某电厂660MW超超临界锅炉螺旋水冷壁超温事故分析

超（超）临界锅炉水冷壁腐蚀疲劳裂纹问题分析与处理摘要：本文对某厂采用日本三菱技术设计制造的660MW超超临界直流锅炉水冷壁腐蚀疲劳裂纹（又称横向裂纹）缺陷情况进行了介绍，对腐蚀疲劳裂纹产生原因进行了分析，同时对已采取的处理措施以及下一步将开展的检查与预防工作进行了阐述，供采用同类型锅炉的电厂间借鉴与交流。

关键词：超（超）临界、水冷壁、腐蚀疲劳裂纹0设备概况某电厂两台660MW超超临界机组直流锅炉。

锅炉采用单炉膛、П型布置、悬吊结构。

燃烧器布置在四面墙上，采用切圆燃烧方式。

炉膛水冷壁采用焊接膜式壁、内螺纹管垂直上升式，炉膛断面尺寸为19230x19268mm，水冷壁管每侧墙各432根，均为φ28.6mm×6.2mm（最小壁厚）四头螺纹管，管材均为15CrMoG。

在上下炉膛之间装设了一圈中间混合集箱以消除下炉膛工质吸热与温度的偏差。

燃烧器采用墙式切圆燃烧大风箱结构，全摆动燃烧器。

共设六层浓淡一次风口，三层油风室，十层辅助风室，一层燃尽风室。

整个燃烧器与水冷壁固定连接，并随水冷壁一起向下膨胀，燃烧器共24组，布置于四面墙上，形成一个大切圆。

燃烧器共6层煤粉喷口，每层与1台磨煤机相配，主燃烧器采用低NOX的煤粉燃烧器，每只煤粉喷嘴中间设有隔板，以增强煤粉射流刚性，在主燃燃烧器的上方为OFA喷嘴，在距上层煤粉喷嘴上方约6.0m处有四层附加燃尽风AA （AdditionalAir）喷嘴，角式布置。

1腐蚀疲劳裂纹现状1.1失效情况两台机组首次发现腐蚀疲劳裂纹缺陷时间为累计运行时间约8400小时，期间锅炉水冷壁检查时发现喷燃器中上部喷嘴附近管段向火面灰焦层表面有细密的裂纹状缺陷（称蛇腹纹）。

打磨去除灰焦层后，管外壁肉眼观察未见裂纹显示，但此问题已引起电厂相关专业注意，在其后的每次C级以上检修中，均对水冷壁中部区域以及燃烧器部位进行了检查，前期检查手段为肉眼宏观检查，发现有裂纹形成部位再抽样进行打磨表面探伤，同时确定裂纹深度。

超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉是一种高效、节能的发电设备，但是在运行过程中，锅炉水冷壁会受到高温腐蚀的影响，降低了锅炉的运行效率和寿命。

本文将对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因进行分析，并提出改造措施。

1. 高温烟气腐蚀：超临界锅炉的烟气温度较高，使得烟气中的酸性物质（尤其是SOx 和Cl-）对水冷壁产生腐蚀作用。

当烟气内的酸性物质与水冷壁表面的水蒸气接触时，会发生气—液两相间的化学反应，产生酸性溶液并对水冷壁表面进行腐蚀。

2. 氧化腐蚀：锅炉水冷壁内部存在着氧气，当水冷壁内部的金属表面与氧气接触时，会发生氧化反应，使金属表面产生氧化物。

氧化物的形成会导致水冷壁金属的腐蚀，在高温和高压的环境下，氧化物会与金属内部形成一个保护膜，阻碍了金属的继续腐蚀，但是当膜层破裂时，金属表面又会重新暴露在氧气中，导致腐蚀加剧。

3. 热应力腐蚀：循环水由于运行中的温度和压力变化，使得水冷壁受到热应力的影响，从而产生应力腐蚀。

热应力腐蚀会导致水冷壁金属的晶粒形状发生变化，表面出现裂纹或剥落，进而加剧了水冷壁的腐蚀。

1. 酸洗处理：定期对水冷壁进行酸洗处理，清除表面的铁锈和氧化物，恢复金属表面的光洁度，降低腐蚀的可能性。

2. 材料改进：选用耐蚀性能较好的材料，如抗氧化、耐高温、耐酸性等特性的材料，改善水冷壁的抗腐蚀能力。

3. 防腐涂层：在水冷壁表面涂覆一层耐高温、耐腐蚀性能好的保护层，形成一层保护膜，防止水冷壁表面与高温烟气接触，降低腐蚀的风险。

4. 水质控制：控制锅炉循环水的水质，减少酸碱物质的含量，降低水冷壁的腐蚀速率。

5. 过量空气控制：控制锅炉的燃料供给和排烟系统，避免烟气中含有过多的酸性物质，减少水冷壁的酸蚀。

通过采取上述改造措施，可以有效地降低超临界锅炉水冷壁的高温腐蚀现象，延长锅炉的使用寿命，提高运行效率。

超临界锅炉水冷壁爆管原因分析发表时间：2019-09-18T16:06:00.950Z 来源：《电力设备》2019年第8期作者：贺卫国高翔王建[导读] 【摘要】某电厂超临界锅炉水冷壁同时发生后墙垂直段管两处爆管故障，经分析，认为爆管原因为锅炉升负荷过程中，水系统循环不良，形成了短时过热爆管，并提出改进建议及预防措施。

