（江苏南通发电有限公司 江苏南通市 226007）
摘要：电站锅炉发生锅炉泄漏，给电厂将造成巨大的经济损失，本文通过实际案例，简要对锅炉泄漏做出原因分析以及提出预防措施。
关键词：电站锅炉；泄漏；原因分析；防范措施
一、锅炉简述
某厂#1、2炉于2014年初进入试运行，试运行结束后随即投入正式运行。采用上海锅炉厂有限公司引进ALSTOM公司技术制造、设计制造的超超临界参数、变压直流炉、四角切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊塔式炉结构锅炉，锅炉出口蒸汽参数为27.56MPa（a）/605/603℃，最大连续蒸发量（B-MCR）3100t/h，额定蒸发量（BRL）2950.7t/h，炉膛断面和高度（宽×深×高）21.48m×21.48m×79.126m。锅炉最低给水流量930T/H（30%BMCR），本体系统配35％BMCR容量的启动循环泵。锅炉设计燃用神华混煤，校核煤种1为大同煤，校核煤种2为混煤。
锅炉水冷壁由光管膜式受热面组成，布置方式为螺旋管加垂直管、过渡段采用中间联箱的形式。水冷壁出口连接6只汽水分离器，分离器出口蒸汽汇集至一级过热器，分离出的水流入贮水箱后分成两路，一路由启动循环泵送入省煤器进口，另一路经大气扩容器流入扩疏箱直接排入机组排水槽，或利用扩疏泵送至凝汽器、废水排至循环水排水管。
二、几个典型的泄漏、爆管案例综合分析
1、#1炉启动后的相关情况
在#1炉点火、冲管至2013年12月16日前，锅炉受热面管未发现异常情况；12月16日后，电厂1号炉在168试运行之前的锅炉启动过程中，发现水冷壁左侧墙螺旋段第169根、右侧墙螺旋段第106根超温。壁温测点位于螺旋段出口位置的连接管，现场测量结果显示，第169根管背火侧温度约520℃，比附近正常管子温度高约100℃，其向火侧温度预计在600℃以上。第106根管背火侧温度比附近正常管子温度高约60℃。根据现场热电偶检测，此两处螺旋水冷壁出口温差比较相邻测点，温差在70—80℃，并随负荷波动，最大温差值达到100℃，之后一段时间随负荷、温度降低，温差有所下降。12月21日，拆水冷壁中联箱保温，用FLUKE568型红外测温仪检测到左侧墙螺旋水冷壁入中间联箱南往北数第169根出口段金属壁温达到569℃。
一根在左侧墙水冷壁中间联箱南往北数第169根（每侧墙共179根）；下联箱在后墙西向东数第67根。切开#1角水冷套进出口管后，在前墙水冷套入口管处，接压缩空气直吹中联箱左侧墙#169螺旋管#1角水冷套管段，在压缩空气吹扫数分钟后，在#1角水冷套出口右侧墙开口处吹出堵塞物，因当时堵塞物收集工作没有准备充分，堵塞物随压缩空气吹入炉膛底部，未能查明堵塞物形状、特征。排除堵塞物后，分别对中联箱左侧墙#169螺旋管至下集箱入口处管段，进行通球试验，并经检验合格后恢复。
另一根在右侧墙水冷壁中间联箱北往南数第106根（每侧墙共179根）；下联箱在后墙东向西数第15、16根（封堵第15根）；切开右侧墙#106管螺旋水冷壁上联箱（即水冷壁中间联箱），用内窥镜分别对两处中联箱12通进行检查，未发现异常。从两处中间联箱入口端吹压缩空气检查，下部联箱切口处排出空气量微弱。
依据以上情况，可以判定：堵塞物存在于下联箱出口至中联箱入口螺旋水冷壁管段内。最终在#1角21米大板梁上方1.5米处弯头进口焊缝处发现一根长约60mm的M12螺栓及连接在螺栓上的3只螺母。取出堵塞物后，对该管线所有管段进行更换并均经通球、无损检验合格。
2014年4月下旬开始，#1炉水冷壁左侧墙中联箱#168管开始有超温情况，在最开始发现有超温情况出现时，检修人员拆除超温测点部位保温，用红外测温枪探测温度与主控显示温度基本吻合，周围区域水冷壁管未发现超温情况。
电厂似于4月底进行D修安排，#1机组在停炉前，进行RB试验；试验后，主控显示#1炉水冷壁左侧墙中联箱#168管温度出现再度超温现象；检修人员旋即以红外测温枪测得现场温度与主控显示温度基本一致，且同时发现，与#168管相邻的#169管也出现超温现象。在此之后，至#1炉D修停炉前，在该时间区间内，#1炉水冷壁中联箱#168、#169管温度变化趋势几乎同步，流量未发现明显偏差。
