《江苏省电厂锅炉可靠性分析报告.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《江苏省电厂锅炉可靠性分析报告.doc（19页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、2011年江苏省并网电厂锅炉专业设备可靠性分析2011年电厂对安全和技术监督进一步重视，维持了锅炉运行安全形势；但燃煤价格上涨引起发电成本增加，压缩了设备维护和改造成本，使得锅炉安全运行出现恶化趋势。大部分电厂为降低发电成本、增强市场竞争力，采取了锅炉增加劣质煤的掺烧比例，部分超出了锅炉燃烧的适应范围；部分电厂燃煤存煤量较少，没有进行燃煤掺配优化的基础；随着烟气排放新标准的公布，电厂大部分改造资金投入到锅炉脱硫、脱硝和电除尘改造，压缩了锅炉安全性改造的资金空间；尽管如此，相当部分电厂为节约厂用电和降低锅炉排放，对锅炉辅机设备和燃烧系统进行了改造；部分电厂对锅炉暴露出的重大缺陷进行了改造，对不恰
2、当的运行方式进行了改进，这些都明显地改进了锅炉设备的可靠性。在夏天与冬天电网负荷高峰期间，由于电网高峰负荷时间较短，发电机组裕量较大，锅炉设备缺陷没有对电网运行产生明显的不良影响。一. 江苏省电厂锅炉设备概况至2011年底，江苏省在技术监督范围内的机组计有：135MW超高压机组21台；220MW超高压机组2台；300MW亚临界机组56台；600MW亚临界机组2台；300MW超临界直流机组2台； 600MW超临界直流机组21台；600MW超超临界直流机组11台；1000MW超超临界直流机组7台；390MW联合循环机组8台；180MW联合循环机组2台；核电机组1000MW2台，共134台机组（包括
3、已完成调试但未核准机组，锅炉132台），全省135MW以上装机容量约56600MW，其中超临界600MW以上机组装机容量27700MW，接近大机组装机容量的1/2。其中135MW与220MW机组除供热机组外，都面临关停和替代的问题，电厂对这批机组重视相对不够，检修和改造投入都较少；超临界与超超临界机组锅炉是国产引进型超（超）临界锅炉的高峰生产期产品，制造厂来不及消化引进技术，在结构和运行经验上存在较多问题，发生四管泄漏次数较多。二. 锅炉设备可靠性概况据省电网调度信息统计，截止2011年12月31日江苏电网技术监督范围内的机组发生异常停事机故130次，机组异常停机率为1.03次/台；其中锅炉事
4、故原因67次（见表一），锅炉原因导致异常停机率0.53次/台，与锅炉原因有关的事故占机组总异停数的51.54%。与2010年度锅炉事故造成机组异常停机55次比较，锅炉原因事故次数有所增加；单位台次锅炉原因引起的异常停机次数也有所升高，从0.41次/台升高到0.53次/台；占机组异停事故的比例有所增加，机组异常停机中的锅炉原因由48.3%上升到51.5%。全省电厂锅炉设备运行安全性形势存在恶化趋势，锅炉设备可靠性有所下降。表1，全省火电机组锅炉原因异常停机统计表 比例异停原因次数占机组事故比率 %占锅炉事故比率 %占爆管事故比率 %机组异常停机次数130锅炉总事故次数6751.54 四管爆漏47
5、36.15 70.15 水冷壁107.69 14.93 21.28 省煤器53.85 7.46 10.64 过热器2418.46 35.82 51.06 再热器86.15 11.94 17.02 锅炉总事故次数2015.38 29.85 捞渣机53.85 7.46 风机10.77 1.49 水位异常32.31 4.48 炉膛压力异常53.85 7.46 锅炉熄火32.31 4.48 其它 32.31 4.48 其它熄火炉膛压力水位风机捞渣机再热器四管爆漏过热器省煤器水冷壁图1、锅炉事故分类统计图在锅炉原因引起的异常停机中，四管爆漏的比例较高，2011年监督范围内锅炉共发生四管爆漏47次，占锅炉
