一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施

一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施（推荐6篇）

一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施 篇1

1、前言

2012年8月24日，达钢SLG-75/9.8-QG燃高炉煤气高温高压过热蒸汽锅炉发生了一根水冷壁爆管事件，公司即派人前往现场处理。该燃煤高温高压过热蒸汽锅炉自安装后已经运行了10个多月，经过停炉检查，发现爆管位置发生在标高6.890高炉煤气燃烧器上方高度1米处，系后墙左边一侧第3根管，在标高8米左右的位置。

2、爆管情况及金相分析 2.1爆管破口及截断管口观察

爆管部位呈窗口形破裂（见图一），水冷壁管在爆裂之前，爆口有微弱鼓包现象；爆口边缘较钝并且减薄较多，爆口周围有与爆口相平行的细小的裂纹，窗口形长边沿水冷壁管轴线方向，爆口向火面表面有热负荷较高产生过热和火焰燎烧痕迹。这种状况属于长期过热造成的破坏，水冷壁管的爆破，正是管径在减薄处超过了极限的结果。

图一

现场割断水冷壁管后，发现发生爆管的管子保留部分管口内侧有氧化皮夹层（见图二），而且特别明显。

图二

该爆管位置处于炉膛热负荷较高区域，爆破管向火侧内壁也有明显的暗红色腐蚀

物（见图三）。

图三

2.2爆破管的管径变化情况

经查看切割下的爆管部位管子，发现向火面管壁减薄较为严重。经过测量，管壁减薄处厚度不到3mm，越接近燃烧器位置管壁厚度也变得越薄，最薄处管壁厚度只有2.8mm。爆管部位切割段上口测量尺寸外径由60mm变为61mm，内径为52.7mm；下口测量尺寸外径由60变为61mm，内径为53.1mm，证明水冷壁管内侧受到腐蚀，造成壁厚减薄。管径肉眼观察无明显胀粗，管段无明显塑性变形，且管子胀粗率为1.7%，低于水冷壁管的允许胀粗率3.5%。

2.3金相试验分析

我们在爆管管子上取了3个样，编号为#

1、#

2、#3，#1样为爆口处有过烧和微裂纹的管子，#2样为爆口附近壁厚明显减薄的管子，#3样为距离爆口150mm以上、背火侧的管子。

2.3.1 #1样情况：

①钢管外壁呈现全脱碳和氧化，组织为铁素体，且铁素体长大。有晶界烧化现象（即过烧），呈现鱼骨纹。有数条裂纹，裂纹源位于钢管外壁，开口宽，裂纹头部钝化，呈倒三角，裂缝中有氧化产物，裂纹附近无原始夹杂物缺陷；

②壁厚中间部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体；

③内壁部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体，无明显脱碳； ④晶粒度7～8级。2.3.2 #2样情况：

①钢管外壁呈现部分脱碳氧化，组织为铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体； ②壁厚中间部位组织为：铁素体+偏聚点状珠光体+球状珠光体；

③内壁部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+片状珠光体，无明显脱碳； ④晶粒度8级。

2.2.3 #3样情况：沿壁厚方向整体组织为：细小铁素体+片状珠光体，内外壁无明显脱碳，晶粒度8.5级。

金相分析：#3样是钢管正常的原始组织，表明钢管原始组织合格；#2样表明在壁厚减薄部位组织发生变化，原始片状珠光体分解、扩散、偏聚，成长为球状，即珠光体球化；#1样表明珠光体球化更加严重，晶粒长大，且伴随着外表面强烈的氧化、脱碳、甚至过烧。

爆管机理：爆破部位经受高温，组织发生变化，珠光体球化、晶粒长大，基体高温性能明显下降，当低于屈服强度时发生变形，向火侧管径胀粗、壁厚减薄，同时向火侧外壁强烈氧化脱碳造成壁厚减薄（氧化作用）、强度降低（脱碳作用），珠光体球化和氧化脱碳进一步作用，使基体到达断裂极限，于是向火侧外壁出现微裂纹，裂纹长大，最后爆破，同时在壁厚减薄过程中造成过烧。

3、爆管主要原因分析

造成水冷壁管腐蚀爆管的原因是多方面的，有蒸汽腐蚀、碱性腐蚀、酸性腐蚀等，从以上情况综合分析: ①破裂的管子位于燃烧器上方1米左右的位置； ②图一中明显有过烧和火焰燎烧的痕迹；

③金相发现#1样表明珠光体球化更加严重，晶粒长大，且伴随着外表面强烈的氧化、脱碳、甚至过烧；

④管子内壁向火侧有氧化物腐蚀，且呈现均匀腐蚀减薄状态。

因此，我们分析认为，这次爆管可能由于燃烧器安装角度不当造成了炉内火焰偏斜或由于燃烧器上方局部烧损漏气，造成该局部水冷壁热负荷的分布不均，局部热负荷变化幅度较大，使炉内某些管排的温度过高，造成金属管壁温度波动，破坏了水冷壁管内表面钝化膜的连续性，而钝化膜遭到破坏的地方，汽水具有很高的腐蚀活性，其反应式为3Fe+4H2O=Fe3O4+4H2。

