超临界锅炉末级过热器爆管原因分析及防范措施

火力发电厂锅炉受热面四管泄漏防范对机组安全稳定运行至关重要,四管泄漏涉及锅炉、金属、化学等多个专业,与运行人员操作水平和检修质量等密切相关。根据锅炉末级过热器爆管,从机组运行前后参数和检查情况,对可能导致爆管的原因进行逐一分析,得出了爆管的直接原因。根据机组目前运行存在的问题,提出和制定了相应的预防措施,对同类型超临界锅炉安全稳定运行有一定参考价值。     

浅谈立式锅炉下脚圈损坏原因与对策

一、下脚圈损坏的几个原因 1、下脚圈内沉积水垢、泥渣,造成沉积物下腐蚀,这是下脚圈内部腐蚀的重要因素.立式锅炉容量较小,一些单位对水质不做处理或采用炉内加药处理.水被加热后,不断蒸发、浓缩、含盐量浓度增大,达到饱和后便析出沉淀.另外锅筒、炉胆上的水垢脱落后,也会在锅炉最底处的下脚圈内堆积,形成垢渣.在正常情况下,锅炉金属表面有一层Fe3O4膜,具有良好的保护性能,锅炉可以不遭到腐蚀.但是如果Fe3O4保护膜遭到破坏,那么金属表面就非常容易受到腐蚀.锅炉水的PH值对Fe3O4膜有很大影响.在PH＜8时,H浓度大,不易在金属表面形成保护膜;当PH＞13时,Fe3O4保护膜与碱反应而遭到破坏.其反应如下:     

高含盐量酸性油水混合液对弯管处管线的腐蚀研究

吐哈油田输油管线弯管处频繁发生腐蚀泄漏事故,容易产生安全隐患,造成环境污染,需要针对现场腐蚀情况分析弯管泄漏原因。对管道中的油水混合液和管材进行成分检测,分析油水混合液中可能的腐蚀物质,核查管材质量是否符合国家标准GB/T 699—1999《优质碳素结构钢》,通过扫描电镜(SEM)观察腐蚀产物的微观形貌,分析弯管处流体的流动状态对腐蚀的影响,通过腐蚀产物颜色观察、EDS元素分析和XRD衍射波谱研究了腐蚀产物的组成,结合腐蚀产物的微观形貌和结构组成分析弯管的腐蚀原因。结果表明,在H2S的作用下,弯管处腐蚀产物主要为Fe S0.9,有少量的Fe S0.9被介质汇总的溶解O2氧化成S单质和Fe3O4,腐蚀产物膜呈漩涡状,并伴有微弱开裂,由于弯管处压力和动能增大并伴有强烈的二次涡流,金属表面难以附着地层砂、腐蚀产物(Fe S0.9、Fe3O4和S单质)和腐蚀垢(Ca CO3),腐蚀介质不断与新的管壁层接触,造成腐蚀加速。对于这种腐蚀情况,建议使用对油水混合液在涡流状态有针对性的H2S缓蚀剂、管材或涂层进行有效的弯管腐蚀防护。     

炼油设备高温H_2S腐蚀产物自燃倾向及影响因素

利用自制的硫化氧化反应装置,研究了Fe2O3、Fe3O4、Fe(OH)3高温H2S腐蚀产物的自热性质,并采用扫描电镜分析了腐蚀产物的表面成分与形态.以Fe2O3腐蚀产物为例,研究了空气流量、环境温度及含水量对硫铁化合物自热性质的影响.结果表明,在环境温度40 ℃、空气流量300 mL/min条件下,3种腐蚀产物的自热性由强至弱顺序为Fe(OH)3、Fe2O3、Fe3O4;空气流量、环境温度的提高均会增强硫铁化合物的自热性;含水量低于10%会促进硫铁化合物的氧化反应,水质量分数达到60%氧化反应基本被抑制.     

