火电厂锅炉防磨防爆技术.pptx

火电厂锅炉防磨防爆技术.pptx

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火电厂锅炉管防磨防爆检查技术,2019年5月,张电设备概况,张家口发电厂18号机组分别于19902001年先后陆续投产8台机组全部，,为东方锅炉厂设计制造的亚临界300MW、中间再热、自然循环、全悬吊、平衡通风、燃煤汽包炉。

1、2号炉型号为DG1025/17.7-2，38号炉型号为DG1025/18.2-4。

目前经过汽轮机通流改造，单机容量达到325MW。

1993年至1994年期间，是张电“四管”管理最低谷时期，单台机组锅炉每,年爆管达十余次。

到如今已连续多年未因锅炉“四管”泄漏造成机组非计,张电防磨防爆专业取得的成果,93、94年，单台炉年均爆管十余次2003年成立防磨防爆班加强防磨防爆检查与管理工作爆管次数逐年下降2008年全年未发生锅炉“四管”泄漏事故2010年开始承揽对外检修项目2013年1号机组连续在网运行1006天，创造“全国之最”,主要内容,第一篇：

防磨防爆工作主要内容第二篇：

防磨防爆工作怎样展开第三篇：

受热面重点检查部位、方法及常见缺陷第四篇：

炉外承压部件及辅件的防磨防爆检查第五篇：

防磨防爆检查方法、技术记录、判废标准第六篇：

电站锅炉、压力管道、管系事故分析方法第七篇：

典型事故案例,第一篇：

防磨防爆工作主要内容,一、受热面防磨防爆检查在锅炉检修中地位,1是发电企业一项重中之重的工作；、2、是设备诊断与技术监督的重要环节；3、是确保锅炉安全稳定运行的基石；,该项工作也是一项综合性工作，须有整体观念，因其涉及锅炉、金属、化学、焊接等多个相关专业领域，关系到机组设计选型、制造、监造、安装、调试、运行、检修、监督等过程和环节，同时也是一项非常庞大、复杂且专业性强的系统性工作。

应与金属监督、化学监督协同作战，相互补充。

在防磨防爆检查工作中：

“眼看、手摸、耳听”这种直观检查诊断缺陷的方法是任何检测设备无法替代的，与金属专业的无损探伤和化学专业的水汽质量监测同等重要,二、防磨防爆日常工作内容,1在机组运行状态下要坚持定期巡回检查制度，把事故隐患消灭在萌芽状态。

、,防磨防爆班的职责应是对全厂锅炉四管受热面及炉外承压部件安全运行负责，要确保设备检修后尽可能长周期安全稳定运行，一旦设备隐患有发展成事故的趋势，则应及时发现并加以消除，不让它最终酿成事故。

这就是防磨防爆人员必须坚持定期设备巡回检查的道理。

一周可以安排12天组织班组成员对每台锅炉进行例行巡查，制定巡检路线图，特别对隐患多发、易发等部位每次巡查都要仔细监听异常声音、仔细查看是否存在“跑、冒、滴、漏”等异常现象，发现问题及时反馈运行人员及设备专职点检员并协助其做出正确的处理措施，将事故可能发生的损坏程度降低到最小值。

是运行人员巡检、设备点检员点,应了解金属材料、水化学、焊接与热处理、锅炉设计与制造等学科的相关知识。

应掌握受热面管子异常数据趋势分析的能力：

包括共性和个性两类。

应了解锅炉管在线监测与风险全寿命管理等前沿先进技术的发展状况。

3、在机组停运状态下做好承压部件的检查工作，应做到“逢停必查，不得漏查”。

防磨防爆检查人员应严格按照各集团或能源公司锅炉承压部件防磨防爆检查管理办法规定的内容认真进行检查，对重点部位要做到精细检查、多次复查。

为此在检查工作落实过程中，负责人应按照该管理办法并结合本企业设备实际情况仔细研究检查项目，了解机组停运前运行工况、配煤掺烧状况、近期受热面有无发生重大事故并结合最近一次该机组锅炉防磨防爆检查检修记录中所记载的受热面遗留未处理、重点监督运行等缺陷情况来详细制定和完善本次检查重点内容，确保不放过任何一个有可能威胁到,4建立健全设备技术档案。

