第３章 锅炉典型故障分析与识别3.1 锅炉四管爆漏故障 锅炉四管爆漏是水冷壁管、过热器管、再热器管及省煤器管产生泄漏，爆破故
障（事故）的统称。 四管爆漏是火力发电厂中常见、多发性故障。故障出现初期，其泄漏量及范围都不大，一般经过几天或十几天
泄漏程度逐渐增高，发展为破坏性泄漏而爆管。局部的泄漏会冲刷周围邻近的管壁，造成连锁性破坏，危及到整个锅炉运行的安全。
“七五”期间全国大机组锅炉事故占发电厂全部设备事故的65.8%，而四管爆漏占锅炉事故的71.7%，占全部设备事故的47.2%。
单年度和典型大厂的事故统计数据也与此相接近，如96年四管爆漏占全年锅炉事故的72.2%。 元宝山电厂三台锅炉四
管爆漏占该厂非计划停机的51.7%。3.1.1 四管爆漏原因及机理分析 引起四管爆漏的原因很多，包括设计、制造、安装、检修、
运行及煤种等多方面，某一四管爆漏故障往往非单一因素所致，而是多种因素同时存在并交互作用的结果。表3-1 1989~1991年大机
组锅炉四管爆漏事故按技术原因分类统计磨损、焊缝、过热、腐蚀等是引起锅炉四管爆漏的主要原因通过故障事故的分析，引起锅炉四管爆漏可归纳
如下几方面原因： 超温过热：短期过热；长期超温。 磨损：管内工质磨损；炉内飞灰、吹灰磨损。 腐蚀：管内壁腐蚀；烟气侧腐蚀；应
力腐蚀。 疲劳：振动疲劳；热疲劳；腐蚀疲劳。 质量缺陷：焊接缺陷；材料缺陷。 异种钢焊接及机械损伤。一、超温过热(一) 类
型1. 短期过热：受热面的工作温度短时超过材料的下临界温度时，材料强度明显下降，在内压力作用下发生胀管和爆管现象。2. 长期超温：
受热面的工作温度处于设计允许温度以上而低于材料的下临界温度，在内压力作用和长时间高温高压条件下产生塑性变形和蠕度（局部胀粗），最后
导致爆管。(二) 超温过热的主要原因1. 热偏差的影响：气粉分配不均匀、炉膛火焰中心偏移，造成炉膛出口的烟气温度偏差较大；受水冷壁
吸热影响，使炉膛出口处中间烟气温度高于两侧，造成局部受热面的热负荷过高。2. 蒸汽质量流速设计偏低和流量分配不均匀。3. 管内严
重结垢或被异物（金属碎片、焊渣、泥砂等）阻塞而使蒸汽流量减少或停滞。完全堵塞会造成短时超温破坏，部分阻塞或流通不畅，经一段时间运行
会造成长期超温蠕变损坏。4. 煤质的影响：实际燃煤发热量低于锅炉设计用煤时，要满足锅炉的设计出力，须增加燃煤量，而制粉细度受到设计
出力的限制，粗煤粉颗粒影响炉内的着火和燃烧，使火焰中心上移，炉膛出口烟温升高。5. 三次风量大及锅炉漏风的影响：炉底除渣门经常开启
，炉底漏风量加大以及三次风量大均造成火焰中心上移，使过热器管壁温度升高。6. 高压加热器投入率低，给水温度低于设计值，为维持锅炉的
设计出力，势必要加大锅炉的进煤量，这样会引起过热汽温上升，造成过热器管壁超温。7. 设计制造方面的原因：设备制造缺陷或材料成份偏
析而导致受热面局部超温。8. 运行因素：减温器投入不当，造成部分管段过热；升炉时炉火、汽温控制不严，使低温过热器超温；锅炉启、停，
锅炉负荷过低、负荷变化过快、甩负荷、旁路投入不及时等，使再热器过热烧损。 二、磨损 统计表明磨损已成为多数电厂四管爆漏
故障的首要原因。某电厂直吹式煤粉炉在1987~1998年间共发生四管爆漏29次，因烟气磨损造成达19次，占四管爆漏事故的65%以上
。(一) 类型1. 飞灰磨损：烟气中燃烧气体和飞灰构成气—固两相流对管壁进行冲刷和切削，这种对管壁造成的磨损危害甚大。2. 吹灰器
造成的磨损：锅炉运行要求吹灰器（利用高压水或蒸汽）定时将受热面管壁沉积的煤灰、污垢吹扫干净，以改善传热，但若吹灰器安装或运行操作不
当等原因，会造成对管壁的磨损损伤。吹灰器吹灰行程不够，吹灰角度不准，吹灰蒸汽温度过高、压力过大，吹灰器与受热面管壁距离太近，吹灰器