6、事故的70.15%（见表1、图1），锅炉四管爆漏明显地升高，因此加强防磨防爆、减少锅炉四管爆漏仍是锅炉技术监督工作的重中之重。与2010年度锅炉四管爆漏29次比较，增加了18次，占锅炉异停的比例由52.7%升高到70.2%；2011年锅炉四管泄漏次数较2010年升高了62.1%，四管爆漏事故占锅炉异停的比例明显上升。锅炉四管爆漏事故占机组异常停机原因的36.2%；锅炉四管泄漏的统计与原因如表2所示。锅炉四管爆漏中过热器泄漏24次，占四管爆漏数的51.1%，是四管泄漏最多的部位，超过了其它换热面的爆漏总和；水冷壁泄漏10次，再热器泄漏8次，省煤器泄漏5次，各受热面发生的泄漏次数都较多。从四管泄漏
7、原因分析，引起泄漏较多的原因分二类，一类是与运行检修相关的如内壁氧化皮大面积脱落堵塞与异物堵塞，吹灰器吹损、烟气磨损、长期超温；另一类是与金属材料和结构工艺有关的如焊接材料缺陷、膨胀、结构缺陷等。其中超温、内壁氧化皮脱落堵塞既与调节有关，也与材料结构相关。2011年引起四管泄漏最多的原因是内壁氧化皮大面积堵塞和异物堵塞，各发生9次，堵塞爆管占四管爆漏的38.3%；异物堵塞主要是节流孔堵塞，也包括较大异物堵塞；氧化皮大面积脱落和异物堵塞主要发生在后屏过热器和高温过热器。其次是焊接和材料缺陷，发生8次，占四管爆漏的17.0%；焊接和材料缺陷主要发生在水冷壁和省煤器。再其次是异种钢接头、结构与吹灰器
8、吹损，各发生4次；其中异种钢接头既与焊接工艺有关，也与接头布置的结构有关；结构与异种钢接头发生的缺陷尤其在哈锅产超超临界机组中发生较多；与大机组采用较多新材料、焊接工艺不成熟有关，与大量异种钢焊接有关；受热面悬吊结构、异种钢位置与受热面管排的夹持和定位结构不匹配；说明制造厂引进技术消化理解不够，电厂可借鉴同类型锅炉的事故和缺陷进行及早消除。吹灰器吹损、烟气磨损与受热面结构有关，对吹灰器吹损应注意吹灰蒸汽参数调整、管道疏水和吹灰时检查等；对烟气磨损主要是采取合理的均流板、防磨护瓦，以及减少运行中烟气挡板的开度差别；对吹灰器吹损和烟气磨损都必须加强防磨防爆检查，及早发现、及早处理。表2、锅炉四管爆
9、漏及原因分类统计受热面原因水冷壁省煤器过热器再热器总计（次数）低过分隔屏后屏高过低再屏再高再爆管次数1052191241347管材、焊缝缺陷321118拉裂213异种钢接头1214长期过热1113氧化皮堵塞459异物堵塞2259结构缺陷134烟气磨损11吹灰器吹损1214碰摩112锅炉异常停机的其它原因（见表3）中，燃烧不稳有4次，表现为炉膛负压波动大和锅炉熄火；磨煤机断煤3次，表现为汽包水位异常和炉膛压力异常；直接由结焦引起停机4次，表现为汽包水位、炉膛压力和锅炉熄火。由于燃煤原因导致锅炉异常停机12次，占17.9%，是造成锅炉异常停机多的重要原因之一。除12次与燃料直接相关的异常停机外，还
10、引起锅炉长期过热、渣量大损坏捞渣机链条以及燃烧器烧损；对锅炉的长期影响还包括制粉系统爆炸、汽温波动大、减温水大以及受热面磨损、引风机磨损等难以统计。脱硫系统故障引起锅炉异常停机1次，主要是增压风机，在脱硫旁路系统割除后，主要辅机故障（特别是增压风机）引起的机组异常停机将明显升高。锅炉辅机引起的异常停机中捞渣机事故5次，是统计中全部原因，主要是捞渣机轴承损坏，其中前后内导轮进水被渣水磨损4次，是造成捞渣机事故的主要原因。而运行也是锅炉异常停机的重要原因，直接引起锅炉异常停机1次，其它与运行间接有关的在10次左右，如水位操作不当、内壁氧化皮大面积脱落、吹灰器吹损以及锅炉熄火等。表3、锅炉异常停机的
11、其它原因分类统计事故次数磨煤机断煤结焦燃烧不稳轴承损坏结构误操作调节机构信号缺陷捞渣机541风机11汽包水位321炉膛压力5113熄火321空预器11制粉爆炸11误操作11总计2034441211锅炉异常停机次数的升高一方面是由于新机组特别是超超临界机组运行中隐患集中暴露，造成四管泄漏增加；与电厂检修力量薄弱，检修质量控制不良，在锅炉检修维护中增加了锅炉不安全因素，造成锅炉异物堵塞爆管增加；与整个燃煤市场供应趋于紧张，电厂大量掺烧劣质煤有关。三. 锅炉可靠性分析按机组的蒸汽参数与容量，将江苏省并网电厂机组分类为，超高压参数的135MW机组，超高压参数的220MW机组，亚临界参数的300MW机组