(内蒙古京能电力检修有限公司内蒙古乌兰察布 013750)【摘要】某电厂超临界锅炉水冷壁同时发生后墙垂直段管两处爆管故障，经分析，认为爆管原因为锅炉升负荷过程中，水系统循环不良，形成了短时过热爆管，并提出改进建议及预防措施。

关键词：水冷壁；爆管；水循环前言某电厂660MW超临界机组配套锅炉为哈尔滨锅炉厂生产，一次中间再热、单炉膛、平衡通风、全封闭布置、固态排渣、全钢构架结构、三分仓回转式空预器、超临界变压运行螺旋管圈加垂直管直流燃煤锅炉，型号为：HG-2210/25.4-YM16；锅炉于2011年投产，2018年5月进行第二次大修，机组在大修后并网升负荷过程中，发生了锅炉水冷壁爆管故障，造成机组停运，爆管位置在水冷壁后墙垂直管段，同时发生两根管爆裂，专业人员对爆管进行分析处理。

一、水冷壁爆管位置特征（一）爆管位置超临界锅炉水冷壁由上下两部分组成，标高46M以下为内螺纹螺旋管（规格Ф38х7.3，15CrMoG），上部为垂直水冷壁管段（光管Ф31.8х6.2，15CrMoG），中间有水冷壁中间集箱连接，锅炉后墙螺旋水冷壁管共计116根，从上部均匀垂直插入水冷壁中间集箱（Φ219×60mm）（见示图1），水冷壁垂直管从中间集箱前后两侧接出，其中：外圈114根，内圈232根，出口共计346根管；爆管位置在锅炉后墙标高约50M处，左数第52和100排，同时发生两处爆管。

图1后墙水冷壁垂直段示图（二）爆管外观形貌特征52和100排两处爆口类似，外观形貌见图2：爆口在向火侧，呈不规则菱形状（纺锤形），大小分别为81*32mm和63*25mm，内壁光洁，管段略有胀粗，其管壁边缘明显减薄，仔细观察爆口内外部，未见有较厚氧化皮、裂纹、磨损、腐蚀等痕迹，爆管附近管有爆口吹损痕迹。

超临界锅炉整体启动过程中高温过热器超温原因分析与处理2.华电印尼玻雅EPC项目部摘要：文章系统分析了锅炉受热面壁温测点温度异常原因，有针对性的制定有效处理措施及检测方法。

高效组织各方资源在有限时间内分别完成锅炉一次汽、二次汽系统设备物理检查工作，找到造成超温的根本原因，高质量完成系统恢复工作，为超监界参数电站锅炉稳定运行提供防控依据。

关键词：超临界；壁温测点；电站锅炉；温度异常；防控措施引言华电（印尼）玻雅发电公司安装两台660MW等级超临界参数燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界参数变压运行直流炉，锅炉型号（DG2065/25.4-II12），前后墙对冲燃烧，单炉膛一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构;锅炉采用露天、Π型布置，尾部烟道布置空预器。

2023年7月17日，1号机组整体启动，7月26日18：50，负荷由258MW升至327MW过程中，发现249号壁温（实际为汽温）测点由558℃上升至574℃，267号汽温测点升至580℃。

两个测点温度比同屏其它测点温度差40℃左右，停炉后进行了原因分析和检查。

1超温原因分析1.1异物在冷却管内堵塞受热面管排内存在异物，致使有效流动截面积减小，管内蒸汽量减少，蒸汽对管道冷却效果变差，导致管子超温运行。

2023年6月23日吹管结束后，对高温过热器出口弯头进行100%射线检测管内异物，未发现有异物存在。

机组整套启动运行期间，从屏过至高过的压差，小于吹管时管道压差，二者相差近7倍，所以此时由屏过把异物带入高过管内的可能性比较小。

1.2异物在进口集箱堵塞异物堵在集箱接管坐入口处，直接导致进入管内的蒸汽流量减小，其结果与管内异物相同，引起管子超温。

6月23日吹管后，对高过3个集箱手孔进行全面割管检查。

检查方式为：内窥镜检查+手机拍照。

对高过集箱手孔全面割管检查。

用内窥镜进行+手机拍照方式进行检查，虽然主观上是想全部检查到位，但客观上还是存在一定的局限性。

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%。

660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高故障原因分析及处理一、故障现象660MW超超临界机组汽动给水泵作为核心设备之一，其正常运行对于整个发电系统起着至关重要的作用。