故障卡涩退不回原位、吹灰器阀门内漏，吹灰器定点吹扫时间过长等是吹灰器附近或下方受热面管爆漏的主要原因。3. 振动磨损：屏式过热器管
夹经常烧损，导致管排零乱，过热器受热面固定不牢，运行中管圈出位发生振动造成管子间的机械磨损。4. 管内汽水冲刷：汽水流速很快，不断
对换热器管内壁进行冲刷，在管道拐弯处尤为严重(二) 飞灰的磨损机理 飞灰和烟气构成的气—固两相流（含SiO2、Fe2
O3、Al2O3等）对管壁造成两种磨损：塑性磨损和切削磨损。塑性磨损是固体颗粒长期重复撞击管壁，金属自行脱落形成班点磨坑；切削磨损
是气—固两相流高速运动中，灰粒切削管壁危害性极大的磨损。 管壁的磨损量可按下式计算： g/m2
(3-1)式中 T——管壁表面单位面积造成的磨损量 c——飞灰磨损性系数 ?——飞灰撞击管壁的机率 ?——烟气中的飞灰浓度
g/m2 w——飞灰速度，以烟气流速替代 ?——锅炉的运行小时数1. 飞灰速度（w）的影响 管壁的磨损正比于飞灰
冲击管壁时的动能mw2，m为飞灰质量（等于飞灰浓度与体积的乘积）。当飞灰速度（或烟气流速）达到30~40m/s时磨损最严重，在1?
104~5?104h期间有可能使管子磨穿。 烟气中的飞灰颗粒冷却到700℃以下，其硬度增大，高速较大硬度的飞灰对受
热面的磨削，逐渐减薄管壁以致爆管。局部烟气流速过高或烟气不均匀流动均会加剧受热面的磨损损伤。2. 飞灰浓度（?）的影响
（3-2） 式中 Ay——燃煤中的灰分 ?fh——飞灰占总含灰量的份额 Vy——燃料燃烧后的容积（m3/kg）(主要决定于燃料
中的碳氢含量)由上可知，燃用比设计煤种灰份高的低质煤是飞灰浓度增加的根本原因3. 灰磨损性系数（C）的影响 C与飞灰物理性能
有关，在同等烟速、飞灰浓度下，省煤器的磨损大于过热器的磨损。因为省煤器处的烟温低于过热器烟温，加之漏风加速飞灰冷却变硬，若再出现不
完全燃烧，飞灰中固定碳增加，这样既加大了飞灰浓度，又增加了灰粒硬度，加剧受热面磨损。4. 飞灰撞击管壁的机率（?）的影响
飞灰惯性mw2大，撞击机率高；烟气粘度小，撞击机率高。(三) 磨损故障的相关因素1. 煤质的影响 若燃用煤质灰分高于设
计值，因制粉设备出力的限制，煤粉直径大的粗颗粒将加剧对受热面管壁的冲刷磨损。2. 结构设计因素 烟气直接冲刷管子弯头和局部烟
速过高，会造成炉后包复管及弯头的严重磨损。3. 烟气走廊的影响 因设计、安装、检修质量诸原因，低温再热器与烟道的后墙包复和两
侧包复管之间的间隙较大，形成了“烟气走廊”，加速了包复过热器的磨损。4. 对流过热器积灰渣的影响 对流过热器积灰渣阻塞烟气通
道，使未堵部份烟气流速急剧增加，造成该区域受热面管壁的严重磨损。5. 管材选用不当的影响 某电厂引进法国330MW配
套锅炉，中温过热器布置在折焰角附近的高烟速、高热负荷区，管道选材只注意热强性，而忽略了耐磨性的要求，外圈管段选用的奥氏体钢不耐磨，
中温再热器用于管排定距的水冷却隔离管选用了非耐磨钢，造成多次因磨损而爆管。6. 炉膛设计高度偏低，导致炉膛出口处（大屏后）烟气速度
大大增加，而飞灰磨损速率与烟速的3.3次方成正比关系，可见因烟速飞灰磨损将增加数倍。7. 炉内空气动力场分布不尽合理，使实际燃烧时
假想切圆偏大，造成受热面磨损加剧。8. 管排上的管夹因过热变形或开焊造成管排振动及膨胀滑动，使管壁与管夹、梳形卡子、定位板之间产生
磨损导致再热器管爆漏。9. 管束结构的影响 烟气对管道的横向冲刷比纵向冲刷造成的磨损严重； 横向冲刷时，错列管束比顺列管束的磨损严
重； 飞灰对管壁表面冲刷时的冲角为30~55°时磨损最严重。三、腐蚀 锅炉受热面外部受燃烧气体包围，由于燃料中含硫，
燃烧中会氧化成SO2、SO3，最后产生H2SO4对受热面产生腐蚀，受热面上还有铁、钒、Si、Al、Na等氧化物的积灰存在，加之管壁
