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| 編輯推薦： |
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本作者从事电厂运行近20年，熟悉燃煤锅炉的技术进步，同时由于工作原因，接触到很多锅炉生产厂和设备配套以及节能产品厂家，熟悉他们在热电领域的新产品、新技术。本书将他在火电行业多年的经验及参与的新技术、新产品研发成果推荐给同行，盼他年青同行获得一些知识和启迪，充满激情地投身于火电事业中。
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| 內容簡介： |
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作者根据锅炉的原理、设备特性、系统构成等知识，结合自已的实践经验，对实际工作中多个“碎片化”的小问题进行归纳提炼，系统介绍锅炉的运行调整，空预器技术，锅炉燃烧技术，风烟系统运行，电厂的脱硫、脱硝、脱汞、除尘等环保技术，火电厂制粉系统相关技术，等等。第七章是超临界与超超临界等新技术专题，介绍前沿的热电技术和实际应用，切实帮助从业人员进行燃烧调整、事故预防与处理等。
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| 關於作者： |
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方久文，汉族，生于1979年1月，河北唐山人，高级工程师，中共党员，从事火电厂运行15年，毕业于华北水利水电大学，热能及动力工程专业，一直致力于火电厂运行工作，发表论文十数篇，发明专利11项，多次获得全国电力职工成果奖、节能减排发明奖等奖项。华北电力大学“电力行业高端专家智库”成员，中国节能协会“专家技术委员会”委员。
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| 目錄：
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章 锅炉本体
燃烧器失效
等离子燃烧器结焦原因分析
短暂的燃烧
MFT的效用
锅炉MFT动作后的处理
FSSS系统介绍
锅炉炉管失效原因
超临界锅炉受热面损坏的原因与处理
亚临界机组再热器失效案例
屏式过热器的特点
介绍再热器的特点
二次再热系统的介绍
防止飞灰对受热面磨损的措施
受热面磨损的机理及减损措施
受热面低温腐蚀的原因
结渣的机理与危害
影响锅炉结渣的运行因素
直流锅炉蒸汽参数调整原则
烟道再燃烧的原因
防止锅炉尾部再次燃烧事故的措施
影响蒸汽温度的影响因素
爆燃、爆炸和内爆
炉膛爆燃的影响因素
防止锅炉发生爆燃的措施
炉膛负压波动的原因
锅炉燃烧优化简介
改善锅炉燃烧的措施
水冷壁的高温腐蚀的原因及对策
氧化皮脱落的原因
锅炉过热器管壁超温的原因
燃煤锅炉节能调整策略
锅炉用钢的类型
第二章 风烟系统
认识锅炉燃烧器的各种“风”
降低排烟温度的方法
炉膛出口烟温偏差控制
一次风对燃烧的影响
二次风对燃烧的影响
三次风对燃烧的影响
漏风对锅炉运行的影响
炉膛火焰中心的控制措施
二次风速的确定
风机喘振探讨
喘振、失速、抢风的关系
四角切圆锅炉中二次风的作用
烟气处理一体化技术
降低排烟温度的改造技术
烟气再循环技术
干式排渣机运行对锅炉的影响
新型暖风器
第三章 空气预热器
氨对空气预热器的影响
针对脱硝机组空气预热器的相应事项
如何降低脱硝装置对锅炉运行的影响
空气预热器防堵控制策略
空气预热器的启停
一种新型脱硝优化方法
空气预热器的低温腐蚀
烟气脱硝运行的影响分析
防止故障非停的措施
防止空气预热器冷端结盐的技术措施
回转式空气预热器性能变动对锅炉经济性的影响
第四章 制粉系统
磨煤机一次风量的数值模拟
磨煤机冷热风的控制
磨煤机冷热风的控制程序
MPS中速磨煤机结构介绍
中速磨磨辊的工作原理
中速磨减速机结构图
防止给煤机皮带烧毁的措施
给煤机打滑的原因
煤粉细度是什么
超细煤粉在燃烧中的作用
煤的简单分解
煤的灰分
煤的结焦特性
铁元素与结焦
发热量是怎么测量的
磨煤机排矸如何控制
煤的结渣特性分析
超细煤粉的再燃技术
燃用低挥发分煤种防灭火措施
煤场自燃的原因
煤的灰熔点
磨煤机经济运行指导
磨煤机满煤的现象、原因及处理
运行中跳磨及给煤机断煤的处理
第五章 运行调整
不同煤质对锅炉运行的影响
超（超）临界机组锅炉及辅机运行典型问题
什么叫燃烧
燃烧类型及特征
燃烧过程及原理
炉管泄露监测装置是如何让工作的
锅炉常用热力参数介绍
AGC基础知识
影响AGC响应的因素
提高AGC响应的方法
影响CCS响应速率的因素
锅炉的几项重要试验
超临界锅炉的启动步骤
飞灰对脱硝催化剂的影响
电厂用水分类
锅炉的排污
锅炉燃烧方式对比
锅炉汽包壁温差的控制
燃料品质突变对锅炉的影响及处理
超临界锅炉湿法保养
影响飞灰含碳量的因素
直流炉汽温调整
