600MW超临界机组爆管泄漏原因的分析
600mw超临界电站锅炉大包内水冷壁管泄漏原因分析
2019.10 EPEM 99发电运维Power Operation引言某电厂1号机组采用hG-1964/25.4-YM17型超临界压力直流锅炉，锅炉为π型布置、单炉膛、平衡通风、固态排渣、一次中间再热、全钢架全悬吊结构，采用四角切圆燃烧方式。
锅炉的过热蒸汽流量为1964t/h，过热蒸汽出口压力为25.4Mpa，过热蒸汽温度为571℃，再热蒸汽出口压力为4.916Mpa，再热蒸汽温度为569℃。
该机组于2012年12月投入商业运行，在2017年4月14日运行过程中，炉顶大包内左墙水冷壁管发生泄漏并爆管，导致机组停运，停运时该机组累计运行小时数为3.1万小时。
为确保机组正常运行，避免泄漏或爆管情况再次发生，因此对现场泄漏位置进行检查分析。
利用宏观及微观的检测方法对泄漏原因进行具体分析，根据检测结论提出有效的措施及方案，为避免类似事故的发生提供借鉴。
1 缺陷概况及分析1.1 泄漏位置该锅炉水冷壁为膜式水冷壁，其中、下部与冷灰斗区域采用螺旋上升管屏，上部采用垂直上升管屏，共计313×4根。
上部垂直水冷壁管规格为Φ31.8×6.2mm，材料为15CrMoG，节距为57.5mm ；鳍片材料为15CrMo，厚度为6mm ；炉顶水冷壁上集箱规格为Φ273×60mm，材料为600MW 超临界电站锅炉大包内水冷壁管泄漏原因分析中国特种设备检测研究院锅炉事业部 施 超 刘 杰 袁啓正 杨白冰摘要：对某电厂600MW超临界电站锅炉大包内水冷壁泄漏原因进行分析，通过现场泄漏概况检查、金相检测、扫描电镜检查及EDS能谱分析等方法，对水冷壁泄漏原因进行了研究。
为防止类似事故发生，提出了相关的意见及建议。
关键词：超临界锅炉；水冷壁管；泄漏概况；扁铁拉裂15CrMoG。
前后墙水冷壁上集箱各为一个集箱，左右侧墙水冷壁上集箱各分为炉前、炉后两个集箱。
图1为水冷壁泄漏及爆管位置，该位置位于左墙水冷壁的炉前、炉后上集箱交界处，泄漏点位于上集箱下方约450~600mm 范围内。
600MW超临界锅炉过热器爆管原因及改进措施
600MW超临界锅炉过热器爆管原因及改进措施发表时间：2016-04-15T16:01:16.163Z 来源：《电力设备》2016年1期供稿作者：金毅[导读] 内蒙古电能源有限公司土默特发电分公司 012300）通常情况下，短时间超温大部分均出现在水冷壁管中，而省煤器及过热器出现短时间爆管事故的情况很少。
金毅（内蒙古电能源有限公司土默特发电分公司 012300）摘要：当前的过热器炉内管壁温度是利用炉外多个壁温监测点，之后通过经验加某个增量获得的。
此类方式有很大的不足，无法精准的体现管壁温度的实际值，通常要在爆管事故出现后，分析异常症状方可找到原因，根本无法充分起到预防作用。
现简要分析600MW超临界锅炉过热器爆管原因及改进措施，力求为今后的相关工作提供参照。
关键词：600MW超临界锅炉；过热器；爆管为了能够切实预防超临界锅炉过热器爆管，则需选取合理的炉外温度监测点，基于监测点测得的温度实时改变情况，借助对应的计算方式，可以明确锅炉内管壁温度的散布状况，进而预先对锅炉过热器爆管事故进行防范，采取有效的应对方案，最终确保锅炉安全稳定的运行[1]。
一、600MW超临界锅炉过热器爆管原因一般情况下，导致超临界锅炉过热器爆管的原因有如下几方面，将对此进行具体的阐述。
1.锅炉长时间过热导致的爆管事故锅炉长时间过热就是锅炉管壁的温度长时间高于额定温度，却低于生产材料的下临界温度，过热并不严重，可过热时间长，炉管出现碳化物出现球化。
锅炉管壁发生氧化作用变得越来越薄，管壁的强度降低，蠕变速率提升，导致锅炉管径均衡粗胀，最终于锅炉管道最薄的部位发生爆管事故。
因此，造成了锅炉管道的使用年限很大程度低于设计的使用年限。
温度越高，则锅炉管道的使用年限更短。
一般的运行状态下，长时间过热爆管通常出现在高温过热器的外圈与向火侧。
而在异常的运行状态中，低温过热器和再热器的向火侧都很可能出现长时间的过热爆管事故。
长期过热爆管可以基于运行应力水平分成三类，即高温蠕变类型、应力氧化裂纹类型以及氧化减薄类型。
600mW超临界锅炉水冷壁泄漏原因分析及防范措施
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。
600MW级超超临界机组锅炉试运过程爆管原因分析及对策
篮 趣
一… 一 《霹蔓 ２２ ～… … 疆 ｛ 第 】
，
６０ ０ ＭＷ级 超 超 临界 机 组 锅 炉 试 运过 程 爆 管 原 因分析 及 对 策
陈 卫 东
（ 苏 兴 源 电力 建 设 监理 有 限 公 司 ， 江 苏 江 南京 ２０２ ） １０ ４
生 在 后 屏 过 热 器 ．２次 发 生 在 末 级 过 热 器 ．２次 发 生在 水 冷
