1000MW超超临界锅炉受热面存在的问题和防治措施

1、和处理1型锅炉受热面存在的问题进行了汇总，并提出了相应的防治措施，以保证锅炉受热面的安全稳定运行。关键词:超超临界 吹灰器 氧化皮 高温腐蚀 全过程管理1 概述四期锅炉的系统、性能设计由东方锅炉(集团)股份有限公司(DBC)/东方日立锅炉有限公司(BHDB)与日本巴布科克-日立公司(BHK)联合进行，装设二台1000MW燃煤汽轮发电机组。锅炉为高效超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。设计煤种及校核煤种为兖矿煤和济北煤矿的混煤。锅炉出口蒸汽参数为26.25MPa(a)/605/603，对应汽机的入口参数25.0MPa(a)/600

2、/600。2设备简介锅炉的循环系统由启动分离器、储水罐、启动再循环泵、下降管、下水连接管、水冷壁上升管及汽水连接管等组成。炉膛水冷壁分上下两部分，下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏。过热器受热面由四部分组成，第一部分为顶棚及后竖井烟道四壁及后竖井分隔墙；第二部分是布置在尾部竖井后烟道内的水平对流过热器；第三部分是位于炉膛上部的屏式过热器；第四部分是位于折焰角上方的末级过热器。过热器系统按蒸汽流程分为：顶棚过热器、包墙过热器/分隔墙过热器、低温过热器、屏式过热器及高温过热器。按烟气流程依次为：屏式过热器、高温过热器、低温过热器。过热汽温调节采用水煤比和二级喷水减温，过热蒸汽管道在屏式过热器与

3、高温过热器之间进行一次左右交叉，以减小两侧汽温偏差。再热器由位于尾部前烟道的水平对流低温再热器及位于高温过热器后的高温再热器组成。再热汽温通过尾部双烟道平行烟气挡板调节。省煤器布置在尾部后竖井水平低温过热器的下方。后竖井省煤器、水平低温过热器均通过省煤器吊挂管悬吊到大板梁上。3 受热面存在的问题及防治吹灰器吹损。通过历次对“四管”防磨防爆检查情况看，吹灰器对受热面的吹损主要是由吹灰器内漏、吹灰器不旋转、吹灰器吹灰时带水、吹灰器吹灰蒸汽压力过高、喷嘴进入炉膛的距离不足、吹灰器枪杆与受热面的不垂直、吹灰器故障未退出等方面造成的。右图为#7炉省煤器吹灰器吹损情况。 采取的措施：每次检修后，应对吹灰器

4、进行投运前的调试，调整好喷嘴进入炉膛的距离、吹灰器枪杆与受热面的垂直度、喷嘴的喷射角度、旋转角度等；运行中，应加强对吹灰器的检查和维护，当遇到吹灰器在炉内、烟道内卡住及吹灰器进汽门漏汽时，应及时退出并切断汽源。加强对吹灰器疏水调阀的检修维护，保证其吹灰时能够正常开启进行疏水，调整各吹灰器的压力至规定范围。机械磨损或飞灰磨损。由于管卡、支吊架松动，定位块脱落，在运行过程中与管子相互磨擦，长日久就会出现管子的磨损。#7炉省煤器入口联箱附近西数第16排下数第1根管子与安装遗留管子摩擦碰撞，磨损超标（壁厚测量6.8mm，管子规格57×8），右图所示。#7炉后竖井中隔墙基建时遗留孔洞，造成靠近

5、中隔墙孔洞的HR5吹灰通道省煤器3处管子飞灰磨损超标，原因为中隔墙隔板开裂，当再热器烟气挡板关闭时，烟气通过中隔板裂缝直接对HR5通道的省煤器管造成吹损；而且该处省煤器有3个管圈，高度较大，位置狭窄，无法进行检查和缺陷处理，应引起足够重视，彻底对中隔墙孔洞进行检查并消除。采取的措施：加强在锅炉停备或检修时对管理支吊架及管卡、燃烧器及周围水冷壁等部位的检查；对存在飞灰磨损和机械磨损的部位安装防磨装置。应力集中。燃烧器区域水冷壁、水冷壁、包墙过热器现场安装焊缝等部位容易出现应力集中现象。产生应力集中主要是由于锅炉结构及机组启动中，升温、升压速率、机组负荷控制不好，锅炉管子会发生膨胀不畅造成应力集中

