超临界600MW电站锅炉水冷壁爆管失效分析_郑相锋

古交电厂600MW超临界直流锅炉四管泄漏分析赵学斌;闫俊伏;李鹏【摘要】古交电厂2台600 MW机组在168 h试运期间,2台锅炉共计发生12次泄漏,通过对泄漏位置及损伤方式进行统计,发现泄漏位置主要分布在锅炉水冷壁、屏式过热器.通过对锅炉水冷壁、屏式过热器失效类型进行分析,确定了锅炉水冷壁、屏式过热器的主要失效类型为短时过热爆管和鳍片(或密封)焊接处泄漏,分析了产生泄漏的主要原因,提出了对锅炉水冷壁、过热器、再热器受热面管排及集箱内部的检查、检验建议,同时为降低超临界机组的四管泄漏事故,从机组选型、制造监督、调试与运行维护方面提出了应采取的预防措施.【期刊名称】《山西焦煤科技》【年(卷),期】2011(035)009【总页数】4页(P45-48)【关键词】600 MW机组;超临界;直流锅炉;四管泄漏【作者】赵学斌;闫俊伏;李鹏【作者单位】山西兴能发电有限责任公司,山西古交030206;山西兴能发电有限责任公司,山西古交030206;山西兴能发电有限责任公司,山西古交030206【正文语种】中文【中图分类】TD612山西古交发电厂二期工程锅炉为哈尔滨锅炉公司生产的一次中间再热、超临界压力变压运行、带内置式再循环泵启动系统的HG－2000/25.4－YM12型直流锅炉，锅炉结构为单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置、紧身封闭。

燃烧系统为30只低NOx轴向旋流燃烧器采用前后墙布置、对冲燃烧，配置6台HP1003/Dyn中速磨煤机正压直吹式制粉系统。

二期工程#3炉于2010年10月27日首次点火，11月19日首次并网发电，168 h试运前发生6次炉管泄漏(爆管)，168 h试运后发生2次泄漏(爆管);#4炉于2010年11月28日首次点火，1月5日首次并网发电，至168 h试运前共发生4次炉管泄漏(爆管)。

锅炉多次泄漏(爆管)造成调试中断，严重影响了古交电厂二期工程调试计划的顺利进行，为分析清楚原因，古交电厂聘请有关专家，对二期工程2台锅炉的泄漏(爆管)，从损伤失效类型及形成原因两方面进行了分析。

600WM超临界直流锅炉水冷壁超温分析及对策超临界锅炉作为当前最先进的燃煤发电技术，具有能耗低、环保、技术含量高等特点。

由于超临界锅炉工质压力高，超临界锅炉大多数采用直流锅炉，直流锅炉水冷壁流动阻力比较大，运行过程的水压压头比较高，容易引起工质流动不稳定、热偏差等问题，从而导致锅炉受热不均匀，部分面积超过临界温度，影响到超临界直流锅炉运行的安全性。

本文主要600WM超临界直流锅炉水冷壁超温出现的原因，并根据这些原因提出了相应的解决策略，希望确保600MW 超临界直流锅炉运行的稳定性。

引言：超临界锅炉指锅炉内工质的压力在临界点以上的锅炉与传统的锅炉间相比，超临界锅炉的煤耗量低，单电煤耗量约为310g标准煤，超临界机组的发电效率达到了41%，我国传统的火电厂发电效率一般低于35%，單电煤耗量超过380g 标准煤以上，每度电至少可以节约50g标准煤。

与传统的锅炉相比，超临界锅炉更加环保、节能，是未来火电厂建设的方向。

但是超临界直流锅炉的装机容量比较大，锅炉的蒸发受热面积不均匀，容易造成管壁温度超标，从而影响到锅炉的正常运行，造成水冷壁内工质性能发生变化，引起流量的异常变化，威胁到锅炉运行的安全性。

因此需要对超临界直流锅炉水冷壁超温现象进行分析，找出水冷壁超温的原因，并采取有效的措施，促进我国超临界锅炉的发展。

1.600WM超临界直流锅炉水冷壁超温原因分析某发电厂有两台600WM超临界机组，锅炉为国内某锅炉生产厂家生产，超临界机组为日本三菱公司提供的技术，超临界机组采用直流锅炉，燃烧器布置在四面墙上，火焰喷射方向与水冷壁垂直，二次风喷嘴安装在主燃烧器上，锅炉在热运行状态下，一次风、二次风可上下摆动。