正常情况下，当钝化膜未被破坏时，管内铁和炉水产生的氢原子被循环的炉水带走，不会渗入钢中。而当运行的工作条件出现异常时，如热负荷过高，情况就会发生变化，如果产生的氢原子不能很快被炉水带走，就会在较高的温度作用下向向火侧管壁晶间扩散，氢原子通过晶格和晶界向钢内扩散，并与钢中的渗碳体、游离碳发生反应，继而造成氢腐蚀，生成氧化物，同时也会引起碱性腐蚀和氧腐蚀等共同作用，当腐蚀物产生后又会影响管壁传热，加剧管壁温度上升等反复作用，而管子迎火面内侧管壁存在较为均匀的减薄是由于内壁经受汽水腐蚀和热汽水的冲刷，由于氢腐蚀作用

下，靠近边沿的晶粒之间有着比较明显的晶间裂纹，当裂纹达到一定程度后，在高压汽水的冲刷下，晶粒可能脱离基体，长此以往造成管子内壁减薄。炉管在长期热腐蚀减薄和过烧下，导致水冷壁炉管中最脆弱的炉管首先发生爆裂。

4、防范措施

为确保锅炉安全稳定运行，建议采取如下整改防范措施：

4.1检查各燃烧器位置的正确性，特别是后部的燃烧器位置，避免燃烧器位置太靠近水冷壁，火力太大而烧损水冷壁管。

4.2可能的话，采用超声波测厚仪对水冷壁管，特别是对后水冷壁管直段部分进行检查，更换腐蚀严重的管子。施工前，需告知锅监所人员到现场进行监检。4.3加强锅炉给水处理和除氧、除盐及给水含氧量、含铁量等的在线检测手段，及时发现和处理问题，保证给水符合标准要求。

4.4严格执行国家关于锅炉特种设备管理适用的法律、法规及标准规范，强化对锅炉工艺、设备、安全上的管理，定期对锅炉实施检验与检查。

一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施 篇2

1 事故发生

2007年2月15日凌晨, 平凉市某县供热公司一台正在运行的SZL7-1.0/95/70-AII新装锅炉, 突然从炉门和看火孔向外窜火, 声响较大, 炉墙鼓包, 外包铁皮张开, 墙灰脱落, 并发现炉膛内部有大量雾气, 司炉工立即紧急停炉, 致使该小区6万多平方米的居民住宅停止供暖。

2 现场勘查情况

笔者对事故锅炉进行外观检查, 发现炉膛内几根水冷壁管发生爆管, 其情况是:

1) 炉膛右侧由后向前数第34、35根水冷壁管的直段弯曲变形, 变形量60～80mm, 管子局部胀粗, 其中有一根因爆管有破口;左侧由后向前数第19、20、23、24根水冷壁管的直段外凸变形, 变形量25～40mm, 变形管段局部胀粗并有多处穿透性裂纹;第一回程入口处, 第一排从右向左第6根和第二排从右向左第18根对流管直段弯曲变形, 变形量分别为30mm 和23mm。

2) 进一步对锅炉水冷壁割管检查发现:

(1) 爆破的水冷壁管内基本上已被水垢和泥砂堵塞, 在提取垢样时, 发现管内有破布、塑料片, 甚至还有一个螺帽;破口外翻, 边缘明显减薄, 厚度为1.2mm, 原厚度3.0mm, 未爆破的其余部位发现鼓包, 管子截面已胀粗呈椭圆形, 为典型的过热爆管。

(2) 已产生裂纹的水冷壁管内结垢厚达2～12mm, 裂纹长15mm, 局部已有破口, 破口为塑性变形裂口。

(3) 其他未破裂但变形的水冷壁管和对流管内结垢2～6mm, 管外壁金属呈暗红色。

(4) 对水垢进行观察和分析, 认为该水垢是水质超标造成的原生水垢和杂质沉淀、粘附生成的二次水垢的混合垢。

3) 对锅炉本体进行内部检验, 发现以下情况:

(1) 上锅筒底局部堆积较多垢片和泥垢, 还有坏眼睛架一付, 螺帽、破手套、焊条头及塑料碎片间杂其中, 结垢厚0.5～2.0mm。发现锅筒内进水分配器法兰连接螺杆过短, 仅带四至五丝, 个别的螺帽能用手指拨动, 有的螺帽已经脱落。

(2) 水冷壁管及对流管管口可见部位水垢厚0.5～3.5mm。

(3) 两侧集箱中部堆积大量垢片和泥垢。

(4) 下锅筒底部堆积大量泥垢, 其中也夹杂焊条头, 破布条, 螺帽等杂物。

4) 对除污器、水处理设备、水处理运行记录及供水情况进行检查, 发现以下情况:

(1) 除污器底部有很多泥渣、砂石、焊条头等杂物。

(2) 水处理记录不齐全, 仅从现有记录的化验数据来看, 给水硬度接近自来水硬度, 当地的自来水硬度为5.6mmol/L。

(3) 检查锅炉运行记录, 但操作人员从未记录过。询问锅炉排污情况, 司炉人员说仅排污了两三次。

(4) 对水箱内的软化水进行化验, 给水硬度为4.5mmol/L。

(5) 对水处理设备进行检查, 未发现有机械故障, 罐内为新装合格树脂, 填装高度满足要求, 安装验收时的出水硬度符合要求。

(6) 该台锅炉的原水采用自来水, 其水压在用水高峰期间不足0.1MPa。

3 事故分析

3.1 锅炉概况

锅炉型号:SZL7-1.0/95/70-AII;锅炉出厂编号:05-675。

出厂日期:2005.10;锅炉主体材质:锅筒:20g;管子:20。

安装日期:2006.10;投用日期:2006.11;工作压力:0.8MPa;水处理设备:时间型全自动钠离子交换器。

事故发生日期:锅炉投运后不到4个月。

3.2 管壁结垢直接导致了水冷壁管的过热损坏

(1) 锅炉受热面金属的温度总是高于循环介质的温度, 当管壁受热面较清洁时, 受热面金属由于热量被水吸收而得到充分的冷却, 受热面金属的强度在安全工作范围内。但是, 如果受热面结生了水垢, 金属强度就会因过热而下降。对于碳酸盐混合水垢来说, 它的热阻是一般钢的几十倍。受热面水垢的存在阻止了金属热量的传递, 直接引起管内壁热储量增加, 导致管壁温度增高。当管壁结1mm厚的水垢时, 管壁温度将升高100℃以上, 而管壁温度升高导致钢材的强度下降。从现场水冷壁的颜色和破口判断, 损坏管壁属于超温过热所致。所以结垢使管壁超温过热, 强度下降, 在锅炉工作压力下 (0.8MPa) , 最终导致水冷壁管凸出变形、胀粗、破裂。

(2) 水垢和钢材的热膨胀系数不同, 导致垢层局部开裂或脱落, 这使较低温度的热水与温度相当高的管壁相接触, 引起管壁温度的巨大变化, 并使管内壁受到冷热应变, 产生巨大的应力, 致使管子发生很多裂纹。

3.3 介质中的杂物加剧了水冷壁和对流管的过热损坏

本炉为上锅筒进水和出水, 属于自然循环的热水锅炉。自然循环的热水锅炉是靠水冷壁及对流管束上升管和下降管水温不同而产生的重度差形成水循环动力。水循环安全可靠的必要条件是各回路的热偏差管都处于稳定的循环状态。但是, 由于水冷壁和对流管束严重结垢, 使管内通径变小, 热水中的破布条、塑料碎片, 甚至掉落的螺帽再堵塞其中, 使本来循环不畅的管内填塞泥垢, 完全破坏了受热面金属热量被水吸收而得到充分冷却的条件, 导致管壁温度很快增高, 加剧了水冷壁管和对流管的过热损坏。

3.4 自来水供水压力不足和管网内泥沙是导致水冷壁管和对流管束结垢的主要原因

(1) GB/T1576-2001《工业锅炉水质》标准要求, 热水锅炉采用锅外化学水处理时的给水硬度≤0.6mmol/L, 而本台锅炉所用的给水硬度达到了4.5mmol/L。所以, 给水硬度严重超标导致锅炉受热面在短短三个月多时间内结生了大量水垢。

(2) 造成锅炉给水硬度高的原因不是水处理设备本身, 而在于自来水在使用高峰期压力过低。该单位安装的全自动钠离子交换器使用说明书上明确说明原水压力保持在0.2MPa左右, 水处理操作人员没有主意这一点, 交换器只按原设定的固定时间自动产水。在用水高峰期间, 交换器进水压力远远低于要求压力, 使交换器内的树脂不能得到正常交换、再生和冲洗, 交换器的出水硬度随之严重超标。加之水处理操作人员没有按照《锅炉水处理监督管理规则》的要求定期化验分析, 导致锅炉给水水质长期超标。

(3) 该供热公司在安装供热管网时, 疏于管理, 使大量的泥砂和其他杂物进入供热管道, 安装后又没有进行必要的冲洗。锅炉运行后, 供热管网内的污水在循环泵的抽力作用下首先进入锅炉上锅筒内, 随着热水介质的自然循环, 附着、沉淀在锅炉受热面和锅筒底部。司炉人员也未按规定及时排污, 使沉淀和附着于受热面上的泥垢得不到及时排出, 经受热转化成水垢。

3.5 其他因素

在锅炉水压试验前及开始试运行前, 安装单位未对锅筒、集箱等受压部件做内部清理和表面检查, 致使施工过程中遗留的破布条、电焊头、破眼睛架等杂物遗留在锅筒内;上锅筒内进水分配器法兰上的螺栓因未紧固, 且螺杆长度不够, 在热胀冷缩和循环水的作用下脱落于锅筒和水冷壁管内, 从而加速了受热面管的破坏程度。

4 预防措施

1) 锅炉安装单位在水压试验前, 应按照GB50273-98《工业锅炉安装工程施工及验收规范》第5.0.4条规定, 对锅筒、集箱等受压部 (元) 件应进行内部清理和表面检查。在煮炉结束后, 应清除锅筒、集箱的沉积物, 确保锅炉内部清洁、连接件牢固可靠, 达到运行条件。

2) 使用单位要根据所用水处理设备的性能、运行条件, 制定出水质管理制度和操作规程, 加强管理。水处理操作人员要充分认识水质定期化验分析的重要性, 严格执行GB1576-2001《工业锅炉水质》标准, 防止超标给水进入锅炉。