直流炉的燃烧调整策略
如何降低飞灰含碳量
锅炉运行问答三则
氧量控制策略
启动时如何控制汽温
等离子系统运行把控
防止四管泄露得这么干
均衡燃烧控制系统
基于炉内热信号的燃烧控制
制粉系统保障措施
为什么锅炉汽包温差不能超过50℃
直流锅炉给水温度突降的原因与处理
二次再热锅炉汽温的调整
调峰时的注意事项
调整汽温的方法
蒸汽侧对汽温的影响
烟气侧对汽温的影响
负荷变化对汽温的影响
高加停运对锅炉的影响
壁温如何控制
锅炉水冷壁水循环故障
防止锅炉受热面发生超温的经验
停炉保养（一）
停炉保养（二）
锅炉超出力运行的危害
四段抽汽逆止门为何重要
炉膛为何要吹扫
影响汽包壁温差的因素
暖风器泄露
影响压力的内外因素
我们是这样对付硫酸氢铵的
汽包水位计漏了怎么办
炉水硬度大的危害
煤里的金色物质是什么
氧量控制的重要意义
锅炉吹灰操作及影响
锅炉运行经验总结
提高锅炉效率的分析及手段
锅炉排污率的计算方法
影响锅炉热效率的主要因素
自然循环锅炉VS强制循环锅炉
第六章 环保运行
脱硝控制导则摘选
氨的特性及储存
NOx的分类
挥发分与含氮量对排放的影响
SCR反应器布置类型
SCR调节原理
脱硝运行问题四则
脱硝技术问答举例
关于脱硝喷氨温度的讨论
脱硝系统总体资料
湿式除尘器那些事儿
湿除技术扫盲
氨氮比对脱硝的影响
湿式除尘器的优点
湿尘的应用关注点
新型氟塑料换热器
垂直浓淡燃烧器
燃烧参数对NOX的影响
挥发分、N含量与NOx的关系
布袋除尘器的“糊袋”
脱硝技术前沿
SCR摩尔比的作用
喷氨格栅的磨损
比电阻对电除尘的影响
脱硝系统精细化靶向控制系统
脱硝改造后对锅炉的影响
第七章 新技术应用
智能吹灰优化系统
超低排放技术路线
烟气再燃烧技术
新材料换热器
燃气锅炉的余热利用
无启动炉的启动探讨
烟气再循环技术研究
污染物控制技术路线及相关技术
电厂英语缩写及含义
超临界锅炉的特色
两种吹灰器的对比
新型直流锅炉的优点
超超临界锅炉的结构特点
超临界与超超临界
烟塔合一技术
烟气脱汞技术
可以取代金属的换热器
低氮燃烧器技术
新型电除尘
另类的发电技术
洗硅的含义
飞灰取样器介绍
第八章 热电技术
吸收式热泵原理
基于吸收式换热的热电联产集中供热技术原理介绍
吸收式热泵设备在热电厂的节能应用技术
压缩式高温热泵废热回收技术
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| 內容試閱：
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这是一本关于锅炉运行调整技术的书。作者根据锅炉的原理、设备特性、系统构成等知识，结合多年的研究心得和实践经验，对实际工作中多个“碎片化”的小问题进行归纳提炼，较系统地介绍锅炉的运行调整，空预器技术，锅炉燃烧技术，风烟系统运行，电厂的脱硫、脱硝、脱汞、除尘等环保技术，火电厂制粉系统等，既有传统技术的传承，又有超临界与超超临界等新技术专题、前沿的热电技术和实际应用介绍，能切实帮助从业人员进行燃烧调整、事故预防与处理等。
特别鸣谢在本书编写过程中给予技术支持的张忠厚先生。
本书在使用过程中将根据技术的发展，不断扩充、完善。对于本书的缺点与不足之处，敬请随时函告，以便再版时修改。
章锅炉本体
节燃烧器失效
燃烧器失效，一般指的是燃烧器喷口过热、变形、磨损，如图1-1所示。
图1-1磨损的燃烧器
1产生原因
产生这些现象的原因很复杂，涉及燃烧器本身受煤粉高速冲刷和受到炉膛火焰辐射作用条件下热疲劳裂纹、剥落及变形磨损等问题。主要受以下因素影响：
（1）燃烧器的材质。
（2)风速和煤粉细度。
（3）调整不当造成局部超温。
2失效的影响
以常见的直流燃烧器为例，燃烧器的喷口、中间盾体、浓缩器叶片都是两相流介质冲刷的直接受害者。
喷嘴的侵蚀主要是指喷嘴变形或出现裂纹。燃烧器喷嘴、隔板因暴露在炉膛中，直接接受炉膛的高温辐射热，局部产生应力集中，导致发生变形或裂纹（见图1-2）。图1-2被冲刷磨损的燃烧器另外一种损害燃烧器的原因是燃烧器的区域温度过高，炉膛内的火焰中心温度偏高，高温烟气对于燃烧器的辐射换热增强，如果燃烧器周界冷风量不足，就会导致燃烧器的喷口温度比较高，从而对燃烧器造成烧损。
在运行调整方面：首先是因为煤粉的着火距离比较近，由于通风的阻力较大，所以进口的一次风量比设计值要低，这样就会造成着火的距离比较近，进而造成燃烧器的烧损情况发生；其次是为了使机组的用电率得到有效降低，对于锅炉内的氧气含量控制不够，二次风的风速也不高，这样也会造成燃烧器的烧损；第三是由于煤质的变化因素也会对燃烧器产生一定的影响，入炉煤的煤质挥发分的变化范围比较大，设计的煤种相差甚远，在挥发分得到提高之后一次风喷口的煤粉着火的距离就会变近。在磨煤机停运时对应的燃烧器周界的风开度比较小，一次风的喷口没有得到及时的冷却，这就会使得燃烧器发生烧损。
