影响锅炉过热器再热器可靠性因素分析

影响锅炉过热器再热器可靠性因素分析 摘自： 佳工机电网 作者： 佚名 添加日期： 2008-4-22 阅读次数： 28 现代大型火力发电厂为提高能源利用率，单机容量越来越大，向高参数发展，但是受钢材承压耐温能力的限制，蒸汽参数维持在确保受热面金属安全运行的临界范围之内。新型材料应 用可以提高受热面可靠性。 金属管壁超温、飞灰磨损、管外管内腐蚀、结构设计不周和检修质量不良等都会造成过热器 、再热器故障，从而使可靠性降低。爆管往往是由多种机理共同引起的，锅炉不同部位的受 热面，由于受热条件不同，发生爆管的主要原因也不同。 美国电力研究院对锅炉爆管机理的分类见表 1。 1 金属管壁超温 过热器、再热器是锅炉承压受热面中工质温度和金属温度最高的部件，而汽侧换热效果又相 对较差，所以过热现象较多发生。当金属温度超过允许极限温度，内部组织发生变化，许用 应力降低，在管内压力下产生塑性变形，最后导致超温爆管。爆管是锅炉发生较多的运行事 故，主要是部分管子长期超温所致。 1.1 运行调整不当 燃烧组织不好，火焰中心上移引起炉膛出口温度超过设计值，对流受热面吸热增强 ，使过热 器和再热器超温。如果减温水系统故障，高负荷情况下可能造成短时超温；或者减温水流量 不足、自动调节失灵，不能及时跟踪蒸汽温度变化，也会造成过热器短期超温。 1.2 设计上的缺陷引起超温的因素 如果炉膛高度设计偏低，火焰中心偏斜，受热面选材裕度不够或错用材料，水动力工况差，蒸汽质量流速偏低和受热面结构不合理等因素都会造成超温或存在较大热偏差，出现局部超 温。 热偏差主要指蒸汽侧和烟汽侧热偏差。烟汽侧热负荷不均造成热偏差的原因为四角切圆燃烧 方式引起的烟速和烟温偏差，墙式布置旋流燃烧器因各只燃烧器热负荷不同引起的偏差。蒸 汽侧屏间流量偏差则存在于各种集箱布置系统，如采用三通结构将导汽管引入过热器、再热 器进口集箱，在集箱三通区域形成涡流，导致该区域的管屏流量偏低，从而造成流量偏差。 同屏受热面热偏差是由于内外圈管子的长度不同，形成同屏的流量偏差和受热面积偏差，导 致同屏各管吸热量不同。 1.3 制造、安装、检修中引起超温的因素 制造、安装过程主要指出现管内异物堵塞而造成工质流动不畅、断路或短路等情况，导致局 部受热管超温。检修不当极易发生管内异物堵塞情况。如在换管过程中割管工艺不正确，异物掉入垂直管段，或联箱内管座固定焊接物脱落等情况会引起局部受热面无流量或少流量 。 2 受热面金属管的磨损 燃煤锅炉尾部受热面飞灰磨损是影响长期安全运行的主要原因，位于水平烟道的高温过热器 和再热器同样存在磨损问题。烟气携带灰粒和未燃尽颗粒高速通过受热面时，使管壁磨损变 薄，烟气流速越快，颗粒越粗、越硬，对管壁的撞击力就越大；烟气中灰浓度越大，撞击的 次数就越多，结果都将加速受热面的磨损。 飞灰磨损速率取决于灰粒成分（主要是 SiO2），煤中灰含量，灰粒动能及飞灰浓度。金属 磨损量与烟气流速的三次方成正比，因此，烟速大小对飞灰磨损速率有决定性影响，设计要 选取合理烟速，尽量减少烟速分布不均。 随着蒸汽吹灰投运时间累计到一定时间，很多电厂出现蒸汽吹灰通道金属管磨损严重，蒸汽 吹灰虽然起到清洁受热面改善传热的作用，但是吹灰蒸汽必然会加速局部烟气速度，如果吹 灰蒸汽参数选择不当，压力过高则蒸汽速度高，温度过低则会降低烟气温度使灰粒变硬。所 以蒸汽吹灰会造成过热器受热面金属管的磨损，尤其是再热器的磨损更需引起重视。3 受热面金属管的腐蚀 金属管受腐蚀作用，管壁会逐渐减薄，当管壁厚度小于一定值而没有得到相应处理，就会导 致腐蚀爆管事故的发生。腐蚀是指管外高温腐蚀和管内化学腐蚀。过热器、再热器因为还原 性气体比炉膛低，腐蚀速度比水冷壁要小。一般认为高温腐蚀主要是煤中硫的腐蚀行为，主 要是以硫酸为主要成分的熔盐腐蚀和 H2S 及硫氧化物造成的气态腐蚀。大量的研究结果认 为，在煤燃烧过程中，煤中硫化合物（FeS2 和有机硫 RS）与氧发生反应，同时在高温燃烧 中煤中的 K、Na 盐类转化为它们的高价氧化物 K2O 和 Na2O，这些氧化物会与生成的 SO3 反应，生成它们的硫酸盐，硫酸盐进一步与 Fe2O3，SO3 发生反应而生成复合硫酸盐。 这些复合硫酸盐在 550 580 的温度范围内呈熔融状态粘附在管壁上与 Fe发生反应，从 而加速了炉管的腐蚀。 管内化学腐蚀与结垢是当给水品质不良时，锅水中的 Fe，Cu，Ca，Mg，SiO2 等杂 质在蒸发受 热面中被浓缩，并从锅水中游离析出附着在管内表面，形成水垢，水垢的传热系数只有钢管 的 1/200，热阻很大，使壁温上升，导致管壁过热鼓包或破裂。喷水减温水质不良，锅炉分 离装置损坏或其它原因使饱和蒸汽品质恶化时，过热器、再热器的管内可能发生结垢，引起 过热胀粗直至爆管。锅炉停用时，管内水或漏入湿空气中的 O2、CO2 和 SO2 与管内壁接 触会产生停用化学腐蚀。 4 焊接质量 锅炉各受热面通过焊接组装而成，由于焊口数量多，焊缝与母材一样承受高温高压，因此焊 接质量和焊缝组织不合格是发生爆管的根源。 焊接缺陷会在运行中发生变化和发展，会使焊缝有效截面削弱，强度下降，造成应力集中，最终导致爆漏。在运行温度下的持久强度试验表明，断裂一般总是发生在焊缝和它的热影响 区。