3) 在自来水压力不能满足水处理设备正常运行压力时, 可躲过用水高峰期进行水处理, 或者采取在水处理设备进水口安装水泵增压的办法, 来满足水处理设备正常运行的条件。

4) 《热水锅炉安全技术监察规程》规定, 热水系统的管道安装应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范 (金属管道篇) 》的规定。安装单位在热水系统管道安装前, 应将管子、管件、阀门等内部清理干净, 无杂物。管道水压试验合格后, 应用洁净水冲洗管网, 以排出口的水色和透明度与入口水目测一致为冲洗合格。

5) 锅炉使用单位应认真执行排污制度。尤其对新装锅炉及新装供热管网的锅炉更应加强排污, 防止杂物进入锅炉形成二次水垢。

摘要：锅炉安全涉及到千家万户, 近年来, 一些新安装锅炉在第一个采暖期内经常发生受热面变形, 胀粗、穿透性裂纹甚至出现爆管事故。结合一起新装热水锅炉水冷壁管爆管事故, 就事故发生的原因进行探讨, 并对预防此类事故的发生提出了意见与建议。

关键词：热水锅炉,爆管,分析及预防

参考文献

[1]GB50273-98, 工业锅炉安装工程施工及验收规范[S].

一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施 篇3

2004年6月在检验某造纸厂一台DZH2-0.7锅炉时，发现左侧13根水冷壁管几乎在同一位置(耐火泥上方)鼓疱、过热。用检验锤就能轻易击穿管壁，而右侧水冷壁未发现类似的情况。检验过程中发现锅炉受压元部件水侧局部结有1-2mm水垢，锅筒底部有大量脱落的水垢，有一些脱落的水垢分布在锅筒下端水冷壁管管头附近。经对水冷壁管进行通水检查，最终确认这13根管子堵塞。对堵塞的管子采用换管修理，取割下来的管子测量其堵塞的长度约200-300mm，割开被堵塞的管子，发现内部匀为小片状水垢，并有一些水渣，取堵塞物进行分析，分析结果确定堵塞物为碳酸盐和硅酸盐的混合物。笔者查阅该锅炉的有关资料，认为这起锅炉事故是由于水处理方法不妥、管理方面及锅炉结构上存在不足所导致的。

二、锅炉基本状况

该锅炉是河南新乡工业锅炉厂，1996年7月生产、1996年9月投用，使用压力在0.4-0.5Mpa之间，燃料为谷皮。在2002年之前，该炉未采用任何水处理措施，2002年进行内外部检验时，锅炉各受压元件水侧已结有水垢2-3mm，要求酸洗除垢后运行，并建议采用锅内加磷酸三钠和片碱水处理措施，要求控制锅水PH为10-12，总碱度为8-26mmol／L；而厂方未进行酸洗，直接采用锅内加药水处理方法。2003年只进行外部检验，未发现异常情况。2002年、2003年两次水质监测，监测结果锅水总碱度为12-18 mmol／L，PH值为11-12，溶解固形物小于5000mg／L；给水总硬度为0．3-0．4mmol／L，PH值为7，符合GB1576-2001各项标准。

三、事故原因分析

1、水处理方法的影响

该锅炉有近5年未采用任何水处理措施，导致结有2-3mm水垢，而直接采用加磷酸三钠和片碱的锅内水处理方法。通过对这二种药剂的防垢和除垢机理分析，找出事故的原因。

磷酸三钠的作用：

(1)消除给水硬度，使Ca²⁺、Mg²⁺生成疏松流动性好的碱性磷灰石Ca₁₀(0H)₂(P0₄)₆和蛇紋石3MmgO.2S_iO₄.12H₂0水渣物质；

(2)防止硅酸盐水垢的形成；

(3)生成了高度分散的胶体微粒，成为锅水中补充凝结中心，从而增加了泥垢的流动性；

(4)对坚硬的CaC0₃水垢具有转型作用，使之疏松脱落，化学反应式为：

3 CaC0₃+2Na₃P04→Ca₃(P0₄)₂↓+3NaC0₃

NaOH的作用：

(1)消除水中钙的暂时硬度，镁的暂时、永久硬度，生成水渣物质：

Ca(HC0₃)₂+2NaOH→CaC0₃↓+Na2C0₃+2H₂0

Mg(HC0₃)₂+4NaOH→Mg(OH)₂↓+Na2C0₃+2H₂0

MgS0₄+2NaOH→Mg(OH)₂↓+Na₄S0₃

MgCl₂+2NaOH→Mg(OH)₂↓+2NaCl

(2)维持锅水的总碱度和PH值，使磷酸盐与Ca₂₊、Mg₂₊反应时，不生成磷酸钙Ca₃(P0₄)₂、磷酸镁Mg₃(P0₄)₂等容易形成二次水垢的物质；

(3)对细小分散的CaC0₃质点起稳定化的使用，从而破坏质点之间的结合力以及质点与金属之间的吸附力，防止碳酸盐等沉淀物在金属表面形成水垢；

(4)对旧水垢产生疏松、剥离、脱落、削弱和溶解等作用，尤其对硅酸盐作用较为明显：

化学反应式为：Si0₂+2NaOH→Na₂Si0₃+H₂0

综上所述：在这二种药剂的作用下，锅炉就不会继续结垢或减缓结垢速度，同时必然会有一部水垢转形、剥离、疏松、溶解，从而破坏水垢之间，水垢与金属之间的结合力，水垢就会以片状的形成脱落，烟管和锅筒脱落的水垢就会聚集在锅筒底部，一部份会随排污而排出，大部份滞留在锅内；水冷壁管脱落的水垢将顺着管子进入集箱，这必然有一部份形状较大的水垢，因流道形状的变化而受阻，被“卡”形成了“搭桥”现象，随着时间的推移，受阻的水垢和水渣逐渐增多，造成堵管。

