『干货』 电厂各类锅炉存在的普遍性缺陷及案例分析

江苏省并网电厂在监督范围内的电厂54家，其中52家安装有各种类型锅炉。

• 135MW超高压机组16台；其中上锅生产煤粉炉10台，哈锅生产煤粉炉2台，哈锅生产流化床锅炉4台。

• 300MW亚临界机组45台；其中武锅生产2台；东锅生产6台，4台为屏式再热器结构，2台采用烟气挡板调温；哈锅生产的6台，5台为屏式再热器结构，1台采用烟气挡板调温；上锅生产的31台，其中9台为原“UP”型锅炉改造，其中的1台由燃油锅炉改造，2台采用烟气挡板调温，20台为屏式再热器结构。

• 300MW亚临界流化床机组2台；东锅生产。

• 350MW亚临界机组8台；4台为进口的B&W型锅炉；2台进口FW型锅炉，2台武锅生产，这4台锅炉都采用旋流燃烧器前墙布置。

• 600MW亚临界机组2台；为进口的B&W型锅炉。

• 300MW超临界直流机组2台；为进口的俄罗斯产直流锅炉。

• 350MW超临界锅炉1台，上锅产。

•  600MW超临界直流机组21台；其中东锅产2台；哈锅产9台；上锅产10台。其中东锅产与哈锅产都属于B&W技术锅炉，采用旋流燃烧器，对冲布置，采用烟气挡板调节再热汽温；哈锅产锅炉采用低再与高再直接连接；上锅产锅炉采用四角切圆燃烧，同轴低NOx燃烧器，过热器以辐射吸热为主，无烟气挡板。水冷壁全部采用下部螺旋水冷壁，上部垂直水冷壁结构。

• 600MW超超临界直流机组16台；其中上锅产4台，四角切圆燃烧，再热汽温烟气挡板调节；东锅产2台，采用B&W技术，旋流燃烧器对冲布置，再热汽温烟气挡板调节；哈锅产10台，四墙布置切圆燃烧，垂直水冷壁一次上升，再热汽温烟气挡板调节。

• 1000MW超超临界直流机组18台；其中东锅产2台，采用B&W技术，旋流燃烧器对冲布置，再热汽温烟气挡板调节；哈锅产4台，燃烧器双切圆布置， 垂直水冷壁一次上升，再热汽温烟气挡板调节；上锅产塔式炉12台，其中1台为二次再热锅炉，四角切圆布置。还有2台1000MW塔式锅炉已安装好，等待调试投产，一台为二次再热机组。

• 上锅产超临界与超超临界锅炉，虽然炉型差别较大，但都采用低NOX同轴燃烧系统(LNCFS™)技术；东锅超临界与超超临界锅炉炉型基本一致。

• 390MW联合循环机组（9F）12台；余热锅炉生产厂家有杭锅、武锅、广东FW、无锡光华。

• 200MW联合循环机组（9E）18台；余热锅炉生产厂家有杭锅、无锡光华、东方日立、703研究所。

共161台锅炉处于技术监督范围内，其中燃煤锅炉131台，直流锅炉58台，600MW超临界参数以上55台。直流锅炉中采用垂直上升水冷壁的有15台。

全省135MW以上装机容量约73935MW，其中超临界以上参数、600MW以上容量机组装机容量约41570MW。

(1) 高温腐蚀

近期高温腐蚀存在加重与腐蚀减薄加速的趋势。一般配旋流燃烧器锅炉腐蚀程度较严重。

腐蚀减薄的区域有：旋流燃烧器锅炉一般发生在燃烧器区域（包括OFA风喷嘴区）二侧水冷壁，燃烧器下部及冷灰斗区域，个别高温腐蚀很严重的前后墙也存在腐蚀；旋流燃烧器前墙布置的锅炉，高温腐蚀发生在燃烧器区域（包括OFA风喷嘴区）的后墙及侧墙的炉后部分水冷壁，高温腐蚀与水冷壁横向裂纹分布高度区域重合；四角切圆燃烧的锅炉一般发生在上层燃烧器至SOFA风喷嘴区域，个别炉型如上锅产超临界600MW，在下层燃烧器下部存在腐蚀。

前几年高温腐蚀减薄的主要方式是腐蚀结合吹灰器吹损减薄，减薄快的一年左右达到更换的程度；近年出现单纯腐蚀导致很快减薄，减薄壁厚一年在2mm左右；个别锅炉出现了较快的垢下腐蚀，腐蚀速率也达到一年2mm左右。

高温腐蚀加重的背景有：

锅炉低氮燃烧器改造。改造时过于强调煤粉分级燃烧；偏置风设置不合理；生成的NOx浓度偏高，靠减少主燃烧器区二次风控制生成NOx浓度；改造后再热汽温偏低，依靠减少主燃烧器区二次风提高再热汽温；导致水冷壁区域烟气还原性气氛过强。锅炉低氮燃烧器采用很低NOx浓度的燃烧控制方式。如旋流燃烧器低氮燃烧器效果较差，典型的是哈锅产超临界锅炉配套的LNASB型低氮燃烧器，是国外早期的低氮燃烧器，在未进行改造时不能满足旧标准的要求，为满足要求减少主燃烧器区域二次风；上锅超超临界锅炉，其燃烧器低氮效果很好，燃烧挥发分较高的烟煤时，一般生成的NOx浓度可以维持在200mg/m3左右，部分电厂将NOx浓度控制在150 mg/m3左右，引起较严重地高温腐蚀。

