电站锅炉“四管”泄漏典型事件分析及防治措施

张锦文

(华电电力科学研究院，浙江 杭州 310030)

0 引言

锅炉过热器、再热器、水冷壁、省煤器等4种受热面管(以下简称“四管”)泄漏常常导致机组停运。根据历年的统计，“四管”泄漏导致直接停机的次数基本占同期机组总强迫停运次数的30%，是造成火力发电机组强迫停运的最主要原因。由于近几年投产的新机组参数高、容量大，“四管”泄漏导致停机造成的损失更大，发电厂面临的少发电、被电网考核的压力也更大。分析“四管”泄漏原因，找出防治“四管”泄漏的方法，从而制订行之有效的防治措施，对降低机组强迫停运次数，提高发电企业的经济效益和树立良好的社会形象具有重要意义。

1 锅炉“四管”泄漏情况统计

2008年中国华电集团公司(以下简称华电集团)系统内火电厂共发生锅炉“四管”泄漏86次，直接造成机组停运72次，占当年停机类缺陷总数的29.03%。2008年“四管”泄漏按部件分:过热器34次，再热器10次，水冷壁37次，省煤器5次。

2009年华电集团系统内火电厂“四管”泄漏86次，直接造成停机47次，占当年停机类缺陷总数的19.42%。2009年“四管”泄漏按部件分:过热器36次，再热器15次，水冷壁27次，省煤器8次。

2010年1—9月华电集团系统内电厂“四管”泄漏70次，直接造成停机56次，占同期停机类缺陷总数的32.75%。2010年1—9月“四管”泄漏按部件分:过热器25次，再热器18次，水冷壁18次，省煤器9次。

2008年“四管”泄漏按泄漏原因分:磨损，29次(飞灰磨损23次、吹灰器吹损5次、冲刷减薄1次);与焊口有关的，17次(焊接质量13次、疲劳4次);拉裂(鳍片拉裂、固定块拉裂及穿墙管拉裂)，14次;与管子制造质量有关的，11次;过热或材质老化，11次;管子外伤或焊接弧坑，3次;应力腐蚀1次。

2009年“四管”泄漏按泄漏原因分:磨损，28次(飞灰磨损20次、吹灰器吹损8次);过热或材质老化，20次(超(超)临界机组超温、异物堵塞引起过热爆管9次);拉裂(鳍片拉裂、固定块焊缝拉裂)，13次;与焊口有关的，12次(焊接质量11次、焊缝疲劳1次);与管子制造质量有关的，10次;机械损伤，1次;设计原因，1次;错用材质1次。

2010年1—9月“四管”泄漏按泄漏原因分:磨损，27次(飞灰磨损25次、吹灰器吹损2次);过热或材质老化，15次(超(超)临界机组超温、异物堵塞引起过热爆管6次);拉裂(鳍片拉裂、固定块焊缝拉裂)，11次;与焊口有关的，13次(制造焊口质量3次、安装焊口质量4次、检修焊口质量3次、焊口老化裂纹3次);与管子制造质量有关的，3次;设计原因1次。

从2008年、2009年，2010年1—9月“四管”泄漏原因看，飞灰磨损和蒸汽吹损、受热面超温或异物堵塞引起管材过热是“四管”泄漏的2个主要原因，而鳍片或定位块焊缝拉裂、焊口质量、管材质量等原因也占了较大的比重。

2 新建锅炉“四管”泄漏情况统计

2005年1月1日以后投产的新机组在2008年共发生泄漏38次，占2008年“四管”泄漏总数的44.19%。其中:600 MW 及以上超(超)临界机组“四管”泄漏14次，占16.28%;600MW亚临界机组“四管”泄漏2次，占2.33%;循环流化床锅炉“四管”泄漏12次，占13.95%;投产半年内的新机组“四管”泄漏2次，投产不到1年的新机组“四管”泄漏共4次，占4.65%。

2005年1月1日以后投产的新机组在2009年共发生泄漏49次，占2009年“四管”泄漏总数的56.98%。其中:2006年以后投产的600 MW及以上超(超)临界机组“四管”泄漏23次，占26.74%;循环流化床锅炉“四管”泄漏9次，占10.47%;投产半年内的新机组“四管”泄漏5次;投产不到1年(含投产半年内)的新机组“四管”泄漏共6次，直接造成停机6次，占2009年“四管”泄漏总数的6.98%，占2009年因“四管”泄漏原因直接导致停机总次数的 12.77%。

