《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

华能南通锅炉防磨防爆工作做得好，近几年未发生四管泄漏。

国华太仓锅炉高温受热面壁温测点很全，可以很好地掌握换热管壁温分布;锅炉范围内管道支吊架调整后，受力状态较好，位置合适。

南热电厂对2号炉引风机现场检查，发现叶片变形与二级叶片角度不同步的问题，经返厂检修后，噪声明显下降;1号锅炉高温再热器换热管布置进行了改造，高再超温状况明显改善;1号锅炉脱硝系统SCR系统进出口非金属膨胀节更换后，进出口烟温差明显降低。

江阴苏龙在一次风管上试装煤粉自动取样器，有利于锅炉燃烧调整;锅炉管道接口与吊架处保温较好，接口处不存在雨淋渗透问题。

中能硅业锅炉加装一级省煤器，提高了脱硝系统SCR进口烟温，保证了脱硝系统正常运行;原煤仓下煤口加装旋转刮煤器，防止下煤口堵塞。

华鑫电厂锅炉全年无泄漏，无异常停机。华电扬州锅炉防磨防爆工作开展得好，今年未出现四管泄漏。

天生港电厂锅炉摆动喷嘴可以正常摆动，保证再热汽温在较高水平;对吹灰器疏水进行改进，在疏水阀旁加装疏水小旁路，防止吹灰管道内积水疏不干净。南京化工园汽包水位计区域采用格栅组成安全隔栏，防止烫伤。

苏州蓝天余热锅炉集箱及管道的疏水、放空气门管在靠近集箱、管道处加装隔离门，防止冬天冻住;锅炉转向烟道进行了内保温加厚处理，可以改善烟道开裂问题。华电吴江进口烟道重新进行保温，保温效果较好。