附近的还原气氛和腐蚀性气体均对受热面管外壁产生腐蚀。 管内水中的溶解氧和游离NaOH均对管内壁带来腐蚀。
腐蚀故障在四管爆漏事故中在200MW、300MW及以上的机组中占有相当比例。(一) 类型1. 管内壁腐蚀：也称水汽侧腐蚀、包括
溶解氧腐蚀、沉积物垢下腐蚀、碱腐蚀、氢损伤、铜氨化合物腐蚀等。2. 烟气侧腐蚀：可分为高温腐蚀、低温腐蚀3. 应力腐蚀：也称冲蚀，
它是管道受到腐蚀和拉（压）应力的综合效应(二) 腐蚀故障机理 1. 管内壁腐蚀(1) 溶解氧腐蚀 由于Fe与
O2、CO2之间存在电位差，形成无数个微小的腐蚀电池，Fe是电池中的阳极，溶解氧起阴极去极化作用，Fe比O2等的电位低而遭到腐蚀。
当pH值小于4或在强碱环境中，腐蚀加重，pH值介于4~13之间，金属表面形成致密的保护膜（氢氧化物），腐蚀速度减慢
。随着给水速度提高、锅炉热负荷增加、溶解氧腐蚀也随之加剧。腐蚀速度与溶解氧的浓度成正比。(2) 沉积物垢下腐蚀 由于给水质量
不良或结构缺陷防碍汽水流通，造成管道内壁结垢。垢下腐蚀介质浓度高，又处于停滞状态，会使管内壁发生严重的腐蚀，这种腐蚀与炉水的局部浓
缩有关。如果补给水或因凝汽器泄漏（河水）使炉水含碳酸盐，其沉积物下局部浓缩的炉水（沉积着高浓度的OH-）pH值上升到13以上、发生
碱对金属的腐蚀。如果凝汽器泄漏的是海水或含Cl-的天然水，水中的MgCl2、CaCl2将进入锅炉、产生强酸HCl，这样沉积物下浓缩
的炉水（很高浓度的H+）pH值快速下降，而发生对金属的酸性腐蚀。 (3) 碱腐蚀 游离碱会在多孔性沉积物和管内表面浓缩，浓缩
的强碱会溶解金属保护膜而形成铁酸根与次铁酸根离子的混合物 当管壁表面局部碱浓度超过40%时，会释放出氢气，从而形成金
属表面深而广的腐蚀，也称延性腐蚀。 pH值在8.5~10.3
范围内，一般不会发生碱腐蚀 (4) 氢损伤 一般情况下给水与管壁（Fe）发生反应生成H2和Fe3O4 保
护膜Fe3O4阻隔H2进入管壁金属而被炉水带走，当给水品质不佳或管内结垢会生成Fe2O3和FeO。 Fe2O3、Fe
O比较疏松、附着性很差，有利于H2向管壁金属的扩散，高温下晶界强度低，H2与钢中的碳和FeC反应生成CH4。 管壁金
属脱碳，CH4积聚在晶界上的浓度不断升高，形成局部高压以致应力集中，晶界断裂，产生微裂纹并发展成网络，导致金属强度严重降低，使金属
变脆而断裂。 氢损伤实际就是酸性腐蚀。(5)铜氨化合物腐蚀 在炉水处理中使用脱氧剂和中和胺等均可能产生游离
氨。在pH值大于8.3且含溶解氧的情况下，氨会侵蚀以铜合金为材质的冷凝管。一旦铜离子进入锅炉而沉积在管壁上，便会产生电化学腐蚀而损
伤炉管，其化学反应式为：2. 烟气侧腐蚀 燃烧过程中，燃料中的硫氧化成SO2，部分氧化成SO3，SO3与高温水蒸汽结
合生成H2SO4，使受热面产生腐蚀。该腐蚀可以分高温腐蚀，低温腐蚀两类。(1) 高温腐蚀：这是受热面在烧结性灰垢下产生的金属腐蚀。
燃料中的碱性氧化物（Na2O、K2O）在高温下气化，流过受热面时会凝结其管壁上。当管壁周围为还原性气氛时，游离态
的S与金属表面发生急剧反应，生成FeS和氧化成Fe2O3。SO3与碱性氧化物及金属保护膜Fe2O3作用产生复合硫酸盐。或
熔点较低的复合硫酸盐，在高温熔融或半溶融状态下，对金属产生强烈的腐蚀，特别在650~700℃时，腐蚀更剧烈。
烟气中通常含有腐蚀性气体（Cl、H2S、NaOH、SO2、SO3），这些气体与金属管壁发生作用，破坏氧化膜，造成金属腐蚀
。 如果还原性气氛与氧化性气氛交替出现时，会使氧化层（保护膜）变成疏松的海绵状，更能促使腐蚀的发生。