所以水处理方法是导致部份水冷壁堵塞的直接原因。

2、管理方面的原因

(1)锅炉业主无视检验结论，未采用除垢措施清除锅炉己结水垢，而直接采用锅内加药水处理措施，这样会导致水垢以片状形成脱落，易在管内受阻，而阻塞管子；

(2)在采用加药水处理措施之后，有近二年的时间没有停炉检验，未及时清除锅筒内脱落的水垢和对水冷壁管进行通水检查，导致脱落的水垢把水冷壁管堵塞未能及时发现。

这是导致这台锅炉损坏的原因之一。

3、锅炉结构存在的不足

同一台锅炉，为何只有左侧内水冷壁管出现近1／3的管子由于水垢堵塞，导致鼓疱、过热，而右侧的水冷壁没有发生?笔者认为是由于锅炉结构上存在如下几点不足：

(1)同一个集箱与三排水管相连不利于管内水垢排出。锅炉结构如图所示：（见下图）

在左侧集箱上有三排水管与之相连，而排污管的管径与右侧相同，在相同条件下排污时，每根管内的流速和流量只有右侧水冷壁管的1/3，造成排污时，管内的流速和流量很小，左侧水冷壁管内脱落的水垢和水渣不能够及时排入集箱随排污排出锅内，易聚积于管内。

(2)左侧内水冷壁管有一个90度的弯头，管内的水垢和水渣下降受阻，易沉积于该处，形成堵管，该弯头同时增加管内锅水上升(运行时)和下降(排污时)的阻力，使管内锅水循环不畅，不利于管内的水垢和水渣的排出。

(3)左侧内水冷壁管与锅筒连接的位置设置不妥，左侧内水冷壁管与锅筒连接的位置几乎接近锅筒的底部，从烟管、锅筒壁脱落聚积于底部的水垢，就会随着锅水循环和垢片自身流动进入管内，由于管子自身存在不足，管内的水垢无法排入集箱，就聚积于弯头处，这样就造成管子堵塞。

四、应对措施

针对本台锅炉出现的问题，为避免类似事故的发生，对我区该类型锅炉提出以下对应措施：

(1)加强水处理管理工作，要求所有锅炉必须采用相应的水处理方法，防止锅炉结垢：

(2)对已结有水垢的锅炉，必须先采用除垢措施除垢后再防垢，缩短检验周期，检验时应对所有水管进行通水检查：

(3)运行过程中，应增加左侧排污管的排污时间，使排污量增大；

一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施 篇4

本文针对2×135 MW锅炉高温过热器的爆管事故展开分析。专业工作人员使用内窥镜对停止工作后锅炉高温过热器相关部位进行检查, 发现高温过热器爆管时的形状是纵向裂开, 形似喇叭, 判定是韧性撕裂导致高温过热器的爆管现象。对爆口处的维氏硬度进行测量发现, 硬度值偏低, 低于平均值176.8 HV。将爆管部位的化学成分与其他管段分析比较, (如表1所示) , 爆管部位的Mn、V含量与5号管段的含量都低于ASME SA-213 T91中Mn、V的含量, 但均没有超出GB/T222-2006中“钢的成品化学成分允许偏差”的要求。通过金相组织分析发现, 除爆管部位的金相样外, 其他试样通过显微镜观察后显示为组织正常。显微镜中显示, 爆管管口处出现较大微裂纹, 并逐渐发展为孔洞的撕裂形状, 组织已明显发生变形, 碳化物也发生了一定的球化现象[1]。金相样的管壁内壁上的氧化现象并不明显, 说明内壁氧化皮在短时间温度过高的情况下未发生显著增长, 而在锅炉启动之前管壁未发生长时间温度过高的现象。

2 锅炉高温过热器爆管原因分析

2.1 高温过热器管内水质含有杂质

在高温过热器管内流动的水质不能保证其纯净性, 或多或少会含有杂质。随着锅炉高温过热器使用时间的增长, 过热器管中的杂质会越来越多, 形成附着在管壁上的水垢, 即结垢现象。当水垢是薄薄一层时, 不会对高温过热器的使用造成不良影响[2]。但结垢问题不解决, 会留下极大的安全隐患。当水垢的厚度达到一定程度时, 会发生高温过热器的爆管事故。由此可看出, 水质的好坏直接影响高温过热器的安全性。因此, 电厂工作人员必须保证高温过热器管内的水质, 要最大限度保证水质中不含杂质。

