锅炉技术监督总结报告

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1、2011年度*省并网电厂锅炉专业技术监督总结报告一、 概述2011年，根据*省经信委、*电监办以及*电力公司对技术监督工作的要求，在*方天电力技术有限公司的组织下，通过各监督网络成员单位的共同努力，我省发电企业锅炉技术监督工作完成了日常的锅炉压力容器监督管理、检修和检验、运行管理、人员培训等工作。各单位主动适应燃煤市场和电网负荷需求，积极主动强化燃煤经营与掺配煤管理，强化运行和设备检修管理，提高设备可靠性，提高锅炉运行经济性，降低锅炉运行成本和污染物排放浓度。*方天电力技术有限公司在做好锅炉监督常规管理工作的同时，充分发挥技术优势，广泛开展技术服务和咨询活动，为电厂解决技术难题和疑点。经过共同

2、努力，我省电站锅炉压力容器安全生产形势稳定，促进了电网安全可靠经济运行，为企业的经济效益提高做出了突出贡献，取得了“安全、效益”双丰收。总结2011年的锅炉监督工作以及锅炉设备运行总体情况，电厂锅炉设备可靠性表一所示。全年发生因锅炉原因引起的机组异常67次，每台锅炉发生异常事故0.53次，锅炉异常次数与发生异常的台次与2010年相比存在上升趋势，锅炉异常占机组总异常的比例也有所升高。表一，全省火电机组锅炉原因异常停机事故统计表 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4736.15 70.15 水冷壁10

3、7.69 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 与前几年比较，主要有以下特点：n 新厂、新建机组投产较多，电源建设处于高潮。2011年新投产的600MW超超临界机组4台，超超临界1000MW机组4台，亚临界300MW机组1台，9E联合循环机组2台。新投产机组因锅炉原因

4、出现的异常停机较多，新投产机组的锅炉异常5次（不包括试运期间异常）。n 去年投产的机组设备缺陷充分暴露，因锅炉原因出现的异常停机次数较多，共因锅炉原因停机15次。n 新机组特别是超超临界锅炉在材料、结构和受热面布置上的缺陷不断暴露，如受热面异种钢接头焊缝开裂问题，高温受热面内壁氧化皮大面积脱落，炉外管膨胀承重设计不合理，炉内管屏晃动传递引起疲劳等。n 锅炉辅机设备缺陷和检修问题逐步暴露，如动叶可调式轴流风机检修、捞渣机与空预器设备缺陷等，引起多次锅炉停运和锅炉减负荷。n 发电企业在技术监督网络建设、设备台帐的建立、检修和运行监督管理制度的完善方面开展了大量工作，但设备台帐、检修和监督监督管理制

5、度仍存在不完善之处，检修制度不完善导致锅炉异常停运。n 电网装机容量较大，负荷裕度较大，有利于锅炉及时检修，消除安全隐患；但夏天与冬天电网侧负荷较大，电源侧出力不够，造成迎峰度夏与迎峰度冬期间锅炉缺陷不能及时消除。n 电厂燃煤紧张状况存在加剧的趋势，因煤质劣化原因导致的锅炉燃烧不稳、辅机故障等较去年有所增加；但电网负荷高时燃煤供应趋紧张，对夏天高峰期间锅炉燃烧影响增大。n 国家对燃煤电厂锅炉污染物排放更加严格要求，排放浓度指标要求大幅度提高，锅炉专业在降低NOx、SO2与烟尘排放等方面开展了大量工作，锅炉改造大部分工作量放在了降耗改造中。二、 各发电企业在锅监方面开展的工作和取得的成效1、健全

6、网络，完善管理制度，深入开展锅炉技术监督工作。 2011年全省各电厂（特别是新投产的机组）根据自身情况，建立并完善锅炉与压力容器监督台帐，一些电厂非常重视从制度建设入手，按照电力工业锅炉压力容器监察规程、电力工业锅炉压力容器检验规程和火电厂金属技术监督规程等文件的要求，结合自身的特点，先后编制了锅炉压力容器管理制度、锅炉防磨防爆管理标准、锅炉防磨防爆作业指导书等一系列规章制度，细化了锅炉检修规程等，使得日常监督工作制度化、规范化；特别是新厂细化检修规程，防止检修过程中引入锅炉安全隐患。2. 加强检修管理和设备治理与改造，保持锅炉设备的良好状态和高效率 各电厂结合机组检修，开展了多种有针对性的设

7、备治理工作，做好防磨防爆工作，有效减少了锅炉爆漏机会；改进辅机检修模式，提高辅机检修质量，提高了锅炉健康运行水平。对普遍性的设备缺陷开展了重点检查和治理工作。各电厂对锅炉设备进行的改造与治理工作主要有： 国电泰州发电公司继续对锅炉设备进行完善，对再热器进行局部隔热处理，消除了高温再热器局部吸热量过大的缺陷，改善了高温再热器壁温分布，在壁温水平一致的状况下，提高了再热蒸汽温度；对一次风机、送风机等动叶可调式轴流风机改变了检修方式，提高了检修质量，使电厂掌握风机设备状况和存在的缺陷，针对性地采取措施使得动叶可调式轴流风机可靠性明显提高；针对锅炉设备运行状况，开展锅炉性能试验和专项试验，查明设备缺陷

8、和运行性能不良的原因，有针对性地进行改造和调整，提高了设备运行性能；针对水冷壁壁温波动较大的状况，调整汽水分离器进口蒸汽过热度，有效地减小了壁温波动幅度，抑制局部壁温偏高管对壁温波动的放大效应；更换空预器密封片，有效地降低了空预器漏风率；完成#1机组引风机采用小汽轮机拖动改造可行性研究。 国信扬州发电公司锅炉专业针对二期锅炉排烟温度高的问题，实施了锅炉增加部分省煤器的改造，降低锅炉排烟温度约10；同时开展一期锅炉排烟温度高的治理，完成了#1炉增加省煤器面积的改造方案论证；针对二期锅炉高温腐蚀明显的问题，对发生腐蚀的区域进行了防磨防腐喷涂；继续对#4机组磨煤机进行动态分离器改造，降低了磨煤机耗电

9、率；根据国家对火电机组污染物排放的严格要求，积极进行锅炉脱硝及相关配套的改造方案研究；利用一期磨煤机研磨能力强的特点，回收利用二期石子煤，减少了石子煤夹杂的煤损失。 国电谏壁发电公司为降低燃料成本，进一部增加了掺烧褐煤等劣质煤的比例，降低了机组发电成本；对#9锅炉进行了低NOx燃烧系统改造，降低了锅炉NOx生成浓度，改善了炉膛结焦状况；对#7机进行了引风机与脱硫增压风机合一改造，降低了风机耗电；对#9炉空预器密封进行改造，降低了空预器的漏风；对#9炉引风机进行变频调速控制改造，明显地降低了引风机耗电；对#10炉送风机采用双速电机驱动，降低了送风机耗电；采用钢球磨掺烧石子煤的方式，回收中速磨石子

