【正文】 穩(wěn)定，鍋爐性能與輔機耗電率指標(biāo)都有了明顯改觀，鍋爐及其輔機設(shè)備不存在明顯的不安全因素。各電廠加強燃煤管理，降低電廠發(fā)電燃煤成本，減少了影響鍋爐安全的泥煤、難磨無煙煤等易引起鍋爐燃燒不穩(wěn)的煤種；加強了鍋爐高溫受熱面內(nèi)壁氧化皮的檢查、監(jiān)測和大面積脫落防治工作；針對鍋爐省煤器和水冷壁結(jié)垢速率過快的現(xiàn)象，進(jìn)行了給水化學(xué)處理工況的優(yōu)化研究工作。多家電廠對風(fēng)機進(jìn)行了變頻器調(diào)速改造，明顯降低了鍋爐風(fēng)機的耗電率。對空預(yù)器受熱面積灰進(jìn)行了沖洗和受熱面解體徹底清灰工作，降低了空預(yù)器煙風(fēng)阻力。優(yōu)化了吹灰器蒸汽參數(shù)和疏水控制方式，有效地減輕了吹灰器蒸汽射流對受熱面的吹損。2. 安全生產(chǎn)情況及技術(shù)參數(shù)指標(biāo)的統(tǒng)計09年15月，江蘇省并網(wǎng)電廠鍋爐及其輔助設(shè)備運行穩(wěn)定，統(tǒng)調(diào)機組共發(fā)生因鍋爐原因引起的異常停機15次，其中四管爆漏13次，與2008年相比存在很大幅度地下降，與2007年及以前比較也存在下降的趨勢。各電廠利用檢修、調(diào)停和臨檢機會，加強了設(shè)備的檢查、維護(hù)，設(shè)備保持了良好狀況?？偨Y(jié)今年鍋爐技術(shù)監(jiān)督總體情況，與前幾年比較存在以下特點：1)今年沒有新機組投運，去年投運機組缺陷逐步消除，性能趨于穩(wěn)定。2)燃煤供應(yīng)狀況得到改善，特別是與去年比更明顯，燃煤煤質(zhì)受控程度大為增強，煤質(zhì)變化幅度減小。3)電廠經(jīng)營狀況改善，有更多精力與物力關(guān)注發(fā)電機組運行安全工作。3. 主要問題分析和整改意見某些超臨界鍋爐高溫過熱器換熱管內(nèi)壁氧化皮較嚴(yán)重，存在大面積脫落堵塞換熱管，引起高過爆管現(xiàn)象。其它高溫受熱面如高溫再熱器、后屏過熱器等雖然氧化皮大面積剝落較少，但內(nèi)壁氧化皮厚度較厚，都是威脅鍋爐運行安全的隱患，導(dǎo)致鍋爐運行安全性下降。某型鍋爐的水冷壁下集箱水平引出管的寬鰭片結(jié)構(gòu)，在引出管往上形成螺旋水冷壁的鼻部，由于補裝鰭片安裝質(zhì)量較差，存在缺陷較多，引起多次泄漏和爆管。在螺旋水冷壁冷灰斗角部也存在水冷壁補裝鰭片焊接質(zhì)量差導(dǎo)致泄漏現(xiàn)象。某型鍋爐高溫受熱面在緊靠頂棚下部存在異種鋼焊縫，由于焊接質(zhì)量和應(yīng)力集中引起爆管。某些超臨界鍋爐存在給水鐵離子含量過高的問題，引起省煤器及水冷壁內(nèi)壁結(jié)垢過快。有些電廠鍋爐省煤器流動阻力偏大，增長速率過快。主要原因是給水處理化學(xué)工況不是最佳工況，給水系統(tǒng)中存在流動加速腐蝕現(xiàn)象，導(dǎo)致給水中鐵離子含量過高。為降低機組燃煤成本，電廠普遍采用摻燒低成本燃煤的措施，采用較多的低成本燃煤主要有褐煤、泥煤等。有些電廠在進(jìn)行燃煤摻配時，對劣質(zhì)煤種影響鍋爐運行安全的特性指標(biāo)未全面了解，如褐煤的熔點、灰成分和可磨性指數(shù)；有的未采取針對性處理措施，如摻燒泥煤時采取翻曬是防止原煤倉堵塞的有效措施，但大部分摻燒泥煤的電廠都未采取此類措施；有的電廠在技術(shù)措施中忽視了一些不安全因素，如摻燒褐煤時未制訂防止制粉系統(tǒng)爆炸的針對性措施，摻燒褐煤時未制定防止鍋爐結(jié)焦措施等。雖然鍋爐及輔助設(shè)備的安全性有了較大地提高，鍋爐原因引起的異常停機明顯降低。