12、，亚临界的350MW机组，超临界参数的300MW机组，亚临界参数的600MW机组，蒸汽温度在540左右；超临界参数的600MW机组，蒸汽温度在570左右；超超临界参数的600MW与1000 MW机组，蒸汽温度在600左右；还有联合循环机组余热锅炉。各类机组发生因锅炉事故的异停次数与比例见表4。表4、各类型机组锅炉事故统计表单位超高压135MW超高压220MW亚临界300MW超临界300MW亚临界350MW亚临界600MW超临界600MW超超临界600MW超超临界1000MW联合循环390MW联合循环180MW总计总台数台 172462822111782126事故次数次8018110181461
13、067事故率次/台炉0.471 0.000 0.391 0.500 0.125 0.000 0.857 1.273 0.857 0.125 0.000 0.532 四管爆漏次数次509010131441047四管爆漏率次/台炉0.294 0.000 0.196 0.000 0.125 0.000 0.619 1.273 0.571 0.125 0.000 0.373 非四管爆漏次3091005020020从不同类型机组的锅炉四管爆漏次数统计看：从发生四管泄漏次数看，135MW机组发生四管泄漏5次，0.29次/台；220MW机组发生四管泄漏0次；亚临界300MW机组发生四管泄漏9次，0.20次/
14、台，维持了较低的四管泄漏率；超临界300MW机组发生四管泄漏0次；亚临界600MW机组发生四管泄漏0次；超临界600MW机组发生四管泄漏13次，0.62次/台；超超临界600MW机组发生四管泄漏14次，1.27次/台；超超1000MW机组发生四管泄漏4次，0.47次/台；390MW联合循环机组余热锅炉发生四管泄漏1次，0.13次/台；180MW联合循环机组未发生锅炉事故。可以看出超超临界的600MW机组四管泄漏的几率最大，与安装这批机组的厂家出现检修质量问题有关；其次发生四管泄漏几率较大的是超超临界1000MW机组与超临界600MW机组，其发生四管泄漏的台次在0.6次/台左右。主要原因是超超临
15、界机组与超临界机组大部分是新投产机组，引进技术未很好地消化吸收，采用的新材料和结构及制作工艺都不成熟，为锅炉安全带来较大的安全隐患，发生四管泄漏的次数较多。2011年因内壁氧化皮大面积脱落引起的堵塞爆管大大增加，不仅出现在超（超）临界锅炉的高温过热器，还发展到超（超）临界锅炉的后屏过热器，甚至超高压锅炉的高温过热器也产生了内壁氧化皮大面积脱落引起的堵塞爆管。图2、锅炉异常停机按机组类型统计图从不同类型的机组锅炉异常停机次数统计分析看：从因锅炉原因发生的异停停机次数看，135MW机组发生异常停炉8次，0.47次/台；220MW机组发生异常停炉0次；亚临界300MW机组发生异常停炉18次，0.39
16、次/台；超临界300MW机组发生异常停炉1次，0.5次/台；亚临界600MW机组未发生异常停炉；超临界600MW机组发生异常停炉18次，0.86次/台，较2010年明显上升；超超临界600MW机组发生异常停炉14次，1.27次/台；超超1000MW机组发生异常停炉6次，0.86次/台；390MW联合循环机组余热锅炉发生异常停炉1次，0.13次/台。可以看出600MW超临界机组的锅炉事故率明显恢复，与锅炉隐患集中暴露有关；超超临界600MW、1000MW机组事故率保持高位，与新机组投运较多以及运行、检修经验缺乏有关；300MW亚临界机组因燃料原因停机9次，受机组安装位置影响，煤价相对较贵，劣质煤
17、掺烧比例高，煤种变化大；值得注意的是超高压135MW机组锅炉的事故率明显升高，与其面临关停，电厂不愿意投入检修和改造资金有关。从事故分类统计数据分析，超超临界锅炉发生四管泄漏的比例偏大。这与超（超）临界锅炉参数较高，应用了较多的新材料有关；也与这些直流锅炉属于集中引进国产产品，引进的技术没有经过充分地消化吸收；大量采用的新材料、新结构等不成熟的技术有关。如使用新材料时的安全裕度偏低；大量采用节流孔来平衡换热管的流动阻力系数；对超超临界锅炉的运行经验不足，化学水处理工艺不合理；盲目相信国外新材料的性能，选取的制造、安装与焊接工艺不当，如塔式炉水冷壁拉裂等；存在容易导致应力集中的结构等。对亚临界3
