09防止锅炉受热面泄漏措施-中电国际

第一篇：09防止锅炉受热面泄漏措施-中电国际

防止锅炉受热面泄漏管理经验

中国电力国际有限公司

各位领导、同事：

根据会议安排，我代表中电国际向会议介绍《防止锅炉受热面泄漏管理经验》。

长期以来，中电国际工程建设始终以机组全生命周期效益最大化为目标，坚持基建为生产提供安全稳定的优质机组，贯彻全过程的质量管控理念，高度重视防止锅炉受热面泄漏工作。根据集团公司内近几年锅炉受热面泄漏事件的总结、分析，工程建设阶段锅炉泄漏的主要原因为设备制造和设备安装质量缺陷，占比分别为40%、30%左右。为确保新建机组长期安全稳定运行，中电国际在工程建设阶段采取多种措施，严把关键环节，取得较好的效果。

下面，我结合中电国际工程建设防止锅炉受热面泄漏管理情况，从六个主要把控的关口措施方面进行汇报：

一、抓住设计和材料选择的龙头作用

长期以来锅炉厂为控制制造成本，在锅炉设计中，存在降低材质档次、减少材料厚度裕度、控制高等级材料使用范围等问题，对锅炉长期安全稳定运行带来隐患。中电国际对锅炉设计和材料选择问题高度重视，在各项目初设阶段就组织专题调研，总结已投产项目同类型锅炉存在的/ 8 问题，向设计院提出相关改进要求，一一落实在招标技术文件中，明确要求锅炉制造厂响应，如尽量减少安装焊口数量、大集箱角焊缝采用全焊透方式、过热器及再热器的高温段坚持采用经喷丸处理的高合金材料等；同时要求锅炉制造原材料供应商具有相应资质和良好业绩，优先采用成熟材料，如过热器、再热器选用有较强的抗高温蒸汽氧化能力材料且部分高合金材料内部采用喷丸处理等，尽可能防止氧化皮的产生。在锅炉设备评标过程中，统筹考虑设计原理、结构型式、材料选择等因素，在考虑锅炉效率等经济指标外，将锅炉各受热面材料的选择、焊接质量、投产机组锅炉泄漏次数等均作为评标打分依据，确保锅炉设备质量从设计和材料选择的源头得到有效控制。

为及时发现锅炉设计缺陷或考虑不周等问题，更好的为机组启动及投产后锅炉的稳定运行、燃烧调整、性能优化、检修方案等提供技术支持，芜湖、神头、平圩三期等项目均与上海发电设备成套设计研究院签订了锅炉性能校核计算合同，通过对锅炉本体炉膛、燃烧器、水冷壁、过热器、再热器受热面、预热器性能及可靠性研究，提出存在的问题及建议，及时与锅炉制造厂沟通解决，如芜湖、平圩项目通过校核计算发现锅炉低负荷阶段再热汽温达不到原设计要求，后屏过热器、末级过热器、高温再热器等部分管道存在壁温超过材料抗氧化温度上限等问题，提交/ 8 锅炉制造厂进行复核、改进，为锅炉长期安全稳定运行提供了技术保障。

二、严把制造和安装阶段焊接质量管控关

锅炉制造和安装阶段的焊接质量对锅炉长期稳定运行至关重要。为此，中电国际特别加强了锅炉设备制造厂家焊接质量的监造工作，除发挥中国电能成套公司的专业化监造作用外，各项目均针对关键节点委派专业人员驻厂验收。督促锅炉厂提高制造工艺管理，监督锅炉制造质量，将制造缺陷处理在出厂之前。芜湖、常熟、平圩等项目在监造过程中均发现锅炉厂部分焊口存在几十项不同程度的焊接缺陷，在出厂前均及时处理合格。

对现场安装焊接质量，严格执行国家、行业规程规范、设计图纸和相关文件要求，特别加强对锅炉受热面组合、安装质量的全过程管理；加大对设备材质、设备焊口抽检的比例，按照新规程对受热面安装焊口进行100％的无损检验。各项目充分发挥资源及技术优势，抽调有丰富经验的金属、焊接、检修人员成立质检组，认真负责做好常规的清理、通球、光谱核对、封闭前旁站验收等工作；抽查施工单位焊口检验范围、数量、质量，对焊口检验的拍片进行仔细核实，防止施工单位弄虚作假，确保每一道焊口的质量；管理层频繁组织对验收工作的督查，确保现场“防四管泄漏”质量管控扎实、到位。/ 8

三、引入第三方检测，强化质量保障措施

中电国际总结、借鉴生产系统金属技术监督做法，各项目均通过招标选择优秀的专业金属检测单位，做好设备入厂及安装阶段焊接质量的第三方检测工作。通过对入厂设备及安装焊口进行一定比例的抽检，发现供货设备及现场安装中的焊接缺陷，及时进行分析、处理，并且举一反三，针对性的采取各种措施避免类似质量隐患，实现闭环管理。目前国内包括西安热工院、苏州热工院及各省电科院均有良好的检测资质和业绩，两台600MW及1000MW机组费用约为300～400万之间，具体合同金额根据检测范围的大小通过招标确定。在中电国际各工程项目中，第三方检测均发挥了良好的效果，如常熟#5锅炉一级再热器管子端部的折叠裂纹缺陷发现后，立即使用导波检测手段对已安装和未安装的所有一再、二过的类似11000多个焊口管段进行了全部检测，检测长度近4500米，更换了有缺陷的7根管段；平圩三期#5炉中隔墙下集箱焊缝存在超标缺陷，及时要求制造单位进行了返修;芜湖项目#1锅炉主汽联箱检查发现环形焊口内壁存在焊瘤等缺陷，组织焊接专家进行评价，由锅炉厂编制处理方案进行了返修处理，并对大型联箱环形焊口的焊接工艺进行了改进，避免了后续联箱的同类缺陷。

同时将焊接质量控制关口前移，针对锅炉设备关键工/ 8 艺控制环节及以往容易发生问题的部件，委托有资质的电科院派遣行业专家进行专项焊口检验及驻厂检查，及时发现管材缺陷和制造缺陷。如芜湖项目，在成套公司监造过程中发现了末级过热器入口集箱P91管道采用国产泰州管材这一重大设备隐患，经中电国际协调后，锅炉厂最终供货为进口P91管道。