CFB锅炉管失效原因分析及对策

针对循环流化床锅炉省煤器多根管道失效现象,通过SEM和EDS等手段对省煤器管进行形貌和成分分析。结果发现,锅炉中生物质燃料含氯量较多,燃烧后产生HCl及氯化物。HCl结合水蒸汽腐蚀管道,氯化物遇冷沉积在管道外壁,促进腐蚀进行;烟气中未熔颗粒不断冲刷管道,导致外壁氧化层磨损剥落,为腐蚀性物质的内扩散提供通道。省煤器管减薄并发生爆管的主要原因是氯腐蚀和磨损。     

锅炉过热器蛇形管爆管原因分析

应用光学显微镜及扫描电镜等分析方法,对高压锅炉过热器管开裂原因进行了相关观察与分析。结果表明,高压锅炉过热器蛇形管开裂为应力腐蚀开裂,它是其工作过程中的热应力、局部积盐等现象共同作用的结果。     

煤制气注入对储气库井油管腐蚀行为分析北大核心CSCD

为解析煤制气中CO_(2)和H_(2)共存环境下不同材质油管的腐蚀行为,促进煤制气技术发展,结合文23储气库工况,分别对P110 Cr13S、L8013Cr、P110(低碳合金钢)3种材质油管进行汽液两相动态高温高压腐蚀试验和应力腐蚀开裂试验,并利用扫描电子显微镜(SEM)和能谱分析仪(EDS)分析腐蚀产物,研究了CO_(2)环境、CO_(2)和H_(2)共存环境下3种材质油管的腐蚀行为。结果表明:2种环境下3种材质油管腐蚀速率从小到大均为P110 Cr13S、L8013Cr、P110;煤制气中H_(2)不会导致3种材质油管发生氢致开裂,可使油管表面腐蚀产物膜鼓泡破裂造成腐蚀加剧,但因Cr_(2)O_(3)膜的保护,H_(2)对P110 Cr13S、L8013Cr等13Cr耐蚀管材影响不大,主要加速了P110碳钢的腐蚀;在高质量浓度氯离子下P110 Cr13S材质抗点蚀能力优于L8013Cr材质。因此,建议文23储气库优先选用P110 Cr13S材质油管。     

再生水铸铁管道腐蚀管垢的特征分析

为分析再生水铸铁管道腐蚀管垢的物质组成特征以及管垢形成的理化因素，并与自来水管垢进行对比，采集两种铸铁管的典型腐蚀管垢，通过扫描电子显微镜及能谱分析(SEM-EDS)、X射线衍射(XRD)等微观表征技术，系统性地研究了两种腐蚀管垢的微观形貌、元素组成和化合物构成等物理-化学双态特征差异。结果表明两种管垢具有相似的分层结构，但再生水管垢的沉积层厚度大，且内核层的孔隙小、沉积杂质丰富。两种管垢成分均以铁的(羟基)氧化物为主，自来水管垢的主要成分为α-FeOOH和Fe₃O₄,而再生水管垢除了α-FeOOH、γ-FeOOH、Fe(OH)₃等主要成分外，还包括再生水的沉积物SiO₂、Ca(OH)₂和Al(OH)₃等。影响再生水管垢异于自来水管垢的主要原因源于再生水的水质成分及水力条件。     

含硫油品储罐腐蚀产物自燃及其防治理论研究

含硫油品储罐内壁腐蚀产物(Fe2O3、Fe3O4、Fe(OH)3)与H2S反应生成硫化铁,硫化铁的氧化放热是引起储罐火灾的主要原因.实验模拟了油品储罐中硫化铁的生成,研究了在无氧条件下H2S气体与油品储罐内壁腐蚀产物的反应以及生成的硫化铁在自然环境下的氧化自燃性.结果表明,Fe2O3、Fe3O4、Fe(OH)3,以及它们的混合物经硫化后生成的硫化铁具有很高的自然氧化活性,在自然环境中,常温下能迅速和空气中的氧气反应并放出大量的热,热量积聚引起储罐火灾爆炸事故.在实验结论的基础上,提出了一些行之有效的安全防范措施.     

