过热器泄漏除了这些还有这些现象原因是我们要注意的Word下载.docx

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10、受热面内壁结垢，外壁腐蚀。

11、管排磨损，管排变形，管子发生蠕胀现象。

二、发生过热器.再热器泄漏的原因有：

1、燃烧调整不当，造成局部过热器和再热器长期超温。

2、燃料中有害元素使过热器和再热器管烟气侧产生高温腐蚀.管子损坏。

3、化学监督不严，给水品质不合格，汽水分离装置不良，过热器管内结垢使管子损坏。

4、启停炉过程中，对管壁温度监视不够，调整不当，使管子超温。

5、检修不当如焊口质量不合格，错用低质金属材料，造成不能承受高温而发生爆管。

（厂家焊口质量不佳，管子磨损及内外壁腐蚀，管子焊口附近应力集中，管材有缺陷造成泄漏。

）

6、烟速过低，吹灰失灵，管子有泄漏，吹灰装置安装，操作不当，吹坏管子。

7、长期超温运行及飞灰磨损。

8、过热器.再热器处堵灰使局部温度升高。

9、由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，给水品质不合格造成内壁腐蚀，外壁腐蚀。

10、管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松动发生碰撞，吹灰不当。

11、管排支架或活动连接块损坏或脱落，造成管排变形。

12、运行中严重超温使管子过热，蒸汽品质有问题使管子内壁有大量的结垢，换管时管材不对。

管内有异物造成管子蠕胀。

三、过热器,再热器泄漏事故处理：

1、泄漏较轻，适当加强给水就能维持汽包水位，短时间内不致扩大事故。

同时又不影响其它设备安全。

A、炉侧处理：

①、确认泄漏具体部位，及时汇报各级领导，通知检修负责人到场确认。

②、维持汽包正常水位，机组降负荷，降参数运行，防止给水泵出力过负荷

③、稳定燃烧，维持炉膛负压，必要时投油枪稳燃

④、如为尾部烟道包墙管过热器外漏，应注意对炉侧设备的影响，采取对应的防淋、防湿、防冲刷措施，隔离泄漏区域，设置围栏，警告牌，防止人员烫伤

⑤、加强对泄漏点和仪表的监视，等待停炉命令

⑥、接到停炉命令后，按要求停止锅炉运行

⑦、在未接到停炉命令而锅炉达到紧停条件时，应立即紧停锅炉。

⑧、停炉后，留一台引风机继续运行，抽出炉膛和烟道中的蒸汽和烟气，整个过程中，维持汽包高水位。

将汽包上下壁温差控制在允许范围内。

B、机侧处理：

①、做好机组停运准备工作。

②、锅炉发生灭火后，快速降负荷，防止汽温突降。

③、加强巡回检查，注意停炉后电泵的运行正常。

④、机组停运过程中，认真完成停机各项工作。

⑤、若达紧停条件，严格执行紧停规定。

⑥、配合电气人员切换厂用电完成机组解列。

2、泄漏严重，出现下列情况时：

燃烧恶化，锅炉灭火：

汽包水位无法维持；

无法维持正常汽温、汽压；

直接威胁人身和设备安全。

①、锅炉应手动MFT，停止锅炉运行，完成停炉各项操作。

②、停炉后，留一台引风机运行，以排除烟气和蒸汽。

③、维持汽包最高可见水位，控制汽包壁上下温差在规定范围内。

④、汽机应在炉灭火后，快速降负荷，完成停机的各项操作。

⑤、整个操作过程中应汇报值长运行情况，确认泄漏部位，通知各检修负责人，确认泄漏部位时，要注意安全。

还有一种处理方法：

1，适当提高烟速，检查吹灰器使其正常运行工作，杜绝受热面管子的泄漏。

2，清除积灰，加强吹灰，提高蒸汽温度，消除尾部烟道不严造成的漏风，提高汽水品质，长期停炉时应做好充氮保护。

3，在焊接质量方面，采取有效的措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管子时应进行光谱分析，保证不错用管子并不准使用有缺陷的材料。

