660mw超临界机组防止受热面氧化皮脱落技术措施

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1、660MW超临界机组防止受热面氧化皮脱落技术措施660MW超临界机组防止受热面氧化皮脱落技术措施早在上世纪60至70年代，国外就将蒸汽通流部件表面氧化层的形成与剥离作为重点进行过研究，结果认为蒸汽通流部件表面氧化层的形成与剥离主要是由运行工况变化及通流部件的选材等方面因素所决定的。但由于此问题涉及设计选材、机组运行等多种因素，目前难以全面解决。在我国火力发电厂亦曾发生过许多大机组过热器、再热器管堵塞爆管、主汽门卡涩和汽轮机部件的固体颗粒侵蚀问题，造成了机组可用率降低和经济损失。国内某发电有限责任公司一期工程两台60

2、0MW机组，配置锅炉为亚临界、前后墙对冲自然循环锅炉，分别于1998年和1999年投入商业运行。在商业运行两年后，便开始在二级过热器处出现爆管现象，爆管外观及检测的结果表明过热器爆管主要原因是管内氧化皮脱落导致受热面发生堵塞，已较为严重的影响了机组安全健康稳定运行。某电厂装有多台三菱公司的600MW机组，锅炉为双炉膛直流炉。锅炉出口压力25.9MPa，再热器出口压力4.32MPa，高温再热器的管壁温度设计温度为615℃。在2000年10月小修中发现，锅炉中间部位的高温再热器T91管子的硬度降低。经对其内部检查发现有

3、氧化皮脱落迹象，在出口联箱内有大量脱落的氧化皮小颗粒，在汽轮机中压缸和叶片的根部积有Fe3O4垢层。从炉排硬度的测量结果分析，再热器中部的温度超过568℃。该厂采取临时处理措施，降低再热器出口温度，由原设计568℃降为548℃运行。待大修时对再热器管排进行改造，将T91材料改为TP347H。氧化皮（垢层）剥落的主要原因是由于它和锅炉管母材的热膨胀系数不同以及机组在某些运行工况下它们之间存在较大的温度差。一般情况下，随着机组运行时间的延长炉管内氧化皮的厚度会增加，在机组频繁启动或调峰运行时，炉管温度的变化很大，促使氧

4、化皮开裂，从而又使深层的金属被氧化，导致氧化皮进一步增厚。CE公司把炉管内氧化皮剥落的原因解释为“热骤冷”（ThermalQuench）。在再热式锅炉启动时，再热器管子内没有冷的水蒸汽流动。启动中烟气的界限温度为538℃以上，再热器管子将在“干烧”状态下达到这个温度。当水蒸汽最初进入再热器时，其温度大大低于管子的温度，这时处于热态炉管内的氧化皮受温度较低蒸汽的突然冷却。在“热骤冷”作用下，在管子内壁上筒状的氧化皮（垢层）将出现分离剥落。对于薄的层垢，垢层与管子基体之间的温差和分离应变最大。在机组热态启动时，因为锅炉

5、部件仍处于高温状态，炉管并没有烟气流过，所以氧化皮遭受的瞬间冷却与上述启动时再热器管子只有外侧烟气流过的情况相似。目前，国内外在预防锅炉管材氧化皮脱落方面虽然已采取了不同方式的处理，但就其产生原因、规律及防治措施还未进行专门系统的研究。我国火电机组逐步向着超临界及超超临界参数发展，此类问题将会更为突出。根据国内外机组锅炉应用不同管材发生氧化皮脱落堵塞管子引发的爆管事件，结合各火电公司经验提供以下技术措施供参考。一、锅炉设计上提高锅炉受热面管材材质选取裕度避免因设计裕度低引发受热面长期1超温产生氧化皮脱落附件1上锅厂

6、600MW超临界机组锅炉受热面设计情况附件2各受热面管材分段示意图分隔屏过热器2后屏过热器高温过热器3低温再热器高温再热器4通过以上数据分析可知：上海原设计锅炉（比如国华太仓发电公司）末级过热器与TP347接口管段T23材质最高适用温度593℃，而出口设计最高温度金属温度593℃，接口部位设计温度基本接近管子允许温度，这样长期运行，该区域管子势必产生过热（异常工况：主汽温度升高时或风烟工况发生偏斜时），产生氧化皮脱落也是必然的。江苏扬州二厂一期2×600MW亚临界锅炉，因炉膛设容积热负荷设计偏高，受热面管材设计裕度

7、偏低（高过的出口管段选用SA213T22／580℃，仅出口段中上部至联箱Ф50.8×6.9mm管段选用SA213T91／650℃(有一根T22)，若按国内经验考虑炉外测点测量偏低30℃～60℃,各工况的不仅最高壁温已超出，平均壁温亦在许用温度左右(CRT画面报警值564℃偏高)，管壁超温现象较严重；壁温最高点基本集中在中间偏两侧的管排。在与美国B&W的交涉中，其认为炉外测点测量偏低约15℃。即使按此标准高过管壁亦已局部超温。查相关资料，无论是ASME、CE或RILEY设计标准，SA一213T22钢材管子金属

8、许可温度均为580℃，但B&W设计标准为602℃，可见美国B&W在高过受热面选材方面裕量很小甚至无裕量），锅炉投产以来#1锅炉过热器T91因氧化皮脱落爆管一次，超温停炉一次；#2锅炉T91管材因氧化皮脱落爆管6次，其原因均为与T91与接口T22（设计裕度偏低后全部改为T91）管材氧化皮脱落引起管道堵塞T91管段超温所致。为了避免设计裕度过低导