燃氣低氮鍋爐,全預混模塊鍋爐, 大氣直燃模塊鍋爐_2018年新型 2018年新型大氣直燃模塊鍋爐

(2) 內(nèi)壁氧化皮大面積脫落

目前在各種參數(shù)的大容量電站鍋爐中都有發(fā)生，蒸汽參數(shù)覆蓋超高壓至超超臨界參數(shù)。發(fā)生內(nèi)壁氧化皮大面積脫落的高溫受熱面主要包括高溫過熱器、后屏過熱器（屏式過熱器）、高溫再熱器；個別爐型也出現(xiàn)低再、屏再受熱面內(nèi)也存在較厚的內(nèi)壁氧化皮。

內(nèi)壁氧化皮大面積脫落與氧化皮厚度、氧化皮與母材的結合狀態(tài)、運行中壁溫變化幅度及變化速率等相關。

其中，氧化皮厚度是衡量內(nèi)壁氧化皮是否易于大面積脫落的主要依據(jù)；厚度易測試判斷，較厚時脫落的內(nèi)壁氧化皮剛度大，不易碎裂，呈大塊狀剝落，引起換熱管堵塞的幾率大；但氧化皮厚度與是否存在大面積脫落并不是對應關系，相同的換熱管材料，有的鍋爐內(nèi)壁氧化皮達到0.3~0.4mm，仍未發(fā)生大面積脫落，有的在0.2mm以上就發(fā)生大面積脫落。

內(nèi)壁氧化皮與母材的結合狀態(tài)對其大面積脫落影響更大，結合狀態(tài)不好時，內(nèi)壁氧化皮容易出現(xiàn)大面積脫落。厚度和內(nèi)壁氧化皮與母材結合狀態(tài)呈一定地正相關性，一般來說厚度越厚，其與母材的結合狀態(tài)會較差；內(nèi)壁氧化皮與母材的結合狀態(tài)與其他很多因素有關，如內(nèi)壁氧化皮生成速率，一般來說，生成速率越快，與母材的結合狀態(tài)會越差，壁溫越高、內(nèi)壁氧化皮生成速率越快，其與母材的結合狀態(tài)較差；與反應時能否在內(nèi)側形成一層致密的內(nèi)壁氧化皮有關，如果內(nèi)層不能形成致密的氧化層，結合狀態(tài)較差；與反應時環(huán)境有關，如果氧密度較高，導致Cr形成揮發(fā)性分子流失，就無法在內(nèi)側形成致密性的氧化膜，導致內(nèi)側出現(xiàn)氣孔等；結合狀態(tài)還與母材的組織有關。內(nèi)壁氧化皮與母材結合狀態(tài)除受生成因素影響外，還與運行過程結合狀態(tài)受損有關，在鍋爐啟停過程中出現(xiàn)大幅度瞬時溫度變化時，會使得內(nèi)壁氧化皮與母材結合狀態(tài)出現(xiàn)破壞，瞬時溫度變化幅度越大、速率越快，則氧化皮與母材的結合狀態(tài)破壞越嚴重，嚴重時直接大面積脫落；內(nèi)壁氧化皮與母材結合狀態(tài)損壞有：氧化皮裂紋、氧化皮起皮、氧化皮翹起以及剩余孤塊氧化皮等。

江蘇電廠出現(xiàn)多個電廠加氧控制不好，導致內(nèi)壁氧化皮與母材結合狀態(tài)較差，引起內(nèi)壁氧化皮大面積脫落。

內(nèi)壁氧化皮大面積脫落的主要因素是啟停過程出現(xiàn)瞬時大幅度的壁溫變化。啟動過程出現(xiàn)升溫升壓不匹配，在啟動過程中蒸汽流量很低時投減溫水控制汽溫，減溫水調門的嚴密性較差，導致減溫器出口汽溫存在較大幅度地瞬時降溫，嚴重時減溫器出口汽溫降低到飽和溫度，出現(xiàn)較嚴重地蒸汽帶水。如某電廠亞臨界機組投減溫水時，一級減溫器安裝在分隔屏進口，啟動時開始投減溫水導致后屏過熱器出口壁溫發(fā)生70~80℃的瞬間溫降。在啟動過程中還存在換熱管下彎部積水較多，啟動升溫升壓較快時，部分下彎頭內(nèi)積水不能及時蒸干，導致積水在換熱管內(nèi)波動，導致壁溫較大幅度地波動；在啟動過程中，出現(xiàn)機組缺陷，鍋爐點火等待缺陷處理結束，導致汽溫偏高，被迫投用減溫水控制汽溫。

