电站锅炉事故案例原因分析及预防文档格式.docx

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案例21994年3月某热电厂的一台220t／h锅炉，由于锅炉房起火，锅炉钢柱遇热屈服强度下降发生弯曲变形，致炉整体后倾lO°

，后移5.3m，汽包下沉2m，所有受热面下坍弯曲变形，锅炉报废。

案例31993年3月某厂一台2008t／h锅炉，由于大量堆集以及可能存在的塌焦、炉压突升等冲击力，使支撑该炉冷灰斗的钢结构失稳，组成冷灰斗的水冷壁管严重变形，锅炉停用。

（二）事故预防

防止承重部件损坏，应从防止超载及维持支、吊件承载能力两方面着手。

当前应注意以下问题：

（1）锅炉钢结构的工作温度。

美国锅炉规范规定承重构件受热后温度不得大于315℃，这是因为钢材的屈服强度因温度上升而急剧下降。

《建筑设计防火规范》中规定无保护层的钢柱、钢架、钢层架耐火极限只有15分钟，说是说在大火中钢结构很快变形失效。

为此要求：

①锅炉油管路，电缆的铺设要离开承重部件；

②一旦发生火灾要组织力量控制承重部件的温度，此时立柱和大梁的冷却至关重要。

（2）要避免炉膛严重堆焦、转向室灰斗存灰、风道积灰与烟道存水等超载现象。

（3）锅炉刚性梁的作用是承受一定的炉膛爆炸力，其薄弱环节是角部绞接结构。

在设计抗爆压力下，刚性梁的挠度f=1／500。

有怀疑时，应通过测试，确定是否需要加固。

（4）吊杆的安全性取决于力的分配及坡屋内吊杆高温部位的强度是否满足要求，最好使用有承力指示的吊架。

个别吊杆弹簧压死或不承力都是不正常的现象，要作为锅炉定期检验内容加以确认调整。

（5）现代锅炉普遍采用全密封膜式炉壁，并确立膨胀中心，为此在锅炉周围、上下设许多向构件，保证以膨胀中心为零点，向一定方向膨胀。

凡是没有按设计值胀出的，必然存在残余应力，将影响支吊架安全，务必要究其原因，以防意外。

（6）要弄清锅炉承重部件的设计意图，哪些是受拉杆件，哪些是受压杆件，哪些接合部位要留间隙，哪些部件是要焊牢的。

在检验过程中严格贯彻设计意图，维持结构承重功能。

二、爆炸造成的事故

可燃气体或粉尘与空气形成的混合物在短时间内发生化学反应，产生的高温、高压气体与冲击波，超过周围建筑物、容器、管道的承载能力，使其发生破坏，导致人身伤亡、设备损坏，称为爆炸事故。

通常说，发生爆炸要有三个条件，一是有燃料和助燃空气的积存：

二是燃料和空气的混合物的浓度在爆炸极限内；

三是有足够的点火能源。

天然气的爆炸下限约为5％，煤粉的爆炸下限是20～60g／m3，爆炸产生的压力可达0.3～1.OMPa。

就锅炉范围而言，可燃物质是指天然气、煤气、石油气、油雾和煤粉；

构成爆炸事故的有炉膛爆炸、煤粉仓爆炸及制粉系统爆炸。

案例11993年3月10日，宁波市北仑港发电厂1号机组锅炉发生炉膛爆炸特大事故，造成死亡23人，重伤8人，伤16人。

该机组停运132天，少发电近14亿度，直接经济损失778万元。

因该炉事故造成的供电紧张，致使一段时间内宁波地区的企业实行停三开四，杭州地区停二开五，浙江省经济受到了严重影响，间接损失严重。

事故后对现场设备损坏情况检查后发现：

21米层以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗向炉后侧例呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管31根。

立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；

水冷壁管严重损坏，有66根开断，炉右侧2l米层以下刚性梁严重变形，零米层炉后侧基本被热焦堵至冷灰斗，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。

炉前侧设备情况尚好，磨煤机、风机、烟道基本无损坏。

事故后，清除的灰渣934立方米。

该事故为典型的炉膛爆炸型特大事故，在此特别加以分析。

北仑港发电厂1号锅炉是美国燃烧工程公司生产的亚临界一次再热强制循环汽包锅炉，额定主蒸汽压力17.3MPa，主蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度540℃，主蒸汽流量2008t／h。

