火力发电生产典型异常——锅炉篇1.docx

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1、火力发电生产典型异常事件汇编大唐国际发电股份有限公司2010年12月第二章 锅炉篇第一节 四管泄漏停机第一部分 管子材质不良引起爆管1、后屏过热器材质不良泄漏停机1设备简介某厂锅炉型式为亚临界、一次中间再热、固体排渣、单炉膛、型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉，型号为HG-2030/17.5-YM9。2005年投产，没有进行过大修。后屏过热器管子规格6012mm，材料为12Cr1MoVG。2事件经过2007年1月6日14时40分，机组负荷540MW，锅炉四管泄漏监视装置发07点、21点、22点、24点报警（07点的位置在炉墙左侧折焰角处，21点、22点、24点的位置在锅炉尾部烟

2、道竖井上部）。检查人员初步判断为过热器泄漏爆管。联系中调停机抢修，于1月6日22时30分解列。进入炉内检查发现，第一漏点为后屏过热器左数第6前数第28根管标高62m（距下弯头约11m）处爆破，爆口形式为钝边纵向，爆口宽度10 mm，长度335 mm ，并有向两侧延伸趋势，爆口两端无胀粗现象，爆破管段外表面光滑，无过热氧化皮和微裂纹。爆口将左数第6屏前数共11根管和第7屏前数共13根管吹损。爆口处首爆口形貌图 首爆口宏观放大形貌图3原因分析1）对爆破的过热器管进行光谱检验、金相检验、力学性能试验。光谱分析结果：用XMET3000TX直读光谱对爆破管件进行光谱检验，数值在允许的偏差范围内。CrMo

3、V试验结果1.090.280.32*GB5310-19950.9-1.20.25-0.350.15-0.3力学性能试验结果（拉伸试验）：序号b(Mpa)5(%)1530332505.130GB5310-1995470-64019从力学性能结果来看拉伸强度，延伸率均符合国标要求，压扁试验结果也合格。金相检验结果：爆口取样做金相检验，组织为铁素体贝氏体组织，晶粒度不均匀（图1），未见蠕变孔洞裂纹，碳化物已成球状，球化级别2-3级（图2）。与爆口间隔90位置金相组织与爆口附近金相组织相似。 图1 图22）从首爆管的宏观形貌看，爆口张口不大、断面粗糙、边缘无明显减薄，爆破管段及相邻管段氧化色正常，主爆

4、口两侧无平行于主爆口的蠕变裂纹，不具备蠕变断裂的宏观特征。从光谱检验结果分析管材符合设计材质，排除材质用错问题。从力学性能试验看，拉伸试验和压扁试验符合标准要求。从金相组织分析，爆口处与其他位置金相组织无明显差异，爆口附件未见蠕变孔洞和蠕变裂纹，管材无明显的胀粗。不具备长期过热爆管的显微组织特征。金相检验结果中晶粒度不均说明管材轧制工艺不佳。由以上金属分析结果认为，本次锅炉泄漏排除了金属过热爆管，属管材缺陷引起。3）在基建期间，曾发现原厂所供个别管屏的管子端部有裂纹。经分析是管材在拔制后应进行切头处理，管材生产厂家管材出厂时切头漏切。初步确认爆口属于偶发性缺陷，为锅炉管出厂时管端切割时未彻底将

5、质量不稳定区除掉。此次爆管为管材的端部有缺陷，在运行中扩展所致。4整改措施1）本次对爆管及吹损部位进行了全面的检查，对25根管子全部进行更换，焊口进行了热处理和100RT检查，焊口未见异常。2）对其它受热面进行扩大检查。针对运行中出现过的管壁温度报警，对分隔屏过热器管的超温影响进行抽查，对左数第3屏进行抽样复膜金相分析和硬度检验，抽检三根金相未见异常，硬度检查估算常温机械强度符合标准，管子表面无过热氧化皮裂纹和脱落现象。3）对尾部、转向室、上水平烟道受热面进行检查，未见超标缺陷。对四管泄漏监控装置第20、21、22点附近受热面及水冷壁进行检查，未发现异常。4）进一步进行事故后的分析工作，对换下

6、的管子中存在对接焊口的管端进行抽样分析，检查管材存在制造缺陷是个案还是普遍问题。在机组小修再进行管头割样分析，以便消除事故隐患。 2、水冷壁管材质不良泄漏停机1设备简介某厂锅炉型号为HG-670/140-9，为超高压参数并有一次中间再热的单锅筒、自然循环蒸汽锅炉， 1988年1月24日投产。水冷壁型式为膜式，外径60mm、壁厚6.5mm、材质为#20钢。2事件经过2008年1月23日18时23分，运行人员检查发现该锅炉1号角处冒白汽，就地检查沿#1喷燃器喷口处水冷壁有泄漏，迅速减负荷。18时25分，汽包水位低三值保护动作，锅炉停炉。24日14时就地检查设备损坏情况，发现前墙水冷壁左数第四颗管，