四、采用“异物打捞”，开展补救性检查

工程建设阶段遗留异物堵塞过热爆管是长期以来难以杜绝的课题，客观上讲，庞大的锅炉构造，复杂的工艺流程、技术水平参差不齐的参建人员，使得设备内部难以做到不留异物，另外焊缝上附着的焊瘤、焊渣在高温作用和冲刷下也易脱落，特别是超（超）临界锅炉水冷壁、过热器管内径都较细，很小的异物都易造成堵塞过热爆管，事实上，一台新建机组锅炉无论酸洗效果如何、吹管结果如何，都很难将基建遗留异物彻底清除。

例如：平圩三期工程引进“异物打捞”队伍，在锅炉吹管后采用内窥镜、相机、反光镜等相结合的手段对设备再做一次内部清洁度检查、打捞清理工作。#

5、#6锅炉实际检查范围包括357个大、小集箱、1344个节流孔，最终异物收集结果：大块状焊瘤52块，焊丝焊条4根，坡口车屑8卷，螺丝4个，直径约φ110的铁圈1个，垫片6/ 8 个，黑色橡胶大小20多块(最大长140mm、宽110mm)，铁屑粉末9袋合计约30多公斤，其中70%的异物皆可以导致锅炉堵塞爆管事件。“异物打捞”队伍对所有异物包括粉末全部进行了打捞、清理、收集、拍照、录像，及时消除了多个因异物堵塞可能引起爆管的重大隐患；此外检查中还发现了炉水泵进口内衬滤网脱落的重大设备缺陷。承包单位安徽锐科电力技术公司每台机组报价不到50万，现场采取直接委托方式签订了合同。“异物打捞”措施首次在平圩三期两台1000MW机组工程建设阶段采用，就以较小的代价取得了很好的效果，为机组168后不停机长周期运行做出了巨大贡献。中电国际在后续工程建设中将持续推广采用该项措施。

五、生产、运行人员全程参与

中电国际高度重视发挥生产、运行人员对工程建设阶段“防四管泄漏”工作的加强、促进作用。各项目生产准备人员从工程建设启动阶段就全面参与技术管理，全过程介入设备招标、设计联络会、施工图审查、热工定值梳理、复核等工作。运行人员精心核对锅炉受热面温度测点布置，力求合理、准确；配合工程技术人员根据各级受热面管材情况合理设置报警值；生产准备抽调专人组成“四管检查专项小组”，根据现场进展组织专项检查，平圩三期“四管检查/ 8 小组”检查出“水平低温过热器一处疏型板开裂、包厢内高再密封板普遍未满焊”等缺陷101条；芜湖项目生产维护人员在受热面安装过程中全程旁站，仅锅炉专业就发出涉及防止锅炉四管泄漏的整改联系单一百多份，消除锅炉水冷壁、包墙等受热面缺陷一百多处，为防止锅炉四管泄漏做出了有力的保障。

同时注重加强运行人员技能水平的提升，严格执行试运过程中的质量要求。调试中重视锅炉冷热态动力场、磨煤机一次风平衡等调试，减少锅炉热负荷偏差；在整组启动阶段，严格控制锅炉汽水品质，防止受热面的结垢、腐蚀和氢脆；严格按照升温、升压、升负荷速率要求进行控制调整；控制受热面两侧及内外管温度偏差在正常范围内，防止受热面壁温差过大。

六、奖惩机制做保障

中电国际工程管理始终注重发挥参建单位的积极性，各项目工程建设初期就制定、发布《防止锅炉受热面“四管”泄漏管理细则及考核规定》，明确相关奖惩措施，对发现设计和设备缺陷的人员采取重奖措施，对出现质量问题的人员或单位进行处罚，提高全员参意识，努力形成施工、监理、业主三方认真执行工艺标准的良好氛围。如平圩三期、芜湖五期对施工单位在受热面管排检查、通球试验认真负/ 8 责，发现重大设备缺陷问题，多次给予2~5万元奖励，对受热面焊接专业管理不力的队伍处以一次性5万元的罚款，大大激励了施工单位提高质量的积极性、主动性，现场焊接质量整体水平大有改观。

中电国际开展工程建设以来，始终按照集团公司“防四管泄漏导则”要求，坚持贯彻落实到各个工程项目中。2003年以来累计投产大型火电机组20台，投产机组总容量达1340万千万，多台新投产机组实现了从吹管到168试运及考核期运行无爆管的良好业绩。芜湖五期#1机组投产后连续运行220天，全年未发生非停；#2机组168后连续安全运行107天，创造了集团公司新机建设当期标杆；常熟#5机组投产后连续运行409天；平圩三期#5机组实现168后连续安全稳定运行105天。

2016年中电国际工程建设任务更加艰巨，我们将在集团公司大力支持和领导下，持续改进，学习借鉴兄弟单位先进经验，不断提高自身管理水平，争创更好业绩。

汇报完毕，谢谢！/ 8

第二篇：锅炉受热面热偏差的改进措施

锅炉受热面热偏差的改进措施

来源:职称论文网-www.xiexiebang.com

摘 要：平圩发电有限责任公司的2号锅炉是采用美国cE公司技术，由哈尔滨锅炉厂设计和制造的我国首批600 MW 亚临界燃煤锅炉。由于热偏差大，分隔屏、后屏、再热器经常发生超温爆管现象。平圩发电有限公司联合上海发电设备成套设计研究院，共同进行了技术攻关。通过试验研究和计算分析，找出了超温爆管的原因。在改造方案中应用了可控涡强的计算方法，制定了从CD层开始二次风逐渐加大反切风、过燃风水平摆动的思路，并解决了分隔屏、后屏、再热器经常超温爆管的问题。

关键词：动力机械工程；锅炉；受热面；热偏差；超温；改造概 况

平圩发电有限责任公司2 X 600 MW 机组的2号锅炉是我国第一台2030 t／h燃煤锅炉。锅炉采用美国cE公司技术，由哈尔滨锅炉厂设计制造的亚临界、一次中间再热、强制循环、单炉膛单汽包、悬挂式露天布置锅炉。炉膛结构为全膜式水冷壁，截面18542 X 16432(mm)。