10、煤，减少了煤损耗。 徐州华润电力公司针对塔式炉水冷壁T23焊缝开裂现象进行应力释放改造，在应力复杂区域、刚性梁焊接以及炉底密封鳍片上开应力释放槽，消除水冷壁存在的过大应力；进行一期锅炉屏式再热器与高温再热器受热面材料升级改造，消除了换热管长期过热的隐患：完成了空预器增设防雨棚改造，消除了雨水淋入空预器，引起空预器卡涩的问题；进行原煤斗增设振打装置，以旋转煤斗应用为重点，改进闸板门、空气炮和落煤管结构，有效地减轻针了磨煤机断煤现象；改进二期磨煤机拉杆密封结构，改善了拉杆漏粉问题；对锅炉减温器进行全面检查，消除了喷嘴雾化片脱落及喷嘴焊缝裂纹的缺陷；运行对吹灰进行优化，根据机组负荷、燃用煤种、及结渣

11、程度，调整吹灰部位和周期，节约吹灰蒸汽，减少对主再汽的影响，减少受热面吹损。 利港发电公司针对一期锅炉高温再热器壁温分布偏差大的特点，升级更换了高温再热器和屏式再热器壁温高区域的换热管，使换热管材料与壁温状态匹配，改善了壁温对再热蒸汽温度的限制；针对#5#7炉水冷壁下集箱出口水平管的宽鳍片结构易拉裂的特点，割除了宽鳍片，外部覆盖成型不锈钢板，加堵料密封，消除了附加热应力引起的拉裂；针对锅炉存在的制造缺陷，采取对缺陷进行追踪检查的方式防止缺陷发展引起的危害。 华能金陵电厂针对燃气联合循环机组的特点，梳理了燃机存在的设备缺陷，为针对性治理打下了基础；针对煤机锅炉排烟温度过高的问题，完成空预器增加受

12、热面改造，空预器出口排烟温度约下降4左右；针对目前机组负荷与褐煤掺烧状况，合理停用磨煤机，降低制粉耗电率；根据锅炉各段蒸汽参数和吹灰蒸汽参数，将吹灰汽源改接至冷再，减少了高品质蒸汽的消耗；针对引风机轴承温度异常状况，加装了喷雾装置，控制了轴承温度的进一步上升。 望亭电厂针对#3炉再热蒸汽温度二侧偏差大的问题进行了SOFA风优化调整，降低了二侧再热蒸汽温度偏差；对#3炉引风机进行了调频变速改造，降低了引风机耗电。 大唐国际吕四港发电公司针对锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落的问题，一方面调整给水加氧工艺；另一方面编制“防止锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落的技术措施”，加强壁温控制和锅炉启停过程

13、的升温升压控制和相关调整操作的优化；针对锅炉受热面壁温测点过少的缺陷，逐步增加壁温测点，完善锅炉壁温监测，逐步摸清了高温过热器、高温再热器与后屏过热器的壁温分布规律，以及水冷壁中间集箱进口壁温分布规律，为下一步锅炉优化调整、受热面布置优化和水冷壁进口节流孔直径优化调整打下了基础；改变了动叶可调式轴流风机的检修方式，改善了检修质量，提高了风机允许可靠性；为满足国家环保排放标准的严格要求，积极主动地进行了锅炉脱硝改造及配套改造的可研和设备招标工作；针对锅炉飞灰偏大的问题，积极开展掺烧印尼煤工作，有效地降低了飞灰含碳量。 华润镇江发电公司针对高温受热面内壁氧化皮状况，一方面在启停过程中加强升温升压控

14、制，防止出现汽温大幅度波动，防止氧化皮大面积脱落，另一方面对氧化皮厚度加强监测，定期测量内壁氧化皮厚度；针对T23焊口开裂问题，摸索改进T23焊接热处理工艺；针对二期锅炉结焦较严重的问题，从一次风调平、二次风配风调整和制粉系统运行方式上进行优化调整，控制了炉膛结焦的状况；开展了降低600MW机组制粉耗电率的专项活动。 华能太仓发电公司加强配煤掺烧的管理和奖惩制度，加大了掺烧褐煤和进口印尼煤等劣质煤比例，褐煤掺烧比例达到3040%，有效地降低了锅炉燃煤成本；对#4锅炉进行增加省煤器受热面积改造，明显地降低了锅炉排烟温度；对预热器旁路密封进行改造，增加空预器蒸汽吹灰器，有效地增加了空预器吸热；对1

15、号机组锅炉本体吹灰和预热器吹灰汽源从分隔屏与后屏改接至墙再出口，减少了高品质蒸汽消耗，降低吹灰汽源品质；对#1锅炉过热器减温水水源由给泵出口改接至给水母管，提高回热系统效率，提高了机组循环效率。 华润常熟电力公司针对高温再热器局部壁温高、内壁氧化皮生成速率过快的状况，对高温区域的换热管更换升级，降低内壁氧化皮的生成速率；针对粗粉分离器易积纤维类杂物、内回粉锥易积粉的缺陷，完成了动态分离器改造，明显地减少了制粉系统爆炸现象；进行了1、2号机组性能优化试验和制粉系统性能调整试验，在提高燃烧效率的同时降低再热器管壁温度分布偏差，为防止换热管超温起到较好的效果；完成了2、3号炉引增压风机合并节能技术改

16、造项目的可研、立项、招标工作；主动适应国家环保排放标准的严格要求，完成了锅炉脱硝改造及其配套改造的可研。 华能南通发电有限公司对脱硫GGH的换热元件进行了换型改造，明显地降低了GGH的堵塞速率；加装锅炉CO在线检测装置，利用CO在线检测装置指导锅炉燃烧调整；主动适应国家环保排放标准的严格要求，完成了锅炉脱硝改造及其配套改造的可研；针对脱硫系统旁路烟道割除后单台增压风机运行时可靠性较低的状况，进行了增压风机停转后转子反冲动方向、转速特性和风机反转时阻力特性的试验，摸清了增压风机故障后作为烟气通道的特性，为减少增压风机故障对机组运行影响打下了基础。 国华太仓发电公司针对锅炉脱硝（SCR）催化剂老化

17、问题，进行了催化剂再生研究，为降低SCR催化剂成本探索新路；针对空预器存在NH4HSO4沉积问题，改善SCR氨逃逸监测系统，控制氨逃逸率，同时做好NH4HSO4沉积的空预器清洗方案，有效地控制了空预器阻力的增加；针对煤场和上煤系统的实际状况，加强对煤场管理的监督，对堆煤密度测量、输煤计量校验的监督及存在问题的整改。 协鑫太仓港发电公司积极应对燃料市场变化，采取一系列掺烧褐煤、泥煤等劣质煤种的技术措施，褐煤配烧比例由原来30%提高至50%，降低发电燃料成本；积极应对环保排放新要求，进行脱硫系统一炉一塔改造，锅炉脱硝改造，同时提前取消脱硫系统烟气挡板，进行引风机与增压风机二合一改造；为配合降低锅炉

