《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

10.3.11 空预器缺陷

锅炉空预器缺陷反映在漏风率偏大，换热元件吹损，换热面积不足以及积灰冲洗不当导致烟风阻力快速增加。相当多的电厂锅炉空预器进行了柔性密封改造，运行一段时间后弹簧松弛、弹簧内积灰堵塞影响变形，造成漏风率明显上升，如未及时进行检查与更换，漏风率会增大到较高水平;采用软密封片的柔性密封，软密封片磨损，部分结构不佳、更换较困难;部分电厂空预器改造时将密封扇形板焊死固定，密封间隙难以整体调整;这些都导致空预器漏风率偏高。空预器吹灰管道疏水布置不好，吹灰时未连续疏水;空预器吹灰蒸汽过热度不足，吹灰时存在蒸汽带水;空预器吹灰器喷嘴距离受热面过近;吹灰器活动不灵活行程开关轴销磨损，导致起始位置停留较长时间;空预器热端吹灰频次偏高，这些都会影响空预器换热元件吹损。有些电厂换热元件低温段镀搪瓷质量差，运行时空预器存在腐蚀;有些电厂在换热元件吹损与腐蚀后进行倒置，使得沉积的NH4HSO4难以及时清除，更易产生积灰粘黏，长时间出现积灰板结。烟气脱硝改造时配套进行空预器改造时，换热元件低温段采用直波纹的镀搪瓷换热元件，其换热系数低，需适当增加换热元件面积来确保换热能力不低于改造前;在进行空预器配套改造时，有的增加的换热元件面积不够，引起空预器风温与烟温存在较大的传热偏差;有的锅炉原来存在空预器吸热不足的问题，但改造中未配套进行增加空预器换热面积的改造，使得改造后空预器换热能力未增加、甚至更低，对锅炉效率影响较大;有些将高温元件也改造为直波纹，使得空预器换热能力明显降低。部分电厂在空预器出现较严重地堵塞时，停炉后高温换热元件进行在线冲洗，冲洗是否干净难以检查;部分电厂空预器冲洗后停放时间较长，无法进行干燥，在梅雨季节潮湿环境中快速腐蚀，锈蚀产物会加快NH4HSO4沉积后板结;这些都导致冲洗后运行不长时间空预器烟风阻力快速升高。个别锅炉空预器二侧出口排烟温度偏差大，原因分析不清楚;部分电厂利用低温省煤器回收锅炉排烟余热，热量利用效率较低。电厂应加强柔性密封系统管理，及时检查与更换失效的弹簧;对软密封片应采用便于更换的结构，对扇形板不要采取固定结构。应对吹灰系统蒸汽过热度进行控制，疏水宜采用连续疏水方式;对空预器动作定期检查，消除局部停留时间较长的缺陷;减少空预器器热端吹灰频次。对排烟温度偏高的原因进行全面分析，属于空预器换热效果差时，应增加空预器换热元件面积，或采用烟气回收余热做暖风器热源;对排烟温度偏差大的应摸清原因，针对性进行治理;采用低温省煤器回收烟气排放余热，进入凝水加热系统的并不能代替降低排烟温度的治理;对空预器消防水水管，在每个进入空预器的管路上应加阀门控制。空预器高压水冲洗，特别是高温元件存在堵塞时，宜采取抽出来冲洗方式;至少应在冲洗后抽出部分管箱进行检查;冲洗时应注意检修时间安排，保证冲洗后停放时间不能过长;如果停放时间过长，应爆炸换热元件的干燥。