除烟气成分外，高温腐蚀还与管壁温度密切相关。水冷壁壁温低于300℃时腐蚀微弱，当壁温超过400℃，壁温每升高50℃，腐蚀速度将增加
一倍。由于高压锅炉水冷壁工质温度均在300℃以上，在含较高浓度的腐蚀性气体的烟气冲刷下，常发生水冷壁的高温腐蚀。过热器、再热器及其
支吊零件主要是复合硫酸盐造成的高温腐蚀。如壁温低于550℃，复合硫酸盐呈固态、腐蚀速度大为减少。 (2) 低温腐蚀：这是烟气中的硫
酸蒸汽在空气预热器、省煤器管壁上骤然冷凝时发生的腐蚀。一定压力下，烟气中硫酸蒸汽的凝结温度称“酸露点”，酸露点高于水露点，即烟气在
逐渐冷却过程中，硫酸蒸汽比水蒸汽先液化（凝结在管壁上），易于附着在低于酸露点的金属管壁上，由于液态硫酸的蒸发温度高于液态水的蒸发温
度，这样促进了硫酸溶液的浓缩，加剧了受热面的酸腐蚀。这类腐蚀温度较低，故称为低温腐蚀。3. 应力腐蚀 碳钢在氢氧化钠的水溶液
中或受热面局部区域出现游离浓碱，同时又受到拉（压）应力的作用就会产生应力腐蚀，应力腐蚀使金属产生裂纹，造成脆性断裂。奥氏体钢在含氯
离子的介质和高温的腐蚀环境由于拉（压）应力作用亦会产生应力腐蚀裂纹。启动和停炉时可能有含氯和氧的水团进入管道，奥氏体钢在湿空气中，
也有可能产生应力腐蚀断裂。 四. 疲劳疲劳是周期性形变或交变应力作用引起的损伤故障 (一)类型1. 振动疲劳：因烟气冲
刷、卡门涡流引起管排振动、炉膛振动造成的疲劳损伤。2. 热疲劳：因低周（锅炉启停引起的交变热应力）、中周（汽膜的反复出现、消失引起
的热应力）和高周（振动引起的热应力）交变作用而发生的疲劳损伤。3. 腐蚀疲劳：在充满S、Na、K、Cl等致腐介质中引起的疲劳损伤
。 (二)疲劳损伤原因及机理分析 1. 振动疲劳 “卡门涡流”：当气流横向流过管束，在管束的气体尾流呈现一种交
替脱落的顺时针和逆时针方向旋转的涡流称为“卡门涡流”。(1)管束振动 烟气流过管束时，会形成卡门涡流，使管束产生振动，当卡门
涡流的频率与管束的固有频率接近，会出现共振发出强烈噪音，产生疲劳损伤。 卡门涡流激振频率的计算式为： （3-3
）式中 w——烟气流速(m/s)；d——管束直径；St——斯特罗哈数（Re?2?105时，St=0.20 ，Re?16.5?1
06时，St=0.27） 一般易发生共振的频率为40~100Hz。某电厂300MW机组锅炉由于后水冷壁延伸悬吊光管管
布置有缺陷造成其固有频率与烟气涡流激振频率相接近发生共振而爆管损坏。(2) 炉膛振动 燃烧不稳定时，火焰着火前沿波动
较大，引起燃烧室内压力波动。当燃烧压力波动的频率与炉墙钢架或炉膛内某区域的管排的固有频率相接近时，会发出炉鸣或发生共振。燃烧压力脉
动频率范围某实测数据为8.75~9.45Hz。 燃烧器旋转气流激起的切向波频率与炉膛内横向烟气的自振频率相接近时，会激起共振
。 炉膛振动严重时会造成炉墙开裂，钢架变形，管排拉裂等振动疲劳事故。2. 热疲劳 是炉管遭受锅炉启停，间断性蒸汽停滞或
急冷引起水侧金属周期性冷却、汽膜反复出现消失等引起交变热应力作用而产生的疲劳损伤。引起热疲劳的原因有： 使用水吹灰时，炉管金属壁
温急剧下降，这种间断性的胀缩造成管壁的热疲劳； 基本负荷机组参予调峰运行，频繁启停和变负荷运行会产生低周热疲劳； 省煤器支撑板
与鳍片管焊在一起，由于膨胀不一致，运行中管束受到支撑板的胀缩拉压作用产生热疲劳（纵向裂纹）损伤。 某厂试验表明，锅炉
启动和变负荷调试期间，进口联葙温度大幅升降，温度变化剧烈，最大温差可达100℃，各管轴向应变也随之剧烈振荡，近端部分管段在39小时
内出现49次轴向应力的大幅度变化，其中应力正负值循环达到15次，最大应力值均超过屈服极限，管子受力状态非常恶劣。可见高应力水平下的
高温低周疲劳（即热疲劳）是锅炉管系安全运行的巨大威胁。 锅炉运行时，水冷壁管向火侧壁温高，向火侧与背火侧管壁温差大且不能自由