18、NOx排放浓度，进行了锅炉燃烧系统改造，降低了锅炉生成的NOx浓度，改善了锅炉结焦状况；针对135MW机组锅炉水平烟道晃动大的问题进行专项分析，对刚性梁螺栓、连接杆等进行检查紧固，显著地降低了水平烟道晃动；针对脱硫系统系统排气风机振动大的状况，进行了专项分析，采取针对性措施有效控制了风机振动；#3、#4炉进行了取消磨煤机出口煤粉分配器的改造，改造后一次风机耗电率同比下降0.08个百分点；4台300MW机组锅炉进行微油点火技术改进，改造后节油率达到90%；完成了三期锅炉本体吹灰疏水至除氧器改造，炉定、连排至低压供热改造，减少了汽水损失。 江阴苏龙发电公司积极适应燃料市场，从燃煤掺配管理和掺烧技术

19、上采取了一系列掺烧褐煤、泥煤等劣质煤的技术措施，褐煤配烧提高至60%以上，显著地降低了发电燃料成本；积极应对国家环保排放标准的严格要求，进行了锅炉燃烧系统改造，有效地降低了锅炉生成的NOx浓度，改善了锅炉结焦状况；针对脱硫系统旁路烟道割除后机组的运行可靠性问题，在机组运行调整，热工保护逻辑上进行了大量工作，在割除了脱硫旁路烟道后保证了机组运行可靠性处于较好水平；将锅炉疏水、排污以及蒸汽吹灰回收至供热系统，减少了锅炉汽水损失。 阚山电厂针对燃烧器烧损状况，从燃煤、运行调整以及监测和积粉吹扫等几个方面进行分析和完善，基本控制了燃烧器的烧损情况；针对磨煤机石子煤排放量大的特点，采取了增加磨辊弹簧加载

20、力，减小磨辊间隙等技术措施，石子煤排放从原来的2%3%下降至0.5%左右；对脱硫GGH换热元件进行大通道换型改造，明显地改善了GGH的堵塞状况。 国电常州发电公司在煤场增加了燃煤筛选系统，为燃煤经营和掺配优化打好基础；继续对锅炉高过位于炉内的异种钢接头进行改造，将异种钢接头移位至顶棚上部，消除了安全隐患；对脱硫GGH进行了换热元件换型改造，改善了GGH的堵塞状况；积极应对国家环保排放的严格要求，完成了锅炉燃烧系统改造、脱硝系统改造以及其它配套改造的可行性研究；为降低锅炉排烟温度，对空预器进行了反转改造，减少了制粉系统掺冷风量。 张家港沙洲电力公司针对高温受热面易发生内壁氧化皮大面积剥落的特点，

21、在加强受热面壁温监测的基础上，严格执行防止内壁氧化皮大面积脱落措施，防止换热管超温，优化机组启动措施，防止启动过程中出现汽温与壁温大幅度波动，在维持原换热管材料的基础上没有出现内壁氧化皮大面积脱落堵管的情况；对锅炉减温水调节阀、PCV阀等易产生泄漏的阀门进行优化选型，选用国产优质阀门，在不增加投资的状况下有效地控制了减温水调节阀和PCV阀的泄漏；针对低温再热器被吹灰器吹损的状况，将尾部烟道吹灰器改造为声波吹灰器，有效地控制了低再受热面的吹损。 大唐南京电厂针对锅炉排烟温度过高的状况，对干式除渣机进行改造，加装了冷却风门，对干渣机冷却风量进行实时调整；针对锅炉高温受热面壁温状况进行了防止锅炉高温

22、受热面内壁氧化皮大面积脱落技术的培训，编制了防止锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落的技术措施并严格执行；对锅炉燃烧器摆动机构进行了完善，采用燃烧器摆动来调节再热汽温，减少了再热器减温水量；对脱硫吸收塔和除雾器进行了整治改造，利用脱硫吸收塔流场调整和除雾器差异化布置技术，有效地抑制了烟囱飘石膏雨的现象；主动应对国家环保排放新要求，积极进行降低烟气烟尘排放改造的调研。 南京热电厂针对排烟温度偏高的状况，进行了空预器受热面改造，显著地降低了锅炉排烟温度；在尾部受热面加装声波吹灰器，有效地减轻了吹灰器对低温受热面的吹损；更换了热风烟道和SCR脱硝系统的非金属膨胀节，消除了热风外泄和烟道漏风；对锅炉汽水

23、系统阀门内漏进行专项检查处理，明显地改善了汽水泄漏状况。 国华陈家港发电公司在基建期间加强了洁净化施工管理，在机组调试投产后还未发生锅炉泄漏问题；锅炉专业加强燃烧调整优化，有效地改善了锅炉结焦状况。 华能南京电厂针对锅炉炉膛水冷壁振动大的特点，进行了振动原因的专项分析，采取了改进钢性梁定位销结构和销槽间隙等措施，增强了钢性梁系统的刚性，有效地抑制了水冷壁的振动；进行了锅炉掺烧低热值煤和印尼褐煤的掺烧试验，在保证机组出力和设备安全性前提下，得出掺烧比例和优化掺配方式与调整方式，降低了锅炉燃煤成本；针对制粉系统乏气转移容易导致一次风带粉的状况，加装探头连续监测木屑分离器工作状态、及早投惰化烟气以及

24、定时喷CO2等措施，确保乏气转移中不会将大量煤粉带入一次风箱；完成锅炉除焦剂的应用试验工作。 淮阴电厂针对#4炉空预器卡涩的现象，在密封间隙调整、运行控制和维护作业中采取措施，控制空预器温升速率，防止空预器出现卡涩；进行了电除尘电极改造，消除了阴极线断和阳极板和阴极线框架变形严重的问题；对#3炉A一次风机轴承座进行改造，消除了轴承损坏事件现象；响应国家环保排放新要求，进行了脱硫增容改造和脱硫旁路烟道拆除工作；针对机组供电煤耗不正常状况，从燃煤管理、机组设备状况和机组参数控制，以及汽水系统泄漏等方面分析，摸清煤耗偏高原因，为进行降低煤耗的改造打好基础。 徐塘发电公司针对燃烧器结焦和一次风管堵塞问

25、题，在制粉系统调整和燃烧调整上进行优化，控制了燃烧器结焦；完善原煤仓堵塞疏通手段和疏通措施，减少原煤仓堵塞对锅炉燃烧的影响；根据其他电厂经验，进行了锅炉高温受热面内壁氧化皮测量、主汽温度测点检查、汽包加药管等专项检查工作；响应国家环保排放新要求，经济进行锅炉脱硫、脱硝技术改造及配套改造的准备工作。 天生港发电公司针对低温过热器被吹灰器吹损和烟气磨损问题，积极进行表面防磨喷涂处理，在吹损严重的区域将蒸汽吹灰器改造为声波吹灰器；针对锅炉减温器的普遍问题，加强对减温器的解体检查，及时消除了减温器喷嘴焊缝裂纹的缺陷；针对机组供热状况，加强对高温受热面热别是再热器检查，摸清高温受热面材料状况，为检修和改