锅炉设计燃料为淮南烟煤，可归属于美国中西部煤(高挥发分烟煤C级)，制粉系统采用CE碗式中速磨煤机正压直吹式，燃烧方式采用四角布置的切向燃烧及CE型直流式摆动燃烧器，燃烧器高度11．62 m，摆动时可以调节一、二次汽温。

炉膛的对角线与喷嘴中心线夹角为4．5。，燃烧器出口射流中心与水冷壁中心线夹角为36。和45。，在炉中形成直径分别为声1886和~1764的2个逆时针旋转的假想切圆。蒸发系统的流程为：给水泵一省煤器一汽包一下降管一循环泵一水冷壁一汽包。

过热蒸汽流程为：汽包一顶棚管和包覆过热器一水平低温过热器一立式过热器一工级减温器一分隔屏一后屏过热器一Ⅱ级减温器一末级过热器一汽轮机高压缸进13。一次汽调温方式为喷水减温器，再热蒸汽流程为：汽轮机高压缸出口一再热蒸汽事故喷水一墙式再热器一屏式再热器一末级再热器一汽轮机中压缸进口。

过热器减温水系统为二级减温(二级三点式)。总减温水量设计值小于10％MCR蒸发量。工级减温器布置在低温过热器至分隔屏过热器的集中导汽母管上。蒸汽减温后分左、右进入分隔屏过热器左、右进13联箱；II级减温器分左、右布置在后屏过热器至末级过热器进13交叉连接的导汽管上，(目前仅单侧投运，另一侧已封堵，Ⅱ级减温水量设计为40 t／h)。该炉的主要技术性能参数和热力性能指标示于。

2台锅炉分别于1989年11月和1992年11月投产。由于各级受热面热偏差大而引起严重的超温现象，并已从炉内发展到炉外，再热器超温尤其严重。据2004年上半年的统计，分隔屏、后屏过热器、屏式再热器、末级再热器因超温爆管分别为4次、3次、10次、5次，共计22次，严重影响了发电机组的经济性和安全性。为此，平电公可联合上海发电设备成套设计研究院共同对2号锅炉进行“热偏差”问题的总体改造。经过对2号炉的改前热偏差试验、调查研究、分析计算、论证讨论、方案设计，于2004年7月3 Et正式提出了2号锅炉“热偏差”改造总体技术方案，并于2004年11月4 Et至2005年2月22Et实施，而后于2005年4月1日至4月21 Et进行了燃烧调整和验收试验。超温原因分析

经过对2号炉改进前热偏差试验及分析计算，该炉热偏差大的原因有来自沿炉宽方向的烟气偏差和蒸汽流量分配的偏差，有来自同片各管之问的传热、流动结构偏差等各种原因。

(1)切圆过大，残余旋转过强引起的沿炉宽烟气流动偏差和烟温偏差。

原设计4组燃烧器的主气流与对角线夹角为4．5。，从上至下形成一个同心逆时针转的切圆，假想切圆为 1764～ 1886。实测炉膛内气流场示于图3。由于4个角上射流两侧补气不均，加之未有消旋措施，在炉内形成了一个绕炉壁转的几乎满炉膛截面的切圆，由于切圆为逆时针转向，造成分隔屏和后屏过热器出口汽温左侧高；而残余旋转过程中在炉膛出口处右侧的气流包括未燃尽碳，直接窜人屏式再热器和末级再热器，烟温高，流速快，加之未燃尽碳的继续燃烧，使右侧的换热加剧，造成屏式再热器、末级再热器及末级过热器右侧汽温高于左侧。

(2)工级减温系统未减小热偏差，Ⅱ级减温系统反而使热偏差叠加。

图为原减温器系统和布置示意图。I级减温器布置在低温过热器(低过)至分隔屏过热器的集中导汽母管卜，集中对低过来的蒸汽减温后，然后分左、右侧各自进入左、右侧分隔屏，由于是一点减温，达不到调节左、右侧汽温，消除汽温偏差的作用。需要将I级减温器分左、右两侧布置方式。Ⅱ级减温器布置在后屏过热器至末级过热器之间的交叉导汽管上，由于后屏过热器是左侧汽温高，而末级过热器是右侧汽温高，该交叉布置反而造成汽温偏差的叠加，致使末级过热器右侧汽温比左侧高50~C一60clC，需要将交叉改为平行布置形式。

(3)分隔屏、后屏过热器结构上引起的流量偏差和同屏热偏差根据运行统计过热器系统超温爆管主要发生在分隔屏和后屏过热器。1号炉、2号炉的分隔屏均发生过爆管现象。1号炉为前部分隔屏第3屏前数第6根的出口段上，前部和后部分隔屏出口段外数第8根范围内有过热变形。2号炉为前部第4屏前数第2根的出口段上，在前部和后部出口段外数第6根范围内有严重变形，有明显的氧化皮。计算分析后认为：这些管子是接在出口联箱的三通处。三通效应造成了流量分配不均匀；第3片和第4片屏炉外管子管径小而长度长，阻力大而使得流量偏小；由于分隔屏在炉膛上部，同片的各管子受到炉膛投射热流不同，以及各管长度不同，而存在着较大的同屏热偏差。除第1根管子外，其余管子的材料选用15CrMo和12CrlMoV的抗氧化温度较低。

后屏过热器宽度方向上的流量偏差主要由于联箱上垂直三通附近各片蒸汽流量分配不均。后屏位于炉膛出口其外圈管受热面大，接受的辐射热多；同片各管子的位置不同，受热面积和吸热不同；各管子长度和规格不一样，长的管子受热面多，长的管子和内径小的管子阻力大，流量小。第14、15、16根管子由于结构上的因素，汽温高，壁温高，与出现的爆管位置一致。原结构管子选用15CrMo和12CrlMoV，不能承受后屏过热器的实际温度，属选材不当。

后屏过热器也是过热器系统中主要发生超温爆管的受热面，在检查时发现左侧12屏区域内管子普遍存在外壁有严重的氧化现象，其中1号炉在UIO3A检修中将其后屏左侧12屏全部更换，2号炉寿命评估可用1个大修期的原因而未及时更换，于2003年12月1日、2004年5月16日、23日共3次爆管。其中2003年12月1日爆管位置在72 m标高炉顶处左数第3屏外数第15根管子的出口处。