燃烧器失效后造成的恐怖的后果就是喷口附近的水冷壁管子容易发生局部磨损。其特征是：局部磨损面积比其他受热面(过热器、省煤器等)管子大。我们都知道，二次风风速较高，大约是一次风的2倍，二次风射流喷出后，不断卷吸周围的空气，同时还不断卷吸其上下的一次风粉混合物。如若燃烧器失效造成二次风刷墙，则卷吸的煤粉就会磨水冷壁，磨损面减薄后在管内高压炉水作用下翻开，呈开窗状泄漏点，造成大量炉水喷入炉膛。
如果泄漏发生在上一次风喷口附近，则炉膛火焰马上被水浇灭；如果泄漏发生在下二次风喷口附近，也会因为锅炉保持不了水位而被迫紧急停炉。所以对于单元制机组来说，喷口附近的水冷壁磨损会造成停炉停机事故，给电网安全带来威胁。
如果燃烧器二次风喷口因失效导致风量不足，会使喷口处的温度急剧上升，可相差500℃左右。即使锅炉用耐热钢板，也会发生烧变形的情况，从而加剧磨损。
3如何应对
（1）合理投运周界风。高负荷时开启周界风，加强一次风强度，防止煤粉扩展而冲刷周围水冷壁，并及时补充燃烧所需氧量，同时削弱水冷壁附近的还原性气氛，避免水冷壁发生高温腐蚀；低负荷时可以满足在停磨后上层一次风喷口的冷却要求，防止燃烧器的烧坏。
（2）利用停炉机会，检查燃烧器的安装角度，确保炉膛设计切圆的正确。做好机组一次风速的冷、热态的调匀试验及二次风的冷态挡板特性试验，保证炉膛火焰中心不偏斜。
（3）运行人员及时掌握入炉煤种的变化，根据煤质分析报告，相应调整好制粉系统的运行，保证煤粉细度在范围。同时在高低负荷工况时，调整好炉内燃烧，调整好一次风、二次风的配比，保证炉膛火焰不偏斜。
（4）重新设计燃烧器，材质更换为耐热铸钢喷口，可以有效防止运行中的高温变形。
第二节等离子燃烧器结焦原因分析
1等离子燃烧器结焦图（图1-3）
图1-3结焦后的燃烧器
2等离子点火过程
等离子燃烧器是借助等离子发生器的电弧来点燃煤粉，与以往的煤粉燃烧器相比，等离子燃烧器在煤粉进入燃烧器的初始阶段采用等离子弧将煤粉点燃，并将火焰在燃烧器内逐级放大，属于内燃型燃烧器。这种燃烧器可在炉膛内无火焰状态下直接点燃煤粉，从而实现锅炉的无油启动和无油低负荷稳燃。
为了扩大燃烧器对一次风速的适应范围，等离子燃烧器的后一级煤粉可不在燃烧室内燃烧而直接进入炉膛，因为煤粉燃烧释放出的热量使空气体积迅速膨胀，受燃烧器内空间的限制，燃烧室内的风速会成倍提高，造成火焰扩散的速度小于煤粉的传播速度而导致燃烧不稳，后一级煤粉直接进入炉膛内燃烧有利于降低燃烧室内的风速，使等离子燃烧器对风速的要求降低了30%，燃烧更为稳定，煤粉燃尽度也大大提高（图1-4）。
图1-4等离子燃烧器结构煤粉浓度影响煤粉的着火温度，在点火区适当提高煤粉浓度有利于点火。等离子燃烧器内通过采用撞击式浓缩块获得点火区的相对较高浓度。当燃烧器前有弯头，因弯头的分离作用可能造成中心筒点火区的煤粉浓度降低。为了解决这个问题，通常在弯头内加入弯板或扭转板，改变进入点火区的煤粉浓度分布，图1-5示意了加装扭转板后，高浓度煤粉位置的变化。
图1-5加装扭转板的燃烧器3冷却水泄漏造成煤粉沉积
等离子阴极在运行一段时间后，容易发生穿孔泄漏，冷却水在燃烧器内筒形成水幕，煤粉变湿沉积，堵塞内筒。如果发现及时，可以停运燃烧器并进行吹扫，但由于等离子燃烧器没有观察孔，内筒堵塞难以发现。当等离子再次拉弧，或因为接受炉膛火焰的高温辐射，沉积的煤粉着火燃烧，轻则导致喷口结焦，严重的造成内筒堵塞，从而造成整个等离子装置的退出。
目前，对于四角切圆燃烧，等离子燃烧器通常布置在磨煤机一端的风管出口，另一端采用常规燃烧器。因等离子燃烧器流通面积少，其阻力要明显高于常规燃烧器，这会引起磨煤机煤粉气流分布不均匀，进而导致等离子燃烧器所对应的磨煤机出口端流量低。如果磨煤机运行中维持的风量较低，等离子燃烧器的喷口将发生煤粉沉积，沉积的煤粉受火焰辐射、高温烟气回流加热而着火，造成喷口结焦堵塞。这时，阻力进一步增加，煤粉沉积加剧，引起燃烧器内筒大量结焦或烧毁。
4吹扫不力
燃烧器停用后，没有及时吹扫；有时由于风门故障或紧急停磨时吹扫，燃烧器喷口沉积的煤粉着火，都会造成燃烧器喷口结焦或烧毁。
第三节短暂的燃烧
煤的燃烧过程：煤从进入炉膛到燃烧完毕，一般经历4个阶段：
（1）水分蒸发阶段。当温度达到100℃左右时，水分全部被蒸发，这个阶段煤是不发热的，而是要大量吸热。
（2）挥发物着火阶段。煤不断吸收热量后，温度继续上升，挥发物随之析出。当温度达到着火点时，挥发物开始燃烧，这个温度就是煤的着火温度。例如褐煤，挥发分析出温度为130~170℃，着火温度为300~400℃，这就解释了为什么在掺烧褐煤的安全措施中，规定了磨煤机入口温度不能高于280℃的原因。挥发物燃烧速度快，一般只为煤整个燃烧时间的1/10左右，但它在整个燃烧中起到的作用却是举足轻重的。
（3）焦炭燃烧阶段。煤中的挥发物着火燃烧后，余下的炭和灰组成的固体物便是焦炭。焦炭燃烧需要大量的氧气，以便释放出大量的热能，而大部分的烟气生成物就是在这个阶段产生的。因此挥发分与焦炭燃烧的关系很微妙，这种变化烧锅炉的人能体会到。
（4）焦炭燃尽阶段。此时焦炭温度上升很快，固定炭剧烈燃烧，放出大量的热量。
整个过程以着火开始，以燃尽结束，过程短暂。
第四节MFT的效用