油品储罐H_2S对铁锈腐蚀产物自燃性研究

为了分析有氧条件下H2S对铁锈腐蚀产物的自燃性,模拟含硫油品储罐中铁锈(Fe2O3:75%;Fe(OH)3:7%;Fe3O4:18%)在有氧条件下与H2S气体的反应试验。将铁锈与H2S气体、O2按不同比例混合形成的混合物进行反应,再进行所得产物的氧化反应。采用X射线衍射分析法鉴定混合气体与铁锈的反应产物,并研究不同初始O2体积分数下的混合气体与铁锈的反应及其产物的再氧化反应,通过温度变化评价铁锈与H2S气体反应产物的自燃性。结果表明,在有氧条件下,H2S对铁锈腐蚀产物主要是FeS;随着初始O2体积分数的增加,铁锈与H2S的反应伴随其产物的氧化反应,HS对铁锈腐蚀产物的量减小,这种产物再氧化自燃性降低。     

电站锅炉水冷壁和过热器爆管分析

采用宏观形貌分析、化学成分分析、金相显微组织分析、材料力学性能测试、SEM微观形貌分析等手段,对某电站锅炉水冷壁管和过热器管破裂进行了分析。结果表明,热（硫）腐蚀导致的过热器管局部穿孔破裂,以及泄漏产生的高温水汽流对水冷壁管的,中刷磨损是爆管的主要原因,过热器管补焊点的再次泄漏是本次事故的直接原因。     

对SZS20-1.25-Q锅炉水冷壁爆管事故分析及处理措施

针对一起锅炉水冷壁爆管事故,从水冷壁的受热损坏状态、锅炉水质等方面行了分析,指出局部水冷壁直接受火焰冲刷,导致管壁金属发生严重减薄;锅炉水处理不达标,造成锅炉结垢,水冷壁金属超温过热;管内壁的汽水腐蚀、管外壁的高温氧化。由此得出造成局部水冷壁金属超温过热、高温腐蚀、磨损减薄等是导致爆管的主要原因。     

硫高温腐蚀及腐蚀产物氧化自燃性的研究

随着炼制原油硫含量的增加,炼油装置的硫腐蚀问题也日益严重.针对硫高温腐蚀状况,用差热-热重分析仪研究硫与Fe(OH)3、Fe2O3和Fe3O4发生硫化腐蚀反应的初始温度,并采用X射线衍射仪鉴定了360 ℃高温无氧条件下硫化腐蚀产物的组成.结果表明,硫与Fe(OH)3、Fe2O3和Fe3O4发生硫化反应的初始温度分别为287.67 ℃、233.34℃和308.47 ℃;高温硫化腐蚀产物主要是FeS2.对硫化产物FeS2进行氧化反应,氧化升温曲线和耗氧曲线表明,硫化腐蚀产物FeS2具有很高的氧化自燃性,在一定条件下能引发油品火灾和爆炸等事故.     

670MW超临界锅炉TP347H再热器管失效分析

通过宏观检查、力学性能试验、金相检验、微观形貌观察及化学成分分析等方法,对某670MW超临界锅炉TP347H末级再热器爆管进行了失效分析。结果表明:管子弯头未固溶处理导致材料存在较高的残余应力和位错密度,残余应力和位错在奥氏体耐热钢敏化温度区间会加速晶界处富Cr碳化物M23C6的析出,造成晶界贫铬,严重降低了晶界的耐腐蚀性能。再热器管弯头在应力和腐蚀介质的交互作用下产生了应力腐蚀裂纹,长时间运行导致裂纹扩展,从而导致爆管。为避免类似事故,提出了几点预防措施。     

超(超)临界锅炉水冷壁温度异常及处理

<正>1设备基本情况某电厂1000MW超超临界直流锅炉,采用∏型布置、反向双切园燃烧方式,一次中间再热、最大连续蒸发量2953t/h,过热器蒸汽出口温度为605℃,给水温度298℃。炉膛采用内螺纹管垂直水冷壁并有较高的质量流速,在水冷壁中间混合集箱和节流度较大的水冷壁管段装设节流孔圈(缩孔),对控制水冷壁的温度和流量偏差都非常有利。水处理方式为AVT(O)。2运行及检验发现的情况     