后屏 过热 器 入 １ 箱 及 节 流 孔 圈上 的异 物 主 要 有 以 下几 ３集
理不够彻底 ．锅炉冲管后没有对所 有节流孔进行拍片检查 ， 没有对过热器的低位易积异物的管排进行拍片抽查等都会造
受热面壁温测点设置偏 少布置不尽合 ．不能及 时准确 地反 映受热面 的壁温情况 ．给试运操作带来了许 多盲 目性 ，
以至 试 运 过 程 中不 能 及 早 发现 超温 现 象 并 采 取 有效 的应 对 措
根据对爆 口型式及爆 口管材的取样分析结果判断，４台机
组 的 ９次 爆 管其 中 ８次 （ ≠ 炉 省煤 器爆 口外 ） 为短 期超 温 除 ≠ １ 均
成 异物 积 在 受热 面 管子 中。
点 ：（ ） 口集箱上带有 的长约 １ ）的短管段 内有 异物 没 １入 ．Ｔ ５Ｔ 有清除。后屏入 １集箱上的短管在现 场采 用捅钢丝绳方法来 ３ 检查是否有异物 ．由于短管段的弯曲半径不 同，若选用与计 算球径相同的钢丝绳作通透检查时 ．钢丝绳无法穿透到集箱
参数变压运行垂直管圈直流炉 ．单炉膛 、一次中间再热 、采
用 四 墙 燃 烧 方 式 、平 衡 通 风 、 固态 排 渣 、全 钢 悬 吊结 构 兀 型 锅 炉 。４ 台锅 炉 在 整 个 试 运 期 间 （ 负 荷 试 验 期 间 ） 生爆 带 发
600MW超临界机组锅炉过热器爆管原因及预防分析
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。
超临界600MW机组锅炉高温过热器爆管原因分析及预防措施
Ｓ ＥＲＨＥＡＴＥＲ ＵＰ ｏＦ ＢｏＩ ＬＥＲ ＥＱＵＩ ＥＤ ｏＲ ０ Ｗ ＰＰ Ｆ ６ ０Ｍ
ＵＮＩ ＴＳ ＡＮＤ ＰＲＥＶＥＮＴＩ ＶＥ ＥＡＳ Ｍ ＵＲＥＳ ＴＨＥＲＥｏＦ
ＺＨＡＮＧ ｉ ｎ， Ｊｗｅ ＹＵＡＮ ｎ ｎ ＬＩ Ｙａ ｍｉ ｇ， Ａｏ ｅｈ ｉ Ｗ ｉｕ
明 ， 管原 因是 高温 过热 器 长期 超 温过 热 。对 此 ， 出 了严 格控 制 汽温 和金 属 壁 温 ， 爆 提 避 免 运行 工 况 大幅 变化 ， 用更 高等级 钢种 代替 ＴＰ ４ Ｈ 的预 防措 施 。 ３７
［ 关
锅 高温过 热 器 ； 管 ； 爆 氧化 皮 ； 温 超 键 词］ 超 临界 机组 ； 炉 ；
Ｓ ａ ｗｅ Ｐｏ ｒ Ｐ ａ ｔ Ｓｈ ｎｗｅ ５ ６ ３， ａ ｇ ｏ ｇ Ｐｒ ｖ ｎ ｅ， ｈ ｎ ｉ ｗｅ ｌ ｎ ， ａ ｉ ６ ２ Ｇｕ ｎ ｄ ｎ ｏ ｉ ｃ ＰＲＣ １
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｄｉｅ ｔｎ ｇａｎｓ ｈ ｕｂｅ— ｂ ｓ ｃ ｉ ｎｔ ｃ ｕｒ ｅ ｎ ｈｉ ｈ — ｔ ｍ ｐｅ ａ ｕ ｅ ｓ ｅ ｈｅ ｔ ｒｏｆｕ— ｓ ｒ ｃ ： ｒ ｃ ｉ ｇ ａ ｉ ｔｔ ｅ ｔ ｕｒ ｔ ａ ｃｄｅ ｓ ｏ ｃ ｒ ｄ ｏ ｇ ｅ ｒ ｔ ｒ ｕｐ ｒ ａ ｅ
３ ［ 中图分类 号］ ＴＫ ２２ ．３ ２
［ 文献 标识 码］ Ｂ
３６ ２ ０） ０８ ［ 章 编 号］ １ ０２— ３ ４（ ０１ ０６ —０ ５— ０３ 文 ０
［ Ｉ 编 号］ １ ． ９ ９ ｊ ｉｓ ． ０ ２—３ ６ ． ０ ０ ０ ． ８ ＤＯ ０ ３ ６ ／ ．ｓ ｎ １ ０ ３ ４２ １． ６０ ５ ＣＡＵＳ ＡＮＡＬＹＳ Ｓ ＯＦ Ｅ Ｉ ＴＵＢＥ —ＢＵＲＳ ｏＮ ＧＨ —ＴＥＭ ＰＥＲＡＴＵＲＥ Ｔ ＨＩ
600MW超临界机组锅炉末级过热器爆管原因分析与探讨姜艾林
600MW超临界机组锅炉末级过热器爆管原因分析与探讨姜艾林发布时间：2021-10-26T05:07:41.329Z 来源：《电力设备》2021年第7期作者：姜艾林[导读] 某超临界机组锅炉的末级过热器发生爆管，通过宏观观察、化学成分分析、金相分析等试验方法，对末级过热器爆管原因进行了分析。
结果表明：末级过热器存在超温，造成氧化皮脱落，减少通流截面和介质流量，从而引发爆管，并对此提出预防措施。
姜艾林(山东电力建设第三工程有限公司山东青岛 266100)摘要：某超临界机组锅炉的末级过热器发生爆管，通过宏观观察、化学成分分析、金相分析等试验方法，对末级过热器爆管原因进行了分析。
结果表明：末级过热器存在超温，造成氧化皮脱落，减少通流截面和介质流量，从而引发爆管，并对此提出预防措施。
关键词：超临界锅炉末级过热器爆管过热某电厂2#炉采用是东方锅炉（集团）股份有限公司与东方-日立锅炉有限公司合作设计、联合制造的600MW超临界本生直流锅炉，锅炉型号为DG1900/25.4-Ⅱ2型。
该锅炉为超临界参数变压直流炉，一次再热、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，其中末级过热器位于折焰角上方。