26、造打好基础；响应国家环保新排放的要求，积极做好脱硫旁路烟道割除的应对技术措施以及锅炉脱硝技术改造以及配套改造的准备工作。 华能淮阴发电公司应对燃料市场变化，开展锅炉改烧高挥发分煤的改造研究，同时积极开展掺烧新煤种如油页岩煤等，降低燃煤成本；针对磨煤机石子煤排放量大的问题，加强磨碗与磨辊磨损状况检查，及时调整磨辊与磨碗间隙，同时对喷嘴环进行改造，显著地降低了磨煤机石子煤排放量；加强对汽水系统阀门内漏治理，在启停炉时对阀门内漏进行专项检查，检修中针对性地进行处理，避免发生阀门关不严造成密封面冲刷磨损泄漏的缺陷；响应国家环保新排放要求，做好脱硫系统换型改造方案准备和锅炉脱硝技术改造及配套改造的准备。

27、 南京华润热电公司针对脱硫系统一炉一塔的布置，完成了二台锅炉的增容改造；效应环保排放新要求，进行脱硫系以无旁路运行技术研究，完成了脱硫旁路的割除；针对低温受热面容易吹损的状况，进行了蒸汽吹灰器改造为声波吹灰器的改造；积极应对环保排放标准的新要求，进行锅炉脱硝及其配套改造的技术准备工作。 常熟发电公司针对锅炉改造后结焦和炉渣含碳量高的问题，进行了燃烧系统的改造，增加下层起旋风，完善了锅炉切圆燃烧组织，明显地改善了结焦和炉渣含碳量过高的问题；针对水平烟道积灰问题，在水平烟道积灰区域加装蒸汽吹灰器，有效地缓解了水平烟道积灰的问题；针对掺烧高挥发分烟煤状况，在磨煤机出口连接管加装自动启闭式防爆门一套；

28、针对锅炉减温器存在的普遍问题，对四台锅炉的微量减温器结构进行改进；针对低温受热面吹损问题，将吹损严重区域的蒸汽吹灰器改造为声波吹灰器；对#2炉磨煤机进行了旋转喷嘴及碳精密封改造，减轻了喷嘴环的磨损；对#2炉冲灰水管和#2厂外灰管进行了机械除垢，除垢厚度约50毫米，提高了冲灰水、厂外灰管系统运行稳定和经济性，对除灰浓缩区域进行酸洗，减少系统阻力和辅机电耗。 南京化工园热电有限公司针对锅炉受热面被吹灰器吹损严重问题，在吹损区域受热面加装了防磨护瓦，同时对开裂的吹灰器喷嘴进行了修护，减轻了吹灰器对受热面的吹损；针对炉膛吹灰器墙孔预留膨胀缝不合理，受热膨胀后鳍片板易开裂，大修中进行了处理；针对双进双出

29、磨煤机启停和运行过程中发生制粉系统爆炸的事故，改进了制粉系统运行控制和启停控制，以及发现着火后处理措施，以及磨煤机事故处理措施。 盐城发电公司针对燃煤成本高问题，积极开展掺烧劣质煤研究，掺烧了较高比例的褐煤等劣质煤；针对掺烧褐煤后锅炉结焦较严重的状况，进行了一次风调整和二次风配风调整，有效地减轻了炉膛结焦状况；针对#10、#11炉汽包加药管腐蚀现象，采取了低浓度高流速的加药方式，防止出现加药管不能充满的现象；针对高温过热器出口集箱汽温偏差较大的状况，在燃烧调整时兼顾汽温和烟温偏差的问题进行优化。 徐州华鑫发电公司响应锅炉排放的环保新要求，完成了脱硫塔增容改造；针对低温过热器被吹灰器吹损的状况，

30、完成了吹损严重区域的吹灰器改造为声波吹灰器；针对锅炉燃煤含硫量偏高，空预器低温受热面存在低温腐蚀和堵灰，加强对空预器吹灰维护，做到投用率100%，同时加强空预器换热元件冲洗；针对#2炉排烟温度高的状况，加强了空预器密封检查，对换热元件进行彻底冲洗，降低了锅炉排烟温度。 扬州发电公司针对针对磨煤机磨损快，石子煤排放量大的特点，进行了磨辊耐磨层材料和焊接方式的更型优化；针对制造中采用某厂材料缺陷较多，对锅炉使用该厂材料的受热面进行了全面检查；针对减温器内套筒缺陷，完成了内套筒结构的改造；针对锅炉NOx生成浓度偏高的状况，进行了低NOx燃烧系统改造；针对屏式再热器出列较多的状况，对屏再加装了定位管夹

31、；针对汽包汽水管分配管磨损较普遍问题，对分配管进行了全部更换。 射阳港发电公司针对新建超超临界锅炉的结构特点，做好洁净化施工工作，保证了锅炉未出现节流孔异物堵塞现象；针对超超临界锅炉特点较早编制了“锅炉预防和控制高温受热面内壁氧化皮大面积脱落导致超温爆管的技术措施”； 针对锅炉掺烧印尼煤的状况，编制了可操作性强的“锅炉掺烧印尼煤安全技术措施”，并针对磨煤机断煤、石子煤排渣箱冒烟或着火、磨煤机内部自燃或爆炸等异常情况举行桌面演练；针对#4机组单机运行状况，编制了无汽源启动方案，实施了6次无汽源启动。 国华徐州电厂锅炉专业“四管”防磨防爆管理工作到位，公司连续三年未发生因锅炉“四管”泄漏造成的机组

32、非停事故；在基建期间针对水冷壁泄漏较多的问题，对水冷壁的刚性梁及其附件、吊装焊接结构、以及密封板焊接结构改进，减少运行中水冷壁附加的应力；加强设备选型要求，避免了选用“三信”阀门和青岛产的再热蒸汽管道水压试验堵阀。 苏州蓝天热电公司对燃机燃烧系统、控制和保护系统技术改造，完成了国内首例阿尔斯通LEC-低氮燃烧系统技术改造，机组NOX排放量远低于国家标准；完成了余热锅炉转角烟道角部烟道开裂治理，对内保温密封板结构进行了改进与完善，解决了转角烟道角部漏烟现象。 华能苏州热电公司完善了硫化床锅炉炉膛水冷壁防磨梁装设，有效地减少了炉膛换热管的磨损；加强掺烧褐煤的优化调整工作，落实锅炉褐煤掺烧调整方案的

33、制定、试验和实施，策划、检修、供应等部门配合确定锅炉褐煤掺烧比例。 国电宿迁热电公司为降低锅炉燃料成本，加强燃煤掺配和采购管理，有效地降低了锅炉燃料成本；针对锅炉水冷壁结焦较严重状况，对一次风和二次风控制进行优化调整，明显地改善炉膛结焦状况；响应国家环保排放要求，做好锅炉脱硝改造技术准备，进行了锅炉燃烧系统改造，显著地降低了锅炉NOx生成浓度，同时改善了锅炉结焦状况；进行了微油点火燃烧器改造，降低了锅炉启停用油量；为加强吹灰效果，进行了吹灰器改造；为进一步降低劣质煤掺烧比例，进行了制粉系统抽炉烟干燥改造。 戚墅堰电厂针对余热锅炉省煤器下集箱短管接口焊缝易拉裂状况，进行了烟道内墙穿墙管结构改进；