超临界机组运行期间，出现了水冷壁管吸热偏差或者超低温现象，部分时段出现水冷壁壁温超过机组阈值，影响到超临界机组的安全运行。

根据运行数据信息以及超临界直流锅炉水冷壁超低温出现的异常现象，总结出以下原因：1.1部分水冷壁管热负荷偏高根据锅炉炉膛的燃烧方式，如果炉膛内的煤炭燃烧时产生的火焰出现偏差，则可能导致高温烟气直接冲刷水冷壁，导致局部水冷壁温度比较高。

600mW超临界锅炉水冷壁泄漏原因分析及防范措施摘要田集电厂600mW机组锅炉水冷壁爆管接连爆管两次，且爆管位置均在同一个位置。

本文对爆管原因进行了分析，并提出了相应的防范措施。

关键词爆管；原因；分析；防范措施1 锅炉设备概况田集发电厂一期工程锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式，平衡通风、固态排渣、露天布置燃煤锅炉、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

型号为SG1913/25.4-M967。

炉膛下部水冷壁（包括冷灰斗水冷壁）采用螺旋围绕膜式管圈，从水冷壁进口到折焰角水冷壁下标高49 684mm处。

螺旋段水冷壁由326根φ38.1mm的管子组成，节距为54mm。

螺旋段水冷壁通过水冷壁过渡段及中间混合集箱实现垂直段与螺旋段管屏的过渡，由一根螺旋管分成四根垂直管。

螺旋管圈高度为41.07m，由326根管子以倾角13.9498°右旋螺旋而成，螺旋管圈为1.61圈。

2 事故经过事故发生时负荷600mW，主汽压力24.1MPa，主/再热汽温563℃/564℃，A、B、C、D、E、F六台磨煤机运行。

13:00′左右，机组补水量、引风机电流突然上升，并且炉管泄漏仪第1、2、6点报警，同时就地检查前墙水冷壁中间30m处有明显泄漏声，立即申请停炉。

进入炉内检查，发现前墙螺旋水冷壁#7管屏下数第6根管子炉膛中心处，标高约30.8m处有一爆口，爆口附近有轴向裂纹，爆口两端有涨粗现象（两端各有约6m长度范围），相邻的上下两根管子没有异常。

对这根管子存在缺陷的部分全部进行切割，分三段更换新管后机组重新启动。

机组并网3个小时后，负荷240mW左右时炉管泄漏仪第1、2点报警，就地检查前墙螺旋段同样区域有泄漏声，立即停炉。

进入炉膛检查，发现漏点位置在上次新换管子上，且在上次爆口位置的上游约800mm处，本次爆口两端约3m长度范围依旧有涨粗现象。

在泄漏处采用灌热水的方法对这一根螺旋水冷壁管子进行检查，充水后在#2角燃烧器下方发现这根管子有一个直径约6mm豆粒状漏点。

关于600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因分析及对策探讨发布时间：2022-08-19T08:35:58.800Z 来源：《当代电力文化》2022年8期作者：曾雨滔[导读] ：600MW超临界机组锅炉水冷壁在运行过程中，水冷壁容易出现超温的现象，严重时会导致水冷壁泄漏，曾雨滔深能合和电力(河源)有限公司 517000摘要：600MW超临界机组锅炉水冷壁在运行过程中，水冷壁容易出现超温的现象，严重时会导致水冷壁泄漏，对整个锅炉的正常运行带来不利影响。

参考600MW超临界机组锅炉水冷壁的运行要求，以及水冷壁在运行过程中超温现象产生的原因，在治理过程中应按照锅炉水冷壁运行的要求，分析水冷壁超温的影响因素以及诱发的原因制定合理的应对策略，确保水冷壁超温现象得到有效治理，保证锅炉水冷壁能够实现温度可控，达到正常运行的标准，消除水冷壁超温泄漏的风险。

关键词：超临界机组；锅炉水冷壁；超温；原因分析；对策引言对于锅炉水冷壁超温现象而言，一旦出现超温情况容易导致水冷壁泄漏，其中超温主要分为螺旋水冷壁超温和垂直水冷壁超温，这两种水冷壁超温之后都容易出现泄露，导致锅炉无法正常工作，增加了锅炉运行的风险，使锅炉在运行过程中难以达到运行要求，不利于锅炉正常运行，使锅炉在运行过程中失控。

