年迎峰度夏技術(shù)監(jiān)督檢查化學(xué)專業(yè)總結(jié)總體情況從2016年江蘇發(fā)電企業(yè)迎峰度夏技術(shù)監(jiān)督集中檢查情況看，我省并網(wǎng)電廠化學(xué)監(jiān)督工作總體情況良好，水汽品質(zhì)監(jiān)督、燃煤采制化、油務(wù)監(jiān)督、化學(xué)儀表監(jiān)督等各個(gè)方面都取得了比較好的成績，化學(xué)監(jiān)督工作正常開展，化學(xué)監(jiān)督人員相關(guān)工作認(rèn)真負(fù)責(zé)，以往技術(shù)監(jiān)督檢查中發(fā)現(xiàn)的問題基本得到整改。沒有發(fā)生因化學(xué)監(jiān)督不力所造成的非停事故。與去年同時(shí)期相比，今年迎峰度夏技術(shù)監(jiān)督檢查在發(fā)電機(jī)內(nèi)冷水處理、輔助系統(tǒng)、氫氣質(zhì)量等方面均未發(fā)現(xiàn)明顯的問題，說明去年在這些方面存在的問題都已經(jīng)得到認(rèn)證整改。在肯定成績的同時(shí)，我們也應(yīng)該看到迎峰度夏技術(shù)監(jiān)督檢查中所暴露出的問題，發(fā)揚(yáng)成績，克服缺點(diǎn)，爭取下半年化學(xué)監(jiān)督工作再上新的臺(tái)階?；瘜W(xué)監(jiān)督工作亮點(diǎn)國信集團(tuán)迎峰度夏化學(xué)監(jiān)督工作一直做得比較好。江蘇新海發(fā)電有限公司1000MW超超臨界機(jī)組2012年投產(chǎn)，2014年4月份開始實(shí)施給水加氧處理，至今已超過一年半時(shí)間。機(jī)組大修化學(xué)監(jiān)督檢查情況表明，給水加氧處理效果很好。實(shí)施給水加氧處理以來，省煤器和水冷壁管結(jié)垢速率僅20g/(m2?yr)，爐水泵壓差非但沒有上升，反而有所下降。凝結(jié)水精除鹽混床周期制水量由加氧處理前的8萬噸上升到30萬噸。過熱器和再熱器管內(nèi)壁氧化皮完整致密，未發(fā)生脫落現(xiàn)象；國信淮陰電廠在線化學(xué)儀表維護(hù)和校驗(yàn)工作取得了實(shí)質(zhì)性進(jìn)步，在線化學(xué)儀表由過去的癱瘓狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)楝F(xiàn)在基本正常投運(yùn)。此外，有21名化學(xué)運(yùn)行人員取得了水處理人員資格證書；國信揚(yáng)州發(fā)電有限公司1號(hào)機(jī)組精處理程控改造完成，實(shí)現(xiàn)了備品備件的更新，有利于設(shè)備維護(hù)和檢修。調(diào)試工作均由化學(xué)專業(yè)人員獨(dú)立完成，時(shí)間短，任務(wù)重，效果好。國華集團(tuán)比較重視迎峰度夏化學(xué)監(jiān)督工作。國華太倉發(fā)電有限公司重點(diǎn)開展了凝結(jié)水精處理樹脂擦洗以及混床投運(yùn)時(shí)的樹脂開式?jīng)_洗；國華徐州發(fā)電廠采用顆粒度儀在線監(jiān)控凝結(jié)水中細(xì)微顆粒數(shù)（≥2μm），對(duì)在線監(jiān)控機(jī)組水汽中鐵離子含量具有一定參考意義；國華陳家港發(fā)電有限公司兩臺(tái)660MW超超臨界機(jī)組2010年8月份和12月份相繼投產(chǎn)，2012年底開始實(shí)施給水加氧處理，至今已有三年多時(shí)間。機(jī)組大修化學(xué)監(jiān)督檢查情況表明，給水加氧處理效果很好。實(shí)施給水加氧處理以來，省煤器和水冷壁管結(jié)垢速率僅38.82g/(m2?yr)。凝結(jié)水精除鹽混床周期制水量高達(dá)30萬噸。過熱器和再熱器管內(nèi)壁氧化皮完整致密，未發(fā)生脫落現(xiàn)象。 華潤集團(tuán)迎峰度夏化學(xué)監(jiān)督工作抓得緊、重實(shí)效。華潤銅山發(fā)電有限公司兩臺(tái)1000MW機(jī)組加氧效果比較好。300MW機(jī)組停備用保護(hù)工作做得比較好；華潤常熟發(fā)電有限公司組織實(shí)施試驗(yàn)室標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)，并獲得了“化學(xué)監(jiān)督先進(jìn)電廠”、“標(biāo)桿化驗(yàn)室”等榮譽(yù)稱號(hào)。建設(shè)投運(yùn)煤制檢測信息化系統(tǒng)，保證檢測的可靠性。此外，采用顆粒計(jì)數(shù)儀對(duì)水汽系統(tǒng)水汽品質(zhì)進(jìn)行查定，特別是對(duì)凝結(jié)水前置過濾器進(jìn)出水進(jìn)行檢測分析，可有效的判斷前置過濾器運(yùn)行情況，前置過濾器濾芯運(yùn)行情況進(jìn)行評(píng)價(jià)分析，提高水汽品質(zhì)；華潤鎮(zhèn)江發(fā)電有限公司正在對(duì)制水系統(tǒng)進(jìn)行改造，增加了超濾和反滲透設(shè)備；增添了一批化驗(yàn)室水煤油分析儀表，如量熱儀、鈉分析儀、顆粒度分析儀，提高了檢測能力；利用#5、#6機(jī)小修期間，更換了氫氣干燥裝置，使氫氣濕度指標(biāo)有了較大改善。華電集團(tuán)迎峰度夏化學(xué)監(jiān)督工作做得很扎實(shí)。望亭電廠做好電力用油的化學(xué)監(jiān)督工作，完成汽輪機(jī)油、絕緣油、抗燃油及密封油等定期化驗(yàn)工作，并實(shí)行油質(zhì)異常處理通知單制度。全年化學(xué)共發(fā)出潤滑油油質(zhì)異常處理通知單24張，絕緣油7張，督促檢修專業(yè)根據(jù)審批的處理意見進(jìn)行處理；儀征燃機(jī)電廠針對(duì)生產(chǎn)過程中出現(xiàn)的問題，組織相關(guān)專業(yè)人員召開專題分析會(huì)，找出原因，制定措施，并發(fā)出技術(shù)監(jiān)督整改通知單。今年以來，化學(xué)監(jiān)督已經(jīng)發(fā)出三份整改通知單，問題都得到了閉環(huán)處理。田灣核電站在去年1和2號(hào)機(jī)組精處理旁路試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，今年又進(jìn)一步加大了旁路流量，且提升了給水加氨量（給水電導(dǎo)率從7.5μS/cm提升到8.5μS/cm）。這樣做有利于降低樹脂的雜質(zhì)和分解產(chǎn)物進(jìn)入蒸汽發(fā)生器，有利于降低精處理的再生頻度（由原來的十天再生一次改變?yōu)槿煸偕淮危?，?jié)約了資源。蒸汽發(fā)生器的水質(zhì)不但沒有負(fù)面影響，反而有所改善。國電泰州發(fā)電有限公司2號(hào)機(jī)組今年5月份B修期間，高、中壓缸揭缸檢查表明葉片表面清潔，無沉積物，說明2號(hào)機(jī)組給水加氧處理的實(shí)際效果是好的，水汽品質(zhì)優(yōu)良。江蘇闞山發(fā)電有限公司每季度開展一次化學(xué)技術(shù)監(jiān)督評(píng)估，做到了化學(xué)監(jiān)督工作持續(xù)提升；及時(shí)宣貫并應(yīng)用新頒布的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，確保技術(shù)監(jiān)督到位；機(jī)組加氧未造成氧化皮大量脫落，保證了機(jī)組的安全運(yùn)行。張家港沙洲電廠增加了入廠煤質(zhì)量基采樣，根據(jù)煤種可以在時(shí)間基和質(zhì)量基之間切換，更加適應(yīng)進(jìn)口煤采樣需求。存在的問題與建議基礎(chǔ)管理方面檢查發(fā)現(xiàn)少數(shù)電廠目前監(jiān)督臺(tái)賬比較凌亂，不成體系。監(jiān)督臺(tái)賬是監(jiān)督工作規(guī)范化、程序化、標(biāo)準(zhǔn)化、信息化的體現(xiàn)，希望對(duì)照國家標(biāo)準(zhǔn)及集團(tuán)規(guī)定，對(duì)化學(xué)監(jiān)督臺(tái)賬進(jìn)行全面的梳理和規(guī)劃，建立立體的三位監(jiān)督臺(tái)賬:面上包含全方位、線上貫穿全過程、點(diǎn)上包含全信息。某核電站在CDMS中“工況偏離記錄”中沒有“原因”和“措施”欄，建議進(jìn)一步加以完善。并且建議將“文件管理”中的原因分析報(bào)告予以鏈接或作為附件；檢查發(fā)現(xiàn)“規(guī)程文件”中個(gè)別化學(xué)檢測項(xiàng)目的檢測標(biāo)準(zhǔn)未予嚴(yán)格定義，例如，水汽中鐵離子含量的檢測，雖然有“儀器操作卡”，但“規(guī)程文件”中相應(yīng)的標(biāo)準(zhǔn)沒有進(jìn)行嚴(yán)格的定義。某電廠（600MW超超臨界機(jī)組）原始分析記錄涂改現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生，且有的原始分析記錄沒有化驗(yàn)員簽名；熱力系統(tǒng)和設(shè)備所用化學(xué)藥品的質(zhì)量驗(yàn)收，有的并不知曉其用途。今后需要知曉藥品的用途，采用適當(dāng)?shù)馁|(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)和化驗(yàn)方法，有的放矢。檢查發(fā)現(xiàn)，某熱電廠（300MW亞臨界機(jī)組）化學(xué)運(yùn)行原始記錄涂改問題時(shí)有發(fā)生，建議進(jìn)一步加強(qiáng)化學(xué)運(yùn)行原始記錄的規(guī)范管理。某電廠（600MW超臨界機(jī)組）原始記錄存在記錄不規(guī)范現(xiàn)象，比如，鍋爐酸洗原始記錄表上沒有記錄人員簽名欄，因此沒有記錄人簽名；且存在任意涂改現(xiàn)象。希望規(guī)范原始記錄，做到有簽名，不涂改。某600MW超臨界機(jī)組電廠在大宗藥品檢驗(yàn)方面存在缺項(xiàng)問題。比如，離子膜堿驗(yàn)收每年四次，但其中兩次沒有檢測氯酸鈉含量。而氯酸鈉含量是涉及離子交換樹脂安全性能的指標(biāo)，建議正常開展。檢查發(fā)現(xiàn)某電廠（600MW超超臨界機(jī)組）化驗(yàn)室原始數(shù)據(jù)存在涂改現(xiàn)象。例如，“入廠煤原始記錄”中存在涂改現(xiàn)象。希望進(jìn)一步加強(qiáng)原始記錄的規(guī)范管理；分析天平上張貼的檢定標(biāo)簽上有效期為2016年1月9日，早已過期。據(jù)了解4月份已經(jīng)委托相關(guān)機(jī)構(gòu)進(jìn)行計(jì)量檢定，但有效期與檢定日期之間存在三個(gè)月的空擋。希望今后提前謀劃計(jì)量檢定工作。某電廠（1000MW超超臨界機(jī)組）目前監(jiān)督臺(tái)賬缺乏規(guī)劃、不夠規(guī)范。監(jiān)督臺(tái)賬是監(jiān)督工作規(guī)范化、程序化、標(biāo)準(zhǔn)化、信息化的體現(xiàn)，希望對(duì)照國家標(biāo)準(zhǔn)及集團(tuán)規(guī)定，對(duì)化學(xué)監(jiān)督臺(tái)賬進(jìn)行全面的梳理和規(guī)劃，建立立體的三位監(jiān)督臺(tái)賬:面上包含全方位、線上貫穿全過程、點(diǎn)上包含全信息；原始記錄存在沒有簽名欄、打印名字以及涂改等問題。有些分析報(bào)告沒有注明引用標(biāo)準(zhǔn)和相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)值。希望規(guī)范分析報(bào)告和原始記錄；大宗藥品驗(yàn)收存在缺項(xiàng)，比如，鹽酸和液堿只化驗(yàn)濃度。希望對(duì)照國家標(biāo)準(zhǔn)的要求，增補(bǔ)驗(yàn)收指標(biāo)。某9E燃機(jī)熱電廠化學(xué)監(jiān)督的標(biāo)準(zhǔn)很多，目前廠里執(zhí)行的標(biāo)準(zhǔn)有的已經(jīng)失效了，比如，電廠目前油務(wù)監(jiān)督中采用的GB/T7596-2000《電廠運(yùn)行中汽輪機(jī)油質(zhì)量》標(biāo)準(zhǔn)已經(jīng)被GB/T7596-2008《電廠運(yùn)行中汽輪機(jī)油質(zhì)量》替代。