34、规范进行余热锅炉定排及连排调整操作，规范疏放水，不浪费合格水；维持主、再热蒸汽温度在额定值，对温度不合格点进行考核。 张家港华兴电力有限公司加强锅炉技术监督工作，全年锅炉未发生异常以上的不安全事件；针对其他电厂减温器发生问题比较普遍的现象，对#1、#2炉的减温器进行了多次检查；“两班制”运行停机后，加强对炉侧主再蒸汽管道的保温保压，加强对主再压力的监视及分析，提高开机时的启动速度。 *协联热电集团公司编制操作性强的燃烧调整方案，同时配置专职煤管班组，专职配煤人员，制订配煤奖罚制度，充分调动员工实施掺配煤的积极性，全年拼烧泥煤褐煤比例达到65%；加强对锅炉经济指标的监督管理，每日对锅炉技经指标超

35、限情况进行跟踪和分析，查找原因，及时制定措施；针对吹灰器吹损受热面状况，采取加防磨护瓦，调整吹灰蒸汽压力，严格吹灰器运行检查制度，抑制了受热面吹损状况；同时对锅炉吹灰器及吹灰器管路进行整体改造，减少了锅炉受热面粘污状况。3.运行专业管理工作。运行工作是发电厂的重要环节，加强锅炉及燃料运行管理，提高运行人员的操作调整水平，是锅炉设备、压力容器安全运行的重要保证。各发电企业对运行人员加强了培训，努力做到100%持证上岗；对锅炉压力容器的启停，严格执行“两票三制”；认真做好运行中锅炉受热面定期吹灰、除焦，停炉后的保养等工作；做好燃煤的采购和掺配混烧工作，以保证燃煤的相对稳定；在锅炉启停过程中严格执行

36、防止高温受热面内壁氧化皮大面积脱落的技术措施，减少内壁氧化皮大面积脱落的现象；超（超）临界锅炉都能在投产后及时编制“防止锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落技术措施”；使锅炉承压部件经常处于相对较好的环境中运行，避免和减少了“四管”爆漏的发生。在火力发电厂生产过程中，入炉煤煤质是影响锅炉安全经济运行的最关键因素。在2011年各电厂为降低发电燃料成本，增强发电市场的竞争力，采取了掺烧低价劣质煤的措施。劣质煤掺烧比例较大，很多不适合电厂燃烧的劣质煤如含硫量高、结焦性强、发热量低、爆炸性强、可磨性低以及黏结性强的褐煤、泥煤等煤种都在电厂进行掺烧。对锅炉燃烧稳定、炉膛结焦以及磨煤机、除灰系统安全运行都存

37、在影响；同时也大大地影响了锅炉运行效率和厂用电率。全省技术监督范围内电厂基本都制定了燃煤管理制度、规范燃煤采购、计量、化验以及堆放、储存、掺配和上仓等作业。采取了不同煤质的煤种单独堆放，运行人员做到事先了解各煤场的煤质；运行人员根据煤质情况进行掺配和确定上煤加仓方式，在煤炭市场非常恶劣的环境下，减轻了煤质对锅炉燃烧稳定性和炉膛结焦的影响。针对煤质变化范围较大、燃烧劣质煤较多的现状制定技术措施，*电厂燃烧的劣质煤主要有发热量低、挥发分低、灰分高、水分高、硫分高以及可磨性差、结渣性强以及黏结性强的泥煤等煤种。锅炉专业一方面配合燃料制定燃煤掺配、加仓措施；一方面制定锅炉稳燃，防止结焦、高温腐蚀、积灰

38、、磨损和低温腐蚀；防止原煤仓堵塞和疏通等调整措施和事故处理措施；制定了针对煤种的燃烧调整和制粉调整等技术措施；制定了防止制粉系统爆炸和炉膛爆炸的技术措施。有效地缓解了因煤质变化带来的锅炉运行事故和运行经济性下降。为降低机组燃煤成本，很多电厂有意思地掺烧部分价格相对较低的劣质煤，如褐煤、泥煤甚至污泥、高炉煤气等。锅炉专业制定了针对劣质煤燃烧的技术措施，如掺配措施、上煤加仓措施，燃烧调整措施和制粉系统运行调整措施等。增强了掺烧劣质煤的安全性，减轻了掺烧劣质煤时导致的锅炉效率下降和厂用电率升高。 江阴苏龙发电公司制定了有效的煤场管理措施和运行调整措施，主动适应煤炭市场紧张的状况，进行劣质煤掺烧，如褐

39、煤、泥煤等，掺烧比例达60%以上，有效地降低了机组燃煤成本；根据煤场储煤煤质、机组负荷等进行燃煤掺配和加仓管理；采用单风机启动，降低锅炉启动耗电量；针对脱硫系统旁路烟道割除后机组的运行可靠性问题，在机组启停顺序、运行调整以及热工保护逻辑上进行了大量优化工作，保证在割除脱硫旁路烟道后机组运行可靠性处于较好水平。 华能南通发电公司减少启停磨煤机投油节约燃油（次底层磨煤机启停时不投油），降低电厂运行成本；利用锅炉烟气CO在线检测和燃烧控制技术，对锅炉燃烧调整进行优化；制订并执行多项掺烧劣质煤的技术措施，确保掺烧劣质煤时，锅炉燃烧稳定，运行正常。 扬州第二发电公司采取一期锅炉掺烧石子煤，减少燃料损耗；

40、分析重点设备的耗电规律，对运行方式进行合理调整；运行人员加强运行调整，优化磨煤机启停投油的运行方式，节约运行燃油成本。 国电谏壁发电公司对中速磨石子煤进行回收，采用钢球磨研磨，降低煤炭损耗；优化制粉运行和燃烧器投运方式，根据负荷及时停运排粉机，降低排粉机耗电；优化褐煤等劣质煤研磨和掺烧方式，加强掺烧劣质煤的燃烧调整，劣质煤掺烧比例进一步提高。 国电常州发电公司做好掺烧劣质煤的管理和技术措施，从燃煤采购、堆放、掺配和掺配指标优化和锅炉运行调整上采取措施，保证掺烧劣质煤的安全，有效地降低了锅炉燃煤成本；加强运行优化如锅炉氧量控制、电除尘节能运行、脱硫系统节能运行、燃料大型机械运行优化、机组启停优化

41、等的管理。 国电泰州发电公司开展劣质煤掺烧调整工作，优化燃煤掺配混烧，防止炉膛结焦；加强燃烧调整和壁温控制，有效地控制了末过与末再壁温不超过报警温度，防止换热管长期超温；针对低负荷时水冷壁壁温波动，优化了汽水分离器进口蒸汽过热度控制。 大唐国际吕四港电厂针对锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落问题，对壁温控制进行优化；逐步完善了防止锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落技术措施，并在运行中严格执行锅炉启停过程的升温升压控制和相关调整操作，防止启停过程中出现内壁氧化皮大面积脱落。 徐塘发电公司针对燃煤变化特别大，煤质波动快的现状，编制了燃烧各类煤种的技术措施，既防止燃烧低挥发分、低热量煤时的燃烧不稳问