、,衡量一个厂防磨防爆工作管理是否扎实到位，其管理台账、检查报告是否完善、全面，是一个及其重要的标志。

主要应包括以下内容：

锅炉设备运行参数及结构特性技术台账；锅炉金属监督、压力容器年检资料台账；锅炉受热面原始资料数据库台账：

包括管子光谱材质检验、规格、涡流检测、水压试验等；锅炉受热面年度检修设备台账：

包括等级检修、临修等项目。

详细内容应涵盖受热面改造、修理、更换缺陷管等情况。

同时还应包括管子测厚、测外径、测奥氏体不锈钢内壁氧化皮堆积、监视取样管组织成分、腐蚀状况及机械性能等数据。

机组运行数据库台账：

包括机组运行时间、启停次数、超温幅度及时间、受热面管壁温度等数据,张电防磨防爆管理理念多年来，张家口发电厂锅炉“四管”防磨防爆工作一直得到几任厂长的高度重视，并对专业工作寄予很大关心和支持，适时组织召开分析、研讨、评价等小组会议，总结以往锅炉的防磨防爆工作的成绩，提出要求并确定今后的“四管”防磨防爆工作重点的项目内容计划，并逐一审核，不出纰漏。

我认为厂领导重视和亲自参与是至关重要的，这决不是大话套话，它确是我们做好锅炉防,第二篇：

防磨防爆工作如何展开,组长：

总工程师,锅炉点检长,运行发电部副部长,锅炉车间主任,设备管理小组,运行管理小组,检修管理小组,1、张家口发电厂防磨防爆组织机构,设备管理小组,锅炉本体点检员,化学监督专工,金属监督专工热控监督专工,运行管理小组,发电部锅炉运行专工,各机组机组长,检修管理小组,锅炉本体班,防磨防爆班高压焊工,2、“重奖轻罚”的正向激励制度,关于奖励,张家口发电厂防磨防爆检查奖励与考核实施标准中严格规定了防磨防爆检查的奖励与考核办法，并且确保执行到位，激励员工做好防磨防爆检查工作。

检查发现的超标管段根据缺陷隐蔽性给予1000-3000元/根的奖励（单台炉,同类型缺陷按1根管计算）隐蔽性高，发现难度大的非定检项目，检查发现后给予3000元/根的奖励一个小修周期内未发生泄漏，给予5000元/炉的奖励。

修后180天内发生因检查不到位造成的四管泄漏，根据缺陷隐蔽性考核,1000-2000元/次；180天后发生的四管泄漏，考核减半；,经由车间专工、点检员复查出的新缺陷，有权对上一级未检查到位的防磨,防爆班组进行考核；,关于考核,3、防磨防爆检查人员岗位要求“设定专职检查人员”是一个企业能否搞好防磨防爆检查工作的先决条件基本素质：

1、应具备良好的职业道德与修养；2、应具备较强的工作责任心与细致的工作作风；3、应具备良好的身体素质；4、应具备丰富的想象力、创新力；（才可能在设备管理、检修、改造等环节有的放矢）5、应具备敏锐的洞察力、判断力、记忆力；（才可能根据现场实际情况进行可行性方案编写与设计同时还可以准确诊断缺陷管失效类型并对缺陷管测量数据、位置、时间、进行描写）,4、检查工器具准备“工欲善其事，必先利其器”,常用工器具：

测厚仪、游标卡尺、手电筒、相机；,常用安全防护用具：

连体工作服、安全带、安全帽、差速防坠器、对讲机；,受热面防磨防爆检查涉及高空作业较多，检查人员在危险区域的活动范围大，不适宜携带过多的大型工器具，因此检查人员携带的个人安全防护用具以及测量工具的质量和性能就变得异常重要，也是检查人员能否做好此项工作的先决条件。