6、，拉裂管子，长期作用就极易引发泄漏。下图分别为#7炉螺旋水冷壁与垂直水冷壁连接处现场焊缝鳍片应力集中继而产生裂纹、#7炉C6燃烧器处水冷壁管焊缝鳍片应力集中继而撕裂。采取的措施：每次检修时，对容易出现应力集中的部位进行仔细检查，发现问题，及时处理，消除隐患；应力集中部位应加强焊并圆滑过渡，必要时打止裂孔。）358.4mm。对凹凸变形抽查5处，变形量分别为130mm、90mm、110mm、98mm、105mm。采取的措施：螺旋水冷壁一旦变形，很难处理，更换变形严重、脱落的水冷壁刚性梁固定柱销，同时柱销材质由#20钢更换为35CrMo。水冷壁向火侧腐蚀是指水冷壁外壁在还原性气氛中，挥发性硫、氯化物

7、及熔融灰渣作用下，使管壁减薄引起的故障。一氧化碳，包括未燃烧的煤粒冲刷管壁，在硫酸盐和氨氯化物的作用下加速腐蚀，导致管壁减薄此外低熔点的钠、磷的 焦硫酸盐甩落在水冷壁管外表，能熔掉管外表的氢化铁保护层，也使金属受到腐蚀。超临界压力锅炉因其布置特点及壁温相对较高，容易发生圆周方向的沟槽或裂纹。2011年#8炉小修时检查发现，燃烧器上部东西墙的管壁减薄明显，局部壁厚仅4.9mm（原壁厚7.5mm），共处理超标管段66处。采取的措施：控制喷燃器喷射角度与烟气氧量，避免未燃煤粉与还原性气体冲刷水冷壁；采用渗铝管或火焰喷涂的方法提高水冷壁管的抗腐蚀能力；在降低烟气含氧量采用低氧燃烧或为降低NOX而采用二

8、次燃烧法时，要注意可能出现的向火侧腐蚀。过热器管氧化皮的剥落，主要是由于运行工况的条件，如超温和温度、压力变化以及材料等因素所造成的。机组在启动时，负荷、温度和压力是变化较大的。经验表明，氧化层的剥离特别容易在机组停用后再启动时发生。我厂1000MW机组不锈钢管段运行时间短，经测量氧化皮较少；但600MW机组末级过热器TP304段氧化皮堆积严重，如图所示。预防（减缓）氧化皮产生剥落的措施：（1）防止受热面超温。调整锅炉燃烧、调整煤粉细度和种类、防止管壁结垢、设备改造等。（2）优化启停过程参数。减少启动过程中主、再热汽温度波动，避免快冷、快速升温等操作。（3）受热面采用镀铬处理。（4）加强受热面

9、状态管理。跟踪检测氧化皮厚度、进行锅炉受热面超温情况统计，加强炉管寿命管理；必要时割管清理。（1）炉底密封水槽梳形板焊接不当，梳形板搭接焊缝处于水冷壁管上。#6炉冷灰斗存在类似问题，原因如示意图所示。梳形板1和梳形板2拼接正确，但梳形板2和梳形板3焊缝末端布置在水冷壁上，若焊缝开裂，容易撕裂管子母材，造成水冷壁泄漏事故。处理措施：检查焊缝是否裂纹，并将其作为大小修检查项目；将拼接缝改到鳍片上。（2）分隔屏防磨套管焊接不当，采用两头焊接，膨胀系数不一致，导致撕裂母材。（3）屏再、高过大包内部管子无弹性弯，运行中出现管座裂纹。（4）低过处悬吊管管卡涡流减薄，一二期机组存在类似问题。（5）吹灰孔处管子鳍片裂纹，我厂三期机组多次发生泄漏，原因为该处鳍片冷却不同步，若有尖角等应力集中处，则逐渐发展，裂至母材。（6）#6炉尾部烟道省煤器出口联箱入口管道飞灰磨损超标。（7）后屏屏夹持管磨损，我厂一二期机组也存在类似情况。（8）受热面管排穿顶棚部位与顶棚管有相对运动，容易磨损，采用套管结构可避免发生问题。（9）受热面管材、焊材控制，焊接人员资质，异物控制也应引起足够的重视。下图为2010.5.19#6炉半IK41吹灰器孔鳍片裂纹、一二期机组后屏夹持管与后屏管磨擦。4、结束语通过对我厂1000MW机组锅炉受热面