锅炉的主要参数如表 1 所示。
表1锅炉主要参数表1.3金相组织分析对爆管的试样1进行取样分析，周围表面和边缘处；距离爆口直段位置200mm和500mm处；爆口背面；过热器管内壁和爆口平行处。
图2.1 爆口附近组织2.结果及讨论通过以上试验，综合分析可知：1)从宏观上分析,经过以上的数据分析得出,爆口周围没有明显的管径胀粗现象,爆管的具体位置处于过热器管弯头背弧面,而爆口附近没有明显的管径胀粗。
在爆管发生后,对邻近的管道产生了吹损破坏，达到一定程度后，两管之间相互吹损破坏，并且在爆口位置有明显的龟裂裂纹,可以判断该末级过热器管属于长期超温引起爆管。
2)管道材质化学成分符合要求。
600MW超临界汽轮机高压加热器泄漏原因分析
２ 原 因分 析
２ １ 高压加 热器 结构 特点 ．
３高 压 加 热 器采 用 了卧 式 ｕ形 管 管 板 式 安 装
结构 ， 侧 为蒸汽 ， 侧为 给水 。抽 汽在 壳侧凝 结 成 壳 管
疏水 。蒸 汽 在高压 加 热器 内部 对给水 的加热 分为 过
机组 热力 系统 采用 单 元 制 方 式 ， 设 有 八段 非 调整 共 抽 汽分别 供 给 ３台高 压 加 热器 、 １台除 氧 器 和 ４台 低压加 热 器 。３台高压 加热 器 均为 东 方 锅 炉集 团有
系发 生 泄漏 。
收 稿 日期 ：０ ０—０ ２ ２１ ４— ５
加约 ３０ ／ ，５ Ｗ 负荷 ２ ２ ０ ｈ４０ ｔ Ｍ Ａ，Ｂ汽前泵流量增加 约 ４０／ 。 ０ ｔｈ ３高 压加 热器 正常疏 水 调 门开度 随时 间 延伸 逐 渐开 大 ， 同时 ２ ２ Ａ，Ｂ汽前 泵 电流逐 渐增 大 。
为此 ， ３高压 加热 器 的结构 特点 和泄 漏情 况及 运 从
行条 件等 几方 面对 漏 泄 原 因进 行 了分 析 ， 出 了解 提
决方 案和 防范措 施 ， 同类 型 机 组 高 压加 热 器 泄 漏 供
处理 时参 考 。
通 过 对 ３高压 加 热 器 近 段 时 间运 行 参 数 的对
２ ３ 泄 漏 原 因 分 析 ．
第３ ２卷 第 ９期
２１ ０ ０年 ９月
华 电 技 术
Ｈ ｕ ｄ ａ ｃ ｎ ｌｇ ａ ｉ ｎ Ｔｅ ｈ ｏｏ ｙ
Ｖｏ ． ２ Ｎｏ ９ １３ ． Ｓ ｐ． ０１ ｅ ２ ０
６０ＭＷ 超 临 界 汽 轮 机 高 压 加 热 器 泄 漏 原 因分 析 ０
马士 东， 袁洪涛
600MW超临界锅炉水冷壁泄漏原因及防范措施
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。
600MW超临界锅炉水冷壁管道一次泄露原因分析及处理
Ｓ ８ Ａ３ ７
０１ ．７
０６ ．５
０４ ．０
１１ ．５
Ｏ６ ．０
相接 。前 墙及 两侧 墙水 冷壁 通 过装 在垂 直段顶 部的 吊板装 置悬 吊， 后墙水 冷壁 通过 ５ 根 ４ ７２的光 ６ ） ． ５ 根据 上 述 资 料可 知 ，Ａ３７Ｇ １ｃ ｌ ｓ ２ ３Ｔ ２成分 及 机 Ｓ ８一 ｒ２ Ｌ 与 Ａ ｌ １ 管作 为悬 吊管 ， 撑炉 室后墙 的全 部重 量 。 个炉 膛水 冷壁 由炉 膛 械性 能基 本 一致 ，排 除 了因为观 察 差异 导致 膨胀 差异 引起 裂纹 的 支 整 焊 可知该处不存在安装问题 。 上部的垂直段管屏与炉膛下部的螺旋段管屏组成 。在标 高 ５ ０ ｍ ０１ ｍ 可能 。且就地宏观检 查， 口无 明显 缺陷， ７ 结合现 场情 况 ， 我们 怀疑 是 由于 悬挂 钢板 直接 焊接 在炉 管上 ， 处 ，通 过锻件 多通 及 中 间混 合 集箱 实现 垂直 段 与螺 旋段 管屏 的过 拉伤 炉 管 。查 询我 厂 ＳＳ系统 ， Ｉ 渡， ｌ 由 根螺 旋管分 成 ４ 垂直 管 。垂直 管 圈高度 约为 ２ ｍ， 根 ３ 共有 运行 中 负压 变动 导致 密封 板摆 动 ， １０ ４根 管 子 ，螺 旋 管 圈高 度 为 ４ ． ３ １７ ０ ｍ， 由 ３６根 管 子 以倾 角 ２ １． ９８ ３ ４ 。右旋 螺旋 而成 ， ９ 螺旋 圈数 为 １ １ 。垂直 段管 屏包 括上 ． 圈 ６
表 １ 锅炉主要 技术参数
炉 管侧存 在细 小裂 纹 。并检 查 发现 该条 炉管 中部 有 向上弯 曲的现
象 。初步 判 断裂纹 为应 力拉 裂管道 。该 处位 置示 意 图如 图 １ 示 。 所
我厂 ＃４锅 炉在 ２０ 年 １ ０９ ２月连 续 ３次 出现 水冷 壁 管 （ 封 水
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
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℃。