在停爐過程中主要是機組滑停時，滑停蒸汽過低，停機時靠大量噴減溫水控制汽溫，鍋爐熱負荷不穩(wěn)定時會導致較大地汽溫波動；嚴重時停機前減溫水量仍較大，停機時存在很大幅度地壁溫突然恢復回升。停機時其他引起壁溫大幅度波動的有：停機前燒空粉倉或原煤倉時，煤位很低時會出現(xiàn)搭橋或自流狀態(tài)，進入爐膛的煤量波動較大，使得爐膛熱負荷大幅度地波動，使得換熱管壁溫大幅度波動，減溫水流量快速變化，特別對于輻射吸熱量較大的外圈第1根管（不銹鋼材料）影響較大；停爐時不及時停運風機，造成較長時間地通風冷卻；停爐后悶爐時間短，采用通風快速冷卻方式等。

對于內(nèi)壁氧化皮大面積脫落，材料也存在較大地影響，如不銹鋼管由于膨脹系數(shù)與氧化皮相差較大，較容易出現(xiàn)內(nèi)壁氧化皮大面積脫落。不銹鋼材料對內(nèi)壁氧化皮脫落的影響有二個方面，雖然不銹鋼換熱管內(nèi)壁氧化皮大面積脫落的案例較多，但內(nèi)壁氧化皮大面積脫落導致堵塞爆管的案例較少：一是不銹鋼內(nèi)壁氧化皮容易出現(xiàn)大面積脫落，導致內(nèi)部氧化皮大面積脫落的幾率增加；內(nèi)壁氧化皮厚度不存在很厚的狀態(tài)；內(nèi)壁氧化皮結合狀態(tài)的破壞較，脫落后處理較，可以采用機械方式；堆積比較容易監(jiān)測。

(3) 冷灰斗對角彎頭處磨損

對于采用螺旋水冷壁的直流鍋爐，存在冷灰斗對角磨損問題。磨損發(fā)生在水冷壁管順前后墻斜坡滑落在接近角部時水冷壁管傾斜角度變大，大斜角水冷壁管在落渣口彎曲區(qū)產(chǎn)生很嚴重地磨損。

原因是由于掉落在冷灰斗區(qū)域的灰渣順水冷壁管間溝槽滑落，在大斜角水冷壁管區(qū)域會產(chǎn)生較大的加速，速度快的灰渣對管子的磨損加大，一般是按灰渣滑動速率的3次方增加。在落渣口彎曲以及與側墻交界處，灰渣產(chǎn)生變向時，會對水冷壁管產(chǎn)生嚴重地磨損。嚴重地一個小修期可以磨損使得水冷壁泄漏。

灰渣對角磨損的特點是開始磨損后，磨損呈現(xiàn)加速特性。許多鍋爐在前幾年檢查磨損不嚴重，發(fā)現(xiàn)磨損后，下次檢查時磨損就非常嚴重。高速的灰渣磨損很強，一般防磨材料難以灰渣磨損，防磨噴涂對于灰渣磨損的防護作用不明顯。

爐膛橫截面積越大，冷灰斗對角磨損情況越嚴重。因此塔式鍋爐安裝晚，但冷灰斗磨損問題暴露；東鍋產(chǎn)1000MW級鍋爐在運行不到2年時也發(fā)現(xiàn)了冷灰斗磨損問題。

