某电厂660MW超超临界锅炉螺旋水冷壁超温事故分析
超(超)临界锅炉水冷壁腐蚀疲劳裂纹问题分析与处理
超（超）临界锅炉水冷壁腐蚀疲劳裂纹问题分析与处理摘要：本文对某厂采用日本三菱技术设计制造的660MW超超临界直流锅炉水冷壁腐蚀疲劳裂纹（又称横向裂纹）缺陷情况进行了介绍，对腐蚀疲劳裂纹产生原因进行了分析，同时对已采取的处理措施以及下一步将开展的检查与预防工作进行了阐述，供采用同类型锅炉的电厂间借鉴与交流。
关键词：超（超）临界、水冷壁、腐蚀疲劳裂纹0设备概况某电厂两台660MW超超临界机组直流锅炉。
锅炉采用单炉膛、П型布置、悬吊结构。
燃烧器布置在四面墙上，采用切圆燃烧方式。
炉膛水冷壁采用焊接膜式壁、内螺纹管垂直上升式，炉膛断面尺寸为19230x19268mm，水冷壁管每侧墙各432根，均为φ28.6mm×6.2mm（最小壁厚）四头螺纹管，管材均为15CrMoG。
在上下炉膛之间装设了一圈中间混合集箱以消除下炉膛工质吸热与温度的偏差。
燃烧器采用墙式切圆燃烧大风箱结构，全摆动燃烧器。
共设六层浓淡一次风口，三层油风室，十层辅助风室，一层燃尽风室。
整个燃烧器与水冷壁固定连接，并随水冷壁一起向下膨胀，燃烧器共24组，布置于四面墙上，形成一个大切圆。
燃烧器共6层煤粉喷口，每层与1台磨煤机相配，主燃烧器采用低NOX的煤粉燃烧器，每只煤粉喷嘴中间设有隔板，以增强煤粉射流刚性，在主燃燃烧器的上方为OFA喷嘴，在距上层煤粉喷嘴上方约6.0m处有四层附加燃尽风AA （AdditionalAir）喷嘴，角式布置。
1腐蚀疲劳裂纹现状1.1失效情况两台机组首次发现腐蚀疲劳裂纹缺陷时间为累计运行时间约8400小时，期间锅炉水冷壁检查时发现喷燃器中上部喷嘴附近管段向火面灰焦层表面有细密的裂纹状缺陷（称蛇腹纹）。
打磨去除灰焦层后，管外壁肉眼观察未见裂纹显示，但此问题已引起电厂相关专业注意，在其后的每次C级以上检修中，均对水冷壁中部区域以及燃烧器部位进行了检查，前期检查手段为肉眼宏观检查，发现有裂纹形成部位再抽样进行打磨表面探伤，同时确定裂纹深度。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉是一种高效、节能的发电设备，但是在运行过程中，锅炉水冷壁会受到高温腐蚀的影响，降低了锅炉的运行效率和寿命。
本文将对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因进行分析，并提出改造措施。
1. 高温烟气腐蚀：超临界锅炉的烟气温度较高，使得烟气中的酸性物质（尤其是SOx 和Cl-）对水冷壁产生腐蚀作用。
当烟气内的酸性物质与水冷壁表面的水蒸气接触时，会发生气—液两相间的化学反应，产生酸性溶液并对水冷壁表面进行腐蚀。
2. 氧化腐蚀：锅炉水冷壁内部存在着氧气，当水冷壁内部的金属表面与氧气接触时，会发生氧化反应，使金属表面产生氧化物。
氧化物的形成会导致水冷壁金属的腐蚀，在高温和高压的环境下，氧化物会与金属内部形成一个保护膜，阻碍了金属的继续腐蚀，但是当膜层破裂时，金属表面又会重新暴露在氧气中，导致腐蚀加剧。
3. 热应力腐蚀：循环水由于运行中的温度和压力变化，使得水冷壁受到热应力的影响，从而产生应力腐蚀。
热应力腐蚀会导致水冷壁金属的晶粒形状发生变化，表面出现裂纹或剥落，进而加剧了水冷壁的腐蚀。
1. 酸洗处理：定期对水冷壁进行酸洗处理，清除表面的铁锈和氧化物，恢复金属表面的光洁度，降低腐蚀的可能性。
