广州发展电力集团有限公司 任彬

超临界机组锅炉高温受热面管内氧化皮防治措施探讨

广州发展电力集团有限公司 任彬

本文通过分析超临界机组锅炉高温受热面管，因氧化皮堵塞管道引起超温爆管的原因，制定有效防范措施，并结合实际情况提出了不同的治理方法建议，以探讨氧化皮防治措施和办法，减少投入的同时降低氧化皮带来的风险。

超临界机组锅炉；管内氧化皮；原因分析；防范措施

0 引言

早期的超（超）临界机组锅炉高温受热面管材主要有T23、T91、TP347H、TP347HFG及Super304H，或多或少都受到管内氧化皮生成和剥落的困扰。广东佛山某电厂600MW超临界机组就因氧化皮集中剥落堵塞管道，造成管道短期超温爆管数次。该厂末级过热器管屏共82屏，每屏有12圈“W”形管子。入口段（冷段）管子的材质为T23和T91，出口段（热段）管子的材质为T91和TP347H，其中TP347H材质的管子，仅布置在每屏末级过热器热段的最外第1、2、3、4、6根管子的出口端竖直段部分，管道规格为Φ38×7。该厂两台机组分别是2011年6月和10月投产，至今已发生7次因氧化皮集中剥落导致爆管的事件，机组投产至今末级过热器爆管情况统计见表1。

1 原因分析

1.1 氧化皮的生成、剥落机理

水蒸汽在高温下分解成氢气和氧气，受热面管在高温水蒸汽中发生氧化，当水蒸气温度在某一温度以上时，有较强的氧化性。本超临界机组过热蒸汽、再热蒸汽额定温度为571℃，由于高温蒸汽对钢材的氧化作用，过热器、再热器内壁氧化皮的生成、生长是不可避免的；且氧化皮均经历生成、长大、剥落、再生成等过程。

氧化皮的剥落与管材材质、氧化皮的厚度、温度变化率及其温度变化所引起的应力变化，氧化皮的组成等因素有关。T23T91材质管道内壁剥落平均厚度为0.21mm左右，TP347H材质管道内壁剥落平均厚度为0.092mm左右。

1.2 爆管部位分析

爆管部位均是末级过热器出口端竖直管段下弯头，且竖直管段均有TP347H材质管段。进行多次氧化皮外观判断及成分检测显示大部分氧化皮由TP347H材质管道生成、剥落，与T23、T91、TP347H管材氧化皮的生成、剥落机理一致。

1.3 汽温及过热器、再热器管壁超温

经查机组投产以来历史曲线及主、再热蒸汽超温记录，主蒸汽在一次机组RB动作后出现过持续2分16秒的超温情况（超过额定值571℃），最高瞬时值为584.169℃，而此次管壁最高温度为589.1℃。除本次主汽温超温外，没有再发生过主、再热蒸汽超温现象。

表1 机组投产至今末级过热器爆管情况统计

经查机组投产以来历史曲线及过热器、再热器管壁超温记录，过热器、再热器管壁最高为590℃左右（每次爆管前的短期管壁温值除外），考虑到大罩内管壁温度测点值与炉内管壁实际温度有30-50℃的差值，炉内管壁温度最高为620-640℃。未超过管材许用温度。

由此可以看出不存在主、再热蒸汽及过热器、再热器管壁长期超温现象，这方面的因素可以排除。

1.4 减温水的使用

由于I级减温器前蒸汽温度控制得较高，过热器减温水调节品质不良及负荷波动大等原因，存在大流量使用减温水的现象，有时甚至超过100t/h。减温水的过量使用加速了管内壁氧化皮的生成和剥落。

1.5 吹管方式

基建时吹管采取将分离器压力稳压在5.0-6.0Mpa，对过热器、主蒸汽管道进行吹管，即为稳压吹管，不是变压吹管。吹管方式得当，这方面的因素可以排外。

1.6 汽化品质

追溯以往汽化品质检验、化验结果，汽化品质均达标运行，这方面的因素也可以排外。

1.7 保养方式

该厂两台机组早期是采用加联氨后余热烘干，近期直接采用余热烘干法。两台机组脱硫吸收塔前没有安装GGH，机组停运初期吸收塔内液位仍较高，从防止潮湿、酸性气体反流至引风机、除尘器等方面考虑，2013年7月18日第一爆管前的停炉均没有及时停运引风机，而是长时间小开度让引风机一直运行着，对锅炉进行了强制冷却，对锅炉受热面管寿命造成了致命伤害。这也是机组投产两年就出现因氧化皮剥落造成爆管的主要原因。

