煤電機組深度調峰對鍋爐受熱面管的影響

常 偉,徐 賢,魏 然,王 斌,于佳宇,馬 彪

(國家能源集團科學技術研究院有限公司銀川分公司，寧夏 銀川 750000)

燃煤發電是我國目前最主要的發電方式[1]，煤電機組是發電企業中重要的機組設備之一，同時也是實現能量轉換和轉移的主要設備，其運行狀況的優劣會直接影響整個發電站系統的運行穩定性。大型發電站當中，煤電機組不但體積龐大，結構復雜，而且對于發電材料的消耗量巨大[2]。

在碳達峰碳中和的背景下，對現存煤電機組實施“三改聯動”（即節能降耗改造、供熱改造、靈活性改造），改造電力系統調節能力，可有效滿足系統調峰需求，促進更大規模新能源消納，是新時期煤電機組實現高質量轉型發展的必然要求[3]。但是靈活性深度調峰過程中會增大鍋爐受熱面管的壁溫變化，嚴重損傷機組性能，增加煤電企業的運行成本[4]。

受熱面管是煤電機組當中十分重要的承壓部件，并且長期處于惡劣的工作環境當中。水冷壁、過熱器、再熱器以及省煤器是煤電機組受熱面的主要組成部分[5]。鍋爐受熱面不僅受外部煙氣及腐蝕性沉積物的威脅，服役過程中還需要承受自重、晃動、內部介質壓力等原因產生的應力，由此導致的鍋爐爆管事故屢見不鮮，嚴重影響煤電機組的安全運行[1]。因此，研究煤電機組深度調峰對受熱面管的影響具有重要的意義。

2.1 研究對象

本文以西部地區某省34臺參與深度調峰煤電機組為研究對象，機組規模分布情況如表1所示。

表1 機組單機規模分布情況Tab.1 Capacity of coal-fired units

為了分析深度調峰對機組受熱管面的影響，以其中具有代表性的4臺機組為例，探討水冷壁管熱疲勞開裂、過熱器管長時超溫過熱、氧化皮脫落堆集堵管及尾部煙道的磨損減薄等受熱面管失效四種類型。

2.2 試驗儀器及標準

本文以具有代表性的4臺機組為例，通過對失效爐管使用宏觀檢查、金相組織分析等手段探究其具體失效原因，并提出相應建議，對參與調峰機組的穩定運行具有指導意義。

金相分析采用德國蔡司公司生產的AxioObser ver.Zlm型倒置式金相顯微鏡。材質12Cr1MoVG金相組織分析按照標準《火電廠用12Cr1MoV鋼珠光體球化評級標準》（DL/T 773-2016）；
材質SA-213 T91金相組織分析按照標準《火力發電廠用10Cr9 Mo1VNbN鋼顯微組織老化評定》（DL/T 2219-2021）；
材質TP347H金相組織分析按照標準《18 Cr-8Ni系列奧氏體不銹鋼鍋爐管顯微組織老化評級標準》（DL/T1422-2015）。

2.3 分析實例

2.3.1 水冷壁管熱疲勞

某660 MW超超臨界燃煤機組（主蒸汽參數壓力為28.25 MPa，溫度為605℃）水冷壁管材質為12Cr1MoVG、規格Φ28.6×6.4 MWT，運行過程中右墻水冷壁最上層燃盡風與中間混合集箱（標高50 m～51 m）之間發生泄漏，機組累計運行27 311 h。

2.3.2 過熱器管長時超溫導致的過熱爆管

某660 MW超臨界燃煤機組（主蒸汽參數壓力為25.4 MPa，溫度為571℃）高溫過熱器管材質為SA213 T91，規格為Φ38.1×7.0 mm，深度調峰下限為30%，在機組調峰過程中高溫過熱器管發生泄漏造成停爐。

2.3.3 過熱器管超溫導致的氧化皮脫落

某350 MW超臨界燃煤機組（主蒸汽參數壓力為25.4 MPa，溫度為571℃）高溫過熱器管材質為SA-213 T91/TP347H，規格為Φ45×7 mm，深度調峰下限為34%，在機組啟動過程中高溫過熱器管發生泄漏造成停爐。鍋爐啟動前對高溫過熱器管屏共進行氧化皮磁通量檢測3次，對氧化皮堆積量超過25%的管道進行割管清理，累計割管清理208根，其中單根檢出氧化皮重量最大為113 g。