华能苏州热电利用锅炉定期检修较多的机会，及时对空预器进行冲洗，清除沉积的NH4HSO4，没有发生NH4HSO4与积灰反应导致的积灰板结。

大唐吴江余热锅炉低压汽包与除氧蒸发器炉水pH值控制在9.5~10，有利于防止流动加速腐蚀。

江苏协联燃油管道逐步改造为不锈钢管道，消除油管道腐蚀泄漏的隐患;锅炉防磨防爆检查工作全面仔细，多年未发生四管泄漏。

华润南京热电对屏过换热管外二圈换热管TP347H下弯头进行了更换，下弯头制作时进行了固溶处理。

金陵燃机余热锅炉运行时炉水pH值保持在较高水平，有利于抑制低压蒸发器与除氧蒸发器的流动加速腐蚀。

华能南京每个月对汽水阀门泄漏进行检查，及时进行维护，使得阀门泄漏明显减少;在风机液压缸返厂检修时，派专人负则检修过程质量控制，保证了风机返厂检修质量。

徐塘电厂4号机中修中对炉膛水冷壁高温腐蚀状况进行了全面检查，并做了较彻底地处理，消除减薄爆管的风险。

10.3 存在的问题和整改建议

10.3.1 高温腐蚀

大部分电厂都存在高温腐蚀现象，特别是布置旋流燃烧器的锅炉，为降低锅炉燃烧生成的NOx浓度，采取了低氧量和高比例风粉分级的燃烧技术，使得燃烧器区域的供氧量严重不足，还原性很强，导致炉膛燃烧器部分侧墙、燃烧器至OF A风区域以及冷灰斗区域水冷壁出现高温腐蚀;部分四角切圆燃烧锅炉由于片面追求低NOx效果、氧量超低及燃用高硫煤也产生了高温腐蚀，在吹灰器区域产生过快地腐蚀减薄;部分锅炉为降低燃料成本，掺烧高硫分燃煤，同时掺烧低熔点高硫煤，加剧了高温腐蚀速度，引起较严重地结焦与垢下腐蚀。存在高温腐蚀的区域主要在上部燃烧器至SOFA风喷嘴区域;燃烧器前后墙布置的锅炉高温腐蚀主要发生在侧墙，冷灰斗以及热负荷高区域;前墙布置的在高温腐蚀主要发生在后墙及侧墙后部;四角切圆燃烧锅炉主要发生在上层燃烧器至SOFA风之间、最下层燃烧器区域，尤其是角部区域高温腐蚀严重，双炉膛燃烧的在前墙二个燃烧器之间炉墙区域;结焦引起的垢下腐蚀，腐蚀发生在主燃烧器及临近上部区域。水冷壁区域烟气还原性气氛很强，烟气CO浓度在50000ppm及以上。H2S引起的高温腐蚀与吹灰器吹损相互促进，使得存在高温腐蚀的吹灰器旁水冷壁管减薄速度很快;而结焦引起的垢下腐蚀要求及时吹灰，清除产生的严重结焦。高温腐蚀多系低氮燃烧器改造产生的问题，掺烧高硫煤及低熔点煤又加剧了高温腐蚀速率。部分电厂在进行防腐防磨喷涂时采取最低价中标，喷涂层无法起到对高温腐蚀的有效防护作用。电厂应在脱硝改造时，对低NOx系统改造时注意锅炉高温腐蚀和结焦问题，不能以高温腐蚀和严重结焦为代价来获得较低的NOx浓度;对低NOx燃烧系统加强燃烧调整，减轻局部还原性气氛，同时控制炉膛出口过量空气系统不能过低，降低炉膛的整体还原性气氛;控制燃煤含硫量，减少进入炉膛燃煤的硫含量，加强掺煤时的硫分控制，使得高硫煤与低硫煤均匀掺配，防止燃煤中硫分时高时低地进入炉膛，过高的硫分造成高温腐蚀;应不掺烧或很低比例地掺烧低熔点高硫煤，防止出现严重结焦和垢下腐蚀;在燃煤硫分偏高时应适当提高主燃烧器区域的氧量水平，降低还原性气体浓度，减轻烟气的腐蚀性;必要时可在炉膛喷涂防磨及防腐蚀的防护层，抵御炉膛的高温腐蚀，进行防腐防磨喷涂时，应注意喷涂材料及喷涂工艺的监督;降低炉膛吹灰器吹灰蒸汽压力，在炉膛结焦状况不严重时，适当减少炉膛吹灰器的投用频次;对存在高温腐蚀的炉膛区域水冷壁上加装抽取烟气测点，测量近水冷壁区域烟气还原性气氛，测量参数包括CO浓度、H2S浓度等，根据监测数据进行适当调整，减轻近水冷壁区域烟气的还原性水平。

