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300MW锅炉受热面爆管事故的
原因分析及防治措施
国神天津大港发电厂田野
摘要：详细介绍了引发火力发电厂锅炉受热面爆管的因素，分析说明了西部地区某火力发电厂锅炉受热面爆管的原因并针对主要原因提出了解决方案，通过该方案的实施，基本解决了该厂锅炉爆管的问题。关键词：设备概况;爆管因素;原因及对策;防治措施
某
1设备概况
火力发电厂属于煤电一体化坑口电站项目，该项目燃用煤种主要是所属煤矿出产的褐煤，投产后两台机组多次发生锅炉受热面爆管，威胁机组安全
前屏再热器位于后屏过热器和水冷壁悬吊管之间，墙式辐射再热器布置在水冷壁前墙和水冷壁侧墙靠近前墙的部分。
锅炉制粉系统采用中速磨煤机正压一次风直吹式送粉系统，配五台北京电力设备总厂生产的ZGM113G-I型中速磨煤机，四运一备。锅炉燃烧器采用水平浓淡煤粉燃烧器，燃烧器出口处设有带波纹形的稳燃钝体。二次风配风采用CE传统的大风箱结构，由隔板将大风箱分隔成若干风室。
表1燃煤资料收到基碳收到基氢收到基氧收到基氮全硫全水分收到基灰分carharoarnarSt,armtaar%%%%%%%41.572.7611.450.570.5424.0019.1141.572.7611.450.570.5424.0019.1143.862.9112.080.600.9024.4415.2142.682.8311.750.590.9025.0116.24生产。本文着重论述了针对该厂锅炉爆管进行的原因分析及制定的解决方案。
西部某火力发电厂1号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1038/18.34-HM35亚临界参数自然循环汽包锅炉，采用一次中间再热、平衡通风、四角切圆燃烧方式，锅炉本体全室内布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型布置，设计煤质为大南湖煤矿褐煤。锅炉风烟系统由送风系统、一次风系统和对流烟道组成。配有两台送风机、两台引风机、两台一次风机和两台容克式三分仓空气预热器。
锅炉过热器由五个主要部分组成：末级过热器、后屏过热器、分隔屏过热器、低温过热器（水平和立式两部分）、后烟道包墙和顶棚过热器；末级过热器位于水冷壁排管后方的水平烟道内，后屏过热器位于炉膛上方折焰角前，分隔屏过热器位于炉膛上方前墙水冷壁和后屏过热器之间，低温过热器位于尾部竖井烟道内。
锅炉再热器由三个主要部分组成：末级再热器、前屏再热器和墙式辐射再热器；末级再热器位于水平烟道内，在水冷壁后墙悬吊管和水冷壁排管之间，
收到基低qnet,varkJ/kg14530145301503015100位发热量该厂自投产以来，因两台锅炉多次发生爆管事故导致机组被迫停运，极大影响了机组安全、经济运行。根据统计，爆管位置集中发生在分隔屏至顶棚管段。
2引起受热面爆管的因素分析
管壁金属超温。在大型锅炉中，随着蒸汽参数不断提高，选用的过热器与再热器受热面钢材工作
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表2锅炉常用管子允许温度表钢号20号碳钢12crmo,15mnv15crmo,15mnmov12crlmov12movWbSire(无铬８号钢)受热面管子允联箱及导管允许壁温（℃）许温度（℃）≤４８０≤５４０≤５５０≤５８０≤５８０≤４５０≤５１０≤５１０≤５４０≤５４０钢号受热面管子允许壁温（℃）联箱及导管允许温度（℃）进行密闭循环运行但仍有少量的汽、水损失，因此需要补给。给水和补充水的品质，对热力设备是否产生腐蚀、结垢、积盐有决定性影响，所以必须严格控制锅炉的补给水品质，机
