三河电厂1号锅炉二级再热器爆管原因分析及对策

卡卡西 · 发表于 2008-2-2 10:06:36

<table cellspacing="0" cellpadding="0" width="98%" align="center" border="0"><tbody><tr><td class="lan" align="center" height="30">徐福海1，王峰2
 1 三河发电有限责任公司，河北三河065201;2 河北省电力公司培训中心，河北石家庄050031 </td></tr><tr><td class="lan" align="center" height="8"> </td></tr><tr><td class="hei11">摘要： 本文详细介绍了河北三河电厂1号锅炉由于改变煤种引起水冷壁和受热面结焦积灰、吹灰次数增加，从而导致受热面磨损加剧，最终引起再热器爆管的情况。重点介绍了再热器爆管的检修处理以及为避免此类故障发生而采取的技术组织措施，对于同类机组具有参考和借鉴价值。 </td></tr><tr><td class="hei11">关键词： 锅炉;再热器;爆管;原因分析;对策 </td></tr></tbody></table>0 概况 　　三河电厂安装两台三菱350MW亚临界强制循环锅炉，额定蒸发量为1175t.h，主再热蒸汽温度541.541℃、压力17.12.3.81MPa。锅炉采用固态排渣、平衡通风、四角双切圆燃烧、直吹式制粉系统，每台炉配备四台双进双出钢球磨煤机。两台炉分别于1999年12月和2000年4月投入商业运行，并立即改变煤种，将设计煤种晋北烟煤改为神华煤。2002年11月16日1号炉首次发生再热器爆管故障。 1 故障经过 　　2002年11月16日1号锅炉运行工况如下:11、12、13磨煤机运行，风机双套运行，机组负荷220MW。15∶45左右，发现锅炉四管泄漏仪3、9、15号报警，就地检查发现57号吹灰器附近稍有异常声响，16:00前夜接班后，继续到现场检查确认是否受热面泄漏，同时通知热工人员检查四管泄漏仪3、9、15报警原因。17∶00负荷270MW左右，发现57号吹灰器附近声响加大，凝汽器水位降低，补水量增大。经进一步检查确认，为对流受热面泄漏。17∶30分向调度申请停机周末消缺，经调度同意1号机组减负荷至110MW停机。1号机组停机后现场检查为57号吹灰器行程内的二级再热器管泄漏。经抢修更换受热面管子，锅炉于2002年11月18日凌晨点火，同日上午9∶30分并网，恢复运行。

卡卡西 · 发表于 2008-2-2 10:07:04

2 停炉检查项目及处理 　　锅炉停炉冷却后，经检查确认故障位置为二级再热器。具体位置为:锅炉北侧二级再热器第2管屏最外圈第1根管外侧，此位置为57号长杆吹灰器覆盖范围（锅炉的安装方向为东西走向，水平烟道内的烟气流向为自西向东）。 　　现场宏观检查，泄漏处管壁明显减薄，有明显塑性变形，破口处呈锋利刀片状，破口附近管壁无明显胀粗。割管后发现破口所在面，沿管子长度方向有明显的壁厚减薄，减薄方向由外向内。 　　针对再热器爆管情况，经过扩大检查，检查所有相似位置二级再热器最外圈第1根管，发现锅炉北侧第1和第4管屏的相似位置存在同样减薄问题。对该处和相邻管屏及吹灰器吹灰路径进行了扩大检查，发现无防磨板，其结果如下: 　　（1）对1号锅炉所有吹灰器的吹灰路径进行了目视检查，除二级再热器与三级过热器之间有吹灰过量，造成受热面管子的减薄外，其他受热面处未发现问题。 　　（2）对二级再热器与三级过热器之间的6个吹灰器（57～62）的吹灰路径进行了测厚检查，发现有9根管子有不同程度的减薄。它们是: 　　1）57号吹灰器的吹灰路径上:对所有管屏第一根管测厚，为缩短检修时间，经过分析决定，本次对管壁大于2.5mm的管子先不换。处理的管子有:二级再热器北侧分别第1，3，4，5屏的西侧第1根，割管处理，切割1m;二级再热器北侧第2屏的西侧第1根，爆管位置，切割1m;三级过热器北侧第1屏的东侧分别第1，2，3根，割管处理，切割1m。 　　2）59号吹灰器的吹灰路径上，二级再热器北侧第13屏的西侧第1根，割管处理，切割1m。 　　3）对二级再热器与三级过热器之间的6个吹灰器的吹灰路径的受热面管子进行了外径检查，未发现管子有胀粗现象。 　　4）二级再热器换管处的材质为SA-213T12，上部焊口与材质为SA-213T12的管子相接，下部焊口与材质为SA-213T22的管子相接。 3 再热器管泄漏原因分析 3.1 直接原因 　　锅炉改烧陕西神华煤后，吹灰器投入频率过高、蒸汽长期冲刷、二级再热器外圈受热面设计无防磨板，是导致二级再热器管壁减薄发生泄漏的直接原因。改烧神华煤后，由于陕西神华煤灰熔点较设计煤种山西晋北煤灰熔点低，设计炉膛出口烟温与神华煤灰熔点DT接近，水冷壁容易结焦。水冷壁结焦使炉膛出口烟温升高，导致炉膛出口受热面管子粘灰。为了保证机组在同等负荷下安全运行，必须增加蒸汽吹灰次数，从而增加管壁磨损。 　　经查记录，本次吹坏二级再热器管子的57.59号吹灰器自运研以来，没有发生过卡在炉内等异常现象，所以改烧神华煤增加吹灰次数是导致二级再热器管泄漏的直接原因。 　　检查发现锅炉中其他部位长杆吹灰器所经过的路径都加有防磨板，唯有二级再热器和三级过热器之间的吹灰器所经过的管子未加防磨板，也是易发生泄漏的原因。