掺烧高硫煤。在新环保标准实施后，锅炉普遍采取低氮燃烧方式时，掺烧硫分较高的燃煤，掺烧的高硫煤硫分在2~3%；部分电厂将石子煤掺配到钢球磨内燃烧，石子煤发热量不足1000kcal/kg,硫含量在30%左右，含煤粉比例很低，掺烧后产生负效益；掺烧高硫且灰熔点低的燃煤，导致炉膛存在结焦，虽然没有密实焦块，但结焦面积大，形成较严重地垢下腐蚀，水冷壁较快地减薄，一年内必须大面积换管。虽然锅炉燃煤的平均硫分控制在较低水平，但采用高硫煤集中加仓，掺烧比例在2仓以上；某旋流燃烧的锅炉，在掺烧高硫煤一年左右，发现OFA燃烧器区域水冷壁腐蚀减薄2mm左右，导致大面积换管。

高温腐蚀主要表现形式为硫腐蚀，主要特征是水冷壁区域烟气还原性很强，抽炉墙处烟气测试CO浓度表面，腐蚀严重程度与水冷壁处烟气CO浓度呈很强地正相关关系；腐蚀减薄速率较快的区域，烟气CO浓度都在20000ppm以上，浓度越高腐蚀减薄速率越快；烟气CO浓度在10000ppm以下的基本不发生高温腐蚀。

高温腐蚀与燃煤硫分也呈正相关关系，燃煤硫分高的高温腐蚀也强；燃煤硫分高于1.2%时，目前燃烧方式下，所有锅炉都会发生较严重地高温腐蚀；燃煤硫分低于0.6%，基本都不会发生高温腐蚀；0.8%以下时一般不会发生高温腐蚀，1.0%以下高温腐蚀一般并不严重，需排除掺烧高硫煤，但掺烧并不均匀的；如果低氮燃烧系统效果不好，只能靠减少主燃烧器区域二次风的高温腐蚀也较严重；在1.0~1.2%时，只有低氮燃烧系统效果较好的、且主燃烧器区域二次风合适时，才不会发生严重高温腐蚀。

(2) 内壁氧化皮大面积脱落

目前在各种参数的大容量电站锅炉中都有发生，蒸汽参数覆盖超高压至超超临界参数。发生内壁氧化皮大面积脱落的高温受热面主要包括高温过热器、后屏过热器（屏式过热器）、高温再热器；个别炉型也出现低再、屏再受热面内也存在较厚的内壁氧化皮。

内壁氧化皮大面积脱落与氧化皮厚度、氧化皮与母材的结合状态、运行中壁温变化幅度及变化速率等相关。

其中，氧化皮厚度是衡量内壁氧化皮是否易于大面积脱落的主要依据；厚度易测试判断，较厚时脱落的内壁氧化皮刚度大，不易碎裂，呈大块状剥落，引起换热管堵塞的几率大；但氧化皮厚度与是否存在大面积脱落并不是对应关系，相同的换热管材料，有的锅炉内壁氧化皮达到0.3~0.4mm，仍未发生大面积脱落，有的在0.2mm以上就发生大面积脱落。

内壁氧化皮与母材的结合状态对其大面积脱落影响更大，结合状态不好时，内壁氧化皮容易出现大面积脱落。厚度和内壁氧化皮与母材结合状态呈一定地正相关性，一般来说厚度越厚，其与母材的结合状态会较差；内壁氧化皮与母材的结合状态与其他很多因素有关，如内壁氧化皮生成速率，一般来说，生成速率越快，与母材的结合状态会越差，壁温越高、内壁氧化皮生成速率越快，其与母材的结合状态较差；与反应时能否在内侧形成一层致密的内壁氧化皮有关，如果内层不能形成致密的氧化层，结合状态较差；与反应时环境有关，如果氧密度较高，导致Cr形成挥发性分子流失，就无法在内侧形成致密性的氧化膜，导致内侧出现气孔等；结合状态还与母材的组织有关。内壁氧化皮与母材结合状态除受生成因素影响外，还与运行过程结合状态受损有关，在锅炉启停过程中出现大幅度瞬时温度变化时，会使得内壁氧化皮与母材结合状态出现破坏，瞬时温度变化幅度越大、速率越快，则氧化皮与母材的结合状态破坏越严重，严重时直接大面积脱落；内壁氧化皮与母材结合状态损坏有：氧化皮裂纹、氧化皮起皮、氧化皮翘起以及剩余孤块氧化皮等。

江苏电厂出现多个电厂加氧控制不好，导致内壁氧化皮与母材结合状态较差，引起内壁氧化皮大面积脱落。

内壁氧化皮大面积脱落的主要因素是启停过程出现瞬时大幅度的壁温变化。启动过程出现升温升压不匹配，在启动过程中蒸汽流量很低时投减温水控制汽温，减温水调门的严密性较差，导致减温器出口汽温存在较大幅度地瞬时降温，严重时减温器出口汽温降低到饱和温度，出现较严重地蒸汽带水。如某电厂亚临界机组投减温水时，一级减温器安装在分隔屏进口，启动时开始投减温水导致后屏过热器出口壁温发生70~80℃的瞬间温降。在启动过程中还存在换热管下弯部积水较多，启动升温升压较快时，部分下弯头内积水不能及时蒸干，导致积水在换热管内波动，导致壁温较大幅度地波动；在启动过程中，出现机组缺陷，锅炉点火等待缺陷处理结束，导致汽温偏高，被迫投用减温水控制汽温。

在停炉过程中主要是机组滑停时，滑停蒸汽过低，停机时靠大量喷减温水控制汽温，锅炉热负荷不稳定时会导致较大地汽温波动；严重时停机前减温水量仍较大，停机时存在很大幅度地壁温突然恢复回升。停机时其他引起壁温大幅度波动的有：停机前烧空粉仓或原煤仓时，煤位很低时会出现搭桥或自流状态，进入炉膛的煤量波动较大，使得炉膛热负荷大幅度地波动，使得换热管壁温大幅度波动，减温水流量快速变化，特别对于辐射吸热量较大的外圈第1根管（不锈钢材料）影响较大；停炉时不及时停运风机，造成较长时间地通风冷却；停炉后闷炉时间短，采用通风快速冷却方式等。