1993年3月6日起该锅炉运行情况出现异常，为降低再热器管壁温度，喷燃器角度由水平改为下摆至下限。

3月9日后锅炉运行工况逐渐恶化。

3月10日，事故发生时，集中控制室值班人员听到一声闷响，集中控制室备用控制盘上发出声光报警：

“炉膛压力‘高高”’、“MFT”（主燃料切断保护）、“汽机跳闸”、“旁路快开”等光字牌亮。

FSS（炉膛安全系统）盘显示MFT的原因是“炉膛压力‘高高’”引起，逆功率保护使发电机出口开关跳开，厂用电备用电源自投成功，电动给水泵自启动成功。

由于汽包水位急剧下降，运行人员手动紧急停运炉水循环泵B、C（此时A泵已自动跳闸）。

就地检查，发现整个锅炉房迷漫着烟、灰、汽雾，人员根本无法进入，同时发现主汽压急骤下降，即手动停运电动给水泵。

由于锅炉部分PLC（可编程逻辑控制）柜通讯中断，引起CRT（计算机显示屏）画面锅炉侧所有辅助设备的状态失去，无法控制操作，运行人员立即就地紧急停运两组送引风机。

经戴防毒面具人员进入现场附近，发现炉底冷灰斗严重损坏，呈开放性破口。

经分析，事故原因是多方面的，现将事故调查过程中的事故机理技术分析结论综合如下：

l、锅炉冷灰斗结构薄弱，弹性计算确认，事故前冷灰斗中积存的渣量，在静载荷下还不会造成冷灰斗破坏，但静载荷上施加一定数量的集中载荷或者施加一定数量的压力，有可能造成灰斗失稳破坏。

2、事故发生后的检验结果表明，锅炉所用的水冷壁管材符合技术规范的要求，对水冷壁管断口样品的失效分析证实，包角管的破裂是由于冷灰斗破坏后塌落导致包角管受过大拉伸力而造成的。

3、对于事故的触发原因是锅炉严重结渣。

事故的主要过程是：

严重结渣造成的静载加上随机落渣造成的动载，致使冷灰斗局部失稳；

落渣入水产生的水汽，进入炉膛，在高温堆渣的加热下升温、膨胀，使炉膛压力上升；

落渣振动造成继续落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷，侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；

裂口向炉内喷出的水、汽与落渣入水产生的水汽，升温膨胀使炉膛压力大增，造成主燃料切断，并使冷灰斗塌陷扩展；

三只角隅包角管先后断裂，喷出的工作介质量大增，炉膛压力陡升，在渣的静载、动载和工质瞬间扩容压力的共同作用下，造成锅炉21米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。

4、锅炉投入运行后，在燃用设计煤种及其允许变动范围内煤质时出现前述的严重结渣和再热汽温低、局部管段管壁超温问题，与制造厂锅炉炉膛的结构设计和布置等不完善有直接关系，是造成这次事故的根本原因。