2.3.4 尾部煙道的磨損減薄

某300 MW亞臨界燃煤機組（主蒸汽參數壓力為18.44 MPa，溫度為543℃）低溫再熱器管材質為20G，規格為Φ60×4 mm，深度調峰下限48%，機組低負荷運行期間低溫再熱器管發生泄漏造成停爐。

通過統計西部地區某省34臺煤電機組在參與深度調峰后一年時間內受熱面管運行狀況及失效情況，并與調峰前一年時間內受熱面管失效次數進行比較發現，調峰機組變負荷期間普遍存在受熱面管超溫、壁溫升降速率過快現象，受熱面管失效次數增多，如表2所示。34臺煤電機組中共有19臺機組出現受熱面管失效事故，占比55.9%，其中4臺機組水冷壁管熱疲勞開裂嚴重，5臺機組受熱面管發生長時超溫過熱爆管，6臺機組高溫受熱面管存在氧化皮脫落堆集過熱爆管，4臺機組尾部煙道受熱面管磨損減薄嚴重。

表2 34臺機組深度調峰前后(1年)內受熱面管失效次數Tab.2 Number of heating surface pipe failure before and after depth peak adjustment of 34 units(1 year)

熱疲勞主要出現在超超臨界機組垂直上升的水冷壁管上，超超臨界機組受熱面管都是小徑厚壁管，徑厚比小[6]，當水冷壁管金屬壁溫產生波動時，其影響遠大于亞臨界機組[7]；
由于過熱器區域煙氣溫度相對其他部位受熱面更高，導致過熱器管在機組快速升降負荷過程中壁溫變化更為敏感，容易造成超溫運行現象[8]；
氧化皮脫落現象集中出現在超臨界以及超超臨界這類高參數鍋爐中，高參數運行條件會使受熱面管內壁形成2至3層氧化皮，并且根據蒸汽側氧化反應原理及爐邊腐蝕機理，較高的溫度會導致受熱面管失效[9]；
磨損減薄導致的泄漏主要出現在尾部煙道煙氣擋板下部的受熱面區域，當機組進入深度調峰的低負荷狀態時，由于尾部煙道煙氣擋板開度差異較大，局部形成煙氣走廊，造成受熱面磨損減薄[10]。

3.1 水冷壁管的熱疲勞

當煤電機組進入深度調峰后，機組的啟停次數以及變負荷頻率和速率都遠高于調峰前。在鍋爐啟停及負荷快速變化時，水冷壁內部工質的參數波動幅度以及變化速率較大，導致水冷壁管向火側壁溫出現大幅度波動，并形成熱沖擊，使向火側管壁出現并承受交變熱應力，隨鍋爐運行，其循環次數不斷累加，向火側管壁形成多道平行且密集的由外向內擴展的裂紋，最終貫穿管壁導致泄漏[11-14]。

（1）宏觀檢查發現泄漏部位水冷壁向火側均存在多條密集的橫向裂紋，宏觀形貌如圖1所示；
將管子如圖2所示剖開，裂紋由外壁萌生并不斷向內擴展。

圖1 水冷壁管向火側裂紋宏觀形貌Fig.1 Macroscopic appearance of cracks on the fire side of the water-cooled wall tube

圖2 水冷壁向火側剖面形貌Fig.2 Profile of the water wall on the fire side

（2）水冷壁泄漏部位金相取樣結果顯示，金相組織為鐵素體+貝氏體，晶粒度8.5級，老化程度2.5級，介于輕度老化與中度老化之間，具體顯微組織形貌如圖3所示；
外壁存在多條橫向裂紋，裂紋從外壁向內壁穿晶擴展，且裂紋內部存在氧化物，裂紋尖端圓鈍，裂紋源區、管子外壁未見微裂紋及腐蝕坑，組織形貌見圖4所示。

圖3 水冷壁管顯微組織形貌Fig.3 Microstructure of water-cooled wall tube

圖4 向火側外壁裂紋形貌Fig.4 Morphology of cracks on the outer wall of the fire side

（3）將開裂部位沿裂紋切斷后使用掃描電鏡進行斷面分析，結果如圖5所示。從圖5可以看出，斷裂面外壁裂源是多源區開裂，裂源、中間擴展區存在大量疲勞條紋。

圖5 水冷壁管裂紋斷面的SEM形貌Fig.5 SEM morphology of the crack section of the water-cooled wall tube

