电站锅炉过热器爆管原因及对策

      关键词：过热器爆管电站锅炉

      0 前言

      随着我国电力工业建设的迅猛发展，各种类型的大容量火力发电机组不断
涌现，锅炉结构及运行更加趋于复杂，不可避免地导致并联各管内的流量与吸热
量发生差异。当工作在恶劣条件下的承压受热部件的工作条件与设计工况偏离时，
就容易造成锅炉爆管。

      事实上，当爆管发生时常采用所谓快速维修的方法，如喷涂或衬垫焊接来
修复，一段时间后又再爆管。爆管在同一根管子、同一种材料或锅炉的同一区域
的相同断面上反复发生，这一现象说明锅炉爆管的根本问题还未被解决。因此，
了解过热器爆管事故的直接原因和根本原因，搞清管子失效的机理，并提出预防
措施，减少过热器爆管的发生是当前的首要问题。

      1 过热器爆管的直接原因

      造成过热器、再热器爆管的直接原因有很多，主要可以从以下几个方面来
进行分析。

      1.1 设计因素

      1.热力计算结果与实际不符

      热力计算不准的焦点在于炉膛的传热计算，即如何从理论计算上较合理的
确定炉膛出口烟温和屏式过热器的传热系数缺乏经验，致使过热器受热面的面积
布置不够恰当，造成一、二次汽温偏离设计值或受热面超温。

      2.设计时选用系数不合理

      如华能上安电厂由B&W 公司设计、制造的“W ”型锅炉，选用了不合理的
受热面系数，使炉膛出口烟温实测值比设计值高80～100 ℃；又如富拉尔基发电
总厂2 号炉（HG-670/140-6型）选用的锅炉高宽比不合理，使炉膛出口实测烟温
高于设计值160 ℃。

      3.炉膛选型不当

      我国大容量锅炉的早期产品，除计算方法上存在问题外，缺乏根据燃料特
性选择炉膛尺寸的可靠依据，使设计出的炉膛不能适应煤种多变的运行条件。

      炉膛结构不合理，导致过热器超温爆管。炉膛高度偏高，引起汽温偏低。
相反，炉膛高度偏低则引起超温。

      4.过热器系统结构设计及受热面布置不合理

      调研结果表明，对于大容量电站锅炉，过热器结构设计及受热面布置不合
理，是导致一、二次汽温偏离设计值或受热面超温爆管的主要原因之一。

      过热器系统结构设计及受热面布置的不合理性体现在以下几个方面：

      （1 ）过热器管组的进出口集箱的引入、引出方式布置不当，使蒸汽在集
箱中流动时静压变化过大而造成较大的流量偏差。

      （2 ）对于蒸汽由径向引入进口集箱的并联管组，因进口集箱与引入管的
三通处形成局部涡流，使得该涡流区附近管组的流量较小，从而引起较大的流量
偏差。引进美国CE公司技术设计的配300MW 和600MW 机组的控制循环锅炉屏再与
末再之间不设中间混合集箱，屏再的各种偏差被带到末级去，导致末级再热器产
生过大的热偏差。如宝钢自备电厂、华能福州和大连电厂配350MW 机组锅炉，石
横电厂配300MW 机组锅炉以及平坪电厂配600MW 机组锅炉再热器超温均与此有关。

      （3 ）因同屏（片）并联各管的结构（如管长、内径、弯头数）差异，引
起各管的阻力系数相差较大，造成较大的同屏（片）流量偏差、结构偏差和热偏
差，如陡河电厂日立850t/h锅炉高温过热器超温就是如此。

      （4 ）过热器或再热器的前后级之间没有布置中间混合联箱而直接连接，
或者未进行左右交叉，这样使得前后级的热偏差相互叠加。

      在实际运行过程中，上述结构设计和布置的不合理性往往是几种方式同时
存在，这样加剧了受热面超温爆管的发生。

      5.壁温计算方法不完善，导致材质选用不当

      从原理上讲，在对过热器和再热器受热面作壁温校核时，应保证偏差管在
最危险点的壁温也不超过所用材质的许用温度。而在实际设计中，由于对各种偏
差的综合影响往往未能充分计及，导致校核点计算壁温比实际运行低，或者校核
点的选择不合理，这样选用的材质就可能难以满足实际运行的要求，或高等级钢
材未能充分利用。