2 防范措施

2.1 锅炉启动过程控制

启动过程中需严格做好温度、压力变化率控制工作。

2.1.1 用油枪点火，避免等离子燃烧器点火，冲击太大。机组冷态启动过程中，起压前，炉水温升率（分离器疏水温度）≤1.0℃/min；起压后至并网前（主汽压≥0.5MPa），主蒸汽温升率≤1.0℃/min；投初台磨时（15分钟以内），力求主蒸汽温升率≤2.0℃/min；并网后（并网初期10分钟内≤2.5℃/min），主蒸汽温升率≤1.0℃/min。

2.1.2 升温、升压过程中，用锅炉燃烧率的增加与汽机旁路开度相配合来进行汽压、汽温的控制，防止再热器干烧。汽机旁路配合控制汽压升速率，尽可能地保持旁路在较大开度，热态冲洗前，主汽压升压速度≤0.05MPa/min。热态冲洗至机组并网后，过、再热蒸汽升压速度≤0.1MPa/min。

2.1.3 机组负荷低于150 MW，不投减温水；负荷高于150MW，如需投减温水须谨慎，减温水调门开度要手动微调，平稳调节，避免减温器后汽温突变，防止减温器后蒸汽进入饱和状态。

2.1.4 汽机冲转前，汽机高、低旁路维持较大开度，利于汽水系统固体颗粒、氧化皮等杂质冲洗；化验汽、水品质合格后，才允许汽机冲转。

2.2 锅炉稳定运行过程控制

2.2.1 锅炉正常稳定运行过程中，控制主、再热蒸汽温度变化率≤1.0℃/min。

2.2.2 加强受热面的热偏差监视和调整，防止受热面超温运行。锅炉运行中尽力控制炉左右侧I级减温器前主蒸汽温度偏差≤20℃，炉左右侧过热器出口主蒸汽温度及炉左右侧再热器出口温度偏差≤10℃。且需按照温度高点控制蒸汽温度，发现异常及时调整、处理。

2.2.3 机组正常运行时，末过、高再金属管壁温度≤595℃为限，主、再蒸汽汽温≤571℃为限；运行中严格控制过热器出口蒸汽温度和受热面管壁温度。为减缓氧化皮的生成，严格控制末级过热器和高温再热器金属管壁温度≤595℃，在此基础上，尽量提高主蒸汽和再热蒸汽温度，以保证机组经济性，但不允许超过额定值。主、再蒸汽温度的控制服从管壁温度，如发现末级过热器管壁温度超过595℃，经调整风量、二次风门及进行及蒸汽吹灰后无效，需适当降低中间点温度运行，或将主汽温再适当降低。

2.2.4 机组正常运行中，采用中间点温度来控制主汽温，减小减温水用量，不允许出现减温水用量大而中间点温度在正偏置的情况。使用减温水，操作须平稳，避免大幅开启或关小减温水导致过热器、再热器管壁温度剧降引起氧化皮脱落。过热器或再热器减温水总量不得超过蒸汽流量的5%，任何工况下减温后蒸汽温度应比其对应压力下的饱和温度高20℃以上。减温水调整安排专人负责。

2.2.5 机组并网后进行7天的降温运行，炉侧主汽温控制在540℃以内。

2.3 锅炉停炉过程控制

2.3.1 机组正常停机采用滑停方式，控制蒸汽温度下降速率≤1.0℃/min，严格控制降负荷过程中的末级过热器管壁金属温度温降速率。

2.3.2 滑停过程汽温控制以降低燃料为主要手段，减温水的使用要适当，（整个滑停过程中过热器或再热器减温水总量不得超过蒸汽流量的5%），避免减温器后汽温突变，防止减温器后蒸汽进入饱和状态；减温后蒸汽温度应比其对应压力下的饱和温度高30℃以上。

2.3.3 机组停运后，保持送、引风机运行5-10分钟后停止运行（炉内管道有泄漏时适当增加时间，以抽出泄漏蒸汽），关闭锅炉及烟道所有风门挡板进行闷炉72小时左右（具体时间以末级过热器和末级再热器金属管壁温度≤200℃为准）；闷炉结束后，开启风烟系统风门、挡板进行自然通风冷却。末级过热器和末级再热器金属管壁温度≤180℃可以启动风机小开度进行通风冷却。焖炉过程中禁止进行给水冷却。

2.3.4 汽机破坏真空前应确认高旁关闭、再热器减温水隔绝，通过开启低旁及机侧再热器管道疏水对再热器系统抽真空至再热汽压为负。然后隔绝机、炉两侧再热蒸汽系统。机组停运一次汽水系统后按运行规程进行热炉放水，开启相应系统的所有放水阀、疏水阀及排空气阀。现场确认炉水已放尽，系统内余汽已排尽后方可关闭炉侧所有放水阀、疏水阀及排空气阀，并确认机侧主、再热蒸汽管道疏水阀关闭。