因此，制定合理的锅炉运行方案，掌握锅炉水冷地泄漏的原因并予以有效治理，对当前锅炉的正常运行以及600MW超临界机组的有效管控具有重要影响。

在实际控制过程中需要根据锅炉水冷壁的具体情况和水冷壁超温的具体原因做好治理。

一、锅炉水冷壁超温泄露现象（一）螺旋水冷壁超温锅炉水冷壁中螺旋水冷壁作为重要的水冷壁形式，在运行过程中容易出现超温的现象，并且超温控制难度大，一旦出现异常超温会引发螺旋水冷壁破裂造成泄露事故，对整个水冷壁的正常运行带来不利影响。

螺旋水冷壁超温主要是指水冷壁管子间出现热偏差，水冷壁受热不均匀，水冷壁在热偏差的影响下某些部位出现热变形，导致水冷壁在运行过程中因变形发生泄露，对整个水冷壁的正常运行带来不利影响，同时也影响水冷低的工作状态。

600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理摘要：介绍了某600MW超临界锅炉高温腐蚀状况，通过增加锅炉水冷壁贴壁风，通过燃烧试验结果以及锅炉冷热态试验分析得出水冷壁侧墙壁面强还原性氛围得到有效控制，达到降低锅炉水冷壁高温腐蚀目的。

关键词：超临界锅炉;水冷壁;高温腐蚀;燃烧器一、概述某电厂600MW超临界锅炉存在严重的水冷壁高温腐蚀问题。

2012年7月份，委托西安热工院对#1、2炉进行燃烧调整试验，发现两侧墙水冷壁煤粉气流刷墙情况严重，贴壁呈现强还原性气氛，摸底工况下燃烧器至燃烬风区域侧墙含氧量均小于0.3%，CO含量大于10000ppm，H2S含量大于1200 ppm，NOx排放量小于300 mg/Nm3。

比对同为前后墙对冲燃烧方式的电厂，燃烧系统使用三井巴布科克LNASB燃烧器，多年运行均未出现水冷壁高温腐蚀问题。

其燃烧器结构与HT-NR3燃烧器相比，二次风和中心风的通流面积很大，燃烧器区域燃烧较充分，缺氧脱氮深度不及东方日立HT-NR3燃烧器。

该厂的NOx排放量大于500 mg/Nm3，但是通过调整二次风挡板开度，NOx的排放量可控制不超过450 mg/Nm3。

鉴于通过运行调节无法降低水冷壁贴壁还原性气氛，需要采取其他措施控制解决。

二、燃烧调整情况介绍#1锅炉入炉煤质年度平均含硫量为0.6%，在锅炉水冷壁高温腐蚀专项调整试验中，主要针对还原性气氛和煤粉气流刷墙进行，试验中以还原性气体H2S和CO、壁面附近氧浓度、贴壁面煤粉量为参考指标。

（1）摸底工况，在两侧墙高温腐蚀最严重区域共装设15个测点（即中层燃烧器标高至炉膛下层吹灰器标高），测试表明两侧墙贴壁氧量均在0.1%～0.3%，CO和H2S浓度较大，大部分已经超过仪器仪表量程（CO 和H2S量程上限分别为10000ppm和1203ppm），且抽出气体中含有大量煤粉，两侧墙煤粉气流刷墙严重，NOx排放量为217mg/Nm3。