(4) 后屏過熱器壁溫偏高

近幾年，江蘇電廠后屏過熱器（屏式過熱器）出口汽溫偏高問題較普遍。很多電廠后屏出口汽溫與高過出口汽溫相差在40℃以內(nèi)，部分亞臨界鍋爐后屏出口汽溫經(jīng)常達到525℃以上；部分超臨界鍋爐后屏出口汽溫有時達到535 ℃以上；部分超超臨界鍋爐后屏汽溫達到565 ℃以上。調溫時二級（三級）減溫水開度較大。

由于后屏過熱器是以輻射吸熱為主的受熱面，單位面積吸熱量較大，壁溫與出口汽溫之間的差值較大，換熱管間壁溫偏差較大；目前制造廠一般不給出受熱面出口汽溫控制數(shù)據(jù)，電廠按出口壁溫控制受熱面出口汽溫，在壁溫測點較少或壁溫代表性較差時，會出現(xiàn)汽溫偏高，實際壁溫很高的狀況。如某電廠660MW超超臨界鍋爐，壁溫測點較少，運行初期運行反映后屏過熱器從不超溫，現(xiàn)場觀察壁溫值都低于汽溫值；后在方天要求下，在壁溫相對較高的受熱面加壁溫測點，發(fā)現(xiàn)增加的壁溫測點壁溫全部超過制造廠給定值；另一電廠的大屏，38個壁溫測點基本都不超過汽溫。

某廠東鍋產(chǎn)1000MW鍋爐，過熱器減溫水調門基本開足，大屏出口汽溫有時超過570℃，其壁溫超限的次數(shù)、時間及超溫幅度都大于高過。

目前燃煤供應市場較好，鍋爐燃燒的高發(fā)熱量、高揮發(fā)分煤種比例增加，導致燃燒火焰中心偏低，爐膛出口煙溫偏低，高溫過熱器吸熱明顯減少，導致高過進口汽溫偏高，在投用二級減溫水的狀況下，導致后屏出口汽溫偏高。

后屏出口汽溫偏高的危害較大。導致內(nèi)壁氧化皮生成速率加快，氧化皮與母材的結合狀態(tài)變差。在鍋爐啟停過程中，后屏壁溫波動都會大于高過與高再，如果內(nèi)壁氧化皮與母材結合狀態(tài)破壞較嚴重時，內(nèi)壁氧化皮出現(xiàn)大面積脫落的幾率較大。由于后屏過熱器屬于輻射吸熱為主，一旦內(nèi)壁氧化皮大面積脫落堵塞，很快出現(xiàn)超溫爆管。

壁溫測點代表性不好主要表現(xiàn)在：測點較少，無法了解換熱面的壁溫分布狀況，無法監(jiān)測較多的壁溫高的換熱管；壁溫布置不合理，未在壁溫高的區(qū)域集中布置，監(jiān)測的效率較差；壁溫安裝方法不正確，大部分采用測量塊固定壁溫測點，但未對測量塊進行單獨保溫，引起較大的測量誤差，使顯示壁溫低于實際爐外汽溫；壁溫報警定值不科學，盲目按制造廠推薦數(shù)據(jù)，未考慮換熱管材的實際應用性能和抗蒸汽氧化性能；個別制造廠未明確給出受熱面的壁溫控制范圍， 電廠按受熱面強度計算的壁溫進行控制；個別電廠水冷壁壁溫分布沒有差別，明顯不符合實際壁溫分布；壁溫測點與實際位置不對應，甚至運行無法了解壁溫測點的具體位置。

