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1、锅炉爆管和泄露原因及控制对策浅析（工程公司） 目前国内火电机组在整套启动和试生产过程中，经常发生锅炉屏式过热器、屏式再热器、水冷壁折焰角以及省煤器等区域的爆管现象，造成了不必要的停机和经济损失。 集团公司属下的机组近期也发生了多起这样的事故。见附表一《近期发生锅炉泄露和爆管现象一览表》。 分析上述产生泄露和爆管的现象，主要存在以下几方面的原因： 1. 锅炉厂家焊口质量差，主要是未焊透、砂眼等。如平圩#3炉左侧省煤器集箱角焊缝制造厂焊口砂眼引起。 2. 管道母材存在缺陷，产生裂纹等问题而导致爆管。如阜新右侧省煤器的两次爆管均是因为母材存在局部裂纹缺陷引起。 3. 对锅炉系统清洁度
2、控制不严，氧化皮、施工用水压堵头及通球试验的用球等杂物，堵塞管道或使流量减少引发炉管超温爆管。 4. 运行中水质长期较差，使内管壁结垢严重导致传热变差，引起爆管。 5. 调试及运行方式不当造成管道超温，管道母材疲劳导致爆管。 6. 锅炉厂家联箱加工有问题，眼镜片未清理干净及冷态在联箱上未脱落的眼镜片在运行过程中脱落，堵塞管道或使流量减少引起爆管。 7. 设计上对于膨胀考虑不周，导致热态运行拉裂。如田集#1炉蛇行管膨胀受阻，应力过大，拉裂定位板导致爆管。 针对上述产生锅炉泄露和爆管的原因，我们认为应从以下几个方面考虑对策，形成措施并加以控制： 一、 管理措施： 1、 防锅炉爆管
3、工作贯穿于制造、安装、试运各过程，项目部应在工程前期就统筹考虑，发挥监造、安装、调试及监理作用，实行分级管理； 2、 优化施工及调试措施。要求施工和调试单位编制防锅炉爆管专项质量计划或措施。 3、 加强过程控制，项目部和监理应切实加强管排通球、汽包及联箱清理和管口封堵的旁站，检查把关。 二、 技术措施： 1、监造阶段 （1） 锅炉监造工程师应具有焊接或无损检测方面的经验和能力，能够较好的监控焊接和无损检测过程。 （2） 对锅炉厂的协作分包部件，特别是重要部件，要一直跟踪到分包厂家，对分包商的加工、制造能力和业绩进行检查和评估，对分包商的过程控制进行了解，有怀疑的要及时反映到监造报告
4、并和锅炉厂反映。 （3） 严格按监造大纲要求进行监造，特别是对每一批次材料的材质，每一批焊口的无损检测报告等。 （4） 设备出厂前应组织在厂内进行压力容器的监督检查，有问题在厂内解决，切不可带到现场解决。 （5） 有必要时，业主可以在合同中明确：在制造过程中，业主可以组织1-2次过程检查，包括实物和管理。 2、 施工阶段。 （1）加强设备外观质量检查，注意检查表面的砂眼、裂纹等缺陷，特别是对承受荷重部件的承力焊缝，水冷壁、省煤器、过热器和再热器等主要部件的制造焊口进行外观检查。 （2） 加强金属监督，确保管道材质合格。 （3） 加强受热面厂家焊口质量检查，增加焊口抽检探伤比例。
5、 （4） 安装前对联箱进行内窥镜检查。将所有联箱内部清扫干净，各接管座应无堵塞，并彻底清除眼镜片；仔细检查联箱接管座的角焊缝焊接质量。 （5） 受热面管在组合和安装前必须分别进行通球试验，试验用球应采用钢球，且必须编号和严格管理，不得将球遗留在管内；通球后应做好可靠的封闭措施，并做好记录； （6） 加强安装焊口质量检查，确保100％探伤检查合格。 （7） 确保锅炉水压试验质量，应做到： Ø 水压前所有受热面焊接件应安装齐全。 Ø 防止炉水对炉管的腐蚀，使用合格水。 Ø 通常要求进水温度在20℃~80℃，环境温度必须大于5℃，防止进水温度过高引起汽包和联箱等厚壁金属内形成较大的温差应
6、力受损，又必需避免进水温度过低，引起炉管外壁结露，使渗漏难以分辨和易使金属材料冷脆的弊端。 Ø 首次超压试验前，应对水压试验范围内的受热面及管道进行冲洗，冲洗流速宜保持在0.5m/s以上，或者上满水后，下联箱底部全排放，迅速将炉水排尽，多次反复进行，除去系统内的杂质，防止其在死角处沉积阻塞炉管，引发运行中炉管超温爆漏。 Ø 超压试验过程中，为了使管材、焊口不受到突然超压的损伤，要求压力能缓慢均匀地升降，即待锅炉上满水后，升压速率应控制在0.3MPa/min之内，当升到工作压力后，宜将升压速率降至0.1MPa/min以下逐渐超压至规定值。水压检漏结束，仍应维持在0.5MPa/min以下的降压