      6.计算中没有充分考虑热偏差

      如淮北电厂5 号炉过热器在后屏设计中没有将前屏造成的偏差考虑进去，
影响了管材的正确使用，引起过热器爆管。

      1.2 制造工艺、安装及检修质量

      从实际运行状况来看，由于制造厂工艺问题、现场安装及电厂检修质量等
原因而造成的过热器和再热器受热面超温爆管与泄漏事故也颇为常见，其主要问
题包括以下几个方面。

      1.焊接质量差

      如大同电厂6 号炉，在进行锅炉过热器爆管后的换管补焊时，管子对口处
发生错位，使管子焊接后存在较大的残余应力，管壁强度降低，长期运行后又发
生泄漏。

      2.联箱中间隔板焊接问题

      联箱中间隔板在装隔板时没有按设计要求加以满焊，引起联箱中蒸汽短路，
导致部分管子冷却不良而爆管。

      3.联箱管座角焊缝问题

      据调查，由于角焊缝未焊透等质量问题引起的泄漏或爆管事故也相当普遍。
如神头电厂5 号炉（捷克650t/h亚临界直流锅炉）包墙过热器出口联箱至混合联
箱之间导汽管曾在水压试验突然断裂飞脱，主要原因是导汽管与联箱连接的管角
焊缝存在焊接冷裂纹。

      4.异种钢管的焊接间题

      在过热器和再热器受热面中，常采用奥氏体钢材的零件作为管卡和夹板，
也有用奥氏体管作为受热面以提高安全裕度。奥氏体钢与珠光体钢焊接时，由于
膨胀系数相差悬殊，已发生过数次受热面管子撕裂事故。

      此外，一种钢管焊接时往往有接头两边壁厚不等的问题，不同壁厚主蒸汽
管的焊接接头损坏事故也多次发生。一些厂家认为，在这种情况下应考虑采用短
节，以保证焊接接头两侧及其热影响区范围内壁厚不变。

      5.普通焊口质量问题

      锅炉的受热面绝大多数是受压元件，尤其是过热器和再热器系统，其管内
工质的温度和压力均很高，工作状况较差，此时对于焊口质量的要求就尤为严格。
但在实际运行中，由于制造厂焊口、安装焊口和电厂检修焊口质量不合格（如焊
口毛刺、砂眼等）而引起的爆管、泄漏事故相当普遍，其后果也相当严重。

      6.管子弯头椭圆度和管壁减薄问题

      GB9222-88 水管锅炉受压无件强度计算标准规定了弯头的椭圆度，同时考
虑了弯管减薄所需的附加厚度。该标准规定，对弯管半径R>4D的弯头，弯管椭圆
度不大于8%. 但实测数据往往大于此值，最大达21% ，有相当一部分弯头的椭圆
度在9%～12% 之间。

      另外，实测数据表明，有不少管子弯头的减薄量达23% ～28% ，小于直管
的最小需要壁厚。因此，希望对弯管工艺加以适当的改进，以降低椭圆度和弯管
减薄量，或者增加弯头的壁厚。

      7.异物堵塞管路

      锅炉在长期运行中，锈蚀量较大，但因管径小，无法彻底清除，管内锈蚀
物沉积在管子底部水平段或弯头处，造成过热而爆管。在过热器的爆管事故中，
由干管内存在制造、安装或检修遗留物引起的事故也占相当的比例。如长春热电
二厂1 号炉因管路堵塞造成短时超温爆管。

      8.管材质量问题

      钢材质量差。管子本身存在分层、夹渣等缺陷，运行时受温度和应力影响
缺陷扩大而爆管。由于管材本身的质量不合格造成的爆破事故不像前述几个问题
那么普遍，但在运行中也确实存在。

      9.错用钢材

      如靖远电厂4 号炉的制造、维修过程中，应该用合金钢的高温过热器出口
联箱管座错用碳钢，使碳钢管座长期过热爆破。为此，在制造厂制造加工和电厂
检修时应注意严格检查管材的质量，加以避免。

      10. 安装质量问题

      如扬州发电厂DG-670/140-8型固态排渣煤粉炉的包墙过热器未按照图纸要
求施工，使管子排列、固定和膨胀间隙出现问题，从而导致爆管。这类问题在机
组试运行期间更为多见。

      1.3 调温装置设计不合理或不能正常工作

      为确保锅炉的安全、经济运行，除设计计算应力求准确外，汽温调节也是
很重要的一环。大容量电站锅炉的汽温调节方式较多，在实际运行中，由于调温
装置原因带来的问题也较多，据有关部门调查，配200MW 机组的锅炉80% 以上的
再热蒸汽调温装置不能正常使用。