金属超声波测厚仪现存主要问题：

测量探头磨损、表面不平行度、金属表面氧化层、锈斑及腐蚀凹坑、被测表面粗糙度、探头体积与被测位置不匹配等因素都将直接影响最终测量精度。

游标卡尺：

建议尽量使用数显直读代替机械读数游标卡尺。

数显游标,机械游标,防磨防爆工装：

结合工作需要定制专业连体工作服,炉内检修照明条件差，手电筒是防磨防爆工作开展最重要的工具。

大部分检修单位使用手电筒现状：

普通照明用手电光线暗、持续供电时间短、照明范围小。

建议使用手电筒：

强、弱光分档、持续供电时间长、光线明亮，照明范围广大。

普通手电,强光手电,5制定检查顺序由尾部竖井、,水平烟道,前炉膛依次进行,尾部竖井水平段,低过、低再出口垂直段,水平烟道,水冷壁冷灰斗,折焰角上方及前侧屏过,前炉膛水冷壁,炉顶大罩或炉外承压部件,需要搭设脚手架,需要搭设移动检修平台,需要清理积灰,需要避免交叉作业,炉温允许后，办理工作票即可,注意：

根据检修的实际情况合理安排检查顺序，,特别注意要提高炉膛升降检修平台的使用效,6、检查方法制定“四级检查工作法”,第一级检查：

由本厂检修人员或检修承包方或防磨防爆小组成员进行检查。

第二级检查：

由维护部或检修车间防磨防爆管理技术专工进行确认检查并对第一级检查结果进行仔细核实。

第三极检查：

应由设备部锅炉专职点检员进行复查并对第二级检查结果给出最终处理意见并交予施工人员。

现场监护人员对施工方消缺进行全程跟踪，检修结束编写监护及消缺情况总结。

第四级复查：

待全部检修工作结束后，由设备部锅炉专职点检员牵头组织第一、第二级责任人以及施工方现场技术负责人对施工方全工程消缺工作进行最终整体复查验收。

7检查工作步骤制定（以A级检修为例）、,1、在引风机检修停运之前，联系运行人员应对炉内受热面进行全面吹灰清扫工作；2、停炉冷却后，由专人完成炉膛折焰角、分隔屏及燃烧器四周水冷壁区域清焦工作，以防掉焦伤人；3、使用消防水将水平烟道大量积灰经折焰角斜坡推至水冷壁冷灰斗；4、确认无安全隐患后，应优先搭设炉内检修升降移动平台、同时进行尾部竖井及水平烟道及全炉膛检查专用脚手架铺设工作；（时间及人力需要点检员合理统筹安排）5、炉膛移动平台经地方安监局或厂安监部验收合格后方可进行全炉膛宏观检查。

重点检查炉内各部受热面是否存在显著塑性变形现象、管卡及滑块有无大面积脱落或脱开乱屏现象、管子外壁积灰有无明显吹损现象以及各部管壁外观颜色有无过热等宏观失效特征。

同时应注意炉墙边角部位密封鳍片有无漏风痕迹；6、对水平烟道及前炉膛区域布置的受热面，应由专业人员进行全面高压水泵冲洗工作，注意不留死角。

建议：

无论采用干式除渣方式还是湿式除渣方式的炉型，都应该积极努力创造条件实现除尾部竖井外其它受热面的高压水冲洗作业。

越早进行此项工作越有利于防磨防爆检查工作的深入细致开展。

8、检查原则制定,防磨防爆检查要关注细节，坚持“逢停必检、不得漏查”的原则，大小修全面查、临修或抢修重点查，充分利用每次停炉检修机会，针对停炉时间，合理制定防磨防爆检查的范围，以尽可能消除“四管”泄漏隐患。

坚持“预防为主、超前治理、质量第一”的方针，牢牢把,握“宁繁不简，宁细不滥，全面检查，把,握重点”的工作原则，真正做到“区域分工明确，,责任到人，检查到位”。

9检查人员及时间设定、,根据近年我们针对本厂及对外承揽检查项目经验来说，对于机组容量在350MW及以下的炉型，一般一次全面的炉内防磨防爆检查需要4-5名专业人员，检查工期约10-12天；容量在600（或660）MW的炉型，一般一次全面的炉内防磨防爆检查需要4-5名专业人员进行为期12-15天的作业；而对于1000MW的炉型，一般一次全面的炉内防磨防爆检查需要5-6名专业人员进行为期15-18天的作业。

（包含技术资料移交）,（完成上述工作前提条件：

炉内高质量水,冲洗，检查脚手架全面搭设到位。

一般情况下,可能会因现场实际发现缺陷管段数量的多,少以及水冲洗或脚手架工作滞后略有浮动）,10炉内高压水冲洗、,炉内高压水冲洗是防磨防爆检查能否高质量完成的先决条件，高压水冲洗质量的好坏将直接关系到防磨防爆检能否做到彻底、全面、不留死角。

