锅炉四管漏泄的原因分析及对策

锅炉四管漏泄的原因分析及对策

1锅炉及其锅炉漏泄元宝山煤矿拥有三座机组和锅炉。1号炉是由瑞士苏尔寿设计制造的低粘度复合循环锅炉。1978年交付，运行15.14。2号直接炉是德国斯坦缪勒公司生产的直接亚洲锅炉。1985年12月交付，运行10.14和10号。1号和2号锅炉的结构是倾斜的半塔式结构。采用风扇磨碎法制备粉末系统。将喷嘴放置在四个壁的冷壁上，并以6或8个角的形式直接燃烧。因此，整个炉的燃烧对磨煤机的依赖很大。由于低热负荷，锅炉的角部会产生较大的额外负荷。3号锅炉为哈锅制造的亚临界强制循环汽包炉,于1997年11月投产,已累计运行16×103?h,由于设计、制造及安装等原因,锅炉投产以来“四管”漏泄问题较为突出.据统计自1999年1月1日至2002年2月末,三台机组非停58次,其中由于锅炉漏泄造成的非停30次,占总非停次数的51.7%.其中1999年非停12次;2000年非停11次;2001年非停7次;2002年截止到2月末非停2次.随着锅炉服役年限的增加,由于设计、制造、安装以及结构不合理导致的一些随机的、不可预见的问题逐渐暴露出来,目前这些问题是造成锅炉漏泄的主要原因.2统计与分析锅炉泄漏2.1根据锅炉数量计算从表1中可以看出,1号炉漏泄呈下降趋势,2号炉、3号炉呈不同程度的上升趋势.2.2号炉水冷壁漏泄率总漏泄次数的确定从表2中可以看出,1号、2号炉主要是水冷壁漏泄,其中1号炉水冷壁漏泄占总漏泄次数的84.62%,2号炉水冷壁漏泄占总漏泄次数的67.86%;3号炉主要是再热器漏泄,占总漏泄次数的45.83%,其次是水冷壁漏泄,占漏泄总次数的29.17%.因此1号、2号炉的治理重点仍为水冷壁,3号炉的治理重点为再热器和水冷壁.2.3漏泄的原因分析漏泄原因统计结果列于表3,可以看出在三台炉3年的65次漏泄中,漏泄的主要原因为焊接缺陷,由焊接缺陷造成的漏泄占漏泄总次数的33.85%.其次为管材原始缺陷和角部应力裂纹,由于此两种原因造成的漏泄分别占漏泄总次数的18.46%和15.38%.3主要问题是锅炉的加热表面3.111.robot对加热表面的主要问题和原因的分析3.1.1壁厚三.3.排带管冷壁1)+12m、+28m四角水冷壁膜锻件焊口及角部水冷壁由于存在局部高应力裂纹,导致频繁漏泄.2)水吹灰区域墙过围带管存在水击裂纹,共60根围带管裂纹最为严重,整个围带管迎水侧裂纹密布,深度在1～1.5mm左右.墙式过热器吹灰器区域焊口存在水击裂纹.墙式过热器出入口联箱处向炉内漏风.3)+24m水冷壁水吹灰器吹扫区域存在大量热疲劳裂纹,裂纹为横向,长度为2～3mm.4)1号～6号喷燃器附近水冷壁(两侧各2m上下共4m的区域)存在高温硫腐蚀坑,腐蚀坑深0.5～1.5mm,总面积为160m2.5)斜坡水冷壁由于灰礁磨损,现壁厚测量值为4.5～5mm,原始管为φ30mm×6.3mm.3.1.2耐磨瓦部位.1)+72～+77.4m省煤器角部由于烟气走廊,造成弯头局部磨损,壁厚测量值普遍在3.5mm以下,严重的部位测量值2.5mm(原始φ38mm×5mm).