查閱開裂區域水冷壁的壁溫變化，如圖6所示，當該機組于75%負荷以上運行時，該區域水冷壁壁溫上限550℃，下限500℃，壁溫變化約為1℃/min；
而當機組在50%負荷運行時，該區域水冷壁壁溫上限550℃，下限350℃，壁溫變化為5～11℃/min，遠超過鍋爐廠所要求的水冷壁金屬壁溫變化應不大于1.5℃/min的標準要求，溫度波動形成了交變熱應力，并隨機組運行而累積，最終導致疲勞裂紋出現。

3.2 過熱器管出現的超溫

根據魯鵬飛、王安平、牛旭恩、張緒輝等人[15-18]的研究，在煤電機組低負荷運行的過程中，由于給水量減小，水動力變差，受熱面的結構導致給水分布的均勻性也隨之降低，同時隨著鍋爐內部熱負荷的降低，熱負荷的分布偏差也就隨之增大，由此造成的熱偏差分布必然會造成受熱面的局部過熱；
同樣的問題也出現在機組響應調峰的過程中，為了滿足動態調峰的需求，煤電機組需要在機組運行過程中面對多頻次、多變化的負荷指令，導致鍋爐運行參數頻繁變化，受熱面內部工質參數的波動幅度及變化速率都比較大，導致受熱面金屬壁溫的控制和調整難度增大，很容易造成壁溫超溫現象。當煤電機組以此方式運行時，不僅會降低受熱面金屬材料的持久性能，也會加速受熱面內壁的氧化皮生成速率，大大降低了受熱面管的使用壽命。

3.2.1 超溫導致的長時過熱

如圖7所示，發生泄漏的高溫過熱器管整體變形嚴重、共有四處漏點，尺寸分別為漏點1：85×18 mm、漏點2：70×35 mm、漏點3：15×9 mm、漏點4：50×15 mm。其中漏點1、漏點3附近管壁光滑，壁厚減薄均勻，呈典型吹損形貌；
漏點2的一側爆口缺失、吹損嚴重，從剩余部分可觀察到其呈喇叭狀，邊緣呈刀刃。

圖7 泄漏管宏觀形貌Fig.7 Macroscopic appearance of leaking pipe

（1）觀察各漏點的宏觀形貌可以發現，漏點4外壁吹損嚴重，且內壁可見明顯的縱向裂紋，爆口處壁厚減薄不明顯，爆口為脆性斷面的開口狀,如圖8所示，呈典型長時過熱特征，判斷其為首漏點。

圖8 漏點4宏觀形貌Fig.8 Macroscopic appearance of leak point 4

（2）漏點4（即首漏口）附近金相取樣結果顯示，金相組織為回火馬氏體。僅殘留少量馬氏體痕跡，馬氏體板條位向嚴重分散，晶內、晶界處顆粒狀碳化物（第二相）尺寸明顯粗化，局部晶界處碳化物顯著長大，呈鏈狀分布，老化等級4.5級，內壁氧化皮厚度0.52 mm，組織形貌如圖9所示。

圖9 首漏口區域金相組織形貌Fig.9 Metallographic structure of the first leak region

泄漏管段及其附近金屬壁溫最高639℃，超壁溫限值27℃，累計時長108h，導致金相組織老化程度及蠕變速度加快，氧化皮生成速率加快，持久強度降低，力學性能下降，最終強度不足發生泄漏。

3.2.2 超溫導致的氧化皮脫落

煤電機組進入調峰低負荷狀態運行時，給水量降低，受熱面管內部的蒸汽流量也隨之降低，導致金屬壁溫上升，內壁生成多層氧化皮[19]，統計機組近3年高溫過熱器管屏（材質：T91）氧化皮厚度，如圖10所示，自2021年深度調峰以來，氧化皮厚度增加150%以上。因此對參與調峰的煤電機組而言，當機組運行參數波動時，受熱面金屬壁溫會隨之波動，由于氧化皮和受熱面管金屬基體的熱膨脹系數存在差異，當壁溫波動較大時便會造成氧化皮脫落堵管[20]。

圖10 機組近3年高溫過熱器管屏氧化皮厚度變化Fig.10 Changes in the thickness of the oxidized skin of the tube screen of the high-temperature superheater in past 3 years

