锅炉设备缺陷分析报告终稿Word文档格式.docx

1、2012年4月6日前包墙过热器从炉左往炉右数第1根管子泄漏4 2012年6月6日5 2012年8月11日前包墙过热器左数第二根发生泄漏6 22012年3月1日省煤器入口集箱接管座泄漏制造缺陷7 2012年5月18日屏式过热器出口小集箱连接管爆管8 2013年1月23日水冷壁管泄漏吹损高温过热器管爆管检修缺陷9 2013年3月22日高温再热器泄漏10 2013年4月12日112013年7月6日前水冷壁泄漏（二）按年份统计（三）按分部件统计1、次数统计2、百分比统计（四）性质分类统计二、锅炉四管泄漏统计分析根据统计分析得出以下结论：1、镇雄公司2600MW机组锅炉四管泄漏主要发生在水冷壁和过热器受

2、热面部分,占泄漏总次数的73%；2、设备制造及设计缺陷原因占四管泄漏总数比例为45.5%、45.5%,占历次泄漏总数的91%,是四管泄漏的主要原因。检查、消除设备制造缺陷及设计缺陷是镇雄公司降低锅炉四管泄漏,确保机组安全稳定运行的主攻方向。三、镇雄公司已采取的措施镇雄公司高度重视锅炉的安全、稳定、经济运行管理工作。在集团公司和云南公司的帮助指导下,在全厂范围内开展了“治理隐患、防范事故”为主题的专项行动,制订了锅炉刚性梁优化、锅炉燃烧系统优化、煤粉管道吊挂梁安装位置优化、提高前墙中部水冷壁管工质流量、前墙水冷壁区域开止裂缝、包墙过热器管改造、水冷壁翼墙改造、屏式过热器改造等8个方面的设备治理工

3、作。通过前一阶段持续开展的锅炉设备治理工作,目前优化效果逐步显现：一是消除了包墙过热器、水冷壁翼墙因设计缺陷导致的锅炉泄漏；二是水冷壁管壁温度控制继续保持稳定,水冷壁管间壁温最大差值控制在70以内；三是水冷壁鳍片撕裂的问题基本得到控制；四是水冷壁的振动基本得到解决,水冷壁振动幅值明显减小,振幅值由优化前2030mm减弱至68mm。四、锅炉存在的主要问题锅炉设备经过2012年的大力整治,锅炉的安全性、稳定性得到了很大的提高,现锅炉本体设备状态基本稳定,但依然存在诸多问题,严重影响着机组的安全、稳定、经济运行。（一）锅炉膨胀问题1、锅炉整体膨胀不均衡锅炉本体膨胀不均,炉膛整体向前膨胀20mm,且A

4、侧（右墙）比B侧（左墙）膨胀量大。2、前墙上部水冷壁鳍片撕裂虽然采取了在前墙水冷壁区域开止裂缝及燃烧器风箱加装膨胀节的技术措施，但没有从根本上消除锅炉在运行过程中产生的应力问题,水冷壁鳍片撕裂不能得到有效遏制,管壁撕裂导致泄漏时有发生；经过检查发现在锅炉水冷壁上部标高34m64m,锅炉纵向中心线两侧2m3m范围内管排存在局部变形。以最近一次发生水冷壁撕裂导致机组非计划停运为例，进行分析如下。（1）“7.6”水冷壁泄漏事件的基本情况2013年7月6日#2炉前墙上部水冷壁泄漏。检查为前墙上部水冷壁中心点右侧第24、25、26、27、28、29根水冷壁鳍片拉伤管子,其中第26、29根水冷壁管子泄漏。

5、管子规格：389,材质：12Cr1MoVG。泄漏部位及割管情况： 对前墙上部水冷壁进行扩大检查,发现前墙上部水冷壁中心点右侧1米位置、左侧4米位置鳍片撕裂且裂缝延伸至大包内部。其具体位置如下所示：主要泄漏点位于中心点右侧1.42米区域。前墙上部水冷壁中心点右侧1.46米位置鳍片撕裂,裂缝延伸至大包内部。前墙上部水冷壁中心点左侧4米位置裂缝延伸至大包内部。原因分析：由于设计缺陷导致锅炉运行中水冷壁膨胀受阻，水冷壁管屏应力集中部位发生了鳍片撕裂,裂缝延伸至大包内部的水冷壁根部,由于应力无法消除导致水冷壁管撕裂造成泄漏。上述事例说明，锅炉运行期间的前墙上部水冷壁膨胀受阻问题未完全解决。（2）在#1机