      1.减温水系统设计不合理

      某些锅炉在喷水减温系统设计中，往往用一只喷水调节阀来调节一级喷水
的总量，然后将喷水分别左右两个回路。这时，当左右侧的燃烧工况或汽温有较
大偏差时，就无法用调整左右侧喷水量来平衡两侧的汽温。

      2.喷水减温器容量不合适

      喷水式减温器一般设计喷水量约为锅炉额定蒸发量的3%～5%，但配200MW
机组的锅炉由于其汽温偏离设计值问题比较突出，许多电厂均发现喷水减温器容
量不够。如：邢台电厂、沙角A 电厂和通辽电厂等都将原减温水管口放大，以满
足调温需要；对再热蒸汽，由于大量喷水对机组运行的经济性影响较大，故设计
时再热蒸汽的微量喷水一般都很小，或不用喷水。然而，在实际运行中，因再热
器超温，有些电厂不得不用加大喷水量来解决。

      3.喷水减温器调节阀调节性能问题

      喷水减温器的喷水调节阀的调节性能也是影响减温系统调温效果的因素之
一。调研结果表明，许多国产阀门的调节性能比较差，且漏流严重，这在一定程
度上影响了机组的可靠性和经济性。

      4.减温器发生故障

      如巴陵石化公司动力厂5 号炉，将减温器I 级调节阀固定，用II级调节阀
调节。因起主调作用的I 级减温器减温水投入少，冷却屏式过热器、高温过热器
的效果差，增加过热器超温的可能。

      5.再热器调节受热面

      所谓再热器调节受热面是指用改变通过的蒸汽量来改变再热蒸汽的吸热量，
从而达到调节再热汽温的一种附加受热面。苏制Efl670 / 140型锅炉的再热汽温
的调节就是利用这一装置实现的。但是由于运行时蒸汽的重量流速低于设计值，
而锅炉负荷则高于设计值，因而马头电厂5 ， 6号炉都曾发生再热器调节受热面
管子过热超温事故，后经减少调节受热面面积和流通截面积，才解决了过热问题。

      6.挡板调温装置

      采用烟气挡板调温装置的锅炉再热蒸汽温度问题要好于采用汽——汽热交
换器的锅炉。挡板调温可改变烟气量的分配，较适合纯对流传热的再热蒸汽调温，
但在烟气挡板的实际应用中也存在一些问题：

      （1 ）挡板开启不太灵活，有的电厂出现锈死现象；

      （2 ）再热器侧和过热器侧挡板开度较难匹配，挡板的最佳工作点也不易
控制，运行人员操作不便，往往只要主蒸汽温度满足就不再调节。有些电厂还反
映用调节挡板时，汽温变化滞后较为严重。

      7.烟气再循环

      烟气再循环是将省煤器后温度为250 ～350 ℃的一部分烟气，通过再循环
风机送入炉膛，改变辐射受热面与对流受热面的吸热量比例，以调节汽温。

      采用这种调温方式能够降低和均匀炉膛出口烟温，防止对流过热器结渣及
减小热偏差，保护屏式过热器及高温对流过热器的安全。一般在锅炉低负荷时，
从炉膛下部送入，起调温作用；在高负荷时，从炉膛上部送入，起保护高温对流
受热面的作用。此外，还可利用烟气再循环降低炉膛的热负荷，防止管内沸腾传
热恶化的发生，并能抑制烟气中NOx 的形成，减轻对大气的污染。但是，由于这
种方式需要增加工作于高烟温的再循环风机，要消耗一定的能量，且因目前再循
环风机的防腐和防磨问题远未得到解决，因而限制了烟气再循环的应用。此外，
采用烟气再循环后，对炉膛内烟气动力场及燃烧的影响究竟如何也有待于进一步
研究。

      因此，从原理上将烟气再循环是一种较理想的调温手段，对于大型电站锅
炉的运行是十分有利的。但因种种原因，实际运行时极少有电厂采用。

      8.火焰中心的调节

      改变炉膛火焰中心位置可以增加或减少炉膛受热面的吸热量和改变炉膛出
口烟气温度，因而可以调节过热器汽温和再热器汽温。但要在运行中控制炉膛出
口烟温，必须组织好炉内空气动力场，根据锅炉负荷和燃料的变化，合理选择燃
烧器的运行方式。按燃烧器形式的不同，改变火焰中心位置的方法一般分为两类
：摆动式燃烧器和多层燃烧器。摆动式燃烧器多用于四角布置的锅炉中。在配300MW
和600MW 机组的锅炉中应用尤为普遍。试验表明，燃烧器喷嘴倾角的变化对再热
器温和过热器温都有很大的影响，当采用多层燃烧器时，火焰位置改变可以通过
停用一层燃烧器或调节上下一、二次风的配比来实现，如停用下排燃烧器可使火
焰位置提高。遗憾的是，在实际运行时效果不甚理想。