對于奧氏體不銹鋼而言，其氧化皮多為雙層結構，即內層為Fe-(Ni)-Cr尖晶石，外層為柱狀晶粒結構的無鉻鐵磁礦(Fe3O4)。伴隨著不斷氧化，內外層氧化皮會在其界面不斷發展，繼而在內壁層界面間形成大量空洞，當氧化皮厚度生長至臨界尺寸時，氧化皮便會脫落[21-24]，造成堵管，進而導致受熱面出現短時或長時過熱引發的爆管。

泄漏部位距離T91/TP347H異種鋼焊縫50 mm，位于上部的T91側，爆口為喇叭狀，其邊緣呈刃狀，最薄處0.14 mm，爆口尺寸為72×55 mm，爆口區域管徑存在明顯脹粗，宏觀形貌如圖11所示。

圖11 爆口形貌及附近漲粗尺寸Fig.11 Morphology of the blast hole and the size of the nearby bulge

（1）宏觀檢查，泄漏管TP347H側管段內壁存在明顯氧化皮脫落痕跡，如圖12所示。下部彎頭割開后取出脫落的氧化皮總重量達到166 g，平均厚度達到0.3 mm。

圖12 泄漏管TP347H側內壁氧化皮Fig.12 The oxide scale on the inner wall of the leakage pipe TP347H

（2）爆口位置T91側金相取樣結果顯示，金相組織為回火馬氏體。僅殘留少量馬氏體痕跡，馬氏體板條位向嚴重分散，晶內、晶界處顆粒狀碳化物（第二相）尺寸明顯粗化，老化等級4級，組織形貌如圖13(a)所示；
距爆口下部150 mm處材質為SA-213 TP347H的管段金相取樣結果顯示，金相組織為奧氏體。晶內存在較多細小的第二相，晶界上有少量第二相，局部晶界上有粗化的第二相，老化等級2.5級，組織形貌如圖13(b)所示。

查閱泄漏前高溫過熱器入口蒸汽溫度曲線發現，暖機過程中氣溫8 min下降39℃，溫降速率達到4.8℃/min；
并網啟動2A磨煤機時，由于汽溫上升較快，投入減溫水（一級減溫水19.5 t/h，二級減溫水5.7 t/h），左側高過出口汽溫13 min下降42℃，溫降速率3.23℃/min。

查閱高溫過熱器管歷史運行參數顯示，該機組參與調峰后，6年當中高溫過熱器累計超溫1948次，累計超溫時間8 444.87 min，最高溫度為620.7℃，可以看出高溫過熱器管超溫情況較嚴重，頻繁的超溫導致其氧化皮生成速率較快。由于蒸汽側氧化皮(600℃時 9.1×10-6m/℃)與基體金屬（TP347H，600℃時18.9×10-6m/℃）及氧化皮各層氧化物間熱脹系數的差異，當管內壁氧化皮達到一定厚度后，在溫度發生變化，尤其是發生反復或劇烈變化時，氧化皮很容易從金屬基當中剝落[22]。當在下彎頭處堆積到一定厚度后將影響工質正常流通，便會引發管子超溫過熱。

3.3 發生于尾部煙道的磨損減薄

煤電機組在運行過程中，燃料的燃燒會產生大量的煙氣以及飛灰，當煙氣攜帶飛灰進入尾部煙道時必然會對尾部煙道的受熱面造成磨損，針對此類情況，一般采用在易磨損部位加裝防磨護瓦來保護相應的受熱面管[25-29]。

當機組深度調峰運行時，通常會出現低溫再溫器汽溫偏低的現象，為提高低溫再熱器汽溫，一般控制方式為增加低溫再熱器側煙氣擋板開度，通過提高低溫再熱器側煙氣流速增加換熱[30-32]。煙氣流速增加會導致煙氣走廊附近管子、管卡和卡托部位等易形成煙氣渦流的重點部位加速磨損。

低溫再熱器上數第二層，吹灰器區域下部管排水平段，爐左數第140排向下第2根，第141、142、143排向下第1、2、3根，懸吊管爐左數第71根泄漏，如圖14(a)所示，調峰前低溫再熱器檢查結果未發現磨損。低溫再熱器水平段從上往下3根管及彎頭部位均安裝防磨護瓦?，F場宏觀檢查發現，泄漏管段以及懸吊管管托處，從上向下數2～6根管子吹損嚴重，共計300余根，吹損部位均可見明顯的外物碰磨所造成的的痕跡，宏觀形貌如圖14(b)所示。