5、北仑电厂及有关单位在管理上存在的一些问题，也是导致这起事故发生的原因。

最终，事故调查处理小组确定的事故原因为：

制造厂锅炉炉膛设计、布置不完善及运行指挥失当是事故的根本原因；

锅炉严重结渣是事故的直接原因。

1、炉膛爆炸事故预防

据统计自1980年以来，至少有30台锅炉发生炉膛爆炸事故，以致水冷壁焊缝开裂，刚性梁弯曲变形，顶棚被掀起，烟道膨胀节开裂等设备损伤屡屡发生。

究其原因：

1）设计上缺乏可靠的灭火保护和可靠的联锁、报警、跳闸装置；

2）炉膛刚性梁抗爆能力低；

3）运行人员处理燃烧不稳或熄火时方法不对，错误采用“爆燃法”抢救，导致灭火爆炸；

4）燃料质量下降、负荷调节失当、给粉装置及控制机构突然失灵等。

（1）防止炉膛爆炸事故的操作措施。

①一旦全炉灭火，应立即切断进入锅炉的全部燃料，包括给煤、给粉和点火用油、气等，即主燃料切断（MFT）；

②锅炉点火前必须通风，排除炉膛、烟风道及其他通道中的可燃物聚集。

通风时必须将烟风挡板及调风器打开到一定的位置，风量应大于满负荷风量的25％，时间不少于5min，以保证换气量大于全部容积的5倍（德国TRD规定是3倍）；

③点火时要维持吹扫风量；

一个燃烧器投运lOs内（不包括投煤及煤粉达到燃烧器所需的延滞时间）点不着，就应切断该燃烧器的燃烧。

有一些锅炉不具备单个燃烧器自身点燃及火焰监视的条件，除了说明其保护功能的局限外，还应强调灭火保护及吹扫联锁的两个必要性，不可偏废。

（2）确定合理的保护定值。

为了避免爆炸，《火力发电厂设计技术规程》1994年版本已明确：

“锅炉燃烧系统应设置炉膛火焰监视、炉膛灭火保护、炉膛压力保护和炉膛吹扫闭锁”，通过执行这条规定，大大控制了炉膛爆炸事故。

当前不论火焰监视相关的熄火保护和黑炉膛保护，单就炉膛压力保护而言，动作值的确定并不规范。

从原则上讲随炉膛结构强度的提高以及燃烧方式的变化，定值不应相同。

实际测量表明，正常情况下一旦锅炉灭火，炉膛负压先增大（即负值增大），而后由于吸风自动调节的作用以及煤粉爆燃而炉膛负压反正，所以炉膛负压保护对于火焰熄灭时迅速切断进入炉膛的燃料，从而减少爆炸威力有先期制止的作用。

《电力锅炉监察规程修订说明》写明：

“炉膛压力保护报警值视炉膛安全监控系统的功能而异，平衡通风锅炉炉膛压力报警值一般可取±

0.4kPa；

动作值应避开炉膛压力的正常波动（如吹灰、投停燃烧器及一些小的坍焦等），当然远低于炉膛抗爆强度，以保证保护动作后炉膛压力继续升高时，炉膛各部分不发生永久变形”。

“动作值应通过试验确定，作为试运行阶段的初始值，动作值可取+1.5kPa和－0.75kPa。

”过高的值也许可以防止误动，但冒拒动或保护动作过迟的风险似乎没有必要。

（3）安装炉膛安全保护装置。

使用气体燃烧的锅炉要执行GB6222《工业企业煤气安全规程》的规定，防止可燃气体在炉膛内聚集、爆炸。

2、制粉系统煤粉爆炸预防

正常运行中制粉系统中的煤粉浓度在较大的范围内波动，制粉系统中具备爆炸浓度条件几乎不可避免。

预防制粉系统煤粉爆炸要从防止点火源（如积粉自燃）、提高结构抗爆强度、加设爆炸卸压装置和惰性化处理。

（1）防止点火源自燃。

其主要指防止积粉自燃，如煤粉仓壁的平滑，风粉管道及挡板的布置要避免煤粉聚集，运行中控制风粉温度及检修前放粉等多方面采取措施。

（2）提高煤粉仓及制粉系统的结构强度。

虽然制粉系统防爆反事故措施的基点是防止爆炸，但从防爆门爆破的发生率看，制粉系统的爆炸实际上没有根绝。

要避免事故扩大，当前结构强度的问题应引起各方面的重视。

前面提到的煤粉仓掀顶事故，就是结构强度不足的结果。

粉仓项是由9块厚6cm的水泥预制板加2～4cm水泥抹面（并无钢筋、螺栓固定）组成，计算表明2kPa的压力即可掀顶，而粉仓防爆门的爆破压力却为lOkPa，足见其结构强度严重不足。

苏联防爆规程规定装防爆门的制粉系统的部件计算压力为150kPa，而美国防爆规程规定，除制粉系统启动、运行中均匀充满惰性气体的情况外，制粉系统的设计压力应大于344kPa，按NFPA68“爆炸排放指南”所规定的原则设爆炸排放口的不在比例，作为电站锅炉检验人员应注意制粉系统入孔门螺栓的完整以及煤粉管道法兰或抱箍的连接强度。