2010年1—9月，2006年1月1日以后投产的600 MW及以上超(超)临界机组“四管”泄漏20次，占同期“四管”泄漏总数的28.57%;循环流化床锅炉“四管”泄漏20次，占同期“四管”泄漏总数的28.57%;投产不到1年的新机组“四管”泄漏共4次，直接造成停机4次，占同期“四管”泄漏总数的5.71%。

某型号10台超临界锅炉自2006年8月3日相继投产后，截至2010年9月底共发生“四管”泄漏54次，其中因超温导致管材过热爆管17次，安装质量原因导致“四管”泄漏13次，管材质量及结构不合理等制造原因导致“四管”泄漏12次，检修和运行方面的原因导致“四管”泄漏12次。

由此可以看出，电力体制改革后电力装机容量迅猛上升期间投产的机组，“四管”泄漏问题较为突出，尤其是超(超)临界机组超温、安装质量、制造质量问题及循环流化床锅炉管的磨损问题，应引起足够重视。

3 锅炉“四管”泄漏典型原因分析

3.1 设计选材值得商榷

上面提到的某型号超临界锅炉高温过热器及高温再热器进、出口段使用T23管材及T91管材，由于选用管材的抗氧化温度较其他型号锅炉使用的TP347管材的抗氧化温度低，管材内壁生成氧化皮脱落堵塞，致使该管蒸汽流量减小，加之在高温水平段受到的烟气热负荷较大，管壁温度超过材料的允许温度而发生超温。同时，由于选用管材在设计温度时的许用应力较低，计算壁厚较大，管材内径较小，管内蒸汽流量也较小，也容易出现超温，导致超温爆管现象较频繁。自2006年8月3日相继投产后，该型号锅炉高温过热器、高温再热器因超温共发生爆管17次，占该型号锅炉投产以来“四管”泄漏总次数的31.48%，明显高于其他炉型。

如某锅炉运行12 072 h后，于2008－09－21 T 16:00，2008－10－04 T 13:00连续发生2次爆管，爆管位置均为末级过热器进口段迎流面，爆管材质均为 SA213 －T23，规格为 ø 38.10 mm ×7.96 mm。

第1次爆管时，爆口沿纵向开裂，爆口长约47 mm，宽约21 mm，呈嘴巴状。爆口附近管径严重胀粗，最大直径为ø 43mm，胀粗量达13%。爆口管壁减薄明显，边缘锐利呈刀刃状。爆管内外表面均附有较厚的氧化皮，且氧化皮沿纵向大量开裂，部分剥落。

第2次爆管爆口形貌与第1次相似，爆口具有典型的过热爆管特征。爆口沿纵向张开;爆口边缘壁厚明显减薄，呈楔形;爆口附近管径明显胀粗;爆口附近管子内外表面均覆盖有一层较厚的黑褐色氧化皮，且表面有许多平行的纵向氧化皮开裂;爆口附近材料的金相组织均发现有蠕变孔洞和蠕变裂纹。

T23管材化学成分与T22管材相近，用于受热面管最高适用温度以580℃为宜;厂家设计的温度上限为593℃。而从该锅炉壁温在线监控系统看，当主汽温度达到565℃时，T23管材壁温报警较多，该系统报警温度设定在600℃，说明T23管壁温已超过600℃，高于厂家设计温度上限，设计选用材质存在商榷之处。

3.2 安装焊接不规范导致水冷壁泄漏

某锅炉右侧约56 m后墙折焰角背火面靠右侧墙第1根管与第2根管之间泄漏。原因为基建安装时将固定保温的钢板梁直接点焊在管子上，运行中由于水冷壁管与梁之间膨胀量的差异，会产生较大的应力，当点焊部位焊接质量不合格时，就容易造成点焊部位拉脱，进而拉伤管子而导致泄漏。

3.3 烟气磨损

如某电厂2台超超临界机组3 d内相继发生2次省煤器因磨损减薄泄漏事件。从现场情况看，#1锅炉省煤器入口集箱与后竖井中间隔墙之间的隔板连接方式为断续焊。一方面由于热膨胀，焊缝已经完全开裂，隔板与省煤器入口集箱之间的缝隙形成“烟气走廊”;另一方面由于过热器侧烟道与再热器侧烟道之间存在烟气压力差，烟气由过热器侧通过“烟气走廊”进入再热器侧冲刷省煤器管子，导致管子减薄而发生泄漏。在#2锅炉基建期间，后竖井中间隔墙安装时，下部集箱附近部分管子之间的鳍片漏装形成“烟气走廊”，由于过热器侧烟道与再热器侧烟道之间存在烟气压力差，烟气自过热器侧通过“烟气走廊”进入再热器侧，长期冲刷省煤器管子，导致管子减薄而发生泄漏。