ph-ddhμs/cm≤0.150.23≤2018.6≤0.150.23≤0.150.26≤0.150.27Sio2μg/kg≤204.2≤20061.4≤203.9≤204.2≤203.6na----≤50.8≤50.8≤50.8+12cr2moWvb（钢研１０２钢）≤６００~６２０12cr3movSitib≤６００~６２０(Ⅱ１１钢)≤６００≤６００表3汽水品质化验结果（bmcr工况）
项目给水炉水饱和蒸汽过热蒸汽再热蒸汽允许值实测值允许值实测值允许值实测值允许值实测值允许值实测值μg/kg组参数愈高要求愈高。锅炉运行时，炉管内发生碱性腐蚀或汽水腐蚀，腐蚀产物附着在管壁上形成氧化铁；安装或停用时保护不当，炉管内因大气腐蚀生成的腐蚀产物如附着在炉管壁上，运行后也会转成氧化铁垢。
管外磨损。飞灰磨
9.2~9.69.299.0~9.79.16------温度几乎都接近许用温度值。如钢材的工作温度超过许用温度将引起钢材的热强度、热稳定性下降、材质恶化，导致受热面损坏。因此锅炉运行中须十分注意防止过热器、再热器等受热面的超温现象。
高温腐蚀。高温过热器和高温再热器布置在烟温高于700~800℃的烟道内。管子外表面的灰层由两部分组成。内层灰紧密，与管子粘结牢固；外层灰松散，容易清除。高温过热器和高温再热器管表面的内灰层含有较多的钙金属，它与飞灰中的铁、铝等成分，以及通过松散的外灰层扩散进来的氧化硫烟气，经过较长时间的化学作用生成碱金属的硫酸盐〔Na3Fe(SO4)3、KAL(SO4)2等〕复合物，对高温过热器和高温再热器金属发生强烈的腐蚀。这种腐蚀大约从540~620℃开始发生，700~750℃时腐蚀速度最大。
管内腐蚀、结垢和积盐。给水中含有的杂质在蒸发过程中被不断浓缩，浓度达到一定数值时其中的某些物质便开始以结晶形式析出。结晶可以直接形成在受热面壁上，也可以在水容积中形成，凡是直接结晶在受热面壁上、在金属表面上形成坚硬而质密的沉积物称为水垢；凡是结晶在水容积中，有的以悬浮状态存在于炉水中、有的沉积在汽包和联箱底部水流缓慢处形成的沉渣叫做水渣。凝汽式汽轮发电机组的全部热能用于发电，汽、水虽然全部
损是造成燃煤锅炉尾部受热面爆管的主要原因。磨损会使受热面管壁逐渐变薄，最终导致泄露和爆破事故。磨损机理是由于700℃以下的飞灰颗粒硬度较高，同时尾部烟道的灰粒动能较大，灰粒长时间冲刷受热面管壁，使管壁磨损减薄最终导致受热面爆管事故。
3爆管原因分析
自投产以来，由于电网调峰深度大，机组负荷统计显示#1、#2机组每天至少一次参与负荷深度调峰，有时每天负荷大幅变化3、4次，且低负荷运行时间较长。长期低负荷运行，炉管内工质流量过小、流速过低，严重影响了炉管内外壁换热，造成管壁短时间超温，尽量避免长时间低负荷运行并控制炉膛火焰中心温度及热流密度。该机组在高负荷运行时，锅炉分隔屏管壁温度在460~490℃之间，处于正常温度范围；而在调峰过程中，个别分隔屏管壁温度上升至500~540℃，且超温时间较长。
燃料影响。项目为煤电一体化模式，按原设计由哈密大南湖矿为电厂供煤，但是由于煤矿产能的，供给电厂的燃料煤非常有限。电厂燃煤为大南湖矿区与哈密其他地区煤矿的燃煤混配煤种。大南湖高钠煤的煤质特性和燃烧特性更接近于褐煤，煤的碱金属含量较高，大南湖高钠煤更难通过掺烧低
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钠煤来改善结渣，为锅炉燃烧调整带来很大的困难。
炉内长期处于还原性气氛，加剧了高温腐蚀。项目投产后，实际运行中为使脱硝指标达标，盲目减少二次风量来降低烟气中的氮氧化物的含量，没有科学合理地控制各负荷下的二次风量，主燃烧区供风严重不足。炉内呈还原性气氛，更加恶化了锅炉过热器、再热器的工作环境。