7、速率逐渐泄压。 Ø 超压试验完成至化学清洗间隔时间很长，需排尽炉内剩水，对于立式过热器或再热器，由于炉水不易放尽，可用含N2H4200mg/L，PH10~10.5的氨—联氨溶液输入进行湿保养，对于北方为了防冻，可用高压鼓风机、辅助蒸汽吹尽剩水或引邻炉热风烘干、放干燥剂等干保养方法，以减缓受热面及管道内的锈蚀。 （8）保证其它与锅炉连接的设备及管道内部清洁。 3、化学清洗阶段 （1）机组化学清洗之前，应用凝泵、给水泵的前置泵或清洗泵对机组水系统进行大流量变流量的分段冲洗排放，有效地去除系统内的浮锈及杂质，改善死角中的清洁度，提高碱洗酸洗的效果。冲洗程序应以凝结水管道开始→低压、高压给水管
8、道→炉本体。分3~4区段依次逐段进行，避免炉前系统内的杂质带入炉管内。 （2）对于过热器、再热器受热面，由于考虑到进水后的冲通困难，致使清洗后污物沉积于管内停滞区致使通流面积减少；另目前采用的一些酸洗介质和缓蚀剂大都会导致含有Cr-Ni奥氏体不锈钢的敏化态晶间应力的腐蚀破裂，一旦清洗液无彻底排尽将使这腐蚀更其严重，从而使高温过热器、再热器管材寿命降低。因此过热器、再热器受热面都不宜参与化学清洗。 （3）化学清洗后，必须彻底排尽炉内的清洗废液。化学清洗后若超过20d尚不能点火启动时，将会使系统内壁的钝化保护膜失效，致使二次锈蚀再次形成，为此应采取有效防腐措施。 （4）完善锅炉管壁温度测点校
9、验试验，确保数据准确可靠； （5）优化过热器及再热器减温系统调试，确保减温器喷水系统正常、灵敏可靠； 4、锅炉冲管阶段 （1）直流锅炉 Ø 直流锅炉冲管需要达到一定的蒸汽参数和具备约50%BMCR以上的最大吹管流量。因此，须投煤燃烧。在再热器未通汽冷却之前应限制燃烧率，防超温。一般在再热器入口加装集粒器，采取过热器再热器串联吹扫的方式，在升温、升压过程中始终保持这些受热面冷却的做法。 Ø 采用稳压串联方式的吹管时，炉膛燃烧率高达45%左右，将使过热器出口汽温有可能提高到450℃以上，从而引起汽机高压缸排汽管、再热器冷段管的严重超温，必须投入过热器减温水和再热器入口的事故喷水，将再热冷
10、段汽温控制在400℃之内，为此在吹管前减温水系统应正常投运。 （2） 汽包炉 Ø 对于汽包炉蒸汽吹扫前的升温升压为了锅炉金属的蓄能，此时过热器通汽量很小，再热器处于干烧状态，应将炉膛出口烟温控制在535℃之内，炉膛燃烧率一般需限制在15%BMCR之内。建议采用单烧辅助燃料—燃油方式，若再投煤粉，将会因炉膛温度低，燃烧困难，火炬延伸到炉膛上部，致使壁再或屏过管壁局部超温过热发生珠光体管材球化损伤。为了在此阶段检验制粉系统，可短期试投。 Ø 在降压吹管的过程中，考虑到汽包与联箱金属和焊口热应力不致太大要求遵守汽包饱和温降不大于42℃的规定。在此前提下，为了充分利用锅炉的蓄热，提高吹管功效，减
11、少吹管次数，宜在吹扫时各区段瞬间差压愈大，保持时间愈长，使吹扫后余压愈低愈有利。 Ø 降压吹管时由于系统压力和蒸汽通流量的瞬间变化，直接引起汽包水位的大幅度波动，严重时将导致蒸汽温度瞬时下降过多时表明蒸汽已带水进入过热器。因为此时蒸汽品质较差，将造成过热器管内壁结盐和过热器管、联箱管座等处焊口产生较大的温变应力而损伤，因此在开启吹管临时阀后，控制汽包水位不使过高，避免蒸汽带水将有利于对过热器的保护。 （3） 其它方面的要求 防止过热器和再热器管内因积水而形成的水塞，引起局部区域的管壁过热。点火前应将疏水阀和放气门全开；点火后密切监视过热器和再热器的管壁金属温度和出口汽温。若发现出口汽温忽
12、高忽低，或在相似位置上的壁温不均，相差在50℃以上，表明某些管内可能积水，应降低燃烧率。待所有的管壁温度均超过该汽压下的饱和温度40℃，出口汽温逐渐稳定上升，且各管屏间的温差逐渐缩小到50℃之内，以及汽压已大于0.2MPa后，表明管中的积水已冲去，水塞已消除。此时可以加燃料，增加燃烧率，按照规定的升温升压速率上升。若过早增加燃料量，可能导致局部管屏的超温。 （4）化学清洗及冲管后，应割开联箱手孔检查清扫。要用内窥镜对联箱及汽水分离器进行彻底检查。 5、机组整套启动及试生产阶段 （1）在锅炉投运初期，因燃烧率较低，产汽量很少，易造成汽温偏高，此时又因汽压很低，需给水量很少，故电动给泵转速