然而在实际运行中，有时会出现推力瓦温度异常升高的故障现象，严重影响了机组的安全稳定运行。

对于这一故障原因的分析及处理显得尤为重要。

二、故障原因分析1. 推力瓦密封失效汽动给水泵的推力瓦是起到密封作用的重要部件，当推力瓦密封失效时，就会导致泵内外的水压失去平衡，进而引发温度升高的问题。

2. 润滑不良推力瓦的润滑情况也会对其温度造成影响。

如果润滑不良，导致推力瓦摩擦增大，就会使其温度不断升高。

3. 叶轮叶片受损由于机组长时间运行或者叶轮叶片设计问题，叶片受损会导致泵的工作状态不佳，产生过热现象。

4. 液环分解或者泄漏液环在机组运行中扮演者非常关键的角色，一旦液环出现分解或者泄漏现象，就会影响泵的正常工作，产生过热。

5. 泵内杂质与外界环境相关的泵内杂质也会对泵的工作状态产生影响，一旦泵内有杂质进入，就会造成摩擦和过热。

三、故障处理1. 定期检查保养尤其是对于润滑、密封等关键部件的检查保养工作，一定要加强定期的检查力度，避免发生故障。

2. 合理操作操作人员在日常操作中，需谨慎控制机组的启停过程，避免因为操作不当引起机组设备的异常工作状态。

3. 设备升级对于老旧机组，可以考虑进行设备升级，更换老化部件或者跟进最新的技术，提升机组整体的运行效率及安全性。

4. 处理液环问题一旦发现液环出现问题，需要及时清理、更换液环，确保其正常工作。

5. 安装过滤设备为了避免泵内杂质对设备的影响，可以在进水口处设置过滤设备，过滤掉进入泵内的杂质。

对于660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高故障原因的分析及处理，我们应该密切关注推力瓦密封、润滑情况、叶轮叶片状况、液环状态及泵内杂质等关键因素，采取有效的措施加以应对，确保机组设备的安全稳定运行。

浅谈火电660MW机组受热面失效案例及预防措施摘要：本文主要分析某火电公司锅炉末过管排长时超温过热引发爆管的案例以及受热面失效的机理与原因，提出了预防和控制受热面失效的相应措施，降低因受热面失效引起爆管的机组非停。

关键词：受热面长时过热短时过热失效措施前言随着我国电力行业迅速发展，一批大容量、高参数的火电机组投入运行，如600MW、1000MW，超临界、超超临界等超高参数的机组在电力装备中占据的比重越来越大，大容量、高参数的火电机组发生故障后损失大、影响大，因此必须高度重视机组的安全健康水平。

据统计分析，发电设备事故和不安全事件中，锅炉设备与系统所占比例最大，而锅炉承压部件爆漏又是其中的主要问题，一般占机组非正常停机事故的50%以上，因此，控制锅炉承压部件爆漏是提高机组可靠性最重要的工作。

一．案例分析某电厂6号机组为我国首批自行设计制造的660MW超临界机组，SG-2102/25.4-M953型锅炉，为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，2007年11月投产。

2018年05月25日，末级过热器受热面发生泄漏，管材质为SA-213 T91，规格为φ38×6（mm）。

1. 宏观检测泄漏点位于炉末级过热器入口管排由A向B侧数第30排由向火侧向后数第5根上部（标高69200mm，在该部位布置为第1根）让位弯管处，沿管子纵向鼓包后爆口，长度约15mm，开口宽度0.8mm（见图1）。

泄漏部位管壁未见减薄，表面有明显纵向密布裂纹及鼓包现象，管口内可见明显的氧化皮，具有长期过热爆管特征。

泄漏的蒸汽将相邻第29排相同部位管段吹损造成泄漏（见图2）。

图22. 元素分析化学成分符合SA213《锅炉、过热器和换热器用无缝铁素体和奥氏体合金钢管子》对T91的化学成分要求。

3. 金相检验（1）爆口边缘处金相组织为回火马氏体组和碳化物，组织老化4级（如图3）。

（2）距爆口周向10mm、20mm处金相组织为回火马氏体组和碳化物，组织老化3～4级。

600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因及对策分析作者：刘政扬来源：《科学与信息化》2019年第12期摘要水冷壁超温是现代发电厂内部机械运行中最常见的问题，不仅关系着发电厂内部能量能否正常供应，还会威胁到相关技术人员的人身安全，因此，如何优化超超临界机组锅炉使用成为一项重要内容。

本文将以600MW超超临界机组锅炉为主要叙述内容，结合实际机械运行中出现的问题，从根源上进行分析，在现代技术和管理体系的基础上，进一步提升现代600MW超超临界机组锅炉运行效率，减少水冷壁超温等问题的出现。

关键词 600MW；超超临界机组；锅炉水冷壁；超温；原因；对策前言电能作为现代城市基础运行的必要性能源之一，因其自身能量特点备受大众行业青睐，则为了保障电能供应能够满足城市需求，发电厂引入新型600MW超超临界机组锅炉代替传统发电机械设备，提升发电厂整体生产能力与效率。