但鍋爐原因引起的異常停機中四管爆漏仍占有很高的比例（80%）。主要原因有鍋爐固有原因?qū)е碌男孤┡c爆管，如氧化皮大面積脫落引起堵塞；結(jié)構(gòu)不合理、應(yīng)力集中引起拉裂；異物導(dǎo)致堵塞和吹灰蒸汽吹損等。由于降低機組燃煤成本的原因，電廠采購了部分高硫分的燃煤，一些高硫份的煤種進(jìn)入電廠。雖然電廠采取了燃煤的摻配混燒工作，改善了燃煤的平均硫分。但由于電廠煤場實際情況和來煤可控性不高，造成部分時段入爐高硫分煤較多，煤中硫分高對設(shè)備的一些負(fù)面影響已開始暴露。一些鍋爐出現(xiàn)了水冷壁的煙氣側(cè)嚴(yán)重腐蝕減薄，水冷壁爆管問題；一些鍋爐的尾部空預(yù)器、煙道低溫腐蝕較嚴(yán)重，導(dǎo)致漏風(fēng)漏灰增加；空預(yù)器積灰板結(jié)，不易清除，引起空預(yù)器煙風(fēng)阻力顯著增加，導(dǎo)致風(fēng)機耗電率升高；有些鍋爐的爐膛結(jié)渣情況加?。辉S多電廠引風(fēng)機至增壓風(fēng)機進(jìn)口煙道存在腐蝕，部分電廠腐蝕比較嚴(yán)重。這些都嚴(yán)重影響了鍋爐運行的可靠性和受熱面安全。許多電廠鍋爐存在吹灰器吹損受熱面管排的現(xiàn)象，如水冷壁和尾部受熱面。有些電廠吹灰蒸汽壓力過高，蒸汽射流動量過大；在吹灰過程中不進(jìn)行疏水，存在蒸汽帶水現(xiàn)象，水滴動量較蒸汽大很多，加劇吹損；有些吹灰器布置不盡合理，吹灰蒸汽射流近距離吹射到換熱管；有的鍋爐吹灰器蒸汽射流沿懸吊管噴射，吹損多層換熱管等。磨煤機、風(fēng)機與空預(yù)器等主要輔機事故出現(xiàn)升高的苗頭，在大量風(fēng)機進(jìn)行變頻調(diào)速改造后，由于變頻器運行可靠性較差，導(dǎo)致鍋爐輔機運行可靠性下降。由于燃煤原因?qū)е履ッ簷C振動以及轉(zhuǎn)動部件碰裂的事故；風(fēng)機軸承可靠性下降，多次出現(xiàn)風(fēng)機軸承磨損現(xiàn)象；動葉調(diào)節(jié)軸流風(fēng)機由于檢修原因，電廠采取外委檢修方式，檢修質(zhì)量可控性較差，動調(diào)頭出現(xiàn)問題較多；部分變速調(diào)節(jié)的風(fēng)機存在共振現(xiàn)象。4. 共性問題及整改建議、負(fù)荷與燃煤問題（1） 鍋爐高溫過熱器內(nèi)壁氧化皮大面積脫落，導(dǎo)致?lián)Q熱管堵塞超溫爆管。超臨界參數(shù)以上鍋爐和部分亞臨界鍋爐高溫受熱面內(nèi)壁存在較厚的氧化皮，而TP304H與TP347H換熱管內(nèi)壁氧化皮雖不厚卻容易脫落。如果運行中壁溫波動幅度較大，特別是鍋爐啟停過程中變負(fù)荷速率控制不好，蒸汽溫度升降速率過快，低蒸汽流量時投減溫水都會引起蒸汽溫度瞬間大幅度波動的現(xiàn)象，嚴(yán)重時甚至出現(xiàn)蒸汽帶水現(xiàn)象，會引起內(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。建議電廠從內(nèi)壁氧化皮生成速率控制，內(nèi)壁氧化皮監(jiān)測檢查以及防止氧化皮大面積剝落三個方面來控制氧化皮堵塞爆管。在控制氧化皮生成速率主要是運行中控制受熱面壁溫，減少管壁超溫現(xiàn)象；同時對于抗氧化性較差高過受熱面材料，建議逐步對換熱管進(jìn)行改造，逐步對高過出口段采用抗氧化性能高一級的材料。在內(nèi)壁氧化皮檢測方面，主要是在大小修中加強氧化皮檢查，主要查內(nèi)壁氧化皮厚度與脫落堆積情況，有條件取樣化驗，測量氧化皮厚度和狀態(tài)，發(fā)現(xiàn)堆積要及時清理，氧化皮較厚要提醒運行注意，太厚及時進(jìn)行換熱管更換。