2. 材料改进：选用耐蚀性能较好的材料，如抗氧化、耐高温、耐酸性等特性的材料，改善水冷壁的抗腐蚀能力。
3. 防腐涂层：在水冷壁表面涂覆一层耐高温、耐腐蚀性能好的保护层，形成一层保护膜，防止水冷壁表面与高温烟气接触，降低腐蚀的风险。
4. 水质控制：控制锅炉循环水的水质，减少酸碱物质的含量，降低水冷壁的腐蚀速率。
5. 过量空气控制：控制锅炉的燃料供给和排烟系统，避免烟气中含有过多的酸性物质，减少水冷壁的酸蚀。
通过采取上述改造措施，可以有效地降低超临界锅炉水冷壁的高温腐蚀现象，延长锅炉的使用寿命，提高运行效率。
超临界锅炉水冷壁爆管原因分析
超临界锅炉水冷壁爆管原因分析发表时间：2019-09-18T16:06:00.950Z 来源：《电力设备》2019年第8期作者：贺卫国高翔王建[导读] 【摘要】某电厂超临界锅炉水冷壁同时发生后墙垂直段管两处爆管故障，经分析，认为爆管原因为锅炉升负荷过程中，水系统循环不良，形成了短时过热爆管，并提出改进建议及预防措施。
(内蒙古京能电力检修有限公司内蒙古乌兰察布 013750)【摘要】某电厂超临界锅炉水冷壁同时发生后墙垂直段管两处爆管故障，经分析，认为爆管原因为锅炉升负荷过程中，水系统循环不良，形成了短时过热爆管，并提出改进建议及预防措施。
关键词：水冷壁；爆管；水循环前言某电厂660MW超临界机组配套锅炉为哈尔滨锅炉厂生产，一次中间再热、单炉膛、平衡通风、全封闭布置、固态排渣、全钢构架结构、三分仓回转式空预器、超临界变压运行螺旋管圈加垂直管直流燃煤锅炉，型号为：HG-2210/25.4-YM16；锅炉于2011年投产，2018年5月进行第二次大修，机组在大修后并网升负荷过程中，发生了锅炉水冷壁爆管故障，造成机组停运，爆管位置在水冷壁后墙垂直管段，同时发生两根管爆裂，专业人员对爆管进行分析处理。
一、水冷壁爆管位置特征（一）爆管位置超临界锅炉水冷壁由上下两部分组成，标高46M以下为内螺纹螺旋管（规格Ф38х7.3，15CrMoG），上部为垂直水冷壁管段（光管Ф31.8х6.2，15CrMoG），中间有水冷壁中间集箱连接，锅炉后墙螺旋水冷壁管共计116根，从上部均匀垂直插入水冷壁中间集箱（Φ219×60mm）（见示图1），水冷壁垂直管从中间集箱前后两侧接出，其中：外圈114根，内圈232根，出口共计346根管；爆管位置在锅炉后墙标高约50M处，左数第52和100排，同时发生两处爆管。
图1后墙水冷壁垂直段示图（二）爆管外观形貌特征52和100排两处爆口类似，外观形貌见图2：爆口在向火侧，呈不规则菱形状（纺锤形），大小分别为81*32mm和63*25mm，内壁光洁，管段略有胀粗，其管壁边缘明显减薄，仔细观察爆口内外部，未见有较厚氧化皮、裂纹、磨损、腐蚀等痕迹，爆管附近管有爆口吹损痕迹。
超临界锅炉整体启动过程中高温过热器超温原因分析与处理
超临界锅炉整体启动过程中高温过热器超温原因分析与处理2.华电印尼玻雅EPC项目部摘要：文章系统分析了锅炉受热面壁温测点温度异常原因，有针对性的制定有效处理措施及检测方法。
高效组织各方资源在有限时间内分别完成锅炉一次汽、二次汽系统设备物理检查工作，找到造成超温的根本原因，高质量完成系统恢复工作，为超监界参数电站锅炉稳定运行提供防控依据。