建議對(duì)化學(xué)的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行全面梳理，采用最新有效標(biāo)準(zhǔn)；化學(xué)在線儀表維護(hù)臺(tái)賬不規(guī)范，沒有包含維護(hù)和校驗(yàn)的標(biāo)準(zhǔn)、步驟、結(jié)果以及執(zhí)行人等信息，只有維護(hù)和校驗(yàn)日期信息。建議細(xì)化和規(guī)范化學(xué)在線儀表維護(hù)和校驗(yàn)臺(tái)賬。某電廠（1000MW超超臨界機(jī)組）大宗藥品質(zhì)量驗(yàn)收方面，液堿的質(zhì)量驗(yàn)收項(xiàng)目不全，只檢測了堿濃度，遺漏了氯根、氯酸鈉等項(xiàng)目。希望對(duì)照工業(yè)液堿質(zhì)量國家標(biāo)準(zhǔn)的有關(guān)指標(biāo)，增加質(zhì)量驗(yàn)收項(xiàng)目。某電廠300MW亞臨界機(jī)組機(jī)組水汽質(zhì)量指標(biāo)控制標(biāo)準(zhǔn)有些不符合國家或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。比如，該廠2011年制定的運(yùn)行規(guī)程規(guī)定給水鐵、銅離子含量分別為≤15μg/L和≤5μg/L，但根據(jù)GB/T12145-2008《火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量》標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定該廠鍋爐主蒸汽壓力等級(jí)的機(jī)組給水鐵、銅離子含量分別為≤10μg/L和≤3μg/L，建議對(duì)化學(xué)監(jiān)督相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行全面梳理，凡是不符合最新標(biāo)準(zhǔn)要求的地方都應(yīng)該予以修改和更新；該廠化驗(yàn)室采用的分析標(biāo)準(zhǔn)大多數(shù)都是早已失效的標(biāo)準(zhǔn)，有些是1991年的標(biāo)準(zhǔn)，大多數(shù)都是2002年之前出版的標(biāo)準(zhǔn)。比如，工業(yè)鹽酸含量測定目前采用DL/T422.2-1991標(biāo)準(zhǔn)，該標(biāo)準(zhǔn)是25年前出版的，早已失效。其替代標(biāo)準(zhǔn)為DL/T422-2015《火電廠用工業(yè)合成鹽酸的試驗(yàn)方法》。在線化學(xué)儀表方面檢查發(fā)現(xiàn)，某電廠2號(hào)600MW超超臨界機(jī)組在線給水pH表顯示值偏高（大約偏高0.15pH單位）。此外，給水在線ORP表顯示值為-105mV，顯然不符合實(shí)際情況（實(shí)際應(yīng)為正值）。建議進(jìn)一步加強(qiáng)在線化學(xué)儀表的維護(hù)校驗(yàn)工作，提高在線化學(xué)儀表的準(zhǔn)確率。某電廠目前兩臺(tái)600MW超超臨界機(jī)組再熱器樣水均不太正常，對(duì)在線儀表測定的準(zhǔn)確率有一定影響。希望利用機(jī)組大修機(jī)組對(duì)再熱器取樣管線進(jìn)行全面排查，消除缺陷。某電廠在線化學(xué)儀表維護(hù)工作存在不及時(shí)、不到位的情況，比如，檢查時(shí)1號(hào)600MW超臨界機(jī)組主蒸汽氫電導(dǎo)率為0.14μS/cm，但省煤器給水和再熱蒸汽氫電導(dǎo)率則分別只有0.07和0.09μS/cm。很顯然，主蒸汽氫電導(dǎo)率明顯偏高。其原因是小陽交換柱中樹脂已經(jīng)失效，但沒有及時(shí)再生。希望加強(qiáng)在線儀表的維護(hù)和校驗(yàn)工作，提高在線儀表的投入率和準(zhǔn)確率。檢查發(fā)現(xiàn)，某熱電廠300MW亞臨界機(jī)組水汽集中取樣分析架上的補(bǔ)給水比電導(dǎo)率儀尚未投用。希望加強(qiáng)在線化學(xué)儀表的維護(hù)和校驗(yàn)力量，努力提高在線儀表的投入率和準(zhǔn)確率。此外，建議將補(bǔ)給水比電導(dǎo)率儀改成給水電導(dǎo)率儀，這樣可以起到比對(duì)在線pH表的作用。某電廠1號(hào)1000MW超超臨界機(jī)組除氧器出口和給水溶解氧含量存在倒置問題（前者溶氧含量為5ppb左右，后者卻為10ppb左右），且給水pH值偏低（約為8.9）。希望研究解決溶解氧倒置問題，可考慮采用密封性更好的減壓閥。在目前的情況下，建議適當(dāng)提高給水pH值。某600MW超臨界機(jī)組電廠3號(hào)機(jī)組除氧器出口溶解氧含量大于省煤器入口，也存在溶解氧倒置問題。希望汽機(jī)、化學(xué)儀表和化學(xué)專業(yè)協(xié)同查清并解決此問題。某600MW超超臨界機(jī)組電廠在線化學(xué)儀表給水pH表顯示偏大。希望加強(qiáng)在線化學(xué)儀表的維護(hù)和校驗(yàn)工作，提高儀表的準(zhǔn)確率。檢查發(fā)現(xiàn)某燃機(jī)電廠2套機(jī)組高壓給水在線pH表顯示值偏低（誤差在0.1pH單位左右）。建議進(jìn)一步加強(qiáng)在線化學(xué)儀表的維護(hù)和校驗(yàn)工作，進(jìn)一步提高在線化學(xué)儀表的準(zhǔn)確率；目前2套機(jī)組低壓飽和及過熱蒸汽在線氫電導(dǎo)率表顯示值均在0.8μS/cm左右，顯著偏高。據(jù)分析，其主要原因是水樣中氨含量太高，氫電導(dǎo)率小陽交換柱中樹脂很快失效(小陽交換柱剛投運(yùn)時(shí)低壓飽和及過熱蒸汽在線氫電導(dǎo)率表顯示值均在0.2μS/cm左右)。建議購置一臺(tái)在線脫氣氫電導(dǎo)率測定儀，開展脫氣氫電導(dǎo)率的測定試驗(yàn)，盡量消除氨的影響。檢查發(fā)現(xiàn)某電廠4號(hào)300MW亞臨界機(jī)組給水在線pH表顯示值偏低（誤差超過0.2pH單位）。建議進(jìn)一步加強(qiáng)在線化學(xué)儀表的維護(hù)和校驗(yàn)工作，努力提高在線化學(xué)儀表的準(zhǔn)確率。某電廠2號(hào)1000MW超超臨界機(jī)組投產(chǎn)以來，尚沒有對(duì)水汽集中采樣架上在線化學(xué)儀表進(jìn)行過校驗(yàn)，希望委托有能力的單位定期進(jìn)行校驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)室分析檢測方面某電廠1000MW機(jī)組鐵離子查定目前的做法是不進(jìn)行加熱消解，偏離行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（沒有對(duì)水樣進(jìn)行加熱濃縮）。當(dāng)水汽樣品中鐵離子含量確實(shí)很小時(shí)，消解與否影響不大。試驗(yàn)表明，當(dāng)水汽樣品中鐵離子含量較大時(shí)，影響可能很大（誤差可能達(dá)到300%以上）。建議今后在水汽樣品鐵離子含量疑似較大時(shí)嚴(yán)格執(zhí)行DL/T955-2005《火力發(fā)電廠水、汽試驗(yàn)方法銅、鐵的測定石墨爐原子吸收法》中關(guān)于水樣消解的規(guī)定；某電廠600MW超超臨界機(jī)組水汽品質(zhì)查定鐵離子分析采用石墨爐原子吸收儀，也沒有嚴(yán)格執(zhí)行相關(guān)分析標(biāo)準(zhǔn)，即沒有對(duì)水汽樣品進(jìn)行消解。希望按規(guī)定進(jìn)行消解與否的對(duì)比試驗(yàn)。少數(shù)電廠采用石墨爐原子吸收儀開展600MW超臨界機(jī)組水汽樣品鐵離子含量的查定工作沒有嚴(yán)格按照DL/T955-2005關(guān)于消解的有關(guān)規(guī)定，而是采用TOC消解儀進(jìn)行消解。建議對(duì)傳統(tǒng)的消解方法與目前采用的TOC消解方法進(jìn)行比對(duì)，確認(rèn)兩者之間是否存在顯著性差異。某電廠600MW超超臨界機(jī)組未按照GB/T12145-2008《火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量》中的規(guī)定的水汽樣品各項(xiàng)指標(biāo)有些項(xiàng)目尚未正常開展，比如，GB/T12145-2008《火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量》規(guī)定：“直流爐加氧處理給水的pH值、氫電導(dǎo)率、溶解氧含量和TOC應(yīng)符合表4的規(guī)定”，即應(yīng)該檢測pH(25℃)、氫電導(dǎo)率(25℃)、溶解氧（μg/L）和TOC（μg/L）。但TOC項(xiàng)目一直沒有開展檢測，希望今后定期進(jìn)行（比如每個(gè)季度取樣檢測一次）。某熱電廠（300MW亞臨界機(jī)組）有兩臺(tái)煤質(zhì)分析天平過期未檢定。建議今后提前謀劃天平等儀器的標(biāo)準(zhǔn)計(jì)量檢定工作。某電廠1000MW超超臨界機(jī)組凝結(jié)水和蒸汽樣水TOC查定結(jié)果有些數(shù)據(jù)比較大（甚至超過200ppb）。由于目前原水系深井水，有機(jī)物含量應(yīng)該比較低，也比較穩(wěn)定，估計(jì)TOC含量異常的數(shù)據(jù)可能與取樣瓶質(zhì)量或取樣或送樣過程的污染有關(guān)系。希望今后注意對(duì)取樣瓶質(zhì)量和取樣過程嚴(yán)格把關(guān)。某電廠（1000MW超超臨界機(jī)組）水汽品質(zhì)查定沒有嚴(yán)格執(zhí)行國家相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，有的樣水采樣位置不當(dāng)，比如，按規(guī)定應(yīng)定期分析給水TOC，指的是省煤器入口給水，但實(shí)際上分析的是除氧器入口給水，不符合要求。建議今后查定TOC增加省煤器入口給水和主蒸汽兩個(gè)取樣點(diǎn)。某電廠三臺(tái)超臨界600MW機(jī)組的凝結(jié)水精除鹽樹脂已使用十年以上，可能存在樹脂老化問題，建議委托有能力的單位進(jìn)行樹脂溶出物試驗(yàn)。此外，也應(yīng)開展水汽TOC查定試驗(yàn)；目前再生離子交換樹脂的酸、堿液質(zhì)量驗(yàn)收項(xiàng)目缺項(xiàng)，外委試驗(yàn)項(xiàng)目仍然欠缺關(guān)鍵項(xiàng)目。建議今后在鹽酸驗(yàn)收項(xiàng)目中增加游離氯、在液堿驗(yàn)收項(xiàng)目中增加氯酸鈉等項(xiàng)目；油務(wù)監(jiān)督中未配置顆粒度檢測設(shè)備，一直進(jìn)行外委檢測，油質(zhì)顆粒度是油務(wù)監(jiān)督的重要指標(biāo)，且在樣品取樣、送樣等過程中均會(huì)發(fā)生樣品污染等情況，且送樣檢測不能及時(shí)反映油質(zhì)實(shí)際情況，建議配置油質(zhì)顆粒度檢測設(shè)備。某電廠（600MW超超臨界機(jī)組）目前水汽樣品TOC含量檢測都是依靠對(duì)外送檢。對(duì)外送檢時(shí)間路途遠(yuǎn)、時(shí)間長，對(duì)TOC含量的準(zhǔn)確檢測是有一定影響的。建議購買一臺(tái)TOC檢測儀，在本廠試驗(yàn)室開展檢測。給水處理工況方面某電廠3號(hào)1000MW超超臨界機(jī)組除氧器出口與省煤器入口溶解氧含量之間存在較嚴(yán)重倒置問題。檢查時(shí)，省煤器入口溶解氧含量超過20ppb，但除氧器出口溶解氧含量只有10ppb左右，這明顯不符合加氧的邏輯關(guān)系。建議認(rèn)真查找原因，盡快解決問題；4號(hào)1000MW超超臨界機(jī)組除氧器入口和除氧器出口溶解氧基本為零，但省煤器入口給水溶解氧含量卻維持在10~20ppb。這表明4號(hào)機(jī)組加氧處理極不正常，給機(jī)組安全運(yùn)行帶來隱患，長此以往將可能產(chǎn)生嚴(yán)重后果。希望認(rèn)真查找原因，盡快解決問題；3、4號(hào)機(jī)組加氧裝置上的流量計(jì)量程與實(shí)際加氧量不匹配，給運(yùn)行人員精準(zhǔn)調(diào)控加氧量帶來困難，也給機(jī)組長期安全運(yùn)行留下隱患。希望將流量計(jì)更換成量程適當(dāng)?shù)牧髁坑?jì)。某電廠1號(hào)1000MW超超臨界機(jī)組給水加氧處理從2015年10月份開始采用西安熱工研究院提供的自動(dòng)加氧裝置。從今年三月份安裝顆粒度計(jì)數(shù)儀后，發(fā)現(xiàn)機(jī)組高負(fù)荷時(shí)水汽鐵離子含量會(huì)顯著超標(biāo)（給水鐵高達(dá)10~20ppb）。