2.2 高温过热器管道内部高温受热

高温过热器的管道会受到锅炉内部气流和燃烧时间的影响而发生爆管现象, 因为锅炉内气流的流动没有规律性或燃烧间隔不准确使得管道部位受热不均匀, 造成管道局部温度过高, 导致爆管。锅炉的用煤问题也在一定程度上影响高温过热器管道的温度。实际使用过程中, 锅炉的实际用煤量与计划用煤量会有一些差别, 会影响到整个锅炉高温过热器的安全。这一差异会导致高温过热器管道内部着火点的升高以及火焰中心上移, 由于锅炉的高度限制导致高温过热器因管道内温度过高而发生爆管现象。高温过热器内的水塞运动会导致其管道内部因局部温度过高而发生爆管现象。在实际操作中, 电厂的有关工作人员需要加大对水塞运动的重视, 确保高温过热器的安全性。

2.3 高温过热器的材质问题

高温过热器是锅炉中非常关键的构件, 其材质选择要严格把关。有关专家对光谱分析发现, 锅炉高温过热器管道的抗拉性能必须高于正常温度下相适用的构件材质的要求, 且高于碳钢材质在同样温度下使用状态的标准要求。锅炉高温过热器的制造材料须是具有良好性能的钢材材质, 性能包括拉伸性能、力学性能、抗氧化性能等。只有在高温过热器的材质上严格把关, 才能从源头上确保安全, 排除安全隐患, 从根本上遏制爆管现象。

2.4 技术操作人员的技术问题

电厂中有些技术操作人员受到自身专业技能的限制, 不能很好地完成工作任务。锅炉操作是一项对工作经验、专业技能要求很高的工作, 一旦有关的技术操作人员操作不当, 则可能会出现锅炉高温过热器管道内部压力过大或者局部温度过高的现象, 这些现象会使锅炉出现频繁扬火现象, 发生高温过热器的爆管。有关技术工作人员的技术方法及工作经验缺乏是造成锅炉高温过热器爆管的重要原因。

3 锅炉高温过热器爆管的防范措施

1) 相关工作人员需要对使用原煤进行严格的质量检测, 原煤的粒度、灰、含硫量等指标必须要按照标准要求进行把关, 最大限度地避免高温过热器管道局部温度过热或者是热胀冷缩频率的过快问题, 避免了这些问题之后, 才会遏制高温过热器爆管现象的发生。

2) 电厂有关部门要重视技术操作人员的专业素质问题, 不仅要加强技术人员相关专业技能的培训, 提升他们的技术水平, 还要定期聘请有关专家进行技术讲座, 将最前沿的技术引进来, 最大程度地提高电厂的科技水平。

3) 在锅炉启动时, 技术操作人员要尽可能清除高温过热器管道内部存有的积水, 可以采取在较低的压力和温度条件下将积水烘干的方法, 最大程度改善温度和压力环境, 并且, 技术操作人员还要尽可能避免由于受到强制冷却作用而造成的锅炉U形管中积水高度下降的现象[3]。

4) 高温过热器管道的抗氧化能力需要进一步提高, 以降低氧化皮的生长速度。

5) 加大对锅炉高温过热器水压试验后机组的燃烧控制, 解决水塞问题。

6) 加强对减温水投运时间的控制, 尽可能降低减温调节阀出现故障的频率, 提高锅炉高温过热器运行的可靠性。

4 结语

本文针对于某电厂发生的高温过热器爆管的事故展开具体分析, 通过原因分析提出了一系列具体可行的防范锅炉高温过热器发生爆管事故的措施。本文的相关分析具有很大的现实意义, 不仅适用于锅炉高温过热器爆管的防范, 也可应用于相同类型的其他管材的防范工作。

参考文献

[1]王建江.电站锅炉蒸汽过热器爆管的原因初析与预防措施[J].科技资讯, 2010, 9 (9) :8-9.

[2]张仰峰.余热锅炉过热管爆管情况诊断分析[J].才智, 2012, 7 (2) :78.

一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施 篇5

华电安徽宿州电厂#1锅炉是由东方锅炉(集团)股份有限公司与日本巴布科克—日立锅炉有限公司合作设计、联合制造的600 MW超临界直流炉,型号为DG1900/25.4-Ⅱ3。它采用单炉膛、*型露天布置、前后墙对冲燃烧方式、尾部双 烟道,再热汽温采用烟气挡板调节,于2007年7月投产。

锅炉水冷壁由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直 上升水冷壁2种不同的结构组成,都采用膜式结构,两者间由过渡水冷壁转换连接,水冷壁总 体布置如 图1所示。螺旋水 冷壁由474根管子组成,管子规格、材质为ф38.1×7.5/SA213T2。燃烧器开孔数量24个,燃尽风开孔数量4×2个,侧燃尽风开孔数量2×2个,吹灰孔数 量52个 (侧墙各9个,前后墙各17个)。