（2）外二次风旋流调整试验，在运行氧量不变前提下外二次风开度为100%/50%/30%/30%/50%/100%。

600MW超临界锅炉冷灰斗水冷壁大面积泄漏原因分析600MW超临界锅炉冷灰斗的功能是用来收集和排除锅炉中产生的灰渣，以保证锅炉的正常运行和烟气排放的合规性。

由于锅炉冷灰斗处于高温、高压和腐蚀环境下，故可能出现水冷壁大面积泄漏的问题。

下面将对该问题的原因进行分析。

1.设计不合理：600MW超临界锅炉冷灰斗的水冷壁设计不合理可能是造成大面积泄漏的主要原因之一、设计不合理可能包括水冷壁的材料选择不当、水冷壁的管壁厚度不足等。

此外，冷灰斗与水冷壁连接的设计也可能存在问题，比如连接处的密封性不好等。

2.材料质量问题：如果冷灰斗水冷壁使用的材料质量不好，容易导致在高温、高压和腐蚀环境下出现腐蚀、磨损等问题。

腐蚀和磨损会导致水冷壁的泄漏，从而引发大面积泄漏的问题。

3.操作不当：操作人员在锅炉的运行和维护过程中可能存在操作不当的情况，比如清灰不彻底、清灰频率过低等。

清灰不彻底会导致灰渣在冷灰斗中堆积过多，增加了水冷壁的负荷，使其容易泄漏。

清灰频率过低会使灰渣堆积更多，进一步增加了水冷壁泄漏的风险。

4.维护不及时：冷灰斗水冷壁的维护和保养工作不到位也可能导致大面积泄漏的问题。

水冷壁面需要定期检查和维修，确保其正常运行和完好无损。

如果维护不及时，可能会导致水冷壁的损坏和泄漏。

5.设备老化：随着运行时间的增加，锅炉设备会出现老化现象，包括冷灰斗水冷壁。

老化可能导致水冷壁的材料性能下降，从而增加泄漏的风险。

为了解决600MW超临界锅炉冷灰斗水冷壁大面积泄漏的问题，需要采取以下措施：1.加强设计：在设计新锅炉或更换水冷壁时，需要进行合理的设计与选材，确保冷灰斗水冷壁的可靠性和耐腐蚀性，提高其承受高温、高压和腐蚀环境的能力。

2.加强维护与保养：定期对冷灰斗水冷壁进行检查和维护，及时清理灰渣，保证其正常运行。

同时，要加强对锅炉操作人员的培训，提高其对锅炉设备的操作和维护水平。

3.提高检测手段：引入先进的在线监测设备，如超声波检测、红外摄像、震动传感器等，对冷灰斗水冷壁进行实时监控，及时发现和排除隐患。

关于600MW超临界机组水冷壁爆管原因分析及预防探讨发布时间：2021-07-31T08:17:45.670Z 来源：《电力设备》2021年第3期作者：杜超[导读] 4.59MPa再热蒸汽出口压力,605℃过热蒸汽温度，26.15MPa过热蒸汽出口压力,1795t/h过热蒸汽流量。

（深能合和电力（河源）有限公司 517000）摘要：影响600MW超临界机组水冷壁爆管原因较多，主要为锅炉长时间超温运行、管内异物堵塞、异常热应力等因素，该研究对发生原因进行分析，并通过运行、设计与安装等方面提出针对性干预措施。

希望降低水冷壁爆管发生率，提高安全性，现将有关内容做如下报道。

关键词：超临界机组；水冷壁爆管；原因；预防措施当前我国高参数、大容量机组投产量越来越大，但使用过程中常会出现锅炉爆管现象，极大的损失了发电企业经济利益[1]。

数据显示，锅炉爆管是导致非计划性停机主要原因，由于该因素诱发的非计划性停机率高达60%。

因此，锅炉爆管事故对发电企业经济效益和正常运行产生影响，同时存在较大安全隐患，不利于企业快速发展与进步。

所以，当前应探究有效预防措施进行干预，希望降低水冷壁爆管几率，提高企业运行安全性。

企业效益提升与发电企业非计划性停机次数降低有效措施是降低锅炉爆管次数。

600MW超临界机组锅炉是直流锅炉，启动系统带有置式再循环泵，可实现超临界压力变压与一次中间再热运行[2]。

炉底、单炉膛、平衡通风均应用π型露天、风冷排渣、全悬吊结构与全钢架布置，淮南煤，印尼烟煤为主要燃用煤种。

以下为锅炉主要参数：603℃再热蒸汽出口温度，4.59MPa再热蒸汽出口压力,605℃过热蒸汽温度，26.15MPa过热蒸汽出口压力,1795t/h过热蒸汽流量。

应用内置式启动分离器对锅炉汽水流程设置，形成双流程模式。

水冷壁中间混合集箱与冷灰斗进口均为螺旋管圈水冷壁，与后水冷壁吊挂管、水冷壁垂直管屏连接，经下降管将水平烟道侧墙、折焰角、水平烟道底包墙，将汽水分离器引入。

600MW超临界机组锅炉过热器爆管原因及预防分析摘要：随着我国电力工作的快速发展,600MW机组已成为电网中的主力机型,大型锅炉爆管事故的时有发生已成为威胁电厂运行的一大隐患。

通过对已有一些600MW机组锅炉爆管事件和爆管表现的分析,探讨了几种最为常见的过热器爆管原因,并针对其爆管原因提出了相应的预防对策。

关键词：超临界锅炉过热器爆管过热当前,600MW超临界机组已成为我国火力发电的主流机型。

国华沧东电厂拥有的两台600MW机组锅炉就为亚临界参数,控制循环、一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置。