(4)屏式再热器和末级再热器同屏的结构上引起的流量偏差和同屏热偏差根据泄漏事故统计，2号炉再热器系统的爆管事故多于过热器系统，屏式再热器的爆管事故最多，长期过热共有8处。

屏式再热器的爆管位置大多是在向火面的弯头部分，显然主要原因是这里的烟气温度高，管子直接受到大量的辐射热，产生了吸热的不均匀而导致向火面的管子首先发生超温过热现象。

屏式再热器和末级再热器同片屏的外圈管由于离烟室近，受到的辐射系数大，接受的辐射热多；同片各管的位置不同，受热面积和吸热不同；各根管子长度不同，长的管子受热面多，阻力大，流量小。

由于屏式再热器与末级再热器之间没有中间混合联箱，在一定程度上会引起热偏差叠加。此外，大量采用了15CrMo和12CrlMoV，这些材料允许壁温较低。

3.2号炉热偏差改造总体技术方案

3．1 减少残余旋转烟气偏差的方案H J

3．1．1 各层燃烧器消旋反切的基本方案在进行热偏差改造总体技术方案设计时，燃烧主要设计参数保持与原设计值不变。

根据炉内过程计算结果寻找消旋措施，选择减少烟气偏差的攻关方案，要兼顾到两个方面：其一是燃烧区基本维持一个稳定、有一定旋转强度的四角燃烧，以充分发挥四角燃烧的优点；其二是在炉膛上部应用消旋，以减少残余旋转，使在炉膛上部保持一个弱旋，减少沿宽度的热偏差。最后选择的计算工况的燃烧区基本是一种有一定旋转强度的四角切圆燃烧；炉膛上部呈弱旋，烟气偏差不明显，角动量流率已经很低。攻关方案的消旋部分示于表3及图5。

3．1．2 燃烧器喷嘴的水平摆动方案根据受控涡强的计算，采用喷嘴的角度变化，部分喷嘴和风室反切后，能够在运行状态下达到消旋的目的。由于计算和实际存在误差，特别是在运行状态变化时(包括负荷，风量，煤种，运行操作方法等)，燃烧器一组喷嘴的角度和风量下的组合，难以顾及所有情况下而达到预想的消旋效果，必须对残余旋转程度进行调节。方案中设置顶部二层过燃风进行水平摆动(手动)，可在一11。～一22。范围内水平摆动。

为操作方便，以及增强左右侧调节性能，主要考虑两组一起摆动为好。但为了受力均匀，设置2根平行连杆，这样上、下2组可联动，也便于2组可以分别转动。

3．2 减温器系统的攻关改造方案

3．2．1 过热器I级减温器系统I级减温器设左、右侧各1个，由低温过热器来的蒸汽分两路进入左、右各1个减温器，根据两侧蒸汽不同的减温要求，实施不同的减温水量，经过减温后的蒸汽(这时左、右两侧汽温水平相同)，进入两侧前、后分隔屏，达到减少两侧分隔屏汽温偏差的要求。

3．2．2 过热器Ⅱ级减温器系统改Ⅱ级减温喷水管路，由后屏出来的蒸汽改原交叉进入末级过热器为平行进入末级过热器，减温器放在两平行管路中，对两侧蒸汽实施不同的减温，达到减少两侧末级过热器平均汽温偏差的要求。

3．3 分隔屏过热器受热面改造方案根据热偏差计算和壁温计算结果，将分隔屏前部和后部的部分管子处于超温范围内的管段或下弯头换成TP34714或T91。

3．4 后屏过热器受热面改造方案部分进I=1段和出I=1段管子换成12CrlMoV；根据热偏差计算和壁温计算结果，将部分处于超温范围内的管段或下弯头换成TP347H或'I91。

3．5 屏式再热器受热面改造方案对48片屏的外数第1和第2根管子短路；部分进口段和出口段管子换成12CrlMoV；根据热偏差计算和壁温计算结果，将部分处于超温范围内的管段或下弯头换成TP304H或'I91。

3．6 末级再热器受热面改造方案将部分接管座换成'I91。部分炉外连接管焕成12Cr1MoV；根据热偏差计算和壁温计算结果，将部分处于超温范围内的管段或下弯头换成TP304H或r91。改造项目实施后的性能评估

2号锅炉热偏差总体技术方案于2004年11月至2005年2月实施，而后于2005年4月1 Et至21日进行了燃烧调整试验及性能评估试验。

4．1 燃烧调整试验燃烧调整试验的目的是：在各种燃烧因素的变化条件下(共24个工况)，对燃料成分、汽温、压力、炉外壁温、燃烧效率等进行测定，数据经过整理汇总后，分析并确定锅炉改造后运行的合理燃烧方式。

燃烧调整试验的最后结论为：

(1)对于各磨煤机给煤量的比配，F磨的给煤量应为其余磨给煤量的50％以下。

(2)风量应满足稳定燃烧的需要(尤其在煤种多变时)，省煤器出口处氧量一般应维持在4．5％ ～5．0％ 之间。

(3)燃烧器的上下摆动对改善热偏差作用小，摆角应首先考虑再热器调温的需要。在再热器减温水为零时，再热汽温应达到540％ 4-5 oC。

(4)辅助风按常规方式投自动，并尽可能均匀配风以满足均匀燃烧需要，对减少热偏差有利。

(5)过燃风挡板约在85％ 开度的状态下，水平摆角目前为一15。，反切角度能适当增加更为有利。

(6)性能评估试验及结论性能评估试验的目的是：在燃烧调整的基础上，根据2号炉热偏差总体技术方案的技术要求，在不同的负荷下进行试验测定，为评估方案的实施效果提供依据。共进行了4个工况的性能评估试验。图