42、题，又防止燃烧高挥发分、高热量煤时制粉系统爆炸和燃烧器烧损问题，既防止泥煤等黏结性强的煤堵塞原煤仓，又防止燃烧低熔点煤时燃烧器与炉膛结焦问题；对吹灰系统运行进行了优化，防止吹灰器对受热面吹损。 国华太仓发电公司针对SCR运行中出现NH4HSO4沉积问题，改进了氨逃逸率的监视，加强了氨逃逸率的控制；针对高温受热面内壁氧化皮大面积脱落问题，进一步优化了机组启动程序和启停过程控制，使得机组启动过程中锅炉参数变化很平稳；进行锅炉吹灰优化，制粉系统运行优化，节约了运行成本。 华润镇江发电公司优化燃煤掺配方式，使得劣质煤掺烧比例明显增加，减少了机组发电燃煤成本；优化机组启动方式，采取提前暖机的方案，减少启

43、动成本，同时避免出现低负荷时投减温水，防止高温受热面内壁氧化皮大面积剥落；运行从一次风调平、二次风配风调整和制粉系统运行方式上进行优化调整，控制了二期锅炉炉膛结焦的状况。 协鑫太仓港发电公司优化锅炉掺烧劣质煤调整，劣质煤掺烧比例在50%以上，降低了锅炉燃煤成本；定期进行空预器漏风率监测，及时调整空预器密封间隙，坚持做好空预器扇形板自动投入工作，控制空预器漏风率在较低水平；注重调整试验，对锅炉锅炉相关参数和各辅机的风量、风压进行优化调整，使得锅炉辅机耗电保持全省最低水平；根据炉内热交换监测，实施针对性吹灰，提高锅炉效率和减少蒸汽浪费及受热面吹损。 华润常熟电力公司完善了锅炉高温受热面内壁氧化皮大

44、面积脱落技术措施，进行锅炉启停操作优化和加强了启停过程蒸汽参数控制，防止启动过程中发生内壁氧化皮大面积脱落；进行锅炉燃烧调整优化试验和制粉系统性能调整试验，提高燃烧效率、减少再热器管壁超温；加强了对锅炉壁温控制和壁温超温的监督。 华能淮阴电厂进行机组启动优化，采用邻机汽源进行炉底蒸汽加热等措施，降低锅炉启动点火用油；加强锅炉燃烧优化调整，在入炉煤热值明显下降的状况下锅炉风机耗电率基本持平，飞灰可燃物明显下降1.82。 利港发电公司完善了锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落技术措施，加强了锅炉运行过程中壁温监测和控制。 华能太仓制定掺烧劣质煤如扎赉诺尔、印尼煤的技术措施，大比例地掺烧劣质煤，明显地

45、降低了燃煤成本；进行启停优化，真正实现无油启停；制定掺烧印尼煤时防止制粉系统爆炸措施。 华能金陵电厂针对目前机组负荷与褐煤掺烧状况，合理停用磨煤机，降低制粉耗电率；保证机组主、再热汽温，进行锅炉燃烧调整分析，金属壁温异常分析，采取针对性控制措施，细化锅炉燃烧调整措施，完善金属温度超限预防措施。 大唐南京电厂进行了防止锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落技术的培训，编制了防止锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落的技术措施并严格执行；采用燃烧器摆动来调节再热汽温，减少了再热器减温水量。 *协联热电集团公司编制操作性强的燃烧调整方案，同时配置专职煤管班组，专职配煤人员，制订配煤奖罚制度，充分调动员工实施

46、掺配煤的积极性，全年拼烧泥煤褐煤比例达到65%；加强对锅炉经济指标的监督管理，每日对锅炉技经指标超限情况进行跟踪和分析，查找原因，及时制定措施。 淮阴电厂针对机组供电煤耗不正常状况，从燃煤管理、机组设备状况和机组参数控制，以及汽水系统泄漏等方面分析，摸清煤耗偏高原因。 张家港沙洲电力公司针对高温受热面易发生内壁氧化皮大面积剥落的特点，在加强受热面壁温监测的基础上，严格执行防止内壁氧化皮大面积脱落措施，防止换热管超温，优化机组启动措施，防止启动过程中出现汽温与壁温大幅度波动，在维持原换热管材料的基础上没有出现内壁氧化皮大面积脱落堵管的情况。 射阳港发电公司编制可操作性强的“锅炉掺烧印尼煤安全技术

47、措施”，并针对磨煤机断煤、石子煤排渣箱冒烟或着火、磨煤机内部自燃或爆炸等异常情况举行桌面演练；针对机组单机运行状况，编制无汽源启动方案，实施无汽源启动。4. 采用新技术、新工艺提高锅炉设备安全经济水平 为降低锅炉辅机耗电率，许多电厂都对锅炉送风机、引风机及一次风机进行变频调速改造，降低了锅炉辅机耗电率。 为减少锅炉启停炉和助燃用油量，许多电厂进行了锅炉微油点火燃烧器改造和小油枪改造，降低了锅炉启停时燃油用量和单位时间助燃油用量。 为减少锅炉启动耗电，许多电厂采用了单风机启动，降低了启动耗电量。 针对锅炉燃煤硫分较高、无法控制导致锅炉出现高温腐蚀的情况，华润常熟、国信扬州等电厂通过使用水冷壁烟气

48、侧喷涂防腐材料等技术，较好地控制了高温腐蚀问题的发展、同时节省了检修换管费用。 相当一部分电厂开展了锅炉受热面管的寿命评估工作，根据评估结论有计划地开展薄弱部位的改造和治理。在保证设备可靠性的同时达到了节省检修费用、降低工作量的目的。 相当部分电厂为改善低温受热面被吹灰器吹损的状况，进行了蒸汽吹灰程序优化，蒸汽参数合理调整以及疏水方式优化，部分将蒸汽吹灰器改造为声波吹灰器。 相当一部分电厂为应对燃煤市场价格变化，增强对燃料的适应性，开展了掺烧低成本劣质煤的混配掺烧的研究工作，有效地增强了适应燃煤市场的能力，降低了锅炉燃煤成本。 为解决原煤仓堵煤导致锅炉燃烧不稳的问题，电厂采用了改造原煤仓下煤斗

49、、旋转煤斗、加振打、捅煤等疏通装置、以及压缩空气分层吹扫等措施，消除和缓解给煤机堵塞现象。 部分电厂为降低制粉耗电率，进行了制粉运行方式优化，提高投运磨煤机出力，降低制粉耗电率；新建机组很多采用配动态分离器的中速磨，改善了煤粉调节品质和煤粉浓度分布；部分电厂进行去除磨煤机出口煤粉分配器的改造。 许多电厂为更好地控制受热面超温情况及了解其对管材使用寿命的影响，安装了锅炉高温受热面管壁温实时监测系统或受热面寿命评估系统，控制运行中超温对受热面的损伤。 大部分电厂主动应对环保新要求，积极进行脱硫系统改造和锅炉脱硝及其配套改造方案制定，积极制定脱硫系统旁路烟道割除的措施。 相当电厂为降低GGH烟气阻力

