华能大连电厂#1锅炉连续14年无泄漏事故探因

锅炉的整体布置如图所示，按照烟气流向，受热面依次布置为二级过热器、三级过热器、二级再热器、三级再热器、四级过热器、一级过热器、省煤器。

所有受热面采用顺列布置，对高温烟区受热面有防止高温积灰的作用，对烟温区受热面可减低飞灰磨损，为防止结渣和积灰，前后屏过热器分别采用了2088mm和522mm的特宽节距，烟气温度较高的二、三级再热器和过热器也采用了较宽的节距，作为防磨的基本措施，各对流受热面根据其外部的烟气温度控制适当的烟气流速，其中省煤器的烟气流速为9.6m/s。

2．锅炉四管泄漏的原因
影响“四管”爆漏的原因很多, 有设计、制造、施工、检修、运行、管理和煤种等诸多方面, 而且这些因素又相互作用。

因此各种爆漏往往不是由单一因素造成, 而是几个因素同时存在并交互作用的结果。

根据2005年华能公司范围内炉管泄漏统计，焊接、磨损、过热和疲劳缺陷是四大主要失效问题，其中焊接缺陷所占比例较大（共17次占27％）——大部分是制造或安装时的焊接质量问题，其次是磨损（共15次占25％）——大部分是吹灰磨损（8次）另为飞灰磨损（7次），其余依次为超温过热（共13次占21％）、疲劳开裂（共19次占15％）、母材（共4次占7％）、腐蚀（共2次占3％）及氢损伤（共1次占2％）等失效。

具体详见图2。

2．1 燃用劣质煤，加剧磨损
近几年来，由于煤炭市场供求日趋紧张，煤质呈逐年下降趋势,不仅设计煤种无法满足，而且含硫量严重超标及灰分颗粒大的煤大量进入电厂，如图3为发生高温硫化反应导致管道外表面产生的点坑状腐蚀，据国外有关资料介绍，这种腐蚀的速率很快，较严重的平均管壁减薄为0.5～0.7 mm/yr（0.6～0.8mm/104h），更严重的甚至达到2～4mm/yr（2.3～4.5mm/104h）；灰分大也会导致通流部分的受热管严重磨损，而且是正对着烟气流动方向的管壁面会明显减薄，因此加装防磨瓦是势在必行的措施。

另外，由于煤质灰分大、易结焦，运行人员就要加大吹灰力度，由于吹灰器的频繁吹灰又导致各个受热面管道受到吹灰磨损，根据2005年华能公司的统计，吹灰磨损占了磨损事故的一半。

2.2机组升降负荷频繁，导致炉管热疲劳
机组担负调峰任务，机组启、停或负荷变动频繁，负荷高时达350MW，低时只有210MW，高低负荷之间相差悬殊，引起炉管金属热疲劳导致爆管。

如我厂的水冷壁下联箱的焊口曾几次是在停机后发生的泄漏。

又如锅炉四角水冷壁管与燃烧器风箱在热态时，因膨胀不均匀，造成风箱筋板焊缝几次拉裂水冷壁管。

2.3设计方面的原因
二级再热器由于设计材质等级偏低，运行中再热器管超温现象严重，经覆膜金相检查，确认再热器管球化已达3～4级。

为使检修方便通行，日方设计中在水平烟道和尾部竖井之间留有4排的检修通道，此通道造成下部一级过热器管排剧烈磨损。

2.4炉管腐蚀和焊口质量原因
管子腐蚀和安装、检修时焊接质量欠佳也是“四管”爆漏的原因。

火电厂燃煤中含有的Na、K、S等元素在燃烧后产生氧化物，凝结在炉管上，与烟气中的金属反应成硫酸盐，该硫酸盐有粘性，形成结渣，烟气中的SO3穿过灰渣与炉管表面上的Fe2O3和硫酸盐发生反应生成低熔点的复合硫酸盐，当覆盖于管壁外表面的硫酸盐与管材氧化后生成的氧化物形成低熔点液态共晶时，就构成“基体金属--氧化膜--熔盐层--含硫烟气”的四相三界面系统，导致炉管发生以电化学过程进行的热腐蚀；局部还存在较严重的冲蚀磨损。

焊口的质量也不能忽视，锅炉水冷壁下集箱焊口曾2次出现泄漏，通过检查分析，认定是原焊口质量存在缺陷，经年长日久腐蚀出现小孔泄漏。

3．应对措施
分析了炉管的泄漏原因后，针对我厂锅炉出现的若干实际问题，我们主要采取了以下的五点措施。

3.1加强对锅炉的技术改造
投产初期，由于设计、制造及安装方面的问题，锅炉频繁发生泄漏事故，省煤器及顶棚过热器均因制造质量泄漏，二级再热器因设计材质等级较低而爆管，为确保锅炉安全稳定运行，十几年来，在锅炉检修期间，对锅炉进行了全面的技术改造，自1992年6月11日至今，#1锅炉未发生泄漏事故。

近几年主要的技术改造项目：
①再热器改造
由于设计材质等级偏低，运行中再热器管超温现象严重，经覆膜金相检查，确认再热器管球化已达3～4级，经与三菱公司多次谈判，提出了二级再热器外6圈管更换（共40屏，每屏10圈），材质等级由SA213-T12提高到SA213-T22。

