某电厂锅炉高温过热器爆管原因分析及预防措施

某电厂锅炉高温过热器爆管原因分析及预防措施
发布时间：2021-11-17T08:34:36.622Z 来源：《科学与技术》2021年第18期作者：阎顺强
[导读] 高温过热器是电厂锅炉中的一个重要构件，
阎顺强
（国能四川天明发电公司，江油 621700）
摘要：高温过热器是电厂锅炉中的一个重要构件，其爆管事故不仅会影响到电厂经济效益，还会对电厂企业的安全运行造成严重的影响。

本文结合实例，通过宏观形貌检查、化学成分分析、力学性能测试、金相组织分析等方法对爆管原因进行了系统分析，旨在为解决此类型锅炉爆管事故提供帮助。

关键字：锅炉高温过热器爆管原因分析
当前火电企业中，锅炉结构及其运行日益复杂，由于设计、制造、安装和运行管理等原因，锅炉爆管事故时有发生，严重影响到了电厂发电设备的安全、稳定运行。

其中，高温过热器作为锅炉的主要构件之一，其爆管事故的损失最大，是影响电厂安全供发电的主要因素之一，本文对某电厂锅炉高温过热器爆管原因进行分析，探讨了新建电厂预防锅炉防爆相关对策。

1 事故情况
某电厂电站锅的型号为DG2931/29.3-Ⅱ1，最大连续蒸发量为2931 t/h，过热器出口工作压力为29.3 MPa，过热蒸汽温度为605 ℃，给水温度为306 ℃。

该机组在试运过程中，高温过热器爆管泄漏，被迫停炉处理，并进行了内部检验，检查发现高温过热器第 19 排第 13 根管发生爆管（SA-213 S30432/φ45×10）并出列，爆口位于顶棚下约 2m 处，标高约 68.5m，见图1.1。

从爆口泄漏的蒸汽吹损相邻第 20 排然后再反吹损了 19 排，造成这两排管屏吹损比较严重，部分管子壁厚减薄后直径只有 39.12mm，见图 1.2。

图 1.1 爆管示意图图 1.2 吹损照片
为了分析爆管原因，取 3 根样管，分别标记为样管 1#、2#和 3#，1#样管取自高温过热器第 19 排第 13 根爆管处，3#样管取自 19 排第13 根距爆口约 9.5m 处（1#样管与 3#样管为同一根管子，二者间无对接焊缝），2#样管取自第 19 排第 15 根冲刷减薄处，见图 1.3。

图 1.3 样管位置及形貌
2 爆管检测分析
2.1宏观形貌及尺寸检查
样管1，爆口张口较大，呈喇叭口状，边缘减薄明显；爆口位置呈 90°弯折，系爆管时介质冲出时反作用力导致。

爆口可见一条开裂，应为爆管时撕裂所致，爆口最薄处约6.32mm，最大处宽约118mm，弧长约155mm，换算成外径为49.3mm，远大于公称外径（45mm），说明爆口位置胀粗明显。

爆口位置有明显的金属缺失，因此测量爆口处弧长稍小，可见 1#样管全长范围内均存在管径胀粗、管壁减薄现象，距离爆口越近胀粗现象越明显，管子外径蠕变应变远超标准规定（DL/T 438 规定，奥氏体不锈钢管子外径蠕变应变大于4.5%，应及时更换管段）。

样管2，受高温蒸汽吹损，外壁可见明显吹损特征，截面可见吹损，壁厚明显减薄；
样管3，外径和壁厚相比名义尺寸未发生明显变化，宏观观察有轻微弯曲变形。

对3根样管端面进行外径及壁厚测量，1#样管端部胀粗
壁厚减薄至 7.10mm，2#样管壁吹损部位最小壁厚6.91mm，远离爆口处3#样管最小壁厚9.35mm。

2.2化学成分分析
化学成分检测结果见表 2.2 。

检测结果表明样管化学成分均满足标准 ASME SA-213M 对 S30432 的要求。

表 2.1 化学成分检测结果(wt%)
2.3力学性能试验
拉伸性能检测结果见表 2.2。

结果显示，1#样管及 2#样管拉伸性能满足标准要求，1#样管屈服强度、抗拉强度、伸长率低于2#样管，抗拉强度平均值较2#样管低73.5MPa，1#样管爆口面与爆口背面抗拉强度无差异，爆口面伸长率略小于爆口背面。

2#样管和 3#样管硬度均满足标准要求。

由尺寸测量可知，爆口位置管径胀粗明显，爆管时管子发生了明显塑性变形，塑性变形会对管材产生强化作用，可导致硬度上升，而爆口尖端塑性变形量最大，故爆口处试样硬度较端部试样硬度稍高，爆口尖端硬度最高。