(5)吹灰器吹損

鍋爐受熱面被吹灰器吹損情況較多，吹損部位有水冷壁、包覆以及低溫過熱器、低溫再熱器與省煤器，吹損原因有吹灰安裝角度不正，引起蒸汽斜射；吹灰驅動軸銷磨損、行程開關卡澀引起定點較長時間吹；以及提升閥摩擦卡澀，提升閥提前開啟或歸位后延遲關閉，導致近墻處換熱管吹損；還有吹灰蒸汽壓力控制過高，蒸汽射流吹損能力強；吹灰時疏水不充分，吹灰蒸汽帶水使得吹損增強，如爐膛吹灰由于管路長、吹灰行走軌跡呈弧線型，增加了吹損區(qū)；換熱管防磨措施不完善，存在未加防磨護瓦、護瓦間存在間隙等缺陷；吹灰運行管理不嚴格，沒有嚴格執(zhí)行檢查制度，個別吹灰器卡澀時不能及時處理，導致受熱面嚴重吹損。當水冷壁存在高溫腐蝕時，腐蝕區(qū)域吹灰會導致水冷壁減薄速率顯著加快，在較短的時間內(nèi)引起水冷壁泄漏。在爐膛水冷壁或低溫再熱器吹損泄漏后會導致上部換熱管過熱泄漏，擴大事故損失。

另一種普遍的吹灰器吹損受熱面為吹損懸吊管處內(nèi)部換熱管，形成的吹損為懸掛吊耳處的管壁，一般吹損可達內(nèi)6排管圈，其中第2、3排管圈吹損比較嚴重。吹損一般發(fā)生在尾部煙道的低過與低再受熱面懸吊管。

吹灰器事故還表現(xiàn)在吹灰管折斷，大部分折斷的原因為外套筒內(nèi)壁吹損，部位在吹灰器停用時內(nèi)套管出口處的外套筒。部分電廠還發(fā)生過外套筒不等壁厚的焊縫處。一般防治方法為定期對外套筒進行定點壁厚測量。

(6) 空預器NH4HSO4越界沉積

鍋爐空預器堵塞現(xiàn)象比較普遍，鍋爐經(jīng)過煙氣脫硝改造后空預器堵塞現(xiàn)象更趨嚴重。脫硝系統(tǒng)催化劑在將煙氣中NOx還原為N2時，也會將煙氣中的SO2氧化為SO3，大大地提高煙氣中的SO3 濃度，與SCR出口未完全反應的NH3反應，生成NH4HSO4。NH4HSO4在150~230℃時呈液態(tài)，有較強的黏附性，與煙氣中的飛灰粘黏，形成堅固的沉積物，很難被吹灰蒸汽吹走；當NH4HSO4濃度較高時，NH4HSO4析出沉積的溫度升高，有可能出現(xiàn)越界沉積現(xiàn)象，一旦出現(xiàn)越界沉積，沉積物不可能由吹灰，導致空預器出現(xiàn)嚴重堵塞。當SCR催化劑活性下降，運行仍保持較高的脫硝效率，導致SCR出口NH3率高，煙氣中NH4HSO4濃度偏高，導致NH4HSO4越界沉積，引起嚴重堵塞。鍋爐改造后排煙溫

度偏低、在低溫段結酸露，與積灰混合形成板結，再與NH4HSO4混合形成黏團積灰導致嚴重堵塞。

目前電廠空預器換熱元件低溫段高度根據(jù)滿負荷壁溫分布選擇，而長期運行在較低負荷，特別是冬天低負荷運行，換熱元件壁溫分布明顯低于滿負荷狀況，NH4HSO4容易產(chǎn)生越界沉積的現(xiàn)象；低負荷時，SCR進口煙溫偏低，催化劑活性下降，保持相同的或更高的脫硝效率時，會導致NH3:NOx摩爾比增大，NH3率升高；氨率表監(jiān)測不準確，難以及時調節(jié)SCR運行工況，引起SCR氨率有時偏高。 NH4HSO4在空預器沉積后，如果不能及時，會與煙氣中飛灰粒子粘黏，形成堅固的沉積物。NH4HSO4在空預器沉積的特點是，空預器一旦出現(xiàn)NH4HSO4越界沉積，形成較嚴重地堵塞后，其阻力升高速率很快，對鍋爐正常運行影響很大。部分鍋爐在進行煙氣脫硝改造時，未配套進行空預器改造，空預器出現(xiàn)NH4HSO4沉積后，很難通過蒸汽吹灰等措施，與飛灰形成較堅固的積灰，堵塞很快，空預器煙風阻力增加很快。多個電廠空預器堵塞后，換熱元件無法采用空預器阻力大原因還有：高溫段積粗灰粒子，水沖洗難以，表面堆積細灰粒子后引起嚴重堵塞；空預器換熱元件散排、一般為高溫段，導致空預器阻力顯著升高；