对于内壁氧化皮大面积脱落，材料也存在较大地影响，如不锈钢管由于膨胀系数与氧化皮相差较大，较容易出现内壁氧化皮大面积脱落。不锈钢材料对内壁氧化皮脱落的影响有二个方面，虽然不锈钢换热管内壁氧化皮大面积脱落的案例较多，但内壁氧化皮大面积脱落导致堵塞爆管的案例较少：一是不锈钢内壁氧化皮容易出现大面积脱落，导致内部氧化皮大面积脱落的几率增加；内壁氧化皮厚度不存在很厚的状态；内壁氧化皮结合状态的破坏较彻底，脱落后处理较彻底，可以采用机械方式清除；堆积比较容易监测。

(3) 冷灰斗对角弯头处磨损

对于采用螺旋水冷壁的直流锅炉，存在冷灰斗对角磨损问题。磨损发生在水冷壁管顺前后墙斜坡滑落在接近角部时水冷壁管倾斜角度变大，大斜角水冷壁管在落渣口弯曲区产生很严重地磨损。

原因是由于掉落在冷灰斗区域的灰渣顺水冷壁管间沟槽滑落，在大斜角水冷壁管区域会产生较大的加速，速度快的灰渣对管子的磨损加大，一般是按灰渣滑动速率的3次方增加。在落渣口弯曲以及与侧墙交界处，灰渣产生变向时，会对水冷壁管产生严重地磨损。严重地一个小修期可以磨损使得水冷壁泄漏。

灰渣对角磨损的特点是开始磨损后，磨损呈现加速特性。许多锅炉在前几年检查磨损不严重，发现磨损后，下次检查时磨损就非常严重。高速的灰渣磨损很强，一般防磨材料难以消除灰渣磨损，防磨喷涂对于灰渣磨损的防护作用不明显。

炉膛横截面积越大，冷灰斗对角磨损情况越严重。因此塔式锅炉安装晚，但冷灰斗磨损问题最先暴露；东锅产1000MW级锅炉在运行不到2年时也发现了冷灰斗磨损问题。

(4) 后屏过热器壁温偏高

近几年，江苏电厂后屏过热器（屏式过热器）出口汽温偏高问题较普遍。很多电厂后屏出口汽温与高过出口汽温相差在40℃以内，部分亚临界锅炉后屏出口汽温经常达到525℃以上；部分超临界锅炉后屏出口汽温有时达到535 ℃以上；部分超超临界锅炉后屏汽温达到565 ℃以上。调温时二级（三级）减温水开度较大。

由于后屏过热器是以辐射吸热为主的受热面，单位面积吸热量较大，壁温与出口汽温之间的差值较大，换热管间壁温偏差较大；目前制造厂一般不给出受热面出口汽温控制数据，电厂按出口壁温控制受热面出口汽温，在壁温测点较少或壁温代表性较差时，会出现汽温偏高，实际壁温很高的状况。如某电厂660MW超超临界锅炉，壁温测点较少，运行初期运行反映后屏过热器从不超温，现场观察壁温值都低于汽温值；后在方天要求下，在壁温相对较高的受热面加壁温测点，发现增加的壁温测点壁温全部超过制造厂给定值；另一电厂的大屏，38个壁温测点基本都不超过汽温。

某厂东锅产1000MW锅炉，过热器减温水调门基本开足，大屏出口汽温有时超过570℃，其壁温超限的次数、时间及超温幅度都大于高过。

目前燃煤供应市场较好，锅炉燃烧的高发热量、高挥发分煤种比例增加，导致燃烧火焰中心偏低，炉膛出口烟温偏低，高温过热器吸热明显减少，导致高过进口汽温偏高，在投用二级减温水的状况下，导致后屏出口汽温偏高。

后屏出口汽温偏高的危害较大。导致内壁氧化皮生成速率加快，氧化皮与母材的结合状态变差。在锅炉启停过程中，后屏壁温波动都会大于高过与高再，如果内壁氧化皮与母材结合状态破坏较严重时，内壁氧化皮出现大面积脱落的几率较大。由于后屏过热器属于辐射吸热为主，一旦内壁氧化皮大面积脱落堵塞，很快出现超温爆管。

壁温测点代表性不好主要表现在：测点较少，无法全面了解换热面的壁温分布状况，无法监测较多的壁温高的换热管；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测点，但未对测量块进行单独保温，引起较大的测量误差，使显示壁温低于实际炉外汽温；壁温报警定值不科学，盲目按制造厂推荐数据，未考虑换热管材的实际应用性能和抗蒸汽氧化性能；个别制造厂未明确给出受热面的壁温控制范围，电厂按受热面强度计算的壁温进行控制；个别电厂水冷壁壁温分布没有差别，明显不符合实际壁温分布；壁温测点与实际位置不对应，甚至运行无法了解壁温测点的具体位置。

(5)吹灰器吹损

锅炉受热面被吹灰器吹损情况较多，吹损部位有水冷壁、包覆以及低温过热器、低温再热器与省煤器，吹损原因有吹灰枪安装角度不正，引起蒸汽斜射；吹灰枪驱动轴销磨损、行程开关卡涩引起定点较长时间吹；以及提升阀摩擦卡涩，提升阀提前开启或归位后延迟关闭，导致近墙处换热管吹损；还有吹灰蒸汽压力控制过高，蒸汽射流吹损能力强；吹灰时疏水不充分，吹灰蒸汽带水使得吹损增强，如炉膛吹灰由于管路长、吹灰枪行走轨迹呈弧线型，增加了吹损区；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；吹灰运行管理不严格，没有严格执行跟枪检查制度，个别吹灰器卡涩时不能及时处理，导致受热面严重吹损。当水冷壁存在高温腐蚀时，腐蚀区域吹灰会导致水冷壁减薄速率显著加快，在较短的时间内引起水冷壁泄漏。在炉膛水冷壁或低温再热器吹损泄漏后会导致上部换热管过热泄漏，扩大事故损失。

