廣州發(fā)展電力集團有限公司 任彬

超臨界機組鍋爐高溫受熱面管內(nèi)氧化皮防治措施探討

廣州發(fā)展電力集團有限公司 任彬

本文通過分析超臨界機組鍋爐高溫受熱面管，因氧化皮堵塞管道引起超溫爆管的原因，制定有效防范措施，并結(jié)合實際情況提出了不同的治理方法建議，以探討氧化皮防治措施和辦法，減少投入的同時降低氧化皮帶來的風險。

超臨界機組鍋爐；管內(nèi)氧化皮；原因分析；防范措施

0 引言

早期的超（超）臨界機組鍋爐高溫受熱面管材主要有T23、T91、TP347H、TP347HFG及Super304H，或多或少都受到管內(nèi)氧化皮生成和剝落的困擾。廣東佛山某電廠600MW超臨界機組就因氧化皮集中剝落堵塞管道，造成管道短期超溫爆管數(shù)次。該廠末級過熱器管屏共82屏，每屏有12圈“W”形管子。入口段（冷段）管子的材質(zhì)為T23和T91，出口段（熱段）管子的材質(zhì)為T91和TP347H，其中TP347H材質(zhì)的管子，僅布置在每屏末級過熱器熱段的最外第1、2、3、4、6根管子的出口端豎直段部分，管道規(guī)格為Φ38×7。該廠兩臺機組分別是2011年6月和10月投產(chǎn)，至今已發(fā)生7次因氧化皮集中剝落導致爆管的事件，機組投產(chǎn)至今末級過熱器爆管情況統(tǒng)計見表1。

1 原因分析

1.1 氧化皮的生成、剝落機理

水蒸汽在高溫下分解成氫氣和氧氣，受熱面管在高溫水蒸汽中發(fā)生氧化，當水蒸氣溫度在某一溫度以上時，有較強的氧化性。本超臨界機組過熱蒸汽、再熱蒸汽額定溫度為571℃，由于高溫蒸汽對鋼材的氧化作用，過熱器、再熱器內(nèi)壁氧化皮的生成、生長是不可避免的；且氧化皮均經(jīng)歷生成、長大、剝落、再生成等過程。

氧化皮的剝落與管材材質(zhì)、氧化皮的厚度、溫度變化率及其溫度變化所引起的應力變化，氧化皮的組成等因素有關(guān)。T23T91材質(zhì)管道內(nèi)壁剝落平均厚度為0.21mm左右，TP347H材質(zhì)管道內(nèi)壁剝落平均厚度為0.092mm左右。

1.2 爆管部位分析

爆管部位均是末級過熱器出口端豎直管段下彎頭，且豎直管段均有TP347H材質(zhì)管段。進行多次氧化皮外觀判斷及成分檢測顯示大部分氧化皮由TP347H材質(zhì)管道生成、剝落，與T23、T91、TP347H管材氧化皮的生成、剝落機理一致。

1.3 汽溫及過熱器、再熱器管壁超溫

經(jīng)查機組投產(chǎn)以來歷史曲線及主、再熱蒸汽超溫記錄，主蒸汽在一次機組RB動作后出現(xiàn)過持續(xù)2分16秒的超溫情況（超過額定值571℃），最高瞬時值為584.169℃，而此次管壁最高溫度為589.1℃。除本次主汽溫超溫外，沒有再發(fā)生過主、再熱蒸汽超溫現(xiàn)象。

表1 機組投產(chǎn)至今末級過熱器爆管情況統(tǒng)計

經(jīng)查機組投產(chǎn)以來歷史曲線及過熱器、再熱器管壁超溫記錄，過熱器、再熱器管壁最高為590℃左右（每次爆管前的短期管壁溫值除外），考慮到大罩內(nèi)管壁溫度測點值與爐內(nèi)管壁實際溫度有30-50℃的差值，爐內(nèi)管壁溫度最高為620-640℃。未超過管材許用溫度。

由此可以看出不存在主、再熱蒸汽及過熱器、再熱器管壁長期超溫現(xiàn)象，這方面的因素可以排除。

1.4 減溫水的使用

由于I級減溫器前蒸汽溫度控制得較高，過熱器減溫水調(diào)節(jié)品質(zhì)不良及負荷波動大等原因，存在大流量使用減溫水的現(xiàn)象，有時甚至超過100t/h。減溫水的過量使用加速了管內(nèi)壁氧化皮的生成和剝落。