7、标高约21m左右处的一个弯头爆裂，爆口长度30190mm(见图片1)。图125日4时，更换弯头完毕，恢复#1喷口。锅炉上水过程中，发现距#1角下二次风喷口下方约500mm处，前墙水冷壁左数第一根水冷壁管子横向断裂(见图片2)。图23原因分析1）该锅炉前墙水冷壁左数第四根管，标高约21m处的一个弯头爆裂为第一个漏点。裂口呈撕裂状，爆口长度 30190mm，爆口边缘未见减薄，管内壁有轻微划痕，管子外壁无冲刷痕迹，无超温和磨损减薄现象。初步判断为管材生产或加工弯管时产生隐性内部缺陷，经多年运行疲劳损伤形成纵向爆口。 2）该锅炉前墙水冷壁左数第一根管，标高约13m处横向断裂为第二个漏点，从外观检查，管

8、子外壁无冲刷痕迹，无超温和磨损减薄现象。判断为第一个漏点弯头爆裂后，炉墙管排之间产生的反作用力将管子拉断。4整改措施1）在机组检修中，落实防磨防爆责任制，扩大检查范围，建立隐蔽区域泄漏记录处理档案。在做好对常规部位割管、换管、检查记录及受热面管运行时间统计的同时，加大对水冷壁四角管弯管部位检查。2）加强对防磨防爆人员进行专业知识的培训，不断提高工作人员的综合素质。3）运行中，根据工况变化及时调整燃烧，防止锅炉结焦。3、水冷壁材质缺陷导致泄漏停机1设备简介某厂锅炉为亚临界压力、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、型布置、全钢构架悬吊结构、半露天布置、控制循环汽包炉，型号为HG-2023/17.6-Y

9、M4。锅炉水冷壁材质为：SA210A1；规格为：50.86.263.5螺纹管。2事件经过2006年9月22日17时00分，锅炉四管泄漏装置2点显示较平时略大，就地检查炉右7.5m侧墙人孔门处有泄漏声。18时00分，向中调申请停机， 19时05分机组开始滑停，21时53分发电机解列机组停运。爆口图13原因分析1）对割下的管件检查发现泄漏处存在横向裂纹，裂纹长度约30mm，经长期运行后裂纹逐步扩展，最终导致泄漏。此处泄漏后，将第12根管件滋漏，其它相邻管件滋伤。宏观检查其它管件未见异常。 2）管件受外力拉裂。泄漏部位下部为侧墙与前墙斜坡水冷壁交界处，此处受侧墙及前墙不同方向外力，受力情况复杂。锅炉

10、在运行及启停过程中，由于锅炉工况的变化，整体的膨胀随之变化，两墙交界处的管件受力较大。由于反复受到多变的外力，导致管件产生损伤，直至泄漏。4整改措施1）加强设备点检、巡检，以及相关参数的监督，防止四管泄漏的发生。2）利用机组停运临修机会，对受热面进行全面的防磨防爆检查，及时发现异常、及时处理，防患于未然。4、循环流化床锅炉中温过热器管材不良爆管停机1设备简介某厂锅炉型号为HG-1025/17.5-L.HM37的300MW循环流化床锅炉。主要参数：最大连续蒸发量1025t/h；过热出口压力17.5MPa；过热出口温度540；再热蒸汽进/出口压力3.99/3.8MPa；再热蒸汽流量846t/h;总

11、风量918000Nm/h；给水温度282；总给煤量226.5t/h。2事件经过2006年9月8日0时55分，锅炉右侧有异常声音，且给水流量由923t/h升至960t/h，经检查发现右二外置床内部受热面爆管。02时15分打闸停机。9月9时，检查确认锅炉右二外置床内部右后中温过热器II靠炉前从左数2、3、4、5、6、7吊挂管膨胀弯处损坏，吊挂管左数1至10根直管段不同程度磨损减薄，最薄处壁厚5.0mm，右后外置床因汽水导致床料板结。3原因分析从现场情况看，首先是右二外置床内部中温过热器II第2根吊挂管弯头处爆裂，随后将外置床墙面和外护板吹破，再将第3-7根管子吹破，同时将第1-10根直管段吹薄。泄

12、漏的水汽与床料和灰接触，造成板结。在检查破损管，发现右数第2根吊挂管膨胀弯上部爆破口处有纵向裂纹，初步分析为管子原始制造缺陷，从而导致右数3、4、5、6、7吊挂管膨胀弯处吹损。右二外置床外部泄漏点4整改措施1）停炉后检查测量泄漏附近的过热器管壁厚，对不能满足运行要求的全部更换。2）对使用的新管材及弯头进行严格金属检验，将不符合检验标准要求的返厂。3）对其它三个外置床受热面管的磨损情况进行检查。4）加强锅炉四管泄漏监视，停炉必查。5、循环流化床锅炉左中温过热器材质不良泄漏停机1设备简介锅炉型号为HG-1025/17.5-L.HM37的300MW循环流化床锅炉，主要参数：最大连续蒸发量1025t/