关键词：超临界；壁温测点；电站锅炉；温度异常；防控措施引言华电（印尼）玻雅发电公司安装两台660MW等级超临界参数燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界参数变压运行直流炉，锅炉型号（DG2065/25.4-II12），前后墙对冲燃烧，单炉膛一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构;锅炉采用露天、Π型布置，尾部烟道布置空预器。
2023年7月17日，1号机组整体启动，7月26日18：50，负荷由258MW升至327MW过程中，发现249号壁温（实际为汽温）测点由558℃上升至574℃，267号汽温测点升至580℃。
两个测点温度比同屏其它测点温度差40℃左右，停炉后进行了原因分析和检查。
1超温原因分析1.1异物在冷却管内堵塞受热面管排内存在异物，致使有效流动截面积减小，管内蒸汽量减少，蒸汽对管道冷却效果变差，导致管子超温运行。
2023年6月23日吹管结束后，对高温过热器出口弯头进行100%射线检测管内异物，未发现有异物存在。
机组整套启动运行期间，从屏过至高过的压差，小于吹管时管道压差，二者相差近7倍，所以此时由屏过把异物带入高过管内的可能性比较小。
1.2异物在进口集箱堵塞异物堵在集箱接管坐入口处，直接导致进入管内的蒸汽流量减小，其结果与管内异物相同，引起管子超温。
6月23日吹管后，对高过3个集箱手孔进行全面割管检查。
检查方式为：内窥镜检查+手机拍照。
对高过集箱手孔全面割管检查。
用内窥镜进行+手机拍照方式进行检查，虽然主观上是想全部检查到位，但客观上还是存在一定的局限性。
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理摘要：介绍了某600MW超临界锅炉高温腐蚀状况，通过增加锅炉水冷壁贴壁风，通过燃烧试验结果以及锅炉冷热态试验分析得出水冷壁侧墙壁面强还原性氛围得到有效控制，达到降低锅炉水冷壁高温腐蚀目的。
关键词：超临界锅炉;水冷壁;高温腐蚀;燃烧器一、概述某电厂600MW超临界锅炉存在严重的水冷壁高温腐蚀问题。
2012年7月份，委托西安热工院对#1、2炉进行燃烧调整试验，发现两侧墙水冷壁煤粉气流刷墙情况严重，贴壁呈现强还原性气氛，摸底工况下燃烧器至燃烬风区域侧墙含氧量均小于0.3%，CO含量大于10000ppm，H2S含量大于1200 ppm，NOx排放量小于300 mg/Nm3。
比对同为前后墙对冲燃烧方式的电厂，燃烧系统使用三井巴布科克LNASB燃烧器，多年运行均未出现水冷壁高温腐蚀问题。
其燃烧器结构与HT-NR3燃烧器相比，二次风和中心风的通流面积很大，燃烧器区域燃烧较充分，缺氧脱氮深度不及东方日立HT-NR3燃烧器。
该厂的NOx排放量大于500 mg/Nm3，但是通过调整二次风挡板开度，NOx的排放量可控制不超过450 mg/Nm3。
鉴于通过运行调节无法降低水冷壁贴壁还原性气氛，需要采取其他措施控制解决。
二、燃烧调整情况介绍#1锅炉入炉煤质年度平均含硫量为0.6%，在锅炉水冷壁高温腐蚀专项调整试验中，主要针对还原性气氛和煤粉气流刷墙进行，试验中以还原性气体H2S和CO、壁面附近氧浓度、贴壁面煤粉量为参考指标。
（1）摸底工况，在两侧墙高温腐蚀最严重区域共装设15个测点（即中层燃烧器标高至炉膛下层吹灰器标高），测试表明两侧墙贴壁氧量均在0.1%～0.3%，CO和H2S浓度较大，大部分已经超过仪器仪表量程（CO 和H2S量程上限分别为10000ppm和1203ppm），且抽出气体中含有大量煤粉，两侧墙煤粉气流刷墙严重，NOx排放量为217mg/Nm3。