锅炉检修后对#168、#169管注水检查后，发现漏点位置在后墙#3角上层燃尽风上向下数第三只喷嘴、向西约50厘米处。用内窥镜检查中联箱及下联箱，内部未发现异常，#168、#169管通球正常。
通过对漏点区域炉管进行检查，除需更换的#167、#168、#169管局部被吹损减薄管段外，其他部位管壁厚度均未见异常。表面硬度检查全部在标准范围内。据此，决定更换漏点区域被吹损之#167、#168、#169管一段，长度约1.2米左右。
从现场可以看出，第169根管上存在2个泄漏点，对接焊缝存在一个疑似裂纹，第168根管上存在3个泄漏点，泄漏点2、3、4、5附近存在明显的吹损痕迹，应为吹损产生的泄漏，因此初始泄漏应为泄漏点1或第169根对接焊缝上的疑似裂纹，在#168管内壁焊缝中间部位发现一处直径约为4-5mm焊瘤，#168根管上发现3处泄漏点。在#169管一处焊缝迎火侧及背火侧各发现1处裂纹；#169管上发现2处泄漏点。对水冷壁管泄漏的原因进行了分析，判断初始泄漏点位于第169根管。
2014年7月6日，炉膛#19、#26泄漏测点出现报警。7月7日16：44，运行当班监盘人员发现锅炉泄漏检测装置#19、#26、#28泄漏测点出现连续报警。晚18时运行反映，#4角短吹灰器A12附近有异声，经设备部点检人员现场确认，A12短吹灰器附近确有疑似爆管泄漏声响；同时，运行人员反映，过热器及再热器温度无法达到其预定的过热度。
7月10日晚21时，#1炉申请调停检修，21点15分汽机解列；检查人员根据泄漏声源，打开后墙F层#4角观火孔，目测检查附近区域炉管，未见漏点，但有少许水蒸汽外溢。随后通知运行部门，停用磨煤机，点B组油枪，拉大炉膛负压，十五分钟后，炉膛温度下降，随即利用内窥镜由观火孔处伸入炉膛，将泄漏点查到。
7月14日对超温及泄漏点管进行更换处理。通过对漏点区域炉管检查，除需更换的#167、#168、#169管局部范围管段被吹损减薄外，其他部位管壁厚度均未见异常。并进行了拉伸、硬度、金相检查，全部在标准范围内见下表。据此，决定更换漏点区域被吹损之#167、#169管弯头，总长度约2米左右、对#168管硬度超标的管进行了更换长度约15米左右。
对超温管中间联箱处割管进行了金相及机械性能试验均未见异常。试验结果见表。
与14年4月底泄漏事故对比情况，泄漏管子为左墙水冷壁169管子，泄漏位置为#3角后墙标高62米处169直管段与喷燃器水冷套连接焊缝处，通过两次泄漏情况对比，有下列共同点：
（1）泄漏均发生在有过超温情况的螺旋水冷壁左联箱#168及#169管。
（2）泄漏处均在安装焊缝位置，且在焊缝位置都出现轴向裂纹。
（3）泄漏点均在介质流动方向发生改变的炉膛转角位置。
（4）泄漏点均在螺旋水冷壁较高位置，该区域热负荷相对较高。
与2014年4月底泄漏情况对比，历次泄漏，在螺旋管出口壁温测点均有反应，而此次没有任何反应。
原因分析：综上分析，#1炉发生的3次爆管是由于管内金属异物堵塞为起因，导致该受热面管在运行过程中严重缺水，由于冷却条件的剧变，管子温度在短期内突升，超过了管材的临界点。管子在短时间内抗拉强度下降，在介质温度和压力的作用下，温度最高的向火侧首先发生了变形。由于该管在之前有过超温情况，炉外测点测得的最高金属壁温达到666℃以上，而作为该处水冷壁管的12Cr1MoVG钢，已远远超出其使用温度。而炉管在金属温度达到700℃以上时，其金属强度会急剧下降，炉管在受压状态下，断面的环向应力是轴向应力的2倍，在应力的作用下，导致水冷壁炉管中最脆弱的该处炉管焊缝，首先发生焊缝裂纹沿轴向开裂，发生泄漏。在后续的两次炉管故障中，是由于原故障的水冷壁管超温影响，损坏了材质而引起的后续问题；虽然当时检查时无明显象征，但运行一段时间后仍然暴露出来。
2、#2炉启动后的相关情况
2014年1月1日开始进入冲管时，发现#2炉右侧墙水冷壁96米处人孔门左上角水冷壁管、#2炉107米省煤器西侧墙水冷壁人孔门下方出现泄漏点。
原因分析：锅炉水冷壁泄漏点以焊接缺陷居多，焊接缺陷一部分是厂家制造缺陷，另一部分是现场焊接工艺不过关，原因为鳍片焊接太厚、鳍片间隙太大；另外，现场焊接条件的局限性，峰值应力水平无法缓解，均保留在焊缝及附近区域。在结构复杂的大拘束位置存在应力集中情况，在这种位置特别容易出现由于焊接缺陷而导致的水冷壁泄漏。