2水冷壁爆管情况

2012年9月11日,机组补水量大量增加,维护人员现场检查锅炉本体,发现#1锅炉C07吹灰器附近(标高46m炉后墙距南墙约4m处)有明显泄漏声音,确认C07吹灰器附近水冷壁管泄漏。9月13日,机组停运后通过小型升降吊笼检查发现C07吹灰器吹扫孔上下各一根管道发生泄漏,吹灰器下部泄漏管道有明显的长期超温过热胀粗,爆口呈鱼嘴型(图2)。割管后对附近管子及联箱进行了检查,未见异物堵塞,对泄漏管 段进行了更换。9月14日,#1锅炉注水打压1.5 MPa,维护部人员通过人孔门对螺旋水 冷壁进行 检查,发现A03吹灰器附 近(标高38m炉右墙距后墙约3m处)水冷壁管有泄漏现象。进一步检查发现A03吹灰器吹扫孔下部3根水冷壁管泄漏,图3中泄漏点1管壁减薄严重,经确认该水冷壁管和C07附近过热胀粗泄漏的管子为同一根,随即对泄漏管段进行了更换。16日凌晨,#1锅炉点火启动。

3水冷壁爆管原因分析

经过对A03吹灰器区域进行检查,发现该区域水冷壁存在高温腐蚀现象,水冷壁表面的高温腐蚀层在吹灰蒸汽的吹扫下剥离,新的水冷壁管继续高温腐蚀,腐蚀层继续剥离,从而导致A03吹灰器下部管壁减薄严重泄漏,泄漏点1对泄漏点2、3水冷壁管进行冲刷,从而导致管壁减薄泄漏。由于A03下部泄漏点1处漏水严重,该水冷壁管向上供水不足,最终导致C07吹灰器下部管段过热泄漏。

经过分析,水冷壁高温腐蚀是水冷壁 管泄漏的 主要原因,公司技术人员对腐蚀水冷壁表面氧化层进行了取样,经电科院化验,氧化层中FeS含量高达24.0%,属于典型硫化物型腐蚀。检查 #1锅炉入炉 煤质分析 报告,入炉煤含 硫量在0.7% ~0.9%之间,最高达到1.69%,远高于设计煤种0.4% 的要求,导致烟气中硫化物过高,容易在水冷壁上形成还原性气 氛,导致水冷壁高温腐蚀。

4水冷壁爆管防范措施

(1)前后墙对冲布置的低氮燃烧器,锅炉左右墙热负荷高,为了降低炉膛出口NOx的含量,喷燃器区域属于缺氧燃烧,火焰达到中间部位时还原性气氛较浓,如果烧的煤质含硫量偏离设计值较多,容易造成高温硫腐蚀。降低入炉煤的含硫质量分数,可从根本上避免水冷壁的高温腐蚀。

(2)加强燃烧调整,提高二次风的旋流强度,保证煤粉快速燃烧,适当增加中间2只燃烧器的煤粉量,减少两侧燃烧 器的煤粉量,以降低侧墙水冷壁处的还原气氛,从而减缓水冷 壁的高温腐蚀速率。

(3)煤质变化时应通过试验来确定燃烧器合理配风,在确保NOx不超标的情况下,尽量减小燃尽风的开度,确定合理的过量空气系数,在不同负荷下确定相应的最佳氧量。

(4)水冷壁存在大面积高温腐蚀时,可采用防腐蚀材料在水冷壁外壁热喷涂NiCr、Ni、Cr、Al或Fe、Cr、Al等合金,可在一定程度上减缓水冷壁的高温腐蚀速率。

(5)根据GB/T9222—2008《水管锅炉 受压元件 强度计算》,对水冷壁管强 度进行校 核计算,在设计压 力下,ф38.1×7.5/SA213T2管材的最小允许厚度为5.625mm,对高温腐蚀区域的管壁进行测厚,更换管壁厚度低于5.6mm的管段。

(6)定期对炉膛蒸汽吹灰器入口压力进行校验,防止蒸汽压力过高吹损水冷壁管。利用停机机会检查蒸汽吹灰器喷 口行程,确保喷口与水冷壁管距离≥45mm。

5结语

一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施 篇6

关键词：超超临界,水冷壁,超温,节流孔圈,炉膛热负荷

1 设备概述

河源电厂2×600MW锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司根据三菱重工业株式会社 (MHI) 提供技术支持而设计、制造的超超临界变压运行直流锅炉, 锅炉为单炉膛、Π型布置, 配低NOX主煤粉燃烧器, 分级燃烧技术和MACT型低NOX分级送风燃烧系统、反向墙式切圆燃烧方式, 锅炉水冷壁采用下部带内螺纹管的膜式水冷壁, 一次垂直上升管屏, 断面尺寸为17.67m×17.63m (宽×深) , 锅炉型号为HG-1795/26.15-YM1。锅炉以最大连续热负荷 (B-MCR) 工况为设计参数, 最大连续蒸发量为1795t/h, 过热蒸汽出口压力为26.15MPa, 出口温度为605°C;再热蒸汽出口压力为4.59MPa, 出口温度为603°C, 锅炉给水温度为293°C。

2 河源电厂水冷壁超温情况

河源电厂1、2号机组自2009年相继投产以来, 曾多次发生水冷壁超温及爆管事件, 超温点均为炉膛中部入口管, 超温范围在燃烧器及其以后区域 (NO289-NO396) , 该区域节流孔径最小, 为Φ7-8, 为热负荷最低区域。