主燃烧跳闸（main fuel trip，MFT），是锅炉安全保护的核心内容。它的作用是连续监视预先确定的各种安全运行条件是否满足，一旦出现可能危及锅炉安全运行的工况，就会快速切断进入炉膛的燃料，避免事故发生。锅炉安全灭火保护逻辑监视燃料及炉膛情况并产生跳闸信号来切断油、燃料或整个锅炉的燃料。至于切断哪个燃料需要看具体哪个条件超过了定值。跳闸后画面上会给出首次跳闸原因的指示，这样操作员就可以进行正确的判断并采取必要的补救措施。当锅炉吹扫结束后，MFT首出才会被复位。
一般工厂里的保护大同小异：
汽机跳闸；
送风机全停；
引风机全停；
总风量小于30%；
炉膛压力高2值；
炉膛压力低2值；
汽包水位高3值；
汽包水位低3值；
空气预热器全停；
失去火检冷却风；
全炉膛灭火；
全燃料丧失；
所有给水泵停运；
2台1次风机停运；
手动停炉；
再热保护丧失；
脱硫系统综合保护；
脱硝综合保护。
MFT设计成软硬件互相冗余的，当MFT条件出现时软件会送出相应的信号来停掉相关的设备，同时MFT继电器也会向这些设备中的绝大部分送出一个硬接线信号来停掉它们。如MFT发生时，保护逻辑会通过相应的模块输出信号来关闭油母管跳闸阀，同时MFT接点也会送出信号来直接关闭该闸阀。这种软硬件互相冗余有效提高了MFT动作的可靠性。
第五节锅炉MFT动作后的处理
MFT监视各种运行条件，一旦条件达到威胁锅炉安全运行设定值时，触发MFT，联动相关设备，保护锅炉。
一旦发生锅炉MFT，值班员要及时通知主值及值长，处理过程包括3个方面：锅炉专业、汽机和电气专业和辅机专业。
1锅炉专业
步：检查锅炉连锁动作情况，简单记忆为“三断”即断煤、断油、断水。
具体来讲：
断煤：一次风机停运，磨煤机停运，磨机出口关断门关闭，给煤机停运。
断油：供回油快关阀关闭，所有油角阀关闭，油枪全部在退出位。
断水：此处水指的是减温水，关闭过热器和再热器减温水的电动门和调门。
另外，值班员还要检查空预器、炉膛吹灰枪自动退出和脱硝系统跳闸等情况。
第二步：查明MFT动作原因。
（1）全厂失电造成，全面解除连锁备用。如若锅炉保安段已恢复，应立即启动空预器、火检冷却风机和停机冷却水泵运行；如若锅炉保安段短时间无法恢复，应立即派人就地关闭空预器入口烟气挡板，手动盘空预器运行。另外还应注意锅炉超压和锅炉闷炉问题，直至厂用电恢复并进行吹扫。
（2）若是其他简单原因造成，检查火检风机和空预器运行正常，手动调整炉膛负压，调整总风量，进行炉膛吹扫，进行闷炉。另外，压力过高时还应通过PCV阀或高低旁泄压，尽早启动炉水循环泵运行，以防水冷壁温差过大，造成水冷壁管拉裂。
第三步：派人就地全面检查锅炉本体。
关闭所有油枪手动门和隔绝拱上油循环，MFT原因查明后，需极热态启机，应注意以下几点：
（1）主汽压升得快，主汽温升得慢甚至回落。应利用高低旁路综合调整汽温和汽压。
（2）超温。燃料量不能加太快，特别是煤的控制。另外，由于炉膛初期燃烧不稳，送风不宜过多。
（3）大屏和过热器超温，而开始时过热器减温水效果很差，应收小过热器挡板，甚至不影响炉膛燃烧的情况下关至零位，造成的再热器超温用减温水调节。
（4）冲转参数的匹配，特别是汽温的控制，不应操之过急，造成汽机进水。
2汽机和电气专业
，汽机专业。
检查大连锁动作正常：汽机跳闸，发变组开关跳闸。
（1）检查汽机跳闸的原因，是否应破坏真空停机。
（2）大机转速下降，主汽门、调门、中主门已关闭至零位，派人就地检查确实已关闭，就地转速表在下降，大机声音振动正常。
（3）大机联动设备正常，小机跳闸，高排逆止门、BDV、VV阀打开，割断抽汽逆止门、电动门关闭，管路疏水已打开。
（4）全厂失电下应紧急启动大机直流油泵和密封油泵，一般正常情况下应启动TOP、MSP、顶轴油泵1台运行。
（5）保轴封压力，隔断辅汽联箱的其他用户，专门用辅汽保轴封，关闭溢流主路和旁路门，如若保不住，应开启冷再至轴封的起源。如若保持不住，应开启主蒸汽至轴封汽源，这一路起源因压力太高，应尽量避免使用。
（6）循环水中断的停机，应派人隔绝一切进入凝汽器的疏水，DCS上管路疏水气动门应全部关闭，密切监视机组排汽压力和温度。
（7）调整凝汽器、除氧器水位正常，及时调整氢温和大小机油温正常。
（8）监视大机TSI参数，大机零转速时应投入盘车运行。
第二，电气专业。
（1）发变组开关跳闸，立即派人去升压站和继保室检查动作正常。
（2）检查灭磁开关跳闸。
（3）检查厂用电切换成功。
（4）若是厂用电全失，立即启动柴发，派人去就地检查，然后联系地调通过110kV尽早恢复保安段运行。另外还应检查UPS、110V、220V是否正常。
3辅机专业
锅炉MFT后，处理好主机的同时，应迅速通知化学专业和脱硫除灰专业，检查电除尘就地已跳闸，特别是机组全厂失电时，化学隔离高温盘间取样仪器、加强检查氢站、酸罐等危险化学品。
脱硫保安段（柴发联起不成功则应断开脱硫保安负荷，防止锅炉保安过负荷）恢复以后及时启动脱硫塔浆液搅拌器，当然所有跳闸设备都应检查复位。若厂用电恢复，化学人员应迅速对工业水泵送电，以便机组使用冷却水。
第六节FSSS系统