10.3.2 锅炉高温过热器内壁氧化皮大面积脱落

亚临界、超高压以及超临界、超超临界参数锅炉高温受热面都存在内壁氧化皮大面积脱落的问题。今年仍发生因内壁氧化皮堵塞导致的锅炉爆管，爆管后内壁氧化皮与母材结合状态存在严重破坏，发生连续内壁氧化皮大面积脱落引起的堵塞爆管几率较大;还多次发生停炉过程中内壁氧化皮大面积脱落引起下弯头堆积堵塞的问题;内壁氧化皮脱落与异物堵塞结合，引起异物堵塞发展为严重堵塞过热爆管。部分机组启动过程中采取关旁路冲转的方式，冲转时蒸汽流量很低，冲转后升负荷时汽温难以控制;在启动过程中负荷很低时投减温水导致减温后汽温瞬时大幅度下降，内壁氧化皮大面积脱落的问题仍普遍。由于运行中存在汽温控制不当、壁温超限、换热管材料抗蒸汽氧化性能差以及水汽指标控制缺陷，导致内壁氧化皮生成较快，氧化皮较厚易脱落;而TP304H与TP347H、S30432等不锈钢换热管内壁氧化皮在厚度较薄时容易脱落，导致停炉时大面积脱落的几率较大;超超临界锅炉采取给水加氧处理工艺时，运行控制方法不合理，引起内壁氧化皮与母材结合状态不好;部分锅炉运行时间较长，材料存在老化，内壁氧化皮较厚，增加剥落的几率。目前大多数锅炉采用等离子点火或微油点火，升温速率较快，在锅炉起压、“U”型换热管积水蒸干过程中容易出现壁温较大幅度波动;特别是锅炉启动过程中升负荷速率与升温速率控制不好，会引起内壁氧化皮大面积脱落，导致换热管堵塞超温或过热爆管，如蒸汽压力与温度上升速率不匹配，蒸汽温度上升速率过快，低蒸汽流量时投减温水都会引起蒸汽温度瞬间大幅度波动的现象，严重时甚至出现蒸汽带水现象等;停炉过程中大量投减温水控制汽温，在一减或事故减温器后汽温过热度较小，甚至处于饱和温度，导致减温器出口蒸汽带水，蒸汽温度存在较大幅度地波动，在停机前或停机时关减温水时存在很大幅度地汽温瞬时恢复阶跃，会造成内壁氧化皮与母材结合状态严重破坏;在启动过程中、干湿态切换操作不当时也容易导致壁温出现很大幅度地波动;停机过程中烧空煤仓等操作也会引起炉膛热负荷的大幅度波动，也可能导致容易剥落的内壁氧化皮大面积脱落;高负荷跳机时通风冷却时间过长或闷炉时间过短、快速通风冷却也容易引起内壁氧化皮与母材结合破坏，都是引起内壁氧化皮大面积脱落及堵塞爆管的原因;运行中给水流量大幅度波动导致的汽温与壁温大幅度波动也会导致结合状态不好的内壁氧化皮大面积脱落。值得注意的是近几年多次发生了水压试验后停炉时间过长后，启动后发生内壁氧化皮大面积脱硫引起的堵塞爆管，启动后第一次爆管都发生在后屏过热器;在水压试验后内壁氧化皮长期在水中浸泡，以及发生的电化学腐蚀，对内壁氧化皮与母材的结合状态存在破坏。电厂应从内壁氧化皮生成速率控制，内壁氧化皮厚度与结合状态监测检查、堆积氧化皮清理，以及启动与停炉过程中防止氧化皮大面积脱落，启动过程中对脱落的氧化皮进行冲洗等四个方面来制定技术措施，控制氧化皮大面积脱落引起的堵塞爆管;内壁氧化皮厚度偏厚的可以采取过热器、再热器酸洗方式清除已产生的内壁氧化皮;锅炉检修后需要进行水压试验时，应控制水压试验时间点，防止出现内壁氧化皮长期浸泡在水中，如果出现了水压试验后长时间才能开机时，应对“U”型管中存水进行合适的化学处理，加药时应保证换热管中积水的流动性，保持水质处理效果和水质的均匀性。

10.3.3 掺烧高硫煤

随着燃煤价格升高及燃煤供应趋于紧张，部分电厂采取掺烧高硫煤的措施降低燃料成本。电厂在掺烧时多考虑脱硫装置处理能力，确保烟气排放的SO2浓度在标准以内，对于燃煤硫分高对锅炉安全影响考虑相对较少。实际上锅炉采取低氮燃烧方式后，燃烧器区域烟气还原性很强，炉膛高温腐蚀的趋势较强;虽然在低氮燃烧器设计时会考虑适当增加偏置二次风，实际上难以对水冷壁起到很好地保护作用;有些改造单位对降低NOx生成考虑比重过大，改造时未能形成风包粉结构，有时形成粉包风状况，加重水冷壁区域的高温腐蚀状况。掺烧高硫煤对各种类型的锅炉都会引起高温腐蚀，未发现高温腐蚀的锅炉都是燃料硫分较低的。掺烧高硫煤不仅对水冷壁高温腐蚀影响很大，还会造成空预器转子及烟道、甚至镀搪瓷的换热元件，下游烟道、除尘器以及引风机产生腐蚀，特别是烟道膨胀节、人孔门等腐蚀严重，还会造成引风机叶片积灰结酸露，导致叶片积灰、腐蚀以及动叶根部积灰板结影响动叶卡涩。电厂应控制高硫分燃煤的掺烧比例，掺烧高硫煤时应尽量均匀掺烧，防止出现烟气中SO2浓度大幅度波动的状况;对于燃煤发热量较低的，应控制烟气中SO2浓度;对于高温腐蚀趋向较强的锅炉，应降低高硫煤掺烧比例，控制烟气中SO2浓度在更低水平;掺烧高硫分煤种比例较高时，应加强空预器低温段以及下游烟道、设备的低温腐蚀状况检查。