600MW超临界机组水冷壁爆管原因分析及预防
ｈ 。为分 析爆 管原 因 ， 现对爆 管 样 品进行 理化试 验 与
分析 ， 管样 品编 号为 Ｊ ２ １ —１ 爆 Ｓ一 ０ １ ７—１ 。
图 ２ 爆 口宏 观 形 貌
对 管子 爆 口附 近 管 径进 行 了测 量 ， 量 结 果 见 测
表 １ 。爆 口末 端管 径 最 大 胀 粗 率 为 ６ ５ ％ ， 爆 口 ．６ 离
２ 试 验 方 法 与 结 果
２ １ 宏观 检查 ．
末端 ２０ ｍ处管径最大胀粗率为 ４ ４ ％ ， ０ ｍ ．６ 均超标 。 该 爆 口具有 过热 爆 管特征 。
关键 词 ： 螺旋水冷壁 ； 爆管 ； 超温 ； 砸伤 ； 原因分析 ； 预防措施
中 图 分 类 号 ：Ｋ ２３ ３ Ｔ ２ ． １ 文 献 标 志码 ： Ｂ 文 章 编 号 ：６ ４—１５ （ ０２ ０ ０ １ ０ １７ ９ １ ２ １ ） ２— ０ ３— ３
０ 引 言
福建华 电可 门 发 电 有 限 公 司 ４× ０ 机 组 ６０ＭＷ
２ ２ 化 学成 分分 析 ． 对 爆 管样 品母 材 取样 进 行 化 学成 分 分 析 ， 果 结
爆 管 的宏 观 形 貌 如 图 １ 图 ２所 示 。爆 管 沿 纵 、
收 稿 日期 ：０ １ ６—１ ２ １ ０ ３
见 表 ２ 由表 ２可 知 ， 检 管 样 的 化 学 成 分 符 合 。 受
１８管最 高 温 度 至 ５ ９ｃ 。 为 防 止 情 况 进 一 步 恶 ３ ６ ＝ 【
600MW汽轮机导气管垫片泄漏原因分析及改进措施
使用过程中均出现了不 同程度的漏汽现象 ，每次解体检测均有不同 数 量 的法 兰螺 栓 硬 度严 重超 标 不 能再 次 使 用 ， 给 电 厂 的安 全 、 稳定 、 经 济运 行 带 来 了很 大 的隐 患 。
２导 汽管 法 兰 泄漏 原 因分 析 ２ ． １法兰 结 构及 尺 寸 高压 导 汽 管法 兰 密封 面 为榫 槽 型 ， 凹面深 度 为 ６ ． ４ ＋ ０ ． ０ ５ ｍ ｍ， 凸 面 高度 为 ３ ． １ ＋ ０ ． ０ ２ ５ ｍ ｍ 。 榫槽 （ Ｔ Ｇ型 ） 法兰 ， 按照 Ｇ Ｂ ／ Ｔ ４ ６ ２ ２ ． ２ — ２ ０ ０ ３ 标 准要 求 ， 此种 法 兰结 构 使 用 基本 型垫 片 无 任 问题 ， 该 标 准 规 定 的 尺寸为 ３ ８ ２ ￣ ３ ４ ２ ￣ ４ ． ５ 。法 兰 圆 周 等 均 分 布 高压 螺 栓 １ ６条 ，采 用 ＋ ０ Ｃ ｒ ｌ ７ Ｎ ｉ ｌ ２ Ｍｏ ２ 金 属 缠 绕垫 片 ， 图纸 设计 垫 片 尺 寸 为 ０ ３ ８ ０ ＋ １ ． ３ ｘ ３ ４ ０ ＋ １ － ３ ｘ ４ ． ５ ａｍ， ｒ 榫 槽 法 兰 尺寸 为 ｑ ｂ ３ ８ ２ ／ ｑ ｂ ３ ８ １ ． ５ 中３ ３ ４ ． １ ／ ｑ ｂ ３ ３ ４ ， 法 兰 紧 固 后 垫 片 理论 压 缩 量 为 １ ￣ ２ ｍ ｍ， 螺 栓 初 始 拧 紧 力矩 ６ ７ ７ Ｎ ． ｍ， 热 紧螺 母 旋 转 角度 ｌ ７ ６ ℃， 紧 固完 毕后 ， 两 法 兰外 端 面之 间 无 间隙 。 ２ ． ２ 榫槽 型法 兰 的密 封原 理 通过 施 加螺 栓 扭 矩 ６ ７ ７ Ｎ・ ｍ约 １ ８ ０ ． １ Ｍ Ｐ ａ ， 为 额 定工 作 压 力 压力 ２ ４ ． ２ Ｍ Ｐ ａ 的７ ． ４ 倍 作 为 金 属缠 绕 垫 片 与法 兰 接触 表 面 产生 的压 应力 大 于介 质 压 力 形 成 第 一道 密封 ，其 余少 量 漏 气 经 过 金 属 缠 绕 垫 片 后， 蒸汽 再 次受 到 第 二道 密 封硬 密 封 的 阻止 。从而 确 保 没有 任 何 工 质 泄漏 。 ２ ＿ ３法 兰 垫片 泄漏 的原 因 ２ ． ３ ． １由 于螺 栓 紧力 不均 ， 机 组 经 常滑 压 变负 荷运 行 导致 泄 露
600MW超临界电站锅炉水冷壁管泄漏原因分析
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。
600 MW超临界机组爆管泄漏原因的分析
600 MW超临界机组爆管泄漏原因的分析【摘要】本文分析了广东红海湾发电有限公司锅炉爆管现象作了详细的分析,指出了事故原因,并针对原因阐述了一些措施。
【关键词】超临界;爆管;泄露锅炉事故中,受热面爆管事故占到所有事故的70%以上,造成设备及人身伤亡事故,危害也很严重。
广东红海湾发电有限公司2008年8月13日下午3时许,锅炉负荷600MW,此时锅炉补给水量增大,现场检查确认炉顶大罩有明显蒸汽往外冒,同时异音明显,滑参数停炉。