10.3.12 吹灰器吹损减薄严重

锅炉吹灰器对受热面吹损较快，吹损后泄漏爆管的较多，特别是存在高温腐蚀的水冷壁区域，炉膛蒸汽吹损与高温腐蚀相互作用，使得吹灰器周围区域水冷壁减薄严重;低温过热器与低温再热器悬吊管区域的内侧第2、3、4排受热面管排，存在的局部严重吹损，这种状况在部分电厂锅炉仍然存在;塔式锅炉的一级再热器及省煤器在吹灰器走廊处吹损较严重;吹灰器故障导致的局部受热面严重吹损，导致受热面泄漏的现象依然存在。吹灰器吹损的原因有吹灰器管道疏水坡度不够，管道中冷凝水无法疏净而引起吹灰时蒸汽带水现象;部分锅炉布置在大风箱上部的吹灰器，受布置空间限制，吹灰蒸汽管道疏水坡度不明显，甚至存在反坡度问题;部分锅炉吹灰管道支吊在平台钢架上，热态时锅炉向下膨胀使得疏水坡度不足甚至反坡度状况;吹灰器安装角度存在问题，吹灰枪与炉膛垂直度不符合要求，或炉膛变形导致吹灰枪角度不垂直;吹灰器驱动部件磨损或行程开关存在磨损或摩擦，使得吹灰枪运行中停顿及提升阀开启过快或关闭较慢;行程开关不到位，吹灰器长时间泄漏蒸汽吹损;吹灰蒸汽压力控制较高，吹灰蒸汽对水冷壁的吹损能力过强;换热管防磨措施不完善，存在未加防磨护瓦、护瓦间存在间隙等缺陷。部分电厂吹灰器枪管材料选择等级偏低，运行中枪管强度与刚度裕量不足，吹灰时枪管晃度较大，容易加剧受热面吹损以及枪管内壁吹损与枪头折断。电厂应适当控制吹灰蒸汽压力，减少吹灰蒸汽射流的吹损能力;对吹灰器安装角度进行全面检查及调整，保证吹灰枪与炉膛的垂直度;对吹灰器进行解体检查消缺，消除驱动部件与行程开关的磨损;对吹灰蒸汽管道疏水坡度进行全面检查，对坡度较低的应进行整改;对安装在大风箱上的吹灰蒸汽管道应进行走向布置优化，保证疏水坡度;对支吊在平台上的管道的疏水坡度应充分考虑锅炉膨胀，保证运行中吹灰管道疏水坡度;加强吹灰过程中跟枪检查制度，及时发现吹灰器故障，减少损失;加强吹灰器维护，及时消除吹灰器枪管开裂、提升阀泄漏以及行程开关缺陷;对高温区的吹灰器枪管应选择合适的材料，提高吹灰器可靠性;对布置在烟温较低的受热面，可以加装声波吹灰器，少投或不投蒸汽吹灰器。

10.3.13 锅炉保温不良

部分锅炉管道保温不良，特别是管道保温存在接口破损，弯头与穿平台处保温外铁皮破损，下雨时雨水可以渗透到管壁表面;部分管道在穿孔洞与框架处保温缺损、管道局部裸露;部分小管道特别是放空气管采用石棉绳缠绕保温，部分管道裸露，雨水可以淋到管壁，引起管壁锈蚀;部分管道保温不均匀，保温效果差，表面温度很高，保温外铁皮变色;部分管道设计不合理，管道间隙过小，保温挤压变形;部分电厂汽包保温外铁皮搭接结构不合理，雨水可以顺铁皮渗入保温内部。对放空气管等小管道，保温不好会导致管内蒸汽冷凝，积水较多时回流，引起管根部疲劳。电厂应对管道保温进行全面检查，在检修中对管道保温进行专项整治;特别对裸露的大管道保温，雨水可以渗入的管道与汽包保温应改进外包铁皮结构;对采用石棉绳缠绕的放空气管等宜采用保温加铁皮的结构，采用石棉绳的应缠绕紧密，包包裹严密的防雨布。

10.3.14 水冷壁泄漏

今年水冷壁泄漏次数较多，约占四管爆漏的40%左右。泄漏原因有原材料缺陷，吹灰器吹损，冷灰斗区密封鳍片漏风磨损，冷灰斗角部密封鳍片拉裂泄漏，燃烧器水冷套管被二次风磨损，吹灰器套管下部鳍片拉裂泄漏以及塔式锅炉水冷壁T23焊缝裂纹等。值得注意的是冷灰斗及下部吹灰器区域水冷壁管泄漏后，造成上部水冷壁管爆管的较多;个别电厂冷灰斗斜坡存在不平整的状况，加剧了灰渣磨损，成为水冷壁泄漏的隐患。电厂应加强水冷壁防磨防爆检查，特别是冷灰斗角部密封鳍片，冷灰斗区鳍片密封严密性检查;对吹灰器套管异型鳍片进行消除膨胀差处理;控制合适的炉膛吹灰蒸汽压力、提高过热度，减轻吹灰器吹损;对燃烧器二次喷嘴旁水冷壁套管磨损，应加装防磨护瓦;对冷灰斗斜坡不平整的，应利用锅炉大修机会，及时进行处理，保证水冷壁管的平整度。

