漏分析及應對措施

從大部份機組停機檢修情況看，高溫受熱面爆管主要原因是機組長期運行中，部分懸吊結構脫落，蛇形管變形，部分蛇形管受力不均，引起焊口位置開裂，個別受熱面管子與梳型板磨損，造成管壁減薄而發生爆管；此外，制造或安裝方面也存在隱患，如管排振動磨損、管排卡子變形產生額外熱應力等，同時受熱面管子內部產生或存在異物脫落(如氧化皮或安裝遺留物等)長期沉積，最終形成阻塞而發生超溫爆管。

因此，消除設備原始缺陷至關重要，需加強設備制造和安裝質量監督。在機組檢修過程中，強化受熱面防磨防爆檢查力度，應加強對重點部位的檢查，如受熱面固定管排、管卡、梳型板、管屏固定管道、穿墻管等易產生磨損或有可能產生熱應力的部位；對于尾部受熱面吹灰器易吹損部位要進行詳細測量，對于不符合標準的管子要及時進行更換。在運行中應加強監視各受熱面溫度變化，嚴格控制升溫升壓速度確保不超設計值。

3.4 設備老化分析及應對措施

針對設備老化問題，特別是機組運行達到或超過20萬h以上，應加強對受熱面的采樣分析研究。對于過熱器和再熱器，尤其是出口側管材達到球化五級，樣品鐵素體晶界上存在分散的碳化物且有粗化聚集現象等問題，應采取積極措施，防止因材質老化或機械強度降低而導致爆管。在個別電廠近幾年的檢修中，已發現主蒸汽管道焊縫開裂、汽包集中下降管管孔開裂等設備材料老化現象。

因此，需加強金屬監督，通過對過熱器和再熱器管材材質跟蹤檢驗，并對歷次檢修過程中對受熱面取樣分析的結果進行比對分析，對于爐管材質確已發生老化并超出相關標準的，必須予以更新改造。

4 結束語

目前，火電廠非停事故的發生相當一部分是由鍋爐引起的，而鍋爐四管泄漏在鍋爐事故中占絕大多數，因此如何確保鍋爐不發生泄漏一直是我們重點研究的課題，除了在設計上需考慮結構、布置及選材外，提高設備安裝和檢修質量尤為重要。

對于已投運的機組在啟、停爐過程中，嚴格控制溫升、溫降速度是控制受熱面產生過大熱應力的關鍵，運行中加強對受熱面壁溫的監視是防止受熱面超溫的有力手段，而停機檢修過程中強化鍋爐防磨、防爆檢查則是重中之重。