      1.4 运行状况对过热器超温、爆管的影响

      过热器调温装置的设计和布置固然对于过热器系统的可靠运行起着决定性
的作用，但是，锅炉及其相关设备的运行状况也会对此造成很大的影响，而后者
又往往受到众多因素的综合影响。因此，如何确保锅炉在理想工况下运行是一个
有待深入研究的问题。

      1.蒸汽品质不良，引起管内结垢严重，导致管壁过热爆管

      如镇海发电厂6 号炉（DG-670/140-8）曾因这类问题引起7 次爆管。

      2.炉内燃烧工况

      随着锅炉容量的增大，炉内燃烧及气流情况对过热器和再热器系统的影响
就相应增大。如果运行中炉内烟气动力场和温度场出现偏斜，则沿炉膛宽度和深
度方向的烟温偏差就会增加，从而使水平烟道受热面沿高度和宽度方向以及尾部
竖井受热面沿宽度和深度方向上的烟温和烟速偏差都相应增大；而运行中一次风
率的提高，有可能造成燃烧延迟，炉膛出口烟温升高。如美国CE公司习惯采用，
也是我国大容量锅炉中应用最广泛的四角布置切圆燃烧技术常常出现炉膛出口较
大的烟温或烟速偏差，炉内烟气右旋时，右侧烟温高；左旋时左侧烟温高。有时，
两侧的烟温偏差还相当大（石横电厂6 号1025t/h 炉最大时曾达250 ℃），因而
引起较大的汽温偏差。

      3.高压加热器投人率低

      我国大容量机组的高压加热器投入率普遍较低，有的机组高加长期停运。
对于200MW 机组，高压加热器投与不投影响给水温度80℃左右。计算及运行经验
表明，给水温度每降低1 ℃，过热蒸汽温度上升0.4 ～0.5 ℃。因此，高加停运
时，汽温将升高32～40℃。可见给水温度变化对蒸汽温度影响之大。

      4.煤种的差异

      我国大容量锅炉绝大部分处于非设计煤种下运行，主要表现在实际用煤与
设计煤种不符、煤种多变和煤质下降等。燃烧煤种偏离设计煤种，使着火点延迟，
火焰中心上移，当炉膛高度不足，过热器就会过热爆管。

      燃料成分对汽温的影响是复杂的。一般说来，直接影响燃烧稳定性和经济
性的主要因素是燃料的低位发热量和挥发份、水分等。此外，灰熔点及煤灰组份
与炉膛结焦和受热面沾污的关系极为密切。当燃料热值提高时，由于理论燃烧温
度和炉膛出口烟温升高，可能导致炉膛结焦，过热器和再热器超温。当灰份增加
时，会使燃烧恶化，燃烧过程延迟，火焰温度下降，一般，燃料中灰份越多，在
实际运行中汽温下降幅度越大。另外，灰份增加，还会使受热面磨损和沾污加剧
；挥发份增大时，燃烧过程加快，蒸发受热面的吸热量增加，因而汽温呈下降趋
势。当水分增加时，如燃料量不变，则烟温降低，烟气体积增加，最终使汽温上
升。据有关部门计算：水分增加1%，过热器出口蒸汽温度升高约1 ℃左右。

      5.受热面沾污

      国产大容量锅炉有的不装吹灰器（前期产品），或有吹灰器不能正常投用，
往往造成炉膛和过热器受热面积灰，特别在燃用高灰份的燃料时，容易造成炉膛
结焦，使过热器超温。对于汽温偏低的锅炉，如过热器积灰，将使汽温愈加偏低。
因此，吹灰器能否正常投用，对锅炉安全和经济运行有一定影响。