13、h；过热出口压力17.5MPa；过热出口温度540；再热蒸汽进/出口压力3.99/3.8MPa；再热蒸汽流量846t/h;总风量918000Nm3/h；给水温度282；总给煤量226.5t/h。2事件经过2009年3月31日14时50分,机组负荷282MW、机跟炉方式、总煤量211t/h、主汽压力16.7MPa、主汽温度539、主蒸汽流量968 t/h、给水流量868 t/h、锅炉左右侧平均床压6.5kPa左右、左二外置床床压34kPa、左二回料阀开度36%左右、锅炉双套吸、送、一次风机运行、三台高压流化风机运行、四套给煤系统运行。运行人员发现给水流量有增大趋势，凝结水补给水量突然增大20 t

14、/h，检查发现左二外置床入炉膛膨胀节下部有水滴，左二外置床顶部有蒸汽冒出，确认左二外置床过热器管爆管，机组开始降负荷滑停，在机组滑停过程中补水量突然增大100 t/h以上，3月31日16时机组打闸。 2009年4月1日机组停运后对锅炉四个外置床放空床料，对左二外置床内部受热面管检查，发现左二外置床内部布置的中过II受热面管排吹损严重，泄漏管多达22根，还有大部分被吹损减薄管经测厚发现有11根管超标，需进行更换。此次抢修共用时12天，焊口数量98道。3、原因分析锅炉左二外置床的泄漏部位为中过IIB区改造管下方，经检查共吹损43根受热面蛇形管、5根吊挂管，主要为B区第一屏至第三屏管排共31管，第十

15、三屏、第十四屏共7根管，由于泄漏发生后及时停运，中过II内部管排吹损面积较小，经检查确认首爆口为第四排吊挂管。从爆管情况分析：爆管位置为该吊挂管中部（此吊挂管为改造后新更换的管子），当吊挂管泄漏后蒸汽喷出吹爆两侧管排。初步判断为该吊挂管因磨损加剧管壁减薄后泄漏。但检查吊挂管其他部位及另外几根吊挂管下部并无磨损，后经联系锅炉厂家设计处分析，认为该吊挂管因把周围管排取空后而造成物料流化变化使该吊挂管水平段磨损加剧，15天内就减薄发生泄漏的可能性很小，从而推断中过II受热面该吊挂管材质可能存在缺陷，当锅炉启动升压后就已经发生泄漏。首爆口位置图3：爆口照片1右侧吹损管图4：爆口照片2左侧吹损管图5：爆

16、口照片3左侧管排吊挂管蒸汽吹出方向右侧管排图6：管排泄漏示意图1）直接原因：此次发生泄漏的中过II吊挂管为首爆口，材质为T91，吊挂管材质存在缺陷，判断是此次发生爆管的直接原因。2）主要原因：此次更换的管子入厂后未做入库后的金属检验，存在对入库高温高压管道管理不到位现象，是造成此次泄漏的主要原因。3）次要原因：未能对所有库存的合金管做全面系统的金属检验，对金属检验存在管理不到位情况，对造成此次泄漏的次要原因。4整改措施1）确定逢停必检项目，坚持“逢停必查”的原则，利用一切机会扩大受热面防爆检查，对外置床应及时放尽床料进行检查，发现问题及时处理，加快进行加床料系统的改造工作，减少外置床加床料的时

17、间和人力成本。2）运行人员应加强运行参数的监视，发生异常后要及时分析判断，果断采取停机措施，防止吹损面的扩大。3）点检人员应加强对外置床的巡检监督力度，尤其要加强对外置床内部受热面管的壁温测点、运行参数等的监督。4）对外置床内部中过II受热面管排进行全面技术改进，消除留有隐患的管排，留出检修空间。5）加强金属监督，对所有库存合金管尤其是高温高压管道进行涡流探伤，对检验出有缺陷的管道严禁使用。第二部分 超温引起爆管1、水冷壁管堵异物爆管停机1设备简介某厂锅炉为东方锅炉厂制造的DG1025/177-型中间再热、自然循环、单炉膛、燃煤汽包锅炉。主要参数：最大连续蒸发量1025t/h；过热出口压力17