2.3.5 机组事故停机具体操作需按运行规程执行。分离器出口压力＜4Mpa后的过程温度变化率控制参照滑停方式的过程温度变化率控制。

2.4 加强联络，形成厂网共防机制

加强与调度相关部门的沟通、协调，客观反映事实，为确保机组及电网的安全运行，争取机组启动初期高负荷连续稳定运行。双机运行时，应尽可能通过调整两台机组的负荷，优先让刚并网的机组带更高的负荷（500MW以上），甚至是满负荷；以提高蒸汽携带氧化皮的能力，减少氧化皮堆积在下弯头堵塞管道造成超温爆管的风险。

以该厂机组600MW和300MW两个典型工况为例，600MW时过热蒸汽压力为25.4Mpa，温度571℃，流速14.07m/s；300MW时过热蒸汽压力为15.6Mpa，温度571℃，流速9.85m/s；

经计算得知：600MW工况额定温度、额定压力下的过热蒸汽动能是300MW的3.53倍；在剥落、堆积的氧化皮颗粒大小、重量相同的情况下，机组负荷（过热蒸汽压力）越高，管内氧化皮更容易被携带走。

3 治理方法

从国内超（超）临界机组锅炉运行结果看，正常情况下奥氏体不锈钢( TP347H、TP347HFG)高温受热面管材运行25000-30000小时会出现氧化皮剥落的高发期，马氏体耐热钢(T23、T91)高温受热面管材运行50000-60000小时会出现氧化皮剥落的高发期。目前治理方法只要有逢停必检、割管清理；管材升级——局部或整体换管；化学清洗；化学清洗及局部换管相结合的方法。

3.1 逢停必检、割管清理

利用每次停机机会进行检测、清理，在一定程度上可以降低堵管风险，但对停机时间有要求，增加了检修时间。虽然每次清理费用看似不高，但不可靠，不安全；仍存在机组经停运检测、清理再启动运行时爆管的风险。该厂7次爆管中有6次就是这类情况。

3.2 管材升级——局部或整体换管

管材选择恰当，几年内可避免氧化皮问题出现，但更换后的新管，表面没有“富铬层”的保护，氧化皮的生长速度会较快。从目前运用情况看，除喷丸管和HR3C外，其它管材运行几年后仍然面临氧化皮脱落风险。相对较安全，但不经济，费用较高。据了解，将一台炉末级过热器管材全部更换需4000万元左右。

3.3 化学清洗

化学清洗只清除管内外层容易脱落的氧化皮，保留与金属基体紧密接触的“富铬层”，可大大减缓氧化皮生长速度。但面临着技术难度大，废液量大，清洗过程控制不当容易出现腐蚀等问题。清洗方案得当，在清洗后数年内安全；相对换管也比较经济一些，一台炉末级过热器、再热器化学清洗需700万元左右。

DL/T438-2016火力发电厂金属技术监督规程第9.3.18a）中规定：T23T91等马氏体耐热钢管材老化达到5级（按DL/T884执行老化评级），奥氏体不锈钢管材老化达4级（按DL/T1422执行老化评级）需进行材质评定和寿命评估，文中例举电厂T91和TP347H管材老化级别为2级，从管材寿命及投资费用角度考虑，目前不建议采用整体换管方式，而采用化学清洗方法进行治理既经济又安全。

4 结束语

氧化皮问题是超（超）临界机组普遍存在和共同面对的一个“世界性”难题，目前电力企业机组负荷率低、机组利用小时数低又增加了日常防范的难度。日常除做好如严禁停机后快速冷却，严禁超温运行，严禁在汽、水品质不达标的情况继续运行等影响锅炉寿命的基本要求外，还需从控制温度变化率、慎用减温水、进行燃烧调整等方面来进行调整和预防；同时加强与电网调度部门的沟通，争取机组启动初期能高负荷连续稳定运行；形成厂网共防机制。以减缓氧化皮生成，防止氧化皮集中剥落堵塞管道造成爆管和冲蚀汽轮机叶片。

对于治理方法，需根据机组运行小时数、氧化皮的严重程度和高温受热面管老化程度进行选择。氧化皮量少且只是局部有时，则建议采取割管清理的方法；氧化皮已较严重，但高温受热面管老化只有3级以下，结合发电企业利润，兼顾安全和成本，建议采用化学清洗方法；如氧化皮较严重，且高温受热面管老化已达4-5级，结合管材材质评定和寿命评估，则采用换管方式。

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