【干货】燃煤锅炉“四管泄漏”风险研究及防控措施
燃煤电站锅炉“四管泄漏”风险研究
及防控措施
引言
“四管泄漏”是燃煤电站锅炉普遍存在的问题，当炉管发生泄漏时，机组非计划停运，营业中断，因此而造成的经济损失往往高达数百万元。根据某发电集团设备事故统计，锅炉设备事故中，“四管泄漏”造成的事故约占90%，占较大比重。永诚保险通过对近年来发电企业锅炉“四管泄漏”案件分析，总结运营期电厂“四管泄漏”的风险防控经验，供各发电企业参考。
01
“四管泄漏”现象简介
随着发电机组容量的提高，锅炉制造朝着高参数、大容量方向发展，较为轻微的泄漏不易发现，尤其是发生在向火侧的炉管泄漏。锅炉不同部位管材发生泄漏的现象也不尽相同，主要现象如下：
1
轻微泄漏
较为轻微泄漏时有汽水喷射的嘶鸣声，四管泄漏探测装置会发出警报。
2
炉外泄漏
炉外泄漏会有蒸汽外漏。现在锅炉运行压力很高，发生外漏时，外漏蒸汽受保温隔阻，泄漏出来的高温、高压蒸汽，喷射到保温板会有异常声音，从保温封闭不严处冒出白色蒸汽。
3
爆管
当发生爆管时，由于爆口处泄漏量较大，当给水处于自动调节状态时，会引起给水流量增大，汽包水位下降（亚临界），炉膛火焰变暗；泄漏蒸汽（向火侧泄漏）在炉膛高温作用下气化，引起炉膛负压变化，同时主、再热气温会不正常升高；泄漏蒸汽会与炉膛内烟气烟尘混合，增大烟气颗粒，造成引风机电流增大，锅炉排渣出现湿灰。
4
省煤器泄漏
省煤器泄漏时省煤器出口烟温差增大，排烟温度减低。泄漏严重时竖井烟道底部会有水流出，可能造成除灰管线堵塞。
02
“四管泄漏”常见原因及机理
所谓四管是将锅炉按照不同受热面分为水冷壁、过热器、再热器、省煤器四个部分，每个受热面因内部工质参数和外部工作环境不同，发生泄漏机理也不尽相同，导致炉管泄漏的原因约有20多种，比如设计、制造、安装、异物堵塞、结焦等，较为复杂的主要有磨损、腐蚀、超温、金属氧化皮等，导致主要泄漏的机理如下：
2.1 飞灰磨损的机理
磨损分为塑性磨损和切削磨损。煤粉在炉内燃烧，会产生大量的飞灰和烟气，构成固-气两相流对受热面造成磨损，高温的烟气和飞灰沿着烟气走廊向炉后流动的过程中，温度降低，形成硬度较大的飞灰，飞灰在烟气的携带下高速撞击水冷壁外边面，使得水冷壁表面形成斑点状磨坑，这属于塑性磨损；而切削磨损则是烟气和飞灰颗粒两相共同作用，对管壁外表面造成磨损，这类磨损对管外壁伤害最大。
图2-1 水冷壁飞灰磨损图片（图片来源网络）
2.2 炉管腐蚀的机理
（1）管内腐蚀：
锅炉在投运前，会进行酸洗，在管内壁形成致密的Fe3O4保护膜，当给水水质较差，PH值异常，会破坏Fe3O4保护膜。给水在某部位结垢时，引起结垢部位下方炉管酸化，造成水冷壁管内腐蚀。同时由于内部结垢，炉管传热热阻增大，容易引起管壁超温爆管。
图2-2 腐蚀爆管外观
图2-3 水冷壁飞灰磨损图片
（2）管外烟气腐蚀：
包括高温腐蚀和低温腐蚀。高温腐蚀是由于燃煤在燃烧过程中产生碱金属盐、钒盐、二氧化硫、三氧化硫、硫化氢等多种物质，高温作用下与炉管发生化学反应。一是燃烧产生的硫酸盐融入灰分中，熔敷于水冷壁表面，造成水冷壁腐蚀；二是煤燃烧产生的硫化氢，硫化氢易与水冷壁管金属直接发生反应，腐蚀管壁；三是燃烧中高温致使含硫物质分解，产生单原子硫，炉管表面的铁与硫在高温作用下直接反应，生产硫化亚铁。低温腐蚀主要是煤粉中的硫化物燃烧时在烟气中的露点温度较高，当烟气温度低于露点温度时，会形成酸液，对管材造成腐蚀。