5月8日將機(jī)組解除自動(dòng)加氧裝置，恢復(fù)原先采用的“本質(zhì)安全的鍋爐給水加氧處理方法”，三天后水汽鐵離子含量開始下降，大約兩周后水汽鐵離子含量逐漸恢復(fù)正常。希望今后要加強(qiáng)本質(zhì)安全給水加氧處理方法的理論自信、技術(shù)自信、成果自信。某電廠4號(hào)300MW亞臨界機(jī)組給水pH實(shí)際值偏高(>9.6)，建議適當(dāng)降低給水加氨量，應(yīng)將給水比電導(dǎo)控制在5.4~10.8μS/cm(檢查時(shí)給水比電導(dǎo)為13.9μS/cm)。某電廠1號(hào)600MW超超臨界機(jī)組5月26日開始實(shí)施給水加氧處理。省內(nèi)外、國內(nèi)外的大量事實(shí)證明，給水加氧處理監(jiān)控不當(dāng)，將會(huì)給機(jī)組長期安全運(yùn)行埋下隱患。建議吸取類似機(jī)組給水加氧處理的事故教訓(xùn)，對(duì)給水加氧處理各項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行全過程嚴(yán)格監(jiān)控，優(yōu)化加氧處理工藝，確保機(jī)組長期安全穩(wěn)定可靠運(yùn)行。某電廠3號(hào)600MW超臨界機(jī)組給水pH值目前控制偏低，為9.1左右。建議適當(dāng)提高。某電廠1000MW超超臨界機(jī)組目前購置自動(dòng)加氧裝置的技改計(jì)劃尚未取消，且計(jì)劃實(shí)施兩點(diǎn)自動(dòng)加氧。從國華徐州電廠的情況看，兩點(diǎn)自動(dòng)加氧實(shí)施后，給水鐵離子含量超標(biāo)現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生；闞山電廠的經(jīng)驗(yàn)再次證明，兩點(diǎn)自動(dòng)加氧實(shí)施后，導(dǎo)致汽輪機(jī)高壓缸嚴(yán)重結(jié)垢。該兩廠目前均已恢復(fù)凝結(jié)水一點(diǎn)加氧。建議借鑒兄弟電廠的經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，慎重考慮兩點(diǎn)自動(dòng)加氧的技改計(jì)劃。對(duì)本質(zhì)安全的給水加氧處理技術(shù)，要有理論自信、技術(shù)自信、實(shí)踐自信；6號(hào)機(jī)組完成改造后今年4月份正式投運(yùn)，但給水加氧處理一直未能正常，一個(gè)月（5月中旬）后0號(hào)即進(jìn)行了清理，迄今為止已經(jīng)進(jìn)行過兩次清理。目前給水加氧處理控制規(guī)范已經(jīng)調(diào)整到位，建議繼續(xù)堅(jiān)持合理的控制規(guī)范。兩害相權(quán)取其輕，只有堅(jiān)持合理的給水加氧控制規(guī)范，才能避免每月0號(hào)高加每月堵塞需要清理的被動(dòng)局面。但一方面要堅(jiān)持合理的給水加氧處理控制規(guī)范，另一方面也要在負(fù)荷波動(dòng)期間審時(shí)度勢(shì)，而不能教條主義。某電廠#1600MW超臨界機(jī)組除氧器出水電泵一路取樣門未關(guān)閉，且開度較大；兩臺(tái)汽泵取樣門雖然處于開啟狀態(tài)，但開度較小。此種狀態(tài)造成除氧器出水取樣沒有代表性。建議今后在機(jī)組起動(dòng)和正常運(yùn)行期間及時(shí)啟閉與電泵和汽泵相對(duì)應(yīng)的除氧器出水取樣門，并將此操作納入運(yùn)行規(guī)程中；凝結(jié)水精除鹽混床投運(yùn)初期存在除氧器進(jìn)水、出水及省煤器入口給水溶解氧含量短時(shí)異常升高（除氧器進(jìn)水10分鐘左右柱塞狀峰值高達(dá)400ppb以上），除氧器進(jìn)、出水溶解氧含量小峰值滯后半小時(shí)左右出現(xiàn)，大約1小時(shí)左右才會(huì)逐漸下降至本底值。前置過濾器投運(yùn)初期除氧器入口水也有類似影響，但除氧器出水及省煤器入口給水影響不顯著。給水溶解氧含量出現(xiàn)瞬時(shí)峰值，對(duì)于機(jī)組水汽系統(tǒng)的金屬腐蝕和氧化皮剝落具有一定影響。建議今后在凝結(jié)水精除鹽裝置投運(yùn)時(shí)恢復(fù)投入再循環(huán)步驟，減小溶解氧峰值。檢查發(fā)現(xiàn)，某電廠300MW亞臨界機(jī)組檢查時(shí)2號(hào)機(jī)組處于運(yùn)行狀態(tài)，但在線電導(dǎo)率儀表顯示給水電導(dǎo)率高達(dá)15μS/cm，對(duì)應(yīng)的pH值高達(dá)9.7。建議適當(dāng)降低給水pH值，給水電導(dǎo)率應(yīng)控制在6.7μS/cm左右。油務(wù)監(jiān)督方面某9F燃機(jī)電廠1號(hào)機(jī)組潤滑油破乳化度存在超標(biāo)問題，且過濾效果不理想。建議開展旋轉(zhuǎn)氧彈項(xiàng)目檢測，確定油質(zhì)老化程度。某電廠六臺(tái)機(jī)組共有八套EH抗燃油系統(tǒng)，其中七個(gè)系統(tǒng)泡沫特性超標(biāo)。主要原因是這些抗燃油使用時(shí)間都已達(dá)到使用年限（最短的使用時(shí)間也已有七年），建議補(bǔ)充新油，適當(dāng)?shù)臅r(shí)候更換新油。凝結(jié)水及其精處理系統(tǒng)某電廠2號(hào)600MW超超臨界機(jī)組凝結(jié)水前置過濾壓差偏大，且有繼續(xù)升高趨勢(shì)。鑒于更換濾元費(fèi)用較高（1號(hào)機(jī)組凝結(jié)水前置過濾器濾元已經(jīng)進(jìn)行過更換），建議參考兄弟電廠的成功經(jīng)驗(yàn)，對(duì)前置過濾器進(jìn)行專門的清洗。某電廠#1600MW超超臨界機(jī)組凝結(jié)水溶解氧超標(biāo)現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生。原因主要是補(bǔ)水所造成，希望采取措施加強(qiáng)凝汽器補(bǔ)水噴霧脫氣效果。循環(huán)水系統(tǒng)某熱電廠300MW亞臨界機(jī)組循環(huán)水目前沒有采取殺菌滅藻措施，存在菌藻滋生問題（冷卻塔中有較多青苔）。夏季高溫季節(jié)已經(jīng)來臨，微生物問題將更為突出，建議采取適當(dāng)?shù)臍⒕鷾缭宕胧?。?E燃機(jī)熱電廠機(jī)組投產(chǎn)至今，還沒有做過循環(huán)冷卻水濃縮試驗(yàn)。所控制的濃縮倍率指標(biāo)仍然是采用設(shè)計(jì)指標(biāo)。事實(shí)上，設(shè)計(jì)院當(dāng)初并沒有做過循環(huán)水濃縮穩(wěn)定試驗(yàn)。建議委托水質(zhì)穩(wěn)定劑供應(yīng)商進(jìn)行動(dòng)態(tài)循環(huán)水濃縮穩(wěn)定試驗(yàn)。某電廠1000MW超超臨界機(jī)組渣水系統(tǒng)存在結(jié)垢現(xiàn)象。建議借鑒兄弟電廠的成功經(jīng)驗(yàn)，采取電子阻垢法，解決渣水系統(tǒng)結(jié)垢問題，并且將來還可以推廣到循環(huán)冷卻水系統(tǒng)阻垢處理。某電廠2號(hào)300MW亞臨界機(jī)組冷卻塔存在較嚴(yán)重的菌藻滋生問題，夏季高溫即將來臨，建議重視循環(huán)水殺菌滅藻問題。此外，在現(xiàn)場看到堆放的殺菌滅藻劑都沒有品牌、沒有商標(biāo)，建議嚴(yán)格控制進(jìn)貨渠道，確保殺菌滅藻劑質(zhì)量。燃機(jī)余熱鍋爐存在的問題某9E燃機(jī)熱電廠原先發(fā)生低壓蒸發(fā)器FAC腐蝕的管段雖然已經(jīng)更換了材質(zhì)，但目前FAC問題仍然存在。建議在給水中適量投加固體堿，以改善低壓蒸發(fā)器中pH值均勻性。鑒于此問題具有普遍性，建議作為科技項(xiàng)目組織攻關(guān)。預(yù)處理及除鹽系統(tǒng)某電廠（1000MW機(jī)組）三期原水預(yù)處理沒有采取殺菌滅藻措施，不但預(yù)處理系統(tǒng)及除鹽系統(tǒng)的容易滋生菌藻，而且也會(huì)增大補(bǔ)給水TOC，影響機(jī)組水汽品質(zhì)。夏季高溫降至，建議盡快投用殺菌滅藻系統(tǒng)。某電廠（600MW超超臨界機(jī)組）目前非氧化性殺菌劑加在超濾入口。雖然使用非氧化性殺菌劑可以有效殺滅細(xì)菌，起到了改善水汽品質(zhì)的作用，但超濾本身可以過濾掉99%的細(xì)菌，在超濾入口加入非氧化性殺菌劑消耗了不必要的劑量，且非氧化性殺菌劑加入量會(huì)增大有機(jī)物含量。建議將非氧化性殺菌劑加藥點(diǎn)改成超濾出口（加藥點(diǎn)應(yīng)設(shè)在超濾出口母管至超濾水箱之間），這樣一來可以提高殺菌效果，二來可以降低運(yùn)行費(fèi)用，三時(shí)可以減輕（二級(jí)）反滲透過濾器負(fù)擔(dān)。某9E燃機(jī)熱電廠目前考慮在反滲透入口投加非氧化型殺菌劑。建議將非氧化型殺菌劑加藥點(diǎn)設(shè)計(jì)在超濾出口至超濾水箱入口管段上，這樣可以增加反應(yīng)時(shí)間，提高殺菌滅藻效果；目前EDI出水二氧化硅含量較大，主要原因是EDI中樹脂存在失效現(xiàn)象。建議委托有能力的單位對(duì)EDI進(jìn)行化學(xué)清洗，以恢復(fù)其去除二氧化硅等雜質(zhì)的能力。機(jī)組大修化學(xué)監(jiān)督檢查方面某電廠5號(hào)1000MW機(jī)組檢修期間更換部分再熱器管，安裝前沒有采取任何清洗措施，導(dǎo)致機(jī)組投運(yùn)后蒸汽品質(zhì)受到污染。建議今后更換新管子時(shí)采取適當(dāng)?shù)那逑创胧?，或者采取蒸汽吹掃措施，?jiān)持蒸汽品質(zhì)（包括氫電導(dǎo)率）不合格不沖轉(zhuǎn)；5號(hào)機(jī)組本次U501A檢修期間發(fā)現(xiàn)70米標(biāo)高處水冷壁管內(nèi)壁存在較嚴(yán)重的點(diǎn)腐蝕坑，據(jù)我們判斷6號(hào)機(jī)組也應(yīng)該存在類似情況。此種情況與機(jī)組投運(yùn)初期（大約兩個(gè)月左右時(shí)間）水汽品質(zhì)不良有關(guān)。建議今后更加嚴(yán)格監(jiān)控水汽品質(zhì)，盡量減緩點(diǎn)腐蝕進(jìn)一步發(fā)展。某電廠#2600MW超超臨界機(jī)組汽輪機(jī)高壓缸1至6級(jí)存在較嚴(yán)重結(jié)垢，結(jié)垢最大厚度達(dá)1mm。這與機(jī)組水汽系統(tǒng)水汽品質(zhì)有一定關(guān)系，希望加強(qiáng)機(jī)組啟動(dòng)和運(yùn)行期間水汽品質(zhì)監(jiān)控，特別是給水加氧處理方式與參數(shù)優(yōu)化。從某電廠4號(hào)300MW機(jī)組亞臨界機(jī)組大修化學(xué)檢查報(bào)告看，汽包內(nèi)部有較嚴(yán)重的銹蝕現(xiàn)象。其主要原因是上次鍋爐酸洗沒有控制好汽包液位。希望今后加強(qiáng)鍋爐酸洗過程中的監(jiān)控，嚴(yán)格執(zhí)行國家和行業(yè)酸洗相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，確保鍋爐化學(xué)清洗質(zhì)量優(yōu)良；從4號(hào)鍋爐末過割管檢查情況看，末過老管內(nèi)壁氧化皮已經(jīng)發(fā)生了較嚴(yán)重的剝落。建議對(duì)末過下彎頭進(jìn)行全面射線檢查，如發(fā)現(xiàn)氧化皮較多堆積，應(yīng)割管進(jìn)行徹底清理。機(jī)組啟動(dòng)時(shí)較低壓力時(shí)應(yīng)進(jìn)行向空排氣吹掃，在機(jī)組啟動(dòng)過程中要嚴(yán)密監(jiān)視末過壁溫。機(jī)組啟動(dòng)期間水汽品質(zhì)化學(xué)監(jiān)督存在的問題某電廠5號(hào)1000MW機(jī)組U501A起動(dòng)期間發(fā)現(xiàn)鍋爐熱態(tài)沖洗水中硫酸根含量較高（1.18mg/L）。建議今后機(jī)組起動(dòng)期間加強(qiáng)冷態(tài)和熱態(tài)沖洗，加強(qiáng)氫電導(dǎo)率等指標(biāo)的監(jiān)測，堅(jiān)持爐水不合格不點(diǎn)火。此外，建議利用機(jī)組檢修機(jī)組對(duì)凝結(jié)水精處理混床水帽和樹脂捕捉器繞絲進(jìn)行仔細(xì)檢查，嚴(yán)防細(xì)碎樹脂穿透漏入系統(tǒng)。某電廠300MW亞臨界機(jī)組《機(jī)組啟動(dòng)化學(xué)監(jiān)督管理制度》中有個(gè)別監(jiān)督步序不符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求。建議對(duì)照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)該制度進(jìn)行修改和完善。機(jī)組停備用保養(yǎng)問題某9F燃機(jī)電廠機(jī)組停備用時(shí)間不確定，無法根據(jù)停備用保養(yǎng)導(dǎo)則選擇適當(dāng)?shù)谋ｐB(yǎng)方法。建議停爐后首先采用熱態(tài)帶壓保養(yǎng)，待壓力降低后充入氮?dú)饩S持壓力。