13、不高致使减温水量不足，同时汽量少在过热器管屏内分配不均，再加上投入燃烧器少，煤粉浓度偏差和炉膛内火焰充满度低的影响，易发生管壁局部超温现象。因此应加强对管壁温度的监视，尽快提高燃烧率，增加产汽量；在必要时可用适当关小给水调整门的方法来升高电泵转速，提高给水母管压力，以达到增加减温水量的目的。 （2）机组协调尽量投入，防止人为操作的偏差。 （3）直流炉要严格控制好水煤比，另外协调投入时还应注意给水自动跟踪情况，防止给水自动失灵和跟踪缓慢。事故情况下及时采取给水偏置或切除协调手动调整方法处理； （4）对于超临界压力锅炉，当从亚临界参数进入到超临界的瞬间在水冷壁上部达到了汽水密度相等的相变点，
14、使该处工质的导热系数突然减小，导致传热条件恶化，引起该点之后的管壁温度很快上升，水端出口和汽端进口的壁温差可大到40℃以上，同时从相变开始到结束约（4~5）min之内，水冷壁温在相变点前后的温升率将高达10℃/min左右。用滑参数启动方式此时的负荷约在（80~85）%BMCR间，为此，若机组参与调峰时应尽量避开在这工况下运行，使减少该处管壁与焊口受到的交变应力致使疲劳损坏。另外该工况时要控制好升负荷的速率，宜保持在3%/min以下，并不能使因煤水比失调而造成水冷壁内工质的质量流速降低可能在管内发生类似膜态沸腾的流动状况，最终导致管壁超温，或者此时炉膛的燃烧中心又恰好处于相变点的区域时，也会引起
15、管壁过热损伤。因此要控制下辐射区水冷壁出口温度低于其对应压力下的相变温度，使水冷壁的热负荷不太高，或用调节煤水比的方法及调整投入燃烧器的排布，将相变点与热负荷最高的燃烧区火焰中心错开，以改善此恶劣的换热条件。 （5）确保锅炉吹灰器正常投运，清除受热面结渣，保持热负荷的均匀。在热态投运前对系统须充分的暖管疏水，确认疏水彻底。减少吹灰蒸汽对管壁的磨损与冲蚀。此外在调试期间应视炉内结灰渣的状况尽快总结出各段吹灰器投用的周期，若发现吹灰器的故障应尽快予以修复，及时消除炉内灰渣，保证烟气温度不过高或防止受热面的高温、低温腐蚀。 （6）加强运行参数监视，发生过热器、再热器超温时应及时调整，避免超温爆管
16、 （7）做好锅炉试运期间排污管的带压排污。 9 附表一 近期发生锅炉泄露和爆管现象一览表 序号 机组 容量 类型 制造厂 时间 阶段 位置 材质 处理 原因 损失 备注 1 田集#1炉 600MW 超临界 上锅 07-6-1 168期间 分隔屏3B、4B、5B 更换 超温 2 田集#1炉 07-6-27 168期间 末级再热器 更换，检查集箱 管内异物导致管道超温 3 田集#1炉 07-7-11 168期间 低温再热器 更换，设计整改 设计问题：蛇行管膨胀受阻，应力过大，
17、拉裂定位板 4 平圩#3炉 600MW 超临界 哈锅 07-1-26 整套试运 前水冷壁 15CrMoG 更换 管子鳍片处漏泄，造成相邻一根管子吹坏 5 平圩#3炉 07-2-2 整套试运 后水冷灰斗B5燃烧器下方 15CrMoG 更换 弯管子鳍片处有一漏点，造成相邻管子吹坏 6 平圩#3炉 07-2-10 整套试运 左侧省煤器出口集箱短管 SA-210C 更换 角焊缝有一气孔漏泄，造成相邻的＃36管壁减薄引起爆管 蒲光 300MW 亚临界 哈锅 168后 对受热面管子进行喷涂防磨
18、处理； 在尾部烟道加装烟气均流装置 设计上对受热面磨损考虑不周 阜新#3炉 350MW 亚临界 哈锅 06-12-27 整套试运 右侧省煤器上部 20G 更换 U形弯管内侧横向断裂，原管材有质量缺陷（裂纹） 阜新#3炉 07-1-11 整套试运 右侧省煤器下部 20G 更换 U形弯管内侧横向断裂，原管材有质量缺陷（裂纹） 合川 300MW 亚临界 东锅 泰山 赤峰 鸿骏 盛发
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