省煤器表层管防磨瓦部分脱落.2)一级再热器7层下南侧弯头内壁有腐蚀坑,深度达1.9mm;6层上北侧弯头内壁400mm长度范围内有100个腐蚀坑,深度在0.5～1.5mm.3)二级再热器悬吊管有近100处涡流磨损坑,涡流坑深1～2mm;表层管防磨瓦全部烧损鼓包.3.221.robot的主要问题3.2.1高温硫腐蚀坑深18号喷燃器水冷壁斜坡水冷壁管普遍减薄,壁厚测量值3.0～3.5mm.1号～8号喷燃器附近水冷壁存在高温硫腐蚀坑,腐蚀坑深0.5～1.5mm,总面积为140m2.3.2.2悬吊管原始防磨瓦偏短1)省煤器弯头由于烟气走廊的影响飞灰磨损比较严重,经测量17层北侧省煤器下1外圈弯头壁厚测量值为1.7～2.5mm(原始管φ38mm×4mm),北侧大回程直角弯头测量值为2.0～2.5mm.2)16～18层悬吊管原始防磨瓦偏短,悬吊管普遍减薄2.5～3mm.3.331.robot的主要问题3.3.1冷壁和水的主要问题水冷壁膜片制造焊口和焊缝质量差,存在大量咬边缺陷.3.3.2后屏再热器材质段采用金相分析,导致金相出现漏洞,造成材质缺陷,成为引发工程中的主要原因1)末级再热器仅外侧三个管圈靠近入口处材质为TP304,其他为钢研102和少量12Cr1MoV;后屏再热器为少量的TP304H、钢研102,其它为15CrMo.选择材质裕度小,管材容易过热,超温问题严重.2)1999年9月3日对末级再热器爆管的管段送到辽宁电力科学研究院进行金相分析,确认因为管子超温造成晶粒粗大,产生沿晶裂纹最终因强度不足而爆管.3)1999年对后屏再热器化学取样,进行金相分析,确认后屏再热器的钢研102材质段有脱碳现象,15CrMo材质段轻度球化,12Cr1MoV材质段出现中度球化.4)由于在工厂制造时,管材的质检工作未作好,造成管材原始缺陷较多.3.4锅炉泄漏的原因分析3.4.1管壁水冷壁的热应力发生变化主要影响了结构应力和热应力的叠加1)1号锅炉采用切圆燃烧方式,6台喷燃器分别布置在四面水冷壁上,因此炉膛角部的温度相对较低,运行中如果燃烧调整不良,火焰中心偏斜,则造成某一角部的温度水平更低,特别是在磨煤机运行后期或磨煤机定检时,炉膛的热负荷分布及火焰充满度更差.以上结果则造成角部水冷壁辐射吸热量大为减少,角部管子壁温因低于中间部位的管子壁温而产生膨胀差,加之锅炉采用半塔式布置,水冷壁高达78m,这必然会产生较大热应力.另外,炉膛负压的波动值过大,或有时操作不当瞬间正压运行,会产生一定的附加应力,其与结构应力和热应力叠加的结果无疑会增大角部的应力水平,并且随负压的波动而呈交变状态,加剧了各种隐含破坏性缺陷的产生和发展.2)锅炉四角部位水冷壁在制造和组装的过程中必然要产生一定的残余附加应力,如安装时因无法进行热处理而产生的附加焊接应力、因强力对口而产生的机械应力等,这些应力叠加后构成很高的结构应力.在锅炉运行时应力分布的稍许变化就可导致局部结构应力的急剧升高而将水冷壁管或间隙板拉裂.另外,因膨胀值不同还会产生较大的热应力,热应力与结构应力的叠加势必加剧各种缺陷的产生和发展.3)膜锻水冷壁的结构设计不合理,膜锻件焊口处角部尖锐而成为应力集中点.3.4.2水吹灰器区域存在加工裂纹三台机组锅炉均燃用元宝山老年褐煤,该煤种灰分大、灰熔点低,易结礁;热值低且不稳定.因此锅炉对蒸汽及水吹灰器的依赖性极强.