图2-4 管外烟气腐蚀
2.3 超温爆管机理
当环境温度超过金属材料额定温度时，材料金相组织会发生变化，如果超温幅度不大，时间不长，一般不会造成管材损坏，锅炉过、再热器在设计时设有短期允许超温时间限制。当管材长时间超温时，蠕变加速，硬度持续降低，使用寿命变短损坏，最终在管内介质压力的作用下，从管材超温处爆破，引起爆管。
图2-5 各类超温爆管
2.4 疲劳爆管机理
包括振动疲劳和热疲劳。振动疲劳主要因烟气冲刷、管排振动、炉膛压力变化引起管束振动和应力交变，引发爆管；热疲劳主要是指锅炉管材受温度频繁变化引起的失效，如锅炉频繁启停，炉膛水力吹灰器导致水冷壁壁温反复变化；省煤器支撑板与鳍片焊接在一起，膨胀不一致，运行中管束受到支撑板的拉伸作用产生热疲劳损伤等。
2.5 质量缺陷爆管
包括焊接缺陷和材料缺陷。常规300MW锅炉焊口2万多道，安徽平山电厂1350MW机组锅炉焊口多达11.2万道，如此大的焊接工作量，增加焊接质量风险。从统计数据看，焊接质量原因占爆管总数得25%左右。材料缺陷主要是设计选材。
03
四管泄漏诊断与识别
3.1 短期超温爆管
位置：
一般发生在过热器和再热器的向火侧。
爆口特征：
（1）爆口较大呈喇叭状，管壁严重减薄边缘锋利；
（2）爆口塑性变形大，外表面呈蓝黑色氧化组织，管径明显粗涨；
（3）蠕变量不明显，氧化皮厚度1-1.5mm，向火侧完全球化，背火面球化严重。
3.2 长期超温过热
位置：
过再热器、水冷壁向火侧，高温过热器外圈。
爆口特征：
（1）高温蠕变型：蠕变量超过金属监督规定值，爆口边缘钝，周围氧化皮有密集纵向裂纹。炉管向火面完全球化，爆口周围较大范围内存在蠕变空洞和微裂纹；
（2）应力氧化型：蠕变量接近金属监督规定值，爆口边缘钝，呈典型唇状，周围氧化皮有多条纵向裂纹，由内壁向外壁扩展，内外氧化皮分层，向火面和背面球化严重；
（3）氧化减薄型：蠕变量不明显，爆口塑性变形大，管径粗涨，爆口成喇叭状薄唇型，管子外壁呈蓝黑色，关闭温度在钢材的奥氏体化温度以下为拉长铁素体和珠光体。如管壁温度在奥氏体化温度以上，其组织可为碳马氏体、贝氏体、珠光和碳素体。
3.3 飞灰磨损
位置：
（1）高温段省煤器、过再热器烟气进口处；
（2）省煤器和低温再热器并列管组弯头处和弯头与竖井侧墙之间的烟气走廊外迎烟气流侧；
（3）低过和高再靠两侧墙的烟气走廊和后竖井进口前、后烟气走廊；
（4）过、再热器入口处的弯头、外部烟道管子后弯头与包覆管之间的烟气走廊；
（5）吹灰器附近管束、吹灰器喷嘴下方的省煤器管束，燃烧器及三次风喷嘴附近管束。
爆口特征：
（1）管壁表面由于飞灰颗粒冲击形成斑点或小坑；
（2）向火面管壁爆口严重减薄。
3.4腐蚀
3.4.1 溶解氧腐蚀
位置：
省煤器入口段内壁、省煤器中部及后炉膛水冷壁。
爆管特征：
（1）表面溃疡腐蚀，管内产生点状或坑状腐蚀，坑内有黑色沉积物（Fe3O4）。