      6.磨损与腐蚀

      锅炉燃料燃烧时产生的烟气中带有大量灰粒，灰粒随烟气冲刷受热面管子
时，因灰粒的冲击和切削作用对受热面管子产生磨损，在燃用发热量低而灰分高
的燃料时更为严重。当燃用含有一定量硫、钠和钾等化合物的燃料时，在550 ～
700 ℃的金属管壁上还会发生高温腐蚀，当火焰冲刷水冷壁时也会发生；此外，
当烟气中存在SO2 和SO3 且受热面壁温低于烟气露点时会发生受热面低温腐蚀。
在过热器与再热器受热面中易发生的主要是高温腐蚀。

      受热面管子磨损程度在同一烟道截面和同一管子圆周都是不同的。对于过
热器和再热器系统出现磨损的常常是布置于尾部竖井的低温受热面。一般靠近竖
井后墙处的蛇行管磨损严重，当设计烟速过高或由于结构设计不合理存在烟气走
廊时，易导致局部区域的受热面管子的磨损。锅炉受热面的高温腐蚀发生于烟温
大于700 ℃的区域内。当燃用K ， Na ， S等成分含量较多的煤时，灰垢中K2S04
和Na2S04；在含有SO2 的烟气中会与管子表面氧化铁作用形成碱金属复合硫酸盐
K2Fe（S04 ）及Na5Fe （S04 ）5 ，这种复合硫酸盐在550 ～710 ℃范围内熔化
成液态，具有强烈腐蚀性，在壁温600 ～700 ℃时腐蚀最严重。据调查，导致受
热面高温腐蚀的主要原因是炉内燃烧不良和烟气动力场不合理，控制管壁温度是
减轻和防止过热器和再热器外部腐蚀的主要方法。因而，目前国内对高压、超高
压和亚临界压力机组，锅炉过热蒸汽温度趋向于定为540 ℃，在设计布置过热器
时，则尽量避免其蒸汽出口段布置于烟温过高处。

      管间振动磨损。如耒阳电厂1 号炉，固定件与过热器管屏间的连接焊缝烧
裂，管屏发生振动，固定件与管屏内圈发生摩擦，使管壁磨损减薄，在内压力的
作用下发生爆管。

      管内壁积垢、外壁氧化。如洛河电厂2 号炉管内壁结垢0.7mm ，使过热器
壁温升高20～30℃；外壁氧化皮1.0mm ，又使管壁减薄，因此爆管频繁。

      7.超期服役

      如黄台2 号炉过热器管己运行23万h 以上，管材球化、氧化严重，已出现
蠕变裂纹，如不及时更换，迟早会发生爆管。

      8.运行管理

      在实际运行中，由于运行人员误操作及检修时未按有关规定进行或未达到
有关要求而导致过热器或再热器受热面爆管的事故也时有发生。

      运行调整不当。如浑江发电厂3 号炉，过热器使用的材质基本都工作在材
质允许的极限温度中，在运行工况发生变化时调整不当，发生瞬时超温爆管。

      2 过热器爆管的根本原因及对策

      二十世纪八十年代初，美国电力研究院经过长期大量研究，把锅炉爆管机
理分成六大类，共22种。在22种锅炉爆管机理中，有7 种受到循环化学剂的影响，
12种受到动力装置维护行为的影响。我国学者结合我国电站锅炉过热器爆管事故
做了大量研究，把电站锅炉过热器爆管归纳为以下九种不同的机理。

      2.1 长期过热

      1.失效机理

      长期过热是指管壁温度长期处于设计温度以上而低于材料的下临界温度，
超温幅度不大但时间较长，锅炉管子发生碳化物球化，管壁氧化减薄，持久强度
下降，蠕变速度加快，使管径均匀胀粗，最后在管子的最薄弱部位导致脆裂的爆
管现象。这样，管子的使用寿命便短于设计使用寿命。超温程度越高，寿命越短。
在正常状态下，长期超温爆管主要发生在高温过热器的外圈和高温再热器的向火
面。在不正常运行状态下，低温过热器、低温再热器的向火面均可能发生长期超
温爆管。长时超温爆管根据工作应力水平可分为三种：高温蠕变型、应力氧化裂
纹型、氧化减薄型。

