(山西漳山发电有限责任公司山西长治046021)
摘要：某电厂#2锅炉低氮改造后发生水冷壁泄漏事故，锅炉低氮燃烧器改造后，炉膛温度及燃烧工况发生改变，同时该电厂燃煤硫份波动较大，为充分分析引起锅炉泄漏的原因，该电厂进行了大量数据采集及分析，为全国类似机组泄漏事故提供了技术基础。
关键词：锅炉；泄漏；水冷壁
一、设备概况
某电厂#2锅炉(WGZ1045/17.5-1型)是由武汉锅炉股份有限公司生产的单炉膛，平衡通风，尾部双烟井布置，一次再热的亚临界自然循环汽包炉。炉膛宽13.26m，深12.652m，炉顶管中心标高60.5m，水冷壁采用膜式结构，由Φ60.3*7.5mm/SA210-C光管和内螺纹管与宽度6mm鳍片组焊制成，前后墙斜坡布置有170根水冷壁管、前后墙布置有148根水冷壁管、左右侧墙布置有140根水冷壁管。采用四角切圆燃烧方式，为稳定燃烧在主燃区水冷壁敷设有适量卫燃带。
该机组于2004年10月投入商业运行，2013年7月完成低氮燃烧器改造；2014年12月处理水冷壁孔洞鳍片管裂纹更换超标管268根；2015年11月水冷壁管进行化学取样分析时未见异常；2016年10月C级检修期间完成低氮燃烧器优化改造，期间检查水冷壁管状况良好。2017年5月C级检修时检查发现主燃区上方和下方水冷壁存在不同程度高温腐蚀现象，更换壁厚减薄超标管541根（δmin=3.5mm）：其中主燃烧区上方351根、主燃烧区下方190根（见图1）。
图12017年机组C修水冷壁换管情况
二、事件经过
2018年04月03日16时12分，#2机组负荷255MW，主汽温度545℃/压力15.58MPa，炉膛负压由-120Pa突升至+330Pa后又快速降至-900Pa，汽包水位快速下降至-410mm，并触发汽包水位低Ⅲ值锅炉主保护（-300mm），炉管泄漏监测装置#1→#7测点发泄漏报警，锅炉灭火（见图2）。同时给水流量与蒸汽流量偏差突增至182t/h，末级再热器前烟气温度由698℃降至309℃（见图3），机组快速降负荷至9.0MW查找原因。17时30分，生技部锅炉专业就地确认#2锅炉前墙水冷壁发生泄漏，汇报相关领导并经省调同意后，17时46分#2机组解列进入检修状态。
图2#2锅炉水冷壁泄漏汽包水位主保护动作SIS曲线
图3#2锅炉主给水、主蒸汽及末再入口烟温SISI曲线
三、检查情况
4月4日0点30分，经防磨防爆小组检查确认，#2锅炉前墙水冷壁标高18.2m处，从左至右第80根炉管（80#）发生爆管，爆口尺寸48×148mm、爆口边缘呈尖锐减薄状（δmin=1.9mm）、爆口内部无明显垢样沉积及氧化产物堆积、爆口内外壁无纵向及环向裂纹、爆口管段涨粗不明显（见图4、图5），局部残留腐蚀类产物。
图4#80爆口管段宏观形貌图5#80爆口管段剖面图示
检查漏点两侧8根炉管，表面不圆度明显，壁厚明显减薄，最小壁厚约1.9mm。后扩大范围检查，对漏点两侧71根炉管进行测厚，发现有30根炉管壁厚小于3.0mm，51根炉管壁厚小于5.30mm，该区域炉管壁厚整体减薄超标严重（见图6）。
图6#80爆口管段区域炉管壁厚减薄明显
在对燃烧器区域水冷壁全面检查时发现，该区域有大面积管子表面呈黄褐色或蓝黑色，表层疏松，存在明显分层剥落现象，经测厚检查管壁最低厚度达到2.2mm（见图7、图8）。
图7炉管管壁测厚图8主燃烧区炉管表面形貌
4月11日，#2炉泄漏的水冷壁管及附近管样送电力公司锅炉压力容器检验中心进行了鉴定，鉴定结果显示该炉管化学成分满足ASMESA-210标准要求，机械性能除#89试样向火面一个抗拉强度值低于ASMESA210标准要求外，其它的性能指标均满足ASMESA210的标准要求。金相分析显示爆管和相邻管样的金相组织正常，无明显球化，管子运行中无长期超温现象。硬度分析该炉管硬度值满足ASMESA210的标准要求。对泄漏管样附近的第#89管样进行能谱分析显示，管样外壁腐蚀产物主要含有Fe、O、S、Si元素，含有少量Zn、Ca、Mn、Ti等元素。腐蚀产物外层的含S量在2.76-5.73%之间，内层的含S量在10.10-11.99%之间,内层含S量要明显高于外层含S量，如图16～图19所示。
