大唐阳城发电有限责任公司 048102
一、设备简述
某电厂#8炉是由东方锅炉集团公司引进美国福斯特•惠勒公司技术设计制造，锅炉型号是 DG2060/17.6-II3。额定蒸发量为2060t/h，过热蒸汽压力为17.31MPa，额定工作温度为541℃。
某日，#8机组汽水偏差突增至103T/h,凝补水量19，147T/h，#8炉水平烟道泄漏报警测点发“W”报警，就地检查确定锅炉炉管发生泄漏。机组停运经过检查发现，#8炉高过第39屏第8根管子发生爆管，爆口距顶包约3米左右。高过第39屏第8根管子爆管后受冲击力影响变形出列严重，第37屏第1、2、3根管子吹损泄漏。第37屏第2根泄漏后受冲击力影响将第8屏第5根吹损泄漏。
二、爆口现象描述及分析
2.1爆口宏观形貌及金相分析
39排第8根爆口的宏观特征如右图。爆口沿管子纵向开裂，受爆管时冲击力的作用，爆口的壁厚减薄较多,爆口张开较大，爆管破口胀粗明显，具有短期过热爆口的宏观特征。1#环样和3#环样内壁氧化皮较厚，蠕变超标，说明管子运行中存在长期超温现象。
39排第8根蠕胀如下所示：爆口下方50mm：55.10，爆口上方50mm：55.30； 爆口下方100mm：54.30，爆口上方100mm：54.54；爆口下方200mm：53.88，爆口上方200mm：54.32；爆口下方500mm，52.92；同时第39排相邻的第10根存在鼓包现象。
爆口处的金相组织为铁素体+碳化物+相变产物，爆口尖端的晶粒明显拉长并伴有大量的空洞出现，说明爆口超温幅度较大。而爆口附近200mm处金相组织为铁素体+马氏体+碳化物，内壁氧化皮约为0.36mm，说明有长期超温情况存在。对第39排相邻的第10根取样进行金相分析，组织为铁素体+碳化物，内壁氧化皮约为0.35mm，说明存在长期超温现象。
2.2 化学成分分析
在爆管上取样进行化学成分分析，依据根据ASTM213/A213M-85C,T91钢的化学成份标准进行化学成分分析，该材料符合ASTM213/A213M-85C,T91钢的化学成分标准要求。
2.3机械性能由电科院进行试验。
备注：ASME SA213-89标准要求T91的屈服强度大于等于415Mpa，抗拉强度大于等于585Mpa，延伸率大于等于20%。
管样编号：1#样—高过39排第8根管（爆管）；2#样—高过31排第8根管；3#样—高过39排第10根管；4#样—高过38排第8根管；5#样—高过40排第8根管；6#样—高过39排第8根管（爆口下方3.5米）。
2#-6#管样的力学性能都有指标低于SA-213 T91标准的要求，主要问题是3#管样和6#管样抗拉强度和屈服强度都明显降低，这两个管样的抗拉强度值都下降到与相邻管样的屈服强度值接近，这也就验证了它们运行中存在长期超温现象。
根据爆口宏观形貌特征及电科院检验，确定爆口主要由超温引起，特征同时具备长期超温+短期超温特征。
三、超温爆管的原因分析
高温过热器爆管主要由超温引起，而超温主要由管子气流循环不畅、部分节流或堵塞，节流或堵塞的可能原因有以下几点：
1、异物堵塞
异物堵塞主要有两种，一是施工遗留物，另一个是设备本身异物。异物堵塞或节流都会造成受热面超温及爆管，异物的大小不同会造成受热面的短期或长期超温。
1.1、施工遗留物分析
39排U1第1、5根因吹灰枪吹薄进行了更换，39排U1与U2第8根从未进行过检修，因此高过施工遗留物要想掉入爆管和超温管段，需要将异物吹入出口联箱，再从出口联箱返回39排U1或U2的第8根、第10根。无论刚启动或是运行中异物到出口再返回受热面内都是不可能的。
假设屏过内部在施工中掉入异物，因屏过受热面L型布置，异物会顺着受热面管落入屏过入口联箱出口或屏过入口联箱出口受热面的水平段；在启炉或者运行中，掉入的异物首先应该对屏过壁温产生影响；如果异物较小，需要经过多个联箱及导管进入高过入口联箱，根据现场结构布置，这种可能性也非常小。假若异物进入高过入口联箱，能对39排的第8根、第10根同时都产生节流超温影响，证明异物较大，会卡在39排高过入口联箱内部出不去，但是停机用内窥镜检查，联箱内部非常干净，无任何异物。因此屏过冲过来的异物也可以排除。
1.2、受热面氧化皮脱落的影响
对于过热器系统内，设备的氧化皮中屏过和高过的氧化皮才能对高过产生影响。
首先是屏过内部及高过前的所有联箱氧化皮脱落，从1.1分析中分析中也可以看出屏过内氧化皮掉入的造成超温的可能性也比较低。