（3）保持防爆门的防爆功能。

试验表明容器中可燃粉尘点燃引爆后，防爆门动作压力、卸压面积，可燃粉尘特性值与爆后实际压力值有关。

防爆门排气管的长度也与卸压能力有关。

有的资料甚至断定，当容器的抗爆强度小于0.1MPa时，有长排气管的防爆门已不能达到防止容器损坏的目的。

因此必须按设计要求布置足量的防爆门，并控制防爆门的卸压动作压力。

此外，多数磨煤机防爆门与排粉机出口风箱防爆门位于零米层上部，一旦动作后从排放口喷出的火焰极易烧损附近的电缆，应注意防范。

（4）制粉系统惰性化。

在制粉系统中惰性气体及水蒸汽的存在，会减少混合物的爆炸危险性。

苏联防爆规程说明，在各种工况下，制粉系统中氧的容积份额小于16％，则不发生煤粉爆炸。

有的资料提出用氮惰化空气煤粉混合物时的含最高允许氧量为14％，事实上用炉烟干燥的制粉系统较少发生爆炸，而引进的中速磨制粉系统虽不设防爆门，除在设计上提高设计抗爆强度外，还在磨煤机上装设了通入惰性气体（一般为氮气）的管接，并规定，制粉系统带负荷跳闸时，应通惰性气体，一直到磨煤机温度低于66℃或将剩煤排空为止。

三、锅炉承压部件损伤造成的事故

锅炉承压部件的爆裂是电站锅炉强迫停用的主要原因。

据统计，占电站锅炉停用次数的82％，强迫停用时间的78％。

因而预防锅炉承压部件损坏，有其明显的经济效益。

下面将介绍锅炉承压部件因各种原因，使管壁不能承受内压应力而发生的爆裂。

通常是指管壁的局部应力超过材料的屈服极限、持久强度，包括管壁磨损、腐蚀、侵蚀减薄使应力升高的因素，也包括管壁温度升高材料组织发生变化而使材料强度下降的因素，以及附加应力或交变应力的存在使管壁爆漏等。

案例11999年7月9日，锦州东港电力有限公司3号锅炉高温省煤器出口联箱至汽包连络直管段，在一次汽系统安全门定砣过程中突然爆裂，酿成5人死亡，3人受伤，直接经济损失120万元。

该炉高温省煤器出口联箱至汽包连络管：

材质为20#碳钢，规格为φ108×

12mm。

爆管发生在直管段上，沿轴向开裂，裂口长470mm左右：

焊口中间部位在汽水反作用力作用下，形成“v”形弯；

爆口方位正对着乙己侧一次汽系统安全门，乙侧部份连络管保温层被吹坏。

事故原因是由于金属材料存在原始缺陷扩展所致为设备事故。

（二）锅炉承压件损坏事故的预防

1、炉外承压部件损坏预防

锅炉炉外承压部件的损坏发生的事故，数量不是很多。

国内外事故统计表明，饱和汽水混合物管道、主蒸汽管道及超临界压力锅炉下辐射区联络管弯头以及汽水联箱封头、手孔堵是锅炉炉外承压部件的薄弱环节。

就弯头而言，分析表明，在内压作用下弯头椭圆断面上存在三个高应力区。

汽水管道弯头内表的两个高应力区，在锅炉启停、温度变化其局部应力超过材料屈服极限时，表面原有的磁性氧化铁保护膜会损坏，在含氧水的作用下再次氧化造膜，如此反复，形成应力腐蚀疲劳破坏。