因此对于合金元素含量较多的合金钢，焊前要进行预热，以减少焊接过程中的热应力， 焊后进行回火或缓冷处理，以改善焊缝组织，消除焊接应力预防产生裂纹。 5 提高过热器、再热器可靠性措施 坚持设备全过程管理，在锅炉选型、设计、制造、安装、运行和检修等方面加强质量控制。在设计中避免结渣积灰、烟气走廊和水动力偏差及热偏差较大等情况。同时从运行方面加强 巡视和检查，发现泄漏现象及时采取措施防止事故扩大，损坏其它受热面管。 采用先进的检测手段，加强技术监督。对管道剩余寿命诊断的技术有理论计算的应力解析法 、实际构件切取试验样品的破坏性试验法和非破坏性无损探伤检测法等，做好受热面管道的 有效剩余寿命管理。同时加强锅炉压力容器安全监察、金属监督管理、化水品质监督管理可 以有效防止爆管事故的发生。 进行技术改造，改进吹灰系统，采取高温防磨措施保护受热面金属以减缓磨损速率。建立专 门的防磨防爆制度，并纳入日常工作，做好运行中管壁金属温度监视，防止超温。在锅炉大 小修和临修中，对受热面管外腐蚀、胀粗、撕裂和磨损等情况做定期、有计划的检查，确定 合理的检修质量标准。400 th 锅炉高温再热器爆管原因分析作者：杨敬东 文章来源：转载 点击数： 142 更新时间：2007-9-8 12:47:53 【字体：小 大】湖北安全生产信息网(安全生产资料大全) 寻找资料0 概况温州发电有限责任公司一期工程共 2 台 125MW 单元制机组，锅炉为上海锅炉厂生产的 SG420137M417 型超高压自然循环一次中间再热煤粉炉，分别于1990 年 12 月和 1991 年 7 月投产。锅炉主要技术参数如表 1 所示。 锅炉再热器分为低温再热器和高温再热器 2 级。低温再热器逆流布置在尾部烟道竖井中；高温再热器顺流布置在水平烟道对流过热器后，共 104 排，排间距为 90 mm，每排为由 7 套管组成的 U 型结构，分别连在进口集箱和出口集箱上。高温再热器管材为 X12CrMo91，规格为4245 mm。 再热蒸汽的温度控制以烟气挡板调节为主，以设在低温再热器进口前管道上的微量喷水装置作为细调。在高温再热器进口前管道上还设有事故喷水装置。1 高温再热器爆管情况某年 3 月，2 号炉运行中发生高温再热器管子爆泄。经停炉检查，发现爆管发生在高温再热器左起第 53 排第 5 套管（由外圈向内数，下同），距 U 型下弯头约200 mm 处直管段，并吹损相邻数根管子。爆破口纵向长 50 mm，最宽处为 5 mm，管子有明显的胀粗现象，即由原来的 42 mm 胀粗到 558 mm，U 型弯头外表面有多条纵向裂纹。尤为异常的是，在该管及相领的左起第 54 排第 5 套管内部，发现有大量黑色粉末状异物，2 根管子的下弯头部分已经被这些异物完全堵塞。第 54排第 5 套管同样也有胀粗和弯头表面纵向裂纹，只是未爆管。同年 5 月及 12 月 1 号炉和 2 号炉又分别发生高温再热器爆管事故。经过检查，与 3 月爆管情况非常相似，爆破的管子均有明显的胀粗现象和弯头表面纵向裂纹，同时在爆破管及部分相邻管中发现了黑色粉末状异物。3 次爆管分布情况如表 2 所示。2 爆管原因分析爆管发生后加强了对高温再热器管的监视，并利用每一次停炉机会对高温再热器管进行外观检查，又多次发现并处理了已经被异物堵塞但还未发生爆泄的高温再热器管，避免了爆管造成的非计划停运。综合分析这些管子以及已经发生爆泄的管子（如表 2 所示），可以发现以下规律：（1）所有管子下弯头内部均被大量黑色粉末状异物堵死，汽流无法通过。单根管内异物总量约在 10001500 g 左右。（2）所有管子均集中发生在高温再热器管排的中间部分，即左起第 48 排至第56 排（高温再热器一共 104 排）。（3）所有管子均集中发生在管排的第 6 或第 7 套管（由外圈向内数）。而同管排的其他套管经检查均未发现异物堵塞现象。（4）管子外观均有不同程度的胀粗现象，严重的管子弯头部分外表面有纵向裂纹。从管子外观、爆破口形状及金相分析结果来看，属于过热爆管。对黑色粉末状异物进行化学分析，主要成分为铁氧化合物。分析爆管原因的关键在于找到沉积在 U 型弯头内的铁氧化物的来源。经分析，共有两种可能性：一是铁氧化物来自爆破的高温再热器管本身；二是铁氧化物来自于高温再热器上游其他设备。以下对两种可能性进行具体研究分析。21 对高温再热器受热面的分析如果铁氧化物来自高温再热器管本身，即由于设计或运行等原因造成高温再热器局部管子超温，会使管内氧化膜疏松而脱落，并最终堵塞 U 型下弯头，造成汽流阻断，过热胀粗直至爆管。经过计算，单根高温再热器管子如果减薄 01 mm ，就会产生超过 1000 g 的铁氧化物。由于目前一般测厚仪的精度为 01 mm ，再考虑制造上的误差，所以不能通过测量管子壁厚的简单办法来判断铁氧化物是否来自于管内氧化膜的疏松脱落，而只能通过试验方法来确定。在对 1 号炉进行了高温再热器壁温试验中，共设置高温再热器进口烟温测点 20组，有代表性的高温再热器壁温测点 65 组，并在 50100负荷范围内多个工况条件下进行了试验。通过对试验数据的分析，得出以下结果：（1）除其中 1 个工况平均烟温达到 7934外，其他情况下高温再热器进口平均烟温均低于设计值 790。虽然存在局部烟温偏差，但总趋势是下层高于上层；右侧高于左侧。最高烟温并不是出现在高再中间部位。