14日下午2时,进入炉顶大罩内检查,发现高过出口联箱进口管A数第21屏前数第9根管(A21-9)爆开,泄漏部位在出口联箱与管屏对接的焊缝热影响区附近(约焊缝融合线上10mm左右),直接导致锅炉停炉,严重影响了工作的顺利进行。
经过3天时间的抢修,于8月16日晚上6点结束工作票,锅炉开始启动点火。
一、炉类型及过热器该炉采用前后墙对冲燃烧方式,设计煤种为神府东胜烟煤,其特点是挥发份高、发热量高、结焦性强。
炉膛上部布置屏式过热器,水平烟道依次布置高温过热器和高温再热器,尾部竖井的四周为包墙过热器。
过热器系统流程:顶棚过热器→包墙过热器→ 低温过热器→一级喷水减温器→屏式过热器→二级喷水减温器→高温过热器。
对流式高温过热器位于折焰角上部,沿炉宽有32片管屏,每片管屏由21根管子并联绕制而成,材料为SA-213TP347H,最外圈管φ50.8×9,其余φ45×7.8。
为防止吹灰蒸汽对受热面的冲蚀,在吹灰器附近蛇形管排上均设置有防蚀盖板。
二、检查情况(一)爆口的宏观分析。
爆口位于高过出口联箱管座与管屏对接焊缝的上部,爆口处管材脱落了一块,有胀粗,但不明显,由于变形严重,无法精确测量胀粗的程度。
爆口呈长时超温过热表像,附近有密集的纵向蠕变裂纹;爆口以上(汽流方向)400mm后的管子外表面就已恢复正常,没有过热表象,下面的焊缝及以下的管子都未发生形变,且没有过热的痕迹(二)硬度分析。
600MW超临界锅炉过热器泄漏问题的技术分析
600MW超临界锅炉过热器泄漏问题的技术分析1 案例分析4号机组负荷532MW，主汽压力19MPa，主汽温度566℃。
DCS“四管泄露”报警信号发出，就地检查折焰角两侧区域均有明显泄漏声，给水流量较主汽流量偏大70t/h。
4号机组停运后检查发现末级过热器第21管屏向火侧8号管子爆管。
管子被蒸汽反冲脱离所在管屏后卡在第17管屏向火侧7、8号管子之间。
17管屏向火侧8号管子断裂，断口下部管子卡在18管屏上，断口上部管子甩出卡在末过与悬吊管之间。
两处泄漏点标高均为70.9米，其中17屏管子本身外观可见超温变色，管径胀粗最大处约10mm。
此次泄漏共计2根管子泄露，10根管子吹损。
图1 末级过热器第21管屏向火侧8号管子爆管情况2 爆管原因分析2.1爆管过程分析通过现场泄露情况分析泄露过程如下：末过21管屏向火侧第8根管子最先胀粗爆裂，高压蒸汽反冲力推动该管子穿过20、19、18、17管屏的管子缝隙导致爆口处蒸汽直接吹蚀17管屏向火侧管子，此时17管屏向火侧第8根管子因被碰撞挤压加之其本身缺陷导致焊口处断裂，管子上部因高压蒸汽反冲力甩出卡在末过与悬吊管之间。
2.2爆管原因分析根据设备原始状态、运行工况、就地观察，分析造成泄漏的可能原因有如下三点：原因1：21-8管子外观目测T91材质管段整段涨粗，爆口附近最粗至φ61mm（设计值φ51mm）；外观检查有两处约1平方厘米黑色凹坑；管子表面有明显高温碳化迹象。
因此分析漏泄部位管子材质存在可能存在质量缺陷（SA213-T91管子组织成份可能异常）。
原因2：21-8爆裂管子内部或出、入口集箱内部存在异物，阻塞介质流通，造成受热面管子短期过热爆裂。
通过停炉后的磁通检测发现部分管子下弯头处存在氧化皮堆积情况。
原因3：17-8焊口焊接质量存在较大质量缺陷，在机组启停过程中造成焊接部位膨胀受力拉裂，产生漏泄。
3 采取的措施3.1针对4号机组锅炉过热器泄漏问题采取措施如下1）17-8、21-8管子整体更换为TP347材质新管子，以提高管子承受高温的能力。
600MW机组锅炉前包墙过热器管壁泄漏问题的技术分析
600MW机组锅炉前包墙过热器管壁泄漏问题的技术分析600MW超临界火力发电机组配备的四角切圆形式煤粉锅炉在技术上已经非常成熟，常规布置有尾部包墙过热器，包墙过热器一般采用鳍片密封方式。
虽然600MW机组锅炉在包墙过热器设计布置上已经非常成熟，但是对于包墙过热器泄漏问题仍然未能有效解决，部分机组包墙过热器运行中发生泄漏。
为研究包墙过热器泄漏原因，避免泄漏造成的停机损失，提高发电机组运行安全性，利用内蒙古某电厂锅炉包墙过热器泄漏案例进行分析，通过停机排查及运行调整实践，提出包墙过热器泄漏的预防措施。
1 四号机组包墙过热器泄漏问题1.1包墙过热器简介锅炉尾部烟道前包墙整体宽度20.7m，前包墙过热器设计密封方式为鳍片密封，侧包墙与前包墙边管之间通过鳍片刚性连接，前包墙在标高68米处分界，上部位于水平烟道内，为拉稀管束，下部为鳍片连接的包墙墙体。
包墙管子规格φ63×10mm，材质为15CrMo。
1.2.包墙过热器存在的问题内蒙古某电厂4号炉68米右侧过热器延伸包墙处出现疑似泄漏声音。
通过四管泄漏监测装置报警情况及打开尾部烟道人孔门确认为包墙泄漏。