18、.4MPa；过热出口温度540；给水温度276。锅炉汽包下部装置50855集中下降管4根，由集中下降管分配集箱引出74根15918的分散连接管将水输送到水冷壁下集箱，由下集箱上引出63.57.5管子662根，为确保锅炉水循环的安全可靠，在标高25200以上直到折焰角共23.2m高度范围四周全部采用内螺纹管。2事件经过1）第一次爆管：2004年10月21日，锅炉水冷壁爆管。检查发现：左墙水冷壁水平烟道附近人孔向炉前数第13根水冷壁管爆管，管材为63.57.5 SA-210C。首爆口情况：张口不大，张口宽3mm，长度34mm。有明显蠕胀变形，爆口断面为脆性断面，爆口附近有许多与爆口平行的纵向微裂纹

19、，属于典型的长期超温爆口特征。首爆管的金相分析情况：向火面自两侧鳍片至向火面中心，珠光体组织呈现连续老化现象：由正常-部分球化-完全球化及石墨化，向火面中心组织老化严重，出现了石墨化现象。说明本水冷壁管长期处于超温运行状态。综上所述：爆管起因是长期超温。导致长期超温的原因可能是：该管路内部介质流通不畅，对向火面冷却不足造成超温，但超温的幅度不会太大，经长期运行后发生蠕变引起了爆管。对该管路进行全面检查，用内窥镜检查联箱管座及管内情况，未发现管道堵塞现象，认为堵塞物已经被吹走，机组启动。2）第二次爆管：2005年05月11日，一号炉水冷壁爆管，仍为炉左侧包墙水冷壁后数第13根管爆管。首爆口情况：

20、呈鱼嘴壮，爆口位于水冷壁的向火侧，沿管材外壁纵向撕裂，爆口边缘减薄明显，爆口长约220mm，最宽处约为90mm，最薄处约为1.0mm。属于典型的短期超温爆口特征。首爆管的金相分析情况：爆口边缘的珠光体基本消失，存在大量的被拉长的铁素体晶粒及颗粒状碳化物，但未观察到明显的相变组织的存在，管材在运行中发生了组织球化，管材背火侧组织球化速度较慢，向火侧较快，而爆口附近部位为球化最严重的部位。综上所述：爆管起因是短期超温。说明该管路内部介质流通不畅，对向火面冷却不足造成超温。对该管路进行彻底检查：对三通管进行射线检查，未见异常；对爆口上下管路进行窥镜检查，未见异常（受光缆长度限制，只能检查部分管路）。

21、组织了设备、运行、金属等专业的技术人员进行进一步的原因分析，并研究防范措施。会议认为：认为该管确实存在堵塞现象，扩大了检查范围没有发现堵塞物，说明堵塞物已经被吹走，可以安排机组启动，同时采取必要的防范措施。防范措施主要有：（1）经常对爆管部位进行测温，监视运行，每天2次。（2）加强运行调整，在条件允许的情况下，可改变火焰位置，降低爆管侧水冷壁管内侧烟气温度。（3）将爆管部位前水冷壁鳍片割开，向炉内伸进一块不锈钢档板，使烟气不会直接冲刷水冷壁，减少水冷壁的对流换热，以降低超温水冷壁管内的介质温度。（4）准备与水冷壁同规格的12Cr1MoV管子，有机会停炉换管处理。（5）有停炉机会，将此根超温水冷

22、壁管从三通至上联箱的水冷壁管全部割下进行检查并对上下联箱进行彻底检查。3）第三次爆管：2005年06月03日，1号炉水冷壁爆管，仍为炉左侧包墙水冷壁后数第13根管爆管。首爆口情况：呈鱼嘴壮，爆口长约240mm，最宽处约为90mm，爆口边缘减薄明显，爆口呈撕裂张开状，最薄处约为1.0mm；在爆口边缘有许多纵向小裂纹。爆口附近管材外壁有氧化皮，致密坚硬，内壁氧化皮不明显。属于典型的短期超温爆口特征。综上所述可以确定：该管路确有堵塞物并没有被吹走，导致该管路内部介质流通不畅，发生短期超温爆管。将第13颗水冷壁管对应的出入口联箱手孔割除，对联箱内部用内窥镜进行了详细检查，未发现其它情况，并对爆管周边的

23、其它水冷壁管及经爆管冲刷的高过管排进行了详细测厚及蠕胀检查，均未发现异常情况。最后，将此根水冷壁管对应的上联箱管座割开检查发现在上联箱向下的第一道焊口上存有异物（一圆形铁板，此异物为基建时遗留），将水冷壁堵死。至此，一号炉水冷壁连续三次爆管的原因彻底查明。3原因分析1）水冷壁管内有基建遗留的圆形铁板，导致水冷壁管堵塞，是事故的直接原因。2）没有坚持“四不放过”的原则，在事故原因分析上不深入不彻底，是事故连续发生的主要原因。第一次和第二次爆管后，都进行了窥镜检查，但是不够彻底，都没有找到事故的真正原因。3）存在侥幸心理，在进行窥镜检查等没有发现异常的情况下，便认为堵塞物肯定被吹走，便安排了机组启