3 水冷壁超温原因分析

3.1 给水中Fe离子析出致使节流孔板结垢堵塞

水冷壁超温爆管后, 停机检修时通过对超温水冷壁管解体发现, 节流孔板处存在异物聚集结垢现象, 使工质流通不畅, 导致水冷壁超温爆管。同时在相邻水冷壁管节流孔板处也发现有结垢, 且在水冷壁下集箱发现较多的黑色粉末, 通过分析, 该黑色粉末为磁性氧化铁 (Fe3O4) 。经过多次爆管解体检查发现水冷壁节流孔结垢有以下特征:左右墙重于前后墙;热负荷较小区域重于热负荷较大区域;节流孔径小的重于节流孔径大的。

3.2 炉内热负荷分布不均

机组负荷稳定在450MW时水冷壁温度:

结合以上数据绘图如下图1。

机组负荷稳定在600MW时水冷壁温度:

结合以上数据绘图如上图2。

通过对450MW、600MW负荷下前后左右四面墙的水冷壁管温度分析发现:锅炉各墙水冷壁壁温分布呈非对称的“M”型 (见图1、2) , 在靠近相邻燃烧器喷口附近壁温最高, 靠近本侧墙燃烧器喷口附近壁温次之, 其它区域水冷壁温相对较低。而相关研究表明, 采用墙式布置四角切圆垂直射流形式燃烧方式的锅炉炉内热负荷分布并不均匀, 热负荷分布特点与壁温分布特点极为相似。有此可见, 水冷壁壁温分布呈非对称的“M”型并非偶然, 而是由于炉内热负荷分布不均造成的。

3.3 燃烧低熔点灰分的煤种时燃烧器区域结焦导致主、再热汽温高, 减温水量大, 水煤比较正常时低, 进入水冷壁区域的给水量相应减少,

水冷壁对流换热的能力下降而导致水冷壁热超温。

3.4 下层磨运行时, 火焰中心较低, 水冷壁区域热负荷较大也会使水冷壁超温问题加重。

3.5 由于一二次风率不合适等原因使切圆不好造成的刷墙或左右两侧热偏差, 也有可能导致局部水冷壁超温。

引起水冷壁超温的原因有很多, 但导致我厂水冷壁超温的根本原因还是上述的第一、二条, 其它的都是次要因素。以上两点看似独立, 然而加以分析不难发现两者之间又能相互作用, 相互影响。热负荷的分布不均使个别水冷壁管温度长期偏高, 而有些水冷壁管温度偏低, 这种温度的差异导致了Fe离子在某些水冷壁节流孔处析出沉积, 使节流孔径减小, 孔径减小工质流动不畅, 致使局部水冷壁温度升高, 最终导致水冷壁超温爆管。

4 防止水冷壁超温的运行调整措施及建议

4.1 正常运行期间, 应使炉膛热负荷合理分配, 过热度正偏差尽量要小, 最好维持负偏差运行, 尽量保证水冷壁不超温或少超温。

4.2 尽快实现给水加氧处理, 利用给水中的溶解氧对金属的钝化作用, 使金属表面形成被一层氧化铁水合物 (FeOOH) 所覆盖的致密而稳定的保护性氧化膜, 以降低给水的铁含量, 防止流动加速腐蚀 (FAC) 的发生, 从而降低锅炉管的结垢速率。

4.3 调整易超温区域水冷壁节流孔圈大小。从以上分析中我们知道, 节流孔径越小, Fe析出越严重, 因此通过调整超温区域节流孔圈的大小, 可有效减小Fe离子析出速率, 从而达到防止水冷壁超温的目的。

4.4 如个别水冷壁超温可通过高频振打对应水冷壁的节流孔圈, 使结垢脱落, 管内工质流量恢复正常, 从而使水冷壁温回到正常值。

4.5 通过降低分离器入口过热度, 减少水冷壁吸热以降低水冷壁温度。

4.6 降低主再热汽温运行, 削弱主汽温偏差对燃水比的修正, 维持较大水煤比运行, 以达到降低水冷壁温度的目的。

4.7 尽量使火焰中心上移, 减少水冷壁区域热负荷。具体可以通过燃烧器摆角上摆、增大一次风压、维持上层磨运行、减少AA风开度等实现。

4.8 启停下层磨时尽量维持较小风量, 且要控制加减煤量速率, 下层磨运行时尽量维持较小煤量运行。

4.9 校正各台磨煤机出口一次风率, 调整二次风, 使实际切圆更加合理, 以减少锅炉热偏差。

5 结语

综上所述, 采用内螺纹垂直管圈水冷壁的超超临界机组, 由于水冷壁管通流面积较小, 且在入口加装了节流孔圈, 加之高参数运行, 致使Fe离子更容易在节流孔圈处析出沉积, 导致节流孔圈堵塞, 造成水冷壁容易超温爆管。加上墙式切圆燃烧会产生炉内热负荷的不均匀, 使水冷壁管温度也呈现不均, 加速了Fe离子的析出, 加剧了水冷壁的超温。因此建议同类机组在安全调试期间, 应针对以上情形加强化学清洗, 给水宜采用加氧处理, 且应加强燃烧调整, 最大程度的降低炉内热负荷的分配不均, 以减少正常运行后水冷壁的超温爆管事故。

参考文献

[1]曲莹军.600MW超超临界机组锅炉水冷壁壁温特性研究[J].东北电力技术, 2008 (4) .