我厂蒸汽及水吹灰器投入率在全国处于领先地位,但是由此给锅炉带来的负面影响是极其严重的.1号、2号炉对流受热面的漏泄基本是由于蒸汽吹灰器吹损减薄造成的,而三台锅炉水冷壁水吹灰区域因水吹灰时产生热冲击而造成的疲劳裂纹就更为严重.3号炉运行仅16000h,因水吹灰造成的吹灰器区域水冷壁裂纹已达2mm深.1号、2号锅炉的水吹灰器区域的水冷壁裂纹经过这几年的治理有所控制,但又出现了焊口热影响区的裂纹的新问题.3.4.3热值变化导致锅炉附加应力由于我厂一直未能实现混煤,而平局各矿来煤的热值偏差很大,以2号炉为例,在60万负荷下,给煤量波动范围达120t,因热值变化而导致负荷的波动在30～50MW之间,由于锅炉负荷的变化必然给锅炉带来很大的附加温度应力,再加之因锅炉本体结构特点和安装原因存在的残余结构应力,二者叠加极易造成漏泄.3.4.4因煤中“三公”断销子造成的跳机事故由于煤中“三块”造成磨煤机分离器回粉管堵塞而造成瞬间落粉;给煤机因煤中“三块”断销子造成的跳磨煤机;热工、电气直流接地而造成的跳机事故;锅炉结礁被迫减负荷的剧烈变化等等造成的附加应力与其结构应力相叠加,势必造成应力裂纹的产生和扩展,从而造成水冷壁漏泄.4处理对策4.1检查治理.成立以生产厂长为组长的锅炉“四管”漏泄治理技术攻关小组,以解决1号炉四角水冷壁高应力裂纹和3号炉二级再热器改造为重点,加大锅炉受热面普查力度和扩大受热面普查范围.锅炉分公司的技术组和受热面工作组成员将全部参与受热面普查中去,实行分片承包.充分利用各次大小修的机会并辅以各种检查和检测手段对吹灰区域裂纹、焊口缺陷、管材原始缺陷、水冷壁附件、水冷壁咬边、热疲劳裂纹、密封盒焊缝进行检查和治理.对检查难度较大的部位加大换管的频度;同时也充分利用超水压实验的辅助手段,解决不易查到的问题和部位.利用大小修机会重点进行锅炉焊口和焊缝的检查.1号锅炉可统计焊口58544道,其中着色检验的5970道,占总焊口的10.2%,超声波或射线的焊口52574道,占总焊口的89.8%.在2002年1号炉大修期间计划对喷燃器、抽炉烟口、吹灰器孔、+(4～85.5)m11426道水冷壁焊口及1560道吹灰器墙盒焊缝进行检验,占总焊口的22.2%.由于工期原因检查不完的焊口在以后的大小修中逐步检验.2号锅炉可统计焊口88962道,其中着色检验的20453道,占总焊口的22.99%,超声波或射线的焊口68509道,占总焊口的77%.在2002年2号炉春季小修期间计划对喷燃器、抽炉烟口、吹灰器孔、人孔门、14364道水冷壁焊口及所有疏放水、排空气、喷水管路原始焊口100%进行检验.3号锅炉在2000年的小修中检查焊口44516道,发现缺陷411处.2001年小修中检查焊口8982道,发现缺陷450处.2002年重点进行水冷壁的焊口检查.4.2加强热敏面管理4.2.11.1热处理1水冷壁管加固方案①对+12m刚性梁四角加装炉本体膨胀指示器,监视炉本体的冷热态膨胀是否正常.②松动+12m、+28m钢梁铰接支座销钉,防止销钉锈死后,将角部梳形板焊缝拉裂.对+12m整个圈梁进行全部保温,保证圈梁不受环境温度影响,减少四角向炉内漏风.③在1997年改造的基础上,进一步对+28m角部边缘四根水冷壁管进行改造,将φ30m×5m水冷壁管改为φ38m×8.8m的水冷壁管,以增强角部水冷壁管抗拉能力,并保证对接焊口躲开应力集中区,焊口局部采用标准的变径管接头.