最近几年,电厂锅炉过热器爆管现象时有发[1,2]生,事故直接原因大都是由于异物堵塞造成过热器局部过热,从而导致爆管。

例如,哈尔滨第三发电厂3、4#机组为600MW临界机组,分别为2009年和2011年,过热器甲数第4屏第8圈和甲数第9屏第4圈发生爆管[3]。

沧东电厂过热器由炉顶管、后烟井包覆、水平烟道侧墙、低温过热器、分隔屏、后屏和末级过热器组成,过热蒸汽流量2028t/h,过热器出口蒸汽压力17.50MPa,过热器出口蒸汽温度541℃。

时有发生的过热器爆管现象让我们对此高度警惕,因此,分析600MW超临界机组过热器爆管原因,找出恰当的预防对策非常重要。

1、过热器爆管表现及原因分析1.1 表现过热器发生爆管后,表现各不相同。

广东珠海金湾发电厂4#锅炉末级过热器第18屏管前数第12根发生爆管后,爆口内外表面存在平行于管轴线多条宏观蠕变裂纹;内外表面有明显氧化皮,爆口呈鱼嘴状,边缘较锋利,呈撕裂爆裂[1]。

爆管同时吹穿左数第18屏第11根和第17屏前数第10根管。

而哈尔滨第三发电厂经过低磷酸盐处理的#3、4机组锅炉爆管处位于后屏过热器下部弯头,且有15毫米左右的白色积盐,经过化学分析,积盐的抓哟成分是磷酸三钠和铁沉积物。

1.2 原因分析1.2.1 长期过热长期过热是指过热器管壁的温度长期处于设计温度以上,但低于材料的下临界温度,过热温度随不高但持续时间长,导致过热管壁氧化变薄,持久效应导致其蠕变速度加快,管径膨胀变粗,在最薄弱的部位导致爆管。

第52卷第2期2021年3月Vol. 52 , No. 2Mar. , 2021锅炉技术BOILER TECHNOLOGY某600 MW 亚临界机组锅炉水冷壁爆管原因分析张洪江，李永立，王建国，顾融融(华北电力科学研究院有限责任公司，北京100045)摘要：对某亚临界600 MW 燃煤发电机组水冷壁爆管管样进行了爆口宏观检查、垢层形貌、垢量、种类成分及金相组织检验，认为爆管是由于水冷壁向火侧内表面发生了严重的酸性腐蚀和氢损伤所致。

垢下酸 性腐蚀导致水冷壁有效壁厚减薄以及氢损伤造成金属基体强度下降是造成水冷壁爆管的根本原因，建议对该锅炉进行化学清洗，加强日常化学监督工作，对易发生氢损伤管段开展无损检测，以避免爆管事故的再次发生。

关键词：水冷壁；爆管；垢下酸性腐蚀；氢损伤中图分类号：TK223.3+ 1 文献标识码:B 文章编号：1672-4763(2021)02-0060-050 前言近年来随着大容量、高参数火电机组的相继 投产，锅炉受热面承受的压力等级和温度大幅提 高，锅炉四管内部承受着高温高压水汽的压力和化学强腐蚀性离子的侵蚀，使得炉管易发生失效 和泄漏问题，严重影响机组安全、稳定运行「T $某电厂2号锅炉是某公司引进美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界强制循环 汽包炉，锅炉设计压力为19.95 MPa,过热蒸汽最大连续蒸发量为2 070 t/h,于2006年9月投 入商业运行$为降低夏季机组运行背压及供电煤耗,2016年9月该机组加装了低温省煤器并进行了空冷岛增容改造$ 2017年5月25日机组 “四管”泄漏监测装置报警，停机后现场检查发现4处泄漏点，分别为2号角A9吹灰器附近的3根光管水冷壁(观火孔上方的相邻3根弯管)，另一 处泄漏点位于3号角从后往前数第六根水冷壁 管,位置标高约为24m ，水冷壁管采用内螺纹膜式管$ 4根泄漏水冷壁管材质均为SA-210A1，规格为0 51 mmX5.6mm $至爆管之日该锅炉已 累计运行约5. 96万h ，本文对此水冷壁爆管事故进行了相应检查及原因分析，并针对此类爆管事 故提出了预防整改措施$$检查与测试1.1爆口宏观形貌检查4根水冷壁管爆管均发生在向火侧，2号角相邻3根爆管的宏观形貌见图1，中部较大爆口应为首爆口，爆口纵向长约120 mm 、环向宽约40mm ，呈不规则“窗口”状，爆口上部有一条长约20mm 的纵向裂纹，爆口断面粗糙无明显塑性变形，管径无明显胀粗、减薄现象，有明显脆性断裂特征$附近的2个泄漏点爆口较小，呈不规则椭圆 状，爆口长径分别为10 mm 、3 mm ，外壁有明显的汽水冲刷痕迹且壁厚明显减薄，应为相邻管爆 管后喷出的高温高压水蒸气吹损所致，因此后续仅对2号角首爆管及3号角爆口进行相关检验$3号角爆口宏观形貌见图2,水冷壁管沿向火侧中部纵向开裂，与水冷壁管向火侧外壁中部一直线压痕重合，开裂长度约60 mm ,破口为粗糙的收稿日期：2020 - 01 - 15作者简介：张洪江(1985 -)男，硕士，高级工程师，主要从电厂基建化学调试及化学技术监督工作$第2期张洪江，等:某600MW亚临界机组锅炉水冷壁爆管原因分析61图23号角水冷壁泄漏处形貌表面成分分析，测定结果见表1、表2。