炉膛安全系统（furnace safeguard supervisory system，FSSS），当锅炉启动、点火、运行或工况突变时，保护系统监视有关参数和状态的变化，防止锅炉或燃烧系统煤粉的爆燃，并对危险状态做出逻辑判断和进行紧急处理，停炉后和点火前进行炉膛吹扫等保护措施，实现炉膛安全监控的系统。
FSSS系统是现代大型锅炉设备使用的保护控制系统。它是根据一定的程序以及设备的允许条件完成锅炉的启动、升负荷、正常运行监视和事故连锁保护等功能，以提高设备的可靠性和运行的经济性。
FSSS系统是由火焰检测、油层控制、煤层控制、电源装置和主逻辑控制5部分构成。它具有以下主要功能：
（1）监视锅炉各燃烧器火焰及全炉膛火焰。
（2）当炉膛正、负压力超过规定值时，发出报警信号，提醒运行人员注意。
（3）当炉膛火焰出现燃烧不稳的临界状态时，及时发出报警信号，警告运行人员迅速进行燃烧调整。
（4）当出现危及锅炉安全运行情况，如突然灭火、给水中断、送风中断等，应立即切断锅炉的所有燃料供给，防止锅炉发生恶性事故，这称为主燃料跳闸功能(MFT)。
（5）当主燃料跳闸以后，在满足一定的吹扫条件下进行自动吹扫，消除炉膛内残余的可燃物质，防止点火时爆燃。
（6）自动记忆引起主燃料跳闸的首次原因及事故发生的时间，以供分析判断事故情况参考。
（7）在吹扫完成以后，对每个油燃烧器进行自动点火。
（8）当油燃烧器点燃以后，允许启动磨煤系统，煤粉燃烧器自动投入运行。
（9）能对事故发生的原因和参数进行追忆，按顺序打印出产生事故的各种原因及参数变化情况。
FSSS系统有以下几种跳闸条件：
（1）2台送风机全停。
（2）2台引风机全停。
（3）有煤无油一次风全停。
（4）汽机跳闸。
（5）全炉膛灭火。
（6）汽包水位高。
（7）汽包水位低。
（8）风量＜30%。
（9）炉膛压力高。
（10）炉膛压力低。
（11）失去所有燃料跳闸。
（12）总风量<25%。
（13）2台空预器均停。
第七节锅炉炉管失效原因
新机组发生的炉管失效主要是由于管材不合格(包括错用钢材)、异物堵塞等引起的爆管和由焊接接头缺陷引起的泄漏造成的。老机组发生的炉管失效主要是由不同超温幅度引起的过热爆管、管子内外壁被腐蚀、热疲劳、飞灰磨损等造成的。
1长期过热爆管
炉管由于长期处于超温状态运行而发生蠕变破裂的现象称为长期过热爆管。长期过热爆管的破口具有蠕变断裂的一般特征。管子呈脆性断裂特性，破口粗糙、边缘为不平整的钝边；壁厚减薄不多，内外壁有一层较厚的易剥落的氧化物，沿破口周围有很多平行于破口的纵向裂纹，整个破口张开不大。其微观特征是在破口附近有许多类平行的沿晶小裂纹和晶界孔洞，珠光体区域形态消失，晶界有明显的碳化物聚集，背火侧组织明显好于向火侧组织。
2短时过热爆管
炉管在运行中由于冷却条件的恶化，使部分管壁温度短时间内迅速上升至钢的下临界点附近，甚至可达上临界点以上。在此温度下，管子向火侧产生塑性变形、管径胀粗、管壁减薄而爆管的现象称为短时过热爆管。短时过热爆管的破口具有完全延性断裂的特征。爆管胀粗明显，破口张开很大，呈喇叭状；破口表面比较光滑，边缘锋利呈刀刃形，破口附近没有裂纹。其微观特征是破口处金属出现相变或不完全相变组织，未相变的铁素体沿变形方向被拉长，而背火面组织变化不大，如图1-6所示。
图1-6短时过热炉管第八节超临界锅炉受热面损坏的原因与处理
1影响
在锅炉设备的各类事故中，受热面（省煤器、水冷壁、过热器、再热器）泄漏、爆破等损坏事故为普遍，约占各类事故总数的30%左右。锅炉受热面一旦发生泄漏或爆破，大多均须停炉后方可处理，由此造成的经济损失将是巨大的。当受热面发生爆破时，由于大量汽水外喷将对锅炉运行工况产生较大的扰动，爆破侧烟温将明显降低，使锅炉两侧烟温偏差增大，给参数的控制调整带来了困难。水冷壁发生爆管时，还将影响锅炉燃烧稳定性，严重时甚至会造成锅炉熄火。当受热面发生泄漏或爆破后，如不及时调停处理，还极易造成相邻受热面管壁的吹损，并对空气预热器、电除尘、吸风机等设备带来不良的影响。因此，发生受热面损失事故后应认真查找原因，制定防止对策，尽量减少泄漏或爆管事故的发生。
2原因
锅炉受热面发生泄漏或爆破，一般来说，主要有如下原因：
（1）制造质量方面的原因。
受热面材质不良，设计选材不当或制造、安装、焊接工艺不合格。
（2）设计、安装方面的原因。
受热面支吊或定位不合理，造成管屏晃动或自由膨胀不均，管间或屏间相对位移、相互摩擦损坏管子，吹灰器喷嘴位置不正确造成吹损管子。
（3）材质变化方面的原因。
给水品质长期不合格或局部热负荷过高，造成管内结垢后严重，垢下腐蚀或高温腐蚀，使管材强度降低。由于热力偏差或工质流量分配不均造成局部管壁长期超温，强度下降。由于飞灰磨损造成受热面管壁减薄或设备运行年久、管材老化所造成的泄漏和爆管事故是较为常见的故障。此外，对于直流锅炉而言，如发生管内工质流量或给水温度的大幅度变化，还将造成锅内相变区发生位移，从而使相变区壁温产生大幅度的变化导致管壁疲劳损坏。
（4）运行及其他方面的原因。