另一种普遍的吹灰器吹损受热面为吹损悬吊管处内部换热管，形成的吹损为悬挂吊耳处的管壁，一般吹损可达内6排管圈，其中第2、3排管圈吹损比较严重。吹损一般发生在尾部烟道的低过与低再受热面悬吊管。

吹灰器事故还表现在吹灰器枪管折断，大部分折断的原因为外套筒内壁吹损，部位在吹灰器停用时内套管出口处的外套筒。部分电厂还发生过外套筒不等壁厚的焊缝处。一般防治方法为定期对外套筒进行定点壁厚测量。

(6) 空预器NH4HSO4越界沉积

锅炉空预器堵塞现象比较普遍，锅炉经过烟气脱硝改造后空预器堵塞现象更趋严重。脱硝系统催化剂在将烟气中NOx还原为N2时，也会将烟气中的SO2氧化为SO3，大大地提高烟气中的SO3 浓度，与SCR出口未完全反应的NH3反应，生成NH4HSO4。NH4HSO4在150~230℃时呈液态，有较强的黏附性，与烟气中的飞灰粘黏，形成坚固的沉积物，很难被吹灰蒸汽吹走；当NH4HSO4浓度较高时，NH4HSO4析出沉积的温度升高，有可能出现越界沉积现象，一旦出现越界沉积，沉积物不可能由吹灰清除，导致空预器出现严重堵塞。当SCR催化剂活性下降，运行仍保持较高的脱硝效率，导致SCR出口NH3逃逸率高，烟气中NH4HSO4浓度偏高，导致NH4HSO4越界沉积，引起严重堵塞。锅炉改造后排烟温度偏低、在低温段结酸露，与积灰混合形成板结，再与NH4HSO4混合形成黏团积灰导致严重堵塞。

目前电厂空预器换热元件低温段高度根据满负荷壁温分布选择，而长期运行在较低负荷，特别是冬天低负荷运行，换热元件壁温分布明显低于满负荷状况，NH4HSO4容易产生越界沉积的现象；低负荷时，SCR进口烟温偏低，催化剂活性下降，保持相同的或更高的脱硝效率时，会导致NH3:NOx摩尔比增大，NH3逃逸率升高；氨逃逸率表监测不准确，难以及时调节SCR运行工况，引起SCR氨逃逸率有时偏高。 NH4HSO4在空预器沉积后，如果不能及时清除，会与烟气中飞灰粒子粘黏，形成坚固的沉积物。NH4HSO4在空预器沉积的特点是，空预器一旦出现NH4HSO4越界沉积，形成较严重地堵塞后，其阻力升高速率很快，对锅炉正常运行影响很大。部分锅炉在进行烟气脱硝改造时，未配套进行空预器改造，空预器出现NH4HSO4沉积后，很难通过蒸汽吹灰等措施清除，与飞灰形成较坚固的积灰，堵塞很快，空预器烟风阻力增加很快。多个电厂空预器堵塞后，换热元件无法采用空预器阻力大原因还有：高温段积粗灰粒子，水冲洗难以清除，表面堆积细灰粒子后引起严重堵塞；空预器换热元件散排、一般为高温段，导致空预器阻力显著升高。

(7) 减温器结构缺陷

近几年，减温器问题出现较多。主要有：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；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；部分减温器上游没有设内套筒，对喷管安装方向要求很高，一旦出现方向偏差，容易喷到减温器壁面；部分电厂检查发现二/三级减温器喷管与连接管座焊缝开裂，减温水流到安装管座与减温器内壁；部分减温器笛型管喷孔开孔偏向外侧，减温水射流容易射到减温器筒内壁。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；喷管焊缝开裂后水沿连接管座内壁喷溅到减温器筒的内壁，对减温器筒体寿命影响很大。

一般处理方法是在检修时进行解体检查，及早发现裂纹；在减温器更换时进行换型改造，选择更好地喷管与安装管座焊接方式。

(8)脱硝系统及其烟道漏风大

烟气脱硝改造后出现部分电厂锅炉SCR进出口烟温存在较大的差别，存在5~8℃的烟温降低，部分超过10℃。原因有SCR系统容器烟道表面保温效果较差、散热较大；SCR烟道焊接时存在未满焊与漏焊现象，烟道漏风大；进出口非金属膨胀节漏风较大，漏冷风导致烟温下降幅度过大。与烟气脱硝系统改造在机组运行中施工，施工时间短，个别机组保温在运行后施工等有关；非金属膨胀节存在质量问题，结构与材料存在缺陷导致漏风较大等。

处理措施：对SCR系统进行漏风测试，确认是否存在漏风；对烟风道进行漏风检查，特别是进出口非金属膨胀节。

(9) SCR系统进口烟温低

在环保部强调燃煤机组全负荷脱硝的状况下，SCR系统进口烟温偏低导致喷氨不能投运的问题突出。部分锅炉省煤器出口烟温低，在低负荷（50%）时烟温在300℃左右，对SCR系统催化剂活性影响较大。严重的引起脱硝系统不能投喷氨，或者运行中的脱硝系统跳闸，导致NOx排放不能满足环保要求；在低温区催化剂活性下降，要保证脱硝效率必须提高NH3:NOx摩尔比，使得NH3逃逸率升高；催化剂长期在低温喷氨运行对催化剂活性有影响，引起催化剂活性下降速度加快。

目前所有锅炉无法做到全负荷脱硝，包括燃气机组也存在这个问题。目前拟采取的措施有：采取零号高加，提高给水温度，减少省煤器吸热；采用烟气旁路烟道，提高SCR进口烟温；采取省煤器给水旁路，低负荷时减少省煤器吸热；省煤器给水再循环，减少省煤器吸热。采用低温催化剂，降低投运喷氨时的机组负荷率。