18、00MW机组锅炉因燃烧不稳发生的异常停机9次，是造成300MW机组锅炉异常较多的主要原因，这与发生燃烧不稳的机组集中在苏北，燃煤运输条件差，远离负荷中心有关。 从电厂分类统计分析，个别电厂的超超临界锅炉四管泄漏较多，主要由于安装这些锅炉的电厂技术力量不足，检修力量薄弱有关，造成了检修质量不良，检修中带入不安全因素引起爆管次数较多。四. 锅炉设备不可靠因素分析 从2011年电厂锅炉异常停机统计数据分析，江苏省电厂锅炉设备的不可靠因素既有设备固有缺陷的暴露，又有运行操作和维护检修问题，同时还受燃煤供应以及环保排放要求的影响。具体有如下因素。属于锅炉设备固有缺陷的有：1）异物堵塞。主要是节流孔堵塞，
19、由于节流孔孔径较小，小尺寸的杂物以及成团的氧化皮、锈皮与泥沙等都可以引起堵塞，大大地增加了换热管堵塞的几率；除此外还存在大集箱内遗留的大物件在运行中移位，堵塞换热管进口；水冷壁中间集箱出口管弯头较多，容易堆积遗留杂物，引起水冷壁过热；新建机组杂物清理管控不严，引起节流孔堵塞、甚至直管段堵塞造成短期超温过热爆管；未清理干净或上游集箱内的杂物带入进口集箱，引起节流孔堵塞。个别电厂在节流孔堵塞未发生一段时间后，轻视杂物检查和清理；个别电厂检修规程不合理，检查和消缺时采用不恰当的工艺引入杂物等。2）异种钢接头开裂。主要发生在超超临界锅炉的末级过热器与再热器炉外进/出口短管异种钢对接焊缝，也发生在超临界
20、锅炉高温过热器与屏式过热器布置在紧靠顶棚下的异种钢对接焊缝，末级过热器/再热器进口集箱短管焊缝开裂的主要原因有焊接缺陷，热处理缺陷，管系膨胀不畅，悬吊附加弯矩以及穿顶棚固定不牢固，炉膛内的晃动传递到炉顶，换热管屏定位不牢、管屏晃动较大等。多台锅炉在大小修时对异种钢接头大范围割掉移位重焊，有的一次处理焊缝多达百个以上。3）受热面定位支承结构缺陷。如换热面管屏定位设计较差，如屏单面定位，甚至无定位设计，造成管屏晃动大，易散排引起长期过热，同时屏大幅度地晃动在换热管固定根部引起较大的交变应力；受热面采用焊接定位块支承，管屏的膨胀差和晃动造成定位块存在较大的应力或交变应力，引起定位块焊接拉裂；定位管的
21、定位管夹设计不合理，易松脱引起定位管和换热管碰摩，引起磨损减薄泄漏；滑动定排管夹设计时未充分考虑管排膨胀，造成运行中滑动管夹脱扣，同屏换热管间晃动较大，造成部分管排出列，引起长期过热；分隔屏与后屏定屏管夹在水冷壁定位夹或壁再定位夹结构不好，造成夹套焊缝过大应力集中和交变应力产生裂纹，造成焊缝泄漏；炉顶管排定位结构不合理，引起换热管与夹套焊缝应力集中等；受热面由炉外进出管承重，导致集箱连接管水平（接近水平）布置的承受很大的弯矩，角焊缝处应力集中很大。4）水冷壁焊缝拉裂。主要发生在塔式炉的T23水冷壁的过渡段现场安装焊口，过渡段区域12通制造厂焊口，Y型三通上下焊口的现场安装及制造厂鳍片焊口，上部
22、燃烧器区域弯头焊口。主要原因是焊缝存在缺陷（如弧坑裂纹、咬边、焊缝成形不良等）诱发，以及水冷壁Y型三通布置位置不合理，该三通区热负荷高引起较大的热应力。此外超超临界锅炉水冷壁中间混合集箱进出口弯头区鳍片焊接较差，焊缝存在缺陷，鳍片温度远高于水冷壁管，鳍片与水冷壁管存在较大地膨胀差别，同时水冷壁管局部壁温较高造成鳍片和管材拉裂；水冷壁管在负荷变化或低负荷时出现较大的瞬时壁温波动，水冷壁管存在较大的因膨胀差别引起的热应力和交变应力，引起裂纹或原有缺陷快速发展；螺旋水冷壁冷灰斗下集箱出口水平段宽鳍片结构膨胀差别大未得到及时处理。其它还有超临界锅炉高过进口集箱T23短管接头开裂，在大小修时大范围割掉重
23、焊，有的一次处理焊缝多达百个以上。5）吹灰器吹损。近几年锅炉被吹灰器吹损导致的异常停机和四管泄漏较多，主要部位有水冷壁、包覆、省煤器和低过/低再，甚至高过、高再。原较严重的低过/低再悬吊管交叉处内排管局部吹损，经过普遍治理后（改造吹灰器或加防磨护瓦）已明显改善。引起吹灰器吹损严重的主要因素有吹灰器安装位置离受热面过近；临近吹灰器的受热面防磨措施不当；吹灰器疏水不充分和不连续，导致吹灰蒸汽中存在带水现象；吹灰器吹灰时蒸汽压力过高；吹灰频率过高；吹灰器故障以及吹灰监测巡检制度不健全；防磨防爆检查制度不健全，防磨检查不仔细，吹损部位未及时发现和处理。特别是吹灰监测巡检制度不健全，造成了几起再热器换热