不锈钢复合钢管的焊接工艺

<正>1背景介绍1.1不锈钢复合材料的用途不锈钢复合材料是在碳钢或低合金钢基体上包覆一层不锈钢的双金属复合材料。适用于各种腐蚀条件下的容器、管道。常用基层材料:Q235B、20R、20g、16MnR、Cr-Mo钢等。常用复层材料:0Cr18Ni9(304)、00Cr18Ni9Ti(304L)、0Cr18Ni9Ti(321)、OCr17Ni12Mo2(316)、00Cr17Ni14Mo2(316L)、0Cr13(410S)、0Cr13AI(405)等。     

余热锅炉过热器和水冷屏爆管分析

<正>1锅炉简介Q82/1000-25-3.82/450是河北某化工企业购买的1台三废混燃余热锅炉。锅炉为立式布置,采用单锅筒纵置式的自然循环水管锅炉。主要受热面布置有水冷屏、前后包墙管束、过热器、对流管束、省煤器等。水冷屏和对流管束是通过管子与上、下集箱连成一体。水冷屏分上、下两级布置,对流管束分三级布置,采用顺排布置,其上、下集箱分别通过下降管和导汽管与锅筒相连形成独立的自然循环。     

锅炉水墙管高温垢下腐蚀穿孔失效分析

某企业燃生物质锅炉的三根水墙管出现穿孔泄漏。本文通过壁厚检测、材质分析、金相检验、水垢及腐蚀产物分析、力学性能试验等等对锅炉水墙管穿孔原因进行了分析,结果表明锅炉水墙管内部存在厚达4mm的水垢及腐蚀产物,水墙管壁厚出现了腐蚀减薄,向火面出现碳化物球化和力学性能下降情况,锅炉给水硬度等严重超标。管内的水垢及腐蚀产物主要为Fe_3O_4和CaSO_4等盐类。由于水墙管被较厚水垢覆盖、导热性能变差形成高温,发生了高温垢下腐蚀,并在局部形成穿孔泄漏。     

622MW亚临界锅炉屏式过热器爆管失效分析

通过宏观检验、金相检验、室温拉伸试验、维氏硬度检测,化学成分分析等方法,对某厂2号亚临界机组锅炉的屏式过热器爆管原因进行分析。结果发现,屏式过热器管爆管的主要原因是高温环境下的过载失效断裂。为此,提出相应的防止该锅炉机组再次出现屏式过热器爆管的建议,为今后该锅炉的安全运行提供参考和借鉴。     

阻挡放电联合金属氧化物催化降解H2S的研究

采用介质阻挡放电联合金属氧化物催化降解气态H2S,考察了单组分及复合金属氧化物催化剂、催化剂与低温等离子体结合方式对H2S及副产物O3去除性能的影响,分析了等离子体联合Mn复合金属氧化物催化降解H2S机理。结果表明,金属负载量相同条件下,电压低于22kV时,Mn复合金属氧化物对H2S的催化活性高于单组分Mn金属氧化物,催化活性及对O3的分解能力从大到小依次为:Ag+Mn、Cu+Mn、Fe+Mn、Mn。当电压为18 kV时,Ag+Mn、Cu+Mn、Fe+Mn复合催化剂分别比单组分Mn催化剂对H2S的去除效率提高了近10%、6%、4%。等离子体后催化区域中Mn催化剂催化氧化H2S的效率明显低于等离子体催化区域。Mn催化剂在等离子体后催化区域中能有效催化分解O3。随着电压的升高,Mn金属氧化物在等离子体后催化区域对H2S催化作用逐渐增强。在电压22 kV时,等离子体联合后催化比单独等离子体作用时,H2S去除效率提高了近11%。