10.3.15 高温受热面壁温代表性差

部分锅炉高温受热面壁温代表性差，主要表现在测点少，布置不合理以及安装方式存在较大误差。有的壁温测点大多布置在壁温相对较低的区域，大部分甚至全部壁温测点显示值比汽温低，失去壁温监视的意义;大部分壁温测点安装时未进行单独保温，对壁温超过500℃以上的存在较大的系统误差;部分锅炉对壁温分布不了解，安装数量较多的壁温测点但未主要布置在高温区域，对壁温超温状况监测比例低;有的电厂壁温报警与考核值设置偏高，有的壁温监测系统无自动记录与考核系统，难以保证壁温不超温;余热锅炉汽包壁温测点普遍低于对应饱和温度10℃左右，壁温测试代表性差，不利于监测汽包寿命损失;有的锅炉壁温出现突升突降状况，有的壁温点与实际位置未一一对应，难以分析超温原因;对容易超温的受热面如水冷壁悬吊管，屏式受热面壁温测点过少;有的同类型锅炉高温受热面壁温偏差非常大，难以解释;有的受热面大面积长期过热，但过热的换热管没有壁温测点。电厂在加装高温受热面壁温测点时应摸清壁温分布，不清楚的可以调研同类型锅炉壁温分布;安装时宜对壁温测点进行单独保温，消除测试系统误差;设置合理的壁温报警值，控制壁温不超温;加装壁温测点时尽量装设在壁温高的换热管上，提高壁温监测效率;在壁温监测系统增加超温自动记录与考核功能，严格运行壁温控制;对壁温分布与同类型锅炉大部分的状况相差很大的，应进行壁温测试系统全面检查，或产生差异的原因进行全面分析，并加强换热管过热状况检查。

10.3.16 再热汽温偏低

四角切圆燃烧锅炉在进行低氮燃烧改造后，再热汽温出现下降趋势;燃煤挥发分与发热量增大加剧了下降的趋势;上锅产660MW超超临界锅炉二侧再热汽温偏差大，低再与高再间有交叉混合，但低再与高再吸热偏差存在重叠，导致高再出口汽温偏差明显大;塔式锅炉二再布置在炉膛中间位置的吸热明显较布置在二侧墙区域的受热面吸热小，导致二再出口汽温存在明显的偏差，必须靠减温水控制汽温偏差;单级受热面吸热过多，蒸汽温升过高，B&W系列锅炉由于低再与高再换热管直接连接，壁温分布偏差大更严重，部分在锅炉进行低NOx燃烧器改造后壁温分布偏差存在扩大的趋势也影响再热汽温升高。电厂应对壁温偏差大的高温区增加测点，摸清壁温高区域的分布，更换局部区域换热面材料;对吸热过多的换热面进行隔热包裹或流动短路处理，减少局部吸热量;对塔式锅炉布置在侧墙区域的受热面吸热大，加强壁温监测，保证壁温不超温，部分壁温过高的换热管可以通过升级管材等级解决超温问题;对B&W系列锅炉可以考虑低再与高温间增加混合集箱的改造，对高再受热面结构进行优化完善改造。

10.3.17 减温器问题

个别电厂锅炉减温器结喷孔存在堵塞，影响减温水出力，原因是水质较差，喷孔处发生铁离子沉积，结垢堵塞喷孔;水质控制不好对锅炉影响较大的还有采取给水加氧处理时，水质指标控制不合理，仪表缺陷导致水质失去监控，对高温受热面内壁氧化皮生成结构造成不良影响。特别是某些锅炉设计不合理，减温水量很大，减温器出力裕量较低，一旦出现堵塞，对锅炉出力影响较大。减温器因结构缺陷，投停过多时引起喷管与连接管座焊缝拉裂;部分电厂对减温器采用一个大修周期检查1次，对高过进口与高再进口减温器来说，难以及时发现裂纹及开裂现象，一但开裂减温器筒壁材料寿命影响很大;有的采用内窥镜检查，对焊缝缺陷难以清晰检查，引起表面缺陷漏检。电厂应在缩短对减温器解体检查周期，特别是高过进口与高再进口减温器;检查时宜将喷管割下检查;对发现喷管焊缝开裂与断裂的应对减温器内壁进行内窥检查;对锅炉给水指标进行严格控制，防止出现喷孔结垢或杂物堵塞。

10.3.18 安全门排汽管锈蚀

部分电厂安全门排汽管采用普通碳钢管，内壁腐蚀严重，锈末大量堆积在脱水盘内，造成脱水盘内堆积大量杂物;锈蚀杂物加上疏水管内腐蚀，造成疏水管堵塞比较普遍，相当部分锅炉雨天时脱水盘内积水很深，个别的积水溢出顺安全门流向蒸汽管道。对蒸汽管道材料寿命影响较大。一旦安全门动作，积水、锈末卷吸或回流对安全门及管道寿命影响大;会造成安全门密封面磨损，影响安全门严密性。部分锅炉安全门弹簧材料老化，弹性系数下降，影响安全门正常动作。电厂应对排汽管腐蚀状况进行清理，腐蚀严重的重新进行防锈处理;对腐蚀锈及时清理，防止堵塞疏水管及安全门动作时磨损密封面。