停炉检查发现前包墙右数第1、2根管子泄漏，与其相邻的右侧包墙1根管子吹损，具体泄漏情况如下图所示图1 前包墙右数第1根管子原始漏点2 泄漏原因分析2.1泄漏过程分析通过现场泄漏情况分析泄漏过程如下：锅炉运行中右侧包墙晃动，侧包墙与前包墙之间产生较大的往复应力，前包墙右数第1根管子与第2根管子间鳍片作为应力集中部位，由止裂孔向下开裂，裂纹延伸至右数第1根管子本体拉裂管子母材形成原始漏点，其余两处漏点为互相吹损所致。
2.2泄漏原因分析1）包墙连接处设计密封形式为鳍片密封，鳍片上部设计有止裂孔，机组运行中右侧包墙受炉膛负压影响产生晃动，前包墙与侧包墙连接处存在应力无法释放的情况，长时间的应力造成止裂孔拉裂，裂纹沿鳍片延伸至管子母材后将管子拉裂，最终造成泄漏。
某600MW机组过热器泄漏原因分析
某600MW机组过热器泄漏原因分析发布时间：2022-03-17T03:39:24.810Z 来源：《中国电业》2021年23期作者：陈良山[导读] 通过宏观形貌观察、金相检测、硬度监测等方法陈良山淮沪煤电有限公司田集发电厂摘要: 通过宏观形貌观察、金相检测、硬度监测等方法，对某600 MW 超临界机组T23后屏过热器弯头泄漏原因进行分析，通过观察爆管口上游管壁存在较厚氧化皮，且有剥落情况，因此确定弯头泄漏是由于氧化皮堆积造成的短时超温引起的。
关键词: 后屏过热器；氧化皮; 泄漏；0 引言随着我国大容量高参数机组的不断发展，每年由于锅炉原因导致的非停事故率不断上升，同时锅炉非停绝大部分原因是“四管”泄漏，因此确保锅炉"四管"安全稳定在锅炉运行中突显重要。
本文主要深入研究锅炉过热器爆管根本原因及制定防治措施，有效延长锅炉稳定运行周期。
1 概述某电厂1号锅炉是由上海锅炉厂生产的600MW级超临界、变压运行、螺旋管圈、直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构Π 型露天布置、固态排渣，锅炉性能参数见表1。
后屏过热器布置在折焰角水冷壁前方，共20屏，21根炉管绕制，外三环材质SA213-TP347H，第4-7环为SA213-T91，其余为SA213-T23材质，管子外径44.5mm，壁厚为6、6.5、7mm三种规格。
2 泄漏情况描述1号机组C修后首次启动并网后约2小时，机组负荷275MW，运行人员发现多点炉管泄漏装置报警。
经现场检查，发现锅炉房61.8米层末级再热器、后屏过热器区域有明显的泄漏声。
机组停运进入炉内检查发现，后屏过热器固侧第5屏前数第21根下弯头爆破。
第5屏前数第21根管被泄漏蒸汽的巨大反作用力甩向扩建端，从第6屏前数第28与29根管间穿过，在第6屏蒸汽冷却定位管的阻挡下，向上弯转90度，并吹向第7屏。
第7屏后数1-18根管子表面有轻度吹损（见图1）。
600MW超临界锅炉冷灰斗水冷壁大面积泄漏原因分析
600MW超临界锅炉冷灰斗水冷壁大面积泄漏原因分析一. 泄漏情况某电厂 1号炉于2012年6月8日顺利通过168h试运行，2013年2月15日第1次发生大面积冷灰斗水冷壁管泄漏。
到2013年5月25日，共发生类似泄漏4次。
泄漏点沿炉膛宽度方向分布在前后墙冷灰斗水冷壁除角部外的大部分区域。
泄漏点最初集中发生在焊口（标高15m）热影响区域，为横向裂纹，裂纹沿管子表面横向开裂且均由外壁向内壁发展，随后上下扩展到标高13～16m的区域。
（1）泄漏情况统计详见表1。
表1 冷灰斗水冷壁泄漏情况统计表（2）泄漏特点1）泄漏产生时间短、发展速度快。
冷灰斗水冷壁从2012年6月8日正式投运到2013年2月15日第1次发生泄漏，仅过了8个月左右的时间，随后又在较短时间内连续出现3次大面积泄漏。
2）损伤面积大、数量多。
冷灰斗水冷壁前后墙除角部外的其它区域均存在不同程度的损伤，受损更换管数已超过前后墙水冷壁管总数的50%。
3）泄漏点有上、下扩展趋势。
冷灰斗水冷壁泄漏点从标高15m处向上延展到16m，向下延展到14m，少部分已延展到13m。
4）未更换水冷壁管存在安全隐患。
由于没有有效的无损检测手段对水冷壁受损情况进行检测及评估，未更换的水冷壁管段存在随时泄漏的安全隐患。
5）受损情况有加剧趋势。
5月25日，1号炉在抢修结束投运后不到3天的时间内又发生类似泄漏，说明在现有运行方式下，热疲劳有进一步加剧趋势。
二. 冷灰斗水冷壁泄漏原因分析（1）现场外观检查对冷灰斗水冷壁泄漏区域在现场进行外观检查。
从外观图可以清晰看到，泄漏点发生在焊口热影响区域，开裂处张口较小，破口呈缝隙状，形状为横向裂纹。
泄漏管段表面覆盖有少量焦渣，且存在氧化层和腐蚀坑。
焊口（标高15m）区域冷灰斗水冷壁外表面横向纹路密集，纹路向下逐渐变得稀疏。
（2）金相分析1）元素成分分析分析管样材料符合15CrMo的规定标准（见表2）。
表2 金属元素分析表2）宏观分析B样管管段有弯曲现象，管段向炉外弯曲凸出, 裂纹位于向火侧，裂纹已贯穿；C，D样管管段有弯曲现象，管段向炉外弯曲凸出，裂纹位于向火侧的水冷壁管对接焊接头热影响区，裂纹伴有高温腐蚀现象。