但在实际机械设备运行中，常常会出现水冷壁超温故障问题，造成锅炉局部温度不一，机械设备内部结构被影响而出现变形，进而加剧结构之间的磨损程度，发电设备出现运行故障和结构损坏的概率增加，浪费大量资源和发电厂运行成本，危及相关操作人员的自身安全。

1 超超临界机组锅炉水冷壁超温原因分析1.1 燃料质量水平发电厂内部机械设备运行和电力能源运输方式都较为复杂，为了支撑内容基础的流程顺利进行，发电厂每天都需要花费大量的人力、物力，而在这些基础运行成本中最主要的开销除了机械运行花销，再者就是对产电力能源燃料的购买，这是因为燃料自身质量会在一定程度上影响发电厂内部产生电力能源的效率。

如果想要保障高生产效率、低污染排放，就要相应的选择更好的燃料种类与质量，有利于整体长远发展，但是往往中小型发电厂只重视当前利益，大量购买质量较差的燃料种类，这些燃料虽然也能够进行电力资源提取，但却存在着高挥发性和可磨性差的缺点，高挥发性是由于燃料内部杂质含量过高，可磨性差则是燃料自身存在的问题。

超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉作为目前燃煤发电厂常见的一种锅炉，其水冷壁高温腐蚀问题一直是工程技术人员面临的难题之一。

针对这一问题，需要对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因进行深入分析，并提出有效的改造措施，以保障锅炉的安全稳定运行。

一、高温腐蚀原因分析1. 微观组织和化学成分分析超临界锅炉水冷壁高温腐蚀通常是由于水冷壁材料内部微观组织和化学成分的不均匀性导致的。

通常情况下，水冷壁材料中的金属固溶体和非金属夹杂物成分不均匀，导致局部的晶粒细化或过粗，这就易于形成结构缺陷，诱发高温腐蚀。

2. 温度梯度和气流流速超临界锅炉工作条件下，水冷壁表面存在很大的温度梯度和气流流速梯度，这就容易造成水冷壁表面的非均匀受热和冷却，进而导致腐蚀的不均匀性。

3. 燃烧过程中燃料和灰渣的影响燃煤发电厂使用的煤质和燃料不同，燃烧过程中产生的灰渣成分和温度也会不同，这些都会对水冷壁的高温腐蚀造成影响。

燃料中的硫、钠等元素也会对水冷壁材料造成腐蚀作用。

二、改造措施1. 优化材料和工艺针对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题，可以通过优化水冷壁材料和工艺，提高材料的抗氧化、抗腐蚀性能，降低微观组织和化学成分的不均匀性，以增强水冷壁的耐腐蚀性能。

2. 加强监测和维护建立完善的水冷壁高温腐蚀监测体系，通过定期的检测和维护，及时发现和解决水冷壁高温腐蚀问题，确保锅炉的安全运行。

3. 改善燃料燃烧技术4. 加强尾气净化设施通过加强烟气的脱硫、脱硝等净化工艺，减少烟气中有害物质对水冷壁的腐蚀作用，以降低水冷壁的高温腐蚀风险。

超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题是一个复杂的工程问题，需要从材料、工艺、燃料和运行管理等多个方面进行综合分析和改进。

只有通过不断的技术创新和管理改进，才能有效解决水冷壁高温腐蚀问题，确保超临界锅炉的安全稳定运行。

600MW超临界锅炉水冷壁泄漏原因及防范措施摘要田集发电厂两台600MW机组锅炉水冷壁自2007年7月投产以来共发生4次水冷壁泄漏和爆管事故，且泄漏部位均在不同的位置，本文对本厂泄漏爆管原因进行了分析，并根据实践经验中提出了相应的防范措施。

关键词爆管；原因；分析；防范措施1锅炉设备概况当实施一起工程之时，田集发电厂引进了两台600MW机组锅炉，该锅炉是上海锅炉厂所制造，是一种依靠螺旋管圈变压运行的直流锅炉，燃烧所采用方式为四角切圆模式，固态排渣、平衡通风、采用全钢构架的п型锅炉。

锅炉炉膛水冷壁由螺旋管圈和垂直管圈水冷壁所构成的膜式水冷壁所组成，锅炉中炉膛下部所用管圈应用了螺旋围绕的模式，从折焰角一直到水冷壁入口下标高度为49684mm。

326根直径为38.1mm管子共同组成了水冷壁，其形状为螺旋段，其中所用混合集箱主要是用来过渡螺旋段和垂直段，常用方法就是将一根螺线管平分成了四根垂直管道。

第一次水冷壁泄漏的主要部位、原因分析：泄漏部位：水冷壁梳形板与水冷壁管的角焊缝处泄漏原因分析：炉膛梳形板与水冷壁管的角焊缝上存在咬边、夹渣等缺陷，降低了管子的强度。

