600 MW等级超临界机组锅炉预防四管泄漏

刘 涛，韩 磊，刘川槐，孟德彪，王 伟，吴兆香，朱 睿

（淮浙煤电有限责任公司凤台发电分公司，安徽淮南 232072）

0 引言

锅炉“四管”是指锅炉水冷壁、过热器、再热器和省煤器，锅炉四管涵盖了锅炉的全部受热面。近年来我国锅炉设备事故造成的非计划停运次数占机组全部非计划停运次数的48.9%，而其中由于锅炉四管泄漏事故造成的非计划停运又占锅炉总的非停事故次数的60.5%。四管泄漏事故多，不仅对机组的稳定运行构成了严重威胁，影响发电指标的完成和导致经济效益降低，而且还直接影响到电网的正常调度。

预防锅炉四管泄漏已成为各火力发电厂一项重要任务和研究方向。针对造成锅炉四管泄漏的原因，各电厂制定了一系列的防范措施。但即便如此，锅炉四管泄漏问题仍然十分普遍。

凤台电厂在总结锅炉四管泄漏防治经验的同时，通过不断的探索，形成包括基建管理、设备运行、机组检修、金属监督、化学监督和热工监督等多环节防范措施，进行综合治理，取得了良好的效果。

1 锅炉简介

凤台电厂一期2×630 MW超临界机组配套锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司制造的超临界参数变压直流炉，型号为DG1900/25.4-Ⅱ1，锅炉为前后墙对冲燃烧，一次再热、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，设计煤种为淮南烟煤。凤台电厂一号机组于2008年8月6日投产，2号机组于同年9月29日投产。截至目前，凤台电厂1号和2号机组分别累计运行时间约为80 000 h和70 000 h。

凤台电厂二期2×660 MW超临界机组配套上海锅炉厂有限公司制造的超超临界参数变压直流炉，型号为SG-2009/28-M6004，锅炉为四角切圆燃烧，一次再热、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π形锅炉，设计煤种为淮南烟煤。凤台电厂二期2台炉于2013年底投入商业运行，运行时间约25 000 h。

2 预防四管泄漏措施

2.1 基建防范措施

2.1.1 做好制造过程中设备内部清洁度检查和安装过程中膨胀问题

在制造阶段，重点检查联箱和大管道的清洁度。封装前应对异物情况检查确认，为防止眼镜片、电磨头、铁刨花等异物遗留，采用内窥镜对与集箱相连的接管100%进行检查。安装阶段期间，安装前后对所有集箱用内窥镜检查确认，遇到异物进行打捞。对受热面节流圈和弯头进行拍片检查。受热面安装前要进行100%的通球，确保没有通球遗留在管内。受热面焊接时，尽量避免采用可溶性纸，如采用，要确保可溶性纸在后续的冲管和运行中能够溶化，采用优质可溶性纸，且按要求做成漏斗状。

安装过程对疏水、排污、放汽（空气）、预暖、取样等管路约束情况进行全面检查，防止膨胀受阻引起的拉裂问题。对膨胀位移较大的管路上布置的阀门，不应用固定托架或刚性吊架，而应采用弹簧吊架。

2.1.2 做好制造和安装过程金属监督

加强基建阶段的监造、制造质量安全性能检验、安装质量监检和全过程金属监督工作。在制造和安装阶段，加强对管道母材质量的监督检验，核查管道母材产品质量证明书，对管道出厂无损检验报告进行确认。对检验报告的真实性有怀疑时，安排无损检测。对水冷壁鳍片焊接质量的监督检验，出厂前对水冷壁鳍片焊缝质量进行宏观检查和PT（Penetration Testing，渗透检测）抽查，重点对弯制区域和结构特殊部位进行PT检测。加强对联箱管座角焊缝质量的监督检验，提高安全性能检验中角焊缝超声和磁粉的抽检比例，如发现问题进一步扩大检验比例。

2.2 运行防范措施

2.2.1 防止锅炉启停期间超温

锅炉的运行工况是决定锅炉“四管”能否长期安全运行的关键因素。加强运行操作技能，熟练掌握承压设备的运行特性和操作技能，严格执行运行规程，加强超温超压的管理与考核细则。实行全过程控制（机组启动阶段、正常运行阶段、停运阶段），针对不同阶段的工作内容制定了相应的规定措施、控制方法及考核办法。

启停过程是温度变化幅度最大的阶段，重点做好启停过程要控制好温升、温降速率。针对在机组启动过程中更易加剧高温受热面管壁温度上升过快这一负面效应，严格控制升、降温速度。控制分离器进口温度和主再热汽温变化率＜1.5℃/min，严防锅炉急剧升温或急剧冷却引起氧化皮脱落、膨胀拉裂风险。按照规程投运减温水，特别是启停阶段的减温水投运，严禁大量使用过热器减温水，蒸汽流量＜10%BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，锅炉最大连续蒸发量）时，不允许投用减温水，防止减温水导致氧化皮的脱落或水塞。