      2.产生失效的原因

      （1 ）管内汽水流量分配不均；

      （2 ）炉内局部热负荷偏高；

      （3 ）管子内部结垢；

      （4 ）异物堵塞管子；

      （5 ）错用材料；

      （6 ）最初设计不合理。

      3.故障位置

      （1 ）高温蠕变型和应力氧化裂纹型主要发生在高温过热器的外圈的向火
面；在不正常的情况下，低温过热器也可能发生；

      （2 ）氧化减薄型主要发生在再热器中。

      4.爆口特征

      长期过热爆管的破口形貌，具有蠕变断裂的一般特性。管子破口呈脆性断
口特征。爆口粗糙，边缘为不平整的钝边，爆口处管壁厚度减薄不多。管壁发生
蠕胀，管径胀粗情况与管子材料有关，碳钢管径胀粗较大。20号钢高压锅炉低温
过热器管破裂，最大胀粗值达管径的15% ，而12CrMoV 钢高温过热器管破裂只有
管径5%左右的胀粗。

      （1 ）高温蠕变型

      a.管子的蠕胀量明显超过金属监督的规定值，爆口边缘较钝；

      b.爆口周围氧化皮有密集的纵向裂纹，内外壁氧化皮比短时超温爆管厚，
超温程度越低，时间越长，则氧化皮越厚和氧化皮的纵向裂纹分布的范围也越广
；

      c.在爆口周围的较大范围内存在着蠕变空洞和微裂纹；

      d.向火侧管子表面已完全球化；

      e.弯头处的组织可能发生再结晶；

      f.向火侧和背火侧的碳化物球化程度差别较大，一般向火侧的碳化物己完
全球化。

      （2 ）应力氧化裂纹型

      a.管子的蠕胀量接近或低于金属监督的规定值，爆口边缘较钝，呈典型的
厚唇状；

      b.靠近爆口的向火侧外壁氧化层上存在着多条纵向裂纹，分布范围可达整
个向火侧。内外壁氧化皮比短时超温爆管时的氧化皮厚；

      c.纵向应力氧化裂纹从外壁向内壁扩展，裂纹尖端可能有少量空洞；

      d.向火侧和背火侧均发生严重球化现象，并且管材的强度和硬度下降；

      e.管子内壁和外壁的氧化皮发生分层；

      f.燃烧产物中的S 、Cl、Mn、Ca等元素在外壁氧化层沉积和富集。

      （3 ）氧化减薄型

      a.管子向火侧、背火侧的内外壁均产生厚度可达1.0 ～1.5mm 的氧化皮；

      b.管壁严重减薄，仅为原壁厚的1/3 ～l/8 ；

      c.内、外壁氧化皮均分层，为均匀氧化。内壁氧化皮的内层呈环状条纹；

      d.向火侧组织己经完全球化，背火侧组织球化严重，并且强度和硬度下降
；

      e.燃烧产物中的S 、Cl、 Mn 、Ca等元素在外壁氧化层沉积和富集，促进
外壁氧化。

      5.防止措施

      对高温蠕变型可通过改进受热面、使介质流量分配合理；改善炉内燃烧、
防止燃烧中心偏高；进行化学清洗，去除异物、沉积物等方法预防。对应力氧化
裂纹型因管子寿命已接近设计寿命，可将损坏的管子予以更换。对氧化减薄型应
完善过热器的保护措施。

      2.2 短期过热

      1.失效机理

      短期过热是指当管壁温度超过材料的下临界温度时，材料强度明显下降，
在内压力作用下，发生胀粗和爆管现象。

      2.产生失效的原因

      （1 ）过热器管内工质的流量分配不均匀，在流量较小的管子内，工质对
管壁的冷却能力较差，使管壁温度升高，造成管壁超温；

      （2 ）炉内局部热负荷过高（或燃烧中心偏离），使附近管壁温度超过设
计的允许值；

      （3 ）过热器管子内部严重结垢，造成管壁温度超温；

      （4 ）异物堵塞管子，使过热器管得不到有效的冷却；

      （5 ）错用钢材。错用低级钢材也会造成短期过热，随着温度升高，低级
钢材的许用应力迅速降低，强度不足而使管子爆破；

      （6 ）管子内壁的氧化垢剥落而使下弯头处堵塞；

      （7 ）在低负荷运行时，投入减温水不当，喷入过量，造成管内水塞，从
而引起局部过热；

      （8 ）炉内烟气温度失常。

      3.故障位置

      常发生在过热器的向火面直接和火焰接触及直接受辐射热的受热面管子上。

      4.爆口形状

      （1 ）爆口塑性变形大，管径有明显胀粗，管壁减薄呈刀刃状；

      （2 ）一般情况下爆口较大，呈喇叭状；

      （3 ）爆口呈典型的薄唇形爆破；

      （4 ）爆口的微观为韧窝（断口由许多凹坑构成）；

      （5 ）爆口周围管子材料的硬度显著升高；

      （6 ）爆口周围内、外壁氧化皮的厚度，取决于短时超温爆管前长时超温
的程度，长时超温程度越严重，氧化皮越厚。

      5.防止措施

      预防短期过热的方法有改进受热面，使介质流量分配合理；稳定运行工况，
改善炉内燃烧，防止燃烧中心偏离；进行化学清洗；去除异物、沉积物；防止错
用钢材：发现错用及时采取措施。

