防止锅炉受热面氧化皮生成及脱落的运行调整措施

防止锅炉受热面氧化皮生成及脱落
的运行调整措施
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xxx年xx月xx日
针对我厂#1炉末级过热器连续两次爆管，xxxx年xx月xx日，我厂邀请xxx电科院、xxx电科院及xxx锅炉厂召开专题会；7月10日，xxx邀请xxx集团金属专家、xx电科院金属专家，并组织xxx研究院及我厂相关人员召开视频专题会。

在两次专题会上各专家一致认为：我厂锅炉末级过热器材质抗氧化性能低，机组运行中，受热面局部过热，导致我厂#1炉末级过热器因氧化皮脱落引起过热爆管。

为减缓#1、2炉末级过热器氧化皮生成及脱落速率，参考xxx电力《超/超临界锅炉高温受热面氧化皮防治技术措施》，特制定本技术措施。

1、氧化皮形成及脱落原因
运行中，受热面钢材内表面氧化皮的生成是金属在高温水汽中发生氧化的结果。

在570 ℃以下，生成的氧化膜是由Fe2O3和Fe3O4 组成，Fe2O3 和Fe3O4 都比较致密(尤其Fe3O4 ) ，因而可以保护钢材以免其进一步氧化（图1）。

当超过570 ℃时，氧化膜由Fe2O3 、Fe3O4 、FeO共3层组成( FeO 在最内层) ，主要是由FeO 组成，因FeO致密性差，破坏了整个氧化膜的稳定性。

氧化膜剥落的两个必须同时具备的基础条件如下：1、厚度值是否达到临界值（随管材、温降幅度和速度等的不同而不同）；2、母材基体与氧化膜或氧化膜之间的应力（恒温生长应力或温降引起的热应力）是否达到临界值（与管材、氧化膜的特性、温降幅度和速度等有关）。

这两个条件相互之间存在一定的影响，氧化层剥落的容许应力随氧化层厚度的增加而减小。

2、氧化皮剥落的危害
2.1.氧化皮堵塞管道，由于通流面积变小，蒸汽流量变小引起相应的受热面管璧
金属超温，最终导致机组强迫停机。

2.2.锅炉过热器﹑再热器﹑主蒸汽管道及再热蒸汽管道内剥落下来的氧化皮，是
坚硬的固体颗粒，严重损伤汽轮机通流部分高/中压级的喷嘴﹑动叶片及主汽阀﹑旁路阀等，导致汽轮机通流部分效率降低，损伤严重时甚至必须更换叶片。

2.3.检修周期缩短，维护费用上升。

2.4.为了减缓氧化皮剥落，采用降参数运行，牺牲了机组的效率。

上述各种情况导致机组运行的安全性﹑可靠性及经济性均大幅度降低。

3、控制氧化皮生成及剥落措施
3.1、锅炉主参数控制目标值变动
●机组负荷大于480MW：
#1炉末过出口汽温≯526℃
锅炉末再出口汽温≯531℃
#1机主汽压力16.4Mpa
●机组负荷小于480MW：#1炉主、再热汽温及主汽压力恢复至设计值。

●#1、2炉各级受热面壁温控制值不得高于三级报警值（见表1）：
3.2、机组启动控制措施
3.2.1主参数控制：最大炉水饱和温度变化≯1.5℃/min，最大汽温变化≯1.5℃
/min，各级受热面壁温不超过规定值。

在机组启动过程中，全程监视各壁温测点的变化，随时做出曲线进行比较，当相邻屏间管壁或同屏各管壁温差达20℃，则适当降低热负荷以降低管子壁温（减燃料原则为：管子壁温+20℃≯受热面壁温一级报警值），并汇报部门。

3.2.2机组冷态启动时，检查锅炉受热面各级放空气门开启，当汽包压力升至0.2
Mpa稳定10min后，关闭锅炉所有放空气门，严禁提前关闭，防止受热面中空气无法排尽；各受热面放空气门关闭后，方可投入汽机旁路系统。

3.2.3锅炉点火后，煤量维持18-20t/h持续运行40分钟。

如点火初期，锅炉着火
不好，应及时调整磨煤机出口风粉浓度、二次风门开度及载体风压、调整磨煤机液压油压力。

在机组启动过程中，严禁锅炉煤量大幅度波动，特别是启动第二台、第三台磨煤机时，防止汽温大幅度波动，并加强监视各级受热面壁温不超限。

3.2.4机组启动时，蒸汽升温、升压应同步进行。

锅炉升压率控制在
0.03-0.05Mpa/min（冷态），升压过程中，应通过煤量及汽轮机旁路共同调整，
防止大幅度调整煤量或者旁路开度。

3.2.5锅炉上水前，投入除氧器加热将上水温度加热至饱和温度，机组长确认水
质合格方可开始上水；机组启动过程中按厂家规定维持除氧器压力，并随机投入汽机低加。

3.2.6机组启动过程中，尽量通过燃烧调整控制汽温，严禁大量投入减温水，如
必须投入减温水控制时，应严格控制减温器后温度大于对应饱和温度10℃以上，否则将可能由于减温水雾化不良，受热面积水形成水塞，造成管道壁急剧升高。