2016年迎峰度夏技術(shù)監(jiān)督檢查鍋爐專業(yè)總結(jié)總體情況2016年5月3日~6月30日，在江蘇能源監(jiān)管辦和江蘇省電力公司的領(lǐng)導(dǎo)下，對(duì)江蘇省并網(wǎng)電廠的26個(gè)電廠進(jìn)行了檢查。檢查范圍內(nèi)鍋爐共有1000MW級(jí)超超臨界二次再熱鍋爐2臺(tái)，1000MW級(jí)超超臨界鍋爐12臺(tái)，600MW級(jí)超超臨界鍋爐10臺(tái)，600MW級(jí)超臨界鍋爐13臺(tái)，600MW亞臨界鍋爐2臺(tái)，300MW級(jí)亞臨界鍋爐20臺(tái)，300MW級(jí)亞臨界流化床鍋爐2臺(tái)，135MW級(jí)超高壓鍋爐4臺(tái)，390MW級(jí)燃?xì)饴?lián)合循環(huán)余熱鍋爐4臺(tái)，200MW級(jí)燃?xì)饴?lián)合循環(huán)余熱鍋爐7臺(tái)。（全省共安裝1000MW級(jí)超超臨界二次再熱鍋爐2臺(tái)，1000MW級(jí)超超臨界鍋爐18臺(tái)，600MW級(jí)超超臨界鍋爐16臺(tái)，600MW級(jí)超臨界鍋爐21臺(tái)，350MW超臨界鍋爐1臺(tái)，600MW級(jí)亞臨界鍋爐2臺(tái)，300MW級(jí)超臨界鍋爐2臺(tái)，350MW級(jí)亞臨界鍋爐8臺(tái)，300MW級(jí)亞臨界鍋爐45臺(tái)，300MW級(jí)亞臨界硫化床鍋爐2臺(tái)，135MW級(jí)超高壓鍋爐12臺(tái)，135MW級(jí)超高壓硫化床鍋爐4臺(tái)，390MW級(jí)燃?xì)饴?lián)合循環(huán)余熱鍋爐12臺(tái)，190MW級(jí)燃?xì)饴?lián)合循環(huán)余熱鍋爐19臺(tái)，1000MW核電機(jī)組2臺(tái)，共166臺(tái)機(jī)組，164臺(tái)燃煤鍋爐與余熱鍋爐）。目前受監(jiān)鍋爐總體安全性較好，鍋爐經(jīng)濟(jì)性較好，排放指標(biāo)基本合格。在檢查中發(fā)現(xiàn)各電廠能夠按有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)與行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行鍋爐技術(shù)監(jiān)督工作，各電廠逐步完善鍋爐技術(shù)監(jiān)督細(xì)則。鍋爐技術(shù)監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)比較健全，網(wǎng)絡(luò)活動(dòng)比較正常，電廠鍋爐設(shè)備安全狀況較2015年有所改善。市場燃煤供應(yīng)狀態(tài)維持較好狀態(tài)，摻燒不適合鍋爐燃燒的劣質(zhì)煤比例維持在較低水平，但仍有部分鍋爐摻燒較高比例的高硫煤，大部分電廠鍋爐燃煤普遍進(jìn)行了燃煤摻配工作，褐煤及進(jìn)口低價(jià)煤、泥煤等的摻燒比例有所降低，經(jīng)摻配后煤質(zhì)比較穩(wěn)定；鍋爐性能與輔機(jī)耗電率指標(biāo)都有了明顯改觀，鍋爐及其輔機(jī)設(shè)備基本不存在明顯的不安全因素。為達(dá)到火電廠鍋爐大氣污染物超低排放要求，各電廠積極進(jìn)行鍋爐脫硝、脫硫與煙氣除塵的改造，大部分電廠已開始進(jìn)行鍋爐超低排放改造，相當(dāng)部分機(jī)組已經(jīng)完成了超低排放的環(huán)保改造；為滿足鍋爐超低排放的環(huán)保改造任務(wù)非常緊張，工作量非常大，還是電廠鍋爐檢修的主要工作，投入的人力、物力很大。迎峰度夏檢查中的亮點(diǎn)今全省并網(wǎng)電廠鍋爐運(yùn)行安全性總體較好，截至2016年6月30日受監(jiān)的164臺(tái)鍋爐中共發(fā)生因鍋爐原因引起的異常停機(jī)8次，其中四管爆漏5次，分別為高再爆管1次，原因?yàn)橹虚g彎頭固定塊焊縫開裂；水冷壁爆管3次，原因分別為母材原因2次，二次風(fēng)磨損1次；省煤器爆管1次，原因是吹灰器吹損。引風(fēng)機(jī)出口煙道撕裂1次，原因?yàn)榄h(huán)保改造時(shí)煙道加固不完善，煙道強(qiáng)度不足；增壓風(fēng)機(jī)失速，后處理不當(dāng)導(dǎo)致風(fēng)機(jī)跳閘1次；燃油管道漏油導(dǎo)致電纜燒毀1次。因鍋爐原因引起的異常停機(jī)次數(shù)維持逐步下降的趨勢(shì)。各電廠對(duì)鍋爐技術(shù)監(jiān)督工作都非常重視，設(shè)備維護(hù)較好，鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性較好，鍋爐效率在92~94%（因煤種差別），除個(gè)別鍋爐外排煙溫度基本在設(shè)計(jì)水平，鍋爐低氮燃燒器改造后飛灰含碳量稍有升高，鍋爐飛灰含碳量仍處正常水平。鍋爐出口蒸汽溫度基本達(dá)到設(shè)計(jì)要求，鍋爐再熱器減溫水流量很低。在繁重的環(huán)保改造工作中，很多廠還配套進(jìn)行了大量的節(jié)能改造工作，如空預(yù)器密封方式改造，引風(fēng)機(jī)與增壓風(fēng)機(jī)合一改造，低低溫省煤器改造等。全省大部分電廠已開始進(jìn)行鍋爐超低排放的改造工作，及配套進(jìn)行的低溫省煤器、WGGH改造。部分機(jī)組已完成鍋爐超低排放改造，經(jīng)驗(yàn)收測試，改造后鍋爐大氣排放SO2、NOx與煙塵排放濃度均達(dá)到了超低排放標(biāo)準(zhǔn)要求。鍋爐超低排放的改造內(nèi)容一般有脫硫系統(tǒng)增容改造；增加低溫省煤器改造，取消GGH、改裝WGGH；增裝濕式電除塵，有的采用脫硫除塵一體化設(shè)施；加裝備用層脫硝催化劑，部分機(jī)組進(jìn)行了鍋爐低氮燃燒器改造。常熟電廠1000MW機(jī)組煙氣脫硝系統(tǒng)進(jìn)出口煙溫基本一致，5號(hào)爐出口煙溫較進(jìn)口稍高，說明脫硝系統(tǒng)及煙道嚴(yán)密性較好；1000MW機(jī)組鍋爐省煤器、一級(jí)再熱器區(qū)域加裝聲波吹灰器，避免了吹灰蒸汽吹損。國電泰州電廠鍋爐水冷壁壁溫控制較好。新海電廠鍋爐專業(yè)分析1號(hào)鍋爐二側(cè)排煙溫度偏差過大的原因，通過調(diào)整消除了二側(cè)排煙溫度偏差。國信揚(yáng)州二期鍋爐冷灰斗存在對(duì)角磨損，電廠在磨損區(qū)域進(jìn)行了涂耐火膠泥防磨，效果較好，在江蘇拓寬了治理技術(shù)；擬對(duì)二期鍋爐進(jìn)行提溫改造，同時(shí)進(jìn)行再熱器增加混合集箱，增加微量噴水減溫器，會(huì)解決鍋爐再熱器器壁溫偏高的固定缺陷，提高鍋爐的可靠性；二期一次風(fēng)機(jī)采取現(xiàn)場檢修方式，可以有效地控制風(fēng)機(jī)檢修質(zhì)量，避免動(dòng)葉可調(diào)風(fēng)機(jī)檢修質(zhì)量難以控制的問題。華潤徐州2號(hào)鍋爐送風(fēng)機(jī)改造，對(duì)風(fēng)機(jī)選型進(jìn)行了優(yōu)化，風(fēng)機(jī)運(yùn)行效率顯著提高，運(yùn)行電流明顯下降；加強(qiáng)與徐州電廠鍋爐專業(yè)的現(xiàn)場交流，相互進(jìn)行鍋爐檢查與缺陷交流；5號(hào)鍋爐低溫省煤器進(jìn)口煙道加裝導(dǎo)流板，消除了煙道振動(dòng)過大的缺陷。華潤常熟在江蘇首次完成鍋爐升溫改造，為540℃水平的超臨界鍋爐改造提供了示范；在江蘇首次進(jìn)行了鍋爐寬負(fù)荷脫硝改造，為其他電廠改造提供了經(jīng)驗(yàn)。國華徐州鍋爐受熱面防磨措施較好，一再、省煤器吹灰器吹損很輕，在全省處于較好水平；加強(qiáng)與彭城電廠鍋爐專業(yè)的現(xiàn)場交流，相互進(jìn)行鍋爐檢查與缺陷交流；在催化劑更換時(shí)，要求供貨廠家進(jìn)行壽命管理。大唐南京鍋爐設(shè)備缺陷治理開展較好，鍋爐一年多無泄漏。國華陳家港電廠微油點(diǎn)火小油槍著火不好，電廠對(duì)油槍位置進(jìn)行了優(yōu)化，保證著火穩(wěn)定。句容電廠參考其他類型鍋爐的防磨經(jīng)驗(yàn)，對(duì)冷灰斗對(duì)角磨損采取了加裝梳型板阻擋爐渣加速，澆鑄料防磨的措施，較好地解決了對(duì)角磨損問題；空預(yù)器液壓馬達(dá)離合器由自動(dòng)投用改為手動(dòng)投用，避免離合器損壞。靖江電廠鍋爐運(yùn)行購買了煤粉取樣設(shè)備，運(yùn)行定期進(jìn)行煤粉取樣，掌握煤粉細(xì)度狀況；吹灰過程中運(yùn)行與維護(hù)都有人跟蹤檢查，發(fā)現(xiàn)了運(yùn)行中吹灰槍退到位后提升閥未關(guān)閉的現(xiàn)象，避免了吹灰蒸汽吹損。協(xié)鑫太倉港汽包雙色水位計(jì)采用小流量自動(dòng)沖洗裝置，消除了人工沖洗水位計(jì)的危險(xiǎn)性，提高了水位計(jì)的準(zhǔn)確性。國電常州在高溫受熱面屏過、末過與高再加裝出口壁溫測點(diǎn)，較好地測試出了壁溫分布，對(duì)控制超溫與換熱管老化起好的作用；對(duì)2號(hào)鍋爐燃燒器進(jìn)行了完善改造，有利于運(yùn)行燃燒調(diào)整，消除了干式除渣機(jī)改造后對(duì)爐膛火焰的負(fù)面影響。國華太倉燃燒器擺動(dòng)機(jī)構(gòu)堅(jiān)持投用，不投用再熱器減溫水；對(duì)換熱器管屏的定位管夾進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)，避免管夾脫扣問題。望亭電廠低溫過熱器與低溫再熱器區(qū)域吹灰改造為聲波吹灰器，消除了換熱管吹損問題。沙洲電廠燃燒調(diào)整較好，高過受熱面出口壁溫控制分布比較均勻；二臺(tái)鍋爐都已完成超低排放改造，進(jìn)度走在江蘇前列。闞山電廠哈鍋超超臨界鍋爐燃燒系統(tǒng)離先進(jìn)水平存在差距，與鍋爐高溫腐蝕及水冷壁橫向裂紋都有關(guān)系，爐膛出口煙氣NOx濃度控制也不太好，進(jìn)行了鍋爐燃燒器改造，為600MW鍋爐燃燒器改造提供了經(jīng)驗(yàn)；鍋爐超凈排放改造時(shí)，低低溫省煤器改造時(shí)一部分熱量用于空預(yù)器暖風(fēng)器熱源，在江蘇省起示范作用，節(jié)能效果較好。華潤鎮(zhèn)江電廠對(duì)高溫過熱器與高溫再熱器換熱管材料進(jìn)行了材料升級(jí)改造，消除內(nèi)壁氧化皮過厚的影響；高溫過熱器與高溫再熱器換熱材料升級(jí)改造后，準(zhǔn)備進(jìn)行帶過熱器與再熱器系統(tǒng)的酸洗，為江蘇電廠消除受熱面內(nèi)壁氧化皮的危害起示范作用。華能淮陰電廠鍋爐主要管道上都在保溫鐵皮上標(biāo)明焊縫位置，方便檢修檢查；一次風(fēng)機(jī)出口風(fēng)壓控制在較低水平，一次風(fēng)機(jī)耗電率較低?；搓庪姀S在摻燒泥煤等劣質(zhì)煤時(shí)，計(jì)算供熱煤耗增大幅度較大，專業(yè)經(jīng)過認(rèn)真分析，確認(rèn)原因?yàn)槿霠t煤取樣代表性問題，調(diào)整入爐煤取樣方式后，入爐煤與入廠煤熱量化驗(yàn)值基本一致，計(jì)算供電煤耗明顯降低，數(shù)據(jù)比較合理。徐礦電廠鍋爐防磨工作好，水冷壁與屏過泄漏爆管很少；原煤倉口加裝旋轉(zhuǎn)給煤裝置，摻燒較大比例的煤泥，有效地降低了燃煤成本。宿遷電廠鍋爐防磨防爆檢查工作好，多年未發(fā)生因鍋爐泄漏導(dǎo)致停機(jī)，確保了供熱的安全。華興電廠鍋爐防磨防爆工作做得好，幾年內(nèi)未出現(xiàn)換熱管泄漏。