10.3.4 锅炉结焦

今年几台锅炉出现了较严重地结焦现象，导致锅炉限负荷运行，对机组运行影响较大。锅炉结焦的主要原因是掺烧低熔点燃煤，特别是熔点低且ST与FT相差很小的煤种，有时还与高硫分煤掺烧;低氮燃烧器设计时偏置风量设置比例过大，二次风卷吸一次风形成刷边，导致燃烧器区域结焦;燃烧器设计时二次风切圆直径过小，未形成风包粉燃烧，引起较大面积地结焦;旋流燃烧器调整时外二次风旋流强度过大，导致火焰扩散角过大，引起燃烧器区域结焦;燃烧低熔点煤种时还会导致高温受热面出现较严重地结焦，甚至B&W型锅炉在低再垂直管段发生结焦;在螺旋水冷壁冷灰斗防磨措施不合理，梳型板高度较高或浇铸料面积过大时会导致冷灰斗焦渣堆积，形成大块结焦;锅炉严重结焦有时还会影响较严重地垢下腐蚀。电厂宜控制低熔点煤掺烧比例比例，特别是掺烧ST与FT相差很小的煤种;掺烧低熔点煤时应加强看火检查，及时发现结焦状况;出现较严重结焦时应加强炉膛吹灰，及时清除焦块;燃烧器改造设计时应考虑结焦问题，既不能出现偏置风量过大难以调节的问题，又不能出现二次风切圆过小无法形成风包粉的燃烧状况;旋流燃烧器调整时应控制合适的外二次风旋流强度，控制火焰扩散角;在进行冷灰斗防磨时应注意梳型板与角部浇铸料设置不能对焦渣形成较严重地阻挡，防止焦渣堆积。

10.3.5 异物堵塞爆管

今年锅炉出现了几次高温受热面进口异物堵塞爆管，有的是进口集箱节流短管异物堵塞，有的是换热管集箱引入管口堵塞，堵塞的异物有加工遗留的刨花、螺旋丝、焊渣与眼镜片，有碳化的团状异物，还有设备破损件以及集箱隔板等;有的与脱落的内壁氧化皮结合，造成堵塞越来越严重。进口集箱存在节流孔结构时，应注意集箱的杂物清理，锅炉大修时宜进行进出口集箱中杂物的检查与清理;锅炉检修时应加强清洁化施工管理，防止检修时将异物带入汽水系统;割管时应采取机械切割方式，不能采用气割方法;在采用氩弧焊打底焊接时，管内封堵必须采用易溶纸，且宜制作为杯状密封筒，不应团成紧密的纸团进行封堵;发现汽水系统集箱、导汽管内部件破损时应收集所有破损的部件。