3.2.7锅炉点火初期，严格控制炉水温升；主蒸汽起压旁路投入后，升温速率应
参考炉侧汽温，不能根据机侧汽温决定升温速率。

3.2.8机组热态启动时，尽量缩短从风机启动到暖磨投粉时间，尽快提升炉内烟
温直到烟温不再继续下降，避免受热面壁温大幅度下降。

3.2.9机组高压缸启动时，投入烟温探针，严格控制煤量，防止再热器在烟温大
于538℃环境下干烧运行。

3.3、机组正常运行中的防治措施
3.3.1锅炉运行中应加强汽温和受热面管壁温度监视和控制，严禁超限运行；如
各级受热面汽温及壁温超限，应首先通过燃烧调整进行控制，其次采取降低汽温，最后采取降低降低机组负荷。

当主、再热蒸汽温度高于546℃，锅炉各级受热面壁温高于一级报警值时，班组24小时内在MIS系统‘超温记录’模块中进行登记及分析，部门定期对超温情况进行考核。

3.3.2如机组上网负荷许可，尽量保持#1机负荷稳定；或者适当降低#1机组负荷，
但两台机组负荷偏差不大于100MW；机组升降负荷时，控制负荷变化率不大于1.5%BMCR。

3.3.3通过调整各角燃烬风挡板或各辅助二次风挡板、燃烧烬风摆角水平摆动以
及磨煤机切换等手段控制两侧汽温偏差控制在14℃以内，两侧烟温偏差控制在50℃以内；严禁以提高一侧汽温来保证机侧汽温合格。

3.3.4机组负荷变化较大时（特别在启停磨时），应注意汽温自动的调节情况，如
果汽温变化率大于3℃/min，应及时进行干预，适当降低负荷变化速度或提
前调整减温水进行预控制。

手动调节喷水减温时，注意监视减温器出口温度，保证减温器出口温度有一定的过热度，避免湿蒸汽和水雾直接进入管屏，导致管壁氧化皮层的破损甚至剥落。

3.3.5主参数控制：最大炉水饱和温度变化≯1.5℃/min，最大汽温变化≯1.5℃
/min，各级受热面壁温不超过规定值。

监视各壁温测点的变化，当相邻屏间管壁或同屏各管壁温差达20℃，则适当降低热负荷以降低管子壁温（减燃料原则为：管子壁温+20℃≯受热面壁温一级报警值），并汇报部门。

3.3.6机组满负荷运行时，锅炉氧量不得低于3％。

3.3.7作好正常运行中的化学监督及调整工作，确保凝结水、给水溶氧、SiO2等
汽水指标品质合格。

3.3.8值班员及时了解当班燃烧煤种的变化，根据燃煤的情况做好燃烧调整工作。

如入炉煤热质发生大幅度变化，应提前控制，防止汽温大幅度变化。

3.3.9保证锅炉各吹灰器能够可靠投运。

吹灰时，应提前控制汽温或暂停吹灰，
防止大幅度波动。

3.4、机组停机过程中的操作要点
3.4.1减负荷速率—般应控制在每分钟1.5%BMCR以内, 主、再热汽温下降速率
应控制在1～1.5℃/min左右，注意主、再热汽温及锅炉金属壁温的监视和调整，避免降负荷速率过快引起汽温突变导致氧化皮集中脱落。

3.4.2停炉过程中主要是以降低燃料为主要手段，减温水的使用要适当。

3.4.3在烧空原煤仓过程中，当煤仓料位显示0后，给煤量维持在20t/h，防止
烧空仓时煤量大幅度波动，造成汽温大幅度波动。

3.4.4机组停运过程中，停运一台电泵或给水旁路切换时，应缓慢操作，防止汽
包水位、给水压压力波动影响减温水调节。

3.4.5机组停运前，联系化学对炉水加药；如长期停机，主汽压力降至0.5Mpa
锅炉带压放水，汽包压力降到0.2Mpa时开启空气门，进行余热烘干保养方式。

3.4.6机组停运过程中，专人调整汽温，并将相应汽温、壁温作成曲线作为参考；
调节减温水时，应注意监视减温器出口温度和各段受热面的汽温变化，保
持减温器出口温度有10℃以上的过热度，控制减温水的使用，防止大幅
度开关，并配合调整燃烧器摆角、各磨煤机煤量、炉膛吹灰、辅助风挡板等调节手段控制汽温平稳下降。

3.4.7在汽机打闸前15分钟，逐渐关闭一级、二级、再热器减温水，减少打闸
瞬间汽温波动。

3.4.8锅炉MFT后，30％风量吹扫10min后，及时停止送、引风机运行，关
闭风机动叶和各烟、风挡板，关闭机侧主蒸汽及再热蒸汽管道疏水、连排，进行闷炉；闷炉6小时后，开启所有烟风挡板，采取自然通风方式冷却；
如果机组停运进行抢修，锅炉需采取强制通风冷却时，各级受热面壁温必须降至200℃以下，并经过总工批准方可执行。

3.4.9各级受热面壁温大于200℃时，严禁打开看火孔、检修孔及捞渣机放水或
摇起液压关断门。

3.4.10紧急停炉后，开启机侧主蒸汽及再热蒸汽管道疏水门进行降压，降压速度
不大于0.03Mpa/min。