3.4 床料进入管内致水冷壁过热爆管

如某300 MW循环流化床锅炉30多天内连续发生3次爆管，经分析认为第1次爆管后形成60 mm×43 mm的爆口，标高16.7 m，爆口距床料只有500 mm，在启风机冷却过程中，床料进入发生爆管的管道并沉积在该管内，管内介质流动受阻，运行时管内介质流量达不到设计值，导致该管高热负荷管段管壁过热而发生爆管。

第2次爆管后进行原因分析时被安装焊口所误导，对于管内遗留的白色床料物质没有高度重视，没有找出引起爆管的真正原因，没有检查管内异物情况，从而引发第3次爆管。

3.5 联箱内异物堵塞管口致管壁过热爆管

某超临界锅炉高温过热器出口集箱入口管左数第33排炉前往炉后数第4根(ø 45 mm×8.5 mm/T91)10 d内连续发生2次爆管。第2次爆口距离高温过热器出口集箱管座约1 500 mm，爆裂管段为锅炉厂随管屏带来的T91管段部分，下方100mm即为T91/TP347H异种钢管接头。

爆口呈鱼嘴形，轴向张口约34 mm，横向张口约6 mm，爆口边缘较粗钝。在紧邻爆口边缘位置测量管径胀粗，爆口边缘管径约为 50.7 mm，胀粗12.7%;远离爆口的T91段末端管径为46 mm，胀粗2.22%。爆口附近内外壁均可见一定厚度的氧化层，其上分布有树皮状纵向裂纹，具有长时超温爆管的典型特征。

爆口处出现蠕变孔洞，组织完全球化，均符合长时超温的微观特征。

割开爆裂管子所在管屏的炉前最外侧管，用内窥镜对该管屏进行检查发现左数33排炉前第4根管(爆管)入口ø 14.0 mm节流管圈中堵塞有块状铁渣，半截卡入管口，较紧，磁铁无法吸出，经过打捞将异物取出。

4 减少锅炉“四管”爆漏的思路

4.1 设计选材

近几年投产的超临界锅炉过热器、再热器管，因管内氧化皮脱落堵塞、长期超温而使爆管事件频发，而且常常会有一大片管子受损，造成重复爆管，给电厂安全运行带来很大压力。

在设计选材时，应高度重视新型耐热材料的高温抗氧化性能及材料组织的老化规律，同时要考虑热偏差因素的影响，保证材料有一定的安全裕度。从近几年超临界锅炉受热面管服役情况看，T23管材使用区域的管壁温度不宜超过580℃;T91管材使用区域的管壁温度不宜超过600℃;超临界锅炉高温过热器、高温再热器管不宜采用T23管材。

在采用奥氏体不锈钢材料时，管材应经过时效处理，管材内壁宜进行喷丸处理。

4.2 制造质量控制

受热面管材质量和受热面加工制作质量决定着受热面在一定工作条件下的基本寿命，应高度重视并认真做好锅炉受热面材料及受热面管制造过程中的监督、检查、检验工作，对不同厂家或同一厂家不同批次的材料均应进行检查、检验，确保材质和管材质量合格。受热面加工时应严格控制加工工艺，特别是弯管、焊接、热处理工艺，确保材料品质和制造质量符合要求。

4.3 安装质量控制

受热面安装质量是影响受热面使用寿命的一个重要因素，应做好以下几方面的工作:

(1)运输与存放。受热面管排在运输途中或安装现场存放时，应摆放规范、平整，做好防锈和管口封堵工作，管屏应高出地面一定高度，管屏之间应有木板隔开，避免管排发生锈蚀、碰磨、变形。

(2)管材材质与质量。随着机组容量和蒸汽参数的提高，受热面管涉及钢种多、规格多、壁厚大，有的管屏内外圈材质及规格不同且上下部材质及规格也有差别，安装前应按要求认真进行复验，防止管材错用;在采用代用材料时，应从成分、性能、壁厚、使用条件等多方面综合、慎重考虑。

受热面管或管屏应按规程规范要求的项目、比例认真检验，受热面管内外表面不应有裂纹等规程标准中不允许存在的缺陷，钢管表面的裂纹、划痕、擦伤和凹陷等缺陷应完全清除并圆滑过渡，清理处的实际壁厚应满足规程、规范的要求。

(3)焊接质量控制。焊接质量是受热面安装质量控制中的重中之重。在安装期间，应从焊接材料的采购保管使用和回收、焊接人员资质和数量、工艺评定与工艺卡、施工方案、作业指导书、焊接过程、焊接环境、焊前预热和焊后热处理、焊接记录、焊接质量检验等多个角度进行检查，同时要理清思路，突出重点，切实做好事前控制和过程管理。在雨季施工时，重点检查焊条的保管和烘焙;在冬季施工中，应特别注意T91，T92，T911，T122等合金成分含量高的新型耐热钢的焊前预热和焊后热处理工作，避免焊缝及热影响区产生裂纹。