因其发生在内壁不易发现，且因为有二个薄弱点，一般爆破口较大；

对于主汽或再热器管道，外表的高应力区促进高温蠕变的发展，较早发生蠕变孔洞或蠕变裂纹而提前损坏。

一些早期苏联和国内生产的平封头联箱及手孔堵，不适当的在管端二次应力区采用未焊透的焊接结构，也容易发生应力腐蚀疲劳裂纹。

从而构成了炉外承压部件的薄弱环节。

对此类运行年久的锅炉，必须重视炉外承压部件的损坏问题。

防止炉外承压部件损坏，应采取如下防范措施：

①制作管道弯头要严格控制弯头不圆度，必要时增加壁厚，采用回火工艺以消除冷弯时引起的加工硬化与残余应力；

②对于已运行多年的锅炉，汽水管道不圆度超过8％的弯头，在锅炉启停次数超过允许值时，要加强弯头内表面的检查。

③主蒸汽、再热汽管道要重点监视弯头的外弧侧外表的微裂纹，对10-14MPa，510℃～540℃参数的φ133×

10、φ194×

12、φ219×

14、φ273×

20、φ325×

22的12CrlMoV主汽管和导汽管，以及φ426×

17CrlMoV再热汽管要重点检查。

④要改善停炉保护工作，认真控制化学清洗工作的质量。

⑤要加强金属监督，防止错用钢材、焊接缺陷扩展和法兰螺栓断裂。

2、承压部件磨损预防

锅炉承压部件磨损是一种机械性损坏，一般有四种形式：

即飞灰磨损、吹灰器磨损、落渣磨损与煤粒磨损。

磨损使管壁减薄，当管壁应力超过材料的屈服极限时，管子爆破。

近年来采用小管径、小节距、高烟速以减少省煤器体积及钢材消耗的做法已逐步淘汰。

当前飞灰磨损主要发生在烟气走廊地带、管排不均匀处及导流板异常位移处。

加强防磨、防爆检查，避免炉墙漏风以及正确使用与维护防磨装置是防止飞灰磨损的主要措施。

吹灰介质（空气或蒸汽）带水，吹灰器卡在一个位置上不动以及吹灰器定位不当是吹灰磨损管壁变薄的主要原因。

吹灰操作程控，吹灰器位置的正确信号显示及采用其他吹灰方式清洁受热面是解决吹灰器磨损的途径。

锅炉冷灰斗斜面被炉瞠上部下落的灰渣冲刷使冷灰斗边排管壁爆管的事故还不多见，一旦发现防范措施是在此部份管壁上堆焊防磨层或加焊防磨棒。

煤粒磨损主要发生在喷燃器出口处。

主要原因是喷口位置不正确，防磨保护层磨耗、脱落或管排异常变形。

3、管壁过热损坏预防

管壁在高温烟气中受热，如果得不到可靠的冷却，其运行温度超过设计值或超过运行时限发生损坏，称为过热。

短期过热造成的损坏是因高温使管材强度下降，例如管子内部堵塞，缺水、水循环破坏或膜态沸腾等，大部分短期过热损坏处会呈现明显的延伸和收缩变形，在破裂处呈现刀刃状边缘；