24、动，是事故发生的次要原因。4整改措施1）坚持“四不放过”的原则，在事故原因分析上要深入彻底。“四不放过”的核心是原因不清不放过。今后，对于设备事故在原因分析一定要深入彻底，加强事故原因的技术分析，机组发生事故后要作到没有查明事故原因不启动。2）在事故的原因分析上要克服侥幸心理。事故发生后，在查找事故原因上要深入、彻底，克服事故可能是偶然发生、即使原因不明机组启动后也未必在发生类似事故的侥幸心理。一定要找到事故的真正原因。3）加强锅炉的防磨防爆检查。做到大修全面彻查，小修重点检查，临修见缝插针检查；坚持大小修锅炉过热器和再热器打水压查漏。2、屏过短期超温爆管停机1 设备简介某厂锅炉为HG-190

25、0/25.4-YM4型超临界变压运行直流锅炉，锅炉设计煤种为山西大同塔山矿洗精煤，以东胜纳林庙烟煤作为校核煤种。屏过管材规格为： SA-213T91、386.6。2 事件经过1)事故前运行工况机组负荷600MW，协调投入正常。A、B引风机、送风机、一次风机、汽泵运行，B、C、D、E、F制粉系统运行。引风机静叶开度分别为54%、53%，电流分别为227A、210A；A、B空预器吹灰正在进行过程中。2 )事故经过2006年10月13日17时28分，“炉膛压力高”突然报警，检查炉膛压力最高151Pa，给水流量由1800t/h增加至1820t/h，两台引风机静叶开度由54、53升至58，电流升高至23

26、8A、230A。检查锅炉四管泄漏报警指示5，6，7，9，10，13，14，15，16，19，20点为蓝色异常。停止锅炉吹灰系统，并就地检查和倾听，发现锅炉左侧螺旋管圈出口联箱偏上至水平烟道部位声音异常。根据以上情况，判断为锅炉爆管。汇报值长后，降负荷至300MW运行，通知设备部锅炉点检进行现场确认。 17时35分，给水量继续增加至1840t/h，锅炉四管泄漏报警指示5，6，7，9，10，13，14，15，16，19，20点红色泄漏报警，立即将以上异常汇报值长。 19时11分，接值长令，汽机打闸，锅炉MFT，发电机解列。3原因分析1)宏观检查本次锅炉泄漏部位为屏式过热器左数第12屏靠近出口联箱侧

27、，前数第1根，距顶棚1.5m左右炉管，见图1。宏观检查管材规格为： SA-213T91、386.6，爆口宏观形貌如图 2所示。爆管沿纵向开裂破断，爆口较大，爆口长约 73mm，宽约 96mm 呈喇叭状，爆口边缘明显减薄至 1mm，呈楔形，断口表面粗糙，具有典型的韧性撕裂断口特征。由于爆破时的反作用力，管子发生严重变形，爆口处折弯成近 90，附近管子内外表面均覆盖有一层较厚的黑褐色氧化皮，并且表面有许多平行的纵向氧化皮开裂，见图 3。图1屏过爆管部位图 2 屏式过热器爆管宏观形貌图 3 爆口宏观形貌对爆口附近管径进行测量发现，爆管管径胀粗明显。对管子壁厚检查发现，破口上下 250mm 范围内同一

28、截面存在较大的壁厚差，且薄壁一律都与破口同一方向，管子的外径和壁厚测量结果见表 1（单位：mm）。表 1 ：爆口附近管子外径、壁厚测量结果 检查部位D1D2D平均 胀粗量（%）迎流面壁厚背流面壁厚爆口上方240mm处40.039.4239.714.55.67.06爆口纵向末端附近（上方）41.439.540.456.44.567.44爆口纵向末端附近（下方）41.539.3440.426.4/爆口下方260mm处39.2238.6638.942.55.087.26注：D1、D2 为两个相互垂直的方向上测得的管子直径宏观检查结论：爆口具有短时过热爆破特征。2)金相检查分别截取爆口边缘、爆口背面、

29、爆口纵向末端和远离爆口（爆口上方约 250mm处）管子的横截面进行金相检查，浸蚀剂为三氯化铁盐酸水溶液,金相试样在OLYMPUS PME3-323UN 金相显微镜下观察并拍照。检验结果见图 4图 12。爆口边缘、爆口背面、爆口纵向末端裂纹附近和爆口上下两端远离爆口处的金相组织均为铁素体+贝氏体（见图 4图 6、图 8），这表明上述部位的金相组织已发生相变。破口边缘横断面的组织因严重的塑性变形而出现拉长的铁素体+贝氏体，爆口纵向末端背流面和远离爆口上下两端管子背流面的金相组织为回火马氏体+碳化物+少量铁素体（见图 7、图 9、图 10）。在管子爆口纵向末端横断面上可以看到整条裂纹穿透整个壁厚，裂