（2）试验结果显示同排管子中，壁温最高的是第 7 套管，而非第 5、第 6 套管。（3）根据上海锅炉厂计算书，高温再热器计算壁温为 569。从试验来看，满负荷情况下，壁温超过 569的管子较普遍，但绝大多数均未达到 X12CrMo91 材料的使用温度 650。而且壁温分布呈现右侧高左侧低，这与进口烟温分布相对应。综上所述，基本上可以排除铁氧化物来自高温再热器管本身超温造成的可能性。因为，即使个别管在一定工况下存在超温，发生爆泄的也应该是壁温较高的右侧管子，而且应该是壁温最高的第 7 套管。这显然与事实不符。22 对高温再热器上游设备的运行分析1 号炉大修期间，曾利用内窥镜对高温再热器进口集箱进行检查，集箱内壁清洁无杂物。经分析，铁氧化物可能来源于高温再热器进口集箱前的上游设备，理由如下：（1）从以往的锅炉水冷壁割管检查看，由于缺乏启停监督及停炉保养不够规范，锅炉结垢速率较高，且垢的成分以铁氧化物为主。（2）发生高温再热器爆管前一段时期，机组运行不是很稳定，启停次数较多，且升降负荷频繁。这样，部分附着不是十分坚固的氧化铁垢（特别是在停机过程中产生的垢）在机组启动或大幅度变负荷情况下发生脱落，被蒸汽带到下游设备，并在汽流速度较低部位发生沉降。（3）汽流中夹带的固体颗粒发生沉降的条件是汽流速度低于沉降速度。所以沉降产生的部位，应是局部汽流速度最低的地方。再热蒸汽质量流速较低，且高温再热器具有 U 型下弯头等易产生分离沉降的结构，符合沉降条件。高温再热器进口集箱为两端进汽，出口集箱为两端出汽，从汽流速度分布来看，中间部分为整个高温再热器管排汽流速度最低的部分，也就是最容易发生沉降的部位。（4）从高温再热器进口集箱的结构（如图 1 所示）来看，同一管排中，第 5、第 6 套管从集箱的引出口是最低的。蒸汽从上游系统携带来的铁氧化物杂质最易沉积在第 5、第 6 套管内。3 分析结论及对策通过上面分析，可以得出如下结论：400 th 锅炉高温再热器爆管的原因是由于缺乏启停监督及停炉保养不够规范，造成锅炉结垢。再加上启停和升降负荷频繁，部分附着不是十分坚固的氧化铁垢发生脱落，被蒸汽带到下游设备，并在汽流速度相对较低的高温再热器中间部分位置较低的第 5、第 6 套管内发生沉降，堵塞管子，最终造成过热爆管。为此采取了以下对策：（1）加强了化学监督的力度，特别是加强和规范启停期间的化学监督和停炉保养工作。（2）加强管理，加大设备整治力度，保证机组稳定运行，减少启停次数。（3）对锅炉进行化学清洗。（4）利用停机机会，加强对高温再热器重点管排的检查，及时发现已经被异物堵塞的管子，防止爆管造成非计划停机。（检查的方法主要有外观看是否胀粗、有无过热痕迹以及用火把加热有无氧化皮爆裂等）。采取以上措施后，2 台锅炉至今未再发生高温再热器爆管事故，也未再发现被异物堵塞的管子。高温再热器爆管问题得到了根治。w 型火焰锅炉炉内管爆漏的原因分析及预防措施W 型火焰锅炉炉内管爆漏的原因分析及预防措施 Cause Analysis and Prevention Measures of Boiler Tubes Blasts and Leakages in Wflame Boilers 宁志刚 1，刘力强 2 （1.华能石家庄分公司，河北 上安 050310；2.河北省送变电公司，河北 石家庄 050051） 摘 要：针对华能石家庄分公司一单元 W 型火焰锅炉的炉内管爆漏问题，从存在的设计缺陷、技术原因等方面进行了分析，通过采取各种切实可行的防治措施，取得了较好的防治效果。关键词：W 型火焰锅炉；炉内管；爆漏；措施 Abstract：For settling tube blast and leak problems in Wflame boilers of Huaneng Shangan Power Plant, the design deficiencies and other technical causes are analyzed. After taking various practical prevention measures, rather good results are reached.Keywords：Wflame boiler；boiler tubes；blast and leakage;measures 1 设备简介华能石家庄分公司一单元 2350 MW 机组采用加拿大 B寿命管理;设备评估;状态监测;维修优化 1 背景资料随着机组不断向高参数、大容量、高度自动化发展，设备维修费用逐渐升高;同时，随着我国电力工业改革的发展和需要与竞价上网方案的进一步推行，逐步降低发电成本已成为各电厂的竞争关键。通过采用一系列维修优化和管理新技术，将明显提升设备管理的水平，这一点已在国内电力行业形成共识。进入 20 世纪 80 年代以来，美国等发达国家逐步开始在火力发电厂推广应用一系列现代维修优化和管理技术，采用先进的设备分析评估技术和状态监测手段，及时掌握设备的真实状态和寿命，合理地安排检修项目与检修间隔，从而有效地降低了检修成本，提高了设备可用性。近年来国内电厂通过运行优化技术的应用已产生明显效果，而进一步采用维修优化技术将产生更大效果。