儀征熱電對(duì)鍋爐進(jìn)口煙道保溫進(jìn)行治理，消除了保溫表面溫度過高的問題。無錫藍(lán)天余熱鍋爐本體保溫較好，沒有明顯的溫度偏高區(qū)域，較其它廠余熱鍋爐好?；窗踩紮C(jī)余熱鍋爐固定導(dǎo)向及膨脹指示器等設(shè)計(jì)較好，管道未發(fā)現(xiàn)碰、晃動(dòng)等問題。本次檢查發(fā)現(xiàn)的主要問題和整改建議高溫腐蝕部分電廠特別是哈鍋產(chǎn)超臨界鍋爐及其他布置旋流燃燒器的鍋爐、哈鍋超超臨界鍋爐，其低NOx燃燒系統(tǒng)布置存在缺陷，為降低鍋爐燃燒生成的NOx濃度，采取了低氧量和高比例風(fēng)粉分級(jí)的燃燒技術(shù)，使得燃燒器區(qū)域的供氧量嚴(yán)重不足，還原性很強(qiáng)，導(dǎo)致爐膛上部出現(xiàn)高溫腐蝕；部分上鍋產(chǎn)超臨界鍋爐由于片面追求低NOx效果、氧量超低及燃用高硫煤也產(chǎn)生了高溫腐蝕，在吹灰器區(qū)域產(chǎn)生過快地腐蝕減?。徊糠皱仩t為降低燃料成本，摻燒高硫分燃煤，同時(shí)摻燒低熔點(diǎn)高硫煤，加劇了高溫腐蝕速度，引起較嚴(yán)重地結(jié)焦與垢下腐蝕。存在高溫腐蝕的區(qū)域主要在上部燃燒器至SOFA風(fēng)噴嘴區(qū)域；燃燒器前后墻布置的鍋爐高溫腐蝕主要發(fā)生在側(cè)墻，以及熱負(fù)荷高區(qū)域；前墻布置的在高溫腐蝕主要發(fā)生在后墻及側(cè)墻后部；四角切圓燃燒鍋爐主要發(fā)生在上層燃燒器至SOFA風(fēng)之間、最下層燃燒器區(qū)域，尤其是角部區(qū)域高溫腐蝕嚴(yán)重，雙爐膛燃燒的在前墻二個(gè)燃燒器之間爐墻區(qū)域；結(jié)焦引起的垢下腐蝕，腐蝕發(fā)生在主燃燒器及臨近上部區(qū)域。水冷壁區(qū)域煙氣還原性氣氛很強(qiáng)，煙氣CO濃度在50000ppm及以上。H2S引起的高溫腐蝕與吹灰器吹損相互促進(jìn)，使得存在高溫腐蝕的吹灰器旁水冷壁管減薄速度很快；而結(jié)焦引起的垢下腐蝕要求及時(shí)吹灰，清除產(chǎn)生的嚴(yán)重結(jié)焦。高溫腐蝕多系低氮燃燒器改造產(chǎn)生的問題，摻燒高硫煤及低熔點(diǎn)煤又加劇了高溫腐蝕速率。電廠應(yīng)在脫硝改造時(shí)，對(duì)低NOx系統(tǒng)改造時(shí)注意鍋爐高溫腐蝕和結(jié)焦問題，不能以高溫腐蝕和嚴(yán)重結(jié)焦為代價(jià)來獲得較低的NOx濃度；對(duì)低NOx燃燒系統(tǒng)加強(qiáng)燃燒調(diào)整，減輕局部還原性氣氛，同時(shí)控制爐膛出口過量空氣系統(tǒng)不能過低，降低爐膛的整體還原性氣氛；控制燃煤含硫量，減少進(jìn)入爐膛燃煤的硫含量，加強(qiáng)摻煤時(shí)的硫分控制，使得高硫煤與低硫煤均勻摻配，防止燃煤中硫分時(shí)高時(shí)低地進(jìn)入爐膛，過高的硫分造成高溫腐蝕；應(yīng)不摻燒或很低比例地?fù)綗腿埸c(diǎn)高硫煤，防止出現(xiàn)嚴(yán)重結(jié)焦和垢下腐蝕；在燃煤硫分偏高時(shí)應(yīng)適當(dāng)提高主燃燒器區(qū)域的氧量水平，降低還原性氣體濃度，減輕煙氣的腐蝕性；必要時(shí)可在爐膛噴涂防磨及防腐蝕的防護(hù)層，抵御爐膛的高溫腐蝕，進(jìn)行防腐防磨噴涂時(shí)，應(yīng)注意噴涂材料及噴涂工藝的監(jiān)督；提高水冷壁管材料等級(jí)，提高材料在相同溫度下的抗腐蝕性能；降低爐膛吹灰器吹灰蒸汽壓力，在爐膛結(jié)焦?fàn)顩r不嚴(yán)重時(shí)，適當(dāng)減少爐膛吹灰器的投用頻次。水冷壁橫向裂紋部分電廠哈鍋產(chǎn)超超臨界鍋爐水冷壁存在較嚴(yán)重的橫向裂紋問題，橫向裂紋有深度橫向裂紋與密集橫向裂紋；部分其它類型鍋爐在水冷套、吹灰器密封盒焊縫處也發(fā)現(xiàn)橫向裂紋。密集橫向裂紋的深度不深但裂紋密集，往往與爐膛結(jié)焦、高溫腐蝕伴生。橫向裂紋的發(fā)生是長期的交變應(yīng)力以及應(yīng)力腐蝕引起的，導(dǎo)致水冷壁存在應(yīng)力的原因有爐膛局部負(fù)荷高，水冷壁壁溫分布偏差大，爐膛局部結(jié)焦與高溫腐蝕，爐膛吹灰導(dǎo)致的局部吸熱增加，異型鰭片引起的局部壁溫高與溫差大，以及吹灰蒸汽的冷卻作用，剛性梁束縛水冷壁變形等。腐蝕是由于低NOx燃燒器引起的水冷壁區(qū)域還原性氣氛強(qiáng)導(dǎo)致的；水冷壁壁溫偏差大主要是水冷壁管阻力特性與爐膛熱負(fù)荷不匹配；運(yùn)行時(shí)控制分離器進(jìn)口汽溫較高，也是產(chǎn)生橫向裂紋的重要因素。電廠應(yīng)在運(yùn)行中均勻爐膛熱負(fù)荷，防止局部熱負(fù)荷過高；注意水冷壁鰭片安裝應(yīng)均勻，避免拼縫鰭片過寬的狀況；在水冷壁處加裝抽煙氣測點(diǎn)，測試水冷壁處煙氣還原性氣氛、并已此為據(jù)進(jìn)行調(diào)整；在燃燒系統(tǒng)改造時(shí)注意采用減少爐膛結(jié)焦及高溫腐蝕的技術(shù)，降低局部還原性氣氛；注意吹灰器的暖管與疏水，防止吹灰時(shí)發(fā)生蒸汽帶水現(xiàn)象；提高水冷壁管材料等級(jí)，增強(qiáng)水冷壁管抗腐蝕性能；在橫向裂紋區(qū)域噴涂隔熱涂層，降低局部吸熱；對(duì)水冷壁進(jìn)口節(jié)流孔直徑進(jìn)行優(yōu)化，降低水冷壁出口壁溫分布偏差。鍋爐高溫過熱器內(nèi)壁氧化皮大面積脫落亞臨界、超高壓以及超臨界、超超臨界參數(shù)鍋爐高溫受熱面都存在內(nèi)壁氧化皮大面積脫落的問題。雖然今年發(fā)生因氧化皮堵塞導(dǎo)致的鍋爐爆管有所減少，是建立在去年受熱面材料更換，停爐過熱器與再熱器酸洗的基礎(chǔ)上。在啟動(dòng)過程中內(nèi)壁氧化皮大面積脫落的問題仍普遍。由于運(yùn)行中存在汽溫控制不當(dāng)、壁溫超限、換熱管材料抗蒸汽氧化性能差以及水汽指標(biāo)控制缺陷，導(dǎo)致內(nèi)壁氧化皮生成較快，氧化皮較厚易脫落，而TP304H與TP347H、S30432等不銹鋼換熱管內(nèi)壁氧化皮雖不厚卻容易脫落；部分鍋爐運(yùn)行時(shí)間較長，材料存在老化，內(nèi)壁氧化皮較厚，增加剝落的幾率。目前大多數(shù)鍋爐采用等離子點(diǎn)火和微油點(diǎn)火，如果運(yùn)行中壁溫波動(dòng)幅度較大，特別是鍋爐啟停過程中變負(fù)荷速率控制不好，會(huì)引起內(nèi)壁氧化皮大面積脫落，導(dǎo)致?lián)Q熱管堵塞超溫或過熱爆管，如蒸汽壓力與溫度上升速率不匹配，蒸汽溫度升降速率過快，低蒸汽流量時(shí)投減溫水都會(huì)引起蒸汽溫度瞬間大幅度波動(dòng)的現(xiàn)象，嚴(yán)重時(shí)甚至出現(xiàn)蒸汽帶水現(xiàn)象等；在啟動(dòng)過程中、干濕態(tài)切換操作不當(dāng)時(shí)也容易導(dǎo)致壁溫出現(xiàn)很大幅度地波動(dòng)；停機(jī)過程中爐膛熱負(fù)荷的大幅度波動(dòng)也可能引起容易剝落的氧化皮大面積脫落；高負(fù)荷跳機(jī)時(shí)通風(fēng)冷卻時(shí)間過長或燜爐時(shí)間過短也容易引起內(nèi)壁氧化皮與母材結(jié)合破壞，都是引起內(nèi)壁氧化皮大面積脫落及堵塞爆管的原因；運(yùn)行中給水流量大幅度波動(dòng)導(dǎo)致的汽溫與壁溫大幅度波動(dòng)也會(huì)導(dǎo)致結(jié)合狀態(tài)不好的內(nèi)壁氧化皮大面積脫落。電廠應(yīng)從內(nèi)壁氧化皮生成速率控制，內(nèi)壁氧化皮監(jiān)測檢查、堆積氧化皮清理，以及啟動(dòng)與停爐過程中防止氧化皮大面積脫落，啟動(dòng)過程中對(duì)脫落的氧化皮進(jìn)行沖洗等四個(gè)方面來制定技術(shù)措施，控制氧化皮大面積脫落引起的堵塞爆管；內(nèi)壁氧化皮厚度偏厚的可以采取過熱器、再熱器酸洗方式清除已產(chǎn)生的內(nèi)壁氧化皮。鍋爐膨脹系統(tǒng)考慮不全面部分鍋爐在鍋爐設(shè)計(jì)與管道布置時(shí)，膨脹系統(tǒng)設(shè)計(jì)考慮不全面，存在膨脹不暢問題。有的管道布置未考慮膨脹問題，導(dǎo)致支吊架與管道碰，管道保溫變形；管道膨脹導(dǎo)致支吊架與阻尼桿傾斜不垂直，與剛性梁及基座碰，個(gè)別阻尼桿彎曲；膨脹后，支吊架受力不正常，出現(xiàn)支吊架不受力晃動(dòng)較大，個(gè)別出現(xiàn)支吊架振動(dòng)大，個(gè)別支吊架位移指示在最大位置；個(gè)別鍋爐管道與鍋爐膨脹后，碰壓布置在平臺(tái)上的小管道，導(dǎo)致小管道變形及固定裝置損壞；類似位置的管道膨脹差別很大，個(gè)別管道承受較大的彎曲應(yīng)力；支吊架設(shè)置時(shí)位移量設(shè)置不夠，導(dǎo)致位移指示器卡碰，冷態(tài)收縮卡澀，吊桿彎曲；在進(jìn)行燃燒器改造部分膨脹指示器指針卡澀，標(biāo)尺被油漆涂蓋，不能正常指示膨脹量。電廠應(yīng)對(duì)鍋爐及管道系統(tǒng)膨脹進(jìn)行全面檢查，對(duì)支吊架吊桿傾斜度較大，吊架、阻尼器與梁及基座碰的應(yīng)移動(dòng)吊架與阻尼器位置，消除碰的狀況；對(duì)支吊架受力進(jìn)行全面檢查，使得支吊架彈簧可以自由變形，支吊架受力與位移在正常狀態(tài)，消除位移在最大量程碰或最小量程碰的狀況，消除支吊架不受力晃動(dòng)大的狀況；對(duì)支吊架位移量偏小的，應(yīng)改用更大位移量的支吊架；對(duì)膨脹指示器卡澀及標(biāo)尺涂蓋的應(yīng)盡快恢復(fù)指示；保溫?cái)D壓變形嚴(yán)重的，在鍋爐檢修時(shí)應(yīng)重新進(jìn)行保溫，保溫時(shí)注意膨脹擠壓問題。鋼架平臺(tái)及管道腐蝕部分鍋爐鋼梁與平臺(tái)腐蝕較嚴(yán)重，特別是在現(xiàn)場制作的鋼梁、欄桿腐蝕嚴(yán)重；有的鋼梁連接板及焊縫處腐蝕嚴(yán)重；有的鋼梁安裝方向不對(duì)，引起鋼梁積水；有的鍋爐樓梯下部基座焊接處腐蝕嚴(yán)重；有的壓縮空氣等輔助管道外壁腐蝕嚴(yán)重；有的爐外管道外壁保溫不好，淋雨腐蝕嚴(yán)重；安全門排汽管內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重，銹末大量堆積在脫水盤內(nèi)。腐蝕原因是防銹處理不好，防銹底漆噴涂質(zhì)量很差；管道保溫不好，雨水能夠滲透到管壁表面；安全門排汽管采用普通碳鋼管，腐蝕較快。電廠應(yīng)對(duì)腐蝕狀況進(jìn)行全面檢查，對(duì)腐蝕嚴(yán)重的進(jìn)行重新防銹處理；在噴涂防銹油漆時(shí)應(yīng)注意噴涂工藝，噴涂前清除表面銹層及雜物；對(duì)爐外管道保溫進(jìn)行治理，防止雨水淋滲及石棉繩吸水腐蝕；對(duì)安全門排汽管腐蝕銹末及時(shí)清理，防止堵塞疏水管及安全門動(dòng)作時(shí)磨損密封面。高溫受熱面壁溫監(jiān)測效率差部分鍋爐高溫受熱面壁溫代表性差，主要表現(xiàn)在測點(diǎn)少，布置不合理以及安裝方式存在較大誤差。有的壁溫測點(diǎn)大多布置在壁溫相對(duì)較低的區(qū)域，壁溫比汽溫低，失去壁溫監(jiān)視的意義；大部分壁溫測點(diǎn)安裝時(shí)未進(jìn)行單獨(dú)保溫，對(duì)壁溫超過500℃以上的存在較大的系統(tǒng)誤差；部分鍋爐對(duì)壁溫分布不了解，安裝數(shù)量較多的壁溫測點(diǎn)但未主要布置在高溫區(qū)域，對(duì)壁溫超溫狀況監(jiān)測比例低；有的電廠壁溫報(bào)警與考核值設(shè)置偏高，有的壁溫監(jiān)測系統(tǒng)無自動(dòng)記錄與考核系統(tǒng)，難以保證壁溫不超溫；余熱鍋爐汽包壁溫測點(diǎn)普遍低于對(duì)應(yīng)飽和溫度10℃左右，壁溫測試代表性差，不利于監(jiān)測汽包壽命損失；有的鍋爐壁溫出現(xiàn)突升突降狀況，有的壁溫點(diǎn)與實(shí)際位置未一一對(duì)應(yīng)，難以分析超溫原因。電廠在加裝高溫受熱面壁溫測點(diǎn)時(shí)應(yīng)摸清壁溫分布，不清楚的可以調(diào)研同類型鍋爐壁溫分布；安裝時(shí)宜對(duì)壁溫測點(diǎn)進(jìn)行單獨(dú)保溫，消除測試系統(tǒng)誤差；設(shè)置合理的壁溫報(bào)警值，控制壁溫不超溫；在壁溫監(jiān)測系統(tǒng)增加超溫自動(dòng)記錄與考核功能，嚴(yán)格運(yùn)行壁溫控制。