锅炉熄火后冷却采用闷炉方式，避免进行快速冷却，防止发生氧化皮脱落或膨胀拉裂。特别是在锅炉停炉抢修时要确保闷炉时间，禁止为了抢进度提前强制通风冷却。采用热炉放水余热烘干法和抽真空法，对锅炉进行保养。如停炉时间超过45 d，充氮保养。

日常运行期间，运行人员对壁温加强监视，及时发现超温的管子做好记录、认真分析和采取相应对策；同时对超温报警功能进行完善。

2.2.2 减温水合理投用

运行操作要求平缓调节汽温，避免参数大幅度波动，严格控制管壁超温情况。过热汽温主要通过调整锅炉的水煤比来进行调整，尽量减少过热汽三级减温水的用量，优先用过热汽一、二级减温水来控制主汽温度。各级减温水采用小开度，保证减温水后的温度还是有一点温升，减温后汽温应大于对应压力下饱和温度以上10℃。再热汽温由尾部烟道挡板调节和改变燃烧器的摆角进行调节，尽量不采用喷水调节。

2.2.3 加强吹灰器运行管理

加强吹灰器运行时的跟踪检查及定期维护。要求在吹灰器执行吹灰的时候，维护人员就地检查，如果吹灰器有异常，及时开票处理，防止吹灰器卡涩停留及蒸汽带水造成受热面管子吹损加剧。每月对吹灰器提升阀进行内漏检查，每季度对吹灰枪管壁厚进行测量。通过技术改造对尾部受热面原蒸汽吹灰逐步改用声波吹灰器，减轻了尾部受热面的吹损。优化吹灰频率和吹灰压力，原吹灰压力2 MPa降至长式吹压力1.8 MPa，短吹压力1.2 MPa，长式吹灰器和短式吹灰器吹灰频率从每天一次改为每2 d一次。调整吹灰器吹灰压力、吹灰频率，加强提升阀的检查，有效防止冷凝水内漏对受热面造成热疲劳损伤，同时也减轻了吹灰器对受热面的吹损，延长了“四管”使用寿命。

2.3 检修采取防范措施

2.3.1 加强“四管”防磨防爆检查

每次停机，对锅炉“四管”进行防磨防爆检查，对锅炉容易出现的地方进行重点检查。例如吹灰器通道、燃烧器喉口、冷灰斗、异种钢接头、减温水喷嘴等。在防磨防爆检查过程中，4号机组调停过程中发现重大隐患多处，其中冷灰斗区域机械损伤最严重一处管壁减薄3 mm（原水冷壁管规格Φ38×7 mm）；省煤器靠近前包墙处碰磨严重，管壁减薄至4.1 mm（原省煤器管规格Φ48×8 mm）；水平烟道处冷却定位管与吹灰器枪杆碰磨严重，剩余壁厚4.2 mm（定位管规格Φ51×8.5 mm）。以上管壁减薄严重，超过换管极限，避免了锅炉“四管”泄漏造成机组停运风险。

2.3.2 做好检修过程中的金属监督

做好焊接、热处理及检验的质量监督，对焊工、热处理工及检验人员的资质以及工艺进行严格审核，对焊工实施焊前考试，从材料使用前复核、现场施工和检验质量各个环节开展全过程监督，每天对施工现场的焊接、热处理人员的资质、持证项目及工艺的执行情况进行严格检查；对射线检验采取每天了解情况并分阶段进行底片复审的监督方式，对底片质量达不到要求的，及时要求复检；对超声波检验，采取现场跟踪的监督方式；对渗透检验采取抽看显像效果的监督方式。保证受监焊口的焊接、热处理及检验质量。

严格按照《电站锅炉压力容器检验规程》《火力发电厂金属技术监督规程》要求，并结合机组设备运行情况，受监部件以往出现过的问题及存在的安全隐患和薄弱环节，年度重点工作及其他同类型机组暴露出的问题，制定金属监督检验项目，积极开展预防性检测工作。重点做好4项工作。

（1）异种钢焊口、联箱短管角焊缝及直插式温度套管角焊缝等容易失效的受监部件进行重点检查，发现超标缺陷及时消除。

（2）开展性能状态与寿命评估工作，掌握长期运行过程中材料变化规律，综合评估管子的服役状况，对末再、末过定期取样测试，及时掌握材料性能变化情况。

（3）针对奥氏体不锈钢材料氧化皮问题，采取“逢停必检”措施。

（4）针对再热器减温器和三级减温器喷嘴管，经常出现断裂和裂纹问题，平均2年检查1次，现在计划对该减温器进行改造，采用T形新型减温器，提高使用寿命，确保减温器喷水正常雾化。