卡卡西 · 发表于 2008-2-2 10:07:31

3.2 间接原因 3.2.1 设计问题 　　锅炉设计燃烧方式为四角切圆燃烧，旋转方向为逆时针（俯视）。由于炉膛出口烟气带有残余旋转，炉南侧结渣较北侧严重，北侧受热面管子受烟气直接冲刷较南侧严重，从而导致折焰角和水平烟道管子粘污自北向南依次加重。由北侧轻微浮灰，逐渐向南侧增加，直至挂焦。另一方面，在蒸汽吹灰器投入时，由于北侧部分的受热面管子积灰很少，所以吹灰蒸汽将直接冲刷管面，造成管壁磨损;但南侧受热面由于积灰结焦较严重，吹灰蒸汽吹在管子表面的灰和焦上，而不直接冲刷管子表面。这就是南侧管子未发生磨损，而北侧管子冲刷减薄直至泄漏的原因。并且检查发现锅炉二级再热器外圈受热面设计无防磨板，也是导致再热器泄漏的设计缺陷。 3.2.2 对燃用神华煤认识不足 　　主观上对燃用神华煤问题研究不深、不透，对其可能产生的一系列不利因素分析不全面，没有考虑到改烧神华煤后吹灰次数的增加，导致受热面磨损的严重后果。只知道会造成影响，但究竟影响到什么程度，哪些部位影响最大，没有引起重视，没有深入研究，历次检修中只是对能够检查到的部位进行了检查。客观上考虑到一般正常吹灰不会损坏管子，所以对于难以检查的部位只是分析，未进行全面检查，这是认识不足、重视不够而导致的;加之二级再热器的位置险要，难以检查（如图1所示），其迎风面高约12m，而且位于折焰角鼻子处，前面就是炉膛，非常危险，不搭架子根本无法检查。由于认识上存在误区，历次小修也未做专项安排，今后工作中应引以为诫。 3.2.3 吹灰器运行程序 　　在设计上，57号吹灰器是吹灰系统长杆吹灰器中第一个投入的吹灰器，难免存在没有疏尽的疏水，吹灰蒸汽带水加剧了再热器管壁磨损，这也是再热器泄漏的一个原因。 4 采取的对策 　　针对这次二级再热器泄漏情况，三河发电有限责任公司组织进行了认真分析，决定采取如下对策: 　　（1）机组检修要检查吹灰器吹灰蒸汽经过路径的受热面管排，检查管子有否变薄。 　　（2）鉴于一般正常吹灰不应引起受热面的管壁减薄，因此对锅炉吹灰器单体压力进行普查，检查单体吹灰器压力是否控制在规定值内。 　　（3）减少1号炉57和59号吹灰器吹灰次数。正常工况57和59号吹灰器实行屏蔽，不进行 吹灰;大负荷时可以投入，但每个班只允许投入一次。2号炉57和59号吹灰器与1炉方式相同，其他吹灰器正常投入，以防止结焦。 　　（4）锅炉燃用神华煤的问题要深入分析及研究，首先分析与原设计存在哪些不同，在哪些系统上有影响，直接或间接的影响程度如何。对于燃用非设计煤种神华煤，相关技术问题将进一步分析和试验，并认真做好风险评估，以确定锅炉炉内受热面结焦、积灰、防爆、磨损等问题，保证锅炉安全稳定运行。 　　（5）机组小修期间在吹灰器行程内的二级再热器管屏处加装防磨板，避免吹灰蒸汽直接吹扫管子。并将利用小修在炉内搭架子，对吹灰器工作范围内的再热器和过热器管壁厚进行测量，补加防磨护板。 　　（6）加强吹灰器的维护工作，检修和运行人员作好吹灰器故障抢修的应急预案，防止吹灰器长期停留在炉内造成受热面管壁损坏

卡卡西 · 发表于 2008-2-2 10:08:04

5 利益损失分析 　　本次1号机组周末消缺，机组处理故障时间为30小时10分，机组停运时间共计为40h。这次机组周末消缺直接经济损失22.1万元，损失机会电量909万kWh，造成间接经济损失90.4万元。

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