膨胀，在向火侧管壁产生很大的轴向压应力，出现较大的塑性变形。熄火停炉后水冷壁向火侧壁温低于平均温度，残余塑性变形使向火侧产生轴向拉
应力，可见向火侧管壁存在较大的交变应力，在循环次数较多时，发生热疲劳损伤。3. 腐蚀疲劳 炉管内的介质由于所含氧的
去极化作用，发生电化学反应，在管内的钝化膜破裂处发生点蚀形成腐蚀介质，在腐蚀介质和循环应力（包括频繁起停调峰、振动引起的应力）的共
同作用下造成腐蚀疲劳。 某电厂1025t/h直流锅炉试验研究表明，由于介质中含Cl、SO42-、NO3、NO2等离子
，启停过程中局部轴向拉压应力较高，使前屏过热器夹持管产生晶间应力腐蚀裂纹而爆漏。烟气中含有S、Na、K、V、Cl等有害物质将大大促
进腐蚀疲劳故障的发生。五、质量缺陷(一) 类型1. 焊接缺陷 锅炉四管爆漏事故中焊接缺陷原因所占比重很大。
据统计，一台670t/h锅炉有安装焊缝1万多个，制造焊缝2万多个。 1989~1991年间全国大机组中因焊接缺
陷造成锅炉四管爆漏事故为25%左右。仅1986~ 1991年间全国因焊缝质量而造成四管爆漏1319次（主要发生在安装焊缝上），占锅
炉爆漏事故的12%。 华东地区的爆管统计、焊接质量原因占18~28%。 内蒙元宝山电厂所属锅炉爆漏统计，焊接质
量原因占31.685%。 2. 材料缺陷 管材选用等级偏低或裕度不够（对变负荷、短时超负荷状态下的材料耐受性考虑不够）； 对管材综
合使用性能考虑不周（如注意材料的耐热性，忽略抗磨损性能；考虑了材料的抗高温蠕变性能，忽略的抗腐蚀性能）； 管材结构过于复杂（为降低
成本，将同级换热管系设计成不同强度和不同壁厚的组合，给实际运行造成复杂的胀缩或应力状态）。(二) 质量缺陷的特征与原因1. 焊接缺
陷(1) 裂缝：焊接接头区域出现的金属局部破裂现象。(2) 未焊透：焊件间隙或边缘未被电弧熔化而留下的空隙，同样会降低接头的机械强
度并引起应力集中。(3) 夹渣：焊缝中夹有焊渣或杂质，降低了接头的各项强度指标，并引起应力集中。(4) 气孔：这是焊接中常见缺陷，
气孔中主要含氢和一氧化碳。(5) 未熔合：一种假焊，填充金属（焊条）与母材间没有熔合一起，受外力后容易开裂。(6) 咬边：电弧将焊
件边缘熔化后，没得到金属的补充。(7) 焊瘤：焊缝边缘和母材熔合的堆积金属，焊瘤通常夹渣和未焊透。(8) 弧坑：这是焊缝收尾处产生
的下陷现象，弧坑常存有气孔，裂缝、夹渣等，大大减弱了焊缝的强度。(9) 其他：焊接方法不对，破口形式不对，焊条型号不对，焊前未预热
，焊后未热处理等。 2. 材料缺陷过热器选材有的温度安全裕度不够。由于运行工况不稳定或调节不当，钢材有可能超过许用温度产生高温蠕变
而爆管。中温过热器布置在折焰角附近的高烟速、高热负荷区，设计中有的只考虑了热强性忽略了耐磨性要求，外围管段选用了不耐磨的奥氏体钢而
发生爆管事故。中温过热器、高温再热器用于管排定距的水冷却隔离管，布置在两侧墙间的烟气走廊中，由于选用了不耐磨的15CD205钢，发
生多次磨损爆管事故。同一级再热器过热器，甚至水冷壁管设计成不同强度不同壁厚管道的组合，运行期间，因胀差各异，在管卡或焊口处产生很大
的附加应力，导致管系形移、错列、势必让设计承受较低热负荷的管段直接暴露为向火排，容易使其过热爆管。某些电厂检修换管中存在选材的随意
性，错用低等级或有缺陷的管材。 六、异种钢焊接及机械损伤(一)异种钢焊接 两种热胀系数相差很大的钢材焊在一起（如奥氏
体钢和珠光体钢），温度升高后，膨胀系数大的奥氏体钢一端对膨胀系数小的珠光体钢一端产生较大的拉应力；奥氏体钢与铁素体异种钢管焊接接头
由于蠕变强度和热胀系数不匹配以及焊接界面附近的碳迁移，可能造成焊接界面断裂失效。 如水冷壁与低温再热器复式壁的连接定位卡，过