从不进行高压水冲洗的电厂，要提,高防磨防爆检查质量，确保机,组长期稳定运行，只是空谈。

水冲洗举例：

干式除渣炉型的水冲洗方法（来自大唐国际张家口热电厂）很多现役锅炉都以干渣作为排渣方式，存在炉膛冲洗后冲洗水难以回收和排放问题。

冲洗水管道接引安装示意图,11炉内脚手架搭设、,建议由同一只专业的脚手架搭设队伍作为长期合作伙伴。

优点：

熟悉设备且对防磨防爆检查所用脚手架安全搭设要求理解到位。

尽量采用扣件钢制脚手架板及钢管作为炉内脚手架搭设主材。

优点：

脚手架搭设平整、规范并可以有效避免火灾隐患。

停炉冷却后优先搭设冲洗用脚手架然后再增补搭设防磨防爆检查专用脚手架。

12关于锅炉膨胀的检查、,防磨防爆检查不仅涉及到炉内受热面，还应做好锅炉外部膨胀指示器、支吊架、刚性梁止晃点等有关锅炉膨胀设备的检查，并做好台账记录。

锅炉膨胀指示器：

分为热态（停机前满负荷）、冷态（检修中）、热态（开机后满负荷）三次检查并建立台账。

支吊架调整：

应由具备调整资质的单位完成，防磨防爆班组只协助进行宏观检查并记录台账。

13水压试验的重要性、,水压试验是锅炉本体受热面检修以及防磨防爆检查的最后一道验收工序；确保水压试验按照相关规程有序进行；对于存在大面积更换受热面的检修项目，必须进行超水压试验；特别注意对炉顶或大罩内部联箱管座根部及穿顶棚套管等焊口部位的重点检查。

第三篇：

受热面重点检查部位、方法及常见缺陷,水冷壁主要应检查管子有无变形、鼓包、磨损、吹损、拉裂、高温腐蚀等失效类型。

燃烧器两侧水冷套管易发生风粉吹损、摆动火嘴机械磨损现象；水平烟道水冷壁管与侧包覆管交界处、炉膛冷灰斗四角密封部位易发生拉裂漏风吹损管壁现象；燃烧器及未燃带上方易发生高温腐蚀现象；冷灰斗斜墙易发生掉焦或异物砸伤管壁现象；上述部位应作为重点检查内容。

除仔细检查其外观状况外，还要视缺陷严重程度进行必要的管壁测厚工作。

此外还应参考DL/939-2005火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则并结合日常工作对以下重点部位进行检查：

一水冷壁、,燃烧器周围和热负荷较高区域的检查：

管壁的冲刷磨损和腐蚀程度的检查；管子应无明显变形和鼓包；对液态排渣炉或有未燃带的锅炉，应检查未燃带耐火材料及销钉的损坏程度；4）定点监测管壁厚度及胀粗情况，一般分三层标高，每层四周墙各若干点；5）对可能出现传热恶化的部位和直流锅炉中汽水分界线发生波动的部位，应检查有无热疲劳裂纹产生。

冷灰斗区域管子的检查：

应无落焦砸伤，管壁应无明显减薄；检查液态排渣炉渣口及炉底耐火层应无损坏和析铁；定点监测斜坡及冷灰斗弯管外弧的管壁厚度；炉内冷灰斗水冷壁入口管段与水封处挡灰板上方的不锈钢梳型板相互间立式焊口检查，焊道应无开裂现象且无向管壁弯头外弧母材延伸迹象；（若存在延伸迹象应打止裂孔）所有人孔、观火孔、火焰电视冷却风孔周围的水冷壁让管应无拉裂、鼓包、明显吹损和变形等异常情况。