1.5 吹管方式

基建時吹管采取將分離器壓力穩(wěn)壓在5.0-6.0Mpa，對過熱器、主蒸汽管道進行吹管，即為穩(wěn)壓吹管，不是變壓吹管。吹管方式得當，這方面的因素可以排外。

1.6 汽化品質(zhì)

追溯以往汽化品質(zhì)檢驗、化驗結(jié)果，汽化品質(zhì)均達標運行，這方面的因素也可以排外。

1.7 保養(yǎng)方式

該廠兩臺機組早期是采用加聯(lián)氨后余熱烘干，近期直接采用余熱烘干法。兩臺機組脫硫吸收塔前沒有安裝GGH，機組停運初期吸收塔內(nèi)液位仍較高，從防止潮濕、酸性氣體反流至引風機、除塵器等方面考慮，2013年7月18日第一爆管前的停爐均沒有及時停運引風機，而是長時間小開度讓引風機一直運行著，對鍋爐進行了強制冷卻，對鍋爐受熱面管壽命造成了致命傷害。這也是機組投產(chǎn)兩年就出現(xiàn)因氧化皮剝落造成爆管的主要原因。

2 防范措施

2.1 鍋爐啟動過程控制

啟動過程中需嚴格做好溫度、壓力變化率控制工作。

2.1.1 用油槍點火，避免等離子燃燒器點火，沖擊太大。機組冷態(tài)啟動過程中，起壓前，爐水溫升率（分離器疏水溫度）≤1.0℃/min；起壓后至并網(wǎng)前（主汽壓≥0.5MPa），主蒸汽溫升率≤1.0℃/min；投初臺磨時（15分鐘以內(nèi)），力求主蒸汽溫升率≤2.0℃/min；并網(wǎng)后（并網(wǎng)初期10分鐘內(nèi)≤2.5℃/min），主蒸汽溫升率≤1.0℃/min。

2.1.2 升溫、升壓過程中，用鍋爐燃燒率的增加與汽機旁路開度相配合來進行汽壓、汽溫的控制，防止再熱器干燒。汽機旁路配合控制汽壓升速率，盡可能地保持旁路在較大開度，熱態(tài)沖洗前，主汽壓升壓速度≤0.05MPa/min。熱態(tài)沖洗至機組并網(wǎng)后，過、再熱蒸汽升壓速度≤0.1MPa/min。

2.1.3 機組負荷低于150 MW，不投減溫水；負荷高于150MW，如需投減溫水須謹慎，減溫水調(diào)門開度要手動微調(diào)，平穩(wěn)調(diào)節(jié)，避免減溫器后汽溫突變，防止減溫器后蒸汽進入飽和狀態(tài)。

2.1.4 汽機沖轉(zhuǎn)前，汽機高、低旁路維持較大開度，利于汽水系統(tǒng)固體顆粒、氧化皮等雜質(zhì)沖洗；化驗汽、水品質(zhì)合格后，才允許汽機沖轉(zhuǎn)。

2.2 鍋爐穩(wěn)定運行過程控制

2.2.1 鍋爐正常穩(wěn)定運行過程中，控制主、再熱蒸汽溫度變化率≤1.0℃/min。

2.2.2 加強受熱面的熱偏差監(jiān)視和調(diào)整，防止受熱面超溫運行。鍋爐運行中盡力控制爐左右側(cè)I級減溫器前主蒸汽溫度偏差≤20℃，爐左右側(cè)過熱器出口主蒸汽溫度及爐左右側(cè)再熱器出口溫度偏差≤10℃。且需按照溫度高點控制蒸汽溫度，發(fā)現(xiàn)異常及時調(diào)整、處理。

2.2.3 機組正常運行時，末過、高再金屬管壁溫度≤595℃為限，主、再蒸汽汽溫≤571℃為限；運行中嚴格控制過熱器出口蒸汽溫度和受熱面管壁溫度。為減緩氧化皮的生成，嚴格控制末級過熱器和高溫再熱器金屬管壁溫度≤595℃，在此基礎上，盡量提高主蒸汽和再熱蒸汽溫度，以保證機組經(jīng)濟性，但不允許超過額定值。主、再蒸汽溫度的控制服從管壁溫度，如發(fā)現(xiàn)末級過熱器管壁溫度超過595℃，經(jīng)調(diào)整風量、二次風門及進行及蒸汽吹灰后無效，需適當降低中間點溫度運行，或?qū)⒅髌麥卦龠m當降低。