在控制氧化皮大面積脫落方面，主要是運行在鍋爐啟停過程中注意控制負(fù)荷升降速率，控制蒸汽溫度升降速率，注意蒸汽壓力與溫度的匹配，在啟動過程中保持適當(dāng)?shù)闹髡羝髁?，防止在低蒸汽流量下投減溫水，特別是過熱器二級減溫水，減溫水控制不當(dāng)會導(dǎo)致蒸汽溫度瞬間大幅度波動，引起換熱管內(nèi)壁氧化皮大幅度波動；特別提醒電廠注意在機組事故狀態(tài)時要關(guān)注氧化皮危害，控制鍋爐降負(fù)荷速率，防止出現(xiàn)搶一個事故導(dǎo)致另一個事故的情況。其它高溫受熱面如后屏過熱器與高溫再熱器換熱管內(nèi)壁氧化皮情況也比較嚴(yán)重，雖然發(fā)生換熱管堵塞超溫爆管事例不多，也是鍋爐設(shè)備存在的較大安全隱患。（2） 緊靠頂棚下部的異種鋼接頭容易出現(xiàn)開裂。某型鍋爐高溫受熱面出口段在緊靠頂棚下部存在異種鋼接頭，由于焊縫硬度與換熱管母材差異較大，焊縫硬度較高不易變形。由于換熱管在頂棚密封處基本固定，固定根部應(yīng)變較大；如果受熱面管屏存在晃動或振動等運動，焊縫變形能力顯著低于管子，焊縫出現(xiàn)應(yīng)力集中；如果焊縫存在缺陷，容易產(chǎn)生裂紋以及裂紋快速發(fā)展，導(dǎo)致?lián)Q熱管較快開裂。建議電廠對緊靠頂棚下部的異種鋼接頭監(jiān)視使用，對焊縫加強檢查，存在裂紋應(yīng)及時處理；將異種鋼接頭移到頂棚上部。（3） 燃煤硫分過高引起鍋爐高溫腐蝕、空預(yù)器低溫受熱面低溫腐蝕以及空預(yù)器積灰板結(jié)。電廠為降低燃煤成本，采購了部分高硫分煤種，不少煤種硫分高于2%，個別煤種硫分高達(dá)4～5%。有時燃煤摻配不好，進(jìn)入鍋爐的燃煤硫分較高，某些鍋爐存在水冷壁高溫腐蝕現(xiàn)象（旋流燃燒器鍋爐更嚴(yán)重）；一些鍋爐會導(dǎo)致爐膛結(jié)焦惡化；會導(dǎo)致空預(yù)器尾部低溫受熱面結(jié)酸露，導(dǎo)致受熱元件腐蝕與受熱面積灰板結(jié)等。建議電廠首先加強燃煤摻配管理，降低入爐煤的硫分，因為燃煤硫越均勻進(jìn)入爐膛燃燒，對鍋爐損害越小；防止?fàn)t膛結(jié)焦惡化，主要是加強結(jié)焦檢查，及時清除大焦塊；防止高溫腐蝕主要是適當(dāng)提高煙氣氧量，對腐蝕部位進(jìn)行防腐噴涂或管壁滲鋁等；防止空預(yù)器低溫受熱面腐蝕與積灰主要有加強空預(yù)器吹灰、及時清除受熱面積灰，停機時及時進(jìn)行積灰沖洗，在冬天時適當(dāng)提高冷風(fēng)溫度、防止受熱面結(jié)酸露，腐蝕較嚴(yán)重時及時更換換熱元件。（4） 鍋爐吸風(fēng)機出口至增壓風(fēng)機進(jìn)口煙道存在較普遍的腐蝕現(xiàn)象，一般旁路擋板關(guān)閉不夠嚴(yán)密，存在凈煙氣漏到原煙道或原煙氣漏到凈煙道，如果凈煙氣漏到原煙道，會使靠近旁路煙道的原煙道結(jié)酸漏，產(chǎn)生嚴(yán)重腐蝕，特別是旁路煙道部分，很多電廠包括不銹鋼材料在內(nèi)的金屬膨脹節(jié)都有腐蝕；如果原煙氣漏入凈煙道可能加重凈煙道與煙囪局部腐蝕。建議電廠對煙道腐蝕狀況進(jìn)行檢查，加強防腐處理；對旁路煙道擋板加強關(guān)閉嚴(yán)密性檢查，防止煙氣泄漏。（5） 大部分超臨界鍋爐給水鐵離子含量偏高，部分電廠省煤器流動阻力偏大，部分電廠水冷壁進(jìn)口節(jié)流孔結(jié)垢嚴(yán)重，在不長時間就發(fā)生堵塞，電廠不得不經(jīng)常進(jìn)行酸洗。建議電廠改進(jìn)給水處理化學(xué)工況，抑制給水管道流動加速腐蝕，降低給水中鐵離子含量。