2000年8月大修，二级再热器更换10排。

2006年3月检修，二级再热器更换17排，三级再热器更
换16排。

②过热器改造
由于烟气的冲刷导致一级过热器管壁减薄，因此管排全部更换，共108排，432道焊口，并在磨损部位加装防磨孔300余块。

97年5月份检修中发现二级过热器及三级过热器与管屏固定管之间相互磨擦，致使管道磨损严重，更换管10根。

2000年8月大修，一级过热器检查7组，顶棚漏风处理。

③水冷壁改造
99年6月份检查发现水冷壁折焰角处管子磨损严重，加装防磨瓦保护，计30处。

2006年3月检修后墙水冷壁折焰角更换102根。

每年特殊部位的水冷壁进行有计划喷涂。

此外，针对防磨防爆小组的检查情况对个别超标的管道也进行了及时的更换，这里就不再一一阐述。

3.2加强检修管理，制定实施防磨计划
针对设备的磨损情况制定防磨计划，一方面利用大修机会有计划地对锅炉受热面进行整治；充分利用机组大、小修机会对锅炉受热面进行重点整治，对磨损、胀粗、热腐蚀严重超标的管子及时予以更换。

对一些重点防磨或防腐区域刷防磨涂料，加防磨护瓦装置或金属喷镀，增强其防磨性能。

另外，根据状态检修对锅炉的各种压力管道进行全部或部分更换，从而确保了锅炉长周期的连续运行。

另一方面是利用小修或机组备用停机对机组易磨损部位进行跟踪检查，做到逢停必检。

对变形、磨损严重的管子及时更换，对易磨损部位采取相应防磨措施，提高其耐磨性能，特别是对高、低温再热器、对流过热器、前后隔墙省煤器和侧、后包覆过热器等进行重点检查，把爆管事故消除在萌芽状态。

3.3加强运行管理
运行时认真操作，实行压红线运行考核，严禁锅炉超负荷运行，认真按规程升、降负荷，加强对管壁温度的监视，减少管壁超温。

加强入炉煤快速分析预报工作，为运行人员精心操作、勤调整提供了依据。

飞灰测碳在线系统，更有利于炉运人员及时调整一、二次风的风量及配比。

液压可调得磨煤机加卸载系统的投用，不仅使电耗下降，而且煤粉颗粒更均匀，燃烧更安全，避免了燃烧不完全的煤粉颗粒冲刷水冷壁管引起磨损爆漏。

运行人员认真进行燃烧调整，尽量减少烟气处于强还原性气氛而造成对炉管的热腐蚀。

加强燃煤掺烧工作是运行的重点工作，我厂入厂煤种繁多，供煤矿点近10 家，各矿点煤质差别很大，如阜新、双鸭山等矿点煤种，平均低位发热量只有4000大卡左右，如直接入炉，会造成锅炉结焦，有可能造成锅炉灭火、打炮等重大事故，为防止上述事故发生，我们根据锅炉设计热值的要求及入厂煤的实际情况，将不同煤质分堆存放，各煤种搭配入炉，做好燃煤掺烧工作以达到锅炉燃烧的要求，有利于安全经济运行。

优化吹灰的运行方式，实现科学吹灰，要根据燃煤的易结焦部位有针对性地进行吹灰；另外，还要采取升降负荷方式来进行除焦，此种方法简单易行、效果明显，而且对锅炉的损伤较小。

3.4认真抓好承压管的焊接工作
对于承压管的焊接，我们从技术工人、管材、焊丝等进行了认真的挑选，并尽可能提供给工作人员一个舒适的工作环境，并规定坚决制止疲劳作业，焊接采用质量较好的氩弧焊，焊后进行焊口的无损检测，不符合要求的返工重来，有效地提高了焊接质量，防止发生因焊接质量的问题而引起的泄漏事故。

采用RT等手段对原焊口进行抽查检测，对焊接有气孔等工艺不合要求的及时处理，并坚持“四不放过”的原则。

3.5 制定严密的组织措施
九二年，厂部成立了以生产厂长为组长的锅炉防磨防爆小组，成员包括检修部锅炉检修人员、策划部金属专工、运行部运行专工等，小组定期举行会议，讨论当前锅炉运行出现的问题并提出一系列解决措施，并在检修期间实施，小组实行严格的责任分工，下级单位要对上一级负责，小组实行奖惩制度，对发现并解决重大隐患给予奖励，由于疏忽或责任原因等人为因素造成的锅炉泄漏事故要进行惩戒。

多年来，锅炉防磨防爆小组兢兢业业，人员变化但责任、制度不变，并且使锅炉防磨防爆管理制度日益完善，三年滚动计划的执行也使锅炉防磨防爆工作更加有的放矢，得心应手，且调动各方人员积极性，献计献策，力争在锅炉防磨防爆工作中取得更大的成绩。

3．6预防锅炉泄漏的技术措施
为了预防锅炉泄漏我们采取了以下六点技术措施。

完善购煤渠道，优化燃煤的煤质，对特高含硫量及发热量。