锅炉投产前的动力场试验不够有代表性。各角燃烧器煤粉射流不均匀，无法切圆燃烧。煤粉流冲刷水冷壁管，加剧炉膛结渣，炉膛吸热量下降，导致高温区工作的受热面工况恶化，加剧了高温腐蚀速度，也增加了水冷壁管磨损导致爆管的概率，对安全生产形成威胁。
4防治措施
通过对爆管受热面的勘察和对炉膛内结焦情况的观察并结合实际运行中的水冷壁结焦情况分析，锅炉受热面爆管的主要原因是由于炉膛结焦导致炉膛吸热量减少，高温受热面受到高温腐蚀所致。由于长期燃用非设计煤种，并且地区的燃煤中碱金属含量较高，没有有针对性地制定有效掺烧措施来降低炉膛结焦，燃烧器的四角风速不一致，导致炉膛内切圆燃烧贴壁，加剧了炉膛水冷壁结焦情况。该厂为了降低机组氮氧化物排放，采取减少送风量的手段，导致炉膛内还原性气氛加剧，恶化了炉膛内的燃烧气氛，加剧了炉膛结焦。针对分析出的原因，该厂组织进行了试验，制定了有针对性的措施：
严格按规定进行吹灰工作，必要时加强局部吹灰；采取配煤方式供煤，严格高钠煤的配比，保证燃煤品质稳定，通过实验确定高钠煤的掺烧比例，避免高硫煤的掺入，一旦掺入高硫煤，高温腐蚀的现象会更加严重。炉内配煤方式，分磨制粉，炉内混烧。下层制粉系统掺配高碱金属煤，上层掺烧接近设计煤种的煤质；调整燃烧并控制煤粉细度。保证燃烧器出口气流的煤粉浓度均匀分布，控制煤粉细度，减少腐蚀发生的概率，以降低腐蚀和磨损；重新做了锅炉的动力场实验和燃烧器四角调平工作，确保炉膛内切圆燃烧，并对锅炉各负荷下的二次风门开度给出了合理数据。调整燃烧器使四角射流一致，调整每台磨煤机出口一次风速一致，防止火焰发生偏斜，并减缓火焰对炉壁的冲刷。
保持合适的火焰中心位置，根据负荷合理启动相应层磨煤机运行，既避免火焰直接冲刷炉底又要
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防止火焰中心过高；适当增加总风量和调整配风方式，改善燃烧区的还原气氛。运行人员在锅炉燃烧调整时应适当增加空气量，使燃烧更完全，降低还原性气体的产生，破坏还原性气氛。同时降低炉膛的火焰温度，减轻高温腐蚀。合理配风，降低空预器漏风，增加侧边风、贴壁风技术改善局部还原性气氛；采用完善的水处理方式，提高补给水质量。对给水进行必要的处理，如除氧、加N2H4和加NH3，防止给水对金属的腐蚀。提高凝结器的严密性，防止冷却水泄漏到凝结水中。及时排污。试验期间对给水、炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽和再热蒸汽进行取样及分析结果见表3，汽水品质合格。
控制烟气流速。降低烟气流速是减轻磨损的最有效方法，但烟气流速低不仅会影响传热同时还会增加积灰和堵灰，所以应适当控制烟气流速。根据国内调查表明，省煤器中烟速最大不宜超过9m/s，否则会引起较大磨损。另外，由于局部烟速过高以及局部飞灰浓度过高的现象难以避免，还应在管子易磨损部位加装防磨装置。
5结语
表4金属管壁温度（bmcr工况）
受热面报警温度（℃）实际金属壁温最高值（℃）低温过热器485.0438.8分隔屏过热器482.0460.7后屏过热器570.0546.8末级过热器580.0549.9前屏再热器617.0560.1末级再热器606.0562.0该厂通过采取以上措施后，经过实际运行的考验，锅炉受热面的运行环境得到极大改善，锅炉爆管情况也得到控制。锅炉最大连续出力试验期间过热蒸汽温度达到额定值541±5℃，再热蒸汽温度达到额定值541±5℃，锅炉运行稳定（表4）。
参考文献
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