图16#89管外壁腐蚀产物外层能谱分析取点位置
图17#89管外壁腐蚀产物外层能谱分析结果
图18#89管外壁腐蚀产物内层能谱分析取点位置
图19#89管外壁腐蚀产物内层能谱分析结果
四、原因分析
1、水冷壁高温腐蚀，管壁减薄是本次泄漏的主要原因。
该处水冷壁在2017年6月份检修时进行了测厚检查，厚度为6.2mm,本次泄漏后对该处水冷壁再次进行壁厚检查，最薄处厚度为1.9mm，减薄超标明显，强度下降，直接导致了水冷壁管的泄漏。结合电力公司锅炉压力容器检验中心的鉴定报告，及现场对水冷壁管状况的宏观检查以及历次检修记录，可以确定高温腐蚀导致管壁减薄是本次泄漏的主要原因。
2、产生高温腐蚀的的主要原因：随着环保指标的日趋严格，火电机组均在进行超低排放及低氮燃烧器改造，而超低排放和低氮燃烧器改造后，受调整手段有限及经验不足等因素影响，很难避免水冷壁高温腐蚀情况的发生。某电厂超低排放改造后，脱硫能力大大提高，为节省燃料成本，大量掺烧高硫煤，入炉煤硫份从2016年的1.68%提升至2017年3.19%，在长期燃用高硫煤和低氮分级燃烧，主燃区还原性气氛比较浓的共同作用下，加剧了水冷壁高温腐蚀，是导致本次泄漏的重要原因之一。
3、其它因素的影响：在严峻的电煤市场情况下，某电厂长期大力度掺烧低热值高灰分劣质煤以降低生产经营成本，同时机组在跟踪ACE模式下，负荷摆动大幅波动，导致炉内燃烧工况复杂多变，炉管工作环境恶劣，腐蚀、磨损、冲刷现象加剧，加快了炉管壁厚减薄速率，防磨防爆小组对此预估不足，未能采取有效措施，也是导致本次泄漏的重要原因之一。
五、暴露问题
1、专业人员对#2炉低氮燃烧器改造后水冷壁高温腐蚀情况认识不足，重视不够，采取的预防措施不够充分，导致水冷壁管泄漏，暴露出防磨防爆的技术管理仍有薄弱之处。
2、低NOx燃烧器改造后，锅炉燃烧工况发生较大变化，出现较明显的高温腐蚀现象，暴露出运行人员调整经验不足，需要吸取教训，摸索经验，加大燃烧调整的培训力度。
3、均匀入炉煤热值、硫分和灰分，进一步在掺烧均匀性上下功夫，力争达到三者的最优结合。
4、防磨防爆人员排查设备隐患的深度不够，对水冷壁管高温腐蚀速率预估不足，导致机组在运行278天后因壁厚减薄过快导致泄漏，需认真总结教训，调研防止高温腐蚀的新工艺、新方法、新技术、新材料，以确保机组的长周期运行。
六、防范措施
1、更换泄漏水冷壁管段，对冷灰斗至SOFA风区域水冷壁管进行全面检查，逐段测厚，对壁厚小于5.66mm水冷壁管全部进行更换。
2、利用检修机会进行动力场试验，调整燃烧器切圆角度，优化配风结构，提升切圆刚性并减少火焰刷墙。
3、优化一次风风速调整，加装一次风风粉在线精确测量系统，便于机组运行中实施精确调整控制。
4、拆除现有炉膛卫燃带，降低炉膛区域热负荷并减少炉墙挂焦。
5、综合降低发电成本和保证机组安全运行两方面的因素，优化燃煤掺烧方式，确保机组的安全经济运行。
6、通过进一步改造提高煤粉的均匀性和细度，减少因火焰拖长导致的未燃尽煤粉的结焦和对水冷壁冲刷。
7、调研防止高温腐蚀的新工艺、新方法、新技术、新材料，提高水冷壁抗冲刷磨损及高温腐蚀的能力。
8、加强对专业技术人员的培训，加大防磨防爆检查力度，提升防磨防爆的管理水平，坚持逢停必查，发现问题及时处理。
参考文献：
【1】郭金龙.火电机组选择性催化还原脱硝喷氨的优化控制[D].北京：华北电力大学，2011.
【2】卢伟辉，和识之，廖勇进等.广东省燃煤机组环保设备故障分析及优化措施[J]广东电力，2016，29（11）:42-46.