風(fēng)機(jī)缺陷存在鍋爐風(fēng)機(jī)缺陷的電廠較多，多個(gè)電廠存在一次風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)振動(dòng)過大，并且存在逐步增大的趨勢(shì)，振動(dòng)測試及檢修檢查未查清造成振動(dòng)偏大的原因，部分風(fēng)機(jī)振動(dòng)值存在逐步增大的趨勢(shì)。個(gè)別引風(fēng)機(jī)存在冷卻風(fēng)道腐蝕漏風(fēng)，影響軸承冷卻效果；引風(fēng)機(jī)動(dòng)葉葉片積灰以及存在裂紋問題；有的引風(fēng)機(jī)在更換軸承與調(diào)節(jié)系統(tǒng)后振動(dòng)值仍偏大、且有時(shí)存在失速問題，風(fēng)機(jī)出力較大；有的風(fēng)機(jī)振動(dòng)測試，主要振動(dòng)在高倍頻，難以確認(rèn)振動(dòng)原因；采用變頻器調(diào)速控制的風(fēng)機(jī)未對(duì)風(fēng)機(jī)動(dòng)葉、側(cè)板等進(jìn)行全面檢查，不能及時(shí)發(fā)現(xiàn)裂紋及開裂等缺陷；磨煤機(jī)密封風(fēng)機(jī)振動(dòng)大，出口聯(lián)絡(luò)門關(guān)閉不嚴(yán)，存在不運(yùn)行風(fēng)機(jī)倒風(fēng)現(xiàn)象；有的送風(fēng)機(jī)選型過大，運(yùn)行中開度小，風(fēng)機(jī)全壓顯著小于設(shè)計(jì)值，長期運(yùn)行在低效區(qū)，引起送風(fēng)機(jī)耗電率高；同一期機(jī)組風(fēng)機(jī)運(yùn)行電流差別較大，統(tǒng)計(jì)耗電率存在明顯的差別。電廠應(yīng)密切監(jiān)視風(fēng)機(jī)振動(dòng)狀況，加強(qiáng)風(fēng)機(jī)振動(dòng)測試與檢查；風(fēng)機(jī)檢修時(shí)安排專人去檢修單位監(jiān)督轉(zhuǎn)子檢查狀況，檢查是否存在缺陷，必要時(shí)可以找專業(yè)單位人員一并進(jìn)行檢查；對(duì)多次檢修不能查清原因，也沒有消除振動(dòng)過大現(xiàn)象的，可以找不同的檢修廠家來檢查看是否可以發(fā)現(xiàn)相關(guān)缺陷；檢修中對(duì)風(fēng)機(jī)葉片積灰與裂紋狀況進(jìn)行全面檢查，對(duì)冷卻風(fēng)道腐蝕進(jìn)行檢查，特別是加裝低溫省煤器的鍋爐；對(duì)選型過大的送風(fēng)機(jī)，可以進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，必要時(shí)可以進(jìn)行葉片型式改造；對(duì)密封風(fēng)機(jī)聯(lián)絡(luò)門應(yīng)選用關(guān)閉嚴(yán)密的型式，防止停運(yùn)風(fēng)機(jī)倒風(fēng)；對(duì)風(fēng)機(jī)運(yùn)行耗電率偏高的，應(yīng)進(jìn)行全面分析與測試，摸清耗電高的原因。吹灰器吹損減薄嚴(yán)重鍋爐吹灰器對(duì)受熱面吹損較快，吹損后泄漏爆管的較多，特別是存在高溫腐蝕的水冷壁區(qū)域，爐膛蒸汽吹損與高溫腐蝕相互作用，使得吹灰器周圍區(qū)域水冷壁減薄嚴(yán)重；低溫過熱器與低溫再熱器懸吊管區(qū)域的內(nèi)側(cè)第2、3、4排受熱面管排，存在的局部嚴(yán)重吹損，這種狀況在部分電廠鍋爐仍然存在；塔式鍋爐的一級(jí)再熱器及省煤器在吹灰器走廊處吹損較嚴(yán)重；吹灰器故障導(dǎo)致的吹損受熱面，導(dǎo)致受熱面泄漏的現(xiàn)象依然存在。吹灰器吹損的原因有吹灰器管道疏水坡度不夠，管道中冷凝水無法疏凈而引起吹灰時(shí)蒸汽帶水現(xiàn)象；吹灰器安裝角度存在問題，吹灰槍與爐膛垂直度不符合要求，或爐膛變形導(dǎo)致吹灰槍角度不垂直；吹灰器驅(qū)動(dòng)部件磨損或行程開關(guān)存在磨損或摩擦，使得吹灰槍運(yùn)行中停頓及提升閥開啟過快或關(guān)閉較慢；行程開關(guān)不到位，吹灰器長時(shí)間泄漏蒸汽吹損；吹灰蒸汽壓力控制較高，吹灰蒸汽對(duì)水冷壁的吹損能力過強(qiáng)；換熱管防磨措施不完善，存在未加防磨護(hù)瓦、護(hù)瓦間存在間隙等缺陷。電廠應(yīng)適當(dāng)控制吹灰蒸汽壓力，減少吹灰蒸汽射流的吹損能力；對(duì)吹灰器安裝角度進(jìn)行全面檢查及調(diào)整，保證吹灰槍與爐膛的垂直度；對(duì)吹灰器進(jìn)行解體檢查消缺，消除驅(qū)動(dòng)部件與行程開關(guān)的磨損；對(duì)吹灰蒸汽管道疏水坡度進(jìn)行全面檢查，對(duì)坡度較低的應(yīng)進(jìn)行整改；加強(qiáng)吹灰過程中跟槍檢查制度，及時(shí)發(fā)現(xiàn)吹灰器故障，減少損失；加強(qiáng)吹灰器維護(hù)，及時(shí)消除吹灰器槍管開裂、提升閥泄漏以及行程開關(guān)缺陷；對(duì)布置在煙溫較低的受熱面，可以加裝聲波吹灰器，少投或不投蒸汽吹灰器。減溫器結(jié)構(gòu)缺陷鍋爐減溫器結(jié)構(gòu)缺陷比較普遍，多數(shù)減溫器噴管與連接管座直接焊接，焊縫高度也偏低，焊縫強(qiáng)度差容易導(dǎo)致焊縫拉裂；部分減溫器噴管開孔偏管外側(cè)，對(duì)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；部分電廠減溫器噴管采用變徑結(jié)構(gòu)，在變徑處產(chǎn)生裂紋及開裂；部分減溫器噴管末端不固定，采用懸臂結(jié)構(gòu)，容易導(dǎo)致噴管根部連接焊縫開裂；檢查發(fā)現(xiàn)三級(jí)減溫器與微量噴水減溫器噴管斷裂；對(duì)減溫器采用一個(gè)大修周期檢查1次，對(duì)高過進(jìn)口與高再進(jìn)口減溫器來說，難以及時(shí)發(fā)現(xiàn)裂紋及開裂現(xiàn)象，一端開裂減溫器筒壁材料壽命影響很大。電廠應(yīng)在縮短對(duì)減溫器解體檢查周期，特別是高過進(jìn)口與高再進(jìn)口減溫器；對(duì)發(fā)現(xiàn)噴管焊縫開裂與斷裂的應(yīng)對(duì)減溫器內(nèi)壁進(jìn)行內(nèi)窺檢查；與制造廠聯(lián)系，研究減溫器結(jié)構(gòu)優(yōu)化改造的方案。脫硝系統(tǒng)進(jìn)出口煙溫差大部分電廠鍋爐SCR進(jìn)出口煙溫存在較大的差別，存在5~8℃的溫降，部分超過10℃。原因有SCR系統(tǒng)煙道容器表面保溫效果較差、散熱較大；SCR煙道非金屬膨脹節(jié)漏風(fēng)較大，漏冷風(fēng)導(dǎo)致煙溫下降幅度過大。有的電廠利用檢修機(jī)會(huì)進(jìn)行檢查，更換破損的非金屬膨脹節(jié)，明顯減少漏風(fēng)，消除了脫硝系統(tǒng)進(jìn)出口煙溫偏大的問題。電廠利用檢修對(duì)SCR保溫表面溫度進(jìn)行全面檢查，對(duì)非金屬膨脹節(jié)漏風(fēng)進(jìn)行仔細(xì)檢查；對(duì)煙道密封進(jìn)行全面檢查，看是否存在漏焊、未滿焊等容易漏風(fēng)處。磨煤機(jī)缺陷部分電廠采用較高轉(zhuǎn)速的中速磨，運(yùn)行中磨煤機(jī)振動(dòng)較大；相當(dāng)部分電廠一次風(fēng)管安裝的在線監(jiān)測表顯示風(fēng)速偏差很大，部分顯示風(fēng)速明顯超出正常范圍，起不到監(jiān)測作用；個(gè)別中速磨石子煤排放量偏大，磨煤機(jī)檢修周期偏長，磨輥耐磨層磨損量較大；部分制粉系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)摻冷風(fēng)量較多，對(duì)鍋爐排煙溫度影響較大，特別是采用干式除渣機(jī)的鍋爐；部分電廠磨煤機(jī)出口風(fēng)溫控制在較低水平，磨進(jìn)口風(fēng)溫低，摻冷風(fēng)量較大。電廠應(yīng)對(duì)一次風(fēng)管在線監(jiān)測儀表加強(qiáng)維護(hù)，對(duì)動(dòng)壓測量與傳壓系統(tǒng)進(jìn)行吹掃，保持測壓系統(tǒng)不堵不漏；對(duì)轉(zhuǎn)速較高的中速磨，運(yùn)行中應(yīng)注意保持磨盤上煤層厚度，研磨泥煤等易磨煤種時(shí)適當(dāng)摻燒部分難磨煤種，降低磨煤機(jī)細(xì)度，增加回粉量，維持磨盤上每層厚度；根據(jù)煤種控制磨煤機(jī)出口風(fēng)溫，除印尼煤、褐煤等易爆煤種外，中速磨煤機(jī)可以適當(dāng)提高出口風(fēng)溫，減少摻冷風(fēng)量。爐墻晃動(dòng)二臺(tái)塔式鍋爐及一臺(tái)超高壓鍋爐存在爐墻晃動(dòng)較大的問題，爐墻晃動(dòng)對(duì)角部水冷壁與鰭片焊縫影響較大，長期較大幅度晃動(dòng)會(huì)產(chǎn)生裂紋及開裂。鍋爐燃燒處于不穩(wěn)定狀態(tài)，會(huì)產(chǎn)生汽壓波動(dòng)，與爐墻產(chǎn)生部分共振時(shí)會(huì)導(dǎo)致爐墻振動(dòng)，一般采用剛性梁固定限值振動(dòng)幅度。當(dāng)剛性梁固定不好時(shí)，爐墻會(huì)產(chǎn)生較大幅度振動(dòng)，表現(xiàn)為爐墻晃動(dòng)；如剛性梁未形成圍護(hù)結(jié)構(gòu)，剛性梁連接螺栓剛度較低、與銷孔間隙較大時(shí)，或角部鉸接銷軸與銷孔間隙較大時(shí)，爐墻可以產(chǎn)生較大幅度地位移。電廠應(yīng)對(duì)爐墻剛性梁進(jìn)行全面檢查，檢查剛性梁連接螺栓剛度、與銷孔配合以及鎖緊程度，有問題的及時(shí)進(jìn)行處理；檢查剛性梁角部鉸接銷孔配合，間隙偏大的應(yīng)重新安裝銷孔與銷軸，消除間隙大的缺陷；爐墻晃動(dòng)大的，可以采取在軸孔間隙打鋼楔的方式，或臨時(shí)加塞塊限值剛性梁位移，消除較大幅度晃動(dòng)。石子煤回用目前，HP型中速磨經(jīng)過噴嘴環(huán)改造后，石子煤排放量普遍較小，石子煤中摻雜的煤塊及煤粒子較少。有電廠化驗(yàn)石子煤成分，硫分超過30%，低位發(fā)熱量在1000kcal/kg左右，發(fā)熱量主要是硫分燃燒產(chǎn)生。這部分石子煤摻入燃煤加倉后，會(huì)導(dǎo)致某段時(shí)間入爐煤硫分增加很大，鍋爐高溫腐蝕速率明顯加快。石子煤摻燒利用的熱量難以抵消高溫腐蝕的負(fù)面影響。電廠應(yīng)對(duì)石子煤成分進(jìn)行化驗(yàn)，主要看硫分與低位發(fā)熱量，如果發(fā)熱量較低、硫分較高時(shí)，不宜進(jìn)行石子煤回用。余熱鍋爐低壓蒸發(fā)器流動(dòng)加速腐蝕部分燃?xì)饴?lián)合循環(huán)機(jī)組余熱鍋爐低壓蒸發(fā)器換熱管上部存在嚴(yán)重地流動(dòng)加速腐蝕，上集箱連接管出口及彎頭位置，低壓汽包引進(jìn)口及多孔板等裝置存在腐蝕。原因有余熱鍋爐低壓蒸發(fā)器蒸發(fā)量偏大，管內(nèi)流速偏高；低壓汽包同時(shí)作為除氧器，或低溫省煤器出口水溫高，處于低壓汽包飽和溫度之上，導(dǎo)致汽包內(nèi)爐水無欠焓，低溫蒸發(fā)器管內(nèi)流動(dòng)不穩(wěn)定；上游受熱面存在煙氣走廊，吸熱偏少，低壓蒸發(fā)器吸熱偏大；低壓蒸發(fā)器存在煙氣走廊，局部換熱管吸熱較大；省煤器出口水溫高存在上游受熱面吸熱偏少影響，也與不開再循環(huán)泵調(diào)節(jié)有關(guān)；運(yùn)行時(shí)低壓蒸汽壓力偏低，飽和溫度降低導(dǎo)致低壓蒸發(fā)器吸熱增加。低壓汽包內(nèi)爐水pH值控制較低時(shí)，換熱管內(nèi)工質(zhì)腐蝕性強(qiáng)。除導(dǎo)致低壓蒸發(fā)器換熱管侵蝕腐蝕減薄外，省煤器出口水溫高導(dǎo)致調(diào)壓閥出口快速蒸發(fā)，導(dǎo)致管道侵蝕腐蝕，排煙溫度過低帶來低溫省煤器外壁腐蝕，影響低溫省煤器壽命。電廠應(yīng)盡量提高低壓汽包內(nèi)爐水pH值，使之接近水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的上限，降低腐蝕速率；對(duì)上游換熱器換熱加強(qiáng)管理，做好煙道密封、減少漏煙量，吸熱與煙氣溫降達(dá)到設(shè)計(jì)水平；做好低壓蒸發(fā)器煙道密封減緩局部換熱管吸熱偏多；利用再循環(huán)泵調(diào)節(jié)低溫省煤器進(jìn)口水溫，減少低溫省煤器吸熱，降低溫省煤器出口水溫。