(4)受热面管与联箱清洁度。受热面与联箱内的铁屑、熔渣、小截焊条或其他细小金属物件等杂物阻碍甚至切断受热面管内介质的流动，使受热面管局部过热而爆管，此类事件时有耳闻，在超(超)临界直流锅炉中更是屡见不鲜。安装前和安装时，一定要认真检查清理并及时做好受热面管口和联箱上手孔的封盖工作;必要时，直流锅炉冲管后应割开屏过进口联箱手孔等，使用内窥镜检查联箱内是否存在异物。

4.4 运行管理

锅炉运行时的参数控制，对受热面的寿命有较大影响，运行中应做好以下工作:

(1)锅炉启动、停炉时应严格按照启、停曲线要求运行，控制锅炉参数和各受热面的管壁温度在允许范围内并严密监视、及时调整，防止升温、升压速率过大而造成“四管”受损伤。

(2)对于超(超)临界机组而言，应严格监控锅炉各运行参数及汽、水品质，防止超温、超压，控制好汽水分离器水位，防止高水位时蒸汽带水而影响蒸汽品质，发现受热面有超温现象应及时调整，防止生成氧化皮后氧化皮脱落而堵塞管子。

(3)锅炉燃烧器应对称均匀地投入，保证火焰中心适宜，不冲刷水冷壁，防止结渣，减少热偏差，同时要注意控制好风量，避免风量过大或缺氧燃烧，防止过热器超温或锅炉尾部再燃烧。

(4)优化吹灰方式，防止受热面管被吹损。

(5)锅炉结渣时，应及时进行吹灰和清除，防止形成大渣块，从而防止大渣块掉落砸坏冷灰斗水冷壁管。

4.5 检修质量控制

在受热面检修方面，应注意以下几点:

(1)正确选择备用管材、焊材，防止材质错用，控制管材和焊接质量。

(2)落实检修责任制，实行“预防为主、逢停必查、分区管理、责任到人”的原则，真正做到大修彻底查、小修全面查、机组备用或临修重点查，加强受热面管的寿命管理，预防和控制锅炉“四管”泄漏。

(3)加强检修过程和检验过程控制，严格执行检修工艺要求，严防异物落入联箱、受热面管内，防止漏检、误判。

(4)隐蔽部位防磨防爆检查问题值得认真研究。由于水冷壁和包墙过热器等鳍片管管屏面积比较大，锅炉外包裹保温、护板，锅炉内管道遮挡或不能到达，隐蔽性比较强，存在检查盲区，有些缺陷不能完全检查到。应加强鳍片、管屏突变和开孔部位的防磨、防爆检查，对管屏运行中晃动、变形问题加强治理，尽量减少该部位的附加应力。

(5)喷燃器喷口燃烧器使用过程中损坏造成偏吹直接吹损水冷壁管;管排变形造成碰撞加剧而形成机械损伤;吹灰器通道受热面管防护不当或吹灰器偏吹、参数调整不当而造成吹损。解决这些问题要从源头入手，加强防护和检查。

1)充分考虑因煤质差使燃烧器磨损加剧的现实情况，选用能保证一个大修周期内不损坏的燃烧器。

2)结合实际情况制订并执行严格的吹灰器运行、维护、检修考核制度，保证不因吹灰器问题造成管道吹损。

3)对易磨损、吹损部位提前做好防护措施(加装防磨瓦或耐磨处理)。

4)利用各种停炉机会及时对易吹损、磨损部位检查，将问题解决在萌芽状态。

4.6 停、备用锅炉保养

长期停、备用的锅炉设备应严格按DL/T 956—2005《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》进行防腐保护，超(超)临界锅炉的停、备用保养还需要不断积累经验。

4.7 燃煤管理

燃煤形势越来越不容乐观，加强锅炉燃煤管理，保证入厂煤、入炉煤的灰分、挥发分、发热量、含硫量四大指标合格，并探索锅炉燃用高硫煤时的防护手段与措施，显得越来越重要。

5 结论

电站锅炉“四管”泄漏事件时有发生，泄漏的原因复杂多样。防治“四管”泄漏是一项长期而艰巨的工作，是一项名副其实的系统工程，需要从材质选用和受热面布置、制造质量、安装质量、运行管理、检修管理、停/备用保养、燃煤管理等方面着手，控制好每个环节，真正做到全过程控制。