50、和消除烟囱飘石膏雨的现象，进行脱硫系统的GGH改造和吸收塔及除雾器改造。三、 2011年度锅炉技术监督的主要工作技术监督工作是厂网安全稳定运行的基础，是方天公司与发电企业联系、以及*省内并网发电企业间联系的重要纽带，特别是在电力体制改革的新形势下，这一纽带作用显得尤为重要。为贯彻落实电网公司以及其他发电企业关于加强技术监督工作的要求，我们从努力强化技术监督手段、完善技术监督网络、有效行使技术监督职能几个方面入手，采取集中检查、分散指导和平时技术服务项目相结合的方式，加强了锅炉异常停机的分析处理工作，加强了锅炉设备普遍问题的交流，充分发挥了技术监督的作用，促进了锅炉主辅设备的安全稳定经济运行。1

51、. 及时跟踪设备可靠性上存在的问题，对发现问题及时服务和处理。1) 在2011年的主要现场分析处理工作主要有： 吕四港电厂#2锅炉燃烧器喷嘴体连接法兰开裂和燃烧器及其进口煤粉管烧损原因分析和处理，分析连接法兰开裂主要原因是法兰根部结构缺陷，造成较大地应力集中，同时存在锅炉水冷壁温度瞬时波动状况。建议电厂对燃烧器喷嘴体连接法兰根部结构进行加强，同时应控制锅炉水冷壁温度瞬时波动幅度。 吕四港电厂引风机推力轴承内压盖切断原因分析，分析原因为引风机存在串轴现象，产生串轴的原因是风机存在喘振现象，可能的原因在引风机关闭时进出口关断门关闭过快，在风机惰走转速较高时就已全部关闭，风机前后压差过大引起失速和喘

52、振。建议引风机跳闸时加延时跳进出口关断门关闭，提醒电厂MFT后跳送、引风机的炉膛压力定植较低。 吕四港电厂#2炉末再入口过渡焊缝断裂分析，分析原因是末再悬吊结构，入口管布置与过渡焊缝的结构和位置缺陷引起断裂。 吕四港电厂一次风机振动发展过快原因分析，分析一次风振动发展过快原因为调整滑块磨损较快，与一次风机检修不完善有关。建议改变动叶可调式轴流风机的检修模式。 吕四港电厂#3锅炉停炉过程高温受热面（屏过、末过与末再）内壁氧化皮大面积脱落的原因分析与处理，分析原因是壁温测点较少，代表性较差，实际壁温超过抗蒸汽氧化温度；启停过程中滑停负荷较低、低负荷投减温水、完全烧空煤仓，启动时蒸汽温度上升过快，旁

53、路开度较小，冲转前就投减温水降温，引起汽温与壁温存在较大的瞬间波动。建议完善启停过程中防止内壁氧化皮大面积脱落的措施。 吕四港电厂#4炉锅炉高温受热面内壁氧化皮大面积脱落原因分析与处理，分析内壁氧化皮生成过快的重要原因为换热管超温，超温的重要原因是壁温测点代表性差，运行人员不了解壁温分布；内壁氧化皮大面积脱落的重要原因是锅炉在高负荷时MFT跳机，汽温与壁温存在较快地下降；在MFT时因炉膛压力低跳引风机，运行恢复通风吹扫延续时间较长，造成锅炉较长时间的通风冷却，使得换热面壁温较长时间以较快地速率下降，恶化了内壁氧化皮的大面积脱落。提出了在启动过程防止内壁氧化皮大面积脱落的措施。 吕四港电厂锅炉高

54、温受热面内壁氧化皮大面积脱落原因讨论会，在会上分析了锅炉壁温测点存在的问题和改进方法；分析了锅炉运行汽温控制的不当之处；以及停机过程中MFT动作后风机保护定值不当引起的风机跳闸对内壁氧化皮脱落影响。提出了改善高温受热面壁温测点布置，摸清壁温分布，控制换热管壁温不超定值；暂时降低锅炉运行汽温；优化锅炉MFT后跳风机的炉膛压力定值，防止出现MFT后经常跳风机的状况。 吕四港电厂#2锅炉过热器爆管原因分析与处理，分析爆管原因为清除内壁氧化皮过程中，异物进入后屏过热器。建议完善检修质量控制体系，加强检修质量监督和控制。 国信扬州#1锅炉捣焦时灭火原因分析与处理，分析#1炉高压水冲焦块时，水与焦中未燃尽

55、碳反应生成大量的可燃气体，包括CO、H2等，同时引起积焦坍塌，大量焦块落入存在积水的B斗，高温焦渣激起的水汽，以及可燃气体产生的爆燃引起炉膛压力脉冲式上升，气压变化过程中影响炉膛燃烧稳定，使得炉膛压力超过1500Pa，引起炉膛正压高动作。 国信扬州#4锅炉燃烧器水冷壁高温腐蚀和吹损分析，分析为吹灰蒸汽吹损与水冷壁高温腐蚀共同作用。建议在吹损处进行防磨喷涂，进行燃烧器改造，减少燃烧器区域还原性气氛。 国信扬州发电公司#3炉高温腐蚀原因分析与处理，分析为炉膛局部还原性气氛较强，原因有炉膛整体烟气氧量偏低，燃烧器结焦，燃烧器旋流强度过大，SOFA量大。建议进行燃烧器改造；近期进行燃烧调整和适当提高燃

56、烧器区域氧量。 协鑫太仓港电厂一期机组脱硫系统割除旁路烟道策略分析，基于机组运行时间预期对增压风机跳闸后运行方式选择三种。运行时间较长时，建议进行引风机改造，用引风机克服脱硫系统阻力，去除脱硫系统的增压风机；运行时间短时，建议割除#2炉旁路烟道，保留#1炉旁路烟道，增压风机跳闸后开启#1炉旁路烟道运行；其它建议加装增压风机旁路烟道，增压风机跳闸后启动旁路，机组降负荷运行。 协鑫太仓港电厂一期锅炉水平烟道振动分析与处理，是水平烟道刚性梁固定缺陷导致晃动过大。炉膛激振源较多，不易消除；应该采用加固刚性梁的方法，减小烟道晃动幅度。水平烟道刚性梁的固定缺陷有：垂直梁上部没有水平梁固定，无法减小烟道晃动

57、；垂直梁吊架较松，水平钢梁与垂直梁连结螺栓松、螺栓与滑槽间隙大，水平梁的连结折弯板刚度差，使得刚性梁无法有效抑制烟道壁面的振动。 协鑫太仓港电厂脱硫制粉系统排粉机振动过大分析与处理，原因为风机外壳振动较大，引起弹性基础框架振动大。空气激振引起机壳振动大，原因是风机尽快挡板开度过小，风机进口负压过大引起空气振动。建议对风机进行改型，选择出力合适的风机型号，使进口风门全开。 协鑫太仓港电厂#4炉空预器有异声原因分析与处理，分析原因是A侧空预器膨胀与受力异常，导致B侧烟道与二次风道的支吊结构都存在问题，引起空预器支撑轴垂直度不好，密封片（主要是轴向密封片）与密封板刮蹭，引起较大的异常声音。建议空预器