折焰角区域水冷壁管外观检查：

管子应无明显胀粗、鼓包；管壁应无明显减薄；屏式再热器冷却定位管相邻水冷壁应无明显变形、磨损现象；定点监测斜坡管子及弯管外弧部位壁厚及胀粗情况。

检查吹灰器辐射区域水冷壁的损伤情况，应无吹损或裂纹缺陷。

防渣管检查：

检查管子两端应无疲劳裂纹，必要时进行表面探伤；管子应无明显胀粗、鼓包；管子应无明显飞灰磨损；定点监测管子壁厚及胀粗量。

水冷壁鳍片检查：

鳍片与管子的焊缝应无开裂；重点应对组装的片间连接、与包覆管连接、直流炉分段引出、引入管处的嵌装短鳍片、燃烧器处短鳍片等部位的焊缝进行100%外观检查。

对于由螺旋上升水冷壁管组成膜式壁炉膛，重点应检查各层煤粉燃烧器标高范围内水冷壁水平段管间鳍片根部是否留存有未燃尽的煤粉或油粉混合物，重点检查该部位是否存在腐蚀凹坑。

h）对锅炉水冷壁热负荷最高处设置的监视段（一般在燃烧器上方1m-1.5m）割管检查，检查内壁结垢、腐蚀情况和向、背火侧垢量，并计算结垢速率，对垢样做成分分析。

根据腐蚀程度决定是否扩大检查范围；当内壁结垢量超过DL/T794规定时，应进行受热面化学清洗工作；监视管割管长度不少于0.5m。

水冷壁拉钩及管卡：

外观检查应完好，无损坏和脱落；膨胀间隙足够，无卡涩；管排平整，间距均匀。

循环硫化床锅炉：

进料口、布风板水冷壁、膜式水冷壁、冷渣器水管应无明显磨损、腐蚀等情况；锅炉旋风分离器进出口处水冷壁管应无明显的飞灰磨损；炉膛下部敷设的高温耐磨、耐火材料与光管水冷壁过渡区域的管壁应无明显磨损；炉膛密相区浇注料与水冷壁分界四角、让管部位，密相区炉拱分隔墙前、后墙弯管部位应无明显磨损。

1、磨损检查喷燃器出口附近水冷壁管冲蚀（飞灰或煤粉颗粒吹损、机械磨损）,例：

某厂600MW亚临界锅炉直流摆动燃烧器附近水冷壁管风粉吹损,风粉磨损,风粉磨损,例：

某厂300MW亚临界锅炉直流摆动燃烧器附近水冷壁管与火嘴发生机械磨损,机械磨损,机械磨损,防磨措施：

对于四角切圆直流摆动燃烧器，为防止火嘴喷口烧损变形更换，导致一、二次风火嘴喷口安装角度不当，应重新按照标准校对各层火焰中心假象切圆位置及尺寸，防止煤粉气流直接冲刷火嘴喷口及两侧墙水冷壁管；对于旋风流燃烧器（例如“W”火焰燃烧技术炉型）应适当控制二次风扩散角，防止热风高速旋转携带煤粒，造成燃烧器出口水冷壁管壁磨损。

例：

某厂300MW亚临界锅炉低氮燃烧器燃尽风风口附近水冷壁套管吹损减薄失效,炉膛水冷壁1号角燃尽风下方弯头处有鳍片漏风,炉膛水冷壁3号角燃尽风下方弯头处鳍片漏风,漏风部位,漏风部位漏风部位,例：

某厂330MW亚临界锅炉直流摆动燃烧器燃尽风水冷套爬坡区域管间鳍片烧损漏风导致附近管壁发生吹损减薄失效,燃烧器附近水冷壁护套上下斜坡处鳍片开裂,燃烧器附近水冷壁护套斜坡处结焦严重,上图为炉膛水冷壁燃烧器附近鳍片开裂及周围结焦形态特征,炉膛吹灰器附近水冷壁管蒸汽冲蚀,例：

某厂600MW超临界锅炉#21吹灰器起吹角度不正确，造成蒸汽吹损管壁。

吹损面,吹损面,补焊后二次吹损,吹损面形态,上图为某厂炉膛水冷壁吹灰器附近管壁吹损后补焊形貌特征,吹灰工作是锅炉机组运行安全性和经济性的重要保证，但吹灰工作也是一把双刃剑，尤其是蒸汽吹灰，吹灰不当会导致受热面吹损、泄漏等问题发生。

不但要确保其机械部分能正常运行，而且从其控制系统的逻辑设置来确保吹灰器的正常投入和退出，避免吹损受热面管壁。

每次检修后应按照厂家说明书并结合现场实际对吹灰器进行投运前的整体调试工作，调整好喷嘴进入炉膛的距离、吹灰器枪杆与受热面的垂直度、喷嘴的喷射角度、旋转角度等等，还应逐台调好各吹灰器的入口蒸汽压力，根据管道的实际布置情况在热态下调好吹灰器母管及各吹灰器前的自动疏放水装置及吹灰器投入前的疏水时间以保证吹灰器能将存水疏放干净。