也有厂家介绍其催化剂可以适应全负荷脱硝，目前没有业绩。

(10) 动调风机检修问题

大容量机组风机问题较多，2012年由风机原因直接引起跳机的有6次以上，由风机故障引起运行调整不当的有2次以上。原因有动调系统故障，如滑动调节杆轴承磨损、调节铜滑块磨损过快、密封圈老化漏油，静叶调节故障、轴承压盖螺栓断裂、风机配置不当以及风机进出隔绝门销轴断裂等。出现了风机失速跳闸、调节轴销断裂、风机断叶片、风机过流以及风机供电缺陷引起的跳闸；变频器缺陷引起风机到零转速，但不发停机信号，导致锅炉跳闸；其他如动叶调整机构卡涩、动叶调整滑块磨损过快、振动大，风机轴承保持架和滚珠开裂或磨损，风机轴承压盖螺栓断裂、转子掉落，引风机后导向叶片磨损，引风机静叶调节环连接轴晃动大等。

动叶可调风机的动调系统问题较多，如动叶调节轴承卡涩、调节铜滑块磨损引起动叶调节角度不一致，风机易出现失速与转子振动较大，液压油旋转油封组件密封法兰裂纹引起油箱油位快速下降，特别是反馈齿条连接轴承损坏发生较多，导致动叶无法调节，动叶迅速关死或迅速全开，2013年由此引起的异停3次以上。风机动作后调节逻辑不合理导致炉膛负压大幅度波动，增压风机跳闸等，引起锅炉MFT动作。动调系统问题主要原因是目前动调风机转子与动调系统无法进行现场检修，往往进行返厂检修；检修单位少、部分检修单位检修质量控制体系运行不正常，存在漏检漏修的问题。

风机问题的另一个方面是一次风机跳闸后RB动作成功率低。动调系统或变频器故障导致的一次风机跳闸事件较多，但一次风机跳闸后RB成功率较低，原因是一次风机跳闸后惰走时间短，出口隔绝门关闭时间较长，一次风压迅速降低，在隔绝风门关闭后一次风压迅速升高，一次风压大幅度波动引起带入炉膛的煤粉量大幅度波动，在机组一半负荷时导致炉膛负压大幅度波动。

目前在进行锅炉超低排放改造后，大部分联合风机采用双级动调轴流风机，动态风机检修一般采取转动部件与动调机构返厂检修的方式。加强动调风机检修质量过程控制和检修质量验收成为保证风机运行的可靠性的主要手段；部分电厂采取现场检修方式，动态风机运行可靠性较高。

对一次风机跳闸后RB动作成功率偏低问题处理，除加强一次风机及变频器维护，提高设备可靠性外；还有优化RB动作逻辑，减少一次风机隔离门的开关时间，优化投油枪助燃程序，及时投油枪助燃。

(11) 捞渣机缺陷

近年，锅炉辅机中捞渣机故障引起被迫停机较多。故障主要有：捞渣机浸水轮轴承磨损损坏，在更换浸水轮时引起停机；存在链条拉断、链条严重磨损以及刮板磨损、机头堆渣无法推动的问题，捞渣机防磨板缺失，上部回渣导致出力不足；个别锅炉捞渣机出力裕量偏小，存在链条拉断、主动齿轮轴销剪断等事件，在锅炉结焦时，大量焦渣掉落引起捞渣机出力不足，被迫停机处理。

捞渣机处理一般为：浸水轮轴承外置，避免渣水进入轴承；更换耐磨链条与耐磨刮板；完善防磨板以及更换驱动系统、增大捞渣机出力等。

(1) 水冷壁T23材料连接焊缝裂纹。

发生在水冷壁管采用T23材料的锅炉，后期锅炉水冷壁材料更换为12Cr1MoVG后，该问题基本不出现。

(2)一级再热器穿墙管磨损快。

该问题几乎在所有的塔式锅炉中都出现，磨损的区域主要在一再进口下部第一排管穿墙处，磨损快的在二侧角部。原因主要是一再换热管屏布置密集，一再逆流布置，下部蛇形管与前后水冷壁之间形成烟气走廊。电厂布置的阻流板布置在蛇形管下部，难以有效降低烟气走廊处烟速。困难是无检修空间，磨损状况难以被及时发现，加装防磨护板较难。

处理方法是在下部第一排加装防磨护瓦。

(3)水冷壁冷灰斗下折弯处对角灰渣磨损快

(4)燃烧器水冷壁水冷套被二次风磨损快

多发生在中上部、甚至SOFA风处也发生过。原因是二次风喷嘴与水冷套之间存在较大地间隙，漏风量较大；二次风之间携带灰尘，磨损间隙处的水冷壁管，多磨损水冷套外侧管。

出理方法，改进二次风喷嘴与风箱，加大风箱与喷嘴间密封的弧形板长度，减小二次风箱间隙漏风量；在二次风喷嘴侧水冷套加装防磨护板。

(5)一再、二过与省煤器被吹灰器吹损

原因是吹灰枪长度过大，喷嘴轨迹与设计存在较大差距，防磨护瓦设计不到位，悬吊管处未设计内圈换热管防磨护瓦等。

处理方法：在吹灰枪运行区间，所有可能被吹灰蒸汽吹扫区域的换热管加装防磨护瓦；对一再、省煤器区域在烟道内网格法布置声波吹灰器。

(6)炉膛受热面塌灰问题

横向间距较小的受热面，受烟气携带与飞灰重力作用，在换热管纵向间距内飞灰出现亚平衡状态的堆积，当平衡状态破坏时，变负荷、吹灰以及炉膛压力波动等，导致堆积在换热管纵向间距内的飞灰瞬间崩塌。表现的形式为二侧受热面吸热偏差偏转，二侧减温水量分布偏转以及壁温分布偏转，炉膛压力出现较大幅度地波动。