在美国，电力设备的风险评估（Risk Based Main-tenance，RBM），可靠性分析（Reliability Centered Main-tenance，RCM），寿命管理（Life Management，LM），预知性维修（Predictive Maintenance，PdM）等技术发展较快，已形成较成熟的成套维修优化和管理技术。在各电力公司的实际应用中，往往根据设备和管理特点有所侧重。如田纳西电力主要实施的是设备长期寿命管理策略，一些其他电力公司实施的是以辅机状态监测为主的预知性维修技术（一般模式为 RCM+PdM）;而在日本，则主要推行以设备点检为主要方式的全面计划质量维修管理（Total Productive Ma-intenance，TPM）和寿命管理为基础模式，结合 RBM、RCM 等方法的综合预防性维修策略，如三菱重工、石川岛播磨、川崎重工等在电厂推行的预防性维修技术;在欧洲国家，则主要采用风险评估结合寿命管理（一般模式为 RBM+LM）为主、重点在主机设备开展的维修优化和管理策略，如英国 AEA 公司、德国 MPA 在欧洲和亚洲实施的实例;由此可知，在国内通称为“状态检修”的维修方式，实际上是一个相当 宽泛的概念，在国外并没有统一的模式和定义，也不特意在主机和辅机之间加以区别。国外电厂的实践证明，这些先进的检修管理方式和维修优化技术，进一步丰富和发展了针对具体电厂和具体设备的灵活维修方式，能有效地克服定期检修造成设备过修或失修等问题。通过借鉴这些先进技术和方式，结合我国电厂管理实践，逐步实施检修管理方式改革和维修优化技术，是企业实现管理现代化、提高综合实力的有效途径之一。在国内火力发电领域，开展设备状态检修还处于起步阶段，尤其在实施状态检修的理念和总体策略方面的研究，在设备评估技术、状态监测技术和软件系统开发方面还相对落后于国外 1 。2 开展设备状态检修的意义实际上，不同的理解和采用不同的技术，对状态检修的概念叙述是不同的。普遍的设备状态检修的定义为:依据设备的实际状况，通过科学合理地安排检修工作，以最少的资源消耗保持机组（设备）的安全、经济、可靠的运行能力。由此可见，状态检修实际上是电厂实现设备维修管理现代化所追求的一个长远目标，其实施计划是一个长期解决方案。状态检修并不是要减少检修，也不是要取消计划，其关键是如何科学合理地安排检修工作。国内电厂以往的维修方式主要采取计划维修的模式，这种模式在相当长一段时间内仍将是我们的主要维修管理模式。状态检修与计划检修的根本差别是:维修工作的科学性和合理性，而不是计划性。传统的计划检修主要是依据规程和以往经验来安排维修计划，大多数是日历式的。而状态检修则主要是根据各自真实的设备状况监测结果和科学的设备评估方法来安排计划，力图改变过去依据规程和以往经验来安排计划带来的设备“过修”和设备“欠修”的弊端。因此状态检修的准确含义应当是“维修优化”，即使维修活动进一步科学化、合理化。如上所述，国外开展状态检修的模式有很多，其中主要有 3 种方式，即以设备可靠性分析为中心的维修（RCM）、以设备状态监测为基础的预知性维修（PdM）、以高温关键设备状态和寿命评估为基础的设备寿命管理（LM）等技术。这些模式的理论基础不同，使用范围和特点也不同。电厂采用时一般要根据自己的机组特点和设备维修重点，选择一种模式或将不同模式组合，产生出适合电厂自身的状态检修模式。3 状态检修技术的基本内容经过近年来的研究和实践，热工研究院已初步形成自主的状态检修技术模式，开发了维修管理、设备评估、状态监测等方面的系列技术、导则、硬件、软件等，特别在机组寿命管理技术开发和应用方面有较大突破。3.1 设备维修评估技术这是状态检修综合技术中的核心技术，也可称为“理论平台”。重点是解决部件、系统、机组维修工作的科学性、合理性问题。热工研究院重点开发的评估技术包括:设备风险分析技术 RBM;设备可靠性分析技术 RCM。采用这些技术，通过对设备的功能、失效模式等的深入分析评估，可进行以下工作:确定需进行（和不需进行）预防性维修的设备和系统;确定需维修设备（或系统）要实施的预防性维修工作类型;确定各项预防性维修工作的间隔期，包括首次工作期;确定实施每项预防性维修工作的维修级别。热工研究院还开发了其他设备评估技术根本原因分析技术（Root Cause Analysis，RCA），开发了设备评估有关的工具软件锅炉管失效分析专家系统等，以应用于电厂提高其设备评估和维修决策的能力。3.2 设备维修管理系统这是状态检修技术在电厂实施的基础技术工具，也可称为“技术平台”，是电厂实施设备现代化管理的基础工具软件。它重点解决维修工作的计划性、数据存储性问题。采用先进的设备维修管理系统（Computerized Maintenance Management System，CMMS），可将设备评估的结果、设备状态监测的结果与维修计划的制定有机结合起来，保证维修信息的综合性管理。主要功能包括:维修历史;维修计划管理;维修过程管理;维修质量管理;维修资源管理;维修报告。热工研究院将设备维修管理系统（CMMS）作为开发重点，以尽快开发出适合中国特点、适合电厂管理特定模式、具有热工研究院技术特色的管理系统。3.3 维修管理制度改进和实施技术维修的模式并不是一成不变的，国外先进的维 修模式和方法引入国内，必须与中国的实际状况相结合，没有一个普遍适用的统一模式。在具体电厂和设备评估结果的情况下，根据不同设备的维修类型和需求，制定相应的针对具体电厂、具体设备的维修策略，改进维修管理模式，是产生明显效果的主要途径。