锅炉运行中，水冷壁管排受热产生热膨胀，使其相连接的角焊缝上产生应力，在咬边处产生了裂纹，裂纹长度大约约11mm，方向为管子平行。

同时中下部水冷壁梳形板和刚性梁支座焊接，支座角钢挂在刚性梁翼板上，通过滑动来消除水冷壁与刚性梁之间的膨胀偏差。

刚性梁支座角钢与刚性梁之间安装中应预留2mm左右间隙，来保证刚性梁与水冷壁之间的相对膨胀，在检查拆开保温时发现支座角钢有局部弯曲变形，原先预留的2mm间隙完全抵死，不能自如滑动。

上游存在漏点致下游水冷壁质量流速降低超温爆管当位于超临界的压力之下，就具有比热容高峰值区，而将比热容点最大稳定称之为临界温度，将该点视为相变点。

当位于一定的区域范围中，一旦比容发生了急剧变化必然造成膨胀量更着剧增，并且还会降低粘度和导热系数，将因工质物理特性发生变化而造成传热恶化类似变化，在亚临界参数下出现了膜态沸腾即被称之为类膜态沸腾，事实上该现象主要和管内的质量流速、水冷壁管型以及热负荷等各种之间存在极大关系。

超临界锅炉管道事故及原因分析摘要：通过对部分超超临界锅炉因管材错用、焊材错用、焊接工艺不当或选用内螺纹垂直管圈水冷壁时发生的管道泄漏、爆管事故进行分析,阐述了目前我国超超临界锅炉的使用现状和发展方向.重点介绍了P92、P122等新型管材的特点,以及垂直管圈水冷壁与螺旋管圈水冷壁相比的优、缺点,并引用部分现场图片为例进行说明,指出目前超超临界锅炉在使用中出现的主要技术难点在于对于新型管材的特性的正确运用,以及内螺纹垂直管圈水冷壁节流孔圈容易发生结垢堵塞的问题的解决。

关键词：超临界锅炉;超超临界锅炉;管材;垂直管圈水冷壁引言近年来，随着节能减排工作的持续推进，一批660MW超超临界新建锅炉相继投入运行，众所周知新锅炉在制造时轧制、加工过程中形成的高温氧化轧皮以及在存放、运输、安装过程中所产生的腐蚀产物、焊渣和泥砂等污物必须在机组启动前去除，以保证机组启动后水汽品质尽快合格，使机组能安全、经济、稳定地运行。

根据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）的要求：在机组投运前应对热力系统受热面进行一次有效的化学清洗，超超临界锅炉材质的特殊性以及严格的环境保护排放要求，对超超临界锅炉酸洗提出了更高的要求。

锅炉有机酸与无机酸清洗相比优点在于：清洗过程不会产生大量沉渣和悬浮物，不易堵塞管道，有利于清洗复杂高参数锅炉，清洗废液对环境危害小等，因此目前新建大容量高参数锅炉普遍使用有机酸清1管材错用超超临界技术的发展建立在材料技术进步的基础上,提高主蒸汽参数时,主要受影响的承压部件为炉膛水冷壁、高温过热器和高温再热器等部件,其中锅炉的过热器/再热器管在锅炉中是服役条件最为苛刻、恶劣的部件,最高壁温可达640—650℃,管材需要同时满足蠕变强度、烟气侧抗腐蚀、蒸汽侧抗氧化性能等,同时还需要较好的工艺特性,必须采用热强性高、抗蒸汽氧化和烟侧高温腐蚀的新型高铬烧结奥氏体钢.目前在超超临界锅炉系统中温度最高的过热器/再热器管件主要常用的新型马氏体耐热钢和新型奥氏体耐热钢两大类新型材料.1)新型奥氏体耐热钢目前,国内外的超超临界机组中采用的新型奥氏体耐热钢主要由Super304H材料和HR3C材料组成,前者为l8Cr9Ni3CuNbN,后者为25Cr20NiNbN.Super304H是在早期的TP304H奥氏体钢基础上合金化的材料,使其在600—700℃的持久强度和蒸汽氧化性能都得到了提高.HR3C钢是在其他奥氏体钢基础上发展起的新材料,强度和抗蒸汽氧化性能较为理想,但这种钢最初是作为垃圾焚烧电站用的抗腐蚀材料开发的,在超超临界机组中的运行时间偏短.Super304H和HR3C都能满足620℃以下的超超临界锅炉中的过热器、再热器的强度要求,Su-per304H高温下许用应力较高,但在抗蒸汽氧化及抗烟气高温腐蚀上比HR3C稍差.2)新型马氏体耐热钢超临界锅炉中常用马氏体耐热钢主要有P91、P122,P91在国内应用了十几年,对其性能已基本掌握,国内的标准通常应用于不高于580℃的环境,P122由于Cr含量高,抗蒸汽氧化性较好,但组织控制困难,作为新型材料,使用得还不多.新材料的应用为超超临界的发展打下了良好基础,同时也在使用上有一定风险,如我国首台1000MW机组华能玉环电厂的主蒸汽、末级过热器联箱及过热器、再热器选用的P92、P122、T122等新材料,均为国内电力工程建设首次使用,安装或大修过程中更换管材时,热处理工艺无论是以低代高或以高代低都会带来安全隐患.管材维修更换过程中要求更为严格的金属检验,施工完毕后100%的光谱复查,保证机组在运行中不会因管材问题而发生爆管。

