伊敏电厂一期工程两台500MW超临界机组的锅炉是由俄罗斯波道尔斯克奥尔忠尼启泽机械制造厂制造的超临界直流锅炉，型号为Пп-1650-25-545БТ（П-78）；汽轮机由前苏联列宁格勒金属工厂制造，型号K-500-240-4型；发电机由俄罗斯圣彼得堡电力工厂制造，型号为TBB-500-2EY3。第一台机组于1998年11月3日开始试生产，第二台机组于1999年9月13日开始试生产。锅炉为单炉体，全悬吊，“T”型炉结构，燃用伊敏褐煤，设计一次再热系统。主蒸汽额定蒸发量为1650 t/h，温度545℃，压力25 MPa，再热汽温度545℃，压力3.92 MPa。汽轮机结构为单轴四缸，由高压缸、中压缸和两个低压缸组成，高压缸采用双层回流式结构，中、低压缸采用双层双流式结构。汽轮机通流部分由54级组成，高压缸为1个调节级和11个压力级，中压缸按照蒸汽顺流与逆流各为11个压力级，低压缸2个，双流式结构，每个流道5个压力级。
机组投产初期因安装质量问题发生锅炉爆管、汽轮机缸体启动膨胀过慢等问题，并逐渐被解决，随着运行时间的增加，金属腐蚀问题、
调节阀内漏问题、辅机振动等问题逐渐暴露出来，伊敏电厂组织技术人员针对超临界机组出现的问题进行技术攻关和不断探索，部分问题得到有效解决。
1 锅炉泄漏问题
锅炉四管泄漏问题直接威胁着人身及设备的安全，是造成锅炉以往非计划停运的主要原因，所以缺陷产生的原因、处理及如何防治显得十分重要。伊敏电厂一期工程安装的两台锅炉自投产以来发生多次四管泄漏事件，通过几年来对伊敏电厂四管泄漏事故的原因分析，针对如何防止四管泄漏问题，伊敏电厂成立了防爆工作小组，开展科技攻关活动，制定四管周期性检查计划，对易磨易爆部位实施重点管理，并将四管分包到人，落实责任，通过此举，有效地防止了四管泄漏事件的发生。
1.1 长期、短期超温爆管泄漏 伊敏电厂锅炉受热面管壁造成长时超温过热的原因主要有两种：一是管子堵塞，管子内进入异物，焊接时的焊瘤等易造成管子堵塞；二是内壁积垢或积氧化物太多，管道内壁产生严重的氧化皮使管子导热性下降，在运行中往往为了维持蒸汽出口参数，势必要提高管壁温度，这样管壁的实际温度就要超过原设计的管壁温度，从而加速内壁高温氧化，形成恶性循环，造成管壁长期超温。
伊敏电厂#1炉热室Ⅲ级屏2000年12月—2001年2月相继发生三次爆管，均属类似情况，发生在甲侧第24排、甲侧23排和乙侧第24排，材质为12Cr1MoV。爆破口特征分析为爆破口外壁颜色较深，表面有多道蠕变纵向裂纹，爆破口处无明显胀粗，边缘减薄不明显。#1炉Ⅱ级屏在168小时试运期间曾发生5次爆管，材质为12Cr18Ni12Ti，规格为φ32×6。破口宏观特征：爆破口较大，呈尖锐喇叭形，管壁减薄较多，胀粗明显，破口边缘薄而锋利。爆管原因：安装时酸洗不合格，管子里有异物堵塞。
1.2 材质不良导致发生爆管
伊敏电厂2000年9月#2炉主蒸汽脉冲管发生爆破事故，原因是错用材质。脉冲管设计材质为12Cr1MoV，规格φ57×12，而实际基建安装时用的是15MnSi钢管，规格φ57×9。宏观特征为爆破口异常剧烈，破口呈大喇叭状，边缘粗钝，为典型脆性断裂。
1.3 管材磨损引起锅炉泄漏 伊敏电厂#1炉1999年4月甲侧前墙一级对流再热器发生泄漏，原因为蒸汽吹灰器吹漏该管段；#2炉2001年7月，甲侧竖井55米水冷壁泄漏，原因为防磨瓦脱落，烟气磨损使管子泄漏。