热器和再热器蛇形管管排定位卡结构，两种管子高温下相对膨胀不畅，管段起拱乱排、卡件脱落拽伤管壁。 侧包覆与侧水冷壁间的鳍片较宽
且满焊，两者工质温度不一致，膨胀量相差大，形成较大的温差应力而拉裂；顶棚过热器运行中热胀不畅，产生较大热应力，导致炉顶管塌陷、密封
烧穿，引起严重漏灰、漏烟，且管子鳍片拉裂造成炉顶管爆漏。(二) 机械损伤：1. 在制作、吊装运输、安装施工中均可能造成机械损伤(1
) 被硬件物体砸伤（起吊落物、炉膛掉焦）(2) 被电焊烧伤2. 运行中的应力拉伤 某锅炉尾部旋转吹灰器的固定板与冷段再热器管
壁焊接一起，固定板被烟气加热，温度高于管壁温度，焊接处存在焊接残余应力，在焊接内应力和热应力的频繁作用下，管壁产生环形裂纹，导致再
热器爆管。 膨胀受阻，导致屏间、管间的鳍片拉裂管子。联箱短管角焊缝因受热面管屏膨胀不畅，造成角焊缝开裂。 3.1.2 四管爆
漏故障诊断识别一、超温过热(一) 短期超温1. 位置：一般在过热器和再热器的向火侧2. 断口形状(1) 一般爆口较大呈喇叭状，管壁
严重减薄边缘锋利。(2) 爆口塑性变形大（为韧性断面），外表呈兰黑色氧化组织，管径明显胀粗。(3) 断口处为羽毛状奥氏体组织或为铁
素体加块状珠光体，珠光体有一定程度的球化。(二) 长期过热1. 位置：高温过热器外圈、过热器、再热器和水冷壁的向火侧（如热段再热器
的屏式管下部等），也有发生在过热器和再热器管子中。2. 断口形状(1)??一般爆口较小呈喇叭状或鼓包状，断口边缘是钝边。(2)??
断口粗糙、脆性断裂，管径无明显胀粗、管壁几乎不减薄，有坑穴。(3)??爆口周围有较厚的氧化皮，有密集的纵向裂纹或空洞。(4)?断面
金相组织可能发生再结晶，为沿晶蠕变断裂，所以也称蠕变损坏。向火面发生珠光体球化，甚至石墨化。有碳化物析出，并聚集长大。二、磨损(一
)位置1. 主要发生在高温段省煤器，在过热器，再热器烟气进口处时有发生。2. 省煤器和低温再热器磨损多发生在并列管组弯头处和管组弯
头与竖井侧墙之间的烟气走廊处迎烟气流侧。3. 低温过热器和高温再热器磨损多发生在靠两侧墙的烟气走廊和后竖井进口前、后墙的烟气走廊。
4. 过热器和再热器入口处的弯头，尾部烟道管子后弯头与包覆管之间的烟气走廊，出列管子和横向节距不均匀的管子最大烟气速度位置磨损最严
重。5. 吹灰器附近的管束、吹灰器喷口下方的省煤器管，燃烧器及三次风咀附近的水冷壁管。(二)断口形状1. 向火面断口管壁严重磨损减
薄、呈刀刃状，属韧性断裂。2. 磨损表面平滑呈灰色或管面金属自行脱落形成麻址班点，磨出小坑。3. 管径一般不胀粗。4. 金相组织无
明显变形、爆口边缘的铁素体晶粒无拉长现象。三、磨蚀(一)熔解氧腐蚀1. 位置：在汽包的水线及空间部位、在省煤器入口段内壁、省煤器中
部乃至后炉膛水冷壁管可能产生严重的局部溶解氧腐蚀。2. 断口形状(1) 主要特征是溃疡腐蚀。管内壁产生点状或坑状腐蚀，坑内有黑色沉
积物（Fe3O4），比较疏松基本无结垢覆盖。(2) 爆口金相分析为正常的铁素体加珠光体组织，晶粒沿爆口方向拉长，为韧性断裂。(二)
碱性腐蚀1. 位置：一般发生在水冷壁的向火侧，通常在流动受干扰、炉水杂质易于沉积的地方。(1) 炉水流动受干扰的位置，主要有焊接接
口，向火侧有很多水垢处，炉管方向骤变及管内径改变处等。(2) 高热负荷部位，如燃烧器附近。(3) 容易出现膜态沸腾的部位，如水平管
及斜管处。2. 断口形状(1) 外观为典型的凿槽型金属耗蚀（也称苛性槽蚀）。(2) 管内壁腐蚀坑凹凸不平，坑上覆盖有叠片状腐蚀物或
爆口周围可见层状腐蚀产物。(3) 爆管处金属管壁明显减薄。(4) 金相组织无脱碳现象、金相组织为铁素体加珠光体。(三) 氢损伤1.