2.2.4 機組正常運行中，采用中間點溫度來控制主汽溫，減小減溫水用量，不允許出現(xiàn)減溫水用量大而中間點溫度在正偏置的情況。使用減溫水，操作須平穩(wěn)，避免大幅開啟或關(guān)小減溫水導致過熱器、再熱器管壁溫度劇降引起氧化皮脫落。過熱器或再熱器減溫水總量不得超過蒸汽流量的5%，任何工況下減溫后蒸汽溫度應比其對應壓力下的飽和溫度高20℃以上。減溫水調(diào)整安排專人負責。

2.2.5 機組并網(wǎng)后進行7天的降溫運行，爐側(cè)主汽溫控制在540℃以內(nèi)。

2.3 鍋爐停爐過程控制

2.3.1 機組正常停機采用滑停方式，控制蒸汽溫度下降速率≤1.0℃/min，嚴格控制降負荷過程中的末級過熱器管壁金屬溫度溫降速率。

2.3.2 滑停過程汽溫控制以降低燃料為主要手段，減溫水的使用要適當，（整個滑停過程中過熱器或再熱器減溫水總量不得超過蒸汽流量的5%），避免減溫器后汽溫突變，防止減溫器后蒸汽進入飽和狀態(tài)；減溫后蒸汽溫度應比其對應壓力下的飽和溫度高30℃以上。

2.3.3 機組停運后，保持送、引風機運行5-10分鐘后停止運行（爐內(nèi)管道有泄漏時適當增加時間，以抽出泄漏蒸汽），關(guān)閉鍋爐及煙道所有風門擋板進行悶爐72小時左右（具體時間以末級過熱器和末級再熱器金屬管壁溫度≤200℃為準）；悶爐結(jié)束后，開啟風煙系統(tǒng)風門、擋板進行自然通風冷卻。末級過熱器和末級再熱器金屬管壁溫度≤180℃可以啟動風機小開度進行通風冷卻。燜爐過程中禁止進行給水冷卻。

2.3.4 汽機破壞真空前應確認高旁關(guān)閉、再熱器減溫水隔絕，通過開啟低旁及機側(cè)再熱器管道疏水對再熱器系統(tǒng)抽真空至再熱汽壓為負。然后隔絕機、爐兩側(cè)再熱蒸汽系統(tǒng)。機組停運一次汽水系統(tǒng)后按運行規(guī)程進行熱爐放水，開啟相應系統(tǒng)的所有放水閥、疏水閥及排空氣閥?，F(xiàn)場確認爐水已放盡，系統(tǒng)內(nèi)余汽已排盡后方可關(guān)閉爐側(cè)所有放水閥、疏水閥及排空氣閥，并確認機側(cè)主、再熱蒸汽管道疏水閥關(guān)閉。

2.3.5 機組事故停機具體操作需按運行規(guī)程執(zhí)行。分離器出口壓力＜4Mpa后的過程溫度變化率控制參照滑停方式的過程溫度變化率控制。

2.4 加強聯(lián)絡，形成廠網(wǎng)共防機制

加強與調(diào)度相關(guān)部門的溝通、協(xié)調(diào)，客觀反映事實，為確保機組及電網(wǎng)的安全運行，爭取機組啟動初期高負荷連續(xù)穩(wěn)定運行。雙機運行時，應盡可能通過調(diào)整兩臺機組的負荷，優(yōu)先讓剛并網(wǎng)的機組帶更高的負荷（500MW以上），甚至是滿負荷；以提高蒸汽攜帶氧化皮的能力，減少氧化皮堆積在下彎頭堵塞管道造成超溫爆管的風險。

以該廠機組600MW和300MW兩個典型工況為例，600MW時過熱蒸汽壓力為25.4Mpa，溫度571℃，流速14.07m/s；300MW時過熱蒸汽壓力為15.6Mpa，溫度571℃，流速9.85m/s；