运行中应加强对吹灰器的检查与维护，当遇有吹灰器在炉内烟道内卡涩及吹灰器进汽门漏汽时应及时退出并切断汽源。

水冷壁（或包墙）开孔装吹灰器或火检冷却风附近管壁吹损,原因分析：

由于吹灰器枪管或火检冷却风风管行程位置安装不到位或运行中出现犯卡现象，加之洼窝弯管部位耐火可塑料脱落，枪管或风管前方喷孔在运行状态下会造成对洼窝部位两侧水冷壁管壁直接吹损。

（需要锅炉本体与热控专业配合避免此类缺陷发生）,吹损面,吹损面,例：

某厂300MW亚临界机组左墙水冷壁被火检冷却风吹损,上图为炉膛水冷壁吹灰器附近管壁蒸汽冲蚀、耐火水泥脱落、套管烧损形态特征,吹损管段,耐火水泥脱落,套管烧损,例：

某厂300MW亚临界机组左墙水冷壁被火检冷却风吹爆,护套管被吹漏的位置,水冷壁前后墙大斜坡弯头及冷灰斗附近管壁砸伤、磨损,例：

国电公司某厂600MW“W”型火焰超临界锅炉因未燃带耐火脱落砸伤前、后墙冷灰斗部位水冷壁管造成爆管事故。

通常易脱落部位包括：

拱部、前后垂直墙、翼墙（切角）、侧墙、冷灰斗上部、冷灰斗中部；同时还需要注意在改变未燃带敷设耐火面积时，为防止销钉挂焦，火焰割除销钉作业时应小心谨慎，避免火焰割伤管壁现象发生。

砸伤部位,砸伤部位,销钉,砸伤部位,砸伤部位,例：

国电公司某厂600MW“W”型火焰超临界锅炉因未燃带耐火脱落，砸伤前、后墙冷灰斗部位水冷壁管,例：

某厂600MW超临界机组水冷壁冷灰斗砸伤缺陷形貌特征,例：

某厂600MW超临界锅炉水冷壁冷灰斗后墙斜坡距最下方弯头约2米弯头对接处，由于管子组装高低不平整，造成的磨损。

检查中发现前后墙有多处管壁表面形成条状磨损创面，长约150-200mm、宽约10-15mm，仔细观察，磨损部位管子安装平整度超标，相对其它未被磨损管子，缺陷管向炉内稍稍凸起，这样吊焦顺斜墙滑落时就会对高出部位管壁造成磨损减薄，建议在磨损管子鳍片部位加焊扁钢且高度比磨损管壁向炉内侧适当高一些形成挡焦板作用，防,磨损,磨损,例：

某厂600MW机组水冷壁前、后斜墙部位管壁砸伤后补焊缺陷形态,补焊焊瘤,补焊焊瘤,水冷壁悬吊管和凝渣管根部烟气迎风面,例：

某厂300MW水冷壁后排悬吊管管排迎风面飞灰磨损,迎火面吹损,迎火面吹损,水平烟道，水冷壁后排延伸墙引出管下弯头处耐火水泥全部脱落,后排延伸墙下弯头处耐火水泥脱落,割伤部位,割伤部位,水冷壁（或包墙）开孔装吹灰器或火检冷却风附近管壁割伤,例：

某厂1000MW水冷壁吹灰器从上向下数第一层，前墙从左向右数第3个吹灰器（D23号）以中心线为准向右数第1根气割割伤，深约：

4.5mm。

例如：

某超临界电厂防磨防爆检查中发现水冷壁区域割伤缺陷30多处，其中割伤较深，建议更换缺陷管17根。

例：

某厂600MW锅炉低氮改造割伤水冷壁缺陷部位形态特征,割伤面,割伤面,水冷壁光管与鳍片过渡处开裂,开裂部位,例：

某厂标高41.5m水冷壁管左数第12根看火孔下弯头处开裂，裂纹延展至母材造成泄漏。

例：

某厂350MW机组#2锅炉水冷壁右墙（一级墙再入口弯头后侧）从前向后数第19、25、26、27、28、29、30、31、32、33、34、35根管壁吹损，对较为严重的磨损管壁抽查测厚值为4.8mm，实际目测减薄均约2mm。