6、图7和图8分别为屏式过热器、屏式再热器和末级再热器外圈管沿宽度出口汽温分布(3个典型评估工况改后和改前测量结果的比较)。

4．2 改造效果评估

4．2．1 燃烧器消旋反切效果评估试验结果表明：在燃烧区域保持一个稳定的切圆燃烧，在炉膛出口保持一个弱旋，达到了既燃烧稳定，燃烧效率不变，又能消旋的目的。反切风消旋效果好，热偏差明显降低。经过改造后，在630 MW负荷时：在6台磨煤机投运时，末级再热器、屏式再热器、后屏过热器的最高炉外壁温分别为：586℃、534℃、496℃，改造前100MCR％ 负荷时，分别为632℃、599℃、539℃，与改造前相比下降46cc、65℃、43℃。

在5台磨煤机投运时(F上端部燃料风，FF上端部辅助风停用)，相应的受热面壁温分别为：6o4℃、537oC、495oC，与改前相比下降28oC、62oC、44oC。

在6O％ ～88％MCR范围内，左右侧的炉外壁温分布已基本对称，沿宽度的汽温分布趋于平缓。在额定负荷下，最高片炉外壁温有明显下降的同时，最高片的位置没有出现移向另一侧的现象，既减少了热偏差，叉没有出现峰值移侧现象，说明总体技术方案的解决烟气偏差的反切风方案效果明显，恰到好处。

4．2．2 过热汽温调节由试验表明：过热汽温能投自动；总减温水、工级减温水、Ⅱ级减温水均能灵活操作；在机组额定负荷下，左右减温水平衡方式下，汽温偏差小于±20℃ ；通过两侧减温水修正，汽温偏差小于±5℃。

4．2．3 摆动燃烧器的效果燃烧器能灵活垂直上下摆动，通过燃烧器的上下摆动，在负荷为60％ 一100％+MCR范围内，能有效调节再热汽温。在额定负荷下，再热器出口汽温偏差不大于-4-10℃ ；燃烧器系统能投自动，通过燃烧器的上下摆动，在再热器出口汽温达到额定参数的情况下，减温水约为零。

4．2．4 改造后其它应保证的性能包括燃烧调整和验收工况在内，过热器减温水总量在90—136 t／h范围内；由于汽轮机通流部分的改造，汽包压力降低，减温水需增加约16 t／h。

在“热偏差”总体技术方案实施后，由燃烧调整及验收试验表明，在负荷60％ 一100％MCR范围内，主蒸汽再热蒸汽温度均能稳定在540．6±5℃ 范围内。

燃烧调整及验收期间，煤质差而且变化大，当前的好煤品位不及原设计煤种，煤质变差，使热效率降低，热偏差加大。

根据测定，改造后未燃尽热损失在0．57％ 一1．8％范围内，小于2．5％ ；飞灰可燃物在0．67％ ～2．19％范围内，小于2．5％。

锅炉热效率(高位)(未计入增益)为88．44％ ～89-85％，大于88．11％(计入增益)(高位)。空气预热器进口(即省煤器出口)烟温为296．7℃ ～330．6℃，小于352℃ +8℃。

4．2．5 烟气温度偏差由实测表明：在炉膛出I：1左右侧距炉墙3 m处，在后屏过和屏再中间位置的烟气温度偏差小于80℃。结 论

经过对平圩电厂2号炉的总体热偏差改造，大大消除了残余旋转造成的烟气偏差，工、Ⅱ级减温水系统更趋合理，起到了消除过热器和再热器热偏差的效果，各级受热面的改造使得受热面的管材能在安全的温度下工作，此次改造的经验为同类型国产机组的改造提供了宝贵的经验。本工程师职称论文来源于专业的职称论文网，如有业务需求请咨询网站客服人员！

参考文献：

[1] 王孟浩，杨宗煊，等．屏式过热器同屏热偏差的成因和计算方法[z]．上海发电设备成套设计研究所，1984(9)．

[2] 王盂浩，杨宗煊．电站锅炉对流过热器和高温对流再热器管束同片各管热偏差的成因和计算方法[z]．上海发电设备成套设计研究所，1984(9)．

[3] 邵慰骏．再热器同片各管热偏差的成因和计算方法[z]．上海发电设备成套设计研究所，1984(9)．

[4] 朱伟明，胡兴胜．平圩发电厂2号锅炉再热器的超温原因及改进措施[J]．动力工程，2005，25(3)．

[5] 朱伟明，胡兴胜．平圩发电厂2号锅炉分隔屏爆管原因分析及解决措施[J]．动力工程，2005，25(1)．

第三篇：防止氨阀泄漏事故措施

防止氨阀泄漏事故措施

1.1.1 总则 编制目的：

近期氨系统阀门多次出现泄漏，导致脱硝氨区退出运行，影响公司环保指标，且液氨是一种有刺激气味的有毒气体，短时间接触即会对人体造成严重伤害，为防止氨阀泄漏及人身伤害事故的发生，保证脱硝系统稳定运行，特制定本措施。

1.2 编制依据：

1.2.1 《液体无水氨》GB 536-88；

1.2.2 《火电厂烟气脱硝(SCR)装置检修规程》DL/T 322-2010； 1.2.3 《危险化学品储罐区作业安全通则》AQ 3018-2008； 1.2.4 氨用阀厂家资料。2.适用范围

适用于氨系统阀门的日常巡检、维护、检修、操作及备件存储。

3.3.1 技术措施 日常巡检

3.1.1 使用便携式氨气检漏仪，每日对氨区各阀门、法兰进行精密检测，及时发现并处理检测过程中发现的漏点。

3.1.2 每周组织部门各专业对氨区进行全面检查，按期整改发现的问题。

3.1.3 巡检过程中，如闻到刺鼻气味，设备、管道发出“嘶嘶”声响，产生白雾，报警装置发生警报，设备、设施出力异常等现象，在保证人身安全的前提下。应立即排查原因，并向上级领导汇报。

3.2 日常维护

3.2.1 定期检查并保持阀门零部件的完整性，及时配齐阀门缺失的零部件。3.2.2 禁止依靠阀门支持或临时支撑管道和其他重物。

3.2.3 定期保养阀杆，特别是螺纹部分，及时更换阀杆上部润滑脂，以防开关阀门时咬死，延长阀杆的使用寿命。3.2.4 对于露天安装的阀门，需对阀杆加以保护，做好防雨、雪、尘土的措施。