2014年2月12日，#2机组开始进入168试运，当日#2号炉右侧墙螺旋水冷壁管发现异常并有泄漏报警信号。2014年2月13日9时04分，#2炉前墙水冷壁管中联箱。第#110号管温度测点测得一波峰超温点，随后给水与主汽流量差值加大，运行部及检修人员至#2炉现场查看情况，现场有异常声响，结合温度测点、流量变化及泄漏报警等情况，判断确为泄漏，并与当晚20点决定停机抢修。在#2号炉停炉过程中，停用磨煤机投用油枪，对水冷壁泄漏点进行检查，在39米层炉右侧墙发现水冷壁管泄漏点。
原因分析：根据检查情况分析，此次是由于下集箱内金属异物堵塞该管入口，导致在运行过程中严重缺水，由于冷却条件的剧变，管子温度在短期内突升，超过了管材的临界点，管子在短时间内抗拉强度下降，在介质温度和压力的作用下，温度最高的向火侧首先发生了变形，随后发生剪切断裂而爆破。而在爆管后，水冷壁下集箱处，金属异物由于两侧压差原因，依然堵住该管入口处，导致爆口处上游无介质冷却发生相变；下游处，因爆口处与中间集箱的压力差，中间集箱的介质回流，冷却了该水冷壁管，并经爆口处泄漏，因此，在爆管发生后该管温度测点所测温度与其相邻测点所测温度无明显偏差，且爆口处与中间集箱间的管段经检查，也未发现严重受损；而爆口处上游管段则受损较为严重。综合以上情况分析，此次爆管应属短期超温引起的爆管。
三、防范措施
锅炉水冷壁泄漏事故虽然没有造成多大的影响，但对锅炉防磨防爆工作敲响了警钟。为杜绝事故的再次发生，确保安全运行，建议采取如下整改防范措施：
（1）加强检修管理，落实《机组汽水系统洁净化检修管理技术措施》，进行设计结构改进，达到减小应力、改善焊接条件等目的；容易出现焊接缺陷的部位应尽量安排在制造厂内焊；工厂内完成异种钢管的焊接，降低现场焊接难度；在安装中构件需焊接到管子的部位均在厂内焊接埋件（覆板）；所有出厂管排、管件（含多通部位）按要求做好水压试验并检查合格后方可提供给安装公司进行现场安装；对水冷壁应力集中区增加温度监测点，以便控制运行温升速率。
（2）加强锅炉的运行管理，严防超温超压运行，严密监测各项实时运行参数的变化。机组投运后，锅炉应严格按厂家提供的相关曲线进行升温升压，控制锅炉升温升压速率，以减小热交变应力对材料的影响；投运后，初期运行中适宜滑压运行，以降低材料的热交变应力。
（3）焊接工艺焊接作业：重点从焊接方法、焊材选用、预热、后热、焊接顺序、焊接检验、热点理温度等方面把好焊接关；尽可能选择全氩焊接方法；采用合理的预热温度和层间温度，从而有效的防止冷裂纹（延迟裂纹）和再热裂纹现象的出现。
（4）水冷壁管爆管是由于过热造成时，建议检修时对爆管附近的其他水冷壁管进行宏观和金相抽检，以确定是否存在鼓胀和珠光体球化现象，以防止再次发生水冷壁爆管，影响生产；对焊缝裂纹进行断口分析，进一步分析焊缝裂纹产生的原因及高温对焊口的影响。定期对热负荷强的水冷壁受热面管子进行割管检查，尤其在安装焊缝位置，发现异常及时处理，对40-70米的螺旋水冷壁管加强无损探伤检查，以防止爆管事故的再次发生。
（5）提高设备管理、检修工艺及安全管理水平。
①设备管理方面：抓好锅炉设备平时的定期检验与检查、锅炉设备的定期检修与维护。
②检修工艺方面：加强对锅炉设备检修过程中的质量控制，加强受热面洁净化施工管理，杜绝因异物堵塞而造成爆管现象的发生、验收过程的质量把关。
③安全管理方面：严格按照《锅炉监察规程》标准对锅炉进行安全监督检查，加强对锅炉工艺运行过程的监督检查、设备的定期检验与检查过程的安全监督。
（6）加强化学监督，严格控制炉水工况和汽、水品质，减少管内结垢。降低向火侧壁温升高趋势。在机组启停、调峰过程中严格遵守操作规程，避免和限制机组长期低负荷运行时间、关停锅炉强制冷却。
参考文献：
[1]电机工程学会建会六十周年学术报告会论文专辑
论文作者:龚诚,施晓明
论文发表刊物:《电力设备》第03期供稿
论文发表时间:2015/11/2
标签：水冷论文; 锅炉论文; 温度论文; 发现论文; 裂纹论文; 炉膛论文; 炉管论文; 《电力设备》第03期供稿论文;