结合设备评估结果与点检制的实行，这些技术可用来进行以下大量的基础工作:电厂维修现状的评价;电厂状态检修实施策略的制定;电厂设备管理模式的改进;设备维修作业文件的制定。3.4 设备状态监测和诊断技术不断开发和应用不同的状态监测和诊断技术，是实现维修优化目标的主要技术保障。热工研究院重点开发和应用的状态监测和诊断技术包括主机、辅机的离线和在线等四大类。3.4.1 主机离线检验与诊断技术如广泛采用的测振、测频技术，无损检测，油液分析，锅炉压力容器检验，状态检验，寿命评估技术等。3.4.2 主机在线监测和诊断系统近年来，主机设备尤其是锅炉关键设备的离线和在线状态监测、寿命监测技术与系统已逐渐成熟，热工研究院相继开发了多种关键部件的寿命管理系统和在线状态监测系统，初步满足了国内锅炉和汽轮机部件急需的状态监测技术需求，在电厂的应用取得了明显效果。热工研究院开发的主要主机在线监测和诊断系统有:（1）锅炉状态监测系统。通过锅炉相关状态参数的实时监测，实现了锅炉经济性在线分析和安全运行状态报警，给出诊断结果及维修建议。（2）汽轮发电机状态监测系统。通过汽轮发电机相关状态参数的实时监测，实现了相关设备及系统的主要经济性在线分析和安全运行状态报警，给出诊断结果及维修建议。（3）锅炉管寿命管理系统。实现了高温过热器和再热器系统的在线状态实时监测和离线检验结果评估，实现了爆管的三级预警和实时维修决策建议 23 。（4）锅炉部件寿命管理系统。实现了高温联箱和蒸汽管道等关键锅炉部件的在线状态实时监测和离线检验结果评估。实现了锅炉部件的长期（三阶段）寿命管理。（5）汽轮机部件寿命管理系统。实现了汽轮机转子、汽缸、高温螺栓等部件的在线和离线状态监测与评估，实时给出寿命消耗结果。3.4.3 辅机离线检验与诊断技术辅机部件的状态监测和诊断技术近年来也发展迅速，电厂中常用的监测技术有振动监测、油液分析、红外热成像、马达状态监测、超声波检漏等。（1）振动监测技术。主要是应用在线和便携式振动监测仪器，对设备的诊断频谱进行连续或经常性检测，以分析设备的振动特性，判断运行状态变化趋势，为设备的运行和维修提供信息。（2）油液分析。主要是对润滑油的成分、污染度、机器磨损状况等进行检测。3.4.4 辅机在线监测和诊断系统（1）电站烟风系统状态分析软件。电站烟风系统状态分析软件通过对电站烟风系统（包含送风机、引风机、空预器等）的监测，显示整个烟风系统的当前状态，评估系统及各风机系统的实际性能，对系统偏离正常状态进行报警，并诊断故障原因，提出维修建议。结合系统运行历史数据，为烟风系统的正常运行和检修提供辅助决策功能。（2）电站泵组性能分析系统。电站泵组性能分析系统通过对电厂泵组（电动给水泵组）的监测，显示泵组当前状态，评估各泵组的实际运行性能，对性能下降的泵组进行报警，并诊断故障原因，提出维修、检修建议。结合泵组运行历史数据，为泵组的正常运行和检修提供辅助决策功能。（3）电站风机运行故障诊断系统。电站风机运行故障诊断系统通过对电厂风机（送风机、引风机、一次风机、排粉风机等）的监测，显示风机当前状态，当设备的振动水平超过设定的报警值后能快速、准确地诊断出振动原因，并诊断故障原因，提出维修或检修建议，进而采取相应的处理方案，以降低运行及维修成本。结合风机运行振动历史数据，为风机的正常运行和检修提供辅助决策建议。（4）电站泵组运行故障诊断系统。电站泵组运行故障诊断系统通过对电动给水泵组的监测，显示泵组当前状态。当设备的振动水平超过设定的报警值后能快速、准确地诊断出振动原因，并诊断故障原因，提出维修检修建议，进而采取相应的处理方案，以降低运行及维修成本。结合泵组运行振动历史数据，为泵组的正常运行和检修提供辅助决策建议。4 状态检修技术的电厂实施 4.1 基本实施模式状态检修技术是一项设备管理优化的长期解决方案，在电厂实施需要各方面的努力和配合。在电厂实施状态检修的技术路线可分为多种形式，主要可分为“自上而下”（如图 1 所示）或“自下而上”方式。实施方式和内容的不同与实施的效果如何有直接的关系，热工研究院推荐采用国际上当前通行的“自上而下”方式。其第一阶段主要内容包括:了解电厂现有管理方式、监测手段和其他实施条件;制定状态检修实施初步规划和阶段性目标;通过设备评估找出影响安全性和经济性的关键性设备和部件;确定适合的维修方式、级别、间隔期;制定电厂维修管理策略;建立和完善计算机维修管理系统;依据维修管理策略选择合适的状态监测技术和系统;实现和完善关键主机设备的状态监测;实现和完善重要辅机设备的状态监测;修改状态检修规划，制定下一阶段目标。依据以上基本实施模式，研究院和电厂双方通过交流，首先确定双方可利用的人员、技术、经费等资源，制定状态检修实施初步规划和阶段目标，确定状态检修实施的机组、设备和系统，并采用自上而下实施的方式逐步展开，可获得最大的实际效果。 国产超（超）临界锅炉常见问题及其原因初步分析5/3/2008蔡 晖（西安热工研究院，陕西 西安 710032）Primary analysis on common problems and reasons of homemadesupercritical/ultra-supercritical boilersCai HuiThermal Power Research Institute，Xian摘 要: 通过对首批国产超（超）临界锅炉安全性能检验发现问题的汇总和分析，结合国内的生产状况，对超（超）临界锅炉的受热面、集箱、管道、承重部件常见问题及其发生原因进行了论述。