660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高故障原因分析及处理一、问题描述在660MW超超临界机组汽动给水泵运行过程中，有时会发生推力瓦温度过高的问题，这一问题如果处理不及时，可能会造成给水泵的损坏，甚至影响整个机组的安全运行。

对于推力瓦温度高故障的原因分析及处理显得尤为重要。

二、故障原因分析1. 润滑系统故障推力瓦的正常运行是需要有良好的润滑保障的，如果润滑系统出现了故障，就有可能导致推力瓦温度升高。

润滑油泵故障、润滑油管路堵塞等问题都可能导致润滑不良，从而造成推力瓦温度上升。

2. 轴承故障3. 运行负荷过大在一些特殊情况下，机组可能需要承受超负荷运行，这可能会引起推力瓦的温度升高。

尤其是在高温季节或者运行环境恶劣的情况下，运行负荷过大会导致机组各部件的温度升高，进而引起推力瓦温度的上升。

4. 其他原因除了上述几种原因外，还有一些其他原因可能会引起推力瓦温度升高，例如推力瓦本身的设计缺陷、机组的运行参数设置不当、冷却系统故障等。

三、故障处理对于润滑系统的检查至关重要，需要定期检查润滑油泵、润滑油管路、润滑油滤芯等部件是否正常运行，及时发现故障并及时修复。

轴承是推力瓦的重要部件，定期检查轴承的磨损情况，注意轴承的润滑情况，及时更换磨损严重的轴承和润滑油。

尽量避免机组超负荷运行，对于特殊情况下需要超负荷运行的情况，需要事先做好充分的准备工作，并在运行过程中进行严格的监控。

四、结语660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高故障是一个较为常见的问题，对于这一问题的原因分析及处理需要综合考虑润滑系统、轴承、运行负荷及其他可能的原因，并针对性地制定相应的处理措施。

通过定期的检查维护和合理的运行管理，可以有效地预防和处理这一故障，确保机组的安全稳定运行。

锅炉水冷壁超温治理在大埔电厂第1号机组和第2号机组投运前期，发生了几次水冷壁的管壁温度有偏差或超温现象。

水冷壁超温的部位往往出现在同一区域，即锅炉后墙水冷壁垂帘管及悬吊管。

水冷壁部分位置温度超过标准的原因分为两类：其一，水冷壁管与管间的流量分配不均导致出现热量偏差；其二，锅炉中的火焰分布区域不均与导致出现热量偏差。

分析超温原因后，运行人员进行多工况调整试验，提出水冷壁超温治理方案。

包括一次风调平、提高二次风风门调整精确度、调整煤粉细度、大氧量运行、提高大风箱与炉膛差压、降低中间点过热度设定值、提高水冷壁进口工质焓值、增加水动力稳定性等调整措施。

同时建立锅炉受热面超温管理制度和记录簿，从管理方面对壁温进行长期监控。

采取上述一系列技术整改措施及建立锅炉受热面超温管理制度后，超温记录簿中超高二值的次数由30条/月减少为5条/月。

在机组运行中有效控制了水冷壁温度，避免水冷壁超温爆管，保证机组安全运行。

一、基本情况锅炉的尾部放置2台三分仓容克式空气预热器，所用的是正压冷一次风机直吹式制粉系统，膜式壁组成的炉膛。

由炉膛冷灰斗入口，即标高8300mm处，到标高50547mm，炉膛周围使用螺旋式管圈，在此上方为垂直管圈。

每个炉均安装有二十四个直流式煤粉燃烧器，共分六层分布于炉膛下端四个角，空气和煤粉便从这四个角进入，呈切圆形式在炉膛里燃烧。

在大埔电厂第1号机组和第2号机组投运初期，多次发生水冷壁管壁温度有偏差或超温现象，尤其是机组低负荷运行时，很容易出现部分水冷壁温度超过报警值的现象，部分工况下水冷壁温度严重超过报警值，影响机组安全运行。

从两台机组运行情况来看，水冷壁超温的部位具有共同特性，往往出现在同一区域，即锅炉后墙水冷壁垂帘管及悬吊管。

二、原因分析产生水冷壁局部温度超过标准的原因有两个。

水冷壁部分位置温度超过标准的原因分为两类：其一，水冷壁管与管间的流量分配不均导致出现热量偏差；其二，锅炉中的火焰分布区域不均与导致出现热量偏差。

超临界660MW机组锅炉水冷壁结垢严重的原因分析摘要：提升锅炉热效率，控制锅炉排烟质量，维护锅炉稳定运行，对于火电厂的安全稳定运行至关重要，在锅炉大规模、大数据应用背景下，为提倡锅炉运行的稳定与安全，推动锅炉绿色化、现代化发展，有必要加强锅炉运行过程中产生腐蚀问题的研究，做好腐蚀防治与维护措施。