④将+12m、+28m的水冷壁膜锻件剔除,恢复原来的膜式水冷壁结构,同时在圈梁上下5m范围内对角部每隔500mm加装一道梳形板进行补强,防止角部间隙板开裂.⑤采用新的无对接间隙板鳍片管,对南北斜坡最边缘的第一根水冷壁管进行更换(原边缘管一侧为双层间隙板,无法进行检查).更换后在外部做一密封墙盒并在盒内部灌注捣打料进行密封.⑥重新对+28m墙过出入口联箱墙盒进行密封.⑦对存在水击裂纹的墙过围带管进行更换.⑧+24m水冷壁更换膜式壁15件.⑨喷燃器两侧水冷壁腐蚀区域外部有喷口钢梁遮挡,无法进行更换,需对水冷壁高温腐蚀严重的部位总计160m2使用电弧喷涂工艺进行防腐喷涂.⑩斜坡水冷壁加防磨瓦2000件.2防磨瓦的更换更换省煤器南侧弯头300件,更换角部弯头92件,直管段更换4000mm,表层管及悬吊管防磨瓦整理.②更换一层腐蚀坑严重的一级再热器弯头440件.③更换壁厚测量值小于3.92mm和有涡流磨损坑的二级再热器悬吊管,吹灰通道表层管防磨瓦全部更换.4.2.22号探井仪的加热表面处理12冷水壁处理在秋季小修中对斜坡水冷壁加防磨瓦6000件.对水冷壁高温腐蚀严重的部位总计140m2使用电弧喷涂工艺进行防腐喷涂.2更换测弯头和减磨瓦①在2号炉2002年春季小修中对省煤器所有弯头进行壁厚测量,更换测量值小于2.3mm的弯头和17层省煤器下1外圈弯头、北侧大回程直角弯头.其余磨损超标的弯头在秋季小修中更换.②在2002年秋季小修中对16～18层悬吊管加短防磨瓦6000件.4.2.3水冷壁治理1)对末级再热器和后屏再热器进行改造,计划在2002年春季小修中进行.末级再热器全部更换为TP304H;后屏再热器外一圈全部更换为TP304H,外2～7圈全部更换为T91,外数8～18圈全部更换为12Cr1MoV.2)对于水冷壁主要对吹灰区域焊口和水冷壁咬边进行治理.吹灰区域焊口采用小防磨瓦进行遮挡.水冷壁咬边治理首先从80台吹灰器附近开始,工作量大约10000m焊缝.3)3号机组再热器冷段管道增设16个刚性吊架并对26.7m层钢梁进行补强,铺设冷再试验管道,解决3号炉再热器不能水压的问题.4.3加强疾病预防4.3.1严格执行维护工艺在检修时严格执行检修工作包,从割管、管材检验、坡口加工、对口焊接、间隙板焊接到附件、保温恢复严格执行有关锅炉的检修工艺要求.4.3.2施工前是否进行100%无损检验加强锅炉压力容器监督和金属监督工作.锅炉承压管道部件的焊接工作是否由合格焊工担任;受热面管子焊口是否进行100%无损检验;炉外高压汽水管道是否进行100%检验;用于锅炉受监部件的材料在施工前是否进行100%的无损检测和材质复查;对施工焊口是否进行100%的无损探伤检验;使用和运行锅炉压力容器受监焊口质量是否符合锅炉压力容器监察的规定等都要严格执行锅炉压力容器监督和金属监督的有关规定.4.3.3制定考核管理办法,对锅炉漏泄要实行重奖重罚技术组和受热面组成员全部参与受热面普查,实行分片承包,责任到人,责任明确,加大考核力度,重奖重罚.以此来调动全体职工的积极性和受热面治理的全员参与意识.同时制定了2002年非停目标考核管理办法,对锅炉的“四管”漏泄造成