58、监视运行，在停机时对空预器支吊进行调整。 协鑫太仓港电厂#3炉屏过定位管壁再定位夹持套管水压试验时泄漏分析，原因在于夹持套管壁厚较厚、刚度较大，壁再管壁薄、强度较差；套管在夹持弯管上端与壁再管焊接，存在较大的膨胀差；屏过定位管晃动对夹持套管产生碰撞冲力；膨胀引起的热应力与冲力交变力都集中在套管与壁再管焊缝，在焊缝的壁再侧及热影响区导致裂纹。 南京化工园热电厂#4炉引风机进口负压过大分析与处理，原因为机空预器阻力较大，周期性波动较大。SCR运行时氨表测量不准确，氨逃逸率较高导致NH4HSO4快速生成，同时A侧SCR的非金属膨胀节撕裂，进口烟温下降，使得NH4HSO4在换热元件较高的位置黏附，甚至

59、在高温传热元件上黏附，加剧了空预器堵塞。建议尽快准确测量控制氨逃逸率；适当控制脱硝率，减少氨逃逸率；进行空预器水冲洗措施；尽快修补SCR的非金属膨胀节。 南京化工园热电厂#4锅炉渣池积渣堵塞原因分析与处理，原因为炉膛结焦较严重。建议优化燃煤掺配，进行一次风调平，进行燃烧调整提高燃烧器区域烟气氧量，加强炉膛吹灰。 南京化工园磨煤机出力偏低原因分析，#4炉C磨负荷风门实际开度偏低，磨煤机出口煤粉细度较适合锅炉燃烧。建议适当开大粗粉分离器挡板开度，提高C磨负荷风等措施。 南京化工园电厂#4锅炉引风机失速导致锅炉MFT原因分析与处理，分析空预器堵塞严重，烟道阻力很大，A引风机进口负压很高，处于失速边沿

60、；烟道布置缺陷，使得二台风机与并联运行特征相差较大；当运行中存在不大的扰动时，A引风机出现运行不稳现象，导致A引风机失速，进而引发B引风机也失速。提出对空预器进行解体清理，控制SCR喷氨量，控制#4炉热负荷，减少#4炉运行时烟风压扰动等措施。 南京化工园热电有限公司制粉系统爆炸事故分析，分析了2C制粉系统二次爆炸的原因，和电厂现场操作与处理上存在的问题，提出了制粉系统启停磨控制和防止制粉系统爆炸的主要原则，对电厂编制的制粉系统启停控制措施，运行控制措施和防止制粉系统爆炸的专项技术措施进行了审查修改。 国华太仓电厂#7炉空预器烟风阻力大幅度波动原因分析与处理，B侧空预器积NH4HSO4，观察空预

61、器低温段积白色浆液状物质NH4HSO4， A侧也存在积NH4HSO4的状况。建议尽快恢复#7炉SCR后氨气浓度表，控制氨气逃逸率，控制NH4HSO4的生成；进行空预器冲洗，去除NH4HSO4黏合物。 国华太仓电厂#7锅炉后屏过热器定位管磨损的事故处理，分析原因是碰磨。后屏和分隔屏定位的定屏管在水冷壁的夹持管松脱，定屏管整体移向炉后，其垂直段与吹灰器碰摩；炉后定位管的固定托架定位作用较差，导致炉前定位管管卡损坏；管屏晃动时，定位管与第1根换热管在炉前炉后方向都发生碰摩；炉前定位管与第1根管碰摩非常严重，爆管吹漏定位管。建议将爆漏、吹损、碰摩严重，以及严重砸伤的管子更换，对损坏的管屏定位滑动卡副进

62、行恢复，对损坏和漏焊的后屏定位管卡夹和托块恢复。 华润南京热电公司一期工程脱硫增压风机调节过程中失速分析与处理，失速发生在动叶开度快速变化的过程，失速的原因是快速调节过程中动叶角度不一致引起个别叶片失速，引起增压风机旋转失速。建议热工限制增压风机调整速率，改变动叶调节系统的检修模式，加强检修质量控制。 *苏龙发电公司一期工程增压风机跳闸原因分析与处理，原因是增压风机出现失速，分析在调节过程中出现静叶开度偏差过大，个别叶片出现失速。 南京热电厂#1锅炉炉膛二侧热负荷偏差大原因分析与处理，分析是磨煤机侧面布置方式引起一次风管煤粉量分布存在偏差。建议目前进行一次风速微调，二次风量分布调整；在小修中进

63、行一次风速调平试验，一次风速调整为梯级分布，远离磨煤机的一次风管风速适当提高。 国电泰州电厂停炉时高温受热面内壁氧化皮大面积脱落原因分析与处理，分析停机过程中滑停负荷过低（150MW），大量喷水减温，烧空煤仓，运行很难保证汽温与壁温稳定。在停机前末再进口汽温大幅度波动，在停炉后末过、后屏与末再存在很大的汽温与壁温瞬间波动，导致内壁氧化皮大面积脱落。建议在锅炉启停时严格执行防止内壁氧化皮大面积脱落的措施。 国电泰州#1锅炉水冷壁爆管及水冷壁壁温波动偏大原因分析与处理，泄漏由于材料存在夹渣等原始缺陷引起，同时过快过大的水冷壁壁温波动是水冷壁管拉裂的重要原因，加快了材料原始缺陷的发展。 国电泰州电厂

64、#1锅炉水压试验方案讨论，提醒电厂在水压试验过程中增加电动主汽门泄漏监测措施，增加水压试验后锅炉启动注意事项，确保启动时不出现水柱堵塞以及水击等问题。 国电泰州发电有限公司#2炉低温再热器炉外出口异种钢接头失效分析，原因是低再垂直段采用TP347H，热膨胀系数大，与低再悬吊管存在较大的膨胀差；而低再垂直段刚度大，不易产生变形吸收膨胀差；下部低再水平管定位管夹离弯头较近，阻碍了弯头的下沉；异种钢接头靠近弯头区，在弯头受力变形时受到较大的弯矩作用；异种钢接头强度较差，存在缺陷的焊缝容易在12Cr1MoV侧开裂。建议更换低再垂直段材料。 彭城电厂#1锅炉屏式再热器长期过热爆管分析与处理，屏再爆管为长期过热所至，高再与屏再过热状况较去年明显加重。建议尽快进行材料更换与升级；改造前适当降低汽温运行。电厂检查发现屏再进口集箱存在大块金属异物。 彭城电厂#4锅炉炉膛负压波动过大原因分析与处理，A侧炉膛压力测点取压口存在堵塞现象，动态特性出现偏差，测量变化滞后，滤除了脉冲；炉膛负压自动调节跟踪值采取“三取中” ，负压调节总是跟踪A侧二个值，导致负压存在扰动时调节方向与负压变化方向相反，引起炉膛冒正压现