（2）外二次风旋流调整试验，在运行氧量不变前提下外二次风开度为100%/50%/30%/30%/50%/100%。
660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高故障原因分析及处理
660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高故障原因分析及处理一、故障现象660MW超超临界机组汽动给水泵作为核心设备之一，其正常运行对于整个发电系统起着至关重要的作用。
然而在实际运行中，有时会出现推力瓦温度异常升高的故障现象，严重影响了机组的安全稳定运行。
对于这一故障原因的分析及处理显得尤为重要。
二、故障原因分析1. 推力瓦密封失效汽动给水泵的推力瓦是起到密封作用的重要部件，当推力瓦密封失效时，就会导致泵内外的水压失去平衡，进而引发温度升高的问题。
2. 润滑不良推力瓦的润滑情况也会对其温度造成影响。
如果润滑不良，导致推力瓦摩擦增大，就会使其温度不断升高。
3. 叶轮叶片受损由于机组长时间运行或者叶轮叶片设计问题，叶片受损会导致泵的工作状态不佳，产生过热现象。
4. 液环分解或者泄漏液环在机组运行中扮演者非常关键的角色，一旦液环出现分解或者泄漏现象，就会影响泵的正常工作，产生过热。
5. 泵内杂质与外界环境相关的泵内杂质也会对泵的工作状态产生影响，一旦泵内有杂质进入，就会造成摩擦和过热。
三、故障处理1. 定期检查保养尤其是对于润滑、密封等关键部件的检查保养工作，一定要加强定期的检查力度，避免发生故障。
2. 合理操作操作人员在日常操作中，需谨慎控制机组的启停过程，避免因为操作不当引起机组设备的异常工作状态。
3. 设备升级对于老旧机组，可以考虑进行设备升级，更换老化部件或者跟进最新的技术，提升机组整体的运行效率及安全性。
4. 处理液环问题一旦发现液环出现问题，需要及时清理、更换液环，确保其正常工作。
5. 安装过滤设备为了避免泵内杂质对设备的影响，可以在进水口处设置过滤设备，过滤掉进入泵内的杂质。
对于660MW超超临界机组汽动给水泵推力瓦温度高故障原因的分析及处理，我们应该密切关注推力瓦密封、润滑情况、叶轮叶片状况、液环状态及泵内杂质等关键因素，采取有效的措施加以应对，确保机组设备的安全稳定运行。
浅谈火电660MW机组受热面失效案例及预防措施
浅谈火电660MW机组受热面失效案例及预防措施摘要：本文主要分析某火电公司锅炉末过管排长时超温过热引发爆管的案例以及受热面失效的机理与原因，提出了预防和控制受热面失效的相应措施，降低因受热面失效引起爆管的机组非停。
关键词：受热面长时过热短时过热失效措施前言随着我国电力行业迅速发展，一批大容量、高参数的火电机组投入运行，如600MW、1000MW，超临界、超超临界等超高参数的机组在电力装备中占据的比重越来越大，大容量、高参数的火电机组发生故障后损失大、影响大，因此必须高度重视机组的安全健康水平。
据统计分析，发电设备事故和不安全事件中，锅炉设备与系统所占比例最大，而锅炉承压部件爆漏又是其中的主要问题，一般占机组非正常停机事故的50%以上，因此，控制锅炉承压部件爆漏是提高机组可靠性最重要的工作。
一．案例分析某电厂6号机组为我国首批自行设计制造的660MW超临界机组，SG-2102/25.4-M953型锅炉，为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，2007年11月投产。