（2）爆口金相分析为正常铁素体加珠光体，晶粒沿爆口方向拉长。
3.4.2 垢下腐蚀
位置：
（1）水冷壁向火侧，管内炉水流动受干扰处，如焊口、变径等；
（2）高负荷部位，如燃烧器附近；
（3）容易出现膜态沸腾的部位，如水平管及斜管处。
爆口特征：
（1）外观典型的苛性金属槽蚀；
（2）管内壁腐蚀坑凸凹不平，坑上覆盖有叠片状腐蚀物或爆口，周围可见层状腐蚀产物；
（3）爆口处金属管壁明显减薄。
3.4.3 氢损伤
位置：
（1）水冷壁的高热负荷、弯头、水平或倾斜管段；
（2）燃烧器附近，炉内向火侧有比较致密沉淀物的地方。
爆口特征：
（1）爆口断面平齐、粗钝，呈掀开状脆性断裂；
（2）爆口附近有凹凸不平的腐蚀坑；
（3）金相组织为铁素体加珠光体，无明显球化；
（4）表面多有微裂纹存在，裂纹呈网状，由内壁向外壁扩展，向火面有明显脱碳现象。
3.4.4 高温腐蚀
位置：
（1）水冷壁向火侧管束；
（2）燃烧器周围水冷壁管；
（3）过、再热器向火侧。
爆口特征：
（1）爆口附近有大片腐蚀区，凹凸不平，爆口附近管壁减薄，呈拉裂状断裂；
（2）腐蚀面覆盖层较厚，一般有四层，第一层为积灰，第二层为疏松积灰，第三层为Fe2O3褐色脆性烧结物，第四层为深灰色搪瓷状。
3.4.5 低温腐蚀
位置：
多发生在低温省煤器和空预器管壁上。
爆口特征：
爆口附近有凹凸不平的腐蚀区、呈拉裂状。
3.4.6 应力腐蚀
位置：
主要发生在低温汽包锅炉的铆钉、管子胀口和汽包孔座附近，过再热器的高温区和取样管也有可能产生应力腐蚀。
爆口特征：
（1）管内壁有一层氧化膜，有腐蚀斑点，在裂纹处有明显的凹坑及明显腐蚀产物，腐蚀产物氯含量较高；
（2）端口有冰糖块状花样或呈颗粒状物质，断口周围无塑性变形，为脆性断裂。裂纹有树枝状分叉特点，裂纹较粗，较直。
3.5 短期超温爆管
3.5.1 振动疲劳
位置：
（1）尾部对流受热面及尾部烟道；
（2）燃烧器周围管束；
（3）卧式过热器管束；
（4）水冷壁管及悬吊光管水冷壁。
爆口特征：
爆口呈脆性，裂纹贯穿，断口整齐，无明显拉伸，金属壁厚无减薄，可见贝纹线及二次贯穿性裂纹。
3.5.2 热疲劳
位置：
水冷壁汽水分层处、省煤器的进口联箱、省煤器管束和垂直水冷壁（超临界）。
爆口特征：
（1）向火面管壁超温，裂纹处珠光体球化严重；
（2）金相分析晶内和晶界分布大颗粒碳化物珠光体球化或石墨化；
（3）裂纹粗而短，沿晶开裂，存在二次裂纹，扩展方向垂直管轴；
（4）裂纹中充满腐蚀介质和腐蚀产物，在裂源处有熔盐和煤灰沉积；
（5）断口有明显粗胀。
图3-1 各类型爆管
04
锅炉“四管泄漏”对策
4.1 防磨防爆管理
4.1.1高度重视防磨防爆管理工作，成立防磨防爆工作小组，建立防磨防爆管理制度，明确各级人员工作职责；制定防磨防爆工作实施细则，根据本单位锅炉特点，制定详细检查办法和标准；制定严格的奖惩办法，提高防磨防爆人员工作的积极性；
4.1.2 加强防磨防爆技术管理和经验积累。引起四管泄漏因素很多，每个厂的运行控制水平和煤质不尽相同，发生爆管的原因也各不相同，要针对本厂发生的炉管泄漏进行深入研究，分析原因，制定有针对性的防范措施。
4.2 运行控制