24、管爆管事故。6）膨胀差异，锅炉膨胀差异主要包括膨胀量差异以及膨胀方向差异。主要发生在水冷壁，包覆过热器等处，如螺旋水冷壁下集箱出口管鼻型弯的宽鳍片结构处，大风箱与水冷壁的密封焊缝，水冷壁冷灰斗角部密封焊缝，以及包覆与中隔墙焊接密封，水冷壁与包覆的人孔、看火孔和燃烧器异型管处，个别进出口集箱由于管子布置走向不合理也多次出现膨胀拉裂，超超临界锅炉低温再热器垂直段不锈钢管与省煤器悬吊管也发生因膨胀差异导致的异种钢接头开裂。7）换热管长期过热。主要发生在高温受热面，包括屏过、末过以及屏再、末再，特别是下弯头以及下弯头上行管段。长期过热的原因有选材不当，如屏过、屏再下弯头与屏内管选用同种材料、换热管采用
25、低等级的短管；换热管焊缝的严重焊瘤或管内存在垃圾杂物等导致受热面内冷却工质较低，特别是直流锅炉水冷壁管，换热管未得到应有的冷却，引起在较短时间内出现长期过热；管屏不整齐，存在个别管出列现象；炉膛出口烟气分布包括烟速、烟温分布存在较大偏差，个别区域换热管热负荷过大；上游存在结焦现象，导致下游受热面热负荷过高；炉膛出口烟气含氧量过低存在还原性气氛，引起高温腐蚀和出口烟温偏高；磨煤机断煤导致机组负荷大幅度波动，引起蒸汽超温等。8）锅炉减温器结构存在缺陷，相当部分锅炉减温器喷管直接焊接在减温器安装管座上，在减温器投停交替时产生很大的附加热应力，部分结构减温器附加热应力最大区域与结构上的应力集中区重合；
26、部分锅炉减温器喷管采用悬臂结构，减温器蒸汽流动与减温水喷射附加的力，或者蒸汽流动产生的振动都会在喷管产生高频交变应力，悬臂结构容易在喷管根部产生较大的附加应力；减温器因为结构缺陷在喷管根部产生裂纹和开裂的几率较大，是影响锅炉运行的安全隐患。还有部分锅炉减温器内衬套采用拼接结构，采用内衬钢板点焊连接，在运行中内衬钢板脱焊，被蒸汽带入集箱堵塞换热管进口，造成短期或长期过热。9）脱硝监测仪表不准确、不稳定。对于安装脱硝装置SCR的锅炉，存在SCR监测仪表包括NOx检测仪表和NH3检测仪表都存在问题，不能保证烟气成分测量准确，给运行调整带来困难；有的厂供氨系统设计不配套，NH3调节阀门开度很小，运行难
27、以准确控制喷氨量。引起SCR氨逃逸率偏高，NH4HSO4在空预器沉积过快，空预器阻力快速增大，影响锅炉正常运行。10）空预器事故。2011年锅炉空预器事故较多，如空预器膨胀与设计相差较大，导致高负荷时或者负荷升高过快时，空预器密封出现碰摩现象；如空预器在烟气脱硝系统改造时影响空预器进出口烟道和二次风道产生影响，引起转子垂直度出现偏差，导致密封片出现严重磨蹭现象；空预器导向轴承支撑机构设计不合理，强度较低，运行中导致转子移位，引起碰摩和胀死。11）高温受热面壁温监测代表性较差，如壁温较高的高过、高再以及屏过和直流锅炉的水冷壁壁温。存在问题主要有测点较少，无法全面了解换热面的壁温分布状况，无法监测
28、的壁温很高的点；壁温布置不合理，未在壁温高的区域集中布置，监测的效率较差；壁温安装方法不正确，大部分采用测量块固定壁温，但未对测量块进行单独保温，引起较大的测量误差；壁稳报警值未综合材料强度，抗蒸汽氧化等进行设置，设置偏高，起不到报警作用。壁温测量代表性差使得壁温监控和报警失去意义，不利于换热面的内壁氧化皮生成状况的控制。12）双进双出磨煤机系统爆炸。爆炸原因主要有粗粉分离器存在积纤维条杂物，杂物易在粗粉分离器折向挡板处聚积，以及堆积在分离器回粉缝隙处；停磨过程和停磨后热风无法隔绝，未吹干净的积粉自燃；进口一次风箱积粉，停磨冲蒸汽惰化或水冲磨煤机造成一次风箱积煤粉泥。聚集在折向挡板处时会堵塞一
29、次风管进口，造成一次风速分布偏差很大，影响炉膛内热负荷分布；部分一次风管由于风速过低，煤粉沉积严重，发生自燃；堆积在回粉缝隙时会引起内回粉锥大量积粉，容易导致积粉自燃。进口一次风箱内积粉或煤泥时，运行中积粉产生自燃，通过一次风带入磨及系统中。积粉自燃是制粉系统发生爆炸的主要原因。近几年采用双进双出磨煤机的电厂大量掺烧爆炸性强的褐煤、印尼煤，是导致双进双出磨煤机系统发生爆炸多的主要原因。13）锅炉捞渣机故障。今年因为捞渣机故障导致被迫停炉有5次，主要原因是捞渣机尾部张紧装置、机前驱动装置水下内导轮进水，引起轴承磨损和链条脱轨。14）风机噪声大。大容量机组的一次风机，特别是出口一次风压较高的，风机