对炉膛负压自动与汽温控制自动造成较大的影响。

(7)烟尘外漏

炉膛上部烟尘外漏，导致吹灰枪枪头烧损、腐蚀，烟尘外漏引起现场环境，增加无组织排放。

原因为炉膛负压测点设置在一过区域，而炉膛顶部省煤器出口区域的负压要小于一过区域负压。设定的炉膛负压值不能确保炉膛上部始终处于负压状态，炉膛汽压高于大气压力时，就向外泄漏烟气。

处理方法：在炉膛顶部设置一套炉膛负压测点，作为炉膛负压自动调节用测点，确保炉膛处于负压状态。原炉膛负压测点作为炉膛压力保护测点。

哈锅产超超临界锅炉为引进MHI技术生产，水冷壁采用垂直水冷壁结构，采用进口节流孔调节冷却工质流量，达到冷却工质与炉膛热负荷匹配。

(1)水冷壁横向裂纹

哈锅产超超临界锅炉水冷壁存在较严重的横向裂纹问题，横向裂纹分局部裂纹与密集横向裂纹。其它存在水冷壁横向裂纹的锅炉还有俄罗斯进口的直流锅炉，其水冷壁采用垂直水冷壁多次上升方式；旋流燃烧器前墙布置的汽包锅炉后墙与侧墙后部；某厂二台四角切圆燃烧的汽包锅炉也检查发现了密集横向裂纹。局部裂纹一般扩展较快，在较快的时间引起裂纹贯穿泄漏。密集横向裂纹的深度不深但裂纹密集，往往与炉膛结焦、高温腐蚀伴生。产生水冷壁横向裂纹的锅炉主要是水冷壁垂直布置的直流锅炉和存在局部热负荷严重过高的大管径水冷壁管锅炉。横向裂纹产生的原因主要有结构与固定有关的应力集中，及运行中出现的交变应力引起的疲劳；或者是长期受应力或交变应力，在腐蚀性烟气中发生的应力腐蚀引起或腐蚀疲劳；水冷壁壁温偏高以及壁温波动。导致水冷壁存在应力的原因有炉膛局部负荷高，炉膛局部结焦与高温腐蚀，炉膛吹灰导致的局部吸热增加等引起的壁温差，导致的管壁附加热应力，水冷壁防腐防磨喷涂破损后，也导致水冷壁不同区域吸热存在较大区别，会加重附加热应力；水冷壁因结构布置，焊接与刚性梁束缚等引起局部存在较大的应力，在水冷壁管薄弱处出现应力集中；蒸汽吹灰带水及吹扫引起的壁温波动也是横向裂纹产生与扩展的原因；局部热负荷高或受热面冷却不足引起壁温高等。腐蚀是由于低NOx燃烧器引起的水冷壁区域还原性气氛强导致的，还原性气氛越强烟气的腐蚀性越大；材料的耐腐蚀性能越差，烟气腐蚀速率越快；管壁温度越高，腐蚀速率越快。

哈锅产超超临界锅炉产生严重横向裂纹的主要原因有：垂直水冷壁导致的壁温偏差大以及由此引起的局部水冷壁壁温较大幅度波动。壁温偏差存在二个原因，炉内热负荷分布不均导致局部水冷壁壁温偏高，特点是高温区域较广，壁温分布较平滑；冷却水量与热负荷不匹配，高温区域较窄、壁温分布陡峭，原因与水冷壁供水管流量偏小有关，可能在水冷壁分配集箱存在杂物或阻碍水流均匀的结构；带节流孔的水冷壁，节流孔径分布不合理，导致水冷壁冷却水量与炉膛热负荷分布存在较大的偏差，导致局部水冷壁壁温偏高。

燃烧器布置切圆直径过大，导致炉膛水冷壁处烟气还原性较强，锅炉存在高温腐蚀较强与结焦状况。在燃烧低熔点煤时，炉膛结焦较严重。如一台1000MW级锅炉掉大焦，导致捞渣机链条拉断；不同电厂的二台600MW级锅炉燃烧低灰熔点煤时结焦严重，导致干式除渣机无法运行。

横向裂纹严重的位置以AA风上部吹灰器区域；中间集箱进出口弯头处，特别是下部弯头处。局部裂纹主要发生在中间集箱下部安装焊缝处。

哈锅产超超临界锅炉水冷壁横向裂纹分布与壁温分布偏差重合度高；而前墙布置燃烧器的锅炉水冷壁横向裂纹与结焦及高温腐蚀区域重叠度很高。

(2)受热面节流孔堵塞

哈锅产超超临界锅炉受热面堵塞以节流孔堵塞为主。有节流孔堵塞、水冷壁节流孔结垢以及大的异物堵塞。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。早期爆管主要以堵塞为主。与其它类型锅炉一致还存在大集箱内遗留的较大物件在运行中移位，堵塞换热管进口，如减温器破损部件、汽轮机破损部件等；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；丝状杂物结团堵塞；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。个别电厂未发生节流孔堵塞一段时间后，轻视汽水系统杂物检查和清理；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，如切削片、纤维丝状物、碳化纤维团以及切割铁水片等；个别电厂换热管对接焊缝质量差，存在较大的焊瘤，引起冷却工质流量偏低，同时容易导致异物堵塞。

处理方式是加强安装过程以及检修过程的清洁化施工管理，杜绝异物进入汽水系统；优化检修工艺，淘汰会引起异物进入汽水系统导致堵塞的检修工艺；加强检修时、特别是早期检修时集箱异物清理，清理时应兼顾上游出口集箱的异物检查与清理。