10.3.6 燃烧器烧损

采取旋流燃烧器的锅炉燃烧器烧损比较普遍，几乎每个大中修期都要进行烧损燃烧器更换;今年还发生了一次风管烧损以及一次风管内气压大幅度脉动的问题。燃烧器烧损多与掺烧高挥发分、高发热量的煤种有关。原因是旋流燃烧器停运时冷却设计考虑不全，停运后燃烧器冷却特别是一次风喷嘴与稳燃齿保护差，甚至未设计通风冷却，停运冷却不好是旋流燃烧器烧损的主要原因。四角切圆燃烧的1000MW机组，一次风管普遍采用燃烧器前一分二的结构，导致分叉后的一次风管内没有沉积吹扫功能，容易发生煤粉沉积;采用浓淡型燃烧器分层布置的，也与一分二结构的一次风管具有同样效果;而一次风调平一般是针对磨煤机出口一次风管进行，导致一分二结构分叉管风速不能进行调平，也是导致一次风管内积粉的重要原因;燃烧器积粉时间较长后产生自燃，自燃后引起积粉状态更严重，积粉自燃后不能及时发现也是导致一次风管烧损的重要原因。一次风管内气压大幅度脉动，是掺烧高挥发分煤种时，特别是热风送粉的中储式制粉系统，粉仓下粉不畅时，一次风速偏低会导致煤中挥发分大量挥发，在喷口前发生爆燃，引起一次风管风压大幅度脉动。电厂在选择燃烧器时应考虑停运后的冷却问题，一次风喷嘴及其稳燃齿应采用通风冷却;停运后适当开启风门开度，保持合适的冷却风流量;宜在燃烧器一次风喷嘴背面加装壁温测点，监视喷口壁温状况;采用一分二结构的一次风管一次风调平用缩孔宜设置在分叉管后，分别进行调平;在一次风管易积粉区域加装壁温测点及时发现积粉的状况;掺烧高挥发分、高热量的煤种时，应适当提高一次风速;宜避免在热风送粉锅炉掺烧高挥发分、高热量煤种;定期进行一次风调平，调平时控制一次风速分布及一次风速偏差。

10.3.7 风机缺陷

风机缺陷在锅炉异常的原因中占比较高，电厂三大风机及增压风机都存在普遍缺陷。风机缺陷主要有制造原因缺陷、维修原因缺陷以及运行环境条件。多个电厂存在一次风机、引风机振动过大，并且存在逐步增大的趋势，振动测试及检修检查未查清造成振动偏大的原因，部分风机振动值存在逐步增大的趋势;个别引风机存在冷却风道腐蚀漏风，影响轴承冷却效果;引风机动叶叶片积灰以及存在裂纹问题;引风机动叶根部积灰，结酸露板结导致动叶卡涩;采用变频器调速控制的风机未对风机动叶、侧板等进行全面检查，不能及时发现裂纹及开裂等缺陷;风机动叶角度安装一致，叶片损坏导致风机噪声很大;有的送风机选型过大，运行中开度小，风机全压显著小于设计值，长期运行在低效区，引起送风机耗电率高;同一期机组风机运行电流差别较大，统计耗电率存在明显的差别。有的送风机存在腐蚀、结垢等导致动叶断裂;有的引风机因叶片裂纹导致叶片断裂;动调风机反馈杆连接轴承损坏导致动叶角度失去控制仍有发生;多个电厂存在引风机或增压风机的压升偏大，接近失速状态，锅炉或脱硫系统运行异常时容易导致引风机或增压风机失速。电厂应密切监视风机振动状况，加强风机振动测试与检查;适当缩短风机检查周期，及早发现风机存在的缺陷;风机检修时安排专人去检修单位监督转子检查状况，检查是否存在缺陷，必要时可以找专业单位人员一并进行检查;对多次检修不能查清原因，也没有消除振动过大现象的，可以找不同的检修厂家来检查看是否可以发现相关缺陷;检修中对风机叶片积灰与裂纹状况进行全面检查，对冷却风道腐蚀进行检查，特别是加装低温省煤器的锅炉;对运行时振动与噪声过大的应进行振动与噪声诊断，摸清异常原因;对选型过大的送风机，可以进行技术经济比较，必要时可以进行叶片型式改造;对密封风机联络门应选用关闭严密的型式，防止停运风机倒风;对风机运行耗电率偏高的，应进行全面分析与测试，摸清耗电高的原因;应完善引风机与增压风机失速事故处理预案，在风机压升接近失速状态时按事故处理措施进行控制。