1.4 因设计、安装原因引起锅炉泄漏 伊敏电厂一期两台锅炉在投产初期启停过程中，出现过几次下辐射区水冷壁前后墙和侧墙连接处水冷壁撕裂现象。分析引起水冷壁撕裂的原因为：伊敏电厂锅炉属于典型的“一炉两锅”，两个流道的沿程受热面汽水互不混合，运行中易形成温度偏差，前后墙水冷壁的热膨胀程度与侧墙水冷壁热膨胀程度不同，但整个水冷壁通过鳍片焊接成一个整体，造成前后墙与侧墙连接处焊缝存在拉应力，而且这种拉应力在锅炉停炉时表现得尤为剧烈。由于锅炉的频繁启停，这种拉应力使前后墙与侧墙连接处金属的局部组织产生疲劳，引起撕裂，属设计不合理。采取的改进措施：将10米处前后墙与侧墙连接鳍片从中间割开一米多，边缘磨出止裂孔，使前后墙与侧墙分开，两个流道停炉时自由收缩。两台炉下辐射区水冷壁经这种方法处理后，自2001年至今再没有出现过下辐射区水冷壁撕裂现象。
1.5 异种钢接头失效造成爆管 伊敏电厂自投产以来，两台炉热室内异种钢接头已发生5次泄漏，对机组的安全稳定运行造成极大影响。俄供直流炉过热器的异种钢焊口均布置在炉顶热室中, 12Cr1MoV和12Cr18Ni12Ti两种钢的耐热能力相差很大，当炉内管出现过热时一定首先体现出12Cr1MoV材质胀粗过热和泄漏，因此检查炉内异种钢过热器超温情况时应重点检查热室中的异种钢焊口及12Cr1MoV管材的过热和胀粗。同时运行中如因此处泄漏造成机组停运，因热室中无强制通风冷却设备，热室中降温冷却速度很慢，伊敏厂采用加大热罩人孔门及在顶棚开“天窗”的办法外加强制通风风机冷却，大大缩短了检修时间。
#2炉二级屏式过热器异种钢接头泄漏
伊敏电厂异种钢接头为奥氏体钢和珠光体钢焊接接头，分析其失效的原因是多方面的，既与接头本身的特性相关，也与焊接工艺和运行环境相联系，其主要原因包括：熔合区的碳扩散，低合金母材对焊缝成份的稀释，界面应力，蠕变强度的匹配等。
伊敏电厂异种钢接头失效的过程，总结归纳如下：（1）在运行温度下，碳原子从低合金母材侧进入奥氏体焊缝，在熔合线附近形成脱碳层和增碳层。脱碳层的形成，使接头强度和蠕变性能降低，蠕变强度不匹配更加严重；（2）由线膨胀系数的差异引起的热应力和残余应力与正常的管运行应力相叠加，在接头熔合区产生应力集中。在该区，可能还存在马氏体相组织；（3）由于蠕变强度的差异，在应力集中的作用下，应变主要集中在蠕变强度较低的区域，即低合金母材侧熔合线附近，运行一段时间后，该区域内部产生蠕变裂纹，外部产生类似咬边缺陷的沟槽；（4）长期运行产生的蠕变裂纹相互联合；（5）联合的裂纹沿熔合线扩展，最终导致接头断裂。
2 系统腐蚀问题 伊敏电厂的系统内部管道腐蚀问题主要发生在高压系统，在机组启动阶段和正常运行阶段发生，采取的主要手段是利用各种检修机会对各系统进行必要的检查，及时发现腐蚀问题，采取措施进行有针对性的解决。
2.1 锅炉启动系统汽蚀 伊敏电厂锅炉启动旁路在启动过程中存在汽水的膨胀问题,热膨胀会导致水动力不稳定,蒸汽带水，当流道内局部地方液流压力降低到某极限值时，液流发生空泡，这些充满着气体或蒸汽的空泡很快膨胀、扩大并随液流行至较高的压力区又迅速凝缩、溃灭，同时伴有噪音、振动,对流道材料产生汽蚀现象。
2003年6月对#1炉启动旁路分离器分进阀NA059、NA060门后管段进行检查测厚时，发现门后短接壁厚已出现严重减薄，其中门后短接局部壁厚由45mm减薄为30mm以下，短接后管段局部壁厚减薄到20mm以下,割管检查发现NA059、NA060
阀门的出口套管已严重损坏，门后短接及短接后管段上半周约30度范围内内壁出现严重的损坏情况，管段损伤处表面粗糙不规则(见图)。