10.3.19 锅炉排烟温度偏高

部分电厂锅炉排烟温度偏高，有的是因为空预器换热面积偏少;有的是干式除渣机冷却风量偏少;有的是尾部烟道漏风偏多，特别是顶棚、脱硝系统及其烟道;有的是制粉系统掺冷风量过大。空预器出现积灰较严重，NH4HSO4沉积导致较严重堵塞时会影响空预器换热能力，造成排烟温度上升;有的二侧空预器二侧排烟温度偏差明显，送风机运行电流或动叶开度相差较大，但偏差原因未分析清楚。许多电厂在进行加装低温省煤器改造后，认为锅炉排烟温度已经降低。电厂应分清锅炉余热回收与降低排烟温度的差别，不能混为一团;对排烟温度偏高较严重的，应进行专项分析，摸清排烟温度偏高的原因;对二侧排烟温度偏差较大的应检查风机风门实际开度、消音器腐蚀状况以及空预器积灰堵塞状况差异，摸清偏差原因;在加装低温省煤器时可以将部分回收热量用作空预器暖风器热源;结合宽负荷脱硝改造，增加分级省煤器，降低空预器进口烟温。

10.3.20 石子煤回用。

目前，HP型中速磨经过喷嘴环改造后，石子煤排放量普遍较小，石子煤中掺杂的煤块及煤粒子较少。有电厂化验石子煤成分，硫分超过30%，低位发热量在1000 kcal/kg左右，发热量主要是硫分燃烧产生。这部分石子煤掺入燃煤加仓后，会导致某段时间入炉煤硫分增加很大，锅炉高温腐蚀速率明显加快;难磨的石子煤导致研磨件磨损加快。石子煤掺烧利用的热量难以抵消高温腐蚀的负面影响。个别电厂对磨辊堆焊次数已远超过制造厂的建议，棍套存在变形缺陷。电厂应对石子煤成分进行化验，主要看硫分与低位发热量，如果发热量较低、硫分较高时，不宜进行石子煤回用;磨煤机辊套宜按制造厂标准进行堆焊，发现影响使用效果的应及时更换。

10.3.21 余热锅炉低压蒸发器流动加速腐蚀

燃气联合循环机组余热锅炉低压蒸发器换热管上部存在流动加速腐蚀的状况比较普遍，上集箱连接管出口及弯头位置，低压汽包引进口及多孔板等装置存在腐蚀。原因有余热锅炉低压蒸发器蒸发量偏大，管内流速偏高;低压汽包同时作为除氧器，或低温省煤器出口水温高，处于低压汽包饱和温度之上，导致汽包内炉水无欠焓，低温蒸发器管内流动不稳定;上游受热面存在烟气走廊，吸热偏少，低压蒸发器吸热偏大;低压蒸发器存在烟气走廊，局部换热管吸热较大;省煤器出口水温高存在上游受热面吸热偏少影响，也与不开再循环泵调节有关;运行时低压蒸汽压力偏低，饱和温度降低导致低压蒸发器吸热增加。低压汽包内炉水pH值控制较低时，换热管内工质腐蚀性强。除导致低压蒸发器换热管侵蚀腐蚀减薄外，省煤器出口水温高导致调压阀出口快速蒸发，导致管道侵蚀腐蚀，排烟温度过低带来低温省煤器外壁腐蚀，影响低温省煤器寿命。部分余热锅炉的除氧蒸发器运行环境与低压蒸发器类似，也发现了出口连接管腐蚀减薄问题;低压省煤器与凝水加热器出口水温无测点监视。电厂应尽量提高低压汽包与除氧蒸发器内炉水pH值，使之接近水质标准的上限，降低腐蚀速率;对上游换热器换热加强管理，做好烟道密封、减少漏烟量，吸热与烟气温降达到设计水平;做好低压蒸发器与除氧蒸发器烟道密封减缓局部换热管吸热偏多;利用再循环泵调节低温省煤器进口水温，减少低温省煤器吸热，降低温省煤器出口水温;在低压省煤器或除氧蒸发器出口加装水温测点，方便运行监视调整;应对低压蒸发器与除氧蒸发器换热管上部弯头背弧、出口集箱、出口集箱连接管引出段，弯头以及引入汽包段进行定期测厚检查。