2.3.3 重视“四管”泄漏抢修和水压试验

在锅炉“四管”泄漏消缺处理过程中，注意原始泄漏点周边管排受泄漏汽水冲刷情况，避免邻近受冲刷磨损部位漏查、漏处理情况的发生。认真分析泄漏原因，必要时结合金相分析、力学性能试验等手段来认清失效本质，采取对策，从源头上予以治理并做到举一反三，加强其他类似部位的检查和消缺，消除事故隐患，防止相似的泄漏重复发生。消缺处理实施全过程监督。

重视水压试验，加强水压查漏工作：对于一些比较隐蔽部位的缺陷，难以通过宏观或无损检测手段来发现，则必须通过水压试验来查漏。凤台电厂每次检修后都要进行水压查漏，受热面、承压部件抢修后，如条件许可，也必须进行水压查漏，二个A修周期后的锅炉及大面积更换受热面管子的锅炉应进行超压水压试验，通过水压查漏发现并处理了许多隐蔽部位的严密性缺陷，避免运行中承压部件泄漏而造成停机消缺，保障了锅炉服役安全性。

2.4 化学监督防范措施

2.4.1 做好汽水品质控制与监督管理

做好化学监督，严格控制汽水品质和停炉保养：汽水品质对锅炉“四管”管的长期安全服役有着重要影响，汽水品质差不仅导致受热面腐蚀，还会产生结垢影响传热，导致超温。

按照GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》的规定，严格监控热力系统设备水汽监督项目与指标，防止因汽水品质不合格导致受热面大面积腐蚀、泄漏加强在线化学仪表的维护和在线检验，确保在线化学仪表的准确。严格控制凝结水、给水品质，对凝结水进行100%水量精处理，加强凝汽器换热管道泄漏检测，检漏装置100%投运，发现异常及时采取措施，避免锅炉受热面结垢导致超温，给水加氧应参照DL/T 805.4—2016《火电厂汽水化学导则第4部分：锅炉给水处理》的规定进行。严格执行机组启动阶段水汽指标监督工作，必要时应通过采取限负荷、降压运行方式等方式确保启动各阶段水质指标合格。

2.4.2 做好停炉保养及停（备）用设备监督管理

热力设备停（备）用期间应根据DL/T 956—2018《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》的规定进行防锈蚀保护，在热力设备检修时，应按DL/T 1115—2009《火力发电厂机组大修化学检查导则》的规定，对省煤器、水冷壁、过热器及再热器进行割管检查腐蚀情况并建立相关台帐，根据测量结果评价判定是否进行化学清洗，如有需要应适时优化调整炉内加药及水汽品质控制方式。锅炉化学清洗方案应按DL/T 794—2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的要求执行。过热器存在积盐时应在启机前进行水冲洗，直至冲洗排水水质相关指标稳定时为止。

2.5 热控监督防范措施

2.5.1 加强对测量系统可靠性的监督

各受热面应正确配置温度测点，合理安排校验；同时要加强水质、壁温等重要参数的监控，并设置合理的报警限值，完善参数报警。炉管泄漏报警装置应加强巡检，确保装置可靠运行。

2.5.2 优化控制，提高自动品质

加强主再热汽温的监控调整，改善汽温调节品质，避免局部过热。正常运行中要优化减温水控制，尽量避免大幅度调整减温水造成减温器后管壁温度突变；在机组启动过程中，要通过燃烧调整控制好汽温，必要时设置禁投逻辑，防止不合理投用减温水。

3 实施效果

各项措施实施后，2018年年度无一因四管泄漏造成机组非停，其中1号机组已经连续运行755 d，创下了同类机组最长连续运行时间纪录。实际表明：通过对前期出现的问题和其他电厂前期出现的“四管”泄漏问题进行原因分析，举一反三，提出预防措施，落实在基建、生产期间，通过不同环节提出相应的预防措施和手段，可以有效的避免锅炉“四管”泄漏次数，提高机组运行可靠性。

4 结论

通过对基建管理、设备运行、机组检修、金属监督、化学监督、热工监督各环节做好防范措施，进行综合治理，取得良好效果。

（1）在基建管理期间，通过集箱及大管道内部清洁度检查和全过程金属监督，大大减少了“四管”泄漏的隐患，为锅炉稳定运行打下良好基础。

（2）在设备运行期间，尤其是机组启停严格控制温度速率变化，严格执行超温考核细则，合理投用减温水，加强吹灰器管理，停机做好保养措施。正确的运行操作对锅炉承压部件寿命的损伤或延长有着至关重要的内在影响。

（3）在设备检修期间，通过锅炉“四管”防磨防爆检查，严格做好焊接、热处理和检验的质量监督，重点做好奥氏体不锈钢氧化皮检测、再热器减温水喷嘴检查、异种钢焊口及管接座无损检测工作。在此过程中，消除设备缺陷，确保锅炉安全稳定运行。