#1炉甲分进阀059门后短接汽蚀情况 #1炉乙分进阀NA060出口侧衬套损坏情况
2.1.1 原因分析 启动旁路分进阀NA059，NA060为俄供超临界压力
电动调节阀，型号为993-175-з，通径150mm，出入口接口规格为φ230*30，公称压力为28.4 Mpa，温度510℃，门体材质为12Cr1MoV。门前后短接材质为15Cr1Mo1V，规格为φ245*45，长度为400mm，两端按与阀门及直管段接口规格加工出过渡段，短接以外管段材质为12Cr1MoV，规格为φ245*34。在启动初期,锅炉处于带分离器运行工况时,内置阀前受热面的24.5MPa的汽水混合物通过分进阀调节进入汽水分离器,进行汽水分离，该阀门在启动过程中长期处于半开半关，门后压力由零逐渐增加到与门前压力基本相同。当水流过半开位置的阀瓣时，其速度大于入口处的速度，介质压力不仅低于入口压力且下降至汽化压力以下，当水的压力下降到汽化压力点时，介质内部将产生气泡，气泡随着压力继续下降而长大，当介质流过阀瓣后，在阀瓣出口压力恢复到汽化压力点上时，气泡不再作为蒸汽状态存在，而是立即返回液态，由于蒸汽体积比相同质量的水体积要大，所以气泡发生从较大体积到较小体积的“内爆”现象，释放出的能量产生强烈的冲击波，形成汽汽蚀现象。根据运行工况初步分析，在启动时期由于分进阀前后压差很大，阀门运行工况恶劣，导致阀门NA059、NA060出口衬套及短节产生汽蚀损伤，而锅炉正常直流运行时则不会有此类情况发生。
2.1.2 采取的检修策略 启动旁路分进阀门后汽蚀发生只有在锅炉进行上水时才能出现，当机组正常运行之后便不会有此情况发生，所以努力提高机组的可靠性，尽量减少机组的启停次数才是最有效的控制汽水冲刷管道的方法。从原设计及安装实际来看，俄方已考虑到了此处的情况，故此采用材质为15Cr1Mo1V，规格为φ245*45的短节装在门后，以增加该处的抗汽蚀能力。目前因分进阀门后短节因短接材质（15Cr1Mo1V）比较特殊在国内很难选到替代品，只好将#1锅炉NA059，NA060门前完好无损的短接（材质（15Cr1Mo1V）移至了门后，原门前短节处改用12Cr1MoV材质，将#1炉损坏的NA059，NA060阀门更换，并对损坏的阀门进行了修复,将出口套筒进行了更换。因为汽蚀所损坏的部位都应在管道上部，其下部是完好无损的，而且只有在介质具有缩放截面时才会发生汽蚀，将#2炉NA059，NA060门后短接旋转180°,将#1炉修复好的阀门安装在#2炉上。在机组热态冲洗前后，启动分离器前后管道振动严重，同时引起分进阀、分排阀强烈振动。在伊敏电厂曾因振动引起这些阀门跑限位、卡涩等原因延误启动或启动失败。因此运行中应避免在此工况下长期停留。启动前加强水质监督，尽快通过热态冲洗。日常检修中注意重点加强此处设备的检查和维护。
2.2 汽机高加流动加速腐蚀（FAC） 伊敏电厂#2机组在投产10个月后，高压加热器换热盘管的进水口附近就发生了严重的腐蚀减薄泄漏，致使高压加热器不能正常投运。伊敏电厂在机组停运时对高加进行了全面的检查，发现高加发生泄漏的部位集中在凝结水冷却区14排和蒸汽凝结区下部36排盘香管接供水联箱的部位（见图左侧），通过对#2机组三台高加盘香管全面测厚检查以及割管检查，发现此区域的弯管从联箱焊口到其后约150mm的长度内均存在腐蚀减薄，管壁内侧有腐蚀麻坑（见图右侧）。
高加损坏的部位和内表面状态