哈锅产超超临界锅炉水冷壁结垢堵塞也很普遍，在化学水处理方式不当时，所有锅炉无一例外产生。处理方法进行给水加氧处理，控制给水出口Fe2+离子浓度。

(3)顶棚密封不严

哈锅产超超临界锅炉顶棚密封采用浇铸密封，换热管悬吊在受热面集箱上，或者个别管伸出悬吊，换热管与顶棚间存在自由运动。在运行中由于换热管屏晃动等，浇铸密封很容易破坏，导致炉顶密封包内严重积灰，顶棚处存在烟气走廊；炉膛压力控制较高时漏烟气严重，控制较低时炉膛漏风较大；炉内换热管屏的晃动传递到炉外，是造成异种钢接头开裂的重要原因；其它如高再中间弯头悬吊管定位块焊缝开裂，也与这种密封方式引起的悬吊设置有关。

处理方式：采用耐高温的柔性浇铸料密封。可以明显改善炉顶小包内的积灰，但不能消除炉内晃动等传递至炉外的缺陷。

(4)水冷壁冷灰斗角部密封焊缝开裂

锅炉水冷壁冷灰斗角部密封焊缝开裂普遍，快的在一年左右发生，慢的在3~4年后发生。原因为冷灰斗前后墙为斜坡结构，侧墙为垂直结构，在角部前后墙与侧墙水冷壁折弯至下集箱处产生较明显的三角形密封鳍片。由于存在膨胀量与膨胀方向上的差异，导致密封焊缝容易产生裂纹，发展到母材形成泄漏。

对锅炉的损害在于不及时发现裂纹及开裂，会导致角部区水冷壁管泄漏，并吹损前后墙及侧墙水冷壁，引起相隔较远的水冷壁管同时出现中间集箱下部水冷壁管过热爆管。

(5) 燃烧器烧损

哈锅超超临界锅炉燃烧器出现严重的烧损现象，浓淡相燃烧器都发生过烧损。有些厂集中在淡相，有些厂集中在浓相。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。

处理方式：适当增加一次风速，加强一次风喷嘴处壁温监测。

燃烧器还存在一次风管与二次风箱接口法兰根部开裂问题。原因是法兰根部进行了加工，导致根部应力集中、根部强度低导致开裂。

处理方式对法兰根部进行加强。

东锅超临界与超超临界锅炉都为引进日立-巴布科克技术生产，其缺陷基本一致。主要有：

(1) 高温腐蚀

高温腐蚀程度较哈锅产超临界锅炉轻，但在掺烧高硫煤时也会产生严重地腐蚀减薄。

(2) 节流孔堵塞

东锅产超（超）临界锅炉的屏过、高过设计有节流孔调整换热管内冷却蒸汽流量与烟气热负荷匹配，达到缩小换热管壁温分布偏差的目的。早期锅炉发生的主要问题也是节流孔堵塞问题。但其节流孔一般设置在进口集箱开孔处，杂物堵塞程度没有哈锅产锅炉严重，但存在堵塞杂物在集箱内窜动问题。

处理方式与前一致。

(3) 大屏壁温分布偏差大

东锅产超（超）临界锅炉的屏式过热器仅设计一级受热面、吸热面积较大，单级受热面温升较大；且屏式受热面以吸收烟气辐射换热为主，换热管间吸热偏差较大，依靠节流孔很难将壁温偏差控制在较小水平；锅炉负荷变化时，辐射传热的比例存在明显的变化，在低负荷时辐射换热比例明显增加。这些都导致屏过出口壁温存在较大的偏差，屏式过热器壁温偏差过大是东锅产超（超）临界锅炉的主要缺陷。当锅炉炉膛偏低时，会导致屏过吸热偏多，锅炉减温水流量偏大，导致屏过出口汽温难以控制，出口壁温容易产生超温。

处理方式设计时确定合适的炉膛高度，减少运行时减温水流量，减少屏过吸热比例；调整燃烧器配风，与煤粉量匹配，消除炉膛出口局部烟气O2浓度较低、烟温较高及壁温较高的状况；加强炉膛吹灰，增加水冷壁吸热，降低炉膛出口烟气温度；控制屏过出口汽温在合适水平，减少二级减温水流量。

(4) 出口CO浓度偏高

东锅产超（超）临界锅炉燃烧器为HT-NR3煤粉燃烧器，锅炉降低NOx浓度的性能较好，炉膛结焦与高温腐蚀都不太严重。但缺点是炉膛出口烟气O2浓度偏低时容易出现CO浓度偏高的状况，有时空预器进口烟气CO浓度达到几千上万ppm的水平。一旦CO浓度超过2000ppm，其引起的不完全燃烧损失与飞灰含碳未燃尽损失相当。

处理方式是适当提高炉膛出口烟气O2浓度。

上海产600MW级超超临界锅炉江苏仅安装4台，与超临界锅炉炉型较相近，仅过热器布置存在差异。其性能表现好。存在的主要问题为：

(1) 二侧再热汽温偏差

高温再热器出口汽温二侧存在较明显地偏差，低温再热器与高温再热器吸热偏差在经过交叉后出现重叠，增大了高温再热器出口汽温偏差，经过多轮的燃烧调整，对再热器出口汽温偏差虽有降低，但高再二侧汽温偏差仍在10℃以上，低再吸热偏差使得二侧出口汽温偏差约10℃ 。

处理方式，目前采取优化吹灰的方式，对高再吸热较大的一侧屏过、高过少吹灰，对吸热少的一侧高再多吹灰；对低再可以布置声波吹灰器，对吸热少的一侧多吹灰。长久可以在掌握高再出口壁温分布后，优化换热管选材来被动接受。

上锅产超临界锅炉安装较多，运行时间较长，缺陷暴露较清楚。主要有：

(1) 内壁氧化皮大面积脱落

(2) 高过进口集箱出口T23钢接头焊缝开裂

末级过热器进口集箱的短管对接焊缝开裂多，多次出现泄漏；多台锅炉在大小修时对T23钢接头进行大范围割掉重焊，发现裂纹的比例较高，有的一次处理焊缝多达百个以上；在处理后有的焊缝重新开裂。