30、存在较大的噪声，虽采取了加装吸音罩和隔音墙等措施，仍无法达到环保的要求。往往在噪音大的同时伴随较大的风道振动，对风机外壳存在较大损伤。属于燃料影响的有1）锅炉燃烧不稳。燃烧不稳包括煤质太差（发热量低、挥发分低）引起的燃烧不稳，大焦块掉落或冷灰斗积渣坍塌引起的炉膛压力波动和热负荷大幅度波动，原煤仓堵塞或给煤机落煤管堵塞造成的磨断煤，引起炉膛燃烧不稳。现象有炉膛压力波动大，燃烧器火检强度波动大，以及水位不稳定等，2011年因燃料原因引起的异停有12次；炉膛压力波动大5次，锅炉熄火3次，水位异常3次；由于结焦掉落引起的熄火。2）磨煤机断煤。部分电厂为适应燃煤市场的变化，降低发电成本，提高发电的市场竞
31、争力，采取了掺烧劣质煤的措施，带来了一些不适合锅炉燃烧的煤种进入电厂，如泥煤、粉末煤以及部分褐煤，其粘结性较强，吸潮后结团造成原煤仓和给煤机落煤管堵塞，引起磨煤机断煤。磨煤机断煤对配直吹式制粉系统得锅炉影响很大，导致燃烧不稳，蒸汽参数大幅度波动，减温水量大幅度波动等现象。3）锅炉结焦。由于燃煤市场供应紧张和电厂降低发电燃煤成本的需要，大部分电厂都采取了掺烧劣质煤的方法，导致大量易结焦煤种进入炉膛燃烧，如褐煤、印尼煤等低熔点煤种；由于供应紧张，电厂燃煤储存量不能满足掺配要求，引起锅炉结焦比较普遍；今年出现5次因为炉膛结焦直接引起的或间接引起的停炉事故。结焦引起的锅炉异常停机主要有被迫停炉除焦；大
32、块焦渣掉落引起炉膛负压波动、火检强度波动和汽包水位波动；造成捞渣机卡涩无法除渣；导致高温受热面长期超温和锅炉减温水量过大、排烟温度过高等，是锅炉运行的主要安全隐患之一。结焦除与燃煤有关外，还与燃烧设备及系统设计布置不当，导致锅炉燃烧时易产生结焦现象；与运行调整和巡检看火不及时也存在关系。4）高比例掺烧劣质煤。大部分电厂为降低燃料成本，有意思地大量掺烧低成本的劣质煤，如褐煤、印尼煤以及泥煤、高灰分煤等，由于这些劣质燃料与锅炉设计燃料差别巨大；部分电厂储煤场内存煤量过低，煤场内无煤可供掺配；部分电厂掺烧较高比例的泥煤和粉末煤等黏结性较强的煤种，同时煤场不设置干煤棚，当燃煤淋雨和吸潮时，燃煤容易结团
33、堵塞，很难清除。有可能导致燃烧不稳、磨煤机断煤、炉膛严重结焦、制粉系统积粉与爆炸、煤粉分布严重不均、高温受热面超温、受热面磨损、空预器积灰与腐蚀、尾部烟道再燃、再热器减温水超量等问题。5）磨煤机欠修。由于电厂掺烧劣质煤，大部分电厂燃煤发热量较低，满负荷时要开全部磨煤机运行。对于中速磨一般检修时间与锅炉不同步，需要在锅炉运行时进行定期检修；今年春季电网负荷较高，大部分机组负荷较高，磨煤机没有较长时间停磨机会，个别电厂一台磨煤机停运时也没有及时安排检修；某些电厂磨辊重新堆焊标准过松，磨煤机检修时磨辊磨损量过大。致使磨煤机存在欠修现象，磨煤机出力明显降低，石子煤排放量明显增加。6）燃烧器烧损。哈锅超
34、超临界锅炉燃烧器出现严重的烧损现象，主要是淡相燃烧器烧损。烧损的主要原因是燃煤黏结性较强，易在燃烧器喷嘴体内沉积；同时燃煤挥发分较高，发热量较高，积粉容易发生自燃；煤灰灰熔点较低，自燃的煤粉易结焦或在燃烧器喷口结焦；燃烧器设计不合理，喷嘴体存在涡流区，易发生煤粉沉积；燃烧器分浓淡相，一相堵塞时并不能提高堵塞区域的局部风速，无法起到积粉自吹扫的作用；制粉系统启动时磨出口风量与风温都较低，对黏结性较强的煤粉易产生沉积；制粉系统监测手段不够，无法及时监测到煤粉沉积、自燃，无法及早发现引起烧损扩大。7）燃煤管理与燃煤掺配加仓管理制度存在缺陷。部分电厂燃煤掺配与加仓调度不是由锅炉运行制定方案，而是由燃料
35、为主进行，掺配与加仓不符合锅炉燃烧要求；部分电厂煤质化验数据准确性较差，煤质预报数据代表性较差，运行无法以此为依据进行燃煤掺配和加仓优化；部分电厂煤质分析数据发布不科学，不能将全部煤质数据及时提供给锅炉运行和节能人员，如掺烧进口易结焦煤时没有将供货商提供的煤质化验数据全部提供给锅炉运行人员，导致结焦和燃烧器烧损。属于运行和维护检修的有：1）锅炉高温受热面内壁氧化皮厚度较厚。包括后屏过热器，高温过热器与高温再热器都存在内壁氧化皮大面积脱落的问题。特别是超临界参数以上锅炉问题比较严重；受运行工况不佳的影响，部分亚临界锅炉高温受热面内壁也存在较厚的容易脱落氧化皮。TP304H、TP347H及S304