2.2.1 高加漏泄原因分析 根据现场实际运行参数，给水流量在1000t/H～1500t/H之间，每台高加盘香管为684盘，盘香管规格为ф32×5mm，管内额定流速为1.069m/s。根据理论计算：Re=Vd/ν=1.069×0.022/（1×10-6）=2.4×104＞20000 ，判断盘香管内流动状态为紊流状态，在盘香管的弯头处，水流动条件非常恶化，由于水处于还原状态下，铁表面形成的四氧化三铁氧化膜的附着力差，在水流的冲击下会撕裂、溶解使之铁的表面不再具有保护性，即发生流动加速腐蚀（FAC）。
2.2.2 高加漏泄检修策略
为有效抑制流动加速腐蚀，采取策略方向有两种：一是材料本身能形成良好的保护膜，二是环境促使材料形成良好的保护膜。伊敏电厂对于#2机组已检查出的减薄盘香管进行更换，盘香管与联箱连接部分更换为合金钢管来提高耐流动加速腐蚀性能。另外，伊敏电厂与国电热工研究院合作于2003年10月对#2机组进行给水加氧处理，目的是使钢铁表面形成耐流动加速腐蚀的α-Fe2O3氧化膜。给水由AVT改为OT运行方式后，高加盘香管内表面形成均匀、致密的氧化膜，而原来采用的AVT运行方式时，内表面有密密麻麻的腐蚀坑点。经检测炉前给水含铁量的大幅度降低，说明#2机组高压加热器系统的流动加速腐蚀（FAC）得到了明显的抑制，进入锅炉的腐蚀产物也随之大幅度降低，这同时大大降低锅炉省煤器和水冷壁腐蚀产物的沉积量，从而也会延长锅炉的化学清洗周期。
AVT时高加盘香管内表面状态 OT时高加盘香管内表面状态
3 高压调节阀门冲刷内漏
现代化的装机都向着高参数、大容量方面发展，高压阀门泄漏问题随之而来，阀门的性能好坏就直接关系到机组的安全可靠性，尤其是承受高温高压的阀门要求有更高的可靠性能。
俄供500MW机组根据自身特点所采用的阀门有以下几种规格。水侧：37.3 Mpa,280℃；汽侧:25 MPa，545℃；启动旁路：28.4 Mpa,510℃。伊敏电厂从投产之日起，多次发生高温高压阀门泄漏事件。主要发生在汽机主汽疏水门、高加疏水门、汽泵再循环门、锅炉主汽减温水调节门，严重影响了机组的安全运行。
3.1 汽机主汽疏水门、高加疏水门主要表现在内漏，高速流体直接冲刷阀门密封面及门后低压管道。
原因分析：（1）密封面研磨不合格，阀瓣与阀座之间形成间隙；（2）阀门关闭位置设置不准，
执行机构到达关位，而实际未全关；（3）运行工况恶劣，门前压力为给水泵出口压力（33Mpa左右），门后为除氧器工作压力（小于0.68Mpa），当阀门小流量泄漏时，在如此大的压差下，在阀门空腔内形成气蚀，使密封副以及阀体损坏。
3.2 锅炉主汽减温水调节门主要表现在外漏、阀杆盘根冲刷
原因分析：（1）减温水来自给水泵出口，压力高达37Mpa，介质自水平管道进入阀门入口，首先使盘根始终处于受压状态，这样长时间运行将造成盘根老化；（2）减温水调节门工作过程就是频繁的开大关小过程。当阀门开启量很小时，在阀门阀瓣与阀座之间形成高速水流和较大的压差，易形成汽蚀，损伤阀座及阀瓣，造成调节阀内漏严重，一方面缩短了阀门的使用寿命，另一方面影响机组的经济运行；（3）给水泵出口的高速、高压水流未经过任何装置直接进入调节阀，对阀瓣施加较大的压力，在阀门开启过程中，需要增加阀门传动机构的提升力，容易造成阀门传动机构中零部件的损坏。
4 汽动给水泵问题 伊敏电厂汽动给水泵汽轮机是俄罗斯生产的лн950-350型，多级卧式离心给水泵。自投产以来，4台泵的轴瓦振动一直较大，并频繁发生高低压水室密封面泄漏故障。经多次处理后，取得一定效果，可靠性逐年得到提高。