换管时确保无异物落入管子中，新管必须通球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管疏水。

4，校正管排，消除烟气走廊，修复防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固。

5，检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰。

6，保证各人孔门关闭严密，所有管子鳍片都应密封焊。

7，利用临修、小修对受热面进行全面检查。

8，提高检修人员检修素质，严格检修工艺。

四、事故处理过程中各人员分工：

值长：

接到泄漏报告后，及时汇报上级领导，根据机组状况及领导指示，联系中调，申请停炉，通知外围车间，调整系统运行方式及机组负荷。

机长：

及时汇报值长泄漏情况，通知检修人员共同确认，做好事故预想，机组停运过程中，合理进行人员分工，保证机组顺利停运。

炉付机长：

锅炉发生泄漏后，视泄漏情况认真操作，保证机组顺利停运。

机付机长：

稳定机侧参数正常，机组停运过程中，配合锅炉降负荷，完成机侧停机操作。

炉巡检：

确认漏点，及时汇报，加强检查，停炉过程中配合炉付机长完成停炉操作，检查过程中要注意自己的安全。

机巡检：

加强检查，做好停机准备，配合机付机长完成停机操作。

电气巡检：

机组停运过程中，负责切换厂用电及机组解列操作。

运行状况对过热器超温、爆管的影响：

来源（工程客）感谢原作者分享

过热器调温装置的设计和布置固然对于过热器系统的可靠运行起着决定性的作用，但是，锅炉及其相关设备的运行状况也会对此造成很大的影响，而后者又往往受到众多因素的综合影响。

因此，如何确保锅炉在理想工况下运行是一个有待深入研究的问题。

1.蒸汽品质不良，引起管内结垢严重，导致管壁过热爆管

如镇海发电厂6号炉（DG-670/140-8）曾因这类问题引起7次爆管。

2.炉内燃烧工况：

随着锅炉容量的增大，炉内燃烧及气流情况对过热器和再热器系统的影响就相应增大。

如果运行中炉内烟气动力场和温度场出现偏斜，则沿炉膛宽度和深度方向的烟温偏差就会增加，从而使水平烟道受热面沿高度和宽度方向以及尾部竖井受热面沿宽度和深度方向上的烟温和烟速偏差都相应增大；