壁再入口弯头后侧水冷壁吹损减薄,2、水冷壁管向火侧外壁腐蚀检查,水冷壁向火侧由于受高温烟气和悬浮于其中的灰分作用，各部位也会遭受不同类型、不同程度的腐蚀。

这些腐蚀分为高温腐蚀和低温腐蚀。

我们通常所说的锅炉高温腐蚀就是指熔融盐腐蚀中的金属熔融盐氧化（习惯上指熔融盐腐蚀）。

熔融盐腐蚀按机理又可分为硫腐蚀（包括硫酸盐腐蚀、硫化物腐蚀）和钒腐蚀两类。

大容量锅炉水冷壁外壁高温腐蚀，主要发生在炉膛高热负荷区域，也就是在喷燃器标高上下各1-1.5米左右的部位，其腐蚀速度很快。

据,有关资料显示，其最快腐蚀速度可达1.5毫米/年。

因此，这个部位是检查的重点。

应注意由于火焰中心偏斜，造成贴壁燃烧大面积结焦区域，应先把焦渣铲除打磨干净，再仔细辨别管壁表面残留的腐蚀产物与管壁腐蚀形貌。

也可以提取少量结焦产物送检化学专业进行成分分析。

再对燃烧器附近和燃烧器区段水冷壁管进行宏观检验和定点管壁厚测量，必要时进行割管取样，作金相分析和力学性能试验。

易发生部位：

水冷壁燃烧区可能发生火焰贴墙燃烧超温结焦部位。

燃烧器,火焰燃烧方向,腐蚀现象大量发生区域,腐蚀现象很少发生区域,例：

某厂660MW超超临界机组水冷壁四面墙竖直方向从燃烧器上方至D层吹灰器，发生大面积高温硫腐蚀缺陷。

（图片,例：

某厂660MW超超临界机组左墙水冷壁竖直方向从燃烧器上方至D层吹灰器，水平方向从D15号吹灰器至C11号吹灰器区域内，水冷壁管发生腐蚀现象，其中C12号吹灰器附近区域水冷壁,例：

某厂660MW超超临界机组水冷壁发生大面积硫腐蚀。

水冷壁原始规格28.6mm6.2mm，四头螺纹管，材质15CrMoG。

检查中对其中较为严重的部分管壁打磨掉表面垢层后进行了抽测壁厚，在测量的5根管子中目前发现有3根已经超标或接近超标，测厚最低值为4.17mm。

（图片3）,在管壁表面有一层较厚的垢层,水冷壁管两侧都出现了腐蚀现象（图片4）,例：

某厂660MW超超临界炉膛水冷壁左墙、右墙、后墙在面对燃烧器右手方向位置，燃烧器上方高度至C层吹灰器高度，发现管壁迎火侧存在大量横向微裂纹，其中左墙B层吹灰器至燃烧器下方区域最为严重。

（图片5）,水冷壁沟槽腐蚀与横向裂纹同时发生的缺陷,（图片7）清除掉表面垢层后可见清晰的横向沟槽裂纹,（图片6）未清除掉表面垢层时的情况,多条横,向裂,纹,多,条,横,向裂纹,锅炉水冷壁沟状腐蚀疲劳产生原因分析,锅炉水冷壁沟状腐蚀疲劳外观特征：

由无数环向裂纹组成且裂纹产生在水冷壁管的表面以及鳍片上，同时管壁相对减薄。

漏点,沟状腐蚀外观示意图（爆管后）,沟状腐蚀示意图（鳍片）,产生沟状腐蚀疲劳的原因,如下图所示，产生沟状腐蚀疲劳的原因主要是以下三个方面因素相结合共同作用的结果,水冷壁局部区域管子表面热负荷高；,水冷壁局部区域还原性气氛强，造成水冷壁管子硫腐蚀；,交变热应力影响；,同时管壁温度高也促进了水冷壁沟状腐蚀疲劳的生成。

表面热应力高,还原性气氛及腐蚀因素,交变热应力,沟状腐蚀疲劳,对于近年来的超临界压力燃煤锅炉，随着机组运行时间的增长，发生水冷壁沟状腐蚀疲劳的锅炉越来越