4.2.1 做好汽水品质监督。汽水品质好坏是炉管内部腐蚀控制的关键，要保证锅炉给水合格，加强汽水定期化验和在线监测工作，发现异常，及时查找原因并处理；
4.2.2 控制入厂煤质，标准符合锅炉设计要求，控制煤粉细度在合理范围之内；
4.2.3 做好燃烧优化，合理配风，强化炉内湍流混合，增强一次风的刚性，防止气流偏斜和煤粉火焰贴壁燃烧；
4.2.4锅炉运行中应做好燃烧调整，控制烟气温度偏差，加强汽温和受热面管壁温度监视和控制，严禁超温运行；
4.2.5 控制机组启停及升降负荷相关参数在规定范围内，严格控制减温水的使用，气温调节做到“精调细调”；
4.2.6 及时进行锅炉吹灰，防止由于积灰产生腐蚀。
4.3 检修控制
4.3.1 锅炉防磨防爆工作坚持“逢停必检”的原则，在大、小修中有计划的安排受热面检查、测厚、化学监督、金属监督工作；
4.3.2 加强化学监督。根据DL/T1115《火力发电机组大修化学检查导则》、DL/T246《化学监督导则》，结合锅炉运行情况，做好化学监督工作。割管首先选择曾经发生爆管及附近部位，其次选择管径发生胀粗或颜色有明显变化的部位，最后选择烟温高的部位；
4.3.3 加强金属监督。根据DL/T939《火力发电锅炉受热面监督检验技术导则》、DL/T654《火电机组寿命评估技术导则》、DL/T438 《火力发电厂金属技术监督规程》，锅炉运行5万小时、运行10万小时后应每次大修进行割管检查，割管的部位为管子壁温较高区域，每次为2-3根。经寿命评估后，还应在使用年限内加大检查频次，掌握劣化趋势，对于超过寿命评估期的管材应予以及时更换；
4.3.4 金属氧化皮监测。
（1） 对于奥氏体钢制高温过热器和高温再热器管，根据运行情况对管内内壁氧化层进行监测，特别注意下弯头内壁氧化层剥落堆积情况，根据检验结果，决定是否割管清理；
（2） 超临界及以上新投运机组应从首次检修开始，对再热器、过热器管，发生过氧化皮脱落的管子进行检查，检查内容主要有外观、胀粗、变形量、壁厚、内壁氧化皮厚度、下弯头氧化皮堆积情况等；
（3） 立式过热器、再热器下弯头应无明显的氧化产物堆积，检修中应采用射线检测法、磁性检测法对下弯头氧化皮剥落堆积情况进行检查，采取相应措施清理，分析成分和原因。
4.3.5 技术改造。
对于设计、安装等原因造成炉管泄漏，不能通过运行调整方式改善的，应考虑技术改造。
（1）燃烧较差煤质的锅炉，在燃烧器周围敷设卫燃带；
（2）采用低氧燃烧技术控制炉内腐蚀；
（3）使用添加剂（除焦剂）；
（4）采用电镀、热喷金属防护层的方法增加炉管抗腐蚀性能；
（5）采用加防磨瓦的方式改善特殊部位抗磨性能。
图4-1 防腐涂层
结束语
近年来，随着我国电站锅炉制造工艺的提高和基建管理的完善，由于制造和安装的原因引起锅炉爆管得到有效控制，目前锅炉运行中发生的问题较多。燃煤电站锅炉的防磨防爆治理是一项长期的工作，在管理上应“关口前移”，组建防磨防爆工作团队，利用锅炉停运的机会，有计划的对锅炉各受热面进行检查，通过金属监督、化学监督等手段，全面了解各受热面工作情况，对有磨损、腐蚀、变形、错位等异常部位，做好记录，认真分析，制定合理的调整措施，这样才能降低“四管泄漏率”，实现锅炉长期、稳定运行。