而运行中一次风率的提高，有可能造成燃烧延迟，炉膛出口烟温升高。

如美国CE公司习惯采用，也是我国大容量锅炉中应用最广泛的四角布置切圆燃烧技术常常出现炉膛出口较大的烟温或烟速偏差，炉内烟气右旋时，右侧烟温高；

左旋时左侧烟温高。

有时，两侧的烟温偏差还相当大（石横电厂6号1025t/h炉最大时曾达250℃），因而引起较大的汽温偏差。

3.高压加热器投人率低：

我国大容量机组的高压加热器投入率普遍较低，有的机组高加长期停运。

对于200MW机组，高压加热器投与不投影响给水温度80℃左右。

计算及运行经验表明，给水温度每降低1℃，过热蒸汽温度上升0.4～0.5℃。

因此，高加停运时，汽温将升高32～40℃。

可见给水温度变化对蒸汽温度影响之大。

4.煤种的差异

我国大容量锅炉绝大部分处于非设计煤种下运行，主要表现在实际用煤与设计煤种不符、煤种多变和煤质下降等。

燃烧煤种偏离设计煤种，使着火点延迟，火焰中心上移，当炉膛高度不足，过热器就会过热爆管。

燃料成分对汽温的影响是复杂的。

一般说来，直接影响燃烧稳定性和经济性的主要因素是燃料的低位发热量和挥发份、水分等。

此外，灰熔点及煤灰组份与炉膛结焦和受热面沾污的关系极为密切。

当燃料热值提高时，由于理论燃烧温度和炉膛出口烟温升高，可能导致炉膛结焦，过热器和再热器超温。

当灰份增加时，会使燃烧恶化，燃烧过程延迟，火焰温度下降，一般，燃料中灰份越多，在实际运行中汽温下降幅度越大。

另外，灰份增加，还会使受热面磨损和沾污加剧；

挥发份增大时，燃烧过程加快，蒸发受热面的吸热量增加，因而汽温呈下降趋势。

当水分增加时，如燃料量不变，则烟温降低，烟气体积增加，最终使汽温上升。

据有关部门计算：

水分增加1%，过热器出口蒸汽温度升高约1℃左右。

5.受热面沾污：

国产大容量锅炉有的不装吹灰器（前期产品），或有吹灰器不能正常投用，往往造成炉膛和过热器受热面积灰，特别在燃用高灰份的燃料时，容易造成炉膛结焦，使过热器超温。

对于汽温偏低的锅炉，如过热器积灰，将使汽温愈加偏低。

因此，吹灰器能否正常投用，对锅炉安全和经济运行有一定影响。

6.磨损与腐蚀：

锅炉燃料燃烧时产生的烟气中带有大量灰粒，灰粒随烟气冲刷受热面管子时，因灰粒的冲击和切削作用对受热面管子产生磨损，在燃用发热量低而灰分高的燃料时更为严重。

当燃用含有一定量硫、钠和钾等化合物的燃料时，在550～700℃的金属管壁上还会发生高温腐蚀，当火焰冲刷水冷壁时也会发生；

此外，当烟气中存在SO2和SO3且受热面壁温低于烟气露点时会发生受热面低温腐蚀。

在过热器与再热器受热面中易发生的主要是高温腐蚀。

受热面管子磨损程度在同一烟道截面和同一管子圆周都是不同的。

对于过热器和再热器系统出现磨损的常常是布置于尾部竖井的低温受热面。

一般靠近竖井后墙处的蛇行管磨损严重，当设计烟速过高或由于结构设计不合理存在烟气走廊时，易导致局部区域的受热面管子的磨损。

锅炉受热面的高温腐蚀发生于烟温大于700℃的区域内。

当燃用K,Na,S等成分含量较多的煤时，灰垢中K2S04和Na2S04；

在含有SO2的烟气中会与管子表面氧化铁作用形成碱金属复合硫酸盐K2Fe（S04）及Na5Fe（S04）5，这种复合硫酸盐在550～710℃范围内熔化成液态，具有强烈腐蚀性，在壁温600～700℃ 

时腐蚀最严重。

据调查，导致受热面高温腐蚀的主要原因是炉内燃烧不良和烟气动力场不合理，控制管壁温度是减轻和防止过热器和再热器外部腐蚀的主要方法。

因而，目前国内对高压、超高压和亚临界压力机组，锅炉过热蒸汽温度趋向于定为540℃，在设计布置过热器时，则尽量避免其蒸汽出口段布置于烟温过高处。

管间振动磨损。

如耒阳电厂1号炉，固定件与过热器管屏间的连接焊缝烧裂，管屏发生振动，固定件与管屏内圈发生摩擦，使管壁磨损减薄，在内压力的作用下发生爆管。

管内壁积垢、外壁氧化。

如洛河电厂2号炉管内壁结垢0.7mm，使过热器壁温升高20～30℃；

外壁氧化皮1.0mm，又使管壁减薄，因此爆管频繁。

7.超期服役：

如黄台2号炉过热器管己运行23万h以上，管材球化、氧化严重，已出现蠕变裂纹，如不及时更换，迟早会发生爆管。

8.运行管理：

在实际运行中，由于运行人员误操作及检修时未按有关规定进行或未达到有关要求而导致过热器或再热器受热面爆管的事故也时有发生。

运行调整不当。

如浑江发电厂3号炉，过热器使用的材质基本都工作在材质允许的极限温度中，在运行工况发生变化时调整不当，发生瞬时超温爆管。

案例学习一：

一、事故经过：

#3炉负荷135t/h，运行正常，各参数正常，巡检发现高过入口处北过热器处烟温明显低于南侧，就地可听到明显的泄露声。

立即降低主汽压力，联系降低负荷，维持水位正常。

【闷掉6根过热器管】 

维持运行期间注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡视检查，如过热器爆管，泄漏点后温度急剧升高无法维持正常运行或相邻管金属温度严重超过允许温度应立即停炉处理。

二、事故原因分析：

1、燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜造成过热器区域烟温

2、升高或烟气侧热偏差大。

3、过热器管壁长期超温及飞灰磨损或高温腐蚀。

4、吹灰管安装不正确，对过热器管造成冲刷磨损。

5、管子被异物堵塞，造成管壁局部过热。

6、蒸汽品质不合格，过热器管内壁结垢造成传热恶