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第25卷第4期电站系统工程V ol.25 No.4 2009年7月Power System Engineering 35 文章编号：1005-006X(2009)04-0035-02600 MW超临界机组爆管泄漏原因的分析河北省电力研究院樊旭何诚杨守伟摘要：华能上安电厂#6机组在基建整套期间发生过热器爆管，原因为焊口质量不合格，其中的一些问题和教训值得在今后运行及调试工作中注意，以防止爆管事件的发生。
关键词：超临界锅炉；过热器；爆管泄漏；焊口中图分类号：TK223.3+2 文献标识码：B600MW Supercritical Unit Superheater Break AnalysisFAN Xu, HE Cheng, YANG Shou-weiAbstract: One accident about superrheater broken happens in Huaneng Shangan Power Plant No.6 unit during the basic construction. The reason is one point of weld of poor quality. There have some questions and lessons should be paid more attention to avoid such things happen.Key words: supercritical boiler; superheater; break; weld锅炉事故中，受热面爆管事故占到所有事故的70%以上，造成设备及人身伤亡事故，危害也很严重。
在华能上安电厂三期工程2×600 MW机组基建过程中发生了高温过热器爆管事故，直接导致锅炉停炉，严重影响了工程的顺利完工。
因此应分析原因，避免类似事故的再次发生。
1 锅炉简介华能上安电厂三期工程为2×620 MW超临界空冷燃煤机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司制造的超临界直流锅炉，型号为DG2090/25.41-571/569。
该炉为单炉膛、全悬吊结构Π型锅炉，采用半露天布置、前后墙对冲燃烧方式、一次再热、平衡通风、固态排渣。
炉膛上部布置屏式过热器，水平烟道依次布置末级过热器和末级再热器，在尾部竖井的四周为包墙过热器。
锅炉以BMCR工况为设计工况，600 MW满负荷工况下锅炉参数见下表。
名称 B-MCR 过热蒸汽流量/t·h-1 2090 过热器出口蒸汽压力/ MPa(g) 25.4过热器出口蒸汽温度/℃ 571再热蒸汽流量/t·h-1 1723.68 再热器进口蒸汽压力/ MPa 4.61再热器出口蒸汽压力/ MPa 4. 42再热器进口蒸汽温度/℃ 324再热器出口蒸汽温度/℃ 569省煤器进口给水温度/℃ 286 汽温调节方式以煤水比为主，辅以二级喷水减温调节；再热器以挡板调温为主，辅以事故喷水减温。
2 过热器系统蒸汽从高过入口集箱（Φ508×78, SA-335P91）经蛇形收稿日期：2009-01-17樊旭(1976-)，男，工程师。
石家庄，050022 管加热后进入高过出口集箱（Φ609.6×108, SA-335P91），品质合格的蒸汽由连接管（Φ540×80, SA-335P91）从出口集箱两端引出，上行后合并成单根蒸汽导管（Φ575.1×84, SA-335P91）送入汽轮机高压缸。
高过蛇形管屏位于折焰角上部，沿炉宽方向布置了35片，管排横向节距S1=609.6，管子纵向节距S2=57，每一片管屏由20根管子并联绕制而成，炉内受热面管子的材质均为SA-213TP347H，炉外管子材料为SA-213T91。
最外圈管子规格为Φ50.8×7/9.5，其余为Φ45×6.5/8.5。
为减小同屏管子间流量偏差，使各管子间壁温比较接近，在高过进口集箱上与管排的入口相接处设置了不同尺寸的节流圈，有φ12.5mm、φ13mm、φ14mm和φ14.5mm等4种规格。
3 爆管情况炉内泄漏报警未投，设备未完善。
2008年7月2日00时20分，机组负荷520 MW，主汽压力20.8 MPa，再热器压力3.5 MPa，主汽温560 ℃，再热汽温560 ℃，开始进行锅炉安全阀校验工作。
03时26分，安全阀校验工作即将结束，就地校验人员听到炉膛内巨大声响并汇报主控，同时在DCS画面上，炉膛负压突然从-104 Pa 冒正至+95 Pa，引风机电流、引风机挡板开度同时向上摆动，经确认为过热器泄漏，申请手动停炉。
停炉后检查发现高温过热器入口管排左数19屏前数第11根管厂家制造焊口处爆管。