6、组大修期间锅炉水冷壁检查情况针对#2锅炉“7.6”水冷壁泄漏事件暴露出来的问题,公司组织对大修中的#1机组锅炉进行了初步检查,检查发现水冷壁鳍片共有4处裂缝，位置如下：炉膛前墙锅炉对称中心线左侧约5520mm处,从标高EL64200至EL55550,长度8650mm。炉膛前墙锅炉对称中心线右侧约1891mm处,从标高EL61025至EL54250,长度6775mm。炉膛前墙上锅炉对称中心线右侧约3169mm处,从标高EL64000至EL58050,长度5950mm。炉膛前墙上锅炉对称中心线右侧约3669mm处,顶棚以下500mm。除此之外，锅炉水平烟道侧包墙和后竖井烟道侧包墙结合部位垂直刚性梁

7、区域鳍片由上往下均发生过撕裂,已经反复多次进行修复。（3）#1炉刚性梁结构的检查情况检查了水冷壁与刚性梁之间的连接件：固定夹和销轴,以及水平刚性梁的固定点结构、立板和刚性梁固定夹,没有发现有异常情况及结构件损坏的现象。3、省煤器出口烟道膨胀节撕裂注：以上图片分别为省煤器出口下部烟道钢板变形,膨胀节挡灰板变形等情况,省煤器出口因膨胀受阻且膨胀量过大，使得膨胀节外骨架、挡灰板及烟道钢板承受了过大的压缩量而导致变形及膨胀节蒙皮撕裂。 （二）高温再热器、屏式过热器、末级过热器缺陷镇雄公司1#机组于7月2日进入大修,公司组织对高温再热器、屏式过热器、末级过热器防磨防爆进行了初步检查,检查情况如下：1、高

8、温再热器（1）高温再热器管子普遍存在与定位梳形板（定位管卡）碰撞刮蹭现象,其中严重刮蹭减薄315处。高温再热器管屏定位装置设计采用的是月牙板型管卡,与管屏接触面积小,而且与管子接触面边缘锋利。运行期间,管屏振动与定位梳形板锋利的边缘刮蹭磕碰,造成管壁损伤。处理措施：对减薄超标的315处管子更换；对变形或移位卡涩的定位梳形板进行恢复。对与定位梳形板相接触的管屏位置,每隔2根管子加装一块200mm长的防磨瓦,起到对管子的保护作用。典型缺陷图片如下：高再A51-1管子与管卡刮蹭严重减薄高再A112-2,3,4管子与管卡刮蹭严重减薄高再向火侧A51-2第二层定位梳形板（定位管卡）处管子（2）高温再热器

9、管子出列、弯曲变形共32处。机组的变工况运行、金属壁温偏差、烟气扰动、管屏振动导致管子存在一定的出列变形；梳形板变形移位,管子膨胀受阻造成管子弯曲变形。更换弯曲变形严重的管子；消除管子膨胀受阻因素,调整燃烧方式,减少管屏热偏差,恢复变形移位的梳形板；高再A37-1管子弯曲变形末再A67-1管子弯曲变形高再管子出列（管屏下弯头普遍存在出列现象,需要调整。）（3）高温再热器防磨瓦移位、翻转、烧损现象,共97处。2、屏式过热器（1）屏式过热器管子普遍存在与蒸汽缠绕管碰撞刮蹭、磨损现象。最大减薄为1.0mm,普遍减薄为0.51.0mm,与蒸汽缠绕管接触位置均有不同程度的磨损。按照运行时间,做趋势分析,