余熱鍋爐煙囪處煙溫較高相當(dāng)部分余熱鍋爐煙囪處測試煙溫較凝水加熱器（低壓省煤器）出口煙溫明顯高，說明凝水加熱器出口煙溫分布偏差大。原因有凝水加熱器出口煙溫在垂直方向分布偏差大；換熱模塊存在較大的煙氣走廊，模塊端部煙溫較高。電廠應(yīng)對(duì)煙囪處煙溫測點(diǎn)進(jìn)行校準(zhǔn)，保證煙溫測試準(zhǔn)確；余熱鍋爐所有換熱模塊的煙氣走廊進(jìn)行全面檢查，采取有效措施消除煙氣走廊。脫硝系統(tǒng)出口煙氣NOx濃度偏差部分鍋爐脫硝系統(tǒng)出口NOx濃度存在較大偏差，與煙囪入口CEMS測試數(shù)據(jù)也存在較大的偏差。原因是脫硝出口煙氣取樣測點(diǎn)離催化劑過近，煙氣難以混合均勻；脫硝進(jìn)口噴氨量與煙氣NOx濃度分布不匹配，導(dǎo)致局部NH3濃度低、局部NH3濃度偏高，引起出口煙氣局部NOx濃度波動(dòng)較大；供氨系統(tǒng)管道腐蝕產(chǎn)生的銹末堵塞流量計(jì)孔板，造成局部噴氨量不足，引起局部NOx濃度偏高；部分電廠采用脫硝系統(tǒng)出口NOx濃度作為控制指標(biāo)，引起過度噴氨，導(dǎo)致氨逃逸率高。氨逃逸率高引起空預(yù)器堵塞，主要原因是煙氣中NH4HSO4濃度偏高，導(dǎo)致NH4HSO4越界沉積，引起嚴(yán)重堵塞；低負(fù)荷時(shí)或冬天環(huán)境溫度降低，空預(yù)器換熱元件壁溫降低，也引起NH4HSO4沉積區(qū)域趨上，導(dǎo)致NH4HSO4越界沉積，無法利用吹灰蒸汽射流及時(shí)清除，引起積灰板結(jié)與嚴(yán)重堵塞。電廠可以采取CEMS測試NOx濃度作為控制指標(biāo)控制SCR噴氨量，控制出口NH3逃逸率；對(duì)供氨管道腐蝕狀況進(jìn)行檢查及積垢清理，消除閥門與流量計(jì)節(jié)流孔堵塞；對(duì)脫硝系統(tǒng)進(jìn)口噴氨量進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，消除脫硝出口煙氣NOx濃度分布偏差過大的現(xiàn)象?？疹A(yù)器換熱效果差鍋爐煙氣脫硝改造時(shí)配套進(jìn)行空預(yù)器改造時(shí)，換熱元件低溫段采用直波紋的鍍搪瓷換熱元件，其換熱系數(shù)低，需適當(dāng)增加換熱元件面積來確保換熱能力不低于改造前。在進(jìn)行空預(yù)器配套改造時(shí)，有的增加的換熱元件面積不夠，引起空預(yù)器風(fēng)溫與煙溫存在較大的傳熱偏差；有的鍋爐原來存在空預(yù)器吸熱不足的問題，但改造中未配套進(jìn)行增加空預(yù)器換熱面積的改造，使得改造后空預(yù)器換熱能力未增加、甚至更低，對(duì)鍋爐效率影響較大；有些將高溫元件也改造為直波紋，使得空預(yù)器換熱能力明顯降低；個(gè)別鍋爐空預(yù)器二側(cè)出口排煙溫度偏差大，原因分析不清楚；部分電廠利用低溫省煤器回收鍋爐排煙余熱，熱量利用效率較低；個(gè)別電廠空預(yù)器消防水管道只設(shè)進(jìn)空預(yù)器的總閥，在進(jìn)一次風(fēng)、二次風(fēng)及煙氣側(cè)時(shí)無控制閥，消防水管道成為漏風(fēng)通道，壁溫很高，存在人員燙傷隱患。電廠應(yīng)對(duì)排煙溫度偏高的原因進(jìn)行全面分析，屬于空預(yù)器換熱效果差時(shí)，應(yīng)增加空預(yù)器換熱元件面積，或采用煙氣回收余熱做暖風(fēng)器熱源；對(duì)排煙溫度偏差大的應(yīng)摸清原因，針對(duì)性進(jìn)行治理；采用低溫省煤器回收煙氣排放余熱，進(jìn)入凝水加熱系統(tǒng)的并不能代替降低排煙溫度的治理；對(duì)空預(yù)器消防水水管，在每個(gè)進(jìn)入空預(yù)器的管路上應(yīng)加閥門控制。改造工程管理在鍋爐進(jìn)行環(huán)保改造，包括超低排放改造、寬負(fù)荷脫硝改造以及配套的安全、節(jié)能改造時(shí)，存在安全隱患及資質(zhì)管理不嚴(yán)。有的大件物品吊掛空中沒有安全措施，利用鍋爐平臺(tái)格柵板臨時(shí)吊掛管系；有的施工隊(duì)伍明顯資質(zhì)不符，不具備鍋爐檢修與改造的能力；多臺(tái)鍋爐出現(xiàn)豎直渣井防火澆鑄層破壞脫落，導(dǎo)致外壁溫度過高。電廠監(jiān)督人員在發(fā)現(xiàn)上述狀況時(shí)進(jìn)行了現(xiàn)場制止，也說明在施工隊(duì)伍資質(zhì)管理上不嚴(yán)格。電廠應(yīng)對(duì)改造與檢修中加強(qiáng)外包隊(duì)伍資質(zhì)管理，保證改造與檢修質(zhì)量，消除檢修中的安全隱患。低溫省煤器改造問題。省內(nèi)不少鍋爐進(jìn)行了低溫省煤器改造，相當(dāng)部分改造的低溫省煤器發(fā)生過換熱管磨損泄漏。低溫省煤器泄漏后難以及時(shí)發(fā)現(xiàn)，一般在煙道外淌水后才能發(fā)現(xiàn)。原因有進(jìn)口煙道布置位置過小，導(dǎo)流板設(shè)置不當(dāng)，導(dǎo)致角部煙速過高，引起換熱管磨損；有的是因?yàn)榉滥ゼ俟芪窗惭b鰭片，不能起到整流作用，對(duì)防止后排換熱管磨損作用不大。個(gè)別鍋爐低溫省煤器改造還存在低負(fù)荷煙道振動(dòng)問題，換熱管煙氣擾流產(chǎn)生的卡門渦振動(dòng)頻率與煙道駐波振動(dòng)頻率一致或呈整數(shù)倍關(guān)系，在某一負(fù)荷范圍內(nèi)引起低溫省煤器煙道存在很大的噪聲與振動(dòng)。電廠在進(jìn)行低溫省煤器改造時(shí)應(yīng)對(duì)煙道內(nèi)流場進(jìn)行全面分析，在煙道布置位置受限時(shí)應(yīng)進(jìn)行流場模擬；對(duì)煙道導(dǎo)流板進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，必要時(shí)進(jìn)行流場模擬，防止局部煙速過快的問題；設(shè)置防磨假管時(shí)應(yīng)注意防磨效果，假管結(jié)構(gòu)應(yīng)與換熱管完全相同；對(duì)進(jìn)出口煙道及安裝煙道駐波頻率及換熱管擾流卡門渦頻率進(jìn)行核算，防止出現(xiàn)煙道共振現(xiàn)象。流化床空預(yù)器腐蝕流化床鍋爐空預(yù)器采用管式空預(yù)器，空氣與煙氣流動(dòng)交叉，在排煙與空氣進(jìn)口處存在壁溫較低的區(qū)域。此區(qū)域在排煙溫度較高的狀況下仍存在低溫腐蝕，腐蝕穿孔后導(dǎo)致漏風(fēng)率較大。電廠應(yīng)在空預(yù)器末級(jí)下部選用抗腐蝕的管材，如ND鋼等。寬負(fù)荷脫硝目前江蘇電網(wǎng)接受的外送電量較大，燃煤機(jī)組調(diào)峰壓力較大，燃煤機(jī)組必須進(jìn)行深度調(diào)峰，最低出力在40%左右。目前低負(fù)荷時(shí)脫硝系統(tǒng)正常運(yùn)行是主要的影響因素，一般1000MW級(jí)鍋爐投脫硝負(fù)荷在45%以上，600MW級(jí)鍋爐投脫硝負(fù)荷在50%左右，300MW級(jí)鍋爐在55~60%，成為影響深度調(diào)峰的主要問題之一。電廠應(yīng)盡快開展寬負(fù)荷脫硝改造工作，技術(shù)路線可以采用分級(jí)省煤器，省煤器旁路與再循環(huán)，增加高加提高給水溫度以及選擇低溫催化劑等。燃燒器燒損采用旋流燃燒器的鍋爐，燃燒器燒損比較普遍，主要是經(jīng)常停運(yùn)的燃燒器燒損變形嚴(yán)重。有的穩(wěn)焰齒燒損脫落，有的穩(wěn)焰錐燒損變形，有的燃燒器間密封條燒損翹起，對(duì)燃燒器的燃燒效果，產(chǎn)生的NOx濃度影響都較大。原因有燃燒器設(shè)計(jì)時(shí)未考慮一次風(fēng)噴嘴的冷卻，依靠中心風(fēng)的風(fēng)量不能冷卻一次風(fēng)噴嘴的穩(wěn)焰齒與穩(wěn)焰錐；部分鍋爐停運(yùn)時(shí)風(fēng)門開度偏小，冷卻風(fēng)量對(duì)燃燒器的保護(hù)不足；冷卻風(fēng)量過大會(huì)導(dǎo)致影響燃燒效果，運(yùn)行時(shí)為降低飛灰含碳量以及NOx濃度，有意控制停運(yùn)燃燒器冷卻風(fēng)量。電廠應(yīng)在燃燒器易燒損位置加裝壁溫測點(diǎn)，加強(qiáng)燃燒器壁溫控制，防止噴嘴過熱燒損；改進(jìn)一次風(fēng)噴嘴冷卻結(jié)構(gòu)，保證停運(yùn)時(shí)二次風(fēng)對(duì)一次風(fēng)噴嘴冷卻；停運(yùn)時(shí)適當(dāng)增大冷卻風(fēng)門開度，確保燃燒器壁溫不超限?？疹A(yù)器熱端吹灰器過吹。部分電廠在空預(yù)器發(fā)生堵塞、煙風(fēng)阻力過大時(shí)采用提高空預(yù)器蒸汽吹灰器投用頻次與蒸汽參數(shù)的方式來清除積灰。相當(dāng)部分電廠進(jìn)行空預(yù)器吹灰時(shí)，采用冷熱端吹灰器共同投用的方式，有的較冷端吹灰次數(shù)少，但吹灰噴孔距離受熱面近。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，空預(yù)器換熱元件熱端采用斜波紋結(jié)構(gòu)，吹灰蒸汽射流穿透性差，熱端積灰難以清除；一般熱端積灰為浮灰，不會(huì)出現(xiàn)積灰板結(jié)，除非出現(xiàn)NH4HSO4越界沉積狀況；在存在NH4HSO4越界沉積時(shí)，熱端吹灰也無法清除；熱端吹灰蒸汽射流順煙氣流動(dòng)方向，容易吹損換熱元件。電廠可以將空預(yù)器冷熱端吹灰運(yùn)行分開，在空預(yù)器煙風(fēng)阻力過大時(shí)加大冷端蒸汽吹灰的頻次與蒸汽參數(shù)，熱端吹灰按正常參數(shù)與頻次運(yùn)行；存在熱端吹灰吹損換熱元件時(shí)，應(yīng)調(diào)整吹灰器噴孔與換熱元件的距離，減少空預(yù)器熱端吹灰投用頻次。再熱汽溫偏差大上鍋產(chǎn)660MW超超臨界鍋爐二側(cè)再熱汽溫偏差大，低再與高再間有交叉混合，但低再與高再吸熱偏差存在重疊，導(dǎo)致高再出口汽溫偏差明顯大；塔式鍋爐二再布置在爐膛中間位置的吸熱明顯較布置在二側(cè)墻區(qū)域的受熱面吸熱小，導(dǎo)致二再出口汽溫存在明顯的偏差，必須靠減溫水控制汽溫偏差；單級(jí)受熱面吸熱過多，蒸汽溫升過高，B&W系列鍋爐由于低再與高再換熱管直接連接，壁溫分布偏差大更嚴(yán)重，部分在鍋爐進(jìn)行低NOx燃燒器改造后壁溫分布偏差存在擴(kuò)大的趨勢(shì)。電廠應(yīng)對(duì)壁溫偏差大的高溫區(qū)增加測點(diǎn)，摸清壁溫高區(qū)域的分布，更換局部區(qū)域換熱面材料；對(duì)吸熱過多的換熱面進(jìn)行隔熱包裹或流動(dòng)短路處理，減少局部吸熱量；對(duì)塔式鍋爐布置在側(cè)墻區(qū)域的受熱面吸熱大，加強(qiáng)壁溫監(jiān)測，保證壁溫不超溫，部分壁溫過高的換熱管可以通過升級(jí)管材等級(jí)解決超溫問題；對(duì)B&W系列鍋爐可以考慮低再與高溫間增加混合集箱的改造。換熱管材料老化部分鍋爐設(shè)計(jì)時(shí)換熱管材料選擇抗蒸汽氧化裕度不足，長期運(yùn)行中導(dǎo)致內(nèi)壁氧化皮厚度大，換熱管下彎頭區(qū)域材料老化較嚴(yán)重；B&W型鍋爐高再與低再換熱管直接相連，出口壁溫偏差大，高再換熱管材料老化嚴(yán)重；運(yùn)行時(shí)間較長的亞臨界鍋爐，高溫受熱面（高過、高再）爐外管材料采用12Cr1MoVG，鋼研102材料，存在運(yùn)行時(shí)間過長，管材老化嚴(yán)重的狀況。有的材料球化等級(jí)在4級(jí)以上，有的已引起性能下降，過熱泄漏。電廠應(yīng)對(duì)高溫受熱面換熱管進(jìn)行內(nèi)壁氧化皮厚度抽檢，對(duì)高溫區(qū)管增加抽樣進(jìn)行金相分析與力學(xué)性能分析；運(yùn)行時(shí)間過長的鍋爐對(duì)高過、高再爐外連接管進(jìn)行抽樣檢查，分析材料老化狀況，力學(xué)性能指標(biāo)下降狀況。鍋爐保溫不良部分鍋爐管道保溫不良，特別是管道保溫存在接口破損，彎頭與穿平臺(tái)處保溫外鐵皮破損，下雨時(shí)雨水可以滲透到管壁表面；部分小管道采用石棉繩纏繞保溫，部分管道裸露，雨水可以淋到管壁，引起管壁銹蝕；部分管道保溫不均勻，保溫效果差，表面溫度很高；對(duì)放空氣管等小管道，保溫不好會(huì)導(dǎo)致管內(nèi)蒸汽冷凝，積水較多時(shí)回流，引起管根部疲勞；部分管道設(shè)計(jì)不合理，管道間隙過小，保溫?cái)D壓變形。電廠應(yīng)對(duì)管道保溫進(jìn)行全面檢查，在檢修中對(duì)管道保溫進(jìn)行專項(xiàng)整治。換熱管磨損塔式鍋爐一級(jí)再熱器進(jìn)口穿墻管第一排磨損比較普遍，大部分電廠在穿墻第一排加裝了防磨護(hù)瓦防磨，但仍有部分電廠未加防磨護(hù)瓦。該部位磨損檢查難度很大，有電廠未進(jìn)行一級(jí)再熱器進(jìn)口穿墻管磨損專項(xiàng)檢查，不了解磨損狀況；有的進(jìn)行檢查發(fā)現(xiàn)存在明顯磨損，但采取冷噴涂的處理方式。塔式鍋爐SOFA風(fēng)噴嘴水冷套被二次風(fēng)磨損泄漏，也是塔式鍋爐的普遍問題，有的廠僅在SOFA風(fēng)區(qū)域進(jìn)行防磨處理。電廠應(yīng)在一級(jí)再熱器進(jìn)口穿墻管第一排加裝防磨護(hù)瓦，暫時(shí)未加裝的應(yīng)加強(qiáng)防磨專項(xiàng)檢查；對(duì)二次風(fēng)水冷套磨損，應(yīng)在所有水冷套進(jìn)行防磨處理。