位置(1) 水冷壁的高热负荷、弯头、水平或倾斜管段。(2) 爆管位置均处于燃烧器附近。(3) 常发生在炉管的向火侧以及有比较致密
的沉积物（水冷壁管内壁）或多孔的沉积物下面。(4) 在酸性（pH值为4~5）至弱碱性（pH值为7~9）的宽泛范围内均能发生氢损伤。
2. 断口形状(1) 爆口无明显的变形、胀粗、减薄或“缩颈”现象。(2) 爆口断面平齐、粗钝，呈掀开状为脆性断裂特征。(3) 爆口
附近有凹凸不平的贝壳状腐蚀坑（坑内含氧化铁），坑内金属的金相组织及机械性能均未改变。(4) 金相组织为铁素体加珠光体，无明显球化。
(5) 从金相分析看，管壁面多有微裂纹存在，这些裂纹或网状，管外壁完好、裂纹由内壁向外壁扩展，为沿晶裂纹。向火面内壁有明显的脱碳现
象珠光体消失，但无石墨化现象，晶间裂纹严重。(四) 高温腐蚀1. 位置(1) 水冷壁向火侧的管束(2) 燃烧器位置上下以及周围四面
的水冷壁管(3) 过热器和再热器及吊挂定位零件的向火侧表面2. 断口形状(1) 受热面的沾污积灰前沿是产生腐蚀的初级阶段，腐蚀沿着
向火面局部浸入呈坑穴状。(2) 爆口附近有一大片腐蚀区、腐蚀区凹凸不平，无明显棱角存在，断口附近管壁减薄，呈拉裂状为韧性断裂。(3
) 腐蚀面表面的覆盖层较厚，一般为四层。 第一层为积灰；第二层为疏松积灰和氧化铁的混合物；第三层为炉灰和Fe2O3的褐色脆
性烧结物；第四层为Fe3O4呈深灰兰色类似搪瓷状。 在腐蚀前沿的金属表面可能发生晶界腐蚀现象。 (五) 低温腐蚀1 位置：多
发生在低温省煤器和空气预热器管壁上，省煤器的烟温比较低，若尾部有漏风现象，局部烟温更会降低、腐蚀更严重。2. 断口形状：爆口附近有
凹凸不平的腐蚀区、呈拉裂状。金相组织无明显变化，断口处晶粒拉长，为韧性断裂。该腐蚀具有缝隙腐蚀特性。(六) 应力腐蚀1. 位置(1
) 主要发生在低压汽包锅炉的铆钉、铆钉孔、管子帐口和汽包孔座处。(2) 过热器和再热器的高温区管和取样管可能产生应力腐蚀故障。2.