      2.3 磨损

      1.失效机理

      包括飞灰磨损、落渣磨损、吹灰磨损和煤粒磨损。以飞灰磨损为例进行分
析。飞灰磨损是指飞灰中夹带Si02， Fe03 ， Al2O3等硬颗粒高速冲刷管子表面，
使管壁减薄爆管。

      2.产生失效的原因

      （1 ）燃煤锅炉飞灰中夹带硬颗粒；

      （2 ）烟速过高或管子的局部烟气速度过高（如积灰时烟气通道变小，提
高了烟气流动速度；

      （3 ）烟气含灰浓度分布不均，局部灰浓度过高。

      3.故障位置

      常发生在过热器烟气入口处的弯头、出列管子和横向节距不均匀的管子上。

      4.爆口特征

      （1 ）断口处管壁减薄，呈刀刃状；

      （2 ）磨损表面平滑，呈灰色；

      （3 ）金相组织不变化，管径一般不胀粗。

      5.防止措施

      通常采用减少飞灰撞击管子的数量、速度或增加管子的抗磨性来防止飞灰
磨损，如：通过加屏等方法改变流动方向和速度场；加设装炉内除尘装置；杜绝
局部烟速过高；在易磨损管子表面加装防磨盖板。还应选用适于煤种的炉型、改
善煤粉细度、调整好燃烧、保证燃烧完全。

      2.4 腐蚀疲劳（或汽侧的氧腐蚀）

      1.失效机理

      腐蚀疲劳主要是因为水的化学性质所引起的，水中氧含量和pH值是影响腐
蚀疲劳的主要因素。管内的介质由于氧的去极化作用，发生电化学反应，在管内
的钝化膜破裂处发生点蚀形成腐蚀介质，在腐蚀介质和循环应力（包括启停和振
动引起的内应力）的共同作用下造成腐蚀疲劳爆管。

      2.产生失效的原因

      （1 ）弯头的应力集中，促使点蚀产生；

      （2 ）弯头处受到热冲击，使弯头内壁中性区产生疲劳裂纹；

      （3 ）下弯头在停炉时积水；

      （4 ）管内介质中含有少量碱或游离的二氧化碳；

      （5 ）装置启动及化学清洗次数过多。

      3.故障位置

      常发生在水侧，然后扩展到外表面。过热器的管弯头内壁产生点状或坑状
腐蚀，主要在停炉时产生腐蚀疲劳。

      4.爆口特征

      （1 ）在过热器的管内壁产生点状或坑状腐蚀，典型的腐蚀形状为贝壳状
；

      （2 ）运行时腐蚀疲劳的产物为黑色磁性氧化铁，与金属结合牢固；停炉
时，腐蚀疲劳的产物为砖红色氧化铁；

      （3 ）点状和坑状腐蚀区的金属组织不发生变化；

      （4 ）腐蚀坑沿管轴方向发展，裂纹是横断面开裂，相对宽而钝，裂缝处
有氧化皮。

      5.防止措施

      防止氧腐蚀应注意停炉保护；新炉起用时，应进行化学清洗，去除铁锈和
脏物，在内壁形成一层均匀的保护膜；运行中使水质符合标准，适当减小PH值或
增加锅炉中氯化物和硫酸盐的含量。