本文基于超临界660MW机组锅炉水冷壁结垢严重的原因分析展开论述。

关键词：超临界660MW机组；锅炉水冷壁；结垢严重；原因分析引言在电站锅炉运行中，水冷壁结垢不可避免，特别是在管理不够完善的自备电厂，水冷壁结垢现象更为突出，影响锅炉的经济性和安全性，若结垢厚度超出标准规定，将造成严重的安全隐患，引发事故发生。

1水冷壁结垢的主要原因水冷壁管结垢要充分注意。

水冷壁结垢的主要原因是传热面和介质(水、蒸汽)的管壁表面附着了多种沉积物。

根据结构层沉积机制，可分为结晶尺度、颗粒尺度、化合物尺度、腐蚀尺度。

(1)决定地。

结晶地是锅炉供给水中的可溶性盐随着环境的变化而结晶，堆积在管壁上的沉淀物，其形成是一个物理过程。

大部分结晶地是锅炉运行，纯净的水蒸发后，锅炉中包含的盐类留在高炉里，逐渐浓缩，炉内的盐含量达到过饱和状态，因此此时部分钙和镁盐类在水中结晶，形成水垢。

一些与温度成反比的盐类，例如CO32-等盐类，随着溶液温度的升高，微晶化反而增加，晶体析出，结垢速度增加。

(2)颗粒尺度。

漂浮在锅炉上，将未完全过滤在水中的坚硬颗粒堆积在细泥或沙粒等管壁上。

在水处理不完善的情况下经常出现。

(3)化学反应尺度。

锅炉根据化学反应生成不溶于水的化合物，并沉积在管壁上。

在此过程中，管道壁不参与化学反应。

Na2CO3和CaCl2交互作用会产生CaCO3沉淀。

(4)腐蚀尺度。

管壁是通过将氧腐蚀、碱腐蚀或酸腐蚀、氢腐蚀等引起的腐蚀产物聚集在管壁上形成结垢。

2垢样元素及其物相分析水冷壁的垢样成分中绝大部分(93%～98%)都是铁的氧化物，主要来源于给水带入的铁氧化物、水冷壁自身超温氧化产物或者化学清洗等带入;在垢样元素分析中，Mn、Cr、Mo、Si、P等元素与水冷壁管材所含材质元素成分相同，主要来自于水冷壁管材自身;Zn、Al、Ca、Mg、K、Co、Ni、Cu、O等元素主要来自于给水将水汽系统其他部位材料溶解后带入、给水水质受到外来水污染带入或其他污染物，这些成分中除铁的氧化物外其他元素含量相对较低，因此认为水冷壁垢样中主要是铁的氧化物。

超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施引言超临界锅炉作为发电行业的关键设备，其性能直接关系到发电效率和安全稳定运行。

在长期运行中，超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题引起了广泛关注。

本文将深入探讨超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的原因，并提出相应的改造措施。

一、高温腐蚀的基本机理超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是由于在高温、高压、高速流动条件下，金属表面与水蒸气中的气体和溶解的盐分发生化学反应而引起的。

具体而言，以下几个因素是高温腐蚀的主要机理：水蒸气中的酸性物质：高温下，水蒸气中的酸性物质如SO2、O2等容易与金属表面发生反应，形成金属氧化物，导致腐蚀。

水蒸气中的氧化物：水蒸气中的氧化物对金属也具有腐蚀作用，尤其在高温条件下，氧化物与金属发生氧化还原反应，使金属表面失去电子，形成氧化层。

盐分腐蚀：水中存在的盐分在高温下溶解成离子，当水蒸气通过水冷壁时，离子在金属表面沉积，促使金属发生腐蚀。

二、高温腐蚀原因分析操作条件不当：锅炉运行过程中，若温度、压力、流速等操作参数控制不当，容易导致水冷壁表面温度过高，加速腐蚀的发生。

燃料质量差：燃料中含有硫、氮等有害元素，燃烧后产生的酸性物质增加，加剧了腐蚀的程度。

水质问题：锅炉水中盐分过高，水质不纯，容易形成腐蚀的催化剂，加速水冷壁腐蚀。

三、改造措施材料优化：选择耐高温、耐腐蚀的金属材料，如铬合金、镍基合金等，以提高水冷壁的抗腐蚀能力。

表面涂层：在水冷壁表面涂覆耐高温、耐腐蚀的保护层，形成一道有效的屏障，减缓腐蚀速度。

操作优化：通过合理调整锅炉运行参数，确保水冷壁表面温度在安全范围内，降低腐蚀的风险。

水处理系统：完善水处理系统，降低水中盐分含量，防止盐分在水冷壁表面沉积。

定期检测维护：建立定期的水冷壁检测和维护计划，通过无损检测技术监测水冷壁的腐蚀情况，及时采取修复措施。

结论超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题是一个复杂的系统工程，需要综合考虑材料、操作、水质等多个因素。