10.3.22 余热锅炉烟道噪声大

余热锅炉烟气流动噪声大的现象较普遍，进口烟道烟气导流板因高温与尺寸大引起开裂与脱焊导致的噪声大，有的电厂已割除进口烟道的导流板;有的余热锅炉早声明显存在共振及拍的现象。对进口烟道导流板应选择高等级材料，对板的结构进行加强，增加导流板刚度;难以消除开裂与脱焊的可以割除尽快导流板;对存在共振的宜进行噪声诊断，摸清引起共振的原因。

10.3.23 余热锅炉烟囱处烟温较高

相当部分余热锅炉烟囱处测试烟温较凝水加热器(低压省煤器)出口烟温明显高，说明凝水加热器出口烟温分布偏差大。原因有凝水加热器出口烟温在垂直方向分布偏差大;换热模块存在较大的烟气走廊，模块端部烟温较高。电厂应对烟囱处烟温测点进行校准，保证烟温测试准确;余热锅炉所有换热模块的烟气走廊进行全面检查，采取有效措施消除烟气走廊。

10.3.24 低温省煤器泄漏。

省内不少锅炉进行了低温省煤器改造，相当部分改造的低温省煤器发生了换热管磨损泄漏。低温省煤器泄漏后难以及时发现，一般在烟道外淌水后才能发现。原因有进口烟道布置位置过小，设计烟气流速偏高，磨损快;导流板设置不当，导致角部烟速过高，引起换热管磨损;有的是因为防磨假管未安装鳍片，不能起到整流作用，对防止后排换热管磨损作用不大。个别锅炉低温省煤器改造还存在低负荷烟道振动问题，换热管烟气扰流产生的卡门涡振动频率与烟道驻波振动频率一致或呈整数倍关系，在某一负荷范围内引起低温省煤器烟道存在很大的噪声与振动。电厂在进行低温省煤器改造时应控制合适的烟气流速，减轻烟气磨损;对烟道内流场进行全面分析，在烟道布置位置受限时应进行流场模拟;对烟道导流板进行优化设计，必要时进行流场模拟，防止局部烟速过快的问题;设置防磨假管时应注意防磨效果，假管结构应与换热管完全相同;对进出口烟道及安装烟道驻波频率及换热管扰流卡门涡频率进行核算，防止出现烟道共振现象;低温省煤器改造时可以考虑不设湿度计，在烟道底部设置疏水管，观察疏水管内积水状况判断是否发生了泄漏。

10.3.25 流化床空预器腐蚀

流化床锅炉空预器采用管式空预器，空气与烟气流动交叉，在排烟与空气进口处存在壁温较低的区域。此区域在排烟温度较高的状况下仍存在低温腐蚀，腐蚀穿孔后导致漏风率较大。管式空预器吹灰比较困难，沉积的NH4HSO4难以及时清除，容易产生积灰板结。电厂应在空预器末级下部选用抗腐蚀的管材，如ND钢、镀搪瓷钢管等;下级管式空预器布置宜采用卧式布置。

10.3.26 宽负荷脱硝

目前江苏电网接受的外来电量较大，燃煤机组调峰压力较大，燃煤机组必须进行深度调峰，最低出力在40%左右。目前低负荷时脱硝系统正常运行是主要的影响因素，一般1000MW级锅炉投脱硝负荷在45%以上，600MW级锅炉投脱硝负荷在50%左右，300MW级锅炉在55~60%，成为影响深度调峰的主要问题之一。电厂应尽快开展宽负荷脱硝改造工作，技术路线可以采用分级省煤器，省煤器旁路与再循环，增加高加提高给水温度以及选择低温催化剂等。

10.3.27 非金属膨胀节破损

锅炉烟风道非金属膨胀节破损较严重，脱硝系统进出口烟道膨胀节，引风机及脱硫系统膨胀节，干式除渣机膨胀节都发生过膨胀节破损。造成较严重漏风导致脱硝系统进出口烟温偏差较大，烟气外溢影响电厂小环境，干渣机漏风导致排烟温度升高。余热锅炉集箱端头密封膨胀节、穿墙管引出位置密封膨胀节也存在损坏。膨胀节破损的原因有膨胀节质量差，密封胶皮容易破损;膨胀设计不合理，膨胀节难以补偿集箱与锅炉的膨胀;烟气腐蚀性强，膨胀节区域结酸露腐蚀等。电厂应加强膨胀节质量验收，提高膨胀节运行可靠性;对膨胀节的膨胀量进行校核，确保膨胀节可以补偿集箱与锅炉的膨胀;对尾部烟道膨胀节进行腐蚀状况检查，及时发现腐蚀漏风状况，及时进行修补与更换。