36、32等不锈钢换热管内壁氧化皮虽不厚却容易脱落，在较短的周期内就出现内壁氧化皮大面积脱落的情况；而部分锅炉在长时间运行后T23、T91材料内壁氧化皮较厚，容易在锅炉启停过程中出现脱落，并且存在脱落不完全、连续脱落的状况。如果运行中壁温波动幅度较大，特别是锅炉启停过程中变负荷速率控制不好，蒸汽温度升降速率过快，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，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；停机过程中炉膛热负荷的大幅度波动也可能引起容易剥落的氧化皮大面积脱落。2）锅炉的炉膛出口二侧烟温偏差较大，存在减温水量大，二侧汽温存在明显偏差，单侧
37、再热器减温水流量大，以及高温受热面壁温偏差较大等问题。且相当部分锅炉在炉膛出口没有设置烟温测点，四角切圆锅炉没有设置调整炉膛出口烟气余旋的措施，锅炉采用磨煤机单测布置等都使得炉膛出口烟温分布偏差恶化。3）运行操作与调整不当。2011年与锅炉操作与调整原因有关引起的异常停机有4次，其中1次为操作失误，3次为调整不及时；同时由于操作不当引起锅炉氧化皮大面积脱落在5次以上；由于吹灰器运行监视不严引起吹损至少2次。这与近年来发电机组装机发展过快，人员培训不足有关；也与新机组自动调整较多，运行人员平时调整较少，事故状态时往往显得经验不足有关；也有运行操作制度制定不完善和操作规程执行不到位的因素，如没有专
38、项的防止锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落的技术措施，有的电厂虽有措施但执行不严。还有运行巡检不到位，如吹灰时检查不到位，没有及时发现吹灰器未退到位，吹灰阀门没有关闭，大面积吹损附近的受热面；如出石子煤不及时，石子煤堵塞。4）高温腐蚀。部分电厂为锅炉降低燃烧生成的NOx浓度，部分超临界锅炉和超超临界锅炉低NOx燃烧系统布置存在缺陷，锅炉燃煤的含硫量较高等导致炉膛上部出现高温腐蚀。存在高温腐蚀的区域主要在顶部燃烧器至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，以及热负荷高区域。5）水冷壁壁温分布偏差大。部分超（超）临界锅炉水冷壁壁温存在较大偏差，对于采用垂直水冷壁加节流孔调
39、节流量的直流锅炉，部分存在中间混合集箱进口壁温分布偏差大；还有部分垂直水冷壁出口壁温存在局部区域壁温高的现象。原因为节流孔径与热负荷分布不匹配，局部热负荷高而节流孔径小；炉膛热负荷存在偏差，单面墙水冷壁壁温偏高；汽水分离器出口汽温控制较高，恶化了水冷壁壁温分布。6）锅炉检修工艺不当与质量控制不良。部分电厂锅炉在检修过程和处理事故时采用的检修工艺不当，或检修质量控制不到位，造成异物进入汽水系统，引起堵塞爆管；或者焊接质量差或焊接检验不符合要求，造成焊缝很快泄漏或拉裂。如清理受热面内壁氧化皮时造成刨花等异物进入换热管；切割管材时采用气割，造成切割铁水片进入集箱，氩弧打底焊接时封堵材料与方式不合适，
40、引起碳化物堵塞节流孔；事故处理时焊接质量未控制好以及焊缝检验未按标准进行，造成抢修焊缝很快泄漏；由于检修中带入异物造成堵塞爆管的至少在6次以上。在动叶可调的轴流风机动叶调节机构检修中表现更明显，部分电厂的风机检修前运行正常，检修后出现调节过程中叶片卡死、叶片角度偏差大；在检修前存在的缺陷，检修后依然存在；调节铜滑块润滑不好、磨损过快；有的甚至多次返厂检修才能处理好设备缺陷。7）风机失速。在较多的机组中存在风机失速现象，如空预器严重堵塞未及时冲洗或解体清理，引起引风机失速；动叶调整装置的调节滑块因结构不合理和检修质量不善，磨损过快引起风机振动快速增大或失速；引风机与增压风机静叶调节环连接短轴磨损
41、和位置长时间未调整，导致调节过程中静叶开度在小开度时相差较大，导致风机局部通道失速，失速涡流旋转引起风机失速等；个别机组烟道设计存在不足，烟道在风机进口不连通，不能形成并列运行，在单台风机失速后导致二台风机都失速跳机。8）排烟温度偏高。部分锅炉排烟温度偏高，偏高的原因主要有空预器换热元件的表面积和重量不够、板型换热系数较小，换热元件严重积灰和腐蚀；制粉系统掺冷风较多，干式除渣机冷却风量偏大，造成流经空预器的空气流量偏低；汽水系统吸热不足，空预器进口烟温偏高，或过热器、再热器吸热不匹配，低过或低再出口烟温偏高；低NOx改造时影响空预器换热，使得排烟温度进一步上升。属于环保排放要求影响的有：1）锅