30、纹穿晶扩展（见图 12）。裂纹附近的金相组织为铁素体+贝氏体+碳化物，晶界上碳化物聚集较多（见图 11）。3)力学性能测试截取爆口上方的管样加工成全壁厚纵向弧形拉伸试样，依据 GB228-2002金属拉伸试验方法标准的规定在 CMT5205 型微机控制电子万能试验机上进行拉伸试验，试验结果见表 2表：拉伸性能测试结果性能样品编号 屈服强度 RP02(MPa)抗拉强度R(MPa)断后伸长率 A(%)爆口上方附近管段JS-2006-48-1-1(侧面)39060029.0JS-2006-48-1-2(迎流面)32049531.5JS-2006-48-1-3(侧面)39060028.5ASME SA

31、213-T9141558520拉伸性能测试结果表明，爆口上方管段的屈服强度 Rp0.2 和迎流面管样的抗拉强度 Rm低于 ASME 标准的技术要求，爆口侧面抗拉强度 Rm、断后伸长率 A 均符合要求，但抗拉强度 Rm已接近下限值。4)分析与讨论(1)从爆口的宏观检查结果看，爆口处塑性变形量较大，管径明显胀粗，爆口边缘为薄边，该爆口具有撕裂状的韧性断口特征，是典型的短时过热爆管。爆口附近内外表面有较厚的氧化皮，壁厚和外径的测量结果表明，迎流面破口附近管子壁厚明显减薄，管径有胀粗现象，管径胀粗导致表面氧化皮纵向开裂，这说明爆管前，该管爆口上下 250mm 范围内都经受了较大幅度的超温运行。(2)T

32、91管子的正常金相组织为回火马氏体。而爆口边缘、爆口纵向末端附近、爆口上下两端远离爆口处的金相组织均为铁素体+贝氏体，表明这些部位的金相组织都已发生相变，管壁的温度曾超过 AC1点（835），由于组织中有块状铁素体存在，说明其过热温度是处在 AC1AC3两相区。对上述部位的金相检查未发现蠕变孔洞或蠕变微裂纹。(3)拉伸试验的结果表明，爆口上方管段的屈服强度 Rp0.2 和迎流面管样的抗拉强度 Rm低于 ASME 标准的技术要求，这是由于受检屏式过热器管壁温大幅超温，金相组织出现不完全相变产物，回火马氏体特征消失，这种组织变化使得 T91钢的屈服、抗拉强度显著下降，最终导致短时超温爆管。4整改措

33、施1）对爆管的屏过出口前数第1根管子做整圈管子更换。2）与爆破管子相邻吹损变薄严重的同屏前数第17根、20根管子吹损部位进行更换处理。3）对屏式过热器入口集箱左数第314、1728检查孔割除，做内部异物检查（检查后无杂物）。4）屏过出口水平段间隔管更换新管。5）屏过出口左数第20排，前数第1根管（磨损深度0.8毫米的T91管子）进行补焊处理。6）屏过入口水平段间隔管与第2、9、12、14、20、30排，磨损处补焊，管材TP347H。7）更换的新水平段间隔管定位板，安装在第2、5、8、12、14、 18、20、23、26、29排，与屏过相交的屏过出口管段上，挡板安装在第2、5、12，18、23、

34、29排屏过出口前属第一根T91管子上。8）对屏过出、入口侧距顶棚1.5m左右管屏的管子做胀粗测量，未见其它异常。9）其他减薄不超过壁厚10的管子，不做更换处理，继续跟踪，待下次停机时再复查。 图4 爆口边缘 500 图5 爆口背面500 图6爆口纵向末端迎流面 400 图7 爆口纵向末端背流面400 图8 远离爆口迎流面（上方250mm）400 图9远离爆口背流面（上方250mm）400 图10离爆口迎流面（下方250mm）400 图11离爆口背流面（下方250mm）400图12 断口纵向末端横断面整条裂纹的金相照片503、屏过出口小联箱管座超温泄漏停机1设备简介某厂1号机组锅炉为一次中间再热

35、、滑压运行、内置式再循环泵启动系统、固态排渣、单炉膛、平衡通风、型布置、全钢构架悬吊结构、露天布置锅炉，型号为HG-1890/25.4-YM4。锅炉汽水流程以内置式汽水分离器为界双流程设计。水冷壁为膜式水冷壁，从冷灰斗进口一直到标高43.96m的中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，连接至炉膛上部的水冷壁垂直管屏和后水冷壁吊挂管，然后经下降管引入折焰角和水平烟道侧墙，再引入汽水分离器。汽水分离器出来的蒸汽引至顶棚和包墙系统，再进入尾部烟道低温过热器，然后流经屏式过热器和末级过热器。燃烧方式为分三层前后墙对称布置对冲燃烧，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部