600MW机组水冷壁爆管分析及原因探讨发布时间：2021-08-02T03:14:31.185Z 来源：《电力设备》2021年第4期作者：路轲[导读] 在最大程度上防止再次发生此次事故，使电厂能获得长期平稳运行。

（深能合和电力（河源）有限公司 517000）摘要：锅炉是火电厂发电机组的核心设备之一，但因多种因素影响会使锅炉水冷壁发生爆管等不良事件，一旦水冷壁发生爆管问题，就会严重影响到机组的正常运行，因而对600MW机组水冷壁爆管的具体问题及产生原因等进行详细分析具有重要意义，并能尽快制定出科学合理的解决措施，期望为相关人员提供一定的参考方向。

关键词： 600MW机组；水冷壁爆管；原因发电机组的一项关键性组成成分为锅炉，且机组在运行期间，若锅炉发生水冷壁爆管事故则会对锅炉运行的安全性造成不利影响，同时还会对整个电厂的安全生产产生一定威胁。

因而不管是从运行经济性还是安全性等方面考虑，都需要尽快深入性的分析锅炉水冷壁爆管原因。

并制定出切实可行的预防及解决方案，在最大程度上防止再次发生此次事故，使电厂能获得长期平稳运行。

一、河源电厂600MW燃煤机组水冷壁爆管事故概况依据学术界的有关研究及电厂的实际检修工作可知，导致机组发生水冷壁爆管的因素比较复杂，例如水冷壁内的循环水量不畅而使管内发生结垢、腐蚀以及水循环阻塞，煤粉燃烧不畅对水冷壁管造成冲刷，水冷壁出现结焦，或者是管壁超温等。

河源电厂600MW燃煤机组为超超临界变压运行直流锅炉，锅炉为单炉膛、Π型布置，配低NOX主煤粉燃烧器，分级燃烧技术和MPM型低NOX分级送风燃烧系统、反向墙式切圆燃烧方式，锅炉炉膛采用内螺纹管、垂直上升膜式水冷壁，管材均为15CrMoG。

此锅炉投入运行已经有十几年时间，在近一段时间运行期间，经常发生炉膛负压瞬时偏正，给水/主汽流量偏差过大，且泄漏检测装置频繁报警，停机后经相关检查发现水冷壁确已发生爆管。

二、600MW机组水冷壁爆管原因分析第一，爆口管区域长时间超温。

600MW超超临界锅炉水冷壁爆管防治措施摘要：在工业锅炉运行过程中,经常会遇到各种各样的问题,其中水冷壁爆管是最危险也是最经常发生的一种,严重地影响了锅炉机组的安全稳定运行。

因此,我们对于锅炉所出现的事故给予详细的分析,探索出引发事故的最终原因,这对锅炉运行安全性和有效性的提高具有重要的意义。

关键词：600MW；超超临界；锅炉水冷壁；爆管；防治措施1机组概况某发电有限公司二期工程安装2台(#5,#6机组)600MW超超临界机组,分别于2008年7月、12月投产发电,同步安装脱硫和电除尘设备。

锅炉由某锅炉厂有限责任公司设计、制造,三菱重工业株式会社提供技术支持。

该锅炉为HG-1795/26.15-YM1型超超临界、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π形变压直流锅炉。