4.1 振动原因分析及处理 4.1.1 伊敏电厂汽动给水泵发生振动主要有以下几方面原因：（1）汽动给水泵与驱动汽轮机的轴系中心不正导致振动，导致轴系中心不符合要求的原因主要是安装或检修后中心找正不合格，其次是猫抓间隙不够，热态下泵膨胀受阻，再加上滑销间隙过大，导致轴系中心偏移；（2）转子中心与泵内壳体中心较大偏差；（3）轴瓦检修工艺不当，轴瓦抗振性能下降；（4）转子动不平衡。
4.1.2 根据发生振动的原因，以及多次检修的经验，总结检修对策如下：（1）转子检修后必须进行高速动平衡试验，试验合格的转子才能够使用，检修时对轮找中心提高要求，虽然是挠性联轴器，但不考虑挠性联轴器自身对中心偏差的补偿，从而提高了对轮找中心的精度。对猫抓严格按要求预留膨胀间隙，精修滑销，从而保证热态下泵体按正确的方向自由膨胀，最大限度的减小对中心的影响；（2）严格轴瓦的检修工艺，确保轴瓦的接触良好，对不适合的检修工艺要求进行修改。该泵采用球面圆筒瓦，轴径为ф140mm。投产初期，振动较为普遍,经常处于超报警值运行，先后对各台汽动给水泵进行检查并处理了轴瓦球面接触点不良的缺陷，采取缩小轴瓦的侧隙和顶隙的办法。轴瓦球面进行刮研，对轴瓦振动有一定效果，但仍不理想，经常在0.06~0.07mm的振幅下运行，后对瓦隙的工艺要求值进行调整，轴瓦侧隙由0.12~0.15 mm调整为0.09~0.11mm，顶部间隙由0.24~0.30调整为0.20~0.24mm，运行后振动明显减小，振幅达到0.05mm以下；（3）转子中心与泵内壳体中心不正，也是导致振动的原因之一，由于该泵结构所限，在实际的测量上存在困难，准确的使转子中心和内壳体中心调整好是非常困难的，因此在实际工作中依靠经验，调整轴瓦来调整转子中心和内壳体中心。
4.2 高低压水室密封面泄漏冲蚀
汽动给水泵发生高低压水室密封面冲蚀的事件多次发生，同类型泵在其他电厂因这种冲蚀而损坏设备的事件也有发生，就伊敏电厂多次发生及处理的经过，可以归纳为以下几个方面。
4.2.1 设计缺陷
该泵内壳体与外壳体通过装配，形成高低压水室，通过金属直至接触密封，密封靠两接触面本身的精度和外作用压力，预紧力为0.10mm。产生的预紧力（外作用力）来自外壳体大端盖通过蝶形弹簧作用到内壳体（芯包）上的紧力。这样的结构，要求密封面要有相当高的精度，而对直径750mm宽度只有13mm金属密封面来说，要承受近300kgf/cm2压差显然很困难。稍有变形或制造稍有误差以及检修过程中的轻微损伤，都会导致泄漏，在近300kgf/cm2压差下，密封面泄漏处很快就会出现沟痕，进而加大冲刷，迅速冲蚀，造成部件的损坏。
4.2.2 检修工艺不当
因为对高低压水室密封面要求精度很高，检修时稍不注意就会造成面密封不严，如有径向划痕、穿芯包时夹带杂质（导向块的碎屑）、密封紧力不够等。为解决以上问题，在检修工艺上要特别注意，安装前必须保证两密封面的光洁度、平面度、平行度，误差要求不大于0.02mm。预紧力要测算准确，不得小于0.10mm。穿芯包时导向块要光滑无毛刺，且不得涂抹润滑剂，防止滑块与壳体摩擦时碎屑粘在密封面上，导致密封不好。另外，在芯包就位后无法检查密封面的接触情况，为防止有划块碎屑粘附在密封面上，一般反复抽穿芯包3次以上，一方面检查是否有碎屑粘附密封面，另一方面通过多次的试装，可以使导向块更光滑，不易掉屑，最后在两密封面相距约10mm时，暂停推进，均匀敲击密封面附近壳体，使可能粘附在密封面上的杂物震落，确保接触良好，保证密封严密.