只有当过热温度超过相变温度AC3，钢材的铁素体转变为奥氏体时，管壁减薄才不明显。

高温蠕变或称中、长期过热是因为钢材长期工作在蠕变温度以上，金相组织发生变化；

包括：

珠光体球化，碳钢和钼钢的石墨化，碳化物聚集，奥氏体钢发生。

相沉淀等，从而降低了金属的晶间强度而损坏。

这种损坏管壁没有明显减薄，厚唇状破口是高温蠕变的特性。

短期过热损坏有不同的起因，防范措施亦因此而不同。

一般的要求是，应建立防止作业工具、切削颗粒以及焊渣进入管段的检修工艺，建立防止汽包低水位及过量使用减温水导致过热器管内出现水塞的操作规程。

高温蠕变的原因差异更大，一般情况下，首先要弄清是汽温长期超温、个别蛇形管超温、还是炉内管壁超温；

弄清是因为热力偏差、水力偏差还是结构偏差引起的蛇形管超温。

个别管的过热采用高一级材料替代往往可以取得良好的效果。

4、受热面损坏预防

（1）受热面烧损及预防

锅炉受热面是将烟气中的热量传递给汽、水、空气的界面，在没有汽、水、空气这些冷却介质时，受热面的温度便会很快接近或达到烟温。

煤、油正常燃烧可能达到的温度为1500℃～1600℃，高于钢铁的熔点，由此引起的钢材熔融、氧化称为烧损。

发生在发电厂中受热面烧损主要是空气预热器及省煤器受热面烧损，通常称为锅炉尾部烟道再燃烧，或称二次燃烧，当温度与氧量条件合适，便自燃起火。

紧急停炉后空气预热器停转，从关不严的烟、风挡板漏入空气等，常常是促进油垢着火的原因。

锅炉尾部烟道再燃烧的主要原因是炉膛燃烧恶化，特别是启动和带低负荷期间燃烧不完全，可燃物带至锅炉尾部并在那儿聚集。

防范措施包括防止可燃物沉积以及着火后的扑救两部分。

通常包括，①油枪投用前应逐个试点火，点火成功后再调试自动点火，避免盲目试点火；

②点火不着，lO~30s内停枪，最好退出油枪倒出管内存油，以免残油入炉；

③用好油枪根部风，保持油枪冷却，维持油枪良好的雾化功能以控制低负荷阶段油雾的完全燃烧；

④锅炉点火前，空气预热器蒸汽吹灰、水冲洗（或消防水）装置必须投用；

⑤发现排烟温度异常升高等再燃烧现象时，要及时正确处理确保省煤器与钢结构的冷却，防止事故扩大；

⑥长期低负荷燃油要考虑热碱水冲洗方案。

（2）受热面腐蚀及预防

锅炉受热面腐蚀减薄损坏，因涉及范围较大，一旦暴露，常导致重复爆漏事故，而且修复工作量大，因此预防及保护设备不受腐蚀是提高锅炉可用率必须解决的基本任务之一。

汽、水侧腐蚀按其机理分，包括苛性腐蚀、氢损害、氧腐蚀、垢下腐蚀及应力腐蚀。

烟气侧腐蚀包括水冷壁向火侧腐蚀、高温煤灰（油灰）腐蚀和低温腐蚀。

国内电厂曾因垢下腐蚀，水冷壁氢损坏及向火侧腐蚀，导致大面积换管。

国外一些超临界机组曾发生因过热器管内壁氧化皮脱落，被蒸汽带入汽机而引起喷嘴、叶片的固体硬粒侵蚀。

1）水冷壁管垢下腐蚀

水冷壁管垢下腐蚀是以紧贴管壁的垢下管壁为阳极，外围表面为阴极所构成的局部电池作用引起的电化学损害，严重时可导致鼓包或腐蚀穿孔。

当前防止垢下腐蚀最主要的防范措施是解决凝汽器泄漏后给水硬度超标问题；

要加强给水含铁量的检测与控制；

对已结垢的水冷壁进行化学清洗。

总之，要加强化学监督工作。

对于超临界直流炉由于给水水质纯度较高组必须采用挥发性处理。

所以美国通常采用氨一联氨方式，而德国和前苏联推荐采用氨一氧处理和中性水加氧的方式。

前苏联试验肯定了中性水加氧的方式，认为可以大大降低炉管垢量。

我国推荐采用加氧处理方式。

当然，采用何种方式还与汽水系统中管道、阀门所用的材料有关。

2）水冷壁管氢损坏

水冷壁管氢损坏原因是受热面内壁结垢和炉水长期处于低pH值状态。

当进入凝结水系统的酸性盐类在水冷壁管垢下浓缩，氢原子进入管壁金属组织中与碳化铁作用生成甲烷，使钢材晶间强度下降。

发生氢损害时，管壁几乎没有明显减薄，有时发生“开窗式”破裂，一般的超声探伤技术难以发现发生氢损害使金属变脆的位置。

在用电站锅炉一旦发生管壁很少减薄的脆性破坏，宜割管检查，通过多相或宏观侵蚀试验，判断是否是氢损坏。

若经确认是氢脆损坏，则其对策是化学清洗并更换已发生材料强度下降或管壁减薄的管子。

由于氢损坏是属于垢下发生的二次腐蚀，所以防范措施应补充：

①严格控制锅水质量，不使管内壁腐蚀结垢；

②发现腐蚀时要采取措施清洗管壁防止结垢；

③防止凝汽器管泄漏，特别要控制锅炉水中酸性盐类，如Mgcl2等盐类存在；

④监测饱和蒸汽中含氢量。

3）水冷壁向火侧腐蚀

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、氯化物及熔融灰渣作用下，使管壁减薄引起的故障。

水冷壁向火侧腐蚀不可能发生在燃烧区域的氧化气氛中。

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，当其腐蚀速度超过25um／103h时，表示已有明显腐蚀。

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。

由于水冷壁向火侧腐蚀涉及燃烧器区