圖14 低溫再熱器泄漏部位宏觀形貌及懸吊管磨損形貌Fig.14 Macromorphology of the leakage part of the cryogenic reheater and wear morphology of low-temperature reheater suspension pipe

根據宏觀檢查結果，泄漏的低溫再熱器部位壁厚減薄明顯，附近未見蒸汽吹損痕跡，判斷機組運行期間受到煙氣吹掃，形成煙氣渦流導致管壁厚度減薄量不斷增加，最終剩余壁厚強度不足導致泄漏。

為避免尾部煙道磨損，檢修期間重點檢查靠兩側墻的煙氣走廊附近的1～5排以內的管子、穿墻管以及一些易形成煙氣渦流的重點部位，建議根據檢查結果及時進行調整，如加裝防磨瓦，消除防磨瓦安裝缺陷等，并通過磨損速率的計算，確定造成尾部煙道磨損的因子，采取相應的處理措施。

本文通過煤電機組中鍋爐受熱面管在深度調峰當前發電機組運行過程中存在調峰缺口較大的問題，而煤電機組占比較高，大多數的煤電機組在運行過程中承擔著供熱的任務，因此使得1000 MW、600 MW等級的大機組需要承擔深度調峰的任務。但由于煤電機組的熱力體系十分復雜，并且設備組成規模龐大，在深度調峰的過程中安全性問題也十分突出。對此，本文通過對西部地區某省34臺煤電機組鍋爐受熱面管在深度調峰過程中受到的影響及發生的變化進行深入研究，發現煤電機組深度調峰過程中普遍存在受熱面管超溫、壁溫大幅波動，進而造成水冷壁管熱疲勞開裂失效、過熱器管長時過熱和氧化皮脫落，以及尾部煙道受熱面管的磨損減薄，嚴重影響受熱面管的性能及壽命，危及整個煤電機組的安全和穩定運行。建議：

（1）開展穩燃試驗。各發電企業應根據設備自身和煤質情況，尋找適合電廠特點的方案，建議開展低負荷下鍋爐穩燃試驗，提升鍋爐穩燃能力，引入熱電解耦等方式，促進煤電機組運行靈活性的提升，達到30%以下的深度調峰能力，減輕深度調峰對受熱面管造成的影響。同是加強煤質化驗。煤電機組運行過程中，在加入煤質材料前對煤質進行化驗，根據煤電機組的負荷變化情況對上煤方式進行調整，以及煤樣的特征對不同媒質材料的配合比進行優化，確保煤電機組在進行深度調峰的過程中，能夠始終保持穩定燃燒狀態，進而通過降低煤質材料結焦速率的方式，降低受熱面管的溫度。

（2）鍋爐精細化管理。一是定期吹灰。長期運行過程中，需要對受熱面管進行定期吹灰處理，在鍋爐的受熱面管上增設吹灰裝置，每天定時對受熱面進行全面吹掃，以此確保受熱面管表面的清潔，避免大量灰渣的堆積造成受熱面管散熱受阻壁溫升高。二是燃燒優化。高溫受熱面管，應加強壁溫監測及統計分析，必要時增加壁溫測點，定期進行爐內、爐外宏觀檢查，結合割管取樣，跟蹤材質變化狀況。檢修過程中對爐管的彎頭、節流孔圈、集箱內部清潔度進行檢查，視壁溫情況，進行燃燒優化調整，防控受熱面管超溫過熱爆管。三是材質升級。監測并防范高溫受熱面管超溫，抑制氧化皮生成速度過快；
控制機組啟停、升降負荷過程中的升壓、升降溫速度；
檢修過程中進行氧化皮脫落堆集檢測，必要時進行材質升級，避免高溫受熱面管的氧化皮脫落堆集過熱爆管。四是增加壁溫測點。加強超臨界以上機組水冷管的壁溫監測分析，必要時增加測點，關注壁溫波動較大區域，結合機組檢修爐內檢查高熱負荷區域是否存在熱疲勞開裂的結果，采取有效防范措施，避免水冷壁管的熱疲勞開裂、集箱接管的疲勞開裂。五是加裝防護板。針對尾部煙道受熱面管磨損，嚴重區域加裝防磨護板/瓦，加裝防磨護板/瓦時應注意連接方式，避免由于固定約束造成膨脹受阻而導致的防磨護板/瓦開裂；
開展煙氣流場模擬和優化，消除煙氣走廊，避免因煙氣渦流導致的磨損問題。