36、双烟道中，烟气分两路，一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器，一路流经后部烟道的水平低温过热器、省煤器，最后流经布置在下方的两台三分仓回转式空气预热器。2事件经过1号机组2008年3月24日16时02分B级检修后并网，19时40分机组带负荷至300MW。3月25日9时15分机组升负荷至600MW，13时30分四管泄漏2730点报警（锅炉大包区域），就地查看B侧大包声音明显，大包所有交接缝处均有汽水逸出，确定大包内部爆管，降负荷后开B侧大包人孔门查看，发现屏过出口小联箱右一屏区域保温吹开，B侧水冷壁出口联箱上有吹扫痕迹。13时50分机组逐渐降温降压开始降负荷准备滑参数停机。17时55分

37、汽机打闸、锅炉灭火。18时05分停A引风机，停B送风机运行。3月26日00时30分锅炉带压放水。18时20开始进行锅炉内部检修，大包内部检查发现屏过出口小联箱右一屏前数27根管座背弧处有一185mm蠕胀爆口（材质T91，管径386.6），见图1，蠕胀区域长60mm，需更换。检查下口短管暴露部分（材质T91，管径386.6）也有蠕胀现象，但未超标（38.85），割入口小联箱手孔盖检查未见异常。对屏过出口小联箱接管座全面拆保温检查,炉膛屏过右半区搭脚手架全面检查,更换爆点下口有蠕胀现象短管。在刨开顶棚管上珍珠岩混凝土时发现，混凝土中管道局部严重蠕胀至41.3mm，处于临爆状态，将其更换。3月28日

38、17时30分锅炉点火，22时16分汽机冲车，3月29日0时32分机组并网。3原因分析由于检修中该屏过入口小联箱取出过一团直径90mm的金属切削异物（属制造厂加工遗留物），造成该管道进口蒸汽流量减小 ，处于长期超温状态形成蠕胀，而此次启动过程中的严重超温使其迅速蠕胀导致爆管。 图1 蠕胀爆口4整改措施1）加强安装过程中的监管，防止异物进入系统造成超温爆管。2）按照防止火电厂锅炉四管泄漏管理办法，做好防磨防爆的检查工作，做到逢停必检。3）加强设备运行中参数变化的监控，对超温现象及时发现及时调整，防止金属材料的组织状态在高温状态下改变而引起材料失效，提高材料的寿命。4、屏过短期过热超温爆管停机1设备

39、简介某厂锅炉为HG-1900/25.4-YM4型600MW超临界变压运行直流锅炉。锅炉设计煤种为山西大同塔山矿洗精煤，以东胜纳林庙烟煤作为校核煤种。屏式过热器管材规格为：SA-213T91、386.6。2事件经过1）事故前运行工况2006年9月3日0时机组负荷603MW，协调投入，空预器吹灰运行，双吸、双送、双一次风机运行，B、C、D、E、F制粉系统运行，两台汽泵运行，主汽压力24.42MPa，主汽温度570。2）事件经过2006年9月3日00时00分，机组负荷603MW，锅炉总煤量244t/h，比正常运行时多20t/h，锅炉总给水量1897t/h，比正常运行时多100t/h。两台吸风机电流分

40、别为277A、273A，比正常运行时多20A，炉膛负压在100Pa200 Pa之间摆动。由于机组各参数异常，热工和运行人员检查四管泄漏报警装置，发现第14点声音异常，就地检查发现锅炉水平烟道右侧有明显泄漏声，判断锅炉过热器泄漏，值长向中调申请停机。00时45分接中调令，同意停机，01时47分机组负荷降至30MW，汽轮机打闸，逆功率保护动作，发电机解列。经进入炉膛内检查发现，锅炉左数第25屏，前数第24圈屏式过热器出口距离顶棚过热器1.5m处发生爆管，爆破后将相邻的23圈出口处打弯,背面爆口将左数145至151棵顶棚管吹损；正面爆口将相邻的第24屏后数1至11圈屏过出口距离顶棚0.8m处吹损,并

41、将第3根吹薄后爆破，第3根爆破后又将左数第24屏，前数第1至4根末级过热器管吹损。经防磨防爆检查，将吹损和测厚检查超标的管段全部进行了更换。3原因分析1）根据现场情况，爆管原因如下：屏式过热器左数第12屏靠近出口联箱侧，前数第1根为始爆管，它是导致其它管子损伤的根源。屏式过热器左数第12屏靠近出口联箱侧，前数第17、20根管被明显吹损变薄，是由第1根爆管所致。2)检查结论屏式过热器左数第12屏靠近出口联箱侧，前数第1根由爆口形状看，破口较大，呈喇叭状，破口边缘锋利，减薄较多，破口附近管子胀粗较大(39.1)，属典型短期过热导致。4整改措施1) 为了防止超温爆管，左数第25屏，前数第24圈屏式过