42、炉设备改造量大，火电厂大气污染物排放标准（2011年版）发布，要求火电厂在2014年7月1日达到锅炉排放新标准的要求。新标准具有要求严、时间紧的特点，绝大多数电厂NOx排放不合格，相当部分电厂SO2排放不合格，除燃气机组外其它锅炉的烟尘排放都不合格。大部分电厂开始了锅炉脱硝改造、脱硫系统改造，少部分电厂开始了电除尘改造工作。锅炉脱硝改造包括低NOx燃烧系统改造，烟气脱硝改造，空预器改造以及配套的引风机与增压风机改造；脱硫系统改造包括脱硫塔改造，GGH改造与割除脱硫旁路烟道；电除尘改造牵涉到烟气流动阻力变化，对引风机与增压风机改造影响较大。环保达标改造任务重、时间紧，改造时间集中，存在边运行边改
43、造状况，对电厂运行安全和电网运行安全存在较大地影响。同时脱硝设备运行经验短，很多家电厂同时突击改造，改造和运行经验不足；存在设备与施工质量难以保证，设计经验不足、缺陷未充分暴露，催化剂质量参差不齐以及SCR吹灰布置不合理等问题，改造后还会影响锅炉的运行安全，对今后几年的锅炉运行安全性影响较大。2）脱硫增压风机安全性影响增大。某些电厂一台机组只有单台增压风机（个别小容量机组为二台机组一台增压风机），在割除脱硫系统旁路烟道时未同时进行引风机和增压风机改造。这样一台机组只有一台增压风机，在割除旁路烟道后，增压风机作用等同于引风机，风机布置不符合火电机组设计规程中风机选型的要求，对增压风机可靠性依赖大
44、，存在较大的安全隐患。五. 提高锅炉设备可靠性的技术措施针对江苏省并网电厂锅炉设备的不安全因素，建议电厂采取以下技术措施提高锅炉的设备可靠性。1) 对异物堵塞，应在基建开始就注意锅炉汽水管道的清洁化施工，防止杂物带入系统；注意安装和检修工艺控制和质量验收，避免汽水系统中遗留不必要的物品；注意改进检修工艺，杜绝在检修中带入杂物；在检修过程中加强集箱杂物清理，尽快消除集箱中遗存的杂物；在检修中加强锅炉汽水管道的清洁化施工，杜绝施工过程中杂物掉落或遗留在汽水系统内。对节流孔堵塞主要应加强集箱内异物检查，特别是集箱盲端，以及系统中容易积存异物的处所；注意对安装节流孔的受热面上游受热面的出口集箱异物检查
45、；注意对炉前系统异物检查；应注意检修工艺控制，防止不正确的割管和焊接工艺导致在管内掺烧异物。2) 对异种钢接头开裂，主要是加强末级过热器与再热器进口集箱短管的连接焊缝检查，对存在裂纹的短管把焊缝割开后重新焊接。焊接时注意不要采取强制对口措施，焊接中按照标准焊接工艺严格执行，注意焊前加热和焊后热处理工艺控制。消除管系中膨胀不畅的部位，同时改进顶棚密封结构，防止炉内管屏运动传递到炉外；改进受热面管屏的定位，防止受热面管屏存在过大的晃动等；优化异种钢接头位置，不将异种钢接头防在靠近顶棚，或弯头区；对布置顶棚下靠近顶棚的异种钢接头，应把容易出现开裂的异种钢接头移位，布置在受力和位移较小的炉外区域。3）
46、对受热面定位支承缺陷，电厂应加强管屏定位检查，出现缺陷的及时修复；管屏散排时加强定位夹和定位块根部检查，定位管与定位换热管处碰摩检查；对管屏定位管夹和套管结构进行优化和完善，充分考虑换热管排的膨胀，防止管排膨胀、振动等原因管夹和定位卡夹松脱，防止套管结构存在较大地应力集中；在烟气温度水平1000以下时建议采用管夹来夹持管排，保持管排整齐；适当增加管屏定位管，更好地限制管屏在水平方向的晃动，同时减少管间相对运动附加受力；改进顶棚穿墙套管结构，防止换热管运动附加受力集中在换热管与套管的焊缝。4）对于水冷壁焊缝开裂问题，应加强与制造厂的沟通，执行制造厂关于水冷壁T23管焊接的最新工艺，加强水冷壁管焊接工艺的现场执行；对易开裂区域的水冷壁焊缝进行100%检查；维持水冷壁水动力工况稳定，防止水冷壁温度大幅度波动；启动上水时控制给水温度与水冷壁壁温差，启动与停炉过程中控制壁温变化速率，控制给水流量不小于最低流量；对膨胀差别较大的密封鳍片应开膨胀吸收孔，吸收膨胀差别；