造成炉管泄露或爆破的原因是多种多样的，其中有设备问题也有运行操作上的问题。如吹灰压力控制过高或疏水不彻底造成的吹损管壁、由于燃烧不良造成的火焰冲刷管屏以及大块焦渣坠落所造成的水冷壁管损坏等。此外，受热面管内或水冷壁管屏进口节流调节阀或节流圈处结垢或被异物堵塞，使部分管子流量明显减少、管壁过热而造成的设备损坏事故，运行中也较为常见。
3现象与处理
锅炉受热面损坏时炉膛或烟道内可听到泄露声或爆破声，锅炉各参数由于自动调节虽基本保持不变，但给水流量却不正常地大于主蒸汽流量，锅炉两侧烟温差、气温差将明显增大，受热面损坏侧的烟温将大幅度降低，炉内燃烧可能不稳，严重时甚至造成锅炉熄火。在炉膛负压投自动的情况下吸风机开度将自行增大，电流增加。在吸风未投自动时，炉膛负压将偏正，此时应立即手操开大吸风，维持炉膛负压正常。
当受热面泄露不严重尚可继续运行时，应及时调整燃料、给水和风量，维持锅炉各参数在正常范围内运行。给水自动如动作不正常时应及时切至手操控制，必要时还可适当降低主蒸汽压力或降低锅炉运行负荷，严密监视泄露部位的发展趋势，做好事故预案，向总工程师汇报，申请调度停炉并做好停炉前的准备工作。
如受热面泄露严重或爆破，使工质温度急剧升高，导致管壁严重超温，不能维持锅炉正常运行或危及人身、设备安全时，应即按手动紧急停炉进行处理。停炉后为防止汽水外喷，应保留吸风机运行，维持正常炉膛负压，直至泄露或爆破处蒸汽基本消失后方可停用吸风机。为了防止电除尘器极板积灰，应立即停止向电除尘器供电，保持电除尘器连续振打方式。为了防止灰斗堵灰，应将电除尘器、回转式空气预热器、省煤器灰斗内的积灰放尽。
此外，还应制定好泄露或爆破点附近及周围（如省煤器灰斗等）防止汽、水喷出伤人的安全措施。若受热面爆破引起锅炉全熄火或角熄火时，则应按锅炉熄火MFT处理。由于受热面损坏引起主蒸汽温度、再热蒸汽温度过高、过低或两侧偏差过大时，还应结合汽温异常的有关要求进行处理。
第九节亚临界机组再热器失效案例
案例锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造，型号为HG-2045/174-PM6，锅炉露天布置，属亚临界、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、控制循环汽包炉。2011年8月30日，2#锅炉炉管泄漏报警，紧急停炉检修，发现其屏式再热器由A向B数第26屏由外向内数第4根管子泄漏，泄漏位置为管子迎烟侧弯头处，同时吹漏周围3根管子。检查发现，2#炉屏式再热器管自下弯头向上区域外表面存在明显结焦现象，尤其是外第4、第5圈材质为12Cr1MoVG的管子，迎烟侧区域外壁结焦较为严重。截至2011年9月2日停炉，2#炉累计运行时间45859h，启停合计30次。为确定漏泄原因及材质状况，对后屏再热器进行了取样分析。
1设备概述
（1）屏式再热器基本情况。
屏式再热器位于炉膛上部折焰角旁的烟道口处。
屏式再热器共有44屏，每屏18根（圈），管子规格70mm×4mm。其中外3圈管材质为SA-213TP304H，外第4圈向内的15圈管材质均为12Cr1MoVG。设计压力为46MPa，12Cr1MoVG管子蒸汽温度设计约521℃，管子外壁温度约563℃。
（2）取样情况。
本次共取9根管样，包括换下的泄漏管、吹损管及其附近对比试验管。所取管样均为材质12Cr1MoVG的70mm×4mm管子。
本次所取弯管6根，分别取自A向B数第17、26、27、38屏，包括5根前弯管、1根后弯管（注：迎汽侧弯管为前弯，其后斜管弯管为后弯）。所取直管3根，分别取自第26屏、第27屏前后弯管以上直管段。本次所取管样包含了泄漏管及附近不同管屏，同一管屏中的不同管子（第4、5根），同一管子的不同部位（前弯、后弯）不同区域（直管、弯管）。因此具有一定的代表性（表1-1）。表1-1取样管位置及编号
自编号管样编号取样位置1#2#3#4#5#6#弯管A17-4由A向B数第17屏，外向内第4根A26-4（泄漏弯）由A向B数第26屏，外向内第4根A26-5（吹损管）由A向B数第26屏，外向内第5根A27-4（吹损管）由A向B数第27屏，外向内第4根A27-4（后弯）由A向B数第27屏，外向内第4根后弯管A38-4由A向B数第38屏，外向内第4根7#8#9#直管A26-4弯上2m由A向B数第26屏，外向内第4根直管A27-4（后弯上2m）由A向B数第27屏，外向内第4根后弯直管A27-5（弯上直段）由A向B数第27屏，外向内第5根直管
2试验分析
（1）宏观状态分析。
从宏观上看，所取2#炉屏再管样迎烟侧外表面存在较厚的氧化腐蚀结垢，外层较疏松呈土黄色，内层较坚实呈黑褐色。除泄漏管外，所取样管未见明显变形及胀粗现象。总体而言，不同管屏弯管外表面状况差别不大，均呈现弯管及向上区域迎烟侧外表面结垢现象；
同一管屏的不同管子略有差异，第4圈管比第5圈管氧化结焦区域更多更明显；
同一管子的不同部位存在差异，前弯管比后弯管结焦区域更明显；
同一管子自弯管3~4m以上的直管段相比弯管区域外壁结焦状况明显好转。
（2）高温拉伸试验。