（6） 部分電廠水冷壁、過熱器與再熱器吸熱面設(shè)計不匹配，造成再熱器減溫水過多或再熱汽溫較低。鍋爐設(shè)計調(diào)節(jié)手段無法滿足汽溫調(diào)節(jié)要求，有的為滿足汽溫要求導(dǎo)致低溫受熱面煙氣磨損。建議電廠就受熱面不匹配問題與制造單位討論，調(diào)整受熱面比例，使各受熱面吸熱面積比例適當(dāng)，既能使汽溫滿足要求又能使再熱器減溫水量很小。（7） 空預(yù)器普遍存在積灰較嚴(yán)重的狀況，原因是去年燃煤緊張時入爐煤硫分無法控制，導(dǎo)致積灰板結(jié)，普通水沖洗方法不能清楚干凈，殘留的積灰會加速空預(yù)器運行中積灰。一些電廠空預(yù)器受熱面解體清灰時發(fā)現(xiàn)受熱面元件中存在接團的球形灰粒子，有些電廠發(fā)現(xiàn)塊狀的板結(jié)灰團，說明空預(yù)器受熱面出現(xiàn)了結(jié)酸漏現(xiàn)象。建議空預(yù)器煙風(fēng)阻力過大或阻力增加過快的電廠在大修中對空預(yù)器受熱面進(jìn)行解體清灰。（1）壁溫監(jiān)視問題。部分電廠高溫受熱面包括高溫過熱器、高溫再熱器與屏式過熱器的壁溫測點存在較大問題。部分電廠壁溫測點偏少，有的電廠300MW以上機組鍋爐每組受熱面壁溫測點不超過10個，無法全面監(jiān)測受熱面壁溫狀態(tài)；有的鍋爐壁溫測點代表性較差，大部分測點布置在低溫區(qū)域，不能有效監(jiān)測壁溫高的受熱面壁溫狀況；有的電廠壁溫測點安裝方法不正確，顯示壁溫存在較大的測量系統(tǒng)誤差，導(dǎo)致顯示壁溫偏低，掩蓋了受熱面超溫的狀況；有些電廠雖壁溫測點較好，但統(tǒng)計分析工作欠缺，不能及時對鍋爐運行提供指導(dǎo)。建議電廠特別是安裝高參數(shù)機組的電廠重視對壁溫監(jiān)測問題，使運行人員全面了解鍋爐受熱面壁溫狀況，以便采取針對性調(diào)整措施。（2）煙溫偏差調(diào)整。對于四角切圓燃燒鍋爐，天然存在煙氣余旋，二側(cè)煙溫差過大；對于旋流燃燒器由于煤粉濃度存在偏差也會產(chǎn)生煙溫偏差。對于鍋爐煙溫偏差有些電廠未引起足夠注意，相當(dāng)部分新建機組爐膛出口未設(shè)計煙溫測點，運行人員無法監(jiān)測爐膛出口壁溫偏差，只能通過受熱面壁溫了解煙溫偏差，由于壁溫滯后較大，煙溫偏差不能及時調(diào)整降低，有時出現(xiàn)煙溫分布震蕩現(xiàn)象；有些四角切圓燃燒鍋爐不能充分利用二次風(fēng)射流的正反切調(diào)整煙溫偏差，鍋爐煙氣溫度存在較大偏差；有些電廠在調(diào)整煙氣溫度偏差時忽略壁溫分布狀況，使煙氣溫度分布出現(xiàn)反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，使受熱面壁溫存在較大偏差。（3）燃煤摻配問題。目前電廠都已注意到鍋爐燃煤摻配問題，采用了各種摻配方法，對燃煤主要指標(biāo)都進(jìn)行了控制。目前摻配工作中主要存在以下問題，部分電廠在燃煤摻配中忽視硫分指標(biāo)，未將燃煤綜合含硫量作為主要控制指標(biāo)；部分電廠在采購低價煤時購買了摻配煤種，主要問題是無煙煤與煙煤摻混，指標(biāo)雖不存在問題但燃煤燃盡性差；難磨煤與好磨煤摻混，可磨性指標(biāo)合格，但在中速磨中磨制時接近難磨煤的研磨特性，導(dǎo)致磨出力低、振動大、石子煤排量劇增等；部分電廠在采購褐煤時不了解褐煤的礦點，不了解褐煤的灰成分，甚至不了解煤的灰熔點，鍋爐運行人員對煤的結(jié)焦特性不了解，無法針對調(diào)整，引起較嚴(yán)重的結(jié)焦?fàn)顩r。