42、热器，整圈由原来的T91更换为TP347H，相邻的23圈出口处打弯的管段由原来的T91更换为TP347H。2) 将左数第24屏末级过热器前数1至4末过入口吹损部位弯头更换为TP347H。3) 将左数145至151根顶棚过热器损伤管段更换为63.59的T12管。4) 加强运行巡回检查和技术培训，提高运行人员异常分析、判断能力，使有问题能够做到早发现、早处理。5) 利用锅炉停炉时间，加强锅炉四管防磨防爆检查，及时发现设备隐患及早处理。第三部分 焊接质量差引起爆管1、焊接质量差导致省煤器泄漏停机1设备简介某厂5号机为600MW亚临界空冷汽轮发电机组，锅炉为亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中

43、间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架的型汽包炉；型号为DG2070/17.5-4。省煤器蛇形管（516，SA-210C）位于后竖井烟道内、低温再热器及低温过热器的下方，沿烟道宽度方向顺列布置。再热器侧省煤器蛇形管为两管圈绕，横向排数178，过热器侧省煤器蛇形管也为两管圈绕，横向排数140。低温过热器位于后竖井的后烟道内，分为水平段和垂直段。水平段顺列逆流布置，共分成三个管组，水平段第一管组管子为577，SA-210C，178屏；水平段第二、三管组管子为577，15CrMoG， 178屏。2007年为降低过热器及再热器减温水量，提高锅炉效率，对该炉受热面进行改造，将原

44、低过第一管组改为省煤器高温段，低过第二管组去掉1/3，低过入口联箱提高2m。2事件经过1）2008年6月26日15时，该炉21、22、23、24、25、26、27、28四管监测点越界，经就地监听无法区分判断是否泄漏， 2008年6月28日16时，锅炉尾部低过及省煤器泄漏，21时12分停机消缺。2） 2008年6月30日，检查发现：（1）第一漏点高温省煤器右数第85、86、87排的上数第1、2根，靠中隔墙1m处泄漏点相互冲刷磨损，有漏点5处，冲刷减薄严重超标3处；高温省煤器第84排上数第1根冲刷泄漏（见图一）；低过入口联箱右数第85排下数第1个直角弯头背弧冲刷泄漏，第1漏点为86排省煤器上数第1

45、根管焊口砂眼泄漏（见图二），冲损第85排上数第1根省煤管，此漏点又冲损相邻的上方低过第85排下数第一根直角弯头，3个漏点又相互冲刷磨损其它5根省煤器管。图一 第一漏点处省煤器管冲刷减薄爆破处图二 第一漏点处右数第86排省煤器焊口缺陷（2）第二漏点低过第二管组下部，左数第25排下数第2根管距中隔墙1m处焊口砂眼泄漏，冲刷第3根管泄漏，冲刷第24排下数第3根管减薄。3原因分析通过2处泄漏点部位检查确认，判断为第一漏点为高温省煤器第86排第一根管焊口砂眼泄漏、第二漏点为低过左数第25排下数第2根距中隔墙1m处焊口，都是焊口缺陷泄漏引起，此焊口均为受热面改造检修焊口，两处漏点说明在受热面改造时焊口质量

46、存在问题。4整改措施1）对泄漏直管及弯头进行更换。2）对低过及省煤器改造检修焊口进行100%无损检查，对不合格焊口进行返修。3）对其它机组受热面改造焊口利用机组停运机会，进行全面检查。2、水冷壁管焊口砂眼泄漏停机1设备简介某厂锅炉为亚临界压力、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、型布置、全钢构架悬吊结构、半露天布置、控制循环汽包炉，型号为HG-2023/17.6-YM4。 锅炉水冷壁管材质为SA210A1，规格为：50.86.263.5螺纹管。2事件经过2006年8月6日 2时，运行人员检查发现3角燃烧器偶尔往下滴水，顺着3角检查未发现明显漏点。检查四管泄漏无报警，无明显异常。运行人员再次就地检查，发现3角39m燃烧器保温层处往外冒汽。点检人员到现场确认为水冷壁外部泄漏。20时30分机组停运。泄漏砂眼图1 锅炉水冷壁砂眼泄漏管道照片3原因分析1）燃烧器角部北侧水冷壁管（由外向里第4根弯管与直管焊口、靠第3根侧）焊口砂眼（约2mm）泄漏。2）从泄漏的部位判断为该水冷壁管出厂焊口焊接存在气孔或夹渣的缺陷，经过长时间的运行，缺陷部位受应力的变化而扩展、强度降低，最终导致泄漏发生。4整改措施1