根据来样情况，针对本次所取屏式再热器第A17-4（1#）、A26-4（7#）、A26-5（3#）、A27-4（8#）、A27-5（9#）、A38-4（6#）管的直管段，分别在迎烟侧、背烟侧区域，各取1~2根纵向原厚度条状试样，进行高温拉伸试验。试验温度选取510℃，与屏式再热器管工质温度相近。试验结果从表1-2可以看出：
本次所取6根管样在510℃试验温度下，向火面、背火面的高温屈服强度指标满足GB5310-2008标准要求。
相比而言，同一根管样迎烟侧向火面强度均低于背火面。
弯管以上独立取样管段（7#、8#、9#试样），强度水平高于弯管附近管段。
对比《火力发电厂金属材料手册》所列12Cr1MoVG钢（热处理状态：980~1020℃正火、720~760℃回火），510℃高温拉伸性能统计值，本次所取管样高温抗拉强度Rm、高温屈服强度Rp02均偏低。其中高温抗拉强度降幅达25%（A17-4、A26-5管样），高温屈服强度降幅达20%（A17-4、A26-5、A38-4管样）。表1-2510℃高温拉伸试验结果
管样编号取样位置抗拉强度
Rm/MPa屈服强度
Rp02/MPa延伸率
A/%1#（A17-4）迎烟侧向火面-1300220250迎烟侧向火面-2305225240背火面-1310225250背火面-23102352503#（A26-5）迎烟侧向火面300220220背火面3703002406#（A38-4）迎烟侧向火面-1310215240迎烟侧向火面-2335240255背火面-1360265240背火面-23302402457#（A26-4）迎烟侧向火面-1355250240迎烟侧向火面-2330260270背火面-1360270245背火面-2360270285续表管样编号取样位置抗拉强度
Rm/MPa屈服强度
Rp02/MPa延伸率
A/%8#（A27-4）迎烟侧向火面-1375260235迎烟侧向火面-2380270255背火面-1400285255背火面-23952902459#（A27-5）迎烟侧向火面-1355255240迎烟侧向火面-2375245240背火面-1375255265背火面-2385260255GB 5310-2008标准(12Cr1MoVG)/≥199/参考《火力发电厂金属材料手册》
（510℃高温拉伸性能统计平均值）404272/
（3）金相分析。
针对本次所取6根弯管、3根直管管样，分别在弯管处、直管段切取环形金相试样，横截面制样，在NEOPHOT-32金相显微镜下进行微观组织分析。
共对6个弯管区域、6个直管部位的向火面（迎烟侧）、背火面进行了微观组织分析，合计金相试样24个。其中，3个直管试样取自弯管附近管段（1#、3#、6#），另外3个直管试样取自现场送来的独立直管段（7#、8#、9#），这3段直管段取自弯管上2m处。
具体微观组织分析结果（表1-3）。表1-3微观组织分析结果
管样编号取样部位微观组织A17-4弯管（1#）直管段（1#）向火面铁素体 碳化物 少量珠光体，球化级别：4级背火面铁素体 珠光体，球化级别：2~3级向火面铁素体 少量珠光体 碳化物，球化级别：3~4级背火面铁素体 珠光体，球化级别：2~3级续表管样编号取样部位微观组织A26-4
（泄漏管）弯管（2#）直管段（7#）向火面铁素体 碳化物，球化级别：5级背火面铁素体 碳化物 少量珠光体，球化级别：3~4级向火面铁素体 碳化物，球化级别：3级背火面铁素体 珠光体，球化级别：3级A26-5
（吹损管）弯管（3#）直管段（3#）向火面铁素体 碳化物 少量珠光体，球化级别：5级背火面铁素体 珠光体，球化级别：3级向火面铁素体 碳化物 少量珠光体，球化级别：4~5级背火面铁素体 珠光体，球化级别：3级A27-4
（吹损管）弯管（4#）弯管（5#）直管段（8#）向火面铁素体 碳化物，球化级别：5级背火面铁素体 碳化物 少量珠光体，球化级别：4~5级向火面铁素体 少量珠光体 碳化物，球化级别：3~4级背火面铁素体 珠光体，球化级别：3级向火面铁素体 碳化物，球化级别：3级背火面铁素体 珠光体，球化级别：3级A38-4弯管（6#）直管段（6#）向火面铁素体 碳化物，球化级别：5级背火面铁素体 碳化物 少量珠光体，球化级别：3~4级向火面铁素体 碳化物 少量珠光体，球化级别：4~5级背火面铁素体 珠光体，球化级别：3级A27-5直管段（9#）向火面铁素体 碳化物 少量珠光体，球化级别：3~4级背火面铁素体 珠光体，球化级别：3级
分析结果表明：
本次所取管样涉及的7根管子，向火面（迎烟侧）微观组织球化级别大多已接近完全球化，其中A26-4、A26-5、A27-4、A38-4，这4根管样弯管部位向火面球化级别已达5级，珠光体区域形态已完全消失，碳化物粒子在晶界分布并趋于形成双晶界，已达严重球化水平。
相比而言，同一根取样管弯管部位球化级别普遍高于直管段。管子同一部位，向火面（迎烟侧）球化级别明显高于背火面（非迎烟侧）。
内、外壁氧化皮厚度测定