（4）汽溫調(diào)整問題。部分電廠燃燒器擺動噴嘴不能正常擺動，再熱汽溫調(diào)節(jié)依靠事故噴水減溫，造成再熱器減溫水流量過大或再熱汽溫偏低現(xiàn)象；部分電廠忽視再熱汽溫對機組效率影響，未充分利用磨組合對汽溫調(diào)整作用；部分電廠雖采用磨組合調(diào)整汽溫，但未利用磨出力分布調(diào)整汽溫；部分電廠因為局部換熱管壁溫超溫而采取了降汽溫運行，都嚴(yán)重影響機組循環(huán)效率。（5）燃燒調(diào)整問題。隨著電廠燃煤供應(yīng)條件改善，鍋爐燃燒狀況較去年有了很大的改善。但燃燒調(diào)整工作仍存在一些問題，某些電廠對燃煤化驗和特性指標(biāo)不夠重視，如摻燒褐煤時不了解灰成分，對煤的結(jié)焦特性不完全了解；燃煤煤質(zhì)化驗結(jié)果提供滯后，不能及時通知運行人員以便針對調(diào)整；對煤粉細(xì)度控制不重視，中速磨出口煤粉細(xì)度不取樣化驗，磨輥磨損后細(xì)度發(fā)生很大變化導(dǎo)致飛灰含碳量顯著惡化；有些電廠片面追求低氧量運行，造成鍋爐結(jié)焦與高溫腐蝕，排煙中CO濃度很高，鍋爐效率明顯降低。（6）定期試驗問題。鍋爐專業(yè)相關(guān)的定期試驗工作，不僅有助于對鍋爐運行經(jīng)濟性進(jìn)行分析，對燃燒調(diào)整工作、鍋爐安全運行都是十分必要的。如煤粉細(xì)度分析、空預(yù)器漏風(fēng)測量等。目前電廠的空預(yù)器漏風(fēng)測量工作主要存在以下問題：空預(yù)器漏風(fēng)試驗周期過長；不能正常開展儀表定期校驗工作；對鍋爐重要表計（如煙氣氧量表等）沒有進(jìn)行定期校驗和標(biāo)定工作。煤粉細(xì)度分析存在的問題主要是在直吹式制粉系統(tǒng)，電廠沒有等速取樣設(shè)備，有些電廠沒有裝設(shè)固定式煤粉取樣裝置，或者裝設(shè)的固定式煤粉取樣裝置取樣代表性太差。存在著煤粉取樣分析周期過長、取樣代表性不好等問題。一些電廠鍋爐存在排煙溫度過高的問題；少數(shù)電廠因為燃料原因出現(xiàn)飛灰含碳量過高；部分電廠燃燒器擺動火嘴未正常投用，造成大量投用再熱器減溫水的現(xiàn)象以及再熱汽溫偏低的現(xiàn)象；還有部分電廠因空預(yù)器堵灰，造成風(fēng)機耗電率明顯增加；部分電廠在進(jìn)行風(fēng)機變頻調(diào)速改造時，選用設(shè)備運行可靠性差，無法滿足鍋爐運行安全要求，投用率很低，沒有充分發(fā)揮設(shè)備改造效果。六. 汽機專業(yè)1. 總體情況汽輪機監(jiān)督檢查主要依據(jù)修訂后的《2009年江蘇電網(wǎng)并網(wǎng)電廠熱力設(shè)備迎峰度夏檢查大綱》，同時對照新版《發(fā)電廠汽輪機、水輪機技術(shù)監(jiān)督導(dǎo)則》（DL/T 10552007）和《節(jié)能技術(shù)監(jiān)督導(dǎo)則》（DL/T 10512007）進(jìn)行；另外特別針對135MW及以上機組供熱的狀況進(jìn)行了調(diào)查。檢查結(jié)果表明，各發(fā)電企業(yè)對汽機監(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)行規(guī)定的網(wǎng)絡(luò)活動，監(jiān)督導(dǎo)則要求的各項工作基本完成。對上次檢查反映的問題，能認(rèn)真對待，組織整改消缺。本次檢查前，許多電廠都進(jìn)行了深入的自查，對本廠的設(shè)備缺陷和系統(tǒng)隱患予以查找和分析，有力地促進(jìn)了本次檢查工作的順利完成。本次檢查顯示，