高过蛇形管屏位于折焰角上部，沿炉宽方向布置了35排，每一片管屏由20根管子并联绕制而成。
爆管处管段设计规格Φ45×6.5 mm，材质SA213TP347H。
同时爆口处蒸汽吹扫损坏左数21屏前数第10根管，造成二次爆管，约20根管子受到不（下转第38页）38 电站系统工程 2009年第25卷惠价格从燃机制造商选购备件、进行部件修理、选择检修指导人员等[4]。
这样，既保证了备件备品的供应、设备的维修，又大大降低了检修成本。
(2) 备件备品数量的优化。
据统计，当前国内一套9E 燃机的热端部件备品要占整套机组价格的40%以上，仅一级喷嘴就要上百万美元；而三菱的F级燃机的热通道备件大约需要1.1亿元人民币左右，因此备件备品数量是影响检修成本的重要因素，优化备件备品的数量有利于大大减少维修费用。
目前燃机制造商对于热通道部件的检修采用Roll-in & Roll-out程序模式，即要求在检修前准备一套备件，在每次定期检修中都要对相应的热通道部件进行轮换，换下来的部件将返厂进行清理→检查→寿命评估→修复或更换的处理步骤。
在电厂自动发电控制（AGC）和经济运行优化模式下，结合每年的用气量，按照制造商技术文件中的热通道设备检修间隔时间的要求，错开各机组检修间隔的运行时间表，这样就可以实现热通道部件之间的调配，减少备件备品的数量。
3.3.3 自身检修队伍的建设由于目前国内燃气轮机的检修主要依靠国外技术力量，所以如何真正掌握燃气轮机的检修技术，冲破外方的技术封锁，是燃机工程师不得不面对的挑战。
对于电厂来说，可以在国外检修公司检修的时候派遣自己的技术人员全程跟踪学习，引进维修设备和技术，培训和培养一批懂检修技术的本厂人员。
在机组出现小故障的时候可以自己完成检修，摆脱对制造商或检修公司的过分依赖。
4 结束语越来越多的大型燃气轮机在我国投产，如何做好燃气轮机的寿命管理，安排好其检修周期是各燃气电厂迫切需要解决的问题。
从维护、运行和检修三个方面阐述了延长机组使用寿命、优化热通道备件备品的配置、降低高昂的检修费用的检修策略，各燃气电厂可根据这几个方面再结合自身的运行特点制定出一套适合本电厂的检修策略，可以大大提高我国燃气电厂的经济效益。
□参考文献[1] 清华大学热能工程系动力机械与工程研究所, 深圳南山热电股份有限公司. 燃气轮机与燃气-蒸汽联合循环装置[M]. 中国电力出版社, 2007.[2] 郑黎峰, 皇甫函. M701F型燃气轮机的检修与寿命管理[J]. 电力系统设备, 2004, (12): 84～87.[3] I Khan, A Hamilton, R Llewellyn. Technical, Financial andEngineering Management of CCGT Overhauls Innogy one Approach at Didcot B [Z]. ASME GT2003-38874.[4] 中国华电集团. 国外燃气轮机运营情况考察[J]. 燃机动态, 2006,(8): 1～4.编辑：闻彰（上接第35页）同程度损伤。
4 原因分析及采取的措施从爆口看，爆口位于焊缝的热影响区内，沿热影响区撕裂爆破，见照片。
焊口两侧母材均有不同程度的胀粗，最大胀粗为47 mm。
爆口处有水渍痕迹，爆破前存在微裂纹等损伤，在机组负荷升到520 MW时，主汽温度560 ℃，压力22 MPa，在温度、压力作用下，裂纹急剧扩展，导致爆破。
确认爆口具有应力撕裂爆管特征，应为焊接质量不合格所致。
将上述管段送检结果证实了上述看法。
为防止可能的诸如异物堵塞等原因存在，割开高过入口联箱手孔检查，均未发现异物，从而排除短期超温爆管的可能性。
同时扩大检查范围，保证受损伤管子全部更换。
5 结论及建议(1) 针对超临界锅炉高压力参数的特点，对受热面所有焊口均应进行100%全检，避免出现质量不合格的焊口。
(2) 在试运期间，由于炉膛四管泄漏实时监测装置未正常投用，且原设计未将其显示引至主控，不利于爆管泄漏的及时发现，单凭经验也不能准确判断爆管的位置。
应及时投运并将显示画面接入DCS系统，以便随时监视炉膛四管泄漏报警装置状况，防止类似事件发生。
(3) 通过此次过热器爆管事件，验证了吹管结束后打开出入口联箱手孔装置，用内窥镜检查的必要性。
对超临界锅炉来说，割管检查更有利于清理吹管阶段未能吹出的异物，也利于保证超临界锅炉的安全高负荷运行。
□参考文献[1] 岑可法, 周昊, 池作和. 大型电站锅炉安全及优化运行技术[M].2007.[2] 黄伟, 彭敏. 1952 t/h超临界锅炉屏式过热器爆漏原因分析[J]. 湖南电力, 2005, 25.[3] 华能上安电厂质检部. 上安#6炉高过入口屏爆管初步分析.[R].2008.编辑：巨川欢迎投稿，欢迎订阅，欢迎刊登广告。