针对本次所取管样横截面金相试样，采用金相分析方法进行内、外壁氧化物厚度测定。具体测定结果（表1-4）。本次测定结果为去除外表面所结焦垢后的实际氧化物厚度。表1-4内外壁氧化物厚度测定结果
管样编号内壁氧化物厚度
/mm外壁氧化物厚度
/mm备注A17-41#弯管处010015横截面金相法测定A26-42#弯管处0200102#爆口附近130100横截面金相法测定A26-53#弯管处0300603#直管处010008横截面金相法测定A27-44#弯管处035040横截面金相法测定A27-45#弯管处010008横截面金相法测定A38-46#弯管处0150156#直管处020040横截面金相法测定A26-47#直管处010010横截面金相法测定A27-48#直管处008008横截面金相法测定A27-59#直管处010008横截面金相法测定
综上可知，迎烟侧管子弯头处氧化物高，背烟侧低，屏再管排中间管子氧化物厚，靠两边稍低。但在靠近B侧，氧化物厚度又上升，并且对照2#炉末再热管壁温度，发现上述情况与之能很好吻合。屏再管子中间温度高，两侧温度低，而靠近B侧温度又上升。根据相关资料，管壁温度越高，其氧化物增加速度越快。
3综合分析
综合上述各项试验结果，我们认为，本次所取2#炉12Cr1MoVG钢管屏式再热器管已存在明显材质老化情况，尤其是迎烟侧弯管及以上结焦区域屏式再热器管段，处于炉膛上部折焰角旁的迎烟口处，管子外表面迎烟侧区域黏结了较厚的焦垢，该区域钢管处于长时局部过热状态，致使管材微观组织发生改变，珠光体形态逐步消失，碳化物聚集，直至珠光体严重球化，材质劣化；同时，管子内外壁氧化物逐渐增厚，管材有效面积减少。因而导致管材力学性能的强度指标（常温、高温）大大降低，终势必导致爆管。
本次所取屏式再热器取样管向火面球化级别5级、4~5级，常温抗拉强度300MPa，低于标准，但屈服强度均合格。
虽然本次取样管510℃试验温度下高温屈服强度指标满足GB5310-2008标准要求，但对比正常供货态12Cr1MoVG钢高温拉伸性能统计值，不难看出，本次所取管样高温抗拉强度Rm、高温屈服强度Rp02远低于统计数据，向火面高温抗拉强度、高温屈服强度25%、20%的降幅，表明本次所取屏式再热器管运行温度下的高温性能已大大降低。
不难理解，管子背火面（非迎烟侧）由于管壁外表面未结焦，未处于局部过热状态，因而相比向火面（迎烟侧）而言，微观组织珠光体球化级别较低，大多处于中度球化水平，管材常温拉伸强度明显高于向火面试样，高温力学性能指标也与统计数据较为接近，材质老化程度明显低于向火面。
对比本次所取代表性管样各项试验结果，可以得出以下几点结论：
（1）本次所取12Cr1MoVG钢屏式再热器管A17-4、A26-4、A26-5、A27-4、A38-4弯管管样，向火面（迎烟侧）区域的材质已严重劣化，丧失了工作温度压力下的正常服役能力。A27-4（后弯）、A27-5管样，管材材质状况亦已出现明显劣化迹象。
（2）同一管屏中，外圈管材质状况较差于内圈管。如：A26-4管（由A问B数第26屏外向内数第4根）略差于A26-5管（由A问B数第26屏外向内数第5根）。这与外圈管迎烟侧更易结焦受热有关。
（3）同一管子，迎汽侧前弯管材质状况较差于后斜管弯管。如：A27-4前弯管略差于A27-4后弯管。这与前弯管迎烟侧更易结焦受热有关。
（4）同一管子，直管材质状况明显好于弯管，即愈远离迎烟侧下弯管的直段，外表面结焦受热区域愈少，材质状况愈趋于正常。
值得一提的是，屏式再热器管外3圈材质为TP304H钢的管子，与外第4圈管以内的12Cr1MoVG钢管不同，并未发生外表面明显氧化结焦情况。我们认为，其原因与管材耐受高温、耐氧化腐蚀的能力不同有关。
炉外温度测点装于管屏出口，测的是炉外管壁的温度或蒸汽温度，而对于屏式再热器其温度点位于迎烟侧弯头等部位，炉外壁温测点测的温度并非管子的温度，存在一定温度差。根据相关资料一般相差30~50℃，在偏差大的情况，可能达90℃，12Cr1MoVG的允许使用温度在580℃，壁温每超10℃，持久寿命降低40%~50%。而根据设计其管壁计算温度在563℃，与该管子的使用温度相差17℃，设计余量偏小，一旦工况异常，调整不当或出现煤质问题都会使其处于超温状态。
4结论及建议
（1）本次所取2#炉屏式再热器7根取样管中的5根（A17-4、A26-4、A26-5、A27-4、A38-4），材质状况已严重劣化，迎烟侧向火面区域微观组织严重球化，内外壁氧化皮明显增厚，管材力学性能指标大大降低，已无法胜任正常服役工作。
（2）其余2根管样（A27-4后弯、A27-5），迎烟侧向火面区域管材的材质状况也已出现明显劣化迹象，存在一定的安全隐患。
（3）2#炉屏式再热器管屏整体处于长期超温状态，中间管屏超温幅度。
（4）屏式再热管子内16圈设计为12CrMoVG管子存在一定问题，设计余量偏小。
（5）建议及早对2#炉屏式再热器内圈12Cr1MoVG管子弯头进行更换，并将内16圈管子更换为T91等耐受温度等级在600℃以上的管材。
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