通过合理的改造和管理，可以有效降低水冷壁高温腐蚀的风险，提高锅炉的安全性和运行稳定性。

超超临界机组典型误操作事故分析摘要：超超临界状态，是一个从商业角度定义的状态，物理学上没有明确的概念，我国把蒸汽压力高于27MPa称为超超临界。

超超临界机组运行参数高，为了压缩建造成本，大多又是单辅机，在正常运行中，如果突发事故，极易造成灭火停机。

本文对某电厂超超临界机组的误操作事故进行了详细分析，并提出建议对策，以期能为以后的工作提供参考。

关键词：事故；分析；对策引言[1]随着技术进步，在新建机组中，超超临界机组的应用已成为主流。

蒸汽参数的提高，必然使机组自身的能耗降低，发电效率提升，经济效益增加。

但是，由于没有汽包，很多机组又是单辅机，一旦发生事故，处理难度远大于汽包炉，甚至没有处理手段，直接灭火停机。

为了保证安全持续的电力生产，除了提高设备的安全可靠性，还要加强人员的培训，通过学习各种事故案例，找出设备隐患和操作弊端，防患于未然，才能确保长治久安。

1机组概况某电厂新建两台超超临界机组，锅炉为东方锅炉公司制造的660MW高效超超临界参数、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置的变压运行直流炉。

锅炉设计压力29.3MPa，最大连续蒸发量为2057t/h，额定蒸发量1878t/h，额定过热蒸汽温度605℃，额定再热蒸汽温度623℃。

炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式螺旋水冷壁,上部为垂直水冷壁，两者间由过渡段水冷壁和水冷壁中间过渡集箱连接。

炉膛上部布置有屏式过热器、高温过热器；折焰角后部水平烟道布置有高温再热器；后竖井双烟道分别布置水平低温过热器、低温再热器和省煤器。

烟道下部布置有一台四分仓容克式空气预热器。

炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧，共配有36只低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器，分三层分别布置在锅炉前后墙水冷壁上，每层6只。

燃烧器的配风采用典型的MB形式，即一次风、二次风、三次风。

分别通过一次风管，燃烧器内同心的二次风、三次风环形通道在燃烧的不同阶段分别送入炉膛，其中二次风为轴向可调式，旋流强度可调；三次风旋流强度不可调。

660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高故障原因分析及处理作者：谢建勇来源：《科技创新与应用》2019年第24期摘; 要：近年来，超超临界机组由于其先进的技术以及优异的性能，在全国取得了广泛运用，给水泵作为汽轮发电机组不可或缺的重要辅机，其工作情况的好坏与机组的安全运行息息相关。

部分660MW超超临界机组在给水泵的选择上，配置采用的是一台100%负荷的汽动给水泵及一台30%负荷的电动给水泵，若汽动给水泵运行中故障跳闸，往往意味着汽轮发电机组的跳闸解列。

文章对某厂660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高的原因进行了分析，通过排除与验证，发现平衡鼓与平衡套之间间隙过小是造成推力瓦温度高的主要原因，更换新的平衡鼓后，汽动给水泵推力瓦温度恢复正常。

关键词：汽动给水泵;推力瓦;平衡鼓;温度高;分析处理中图分类号：TM621.3; ; ; ;文献标志码：A; ; ; ; ;文章编号：2095-2945（2019）24-0132-02Abstract： In recent years， ultra-supercritical unit has been widely used in the whole country because of its advanced technology and excellent performance. Feed water pump is an indispensable auxiliary machine of turbogenerator set. Its working condition is closely related to the safe operation of the unit. In the selection of feedwater pumps， some 660MW ultra-supercritical units are configured with a 100% load steam feed pump and a 30% load electric feed pump. If the steam feed pump fails to trip during operation， it often means the tripping of turbogenerator sets. In this paper，the reason for the high temperature of thrust pad of steam feed pump in 660MW ultra-supercritical unit of a certain factory is analyzed. Through exclusion and verification， it is found that the main reason for the high temperature of thrust pad is that the clearance between balance drum and balance sleeve is too small. After the replacement of the new balance drum， the thrust pad temperature of the steam feed pump returned to normal.Keywords： steam feed pump; thrust tile; balance drum; high temperature; analysis and treatment引言某厂660MW超超临界机组仅配置了一台100%负荷的汽动给水泵，生产厂家为上海KSB 泵业有限公司，这是一台CHTD8/5型卧式多级筒型离心泵，轴功率为26298kW，额定流量2549t/h，总扬程3732.2m，额定工作转速5106r/min。