2018年05月25日，末级过热器受热面发生泄漏，管材质为SA-213 T91，规格为φ38×6（mm）。
1. 宏观检测泄漏点位于炉末级过热器入口管排由A向B侧数第30排由向火侧向后数第5根上部（标高69200mm，在该部位布置为第1根）让位弯管处，沿管子纵向鼓包后爆口，长度约15mm，开口宽度0.8mm（见图1）。
泄漏部位管壁未见减薄，表面有明显纵向密布裂纹及鼓包现象，管口内可见明显的氧化皮，具有长期过热爆管特征。
泄漏的蒸汽将相邻第29排相同部位管段吹损造成泄漏（见图2）。
图22. 元素分析化学成分符合SA213《锅炉、过热器和换热器用无缝铁素体和奥氏体合金钢管子》对T91的化学成分要求。
3. 金相检验（1）爆口边缘处金相组织为回火马氏体组和碳化物，组织老化4级（如图3）。
（2）距爆口周向10mm、20mm处金相组织为回火马氏体组和碳化物，组织老化3～4级。
600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因及对策分析
600MW超超临界机组锅炉水冷壁超温原因及对策分析作者：刘政扬来源：《科学与信息化》2019年第12期摘要水冷壁超温是现代发电厂内部机械运行中最常见的问题，不仅关系着发电厂内部能量能否正常供应，还会威胁到相关技术人员的人身安全，因此，如何优化超超临界机组锅炉使用成为一项重要内容。
本文将以600MW超超临界机组锅炉为主要叙述内容，结合实际机械运行中出现的问题，从根源上进行分析，在现代技术和管理体系的基础上，进一步提升现代600MW超超临界机组锅炉运行效率，减少水冷壁超温等问题的出现。
关键词 600MW；超超临界机组；锅炉水冷壁；超温；原因；对策前言电能作为现代城市基础运行的必要性能源之一，因其自身能量特点备受大众行业青睐，则为了保障电能供应能够满足城市需求，发电厂引入新型600MW超超临界机组锅炉代替传统发电机械设备，提升发电厂整体生产能力与效率。
但在实际机械设备运行中，常常会出现水冷壁超温故障问题，造成锅炉局部温度不一，机械设备内部结构被影响而出现变形，进而加剧结构之间的磨损程度，发电设备出现运行故障和结构损坏的概率增加，浪费大量资源和发电厂运行成本，危及相关操作人员的自身安全。
1 超超临界机组锅炉水冷壁超温原因分析1.1 燃料质量水平发电厂内部机械设备运行和电力能源运输方式都较为复杂，为了支撑内容基础的流程顺利进行，发电厂每天都需要花费大量的人力、物力，而在这些基础运行成本中最主要的开销除了机械运行花销，再者就是对产电力能源燃料的购买，这是因为燃料自身质量会在一定程度上影响发电厂内部产生电力能源的效率。
如果想要保障高生产效率、低污染排放，就要相应的选择更好的燃料种类与质量，有利于整体长远发展，但是往往中小型发电厂只重视当前利益，大量购买质量较差的燃料种类，这些燃料虽然也能够进行电力资源提取，但却存在着高挥发性和可磨性差的缺点，高挥发性是由于燃料内部杂质含量过高，可磨性差则是燃料自身存在的问题。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
第１期
２０ｌ９年１月
锅炉制造
ＢＯＩＬＥＲ ＭＡＮＵＦＡＣＴＵＲＩＮＧ
Ｎｏ．１
Ｊａｎ．２０ｌ９
某电厂６６０ ＭＷ超超临界锅炉螺旋
水冷壁超温事故分析
周文建
（哈尔滨锅炉厂有限责任公司，黑龙江哈尔滨１５００４６）