3.2.5 常开阀应保证阀杆裸露在外的部分需涂抹油脂，并定期更换油脂，避免阀门开启时油脂中的硬杂物损伤填料和阀杆。

3.2.6 由于阀门在出厂时，为保证填料的弹性，一般以静态下试验无渗漏为准。阀门安装后，由于温度介质等因素，可能发生泄漏，泄漏时，及时紧固盘根压盖螺栓，直至泄漏消除，同时避免紧力过大造成填料失去弹性，丧失密封性能。

3.2.7 现场准备各种规格氨用阀门盘根、门盖密封件，库房准备充足的备用氨阀，其中每种规格氨用截止阀不低于3台，每种规格的氨用逆止阀、气动阀，库存不低于1台，否则提报物资计划补充。

3.3 日常检修

3.3.1 阀门进出口法兰泄漏时，可使用防爆扳手紧固处理。

3.3.2 阀门盘根处泄漏时，使用防爆扳手紧固盘根压盖，紧固过程中逆时针缓缓盘动手轮2周，漏量不大的阀门，泄漏消除即可，或阀门全开，松开盘根压盖，添加盘根处理。

3.3.3 阀门法兰、门盖、盘根泄漏紧固无效时，应立即办理工作票，置换合格后更换泄漏的阀门。3.3.4 氨区阀门、法兰泄漏检修后，设备管理部化学专业应做好记录，对于盘根压紧量超过1.5圈或阀门法兰泄漏超过3次的阀门，必须更换阀门或盘根。

3.3.5 换下的阀门，需对其进行解体检查，分析泄漏原因，并做好记录，避免类似现象重复发生。3.4 运行操作

3.4.1 氨阀内部采用四氟乙烯软密封形式，且氨用阀均为DN100及以下规格，根据厂家建议的操作力矩说明，操作时应使用力矩扳手或手动操作，禁止使用F扳手开关阀门，避免用力过大造成的阀座磨损过快或压盖泄漏现象的发生。

3.4.2 氨区每次卸氨或有重大操作时，运行人员应提前告知化学点检，并通知维护人员到场监护，及时处理阀门操作过程中出现的问题和隐患。

3.4.3 不经常开启的阀门，定期转动手轮，确保其灵活可靠。

3.4.4 卸氨时，阀门开启到位，利用阀门内密封及盘根的双重作用，避免氨气泄漏。3.4.5 对于长期开启的阀门，阀门开启到位后应回关1.5圈。3.5 备件储存

3.5.1 阀门保管，应井井有条，小阀门放在货架上，大阀门可以放在库房地面上整齐排列，不得乱堆乱放，不得让法兰连接面接触地面。

3.5.2 避免阀门不被碰坏。避免由于保管和搬运不当，造成的手轮打碎，阀杆碰歪，手轮与阀杆的固定螺母松脱丢失等不必要的损失。

3.5.3 在如发现运输过程中阀门进雨水或污物，要擦拭干净，再予存放。3.5.4 阀门进出口应用防尘盖封住，以防异物进入。

3.5.5 对能在大气中生锈的阀门零部件要涂抹防锈油，加以保护。

3.5.6 室外放置的阀门，必须盖上油毡之类防雨、防尘物品。存放阀门的仓库要保持清洁干燥。3.5.7 新阀门入库前，设备管理部化学专业负责对阀门质量进行全面检查，并进行打压试验。

第四篇：防止非停措施(锅炉)

运行部锅炉防止非停措施

做为锅炉燃料专工，结合我自己岗位特点，特制定以下措施，预防非停。

一、每天深入现场审查分析专业运行日志和各种记录，全面掌握设备运行情况，发现问题及时解决，并从技术管理上提出改进意见。

1、做好燃料管理工作。

（1）每天对进入筒仓的煤进行合理配比，力争使配煤煤质发热量不小于4500大卡，挥发份不小于18%；若煤质不能达到要求，及时通知值长，做好安全运行措施。

（2）加强天一项目部输煤的管理，确保操作无差错，加强运行人员巡回检查的监督，确保设备的缺陷及时发现和消除，保证上煤正常。

2、防止空气预热器重大故障导致机组非停。

（1）对空气预热器进行每周不少于2次的检查,发现有缺陷及时联系并处理。

（2）认真监视空气预热器驱动电机电流,发现有电流摆动,电流有上升趋势时及时找出原因,并加以处理。

3、防止风机等主要辅机故障导致机组非停。

（1）防止因风机等主要辅机故障而造成机组非停，做日常检查工作，使设备缺陷及时发现，及时消除，提高机组健康水平。

（2）坚持“两票三制”的执行监督和反习惯性违章工作，牢固树立安全意识，有可靠的安全预案和危险点预控措施。

4、防止制粉系统重大故障导致机组非停。（1）进一步完善制粉系统的运行规程，使运行操作、工作票、危险点预控全部统一起来。

（2）重点做好制粉系统的巡回检查和调整工作，确保磨煤机的出力，提高磨煤机的健康水平。针对磨煤机存在的问题进行深入的研究，力争减少不利因素对磨煤机运行的影响。

5、防止锅炉区域管道漏泄跑水造成机组非停。（1）加强锅炉区域内消防水及中、低压服务水的检查。（2）加强采暖系统运行工作，防止由于泄漏引起热控及电气设备故障。

（3）加强对现场疏放水管道的点检工作，对所有现存运行中摆动、振动的管道进行普查，及时分析原因，防止由于管道振动造成异常漏泄跑水。

6、防止锅炉本体设备异常导致机组非停。

（1）应进一步加强吹灰器的运行管理，及时发现消除吹灰器犯卡和内漏现象，确保吹灰供汽管道疏水畅通，吹灰蒸汽不带水。（2）由于燃料变化较大，锅炉运行中严重偏离设计煤种，烟气含灰量较大，有可能造成各部受热面磨损。针对燃料的变化，积极推行燃料配比与掺烧措施，保持燃料发热量及燃料输入量的相对稳定，避免发生急剧磨损。

（3）对＃

1、＃2机组四大管道支吊架工作情况加强检查。（4）锅炉运行中时有超温现象发生，从燃料、设备、调整等方面查找原因，开展分析，制定措施，逐步减少甚至不发生超温现象。（5）从根本上查找原因，在源头上加以治理，及时和检修人员沟通，检查处理设备存在的隐患，确保设备的稳定运行，有效减少机组的非计划停运。