2016年迎峰度夏技術(shù)監(jiān)督檢查汽機(jī)及節(jié)能專業(yè)總結(jié)概況2016年5～6月，由江蘇能源監(jiān)管辦組織，江蘇方天電力技術(shù)有限公司對(duì)省內(nèi)27家電廠進(jìn)行了迎峰度夏技術(shù)監(jiān)督檢查。汽輪機(jī)、節(jié)能監(jiān)督檢查依據(jù)修訂后的《2016年江蘇電網(wǎng)并網(wǎng)電廠熱力設(shè)備迎峰度夏監(jiān)督檢查大綱》進(jìn)行，大綱還針對(duì)燃機(jī)和核電機(jī)組形成了燃機(jī)版和核電版。同時(shí)對(duì)照《發(fā)電廠汽輪機(jī)、水輪機(jī)技術(shù)監(jiān)督導(dǎo)則》（DL/T1055-2007）、《節(jié)能技術(shù)監(jiān)督導(dǎo)則》（DL/T1052-2007）進(jìn)行。本次檢查包括了煤機(jī)、燃機(jī)、核電等各型機(jī)組。檢查中，首先對(duì)上次檢查發(fā)現(xiàn)問題的處理情況，進(jìn)行逐條跟蹤查詢。了解電廠依據(jù)大綱進(jìn)行的自查情況，仔細(xì)詢問設(shè)備工作狀況。深入現(xiàn)場查看系統(tǒng)設(shè)備，分析機(jī)組運(yùn)行參數(shù)，查找問題和隱患，幫助電廠診斷分析，提出建議措施。檢查結(jié)果表明，總體上各發(fā)電企業(yè)對(duì)監(jiān)督工作都非常重視，監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)基本完善，人員配置齊全，職責(zé)分工明確。能定期進(jìn)行網(wǎng)絡(luò)活動(dòng)，監(jiān)督導(dǎo)則要求的各項(xiàng)工作基本完成。對(duì)上次檢查反映的問題，能認(rèn)真對(duì)待，有條件的積極組織整改。大部分電廠都預(yù)先進(jìn)行了深入的自查，發(fā)現(xiàn)整理設(shè)備缺陷和系統(tǒng)隱患，有力地促進(jìn)了檢查工作的順利完成。本次檢查顯示，各廠汽輪機(jī)及輔機(jī)總體運(yùn)行情況良好，相關(guān)的安全技術(shù)指標(biāo)基本正常。安全生產(chǎn)及經(jīng)濟(jì)指標(biāo)情況安全生產(chǎn)情況2.1.1概況根據(jù)江蘇省電網(wǎng)調(diào)度信息統(tǒng)計(jì)，截止2016年6月30日，135MW及以上統(tǒng)調(diào)機(jī)組共發(fā)生33次非計(jì)劃停運(yùn)，其中汽機(jī)因素的11次，占機(jī)組非?？偞螖?shù)的33.30%。汽機(jī)非停次數(shù)比同期增加6次，總非停次數(shù)僅增加2次，因此汽機(jī)非停率上升17.2個(gè)百分點(diǎn)。上半年汽機(jī)系統(tǒng)的可靠性有明顯下降。2.1.2非停情況上半年汽機(jī)11次非停，原因比較復(fù)雜和分散，出現(xiàn)了幾次以往很少發(fā)生的輔機(jī)系統(tǒng)故障，值得重視和防范。其中，有1次年初極端嚴(yán)寒天氣引起的設(shè)備故障，有2次振動(dòng)大跳機(jī)，有2次燃機(jī)燃?xì)鈮毫Φ屯C(jī)，有1次定冷水系統(tǒng)漏水，1次凝升泵故障，1次導(dǎo)汽管漏汽，1次EH油系統(tǒng)漏油，1次燃機(jī)通道溫度高，1次調(diào)門故障。詳細(xì)情況如下：極端嚴(yán)寒天氣引起設(shè)備故障：1月24日某廠300MW機(jī)組，運(yùn)行真空泵補(bǔ)水管路被凍住，無法為真空泵水室連續(xù)補(bǔ)水，導(dǎo)致真空泵水位持續(xù)下降。備用真空泵補(bǔ)水管路也被凍住，無法正常工作，當(dāng)值值長聯(lián)系調(diào)度，機(jī)組降負(fù)荷解列。真空泵補(bǔ)水管管徑小，管內(nèi)水流量較低，且非連續(xù)流動(dòng)，水溫僅略高于常溫，因此極端嚴(yán)寒溫度下最容易被凍住，而其對(duì)泵的正常工作卻非常重要，是真空系統(tǒng)可靠性的薄弱點(diǎn)。本次非停教訓(xùn)值得重視，也提醒我們要做好防范措施。振動(dòng)大停機(jī)：①某廠9F型燃機(jī)，在加負(fù)荷過程中因振動(dòng)大跳閘。②某廠600MW超超臨界機(jī)組，#2機(jī)大修后開機(jī)，一臺(tái)小機(jī)進(jìn)汽由輔汽切四抽后，振動(dòng)在30秒內(nèi)快速升至保護(hù)動(dòng)作跳機(jī)，相隔一個(gè)多小時(shí)后，另一臺(tái)小機(jī)（未切換汽源）振動(dòng)在30秒內(nèi)又快速增大至保護(hù)值動(dòng)作停機(jī)，導(dǎo)致汽泵全停機(jī)組停機(jī)。檢查軸瓦無異常后再次啟動(dòng)，汽源切換溫度差由第一次50℃左右，降為10℃溫差，兩臺(tái)小機(jī)汽源切換后，運(yùn)行一個(gè)多小時(shí)，又發(fā)生振動(dòng)突然增大，導(dǎo)致停機(jī)。經(jīng)振動(dòng)分析，判斷缸內(nèi)有碰摩，揭缸后發(fā)現(xiàn)葉頂、隔板汽封磨擦嚴(yán)重，小機(jī)轉(zhuǎn)子不得不送制造廠進(jìn)行了高速動(dòng)平衡處理。天然氣壓力低（2次）：均發(fā)生在同一電廠的9F型機(jī)組。因外部管線天然氣壓力低，無法保證兩套聯(lián)合循環(huán)機(jī)組的運(yùn)行，手動(dòng)解列3號(hào)燃機(jī)4號(hào)汽機(jī)，以保證1號(hào)燃機(jī)2號(hào)汽機(jī)運(yùn)行。定冷水系統(tǒng)漏水：某廠300MW機(jī)組，4號(hào)機(jī)定子冷卻器定冷水側(cè)法蘭墊被沖壞，導(dǎo)致大量漏水，定冷水流量低保護(hù)動(dòng)作。該法蘭墊為制造廠自帶，使用的橡膠墊，而非聚四氟乙烯墊。凝升泵故障：某廠300MW機(jī)組，14號(hào)機(jī)凝升泵運(yùn)行中失水，備用泵聯(lián)啟也無法出水，解列停機(jī)。EH油系統(tǒng)泄漏：某廠9F型燃機(jī)，2號(hào)燃機(jī)IGV安全油模塊進(jìn)口接頭漏油，導(dǎo)致EH油箱油位低，機(jī)組跳閘。導(dǎo)汽管漏汽：某廠600MW超超臨界機(jī)組，因高壓調(diào)門至汽輪機(jī)導(dǎo)氣管缺陷，3號(hào)機(jī)組手動(dòng)解列。燃機(jī)通道溫度高：某廠9E型燃機(jī)，4號(hào)機(jī)組啟動(dòng)過程中燃燒調(diào)整時(shí)，因第#17燃機(jī)葉片通道溫度高保護(hù)動(dòng)作，機(jī)組跳閘。調(diào)門故障：某廠350MW超臨界機(jī)組，1號(hào)機(jī)運(yùn)行中兩只中壓缸進(jìn)汽調(diào)節(jié)閥IV1和IV2相繼自動(dòng)關(guān)閉，采用臨時(shí)措施強(qiáng)行開啟，檢查后無法在線處理，手動(dòng)解列停機(jī)。其后的解體檢查發(fā)現(xiàn)，油動(dòng)機(jī)活塞桿斷裂。更換新活塞后，運(yùn)行不久IV1活塞桿再次斷裂，經(jīng)現(xiàn)場檢查和資料分析，指出斷裂原因：一是油動(dòng)機(jī)活塞桿和調(diào)門桿連接存在中心不一致同心度無法保證的可能，產(chǎn)生附加彎曲應(yīng)力，導(dǎo)致活塞桿頂端應(yīng)力集中處疲勞斷裂。二是中調(diào)門高壓油管存在高頻竄動(dòng)現(xiàn)象，帶動(dòng)調(diào)門門桿高頻抖動(dòng)。對(duì)同心度重新調(diào)整裝復(fù)、油管抖動(dòng)處理后，運(yùn)行數(shù)月正常。2.1.3非停分析非停系統(tǒng)分布：11次汽機(jī)非停，按系統(tǒng)設(shè)備分類如下：系統(tǒng)非停次數(shù)具體內(nèi)容主機(jī)、蒸汽（天然氣）系統(tǒng)6主機(jī)振動(dòng)大、調(diào)門故障、天然氣壓力低2次、燃機(jī)通道溫度高、高壓導(dǎo)汽管故障油系統(tǒng)1EH油接頭漏油給水系統(tǒng)1小機(jī)振動(dòng)大凝水系統(tǒng)1凝升泵故障循環(huán)水系統(tǒng)00其它系統(tǒng)2真空泵故障、定冷水泄漏可以看出，11次非停分布系統(tǒng)較廣，同時(shí)主機(jī)（蒸汽天然氣）系統(tǒng)故障最多，超過了一半，主機(jī)系統(tǒng)的可靠性較差。燃?xì)鈾C(jī)組非停偏多：11次非停機(jī)組中，有5次是燃?xì)鈾C(jī)組非停。其中，9F型機(jī)組4次，9E機(jī)組1次。有3次發(fā)生于新投產(chǎn)的9F機(jī)組，可見新建機(jī)組設(shè)備可靠性、運(yùn)行穩(wěn)定性均有待提高。另一方面，5次非停除一次為EH油泄漏外，其它4次均發(fā)生在主機(jī)（蒸汽天然氣）系統(tǒng)，尤其是對(duì)燃機(jī)，天然氣既是燃料又是工質(zhì)，其進(jìn)氣系統(tǒng)和燃燒系統(tǒng)是非停的多發(fā)原因，應(yīng)引起相關(guān)電廠的重視。多起非頻發(fā)故障：11次非停中，真空泵故障、定冷水泄漏、和中調(diào)門油動(dòng)機(jī)桿斷裂3次故障，近年在我省較少出現(xiàn)，而油動(dòng)機(jī)活塞桿斷裂甚至沒有發(fā)生過，值得大家注意。①真空泵補(bǔ)水中斷是在極端嚴(yán)寒氣候下，補(bǔ)水管的特殊情況所致，但也應(yīng)預(yù)想到還有其它原因可能導(dǎo)致兩臺(tái)泵補(bǔ)水故障（如補(bǔ)水母管問題），做好事故預(yù)防措施。②定冷水泄漏，本質(zhì)上是制造廠原配的墊片不符合要求，但也提醒我們例行大修時(shí)，對(duì)制造廠整體交付的設(shè)備，內(nèi)部的檢查檢修必不可少。如果該機(jī)組之前歷次檢修時(shí)對(duì)定冷器解體檢理，就會(huì)發(fā)現(xiàn)墊片錯(cuò)用問題。③油動(dòng)機(jī)活塞桿斷裂的故障，在較短的時(shí)間內(nèi)兩只調(diào)門相繼發(fā)生，從以往的經(jīng)驗(yàn)來判斷，故障點(diǎn)最可能發(fā)生的是高壓油系統(tǒng)和調(diào)門部件，如電磁閥、節(jié)流孔和伺服閥。因此在查找原因時(shí)，在此耗費(fèi)了大量的精力，電磁閥多次解體清洗、進(jìn)而更換，均未能解決。既使考察所有汽門關(guān)閉的故障，也多是汽門門桿斷裂的情況，幾乎未發(fā)生過油動(dòng)機(jī)桿斷裂的情形，因此也較難想到。而這種情況，由于斷裂部位位于油動(dòng)機(jī)桿與活塞連接處，完全在油動(dòng)機(jī)內(nèi)部，外部根本看不到，給故障點(diǎn)的判斷和查找?guī)砹溯^大的困難。此外，小機(jī)振動(dòng)大，從檢修處理情況看，與大修期間通流間隙的調(diào)整控制有較大關(guān)系，因此，檢修的質(zhì)量和工藝仍需要加強(qiáng)提高。2016年上半年，汽機(jī)設(shè)備總體運(yùn)行平穩(wěn)，但非停次數(shù)明顯增多，其中由于天氣原因、外部氣源因素，以及燃機(jī)的燃料（天然氣）和燃燒故障歸屬于汽機(jī)，增加了非停次數(shù)。非停分析顯示，主機(jī)系統(tǒng)的故障增多，有多起非頻發(fā)故障，需引起重視和防范。經(jīng)濟(jì)運(yùn)行情況本次迎峰度夏共檢查27家電廠，涉及78臺(tái)機(jī)組。其中135MW機(jī)組4臺(tái)，300MW級(jí)機(jī)組