2.4微观组织检验
按图在样管上截取微观试样，按 GB/T 13298 和 DL/T 1422 进行检验和老化评级；爆口边缘组织为奥氏体，晶粒度8.5级~9级，晶内存在一些稍粗化的第二相，晶界上有较多严重粗化的第二相，大多呈链状分布，老化级别为4级（重度老化），存在大量的蠕变孔洞，从爆口边缘到爆口背面，蠕变孔洞数量逐渐减少。

在爆口管上距离爆口处约350mm，组织为奥氏体，晶粒度8.5级~9级，晶内存在一些稍粗化的第二相，晶界上有较多严重粗化的第二相，大多呈链状分布，老化级别为4级，爆口面相对爆口背面蠕变孔洞较多。

爆口管附近吹损管子，组织为奥氏体，晶粒度9~10级，晶内与晶界存在少量的细小第二相，组织老化1级（未老化），吹损面与吹损背面无差别。

爆口管远端，组织为奥氏体，晶粒度8.5级~9级，晶内存在细小的第二相，晶界上有少量的第二相，老化级别为2级（轻度老化）。

3.分析讨论
宏观检查爆口张口较大，呈喇叭口状，边缘减薄明显，呈现超温爆管特征。

尺寸检查，1#样管胀粗明显，全长范围内均存在管径胀粗、管壁减薄现象，距离爆口越近胀粗现象越明显，外径蠕变变形远超标准 DL/T 438 规定；2#样管受爆管后高温蒸汽吹损，壁厚及外径明显变化，最小壁厚 6.91mm；3#样管外径和壁厚均未发生明显变化。

理化检验结果表明，爆口边缘硬度超出标准 ASME SA-213M 及 DL/T438 的要求，爆管时管子发生了明显塑性变形，塑性变形会对管材产生强化作用，可导致硬度上升，因此爆口位置硬度较高，而爆口尖端塑性变形量最大，故尖端硬度最高。

微观组织观察，1#样管爆口边缘组织为奥氏体，晶内存在一些稍粗化的第二相，晶界上有较多严重粗化的第二相，大多呈链状分布，老化级别为4级，爆口位置蠕变孔洞较爆口背面多；距离爆口处约350mm试样组织为奥氏体，晶内存在一些稍粗化的第二相，晶界上有较多严重粗化的第二相，大多呈链状分布，老化级别为4级。

取自爆口管远端3#样管，晶内存在细小的第二相，晶界上有少量的第二相，老化级别2级，轻度老化。

取自爆口管附近吹损2#样管，组织为奥氏体，晶内与晶界存在少量的细小第二相，组织老化1级（未老化）。

从 1#样管的宏微观形貌特征可判断，爆管系管内介质流量减少换热不足引起管壁金属过热，组织老化加剧，产生蠕变孔洞，强度降低，管子不能承受压力进而过热爆管。

结合现场集箱内发现的一些异物，推测过热爆管可能与异物堵塞有关。

4.预防措施
4.1安装过程中预防措施
一是受热面管在地面组合和空中对接安装时，要仔细检查管口封堵是否齐全，做好洁净化施工，在施工过程中，下坡口要封堵，防止杂物落入管子；二是安装锅炉联箱、压力容器和承压管道等隐蔽工程时，要办理签证手续和登记制度；三是检查管排间隙，尤其是边列管与炉墙的间隙，如果过小，它们在运行过程中就会产生碰磨。

4.2吹管调试过程中预防措施
一是蒸汽吹管后，应对装有节流孔的联箱，进行内部清洁度检查并清理。

要求各火电安装工地加强设备内部清洁度检查。

对锅炉受热面不锈钢弯头要进行RT 检验，检验堵塞情况；二是加强热膨胀检查，主要包括疏水管系疏水坡度检查、膨胀受阻检查以及顶棚密封检查等；三是加强温度监测，防止锅炉受热面长时间超温，尤其是加强超临界锅炉中间点温度的监测。

5.结束语
综上所述，在高温过热器的实际使用过程中，时常会发生爆管事故，不仅会造成电厂企业经济效益的损失，还会给机组的安全稳定运行构成威胁。

因此，相关工作人员要把监督检验管理工作做到位，加强安装、调试的过程管控，从而确保锅炉的安全、稳定运行。

参考文献
[1]郭伟平.锅炉高温过热器爆管原因分析及防范措施[J].技术与市场，201（06）.
[2]王文涛，董鹏，王涛英.670 t/h锅炉过热器频繁爆管原因分析及预防措施[J].發电与空调。