采用低NOx主燃烧器分级燃烧技术和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向切圆燃烧方式;炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热;调温方式除煤/水比外,还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、三级减温水调整等方式。

制粉系统选用中速磨煤机一次风机正压直吹式系统,每个锅炉配置6台MPS235HP-Ⅱ型中速磨煤机,最大连续蒸发量(BMCR)工况下5台运行、1台备用,磨煤机出口煤粉细度R90为18%;同时还在A层制粉系统配备了等离子点火系统,以最大限度减少启动和助燃用油。

锅炉配有2台32-VI(T)-1950-SMR型半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器,立式布置,烟气与空气以逆流方式换热。

2爆管原因分析该机组水冷壁爆口宏观特征表现为“窗口”状,边沿较钝,管壁向火侧的垢量很大,垢质较硬,垢层底部金属管壁存在明显的腐蚀减薄现象。

金相分析结果表明,水冷壁管爆口位置靠内壁侧基体均发生了严重的脱碳现象,并伴有大量沿晶裂纹。

化学清洗前后的管样内壁形貌表明,向火侧内壁存在严重的垢下腐蚀。

综上所述,该水冷壁管爆口特征符合垢下氢腐蚀引发的爆管。

超超临界电站锅炉水冷壁管横向开裂原因分析
白哲;陈晓龙;杨元成
【期刊名称】《电力安全技术》
【年(卷),期】2024(26)4
【摘要】煤电机组锅炉受热面的频发性开裂和失效是制约机组灵活高效运行的重要因素之一。

利用宏观检查、金相实验、微观形貌分析、能谱分析、硬度检测等方法,深入研究超超临界电站锅炉水冷壁管横向开裂问题,分析问题产生原因,阐明水冷壁的开裂机理,提出了缓解水冷壁热膨胀、热疲劳的运行调整建议,完成燃煤机组灵活性调峰安全评价创新实践。

【总页数】4页(P60-63)
【作者】白哲;陈晓龙;杨元成
【作者单位】沈阳金山能源股份有限公司金山热电分公司;国家能源集团科学技术研究院有限公司;太原锅炉集团有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TM621.2
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1.600MW超超临界机组锅炉下水冷壁横向裂纹原因分析及防范措施
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600MW超临界机组过热器再热器氧化皮脱落爆管分析及解决方案发表时间：2019-03-12T16:31:20.483Z 来源：《电力设备》2018年第27期作者：徐荣徽[导读] 摘要：华电集团某电厂2×600MW机组的末级过热器、末级再热器屡次发生氧化皮脱落爆管，严重影响正常生产运行。

（山东电力建设第三工程有限公司）摘要：华电集团某电厂2×600MW机组的末级过热器、末级再热器屡次发生氧化皮脱落爆管，严重影响正常生产运行。

针对此类爆管现象，针对性的分析相关原因并制定了专项方案，解决因氧化皮脱落导致爆管的问题。

本文主要探讨末级过热器、末级再热器氧化皮脱落爆管的原因，改造选材及相应的施工技术措施。

关键词：过热器再热器氧化皮爆管施工技术措施华电集团某电厂二期工程2*600MW锅炉是上海锅炉厂引进Alstom技术制造的四角切圆超临界锅炉，末级过热器、末级再热器结构为U 型屏式受热面，材质为SA213 T23、SA213 T91。

据统计，此类型的超临界锅炉不同程度发生过氧化皮脱落泄漏爆管，其中某些电厂将SA213 T23材质提高至SA213 T91后，未更换的老SA213 T91管也开始出现氧化皮脱落泄漏。

一、原因分析数个锅炉机组屡次出现末级过热器、末级再热器爆管，根据在同炉型同部位屡次发生氧化皮脱落爆管的现象，经分析，由于管壁与氧化层之间存在温差，以及机组启、停和变负荷时温度变化引起的管子表面灰渣剥落导致，氧化层比管材刚性差，会在圆周方向上出现裂纹甚至发生泄漏爆管。

根据ASME标准，SA213 T91、SA213 T23原设计选取的抗氧化温度分别为650℃和595℃，但据近几年的实际运行数据和生产运行、制造、检修方面的专家分析，SA213 T91管材的安全使用管壁温度应为595℃，蒸汽温度570℃；T23管材的安全使用管壁温度应为570℃，蒸汽温度530℃；超临界锅炉管壁温度设计裕度10-15℃。