关键词: 超（超）临界 锅炉 受热面 集箱 管道 问题Abstract: The common problems and causes concerning heating surface, header, piping andload-bearing part of ultra-supercritical/supercritical boilers are discussed by summarizing andanalyzing practical problems found by safety examination of the firstultra-supercritical/supercritical boilers made in China.Key words: ultra-supercritical/supercritical，heating surface，header, piping，problem前言自 2004 年超（超）临界机组国产化以来，西安热工研究院承担了 30 余台国产超（超）临界锅炉的安装前安全性能检验工作和其中一部分锅炉的首次定期检验，检验中不但发现了一些常见性、多发性的原始制造缺陷，而且还遇到了一些关键部件采用新材料、新结构或新工艺所带来的问题。本文旨在通过对这批国产超（超）临界锅炉常见缺陷和问题的汇总、分析，为这类锅炉以后的安全性能检验重点工作提供宝贵的经验，并为这类锅炉设备今后的运行监督、检修和维护提供参考，从而提高后续机组基建工程的质量。 针对国产超（超）临界锅炉安装前安全性能检验所发现缺陷和问题的种类，将锅炉分部件分为集箱、受热面、锅炉范围管道及四大管道、承重部件四大类，并对各类部件所存在的缺陷和主要问题及其原因分别加以汇总和初步分析。1 受热面存在的主要缺陷、问题及其原因初步分析锅炉受热面“四管”（水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管，下同）故障是造成锅炉强迫停机的首要原因。据中国 2001 年2004 年全国 300MW 及以上电站锅炉可靠性统计，锅炉非计划停运中锅炉四管泄露占 60%左右，居锅炉锅炉非计划停用原因的首位。造成锅炉四管泄露的原因有可能发生在设计、制造、运输、安装、运行和检修等 6 个环节。对于运行中的设备，其前 4 个环节存在的缺陷是先天性与生俱来的，只有弄清楚了先天性缺陷的产生原因，采取适当的改正措施，尤其通过认真细致合理的安全性能检验来降低发生前 4 个环节的缺陷，才能杜绝这类先天性缺陷。1.1 受热面设计因素引起的几起案例1)过热器、再热器等的管屏固定方式不合理由于过热器、再热器的管卡（固定块、滑动块）设计不合理，在试运行期间高温烟气下变形、脱落，管子出列；高过、高再管屏之间未设计均匀管屏节距的结构；锅炉受热面管卡安装不牢固，管排内的管子存在应力。运行后造成管屏间节距严重不均匀，屏间烟气流速不均，局部磨损加剧。通过检修中重新安装管卡，并加强设备制造质量的监督和检验来得以改进。2) 再热汽温调节挡板设计不合理再热汽温调节挡板卡涩严重，运行中难以进行调整，现场只能用电葫芦强行开关，影响再热器汽温的适时调整。3)空气预热器密封设计不合理空气预热器密封设计不合理，按制造厂设计的密封间隙数据进行调整后，运转时转子卡涩，调大间隙后，漏风超标；上密封扇形板的自动跟踪密封调节机构经常卡涩，不能适时调整密封间隙，也造成漏风严重；下密封板的调整、固定螺栓设计过小，试运期间发生断裂，造成下密封板上飘，密封面被磨损，转子下部的径向密封片损坏。以上问题在运行中发现后予以全部更换。1.2 制造、安装等原因引起的几起案例1）承压部件焊接质量不良某电厂的受热面受热面承压部件焊接质量不良，产生泄漏。如集箱管接座、水冷壁耳板角焊缝等部位（见图 1、图 2）；如炉顶棚各屏管穿出处的密封钢板漏焊较多，安装质量差，造成炉顶漏灰严重；水冷壁管上的耳板角焊缝焊接时损伤管子，产生泄漏。2)管子外部存在机械损伤DL647-2004 的 4.10 条规定“各种受热面做外观检查，不允许存在裂纹、撞伤、折皱、压扁、分层、腐蚀，腐蚀麻坑处的实际壁厚不小于强度计算最小需要壁厚”，但是由于制造、运输、现场组合、安装等因素造成受热面存在损伤的现象极为普遍。根据我们的检验情况统计，通常情况一台超（超）临界锅炉安全性能检验一般会出具 60120 个缺陷联系单，其中受热面的划伤、撞伤占到 60%创伤以上。某安装单位在某电厂 600MW 超临界机组锅炉安装时在水冷壁管上焊接了一部分临时件，为赶水压仓促切割造成管子受损，在打水压和运行期间分别发生 1 起和 2 起引起泄漏（见图 3图 6）。受热面管子划伤、碰磨、变形、焊缝表面成型不良等缺陷普遍，在制造、运输过程中产生碰撞、挤压导致部分管子的砸扁、划伤、碰磨减薄等，图为两例典型的受热面划伤。这些问题如果不能及时发现并彻底处理势必成为运行后爆管的事故隐患。因此，加强产品运输管理以及设备制造过程的防护、减少管材表面缺陷是安全性能检验工作必须重点关注的问题之一。间烟气流速不均，局部磨损加剧。