二、加强技术管理基础工作，根据现场实际情况，编制和修订现场规程制度。

1、以锅炉危险点预控分析为重点，以制定防范措施为手段，全面消除设备潜在的危险。

2、做好防止四管泄漏工作。

（1）严禁锅炉机组超温超压运行。制定各种工况下防超温超压措施，并对执行情况进行落实、监督。

（2）加强吹灰工作的管理和系统维护。制定吹灰优化方案，既要减少受热面结焦和积灰，又要减少吹灰对受热面的磨损。

3、组织各值学习并严格执行怀电运行规程和《排渣机系统运行补充规定》中的各种措施，防止由于排渣机的原因而导致停机。

4、集控运行措施。

（1）保证机组联锁保护功能正确投入。

（2）完善并严格执行防汛度夏、防寒等确保安全生产的各项规定及措施。

（3）加强反事故演习及事故处理培训，严格执行定期工作制度，确保备用设备可靠投入。

（4）加强对值班员生产现场巡回检查力度和质量的监督。（5）积极配合设备的消缺工作。（6）加强执行“两票三制”的监督，坚决杜绝无票作业、不按时停、送电等不符合安规要求的工作方式，确保设备的健康备用。（7）对于已经发生过的非停等不安全现象，进行认真分析，坚持“四不放过”的原则，彻底查清楚原因，并制定针对性的安全及技术防范措施，防止类似不安全事件的再次发生。

三、加强本专业的技术培训工作，利用技术讲课、反事故演习、模拟操作、技术问答、现场考问、现场运行规程考试、默画系统图、事故预想、电业安全工作规程、现场安全工作规程考试等形式，不断提高本专业运行人员的技术业务水平。

“防误调度造成非停事故措施、防止火灾事故、防止大容量锅炉承压部件爆漏事故、防止炉外管爆破、防止锅炉四管泄漏、防止压力容器及管道爆破事故、防止锅炉灭火爆燃造成非停事故措施、防止锅炉主汽严重超低温造成非停事故措施、防止锅炉汽包严重满缺水造成非停事故措施、防止锅炉尾部再次燃烧事故、防止严重结焦、防止制粉系统爆炸和粉尘爆炸事故”等二十九项反措内锅炉部分的防“非停”措施。

四、加强技术图纸资料的管理工作，绘制、核对和修订系统图及设备标志，并保证其正确性。

五、参与讨论重要的运行操作、试验工作，审查操作顺序并到现场监督指导。

六、参与主要设备的启、停，设备检修后的验收与评定工作，在设备验收和升、定级评价中必须坚持原则。

七、建立健全本专业各种运行方面的技术档案、设备台帐等资料，达到于现场实际相符，实现规范化、标准化管理，指导运行班组做好技术管理工作。

八、坚持“四不放过”原则，对出现的不安全因素应组织调查分析，查明原因，制定防范措施。

九、应配合有关机构或部门，调整机组在最佳工况下运行，并监督运行人员执行。

十、整理运行记录后，进行统计分析，分析运行方式、机组出力、安全、经济等各种因素。

第五篇：锅炉高温腐蚀及防止措施

锅炉高温腐蚀及防止措施

锅炉的高温腐蚀主要发生在燃用高硫煤的锅炉水冷壁管和过热器管束上。锅炉运行时在烟温大于700℃的区域内,在高温高压条件下受热面与含有高硫的腐蚀性燃料和高温烟气接触,极易发生高温腐蚀。高压锅炉水冷壁管的硫腐蚀主要是由于煤粉中的黄铁矿(FeS2)燃烧受热,分解出自由的硫原子,产生腐蚀。通常高压锅炉水冷壁管向火侧的正面腐蚀最快,减薄得最多,若发生爆管都在管子的正面爆开,管子的侧面减薄得较少,而管子背火侧几乎不减薄,这种腐蚀给锅炉水冷壁管造成很大威胁,严重时,往往几个月就得更换部分管段,给锅炉的安全经济运行带来很大危害。而锅炉过热器管的高温腐蚀主要是由于液态的灰黏结在过热器管壁上而引起腐蚀。

高温腐蚀的主要原因

1.1

燃烧不良和火焰冲刷

持续燃烧不良和脉动火焰冲击炉墙时,导致燃烧不完全,在燃烧器区域附近的火焰中心处,当未燃尽的焰流冲刷水冷壁管时,由于煤粉具有一定的棱角,煤粉对管壁有很大的磨损作用,这种磨损将加速水冷壁保护层的破坏,在管壁的外露区段,磨损破坏了由腐蚀产物形成的不太坚固的保护膜,烟气介质便急剧地与纯金属发生反应,这种腐蚀和磨损相结合的过程,大大加剧了金属管子的损害过程。

1.2

燃料和积灰沉积物中的腐蚀成分

燃用含硫量高的煤粉时,煤粉中的黄铁矿(FeS2)燃烧受热,分解出自由的硫原子:FeS2FeS+[S],而烟气中存在的一定浓度的H2S与SO2化合,也产生自由硫原子:2H2S+SO22H2O+3[S]。自由硫原子与约350℃温度的水冷壁管相遇,发生反应:Fe+[S]FeS,3FeS+5O2Fe3O4+3SO2,产生腐蚀。

其次,燃料中的硫及碱性物会在炉内高温下反应生成硫酸盐,当这些硫酸盐沉积到受热面上后会再吸收SO3,生成焦硫酸盐,如Na2S2O7和K2S2O7。焦硫酸盐的熔点很低,在通常的锅炉受热面壁温下呈熔融状态,与Fe2O3更容易发生反应,生成低熔点的复合硫酸盐:3Na2SO4+Fe2O3+3SO32Na3Fe(SO4)3,3K2SO4+Fe2O3+

3SO32K3Fe(SO4)3,当温度在550℃~700℃时,复合硫酸盐处于融化状态,将管壁表面的Fe2O3氧化保护膜破坏,继续和管子金属发生反应,造成过热器管的腐蚀。