      2.5 应力腐蚀裂纹

      1.失效机理

      这是指在介质含氯离子和高温条件下，由于静态拉应力或残余应力作用产
生的管子破裂现象。

      2.产生失效的原因

      （1 ）介质中含氯离子、高温环境和受高拉应力，这是产生应力腐蚀裂纹
的三个基本条件；

      （2 ）在湿空气的作用下，也会造成应力腐蚀裂纹；

      （3 ）启动和停炉时，可能有含氯和氧的水团进入钢管；

      （4 ）加工和焊接引起的残余应力引起的热应力。

      3.故障位置

      常发生在过热器的高温区管和取样管。

      4.爆口特征

      （1 ）爆口为脆性形貌，一般为穿晶应力腐蚀断口；

      （2 ）爆口上可能会有腐蚀介质和腐蚀产物；

      （3 ）裂纹具有树枝状的分叉特点，裂纹从蚀处产生，裂源较多。

      5.防止措施

      防止应力腐蚀裂纹应注意去除管子的残余应力；加强安装期的保护，注意
停炉时的防腐；防止凝汽器泄漏，降低蒸汽中的氯离子和氧的含量。

      2.6 热疲劳

      1.失效机理

      热疲劳是指炉管因锅炉启停引起的热应力、汽膜的反复出现和消失引起的
热应力和由振动引起的交变应力作用而发生的疲劳损坏。

      2.产生失效的原因

      （1 ）烟气中的S 、Na、V 、Cl等物质促进腐蚀疲劳损坏；

      （2 ）炉膛使用水吹灰，管壁温度急剧变化，产生热冲击；

      （3 ）超温导致管材的疲劳强度严重下降；

      （4 ）按基本负荷设计的机组改变为调峰运行。

      3.故障位置

      常发生在过热器高热流区域的管子外表面。

      4.防止措施

      防止热疲劳产生的措施有改变交变应力集中区域的部件结构；改变运行参
数以减少压力和温度梯度的变化幅度；设计时应考虑间歇运行造成的热胀冷缩；
避免运行时机械振动；调整管屏间的流量分配，减少热偏差和相邻管壁的温度；
适当提高吹灰介质的温度，降低热冲击。

      V2O5和Na2S04等低熔点化合物破坏管子外表面的氧化保护层，与金属部件
相互作用，在界面上生成新的松散结构的氧化物，使管壁减薄，导致爆管。

      2.产生失效的原因

      （1 ）燃料中含有V 、Na和S 等低熔点化合物；

      （2 ）局部烟温过高，腐蚀性的低熔点化合物粘附在金属表面，导致高温
腐蚀；

      （3 ）腐蚀区内的覆盖物、烟气中的还原性气体和烟气的直接冲刷，将促
进高温腐蚀的产生。

      3.故障位置

      高温腐蚀常发生在过热器及吊挂和定位零件的向火侧外表面。

      4 爆口特征

      （l ）裂纹萌生于管子外壁，断口为脆性厚唇式；

      （2 ）沿纵向开裂，在相当于时钟面10点和2 点处有浅沟槽腐蚀坑，呈鼠
啃状；

      （3 ）外壁有明显减薄，但不均匀，无明显胀粗；

      （4 ）外壁有氧化垢，呈鳄鱼皮花样，垢中含黄色、白色、褐色产物，垢
较疏松，为熔融状沉积物，最内层氧化物为硬而脆的黑灰色。

      5.防止措施

      防止高温腐蚀的方法有控制局部烟温，防止低熔点腐蚀性化合物贴附在金
属表面上；使烟气流程合理，尽量减少热偏差；在燃煤锅炉中加入CaSO4 和MgSO4
等附加剂；易发生高温腐蚀的区域采用表面防护层或设置挡板；除去管子表面的
附着物。

      2.8 异种金属焊接

      1.失效机理及原因

      焊接接头处因两种金属的蠕变强度不匹配，以及焊缝界面附近的碳近移，
使异种金属焊接界面断裂失效。其中，两种金属的蠕变强度相差极大是异种金属
焊接早期失效的主要原因。

      2.故障位置

      常发生在过热器出口两种金属的焊接接头处，当焊缝的蠕变强度相当于其
中一种金属的蠕变强度时，断裂发生在另一种金属的焊缝界面上。

      3.防止措施

      稳定运行是减少异种金属焊接失效最关键的因素；当两种金属焊接时，在
其中加入具有中间蠕变强度的过渡段，使焊缝界面两侧蠕变强度差值明显减少；
在过渡段的两侧选用性质不同的焊条，使其分别与两种金属的性质相匹配。

      2.9 质量控制失误

      质量控制失误是指在制造、安装、运行中由于外界失误的因素所造成的损
坏。质量控制失误的原因有：维修损伤；化学清理损伤；管材缺陷（管材金属不
合格或错用管材）；焊接缺陷等。加强电厂运行、检修及各种制度的管理是防止
质量控制失误出现的有效手段。

      3 结论

      造成大型电站锅炉过热器爆管的原因很多，只有对过热器爆管的直接原因
和根本原因进行综合分析，才能从根本上解决锅炉爆管问题，有效地防止锅炉过
热器爆管事故的发生。

      4 参考文献

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