某300MW发电公司1号机组末级再热器泄漏分析

某300MW发电公司1号机组末级再热器泄漏分析

杨文涛张超张琦聂海军

(华电电力科学研究院有限公司浙江杭州310030)

一、事件经过

2018年2月25日14时检查发现#1锅炉四管泄漏装置11点超标报警，外部检查未见异常，怀疑#1锅炉存在泄漏，申请省调#1机组进行机组受热面检查工作，工期3日。在进行锅炉“防磨防爆”检查中发现末级再热器炉右侧向左侧数第20屏，下弯头迎火面外圈向内数第1根防磨瓦变形严重，拆除防磨瓦发现末再管道弯头存在纵向裂纹。

二、检查情况

1、基本概况

1号锅炉末级再热器横向节距228mm，纵向节距114mm，共60排管子，每一排有7根管子。规格Φ63×4mm，材质SA335-T91。

锅炉水平烟道及后竖井的对流受热面区域设置了42只长伸缩式吹灰器。锅炉本体吹灰汽源：取自后屏过热器后过热蒸汽，经减压至2.5～3.0MPa；在吹灰器阀门前压力控制在1.0～1.5MPa，蒸汽温度520℃。

末级再热器管排与悬吊管之间炉左炉右各安装一台长吹，吹灰器总长7.65m，长吹进到位时，枪管伸进炉膛7m。

2、现场检查情况

（1）管子泄漏情况

停炉冷却后检查发现，末级再热器管道弯头防磨瓦垂直向上部分面向吹灰器侧变平，见图1，防磨瓦内有与再热器管子接触后的压痕，见图2。

图1防磨瓦外部

图2防磨瓦内部

进入炉膛检查，发现末级再热器管从炉左数第20排最外圈弯管发生泄漏，泄漏位置为弯管背弧面。弯管背弧面有明显机械撞击痕迹，撞击处呈小平面，小平面中心产生裂纹，蒸汽从小平面裂纹处泄漏，现场测厚减薄不明显（3.5mm），见图3。

对60屏再热器最外圈管进行检查，无磨损痕迹，从炉左开始第4~23根管的防磨瓦及防磨瓦内均存在撞击痕迹，对以上管段进行测厚，减薄不明显，对以上管段撞击处进行渗透探伤，第17、23根发现裂纹。

图3第20根管段泄漏处

图4另外两个弯管裂纹

（2）吹灰器运行情况

吹灰器枪管进到位时，横向距离再热器管排约500mm，末级再热器位置吹灰器运行时，吹灰器时母管压力控制值为为1.5MPa,此处吹灰器吹灰制度为一天一次。

三、原因分析

1、本次对末再管道进行外观检查无胀粗过热现象，初步排除此次泄漏因过热导致，待金相检测报告进一步确认。

2、末级再热器下弯头防磨瓦外观检查无明显减薄，可排除烟气流或吹灰器吹损情况所致造的泄漏。

3、该处再热器弯头从锅炉投运至今未进行过更换。从裂纹外状和后续发现两处纵向裂纹可初步推断为弯管在生产过程中存在隐性裂纹，机械碰撞导致隐性裂纹扩大发生泄漏。

4、第17、23根管段裂纹产生机理与20根管段相同。

5、吹灰器与再热器管子防磨瓦撞击原因：初步判断是吹灰器进入炉膛吹灰时时，当吹灰蒸汽喷出碰到再热器管屏，使管屏受冲击开始晃动，晃动的管屏与进入炉膛枪管产生撞击。

四、暴露的主要问题

防磨防爆检查不到位，经与吹灰器维护人员交流，此处撞痕在2015年已经发现，未能引起相关人员足够重视，从而引发此次泄漏事件。

五、处理及防范措施

1、去除末级再热器60屏最外圈管段弯头处有撞痕防磨瓦，对防磨瓦内弯管进行渗透检查。

2、对第17、20、23根产生裂纹管段进行更换，共产生新增焊口6道，严格按照焊接工艺焊接热处理后进行100%探伤。

3、更换末级再热器60屏最外圈管段弯头处有撞痕防磨瓦。

4、将泄漏管样寄往院本部材料部进行实验室分析（金相和力学性能），验证泄漏原因。

5、控制吹灰器吹灰频次，控制吹灰器行程。为防止吹灰器与末再弯头碰撞，#1炉R5吹灰器行程缩短1.5米。加强锅炉受热面吹灰管理，根据锅炉工况确定合理的吹灰周期，吹灰过程中加强就地监视，结束后应对吹灰器进行就地检查。

6、检查两台锅炉运行时，此区域长伸缩吹灰器运行时，提升阀后压力是否符合要求。

7、将两台炉此区域管道防磨瓦，管道检查列为重点检查项目。对此部位末再管路建立定期检查制度，同时在#2机组停运时对同部位进行全面检查。

8、锅炉启、停过程中严格执行启、停曲线，控制锅炉参数和各受热面的管壁温度不超温。

9、严格执行设备巡回检查制度，当发现锅炉承压部件有异常声音，应及时查明确证。若有泄漏应按《集控运行规程》规定进行相应处理。

10、加强锅炉防磨防爆工作管理，利用一切停机停炉机会，做到逢停必查，防患于未然，做好“四管”的监督检查和防磨措施的执行。制定检查责任人、明确检查验收标准、落实奖惩办法，以防止锅炉泄漏造成机组非停。