工程技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald30DOI：10.16660/ki.1674-098X.2017.27.030600MW超临界“W”火焰锅炉水冷壁泄漏原因分析及预防文川（华电广东顺德能源有限公司 广东佛山 528325）摘 要：本文对四川华电珙县发电有限公司发生的一起水冷壁泄漏事故的原因进行了分析，并从加强检修工作管理和加强运行优化调整两个方面介绍了预防锅炉水冷壁泄漏的措施，重点从制粉系统调整、风烟系统调整、给水调整这3个方面介绍了运行人员预防锅炉水冷壁泄漏可以采取的措施。

关键词：W型火焰锅炉 水冷壁泄漏 检修 运行中图分类号：TK228 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2017)09(c)-0030-03四川华电珙县发电有限公司(以下简称珙县电厂)一期工程为2×600MW超临界机组，锅炉采用东方锅炉(集团)股份有限公司制造的D G -1950/25.4-Ⅱ8型超临界参数、W 型火焰燃烧、垂直管圈水冷壁变压直流、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构П型锅炉。

锅炉配套6台双进双出磨煤机，24只双旋风煤粉浓缩燃烧器，每台磨煤机带4只煤粉燃烧器。

制粉系统配置6套冷一次风机正压直吹式制粉系统，每套系统由1台双进双出磨煤机、2台电子称重给煤机、2台动态煤粉分离器以及相应的连接管道和控制风门组成。

风烟系统配置2台动叶可调轴流式送风机，2台动叶可调轴流式引风机，2台动叶可调轴流式一次风机，2台容克式空气预热器。

启动系统采用带再循环泵(BCP)的内置启动系统，由启动分离器、储水罐、再循环泵、再循环泵流量调节阀、储水罐水位控制阀、疏水泵等组成。

给水系统配置2台50%BMCR的汽动调速给水泵，配置1台30％BMCR的启动用电动给水泵。

珙县电厂#1机组于2011年2月投产，#1机组锅炉是首台国产600MW超临界“W”火焰锅炉。

600MW超临界电站锅炉水冷壁管泄漏原因分析摘要：通过观察和化学成分分析维氏硬度检测等方式，对出现在锅炉水冷壁弯头位置的泄露事故出现的原因进行了具体的分析。

通过大量的实验发现，泄露出现的主要原因就是在使用的过程中折焰角的位置受到的压力超过了本身所能承受的范围，并对此做出了详细的解决方式以及如何避免这种事故出现的防范措施。

关键词：电站锅炉；水冷壁管；泄漏成因；解决办法据国内相关统计，炉内四小管（过热器管、再热器管、水冷壁管、省煤器管）的失效事故占锅炉事故的2/3左右，其中水冷壁泄漏引发的事故占据较大比重。

水冷壁的作用是将炉膛火焰的热量传递给水冷壁管内流动的水或蒸汽，使水变成水蒸气并使水蒸气的参数进一步提高，以达到所需要的介质状态。

水冷壁管失效事故的发生不仅使设备检修工作量和检修费用大大增加，而且严重影响了锅炉机组的长期安全稳定运行，甚至使设备严重损坏并造成人员伤亡事故。

基于此，本文针对某电厂600MW超临界电站锅炉泄漏的水冷壁管并从宏观检查、金相组织、裂纹断面形貌、裂纹形成原因等方面对泄漏原因进行分析。

1 裂纹形成原因裂纹主要的分布方式为横向，管壁受到的热量正常、没有出现异常增大或者减薄的现象，在管内壁也没有出现明显的水垢和腐蚀等现象，在经过金相检测之后也没有出现异常情况，综合以上研究可以判定造成裂纹出现的主要原因是金属局部受到长期使用的影响出现了严重的热疲劳损坏，这种现象出现的原因为：（1）在这个位置受到了火焰的直接作用，是炉膛内温度最高的位置，水冷壁管会向这个位置提供很多的汽水混合物，和其他位置比起来，在这个位置会受到很大的温度悬殊的影响，并且出现的温度梯度也是最大的地方，这样就会出现较大热应力。

（2）这个位置属于强换热区，水冷壁管会形成很快的汽化现象，内壁会出现数量较多的汽泡，汽泡和水之间相互作用，就会对导热系数造成严重的影响，造成管壁温度不断地升高，炉壁的气温提升速度以及降低的速度也会出现明显的变化，这样管壁温度就会出现不稳定的情况，管壁的温度也会出现较为明显的变化，管壁所受到的热量也会出现很大的差异，这些因素的共同作用就会导致水冷壁管子出现明显的裂纹。