其次是高过内部氧化皮的脱落。若是高过内部有氧化皮，较小的会直接冲走，较大的会节流影响管子换热，造成超温。若39排U1或U2的第8根有较大氧化皮，其他相同区域管排也必将有氧化皮，T91为马氏体钢， T91钢与12Cr1MoV钢相比，含碳量降低20%，耐蚀性和抗氧化性有很大的提高。T91产生氧化皮较困难，特别是成片的氧化皮脱落。若产生氧化皮，必须堵塞或沉积在U型弯内，对管子冷却造成影响，但是通过检查，39排及及其附近其他区域未发现任何氧化皮的存在，因此T91氧化皮脱落超温基本可以排除。
根据以上分析结论得出异物堵塞造成的高过39排第8根超温的可能性几乎没有。
2、受热面空间结构性超温影响
因第39排没有测点，根据现场检查，爆口具有如下特殊性：
2.1、烟气侧：高过区域受热面迎火面大量结焦，因此运行时该处烟气温度在1200度以上；
2.2、介质侧：爆口位于距顶棚的高过出口约2.7米左右，介质温度较高，冷却效果较差，根据以往屏过超温及一期高过爆管经验，判定距离顶棚2.7米左右的受热面为冷却效果最差区域。
2.3、高过每一屏管子№2节流孔d＝19，№3节流孔d＝18，№4、№5节流孔d＝17.5，№6～№10节流孔d＝16；39排第8根为16mm节流孔，管程阻力相对较大，在低流量情况下温度相对较高。
2.4、高过第39排位于炉膛出口中心偏右。因高过出口在炉左，低负荷时期，蒸汽流量较小时，高过出口联箱内管排出口左侧更容易排出，因此在低负荷时期左侧高过管排冷却效果较好，右侧管排冷却效果较差。在点火过程中的左右两侧的减温水能体现出来。第39排与高过中间管排相比，二级减温联箱出口至高过入口联箱的分配管中间的管程阻力更小，蒸汽流量较大，管壁温度较低，因此受炉膛热负荷中心、高过出口、高过入口分配管的阻力的三方面因素影响，可以推论39排位于管壁温度冷却较差区域，特别是介质总体流量较低时，但该推论需要测量数据的验证。因39排无温度测点，不能直观的观察到爆管受热面的温度变化情况，而附近41排、36排温度无大幅超温现象，不能判定当时燃烧会造成的受热面局部超温。但可以确定爆管部位与测量部位的温度有较大差距。管壁温度垂直分布差别也较大。
3、水塞对高过超温的影响
对流过热器内的积水，在锅炉点火后经过相当长的时间才会逐渐蒸发掉。因此水塞多发生在锅炉点火启动的初始阶段。锅炉点火后因投入的喷燃器较少，炉膛热负荷分布不均，有的过热器管束内积水先蒸发掉，蒸汽便由该管通过，此时该管水塞消除。但因锅炉负荷较低蒸汽在过热器管内流速低，对流过热器进出口联箱压差很小，靠此压差尚不能排除个别蛇形管束U形管内积水，由此导致较长时间存在水塞现象。水塞消除的瞬间，管内积水被蒸汽冲出，过热器管壁金属温度瞬时陡降，又很快回升，水塞对受热面影响较大，一期高过曾发生类似爆管，发生时间大多在锅炉大修后的打水压后，有的启机24小时内爆管，有的则发生在启机一个星期以后。经过多次分析认为是发生了水塞现象，造成水塞的因素有：
3.1、锅炉检修完进行水压试验，注水进入高过U型弯，很难排出，需要借助运行的操作手段，减小U型弯的存水，若U型弯不能全部排净水，点火初期及运行过程中极易造成高过受热面的局部恶劣超温现象。对受热面的各种影响较大。
3.2、机组启动点火过程中因控制屏过温度，减温水大量的使用，特别一级减温水的使用较多，受热面温度出现快速的温差波动现象，特别是温度到200多度时，蒸汽中一定含有较多的水或水蒸气，因点火初期的蒸汽流量较小，水容易在高过U型弯中积存，造成受热面的超温。
3.3、39排发生水塞的特殊性：39排位于二级减温联箱出口导管位于二级减温联箱的最下端，水量较多时，也是最容易进水的管排。
3.4、39排第8根发生水塞的特殊性：第8根位于高过入口联箱的进口后底部出口的第二根，入口联箱进水，第8根与第10根更容易进水。
3.5、通过观察曲线在点火过程中26排、31排、36排、41排的温度虽然未出现大面积超温，但是通过观察温度变化趋势（1分钟温度波动将近100度），高过该区域确实发生了水塞现象。因此第39排也发生了水塞现象。
综合以上分析，受热面爆管主要因超温引起，超温主要因水塞引起，水塞时间长短造成了设备的超温，锅炉负荷较低蒸汽在过热器管内流速低，对流过热器进出口联箱压差很小，靠此压差尚不能排除个别蛇形管束U形管内积水，由此导致较长时间存在水塞现象。水塞造成受热面长期超温，使受热面延伸率下降，抗拉强度下降，材料等级下降，燃烧不均导致局部温度较高时引起管子爆管泄漏。
论文作者:武强
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第11期
论文发表时间:2019/10/16
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