4.2.3 检修策略
对已发生冲蚀的密封面，根据情况可采取更换节段或补焊研磨的方法处理。对芯包上的密封面，冲蚀轻微的，可以进行补焊，然后研磨。严重的可以更换整个节段。对于泵的外壳体来说，只能采取补焊研磨的方法。这里要重点注意的是研磨的工艺。局部研磨后，进行整体研磨，确保整个密封面的平面度，而整体研磨的量一定要精确测量，这是为了保证研磨后密封面仍有不小于0.10mm的预紧力。根据经验，研磨后的密封面用刀口尺检查，以0.02mm塞尺不进为合格。以上处理方法只是在现场检修中的临时措施，要彻底解决问题需要对该泵进行技术改造，改造的方向是改变内壳体（芯包）的固定方式，使高低压水室密封面有独立的密封能力。
5 汽轮机配汽机构
超临界压力汽轮机的配汽系统的主要部件由高压缸和中压缸的主汽阀和调节阀、中压缸的排汽阀及连接管道组成。在伊敏电厂的运行实践中，由于汽轮机配汽机构在超临界参数下长期运行，出现高压主汽阀及高压调节阀卡涩、高压调节阀执行机构弹簧振动、高压调节阀门振动等现象。
高压主汽阀和调节阀产生卡涩的主要原因：一是在长期运行过程中阀杆在高温下氧化皮增厚使阀杆与阀套间隙变小导致卡涩引发阀门不能正常开启或关闭；二是阀门的弯曲值超标，阀杆与阀套局部磨擦导致卡涩；三是在阀门尤其是主汽阀长期在全开位工作时在高温作用和液压驱动力作用下阀杆内产生很大的拉伸力，在止推面上产生很大的接触应力，这样可能会使阀杆产生塑性变形，阀门活动部分与静止部分产生扩散性摩擦烧伤，这种损伤可以使阀头落至阀座止推块之前就被卡住造成卡涩。在汽轮机工作时，应周期性地来回缓慢移动主汽阀，缓慢移动主汽阀的主要目的是使阀头从上部止推平面脱离，制止零件扩散性摩擦烧伤的情况发生。同时对于阀门门杆在大修重要监察门杆弯曲度，并对门杆的氧化皮增厚程度进行检查，门杆的渗氮层的硬度也要进行校核。
高压调节阀执行机构弹簧振动与高压调节阀门振动原因相同，其主要原因是在阀门开启到一定开度下，以及蒸汽经阀门的流速大于音速的一半时，阀门将经受强烈的振动载荷，这是由于汽流在阀后引起紊流所造成的。在阀后汽流是不稳的，甚至局部失压，直接在阀碟底部下面由于阴影效应而形成相对失速。不稳定压力场同
蝶阀相互作用引起高频脉冲，阀的脉冲作用到自身的阀杆上，产生变向应力，引起阀杆的纵向和横向变形，产生振动，这时，最大的危险是来自干扰力的频率同阀杆自身频率重合，这将导致阀杆快速疲劳而断裂。实际上，在伊敏电厂2004年12月7日发生的#1机组#1高调门脱落事件，就是此原因引发，按设计阀门应能够承受汽流产生的力，但在检查中发现，高压调节门在系统改造后，汽门门杆与油动机连接件存在间隙（3mm-4mm），使得门杆撞击油动机连接件的力量加大，门杆受拉伸应力的程度也就加大，门杆受损严重，导致了严重的后果。同时阀门的振动通过阀杆和油动机传动杆传到弹簧处，使得弹簧发生振动异音。
此外，阀门在开启过程中，作用在阀杆上的力会改变自己的方向，在达到某一位置时，沿阀杆轴向作用在阀杆上的蒸汽综合力为零，但这时阀头和阀杆不是对等卸荷的，这种由于作用力方向变化而达到的平衡状态通常是在阀门行程达40%-50%全行程时发生的。这时，虽然均衡作用力为零，但阀门沿位移的力的导数不为零，而有相当大的数值，根据位移的力的导数当量于弹簧的刚度，在此弹簧上挂有阀门零件并产生摆动，造成弹簧振动。对力的平衡可理解为阀门抬起机构的外部连接部分与驱动部分此时已卸荷了，但在阀杆止推推快上作用着阀杆与相对阀杆有移动可能的零件间的封闭力，此作用力不可能小于阀杆推开力，这时阀的平衡是不稳定的，甚至汽流压力稍有变化就能引起阀门的移动。研究结果表明，阀门在此位置时有纵向振动，其频率为400-600Hz，这对零件有损害。针对阀门可能发生的这些问题，在阀门出厂前应进行空气动力试验，试验合格的阀门才能应用在现场，在安装时也应考虑调门后管道特性，各连接件的间隙也应符合工艺要求。