图 1 前水冷壁上部靠集箱侧的制造焊口发现咬边图 2 水冷壁集箱管接头角焊缝处的咬边图 3 螺旋水冷壁管子表面划伤图 图 4 省煤器蛇形管弯头上的机械损伤3）受热面管屏管端节距超标受热面管屏由于制造厂下料原因造成管端长度节距超标，影响安装进度，并导致管屏间节距不均、管子出列严重、管子节距不均；无管屏节距定位装置，安装阶段管屏间距无法控制，将造成屏某电厂一台 1000MW 超超临界锅炉的鳍片水冷壁组合时安装人员发现上下两屏管口错位，经测量发现两屏的鳍片宽度差 12mm，几十根累积导致相差近 10mm，安装时只能把鳍片从中间割开一段强制对口以后再对鳍片焊接。图 5 过热器管排直管上的硬伤图 图 6 水冷壁管排直管上的硬伤4)原材料质量把关不严，不合格原材料流入产品制造工序当前火电设备制造厂和钢材制造厂任务严重超负荷，各主机生产厂将大量部件分包给一些中小企业，而这些中小企业又继续分包给下家企业，制造质量参差不齐，原材料的质量出现了一些严重问题，应引起充分关注。如在一台 600MW 超临界锅炉的螺旋水冷壁检验中，检验人员发现多片螺旋水冷壁的鳍片上存在许多表面裂纹状线性缺陷(见图 7、图 8)，后又发现好几根螺旋水冷壁管子在安装前就已经产生局部断裂现象，断裂部位的裂纹起源于鳍片缺口部位并沿着与鳍片长度方向大致呈45角的方向扩展，斜向穿过管子后继续沿着另一侧鳍片轴向发展，裂纹形貌和走向如下图所示。后经西安热工研究院对生产这批螺旋水冷壁的鳍片材料进行试验分析，发现这批鳍片材料性能参差不齐，质量不符合要求。据制造单位反映，由于原材料紧张，曾将这批螺旋水冷壁的鳍片外委加工，而委托单位在鳍片扎制过程中由于工艺参数控制不当等原因导致部分鳍片性能不合格，表面产生大量裂纹状线形缺陷。由于鳍片焊接过程中的热应力影响、鳍片端头不合理的火焰切割缺口、管片局部结构应力集中以及吊装和运输过程中的局部受力不均等原因，导致个别管片局部出现宏观裂纹甚至管子局部发生断裂。某台 600MW 超临界锅炉省煤器蛇形管上组固定装置的吊杆共 1000 余根。其中 7根设计为 12Cr1MoV，经光谱分析为碳钢。墙式再热器侧墙入口集箱 2 个管接头经光谱检验材质为碳钢，与设计材质 15CrMo 不符。因此，加强原材料的入库前检验工作，谨防不合格材料流入产品制造工序是下一步安装前检验工作所要重点关注的内容之一。5) 受热面管加工问题弯头制造加工时有高温加热现象，造成局部过热，材质力学性能降低，甚至个别弯头内侧由于弯制工艺不合理而产生裂纹，造成运行中泄漏。2 集箱存在的主要缺陷、问题及其原因初步分析集箱承担着连通与均流作用。集箱的加工工序繁多、加工工艺复杂、开孔多。是电站锅炉的核心部件，在设计、制造、运输、安装过程中得到较多关注，但在超（超）临界锅炉安全性能检验中也暴漏出一系列问题：1）箱内部遗留有杂物近三年来，国内新建投运的超临界锅炉运行过程中发生多起过热爆管事故和管子胀粗问题，经检查发现其原因是联箱和锅炉管中异物堵塞造成的。其中联箱中发现的异物种类主要有管孔部位机加工遗留物（俗称眼镜片）、铁丝、铁条（板）、焊渣、砂轮片（电磨头）等，这些异物主要是制造和安装阶段遗留的。电力行业标准 DL647-2004 中要求“联箱制造阶段监造时要确保内部无异物”；DL438-2000火力发电厂金属技术监督规程10.1 条明确要求联箱安装前检查联箱（尤其是蒸汽联箱和减温器联箱）内部钻孔时有无杂物遗留，如“眼镜片”等杂物， 如果有，应彻底清除；DL/T5047-1995 要求“组合安装前，必须将所有联箱内部清扫干净，各接管无堵塞，并彻底清除钻孔遗留物。图 7 某厂 600MW 锅炉厂螺旋水冷壁裂纹 图 8 某厂 600MW 锅炉冷灰斗水冷壁总视图一组典型的 330MW 亚临界锅炉、600MW 超临界锅炉、1000MW 超超临界锅炉的部分受热面选用的规格、材料见表 1。由表 1 可知随着锅炉压强的增大、温度的提高，水冷壁的公称外径急剧减少，使内径由 300MW 的 50mm 减少到 600MW 的 24mm、1000MW 的 16mm。少量的加工铁屑、打磨头、眼镜片等少量异物未清理干净，即有可能使节流孔堵塞导致爆管。因此，为防止公司在建锅炉投产后以及新投产锅炉由于联箱异物引起的早期过热爆管事故的发生，防止锅炉集箱内部存在异物是主要的防范手段。330MW 亚临界锅炉 600MW 超临界锅炉 1000MW 超超临界锅炉名 称规格 材料 规格 材料 规格 材料水冷壁管 63.57 SA210C 38.16.7 T2 28.65.9 T122）减温器等承压部件焊接质量不良少数承压部件焊接质量不良，产生泄漏。某厂 600MW 超临界锅炉的过热器减温器水压时在减温器的定位螺丝处发生泄漏，采取打磨补焊措施后水压成功，由于返修不彻底，在运行中该部位再次发生泄漏导致强迫停机。3）集箱手孔位置设计不合理集箱手孔设在两端，不方便检查和清理内部杂物。4）集箱接管座用错材料、集箱接管座代用材料混乱我们发现多起集箱接管座材料代用混乱、材料代用无设计更改单、无代用说明书等，给安装带来一系列问题。某厂 600MW 超临界锅炉低温过热器进口集箱检查孔端盖（端盖要现场安装）设计应为 SA182F12CL.1，经现场光谱分析为碳钢。设计为 WB36 的主给水管道，部分供货材质为 P22 材料。