10、年减薄率达0.51.0mm/年,磨损速度非常快。其中严重磨损的管子共11处,有磨损迹象共660处（含11处严重磨损减薄）。管屏仅有蒸汽缠绕管,没有其他固定装置,运行过程中,管屏晃动与蒸汽缠绕管碰撞磨损。对严重磨损的11处管子更换。对蒸汽缠绕管及与缠绕管相接触的管屏位置加装防磨瓦. 典型缺陷图片如下:屏过A32管子与蒸汽定位管相接触位置磨损严重（2）蒸汽吹灰器吹扫区域吹损减薄。蒸汽吹灰器吹扫区域吹损痕迹明显,屏过A32-1（#20长吹吹扫区域）吹损,剩余厚度5.5mm。屏过A32-1长吹（#20长吹）吹损减薄3、末级过热器（1）末级过热器管子普遍存在与蒸汽缠绕管碰撞刮蹭、磨损现象。与蒸汽缠绕管相

11、接触位置均有不同程度的磨损,需采取有效防范措施。其中磨损严重处共5处,有磨损痕迹209处。现场检查发现管屏仅有蒸汽缠绕管,没有其他固定装置,而且蒸汽缠绕管采用具有锋利边缘的固定块（间隔圆钢）固定管屏管子。运行过程中,管屏晃动与蒸汽缠绕管、蒸汽缠绕管固定块碰撞磨损。对磨损超标的管子进行更换,对移位的缠绕管固定块进行复位。优化后缠绕管固定块与管屏不会有相对运动也就避免了磨损的发生。典型缺陷图片：蒸汽缠绕管采用具有锋利边缘的固定块末过背火侧A25-17磨损严重末过背火侧A32-20磨损严重末过A1与蒸汽缠绕管相接触位置磨损（2）存在防磨瓦移位、翻转、变形、烧坏等现象,共计61处。典型图片如下图:末过

12、A10-1防磨瓦变形附表：受热面管材质表受热面管道检查表名称规格型号材质用途（使用部位）备注屏式过热器（共32屏*28根/屏）38*6SA-213TP347H#1入口端38*5.5#2-#2838*7SA-213TP310HCbN#1、#23-#28出口端38*8.5#2-#22末级过热器（共32屏*20根/屏）44.5*7.544.5*7#2-#2044.5*9#1-#19#2063.5*4.5SA-210下部/3高温再热器（共115屏*8根/屏）51*5前部末过51*4.5#2-#1651*6#9-#11上部51*5.5后部末过#2-#857*4.5SA-213T91#9-#16#9-#1

13、5后部末过下弯头#16 （三）#2机组锅炉高温再热器存在的隐患未消除2013年3月22日和4月12日#2机组在运行过程中发生的高温再热器爆管不安全事件。事件发生后,集团公司、云南公司高度重视,镇雄公司组织成立了专家组对爆管原因进行了调查。专家组经过现场勘查、资料查阅分析,认为导致#2锅炉高温再热器爆管可能的主要原因和隐患有以下几个方面。 1、设计方面 高温再热器前部管屏用耳板吊挂，运行过程中阻碍了管子的自由膨胀,存在局部应力集中。 2、制造方面 （1）高再管屏内三圈作了固溶化热处理,未作固溶化热处理外五圈的弯管有可能存在缺陷（此结论为哈锅厂提供）。 （2）分析认为耳板角焊缝焊接热影响区域存在焊

14、接残余应力和焊接缺陷。 （3）弯管存在压制过程中形成的压痕,弯管存在超标缺陷。 （4）弯管成型效果不好,弯管截面呈三角形,压痕超标。3、现场检查情况镇雄公司根据专家组意见,组织对高温再热器进行了全面检查,并在检修工作结束后完成了再热器系统的水压试验,检查及完成工作情况如下：（1）115屏高温再热器（含修复后管屏）上部弯头及吊板焊接位置进行了PT（着色）检查,没有发现存在表面裂纹的管屏；（2）两次送检样管的金相分析报告证明材质使用符合设计,不存在金相组织异常现象。（3）再热器系统超压试验没有发现漏点,水压试验合格。（4）英巴公司计算结论是合格的,并认为再热器前部管屏部位的吊挂结构是经过验证的成熟

15、结构,设计的温差应力和机械应力都不足以导致该结构的破坏（据了解东锅、上锅没有类似吊挂结构。哈锅设计制造已经运行的有58台600MW和10台350MW等级超临界锅炉均采用此结构）。（5）外观检查前屏顶部弯头弯管成型效果不好,弯管截面呈三角形。在抽检的管子第57屏第8根、第77屏第6、7、8根管子的外弯、内弯及弯管两侧均呈棱角线,棱角线长度一直延伸至弯管两头直管段100mm左右。如图3、图4所示：第57屏第8根图3第77屏第6、7、8根图4 部分弯管弯头椭圆度超标。对抽检的第5屏第7根、第41屏第7根、第57屏第1、8根管子进行椭圆度检查,发现第5屏第7根、第41屏第7根管子弯头椭圆度超标。具体情