6 主要检修策略介绍 6.1 易冲刷部分的管道周期性测厚检查
伊敏电厂利用机组大、小修期间，对易冲刷部分管道进行测厚检查，根据现场实际情况和几年来积累的经验确定检查周期，冲刷严重部位每年检测一次，其他部位进行常规检查，在一个大修期内（四年内）做到全部检查一遍，为防止管道泄漏做到心中有数。检查的重点部件是：（1）锅炉受热面经常受机械和飞灰磨损部件（如穿墙管、悬吊管、管卡处管子和省煤器、水平烟道内过热器上部管段、卧式布置的再热器等）；（2）易因膨胀不畅而拉裂的部位（如水冷壁四角管子、燃烧器喷口和孔、门弯管部件的管子、工质温度不同而连在一起的包墙管、包烟、风道滑动面联接处的管子等）；（3）受水力或蒸汽吹灰器的水（汽）流冲击的管子及水冷壁或包墙管上开孔装吹灰器部位的近邻管排；（4）屏式过热器、高温过热器和高温再热器等有经常超温记录的管排。检查的重点项目是：（1）包墙过热器鳍片焊口咬边及顶棚过热器对接焊口检查；（2）一、二级屏式过热器、末级过热器内圈吹灰器附近磨损部位；（3）炉外小管一次门前焊口、弯头磨损检查；（4）检查低温再热器悬吊管根部是否有异常情况。
6.2 材质选用及焊接要求及金属检验要求
超临界机组高压蒸汽管道、过热器、再热器、水冷壁、联箱等部件的工作条件相对较为苛刻，对材料要求也比较的严格，其常见的典型失效机制最主要表现为蠕变、疲劳、腐蚀和磨损等。因此，机组用热强钢应满足以下几个基本方面的要求：（1）500~600℃的工况下应具有足够高的高温蠕变强度、持久强度和热疲劳强度；（2）具有良好的高温组织稳定性；（3）具有良好的高温抗氧化性，耐腐蚀性；（4）具有良好的冷加工性能和焊接性能。
伊敏电厂机组材质规格复杂，锅炉一级屏式过热器材质为12Cr1MoV，二级屏、三级屏材质为12Cr18Ni12Ti，二级对流过热器、二级对流再热器材质为12Cr18Ni12Ti，水冷壁材质为12Cr1MoV，一级对流再热器材质为12Cr1MoV，一级对流过热器材质为12Cr1MoV，省煤器材质为CT20。珠光体耐热钢(12Cr1MoV)的焊接特点：由于含有一定量的铬和钼以及其他一些合金元素，在焊接热影响区具有较大的淬硬倾向，焊后在空气中冷却时，易产生冷裂纹。奥氏体不锈钢(12Cr18Ni12Ti)的焊接特点：易产生晶间腐蚀和焊接热裂纹。焊接要求：由于机组本身特点，温度高、压力大，所以伊敏电厂对焊接工艺要求非常严格。按照《火力发电厂焊接技术规程》规定，施焊前对焊件打光谱进行材质鉴定，避免材质错用；根据焊件材质正确选用焊接材料；施焊部件坡口两侧20mm之内用角向打磨干净，露出金属光泽，坡口角度按规定在30℃~35℃之间，对口间隙1.5mm~2mm，钝边1mm左右；高压焊口全部采用全氩弧焊接（小径薄壁管）或氩弧打底电焊盖面（厚壁管）；施焊焊工持有相应项目的焊接合格证。焊接结束后进行检验，如有返口，工艺同上。焊工班组建立焊接工艺卡，焊工施焊前填写工艺卡，时间、部件名称、焊工姓名，作为永久资料保存。常规焊口焊接时按照焊接工艺卡制定的工艺进行焊接，重要部件焊接时由焊接工程师编写焊接及热处理方案，经生产副厂长批准后进行焊接，并进行全过程监督，防止焊工因各种原因出现违反焊接工艺现象。金属检验按照《火力发电厂金属技术监督规程》规定的周期和数量进行检验。大小修过程中所有新焊高压焊口全部进行检验，原有焊口按照规程规定数量进行检验，以确保机组安全稳定运行。