摘要：某超超临界锅炉启动初期螺旋管水冷壁超温。割管检查，发现超温管子焊缝内壁存在焊瘤，焊瘤的节
流作用使管子内介质流量减少，导致管子超温停炉。
关键词：超超临界锅炉；水冷壁；超温；节流
中图分类号：ＴＫ２２９．２ 文献标识码：Ａ 文章编号：ＣＮ２３—１２４９（２０１９）０ｌ一００３３—０１
Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｎ Ｏｖｅｒｈｅａｔｉｎｇ Ｐｒｏｂｌｅｍ ｏｆ Ｗａｔｅｒ Ｗａｌｌ ｉｎ
ａ ６６０ ＭＷ Ｕｌｔｒａ——Ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ Ｂｉｏｌｅｒ
Ｚｈｏｕ Ｗｅｎｊｉａｎ
（Ｈａｒｂｉｎ Ｂｏｉｌｅｒ Ｃｏ．，ｈｄ．，Ｈａｒｂｉｎ １５００４６，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｔ ｔｈｅ ｉｎｉｔｉａｌ ｓｔａｇｅ ｏｆ ａ ｓｕｐｅｒ Ｕｌｔｒａ—Ｃｒｉｔｉｃａｌ ｂｏｉｌｅｒ，ｗａｔｅｒ ｗａｌｌ ｗａｓ ｏｖｅｒｈｅａｔｅｄ．Ｉｎ ｔｈｅ Ｏ－
ｖｅｒｈｅａｔｅｄ ｔｕｂｅ ａ ｗｅｌｄ ｂｅａｄｉｎｇ ｗａｓ ｆｏｕｎｄ．Ｔｈｅ Ｏｒｉｆｉｃｉｎｇ ｏｆ ｔｈｅ ｗｅｌｄ ｂｅａｄｉｎｇ ｒｅｄｕｃｅｄ ｔｈｅ ｆｌｏｗ ｏｆ ｔｈｅ
ｍｅｄｉｕｍ ｉｎ ｔｈｅ ｔｕｂｅ，ｗｈｉｃｈ ｒｅｓｕｌｔｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｔｕｂｅ ｏｖｅｒｈｅａｔｉｎｇ．
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｕｌｔｒａ—Ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ Ｂｉｏｌｅｒ；Ｗａｔｅｒ Ｗａｌｌ；Ｏｖｅｒｈｅａｔｉｎｇ；Ｏｒｉｆｉｃｉｎｇ
ｌ 事故概况
某电厂６６０ＭＷ超超临界锅炉，炉膛下部水
冷壁采用光管螺旋管圈方式，上部炉膛的水冷壁
为垂直管圈，螺旋管圈出口报警温度４４５℃。启 动升负荷阶段锅炉由湿态转干态运行，炉左侧螺 旋水冷壁出口从炉前数第６９根管出现超温现象， 瞬时水冷壁温度达到５１２￣Ｃ，且有继续上升趋势， 遂停炉检查。停炉后割管使用内窥镜排查，发现 下集箱出口工地焊口位置的存在焊瘤。将焊口返 修完毕再次启动，此前超温的管子壁温恢复到报 警温度以下，判定工地焊口位置的焊接缺陷导致 管子超温停炉。 ２ 原因分析 启动初期水冷壁处于临界压力以下运行，机 组带１５０ＭＷ～２００ＭＷ负荷，此时在主蒸汽压力 为约为１０ＭＰａ，水冷壁的工质为饱和状态的汽水 混合物，水冷壁管壁冷却良好，分离器温度稳定在 ３００￣Ｃ左右，除左侧墙６９号管比其他管子温度高 ７０℃外，其余所有管子壁温均为对应压力下的饱 和温度。除６９号管外流量分配正常合理，该６９
号管局部异常，出现流量偏小的情况，导致管子冷
却能力下降，壁温升高的情况。
在湿态转化为干态的过程中，此工况处于度
膨胀工况，流动不稳定，汽水混合物在该阶段转化
为过热蒸汽，比如急剧增加，导致管子阻力增加，
流量减少，同时换热系数下降，因此该过程会出现
短期壁温升高的趋势。当全部工质由汽水混合物
转化为过热蒸汽时，随着给水流量的提高，水冷壁
的质量流速会进一步提高，强化换热，导致管子壁