16、况见下表：屏数（炉左至炉右）管数前后方向外径（mm）左右方向外径（mm）椭圆度（%）第5屏炉后方向752.443.717.06 超标第41屏炉后方向42.850.615.29 第57屏炉后方向51.7503.33 合格484949.40.78 弯管存在压制过程中形成的压痕。在弯管的内弯、弯头两侧面存在弯管时产生的压痕,在抽检的第57屏第8根弯管内弯存在200mm的压痕、弯管侧面存在长100mm、宽10mm的压痕；在抽检的第5屏第7根管子弯管侧面存在深凹不平3mm,长100mm的压痕；在第41屏第7根管子弯管侧面存在长约10mm,宽12mm的压痕。如图5、图6、图7所示。图5第5屏第7根图6第4

17、1屏第7根4、原因分析初步结论（1）根据云南电力研究院对高再爆管做材质金相分析,材质与设计相同,不存在材质缺陷和错用。（2）英巴公司对吊挂结构校核计算结论是合格的,并认为再热器前部管屏部位的吊挂结构是经过验证的成熟结构,设计的温差应力和机械应力都不足以导致该结构的破坏（据了解东锅、上锅没有类似吊挂结构,哈锅设计制造已经运行的有58台600MW和10台350MW等级超临界锅炉均采用此结构）。（3）通过对管子外部检查,高再前部及爆管管屏管子在弯管处存在不同程度的压痕,弯管在压制过程中有被夹具在弯制过程中夹变形及弯曲后产生局部机械损伤缺陷（基本在爆口位置）。（4）华电电力科学院样管检验分析认为材料未

18、进行固溶化处理可能是导致爆管的一个原因。结合两次爆管情况综合分析后初步确定认为：弯管在压制过程中产生的压痕缺陷导致管材机械强度下降,加之因材料未进行固溶化处理或固溶化处理不完全的管子,通过高温运行一段时间后管材达不到使用强度造成爆管。5、处理及预防措施针对“3.22”、“4.12”#2机组锅炉高温再热器爆管事件的处理及预防措施：（1）加强设备技术管理,做好技术监督管理工作,并与华电电力科学研究院合作开展受热面防磨防爆精细化深度检验工作；（2）#2锅炉抢修结束后进行超压试验检验；（3）#2机组锅炉小修时对存在隐患的弯管进行更换；（4）加强汽水品质的监督管理,防止过热器氧化皮腐蚀爆管；（5）提高运

19、行、检修维护人员对设备异常的分析判断能力,及时发现隐患,做到早发现早处理；（6）加强运行人员在机组运行期间对各受热面系统运行参数的监视；（7）对#1机组锅炉开展针对性排查。6、工作完成情况（1）#1机组锅炉高温再热器排查情况镇雄公司组织对锅炉高温再热器进行了针对性检查,检查情况如下：弯管无明显压痕；弯管椭圆度正常；部分管子在管夹位置存在磨损,经检查有4根管子磨损超标,已进行更换,其余磨损位置调整了固定管夹,磨损位置打磨圆滑过渡；从左至右数第18、19屏管屏第第一根管子弯头因受顶部吊板的挤压变形严重,已进行更换。（2）#2机组锅炉再热系统超压试验检查无泄漏,试验合格。（3）和华电电力科学研究院合作开展了受热面防磨防爆精细化深度检验工作。为了彻底消除因锅炉本体膨胀不均衡导致的水冷壁管屏鳍片撕裂，水平烟道受热面管屏碰磨变形、移位出列，烟道膨胀节变形撕裂等影响机组安全、稳定、长周期运行的安全隐患，镇雄公司特邀请各位专家共同会商，集思广益，并以此为契机，逐一分析查找锅炉本体结构的深层次原因，采取针对性的设备治理措施，将超临界“W”火焰锅炉的设备治理工作引向深入，使锅炉设备运行管控工作逐步进入良性发展轨道。