6.3 超临界阀门严密性的重要性及检修对策
针对超临界阀门泄漏原理不同，分别采取相应的检修策略。
汽机主汽疏水门、高加疏水门检修时提高工艺，确保密封面达到规程标准；机组启动后加强该类型阀门的监视，发现有内漏迹象，及时摇严；选用高质量的最小流量阀，阀门密封副上方加装专用的迷宫降压片结构，介质在迷宫片内逐级降压，避免汽蚀；选用高质量的电动
截止阀，并且阀门开关控制采用力矩开关，如果只能实现
限位开关，当阀门电动关闭后，及时手动将阀门摇严，保证零泄漏。经过选型采用美国CCI的最小流量阀后，得到了较好的效果。锅炉主汽减温水调节门进行改造，采用迷宫式调节阀，其结构特点如下：⑴迷宫式调节阀的芯包采用平稳节流降压原理，强制流体通过转角弯道从而限制流体流出芯包后的流速，使得出口压力平稳下降，使流道收缩面后的压力始终在汽化压力之上，从而避免了汽蚀现象发生，消除了阀瓣和阀座的损伤；⑵芯包盘片出口采用围堰盘片结构设计，均匀阀瓣周围压力，保持阀瓣对中，上层盘片与下层盘片出口处流体相互作用，降低流体流动速度，避免了最下层盘片出口处流体对阀座的冲刷，从而消除了高压流体对阀门可能造成的破坏；⑶迷宫式调节阀在阀瓣上设计有对称孔通过上部装有的平衡密封圈来隔离调节阀进出口压差。由于阀瓣上的平衡孔平衡了阀瓣上下的压力，这对传动机构的提升力大大降低，从而降低执行机构的扭矩，延长了传动机构的寿命。
另外，采伊敏电厂一期工程两台500MW超临界机组的锅炉是由俄罗斯波道尔斯克奥尔忠尼启泽机械制造厂制造的超临界直流锅炉，型号为Пп-1650-25-545БТ（П-78）；汽轮机由前苏联列宁格勒金属工厂制造，型号K-500-240-4型；发电机由俄罗斯圣彼得堡电力工厂制造，型号为TBB-500-2EY3。第一台机组于1998年11月3日开始试生产，第二台机组于1999年9月13日开始试生产。 锅炉为单炉体，全悬吊，“T”型炉结构，燃用伊敏褐煤，设计一次再热系统。主蒸汽额定蒸发量为1650 t/h，温度545℃，压力25 MPa，再热汽温度545℃，压力3.92 MPa。汽轮机结构为单轴四缸，由高压缸、中压缸和两个低压缸组成，高压缸采用双层回流式结构，中、低压缸采用双层双流式结构。汽轮机通流部分由54级组成，高压缸为1个调节级和11个压力级，中压缸按照蒸汽顺流与逆流各为11个压力级，低压缸2个，双流式结构，每个流道5个压力级。
7 结束语 经过多年的运行实践，伊敏电厂对俄制500MW超临界机组有了一定的认识，对于机组出现的一些问题进行了摸索，并制定了一些解决措施，大部分问题得到了解决。但是，由于我们的技术水平所限，对于一部分问题目前仍然处于摸索阶段，需要不断借鉴国内超临界机组的先进经验，依托各级科研部门的技术支持，进一步管理好伊敏电厂的两台超临界机组。
8 参考文献[1]《工业专用阀门选用手册》——机械工业出版社 黄日新主编
[2]《超临界压力汽轮机文集》——吴爱中 主编
[3]《电厂金属实用技术问答》——中国水利水电出版社 蒋玉琴主编
[4]《第九届全国电站焊接学术讨论会论文集》——中国电机工程学会电站焊接专业委员会
[5]《工程流体力学》——武汉水利电力大学 许承宣主编