原因为：T23材料焊接工艺不成熟，存在焊接缺陷；管系刚度较强，膨胀不畅，强制对口等。

处理：加强焊缝检查，及早发现裂纹并进行处理；重新焊接时严格按制造厂T23焊接工艺控制；有的对进口集箱进行改造，取消T23材料。

(3) 水冷壁下集箱出口鼻型弯宽鳍片裂纹

配水冲渣系统的锅炉在投产早期造成多次爆管。原因为：原因为水冲渣系统出现堆渣，高温渣烘烤落渣口下部；宽鳍片冷却差，与水冷壁管存在较大的膨胀差；焊接不合理，存在单面焊、焊接端部不收口等。

处理措施：优化焊接工艺，避免单面焊、焊接端部不收口；在宽鳍片上开膨胀吸收槽，端部打止裂孔；采用耐火浇铸料对落渣口下部覆盖等。已基本消除。

(4) 大风箱角部密封焊开裂

大风箱角部密封与水冷壁管焊接处多次出现裂纹，发生过泄漏。在每个电厂同类型锅炉都发生，包括上锅产300MW级、135MW级锅炉也有发生。原因是由于水冷壁与风箱膨胀差引起的应力在风箱角部集中，大风箱角部存在立板与支撑梁等刚性强的结构不变形，导致膨胀由焊缝吸收。

处理：在角部水冷壁焊接覆板，风箱角部不与水冷壁管直接焊接；在角部焊缝处对立板、支撑梁开槽，吸收膨胀差。

(5) 再热管道水压试验堵阀裂纹

此问题在各型锅炉都存在，只要是铸造的水压试验堵阀都存在。上锅产超临界锅炉最先暴露热再堵阀裂纹，目前冷再堵阀，包括300MW级水压试验堵阀都发现了较深裂纹问题。原因是水压试验堵阀属于厚壁结构，铸造件存在组织不均匀，存在气孔等缺陷，再热器温度变化较快，引起原缺陷发展，裂纹深度较深。

处理：加强检查，及时发现缺陷，进行打磨、挖补、补焊处理；部分电厂取消再热管道水压试验堵阀。

哈锅产超临界锅炉问题暴露充分，缺陷多。主要有：

(1)  高温腐蚀

(2) 异物堵塞

(3) 异种钢接头开裂

存在于屏过、高过与高再，2009年发生因异种钢接头开裂引起的异常停炉5次以上。引起异种钢接头开裂的原因在于其安装位置不合适，异种钢焊缝布置在炉内仅靠顶棚区域，一般距顶棚在50mm以内。受热面在炉内晃动或启停过程中膨胀变形时在换热管根部产生的应变最大，既在顶棚根部产生的应变最大；由于异种钢焊缝相对较硬，刚度大变形能力差，会产生较大的应力集中，承受较大的附加应力和附加交变应力；而异种钢焊缝强度低，在应力较大或交变应力存在时容易产生裂纹；裂纹产生后发展也快，

在较短的运行时间就产生开裂。

处理：将异种钢接头移至炉外顶棚上。已消除。

(4) 再热器壁温偏高

再热器布置存在缺陷，低再换热管与高再换热管直接连接，导致高温再热器出口壁温分布偏差很大，部分管在600℃以上，少部分管在615℃以上，个别管甚至达到630℃。

换热管老化快，内壁氧化皮生长速率快，在投产不长时间就出现大面积换管。

处理：加强高温再热器出口壁温监视，掌握壁温分布状况；对受热面进行优化，减少壁温高的换热管吸热面积；对吸热多的换热管升级换热管材料。

(5)排烟温度高

排烟温度高在多型锅炉上都存在，但哈锅产超临界锅炉普遍，偏高程度较大。江苏投产的锅炉上都存在。

原因是再热器受热面吸热偏多，导致低再侧烟气挡板开度很小，省煤器出口烟温偏高；空预器受热面偏少，吸热不足引起排烟温度偏高；制粉系统掺冷风偏多，通过空预器的冷却空气流量少。

处理措施：优化磨煤机出口风温控制，减少掺冷风；空预器反转，降低热一次风温度；增加省煤器吸热面积改造；增加空预器吸热面积改造。

(1)余热锅炉低压蒸发器出口管腐蚀减薄

循环机组余热锅炉的低压蒸发器换热管出口直管或弯头处减薄严重，减薄处存在明显地分界面。减薄的原因为侵蚀腐蚀，存在不稳定蒸发导致的汽蚀与不稳定流动产生的流动加速腐蚀。导致腐蚀过快的原因有，低压汽包内炉水pH值控制过低，换热管腐蚀快；运行时低温汽包内水无欠焓，低温蒸发器管内流动不稳定。导致低温汽包内水无欠焓的因素有低温汽包同时为除氧器，汽包内水被加热到饱和状态；余热锅炉低温省煤器出口水温高，处于低压汽包饱和温度之上，原因有上游受热面吸热偏少，存在烟气走廊等；排烟温度偏低，低于设计水平，电厂为提高热利用率而不采用再循环泵调节。低温省煤器出口水温过高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。

处理：尽量提高低压汽包内炉水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，吸热与烟气温降达到设计水平；做好烟道密封、减少漏烟量，减少低温省煤器吸热；利用再循环泵调节低温省煤器进口水温，减少传热温差，减少低温省煤器吸热，使得低温省煤器出口水温与低压汽包压力对应的饱和温度稍低，提高低压蒸发器流动稳定性；将低压蒸发器前部换热管更换为15CrMoG或12Cr1MoVG等低合金钢材料。

（作者：江苏方天电力技术有限公司   肖杰）