5）集箱接管座焊接质量控制不力在锅炉的长期运行中，集箱接管座角焊缝泄漏是多发性事故。该部位应力水平较高，加之还受到交变应力的影响，如果存在缺陷，则容易在该处产生裂纹并逐渐发展；现有的检查技术不易发现此类裂纹，即使在泄漏后也很难查找泄漏点；另外，此处的缺陷在现场焊接修补也十分困难。因此，集箱接管座角焊缝的检验是一个重要环节。在某电厂 600MW 锅炉集箱检验中，检验人员及时发现并处理了水冷壁集箱管接头严重移位、断裂、角焊缝咬边，高温过热器出口集箱的接管座存在鼓包、高温再热器出口集箱的接管座存在鼓包等问题。因此，联箱接管座质量问题也是今后应该引起足够重视的问题。6)运输、存放中中发生碰伤、摔伤图（10）为一起典型的水冷壁集箱在起吊过程中吊绳脱落碰伤接管座的案例。图 9 下水管分配器接管座焊接气孔 图 10 水冷壁集箱上的接管座碰伤3 锅炉范围管道及四大管道存在的主要缺陷、问题及其原因初步分析3.1 材料以次充优最近在国内陆续发现一批物资公司利用国产 P91、P22、WB36 代替进口P91、P22、WB36 材料，这批产品性能不稳定，主要表现在表面质量差、壁厚不均匀、壁厚超过设计厚度较多、硬度偏低或偏高、组织不正常。现已发现管道上喷有“WT”、“海莱特”（HYDRATIC）或“ SUMITO，JAPAN”标识，或只喷规格型号而无热处理号、炉批号、产地、合同号、订货单位等信息标识的，均属于假冒国外管道制造企业产品或用国内产品（已经国家级鉴定的材料除外）替代(见图 1114)。图11、12 假冒伪劣管道3.2 弯头、三通等管件性能不均匀材料是发展超临界技术的最重要基础之一，这在超临界技术的发展历程中已得到充分的体现。在早期，由于超越了当时的技术水平，超临界锅炉的参数有大幅度的回落。后来由于材料等方面的重大进展，上世纪 90 年代开始，超临界技术又进入新一轮的发展阶段，蒸汽参数有比较大的提高。材料的研发工作应该先行，这已形成共识。一个耐热钢种的研制从起步到投产，若是新钢种，需要十年以上的时间，即使是复核老钢种，至少也需要三年时间。图 13、14 假冒伪劣管道国产超（超临界锅炉）过热器、再热器等集箱普遍采用 P91。P91 在 90 年代在我国使用的锅炉基本上是亚临界锅炉、压力、温度较低，但使用在超超临界锅炉上以后其性能已经达到了上限。目前我国在 P91 的使用性能研究处于起步阶段、技术不成熟、经验不充足。国内的管件生产单位规模小、人员素质低、设备配置落后、技术积累不足，制作的管件存在硬度值偏低或偏高、硬度值不均匀、组织异常，甚至在一台 600MW 锅炉再热蒸汽管道热段发生了管件由于变形，制造单位为了满足形状尺寸车削接口部位导致接口段 2050mm 存在壁厚严重不满足理论计算壁厚的情况，鉴于工期因素采取了堆焊满足理论计算壁厚，成为一个危险源，这为以后的金属监督工作增加了许多工作量。P91、10CrMo910 管道材料在在我国锅炉管道上的应用非常广泛，其加工制造工艺也很成熟，但在某厂再热蒸汽热段管道 4 个弯头及其旁路 2 弯头却出现了金相组织异常、硬度值超标问题，究其原因为制造加工工艺控制不严所致，该厂 P91 主蒸汽管道 15 个弯头中就有 8 个金相组织异常或硬度值超标，后经西安热工研究院“P91 钢管件国产化研究”课题小组讨论分析认为出现这种问题的根源就在于热处理温度等工艺参数控制不当所致。我们现场检验人员对该项目的所有蒸汽管道的所有 P91 与10CrMo910 弯头、三通全部进行 100%检验，尤其是对出现问题的弯头外弧面、中性面、内弧面都进行了多部位、拉网式的检查，弄清了组织、硬度异常的具体部位和范围。全部予以返厂热处理后经复查都在正常范围其它超（超）临界电厂锅炉范围内管道的 P91 三通、弯头也都出现部分部件金相组织异常、硬度不均或异常现象，尤其是某电厂曾对这类弯头进行过整批退货处理，但制造厂家在对退货进行重新热处理后加工时过度削薄了弯头端部的接口段，导致靠近破口位置的直段局部壁厚严重不足。因此,P91、P92、Super304、HR3C、TP347HFG 等新材料的组织、性能、检验方法、检验标准等探讨和学习都是安全性能检验工作必须重点关注并投入很大精力研究的事情。过热器连接管弯头回火贝氏体屈氏体铁素体 HB160 400不正常主蒸汽管 W 回火贝氏体铁素体HB140 400不正常过热器连接管弯头 回火马氏体铁素体HB226 400不正常HB235200正常4 承重部件存在的主要缺陷、问题及其原因初步分析承重部件大多是锅炉厂外委生产的，一部分部件还可能存在二次、甚至三次分包问题，因此制造质量问题普遍较多且不便跟踪检查，最典型的问题如下列图片所示。针对这类问题，我们目前已经尽采取了承重部件生产期间赶到生产现场进行跟踪检验的措施，以便尽可能早地在制造现场发现问题并及时反馈给电厂，从而在检验的同时起到部分监督检查的作用。立柱翼板与腹板间焊缝的表面气孔 板梁约 15mm 长的裂纹托架局部未焊接 锅炉立柱翼板的分层缺陷渗透探伤后照片5 控制产品质量的措施及建议从上述存在的危害严重的共性制造质量问题，一方面说明这些质量问题在制造厂内消除的难度，同时也表明在控制这些质量问题方面存在着问题，需要下大力才能解决。另外，暴露出较多设计问题，给锅炉正常安全运行形成威胁，必须给予高度重视，针对上述具体问题，我们建议：1）受热面管屏的管卡（固定块、滑