另外,燃料中含有氯化物也是使炉管损耗的一个重要原因。它们与烟气中的水、硫化氢等反应生成硫酸盐和Hcl气体,由于Hcl的存在可以使金属表面的保护膜遭到破坏,从而加大对管壁的腐蚀。燃料中含氯量增加,对金属的腐蚀速率也随之增加。当灰中含氯低于0.2%时,不致产生明显的腐蚀;当含氯量达到0.6%时,将造成高的腐蚀率。

2　腐蚀产物的矿物组成腐蚀产物内层的物相组成主要为铁的硫化物和氧化物,中间层和外层为铁硫化物,铁氧化和铝硅酸盐

;对各层的组成进行半定量分析发现

:由内而外铁硫化物的含量降低,其含量分别为

%、64

%、54

%;铝硅酸盐含量增加,其含量分别为中间层

%、外层

%;铁氧化

物内层含量较高为

%,由于受到铝硅酸盐的影响,中间层和外层的含量有所降低,含量分别为

%、18

%,最外层受炉膛中氧气的氧化其铁氧化物的含量要比中间层高。铁的硫化物和氧化物为腐蚀的产物,而硅铝质组分来自于粘附的燃煤飞灰颗粒,其腐蚀类型是硫化物型腐蚀。

腐蚀产物显微特征和微区分析

1金相显微和孔结构特征

腐蚀产物具有明显的分层结构，内层结构致密，外层3疏松多孔，具有大量的孔隙。内层矿物组成比较单一，分布比较均匀，为高温乘积的结晶矿物，光性较强。外层矿物组成复杂，分布不均，高温乘积的结晶矿物中分布大量来自煤中的高温分解形成的球形非晶质矿物。利孔隙的大量存在为腐蚀介质的扩散提供了通道，使得其可以渗透到渣层内部与管壁发生腐蚀管壁。推测腐蚀过程为

:首先腐蚀介质

H2S或原子硫与管壁金属氧化膜发生反应,使得管壁失去保护层,然后进一步与管壁基体金属反应腐蚀管壁,生成铁的硫化物。在腐蚀产物的最内层主要为铁硫化物,所以其它元素的含量很少,伴随反应进行的同时,飞灰颗粒不断粘附到腐蚀产物的外层,在高温条件下熔融,使腐蚀产物内外温差升高加速了腐蚀进程。

1.3

还原性气氛

锅炉的高温腐蚀和还原性气氛的存在有着密切相关的关系,CO浓度大的地方腐蚀就大。某些部位的空气不足,使煤粉燃烧的过程拖长,未燃尽的煤粉在炉管附近分离,使碳和硫聚集在边界层中,未燃尽碳进一步燃烧时又形成局部缺氧,使水冷壁附近的烟气处于还原性气氛。由于缺氧,硫的完全燃烧和SO2的形成发生困难,H2S便与受热面金属发生直接反应,因H2S是还原性介质,比氧化性介质更具有腐蚀性,H2S的浓度越高,受热面温度越高,腐蚀速度越快,同时还原性气氛导致了灰熔点温度的下降和灰沉积物过程加快,从而导致受热面管子的腐蚀。[S]腐蚀煤粉在燃烧过程中也会产生一定量的原子硫,其在350～400℃时很容易与碳钢直接反应生成硫化亚铁

(Fe

+

[S]

FeS)形成高温硫腐蚀,并且从

450℃开始,其对炉管的破坏作用相当严重。生成的[S]可以直接穿透管壁金属表面保护膜,并沿金属晶界渗透,进一步腐蚀锅炉水冷壁并同时使氧化膜疏松,剥裂甚至脱落

金属硫化腐蚀产物层相对基体金属的体积比很大。

防止高温腐蚀的措施

2.1

调整燃烧并控制煤粉细度

调整燃烧器,避免火焰对侧墙的直接冲撞,加强一次风煤粉气流的调整,尽可能使各燃烧器煤粉流量相等,保证燃烧器出口气流的煤粉浓度均匀分布;在磨煤机出口加装动静分离器,控制煤粉细度,减少腐蚀发生的概率,以降低腐蚀和磨损。

2.2

控制燃料中的硫和氯含量

控制燃料中的硫和氯含量可降低腐蚀速率。国外研究显示,水冷壁管常在燃料品种变化时发生向火侧严重腐蚀。燃料是控制腐蚀速率的第一道关口,应燃用含硫量低于0.8%的煤种,以降低腐蚀速率。

2.3

改善燃烧区的还原气氛

合理配风并强化炉内气流的混合过程,同时降低空预器等设备的漏风;可以采用增加侧边风、贴壁风等技术,在水冷壁附近形成氧化气氛,以改善燃烧区的氧量,避免出现局部还原性气氛,缓解高温腐蚀的发生。

2.4

避免出现受热面超温

因为长期低负荷运行会造成过热器管内工质流量过小,流速过低,严重影响了管子内外热交换,造成管壁温度过高,而炉膛温度不可能同时降低,造成管子短时间超温。所以应尽量避免长期低负荷运行,同时控制炉内局部特别是燃烧器区域附近的火焰中心处的最高温度及热流密度,以避免出现受热面壁温局部过高,减轻高温腐蚀。

2.5

改善受热面状况

对水冷壁、过热器等受热面管进行热喷涂,喷涂耐腐蚀材料,也可对水冷壁管进行表面补焊或改用抗腐蚀性能好的铁素体合金钢管或复合钢管,以改善炉管金属表面状况,提高金属材料的耐腐蚀性能。

2.6

采用低氧燃烧技术

采用低氧燃烧,供给锅炉燃烧室的空气量减少,燃料中的硫在炉膛中与氧接触时生成的二氧化硫转化为三氧化硫的转化率降低,而二氧化硫呈气体状态,它随着烟气经过脱硫排入大气,由于三氧化硫的浓度低,发生高温腐蚀的机会就会减少。同时,由于空气量减少,燃烧后烟气体积减小,排烟温度下降,锅炉效率提高。

结束语

锅炉受热面发生的高温腐蚀是一个极其复杂的物理化学过程,常见于大型锅炉中,为了更好地做好锅炉受热面高温腐蚀的防止工作,我们应综合平衡影响锅炉受热面高温腐蚀的各种因素,深入研究其产生的原因,在实践中不断探索、总结

和积累经验,制定完善的预防措施,保证锅炉机组的安全经济

运行。