温过渡为正常值，该区域持续时间与热负荷、给水
流量等有关，一般不超过２／Ｊ＇，Ｎ，Ｉ。
［下转第４９页］
收稿日期：２０１８—１０一ｌ０
作者简介：周文建（１９８４一），男，工程师，现从事电站锅炉安装技术指导工作。
第１期 工磊：耐硫酸露点腐蚀０９ＣｒＣｕＳｂ钢管焊接工艺研究 。４９·
２．２焊接接头组织结构
焊接接头金相分析，取宏观金相试样符合要
求，未发现裂纹及其他焊接缺陷，同时对焊接后的
接头取微观试样，进行了金相显微组织分析。
０９ＣｒＣｕＳｂ钢管母材主要包括铁素体＋珠光体（Ｆ
＋Ｐ）组织，焊缝主要包括贝氏体＋铁素体（Ｂ＋
Ｆ）组织，热影响区主要包括铁素体＋珠光体＋贝
氏体（Ｆ＋Ｐ＋Ｂ）组织。焊缝和热影响 均未发现
组织异常及显微裂纹等缺陷。
２．３焊接接头性能分析
对焊接接头进行力学性能测试，结果表明焊
接接头的抗强度、弯曲性能和硬度均满足要求，详
表５
表５焊接接头的力学性能
３ 结论
０９ＣｒＣｕＳｂ钢是作为耐硫酸露点腐蚀用钢，其
焊接性能及理化性能指标以及加工性能完全满足
锅炉设计、制造及生产使用需要。通过选用与母
材相匹配的焊丝，采用手工氩弧焊方法焊接
０９ＣｒＣｕＳｂ小口径钢管，焊前不预热、焊后不热处
理，选用合理的焊接工艺参数，可以获得组织和性
能指标均符合要求的无缺陷优良焊接接头。
参考文献
［１］ 王欣欣，高义民，李匡，等．稀土钇对０９ＣｒＣｕＳｂ合
金耐硫酸腐蚀性能的影响［Ｊ］．西安交通大学学
报，２０１３．４７（３）：６９—７４．
［２］ 秦华，胡传顺，崔勇．ＮＤ钢高温氧化性能的研究
［Ｊ］．化工机械，２００６．３３（５）：２８０—２８１．
［３］ 陈祝年．焊接丁程师手册［Ｍ］．机械Ｔ业出版社，
２００２．９３４．
［上接第３３页］
湿态转化为干态时，工质侧的变化不是同步
的，根据各管吸热的差别，受热较强的管子会先转
化为干态，随着过热度的进一步提升全部管子会 转化为干态。因此出现左侧墙５３、６９、７１、７３、７７ 等个别管子ｍ现壁温升高的情况说明该区域管子 率先转化为十态，其余管子仍然处于汽水混合物 的状态，此时左侧墙６９号管温度接近５１２￣Ｃ。 初步分析６９号管存在节流，导致管子流动阻 力增加，冷却Ｔ质流量减小，最终触发管子 口壁 温高报警。将超温管子割开后使用内窥镜检查整 个管系及上下集箱，在左侧墙６９管子对应的下集 箱出口管接头位置发现焊口内部的焊瘤，进一步 验证并确定了上述判断。 ６９号水冷壁管规格４Ｐ３８ Ｘ ７．３，现场根据标 准对存在焊瘤焊口进行通球试验，标准钢球可以 顺利通过，但由于同样位置其它焊口无焊瘤，此焊 瘤位置又位于下集箱出口处，加剧了焊瘤节流作 用，导致分配到此管的介质流量远小于其它管子， 引起超温事故。 ３ 结论 从以上分析可以看出，左侧墙６９号管子的壁
温升高属于不正常运行情况，其余相邻管子的壁
温升高均属于转态过程中热负荷高区域先转化的
正常情况，且从转态前的稳定运行工况来看，除
６９号管子外其它管子流量分配均正常。因此只
需要解决６９根管内焊缝处的焊瘤问题，其他管子
不需要特殊处理，６９号管恢复后即可进行锅炉启
动。
单根水冷壁壁温报警的原因是左侧墙６９号
管焊缝内壁存在焊瘤，节流导致管子流动阻力增
加，冷却工质流量减小，最终触发管子出口壁温高
报警。也给我们的焊接人员及质检人员警示，在
坡Ｕ制备及组对、管口焊接、质量检验中加强自检
及专检，保证焊口内壁的成型，避免焊口内壁焊瘤
节流导致的管子过热超温。