(7) 減溫器結構缺陷

近幾年，減溫器問題出現(xiàn)較多。主要有：相當部分鍋爐減溫器噴管直接焊接在減溫器安裝管座上，在減溫器投停交替時產(chǎn)生很大的附加熱應力，部分結構減溫器附加熱應力區(qū)域與結構上的應力集中區(qū)重合；部分鍋爐減溫器噴管采用懸臂結構，減溫器蒸汽流動與減溫水噴射附加的力，或者蒸汽流動產(chǎn)生的振動都會在噴管產(chǎn)生高頻交變應力，懸臂結構容易在噴管根部產(chǎn)生較大的附加應力；部分減溫器上游沒有設內(nèi)套筒，對噴管安裝方向要求很高，一旦出現(xiàn)方向偏差，容易噴到減溫器壁面；部分電廠檢查發(fā)現(xiàn)二/三級減溫器噴管與連接管座焊縫開裂，減溫水流到安裝管座與減溫器內(nèi)壁；部分減溫器笛型管噴孔開孔偏向外側，減溫水射流容易射到減溫器筒內(nèi)壁。減溫器因為結構缺陷在噴管根部產(chǎn)生裂紋和開裂的幾率較大，是影響鍋爐運行的安全隱患；噴管焊縫開裂后水沿連接管座內(nèi)壁噴濺到減溫器筒的內(nèi)壁，對減溫器筒體壽命影響很大。

一般處理方法是在檢修時進行解檢查，及早發(fā)現(xiàn)裂紋；在減溫器更換時進行換型改造，選擇更好地噴管與安裝管座焊接方式。

(8)脫硝系統(tǒng)及其煙道漏風大

煙氣脫硝改造后出現(xiàn)部分電廠鍋爐SCR進出口煙溫存在較大的差別，存在5~8℃的煙溫降低，部分超過10℃。原因有SCR系統(tǒng)容器煙道表面保溫效果較差、散熱較大；SCR煙道焊接時存在未滿焊與漏焊現(xiàn)象，煙道漏風大；進出口非金屬膨脹節(jié)漏風較大，漏冷風導致煙溫下降幅度過大。與煙氣脫硝系統(tǒng)改造在機組運行中施工，施工時間短，個別機組保溫在運行后施工等有關；非金屬膨脹節(jié)存在質量問題，結構與材料存在缺陷導致漏風較大等。

處理措施：對SCR系統(tǒng)進行漏風測試，確認是否存在漏風；對煙風道進行漏風檢查，特別是進出口非金屬膨脹節(jié)。

(9) SCR系統(tǒng)進口煙溫低

在環(huán)保部強調燃煤機組全負荷脫硝的狀況下，SCR系統(tǒng)進口煙溫偏低導致噴氨不能投運的問題突出。部分鍋爐省煤器出口煙溫低，在低負荷（50%）時煙溫在300℃左右，對SCR系統(tǒng)催化劑活性影響較大。嚴重的引起脫硝系統(tǒng)不能投噴氨，或者運行中的脫硝系統(tǒng)跳閘，導致NOx排放不能滿足環(huán)保要求；在低溫區(qū)催化劑活性下降，要保證脫硝效率必須提高NH3:NOx摩爾比，使得NH3率升高；催化劑長期在低溫噴氨運行對催化劑活性有影響，引起催化劑活性下降速度加快。

目前所有鍋爐無法做到全負荷脫硝，包括燃氣機組也存在這個問題。目前擬采取的措施有：采取零號高加，提高給水溫度，減少省煤器吸熱；采用煙氣旁路煙道，提高SCR進口煙溫；采取省煤器給水旁路，低負荷時減少省煤器吸熱；省煤器給水再循環(huán)，減少省煤器吸熱。采用低溫催化劑，降低投運噴氨時的機組負荷率。