經(jīng)計算得知：600MW工況額定溫度、額定壓力下的過熱蒸汽動能是300MW的3.53倍；在剝落、堆積的氧化皮顆粒大小、重量相同的情況下，機組負荷（過熱蒸汽壓力）越高，管內(nèi)氧化皮更容易被攜帶走。

3 治理方法

從國內(nèi)超（超）臨界機組鍋爐運行結(jié)果看，正常情況下奧氏體不銹鋼( TP347H、TP347HFG)高溫受熱面管材運行25000-30000小時會出現(xiàn)氧化皮剝落的高發(fā)期，馬氏體耐熱鋼(T23、T91)高溫受熱面管材運行50000-60000小時會出現(xiàn)氧化皮剝落的高發(fā)期。目前治理方法只要有逢停必檢、割管清理；管材升級——局部或整體換管；化學清洗；化學清洗及局部換管相結(jié)合的方法。

3.1 逢停必檢、割管清理

利用每次停機機會進行檢測、清理，在一定程度上可以降低堵管風險，但對停機時間有要求，增加了檢修時間。雖然每次清理費用看似不高，但不可靠，不安全；仍存在機組經(jīng)停運檢測、清理再啟動運行時爆管的風險。該廠7次爆管中有6次就是這類情況。

3.2 管材升級——局部或整體換管

管材選擇恰當，幾年內(nèi)可避免氧化皮問題出現(xiàn)，但更換后的新管，表面沒有“富鉻層”的保護，氧化皮的生長速度會較快。從目前運用情況看，除噴丸管和HR3C外，其它管材運行幾年后仍然面臨氧化皮脫落風險。相對較安全，但不經(jīng)濟，費用較高。據(jù)了解，將一臺爐末級過熱器管材全部更換需4000萬元左右。

3.3 化學清洗

化學清洗只清除管內(nèi)外層容易脫落的氧化皮，保留與金屬基體緊密接觸的“富鉻層”，可大大減緩氧化皮生長速度。但面臨著技術(shù)難度大，廢液量大，清洗過程控制不當容易出現(xiàn)腐蝕等問題。清洗方案得當，在清洗后數(shù)年內(nèi)安全；相對換管也比較經(jīng)濟一些，一臺爐末級過熱器、再熱器化學清洗需700萬元左右。

DL/T438-2016火力發(fā)電廠金屬技術(shù)監(jiān)督規(guī)程第9.3.18a）中規(guī)定：T23T91等馬氏體耐熱鋼管材老化達到5級（按DL/T884執(zhí)行老化評級），奧氏體不銹鋼管材老化達4級（按DL/T1422執(zhí)行老化評級）需進行材質(zhì)評定和壽命評估，文中例舉電廠T91和TP347H管材老化級別為2級，從管材壽命及投資費用角度考慮，目前不建議采用整體換管方式，而采用化學清洗方法進行治理既經(jīng)濟又安全。

4 結(jié)束語

氧化皮問題是超（超）臨界機組普遍存在和共同面對的一個“世界性”難題，目前電力企業(yè)機組負荷率低、機組利用小時數(shù)低又增加了日常防范的難度。日常除做好如嚴禁停機后快速冷卻，嚴禁超溫運行，嚴禁在汽、水品質(zhì)不達標的情況繼續(xù)運行等影響鍋爐壽命的基本要求外，還需從控制溫度變化率、慎用減溫水、進行燃燒調(diào)整等方面來進行調(diào)整和預防；同時加強與電網(wǎng)調(diào)度部門的溝通，爭取機組啟動初期能高負荷連續(xù)穩(wěn)定運行；形成廠網(wǎng)共防機制。以減緩氧化皮生成，防止氧化皮集中剝落堵塞管道造成爆管和沖蝕汽輪機葉片。

對于治理方法，需根據(jù)機組運行小時數(shù)、氧化皮的嚴重程度和高溫受熱面管老化程度進行選擇。氧化皮量少且只是局部有時，則建議采取割管清理的方法；氧化皮已較嚴重，但高溫受熱面管老化只有3級以下，結(jié)合發(fā)電企業(yè)利潤，兼顧安全和成本，建議采用化學清洗方法；如氧化皮較嚴重，且高溫受熱面管老化已達4-5級，結(jié)合管材材質(zhì)評定和壽命評估，則采用換管方式。

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