10.3.8 掺烧低挥发分煤种

锅炉在采用低氮燃烧方式下，对燃煤挥发分含量比较敏感，掺烧低挥发分后会造成炉膛出口NOx浓度显著升高，飞灰含碳量明显增大。炉膛出口NOx浓度有的能超过500mg/m3，在超低排放的压力下，烟气脱硝长期维持在高于90%以上的水平运行，造成脱硝系统过喷氨运行。长期过喷氨对空预器NH4HSO4沉积，催化剂活性损失都存在很不好的影响，当催化剂活性下降时问题更严重。也有部分燃烧器对燃用较低挥发分的煤种敏感性不强。电厂在掺烧低挥发分的煤种时，宜先小批量试烧，调整优化后对锅炉NOx浓度及飞灰含碳量的影响在可接受程度时再长期掺烧。

10.3.9 催化剂失活

电厂锅炉烟气脱硝改造后，大多未进行催化剂更换，仅明显存在脱硝效率下降的进行了一层催化剂更换;很多电厂改造时安装的催化剂已达到或超过厂家保证寿命期，存在快速失活的危险。在锅炉超低排放改造中，一般只增加一层催化剂，个别电厂催化剂备用层未增加。目前烟气脱硝系统控制主要看烟囱处NOx排放浓度是否超标，NH3:NOx的摩尔比控制由于氨逃逸率表普遍不准而无法控制，造成脱硝系统靠多喷氨、提高NH3:NOx的摩尔比来满足排放浓度要求;新增一层催化剂在一定程度上掩盖了原二层催化剂的活性下降问题。空预器NH4HSO4越界沉积引起烟风阻力偏大的状况较普遍存在。虽然现在催化剂供应较充裕，但并不能够随时更换;催化剂活性存在快速下降的特性，在缓慢失活时可以依靠提高NH3:NOx的摩尔比来满足脱硝效率，活性快速下降后不能满足脱硝要求。电厂应做好催化剂更换计划，保证催化剂活性明显下降时可以及时进行更换。

10.3.10 锅炉支吊缺陷

部分锅炉在锅炉设计与管道布置时，膨胀系统设计考虑不全面，导致本体与管道支吊存在问题。有的管道布置未考虑膨胀问题，导致支吊架与管道碰，管道保温变形;管道膨胀导致支吊架与阻尼杆倾斜不垂直，与刚性梁及基座碰，个别阻尼杆弯曲;膨胀后，支吊架受力不正常，出现支吊架不受力晃动较大，个别出现支吊架振动大，个别支吊架位移指示在最大位置;个别锅炉管道与锅炉膨胀后，碰压布置在平台上的小管道，导致小管道变形及固定装置损坏;大风箱支吊架位移量设置不够，导致位移指示器卡碰损坏，冷态收缩卡涩，吊杆弯曲;部分吊架弹簧断裂，影响吊架受力均匀性。电厂应对锅炉及管道系统膨胀进行全面检查，对支吊架吊杆倾斜度较大，吊架、阻尼器与梁及基座碰的应移动吊架与阻尼器位置，消除碰的状况;对支吊架受力进行全面检查，使得支吊架弹簧可以自由变形，支吊架受力与位移在正常状态，消除位移在最大量程碰或最小量程碰的状况，消除支吊架不受力晃动大的状况;对支吊架位移量偏小的，应改用更大位移量的支吊架;对膨胀指示器卡涩及标尺涂盖的应尽快恢复指示;保温挤压变形严重的，在锅炉检修时应重新进行保温，保温时注意膨胀挤压问题;弹簧断裂的应及时全面检查、统计，利用机组检修机会及时进行更换。