也有廠家介紹其催化劑可以適應全負荷脫硝，目前沒有業(yè)績

(10) 動調風機檢修問題

大容量機組風機問題較多，2012年由風機原因直接引起跳機的有6次以上，由風機故障引起運行調整不當?shù)挠?/span>2次以上。原因有動調系統(tǒng)故障，如滑動調節(jié)桿軸承磨損、調節(jié)銅滑塊磨損過快、密封圈老化漏油，靜葉調節(jié)故障、軸承壓蓋螺栓斷裂、風機配置不當以及風機進出隔絕門銷軸斷裂等。出現(xiàn)了風機失速跳閘、調節(jié)軸銷斷裂、風機斷葉片、風機過流以及風機供電缺陷引起的跳閘；變頻器缺陷引起風機到零轉速，但不發(fā)停機信號，導致鍋爐跳閘；其他如動葉調整機構卡澀、動葉調整滑塊磨損過快、振動大，風機軸承保持架和滾珠開裂或磨損，風機軸承壓蓋螺栓斷裂、轉子掉落，引風機后導向葉片磨損，引風機靜葉調節(jié)環(huán)連接軸晃動大等。

動葉可調風機的動調系統(tǒng)問題較多，如動葉調節(jié)軸承卡澀、調節(jié)銅滑塊磨損引起動葉調節(jié)角度不一致，風機易出現(xiàn)失速與轉子振動較大，液壓油旋轉油封組件密封法蘭裂紋引起油箱油位快速下降，特別是反饋齒條連接軸承損壞發(fā)生較多，導致動葉無法調節(jié)，動葉迅速關死或迅速全開，2013年由此引起的異停3次以上。風機動作后調節(jié)邏輯不合理導致爐膛負壓大幅度波動，增壓風機跳閘等，引起鍋爐MFT動作。動調系統(tǒng)問題主要原因是目前動調風機轉子與動調系統(tǒng)無法進行現(xiàn)場檢修，往往進行返廠檢修；檢修單位少、部分檢修單位檢修質量控制體系運行不正常，存在漏檢漏修的問題。

風機問題的另一個方面是一次風機跳閘后RB動作成功率低。動調系統(tǒng)或變頻器故障導致的一次風機跳閘事件較多，但一次風機跳閘后RB成功率較低，原因是一次風機跳閘后惰走時間短，出口隔絕門關閉時間較長，一次風壓迅速降低，在隔絕風門關閉后一次風壓迅速升高，一次風壓大幅度波動引起帶入爐膛的煤粉量大幅度波動，在機組一半負荷時導致爐膛負壓大幅度波動。

目前在進行鍋爐超低排放改造后，大部分聯(lián)合風機采用雙級動調軸流風機，動態(tài)風機檢修一般采取轉動部件與動調機構返廠檢修的方式。加強動調風機檢修質量過程控制和檢修質量驗收成為保證風機運行的可靠性的主要手段；部分電廠采取現(xiàn)場檢修方式，動態(tài)風機運行可靠性較高。

對一次風機跳閘后RB動作成功率偏低問題處理，除加強一次風機及變頻器維護，提高設備可靠性外；還有優(yōu)化RB動作邏輯，減少一次風機隔離門的開關時間，優(yōu)化投油助燃程序，及時投油助燃。

(11) 撈渣機缺陷

近年，鍋爐輔機中撈渣機故障引起被迫停機較多。故障主要有：撈渣機浸水輪軸承磨損損壞，在更換浸水輪時引起停機；存在鏈條拉斷、鏈條嚴重磨損以及刮板磨損、機頭堆渣無法推動的問題，撈渣機防磨板缺失，上部回渣導致出力不足；個別鍋爐撈渣機出力裕量偏小，存在鏈條拉斷、主動齒輪軸銷剪斷等事件，在鍋爐結焦時，大量焦渣掉落引起撈渣機出力不足，被迫停機處理。

撈渣機處理一般為：浸水輪軸承外置，避免渣水進入軸承；更換耐磨鏈條與耐磨刮板；完善防磨板以及更換驅動系統(tǒng)、增大撈渣機出力等。

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