断口形状(1) 管内壁有一层氧化皮，有腐蚀斑点，在裂纹处有明显的凹坑及沟槽，裂纹内有灰色腐蚀产物，腐蚀产物中氯含量较高。(2)
断口具有冰糖块状花样或呈颗粒状，断口周围无塑性变形，为脆性断裂，裂纹具有树枝状的分叉特点，其走向为沿晶型或穿晶形，裂纹较粗，较直，
裂纹从腐蚀处产生，裂源较多。四、疲劳(一) 振动疲劳１. 位置(1) 尾部对流受热面（省煤器及管式空气预热器）及尾部烟道。(2)
炉墙及刚性梁的支杆和拉杆(3) 燃烧器附近，燃烧室。(4) 卧式过热器的管道。(5) 水冷壁管，后水冷壁延伸悬吊光管。２. 断口形
状(1) 断口处管径正常、金属壁厚无减薄现象。(2) 管内、外部环向裂纹特征一致，内外裂纹已贯穿、断口整齐、无明显伸长迹象；裂纹断
口呈脆性，可见贝纹线及二次穿晶裂纹为典型的疲劳断口；疲劳裂纹源起于焊接缺陷处，沿周向扩展。(3) 连接焊缝或部件拉裂 后包墙管和侧
包墙管焊缝拉开 水冷壁密封片、穿墙、连杆焊点撕裂、泄漏 炉墙及刚性梁的支杆、拉杆变形 水冷壁鳍片焊缝撕裂或拉裂水冷壁管 空气预热器
管箱热风管拉裂(二) 热疲劳1. 位置(1) 烟气侧热疲劳发生在水冷壁和过热器管(2) 水汽侧热疲劳发生在水冷壁的汽水分层处、省煤
器进口联箱、省煤器管和停炉时锅炉管下部分积水处。(3) 拉裂热疲劳：水冷壁四角采用密封钢板时，因热胀受阻，经多次热循环导致拉裂；联
箱上的弯头管座，因连接各屏管子之间的热负荷差，热应力大而被拉裂。(4) 应力集中区域，如弯头、焊口和表面缺陷处。２. 断口形状(1
) 断口有明显胀粗(2) 金相分析发现晶内和晶界分布着大颗粒碳化物，珠光体球化、石墨化及热脆性。(3) 向火面管壁超温，裂纹处珠光
体球化程度向火侧比背火面严重。(4) 裂纹粗而短，沿晶开裂，存在二次沿晶裂纹，裂尖端不连续，其扩展方向垂直于管轴方向。(5) 裂纹
中充满腐蚀介质和腐蚀产物，呈楔型，在裂源处有熔盐和煤灰沉积，具有硫蚀特征。 (三) 腐蚀疲劳１. 位置：锅炉内存在腐蚀介质，在振动
疲劳和热疲劳可能发生的部位，均可能产生腐蚀疲劳，某锅炉左右墙水冷壁，尤其右墙水冷壁因焊接，母材缺陷等频繁发生腐蚀疲劳大范围泄漏。２
. 断口形状：(1) 管径无明显胀粗、减薄现象，没有塑性变形，呈脆性断裂。(2) 裂纹断口面较平齐，与管子壁厚垂直，但不光滑。(3
) 内外壁的表面有许多微裂纹，裂纹扩展和分布方向都与径向或45?角，裂纹内有腐蚀介质（Fe3O4），裂纹附近呈现大范围的脱碳现象，
金相组织为铁素体+珠光体（细颗粒状）+ 碳化物颗粒。(4) 腐蚀疲劳常以多裂纹源方式发生，因此断面上常有独特的多齿状特征。3.2
锅炉燃烧系统故障 煤质下降、调峰（低负荷）等对燃烧的稳定性和安全性带来了严重的影响。煤粉锅炉要求在炉膛内燃烧的稳定、
均匀的火焰和强烈充分的燃烧。锅炉运行安全和经济性，在很大程度上取决于燃烧系统的状况，尽量减少因燃烧不稳定而投油燃烧的次数，并防止因
炉膛灭火而引发炉膛爆燃等事故。 锅炉燃烧系统首先涉及到燃料品质，其对燃烧过程的影响很大，其次是燃烧工况的合理组织，燃料
量的均匀供给，空气量和燃料量的恰当配比。燃烧系统故障还涉及锅炉结构设计、制造、选材、安装质量、运行调整等。3.2.1 燃烧系统故
障类别一、燃料供应方面(一) 煤质不理想：煤灰分高、挥发分低、硫含量高；发热量与锅炉设计要求相距较大。(二) 制粉细度不够，磨煤机
出力偏低，给粉机断粉，煤粉管道堵塞。二、空气供应方面(一) 送风量不足(如送风阻堵)，出现局部缺氧燃烧。(二) 一.二次风配比欠佳
、一次风速风温达不到要求，一次风速偏差较大。三、燃烧器阻力大，低负荷稳燃性能差，燃烧器变形烧坏。四、炉内空气动力场特性不良，实际切
园直径偏大，火焰中心偏斜。五、炉膛出口烟温偏高，受热面超温蠕变。六、积灰、结渣、结焦。七、水冷壁高温腐蚀。八、空气预热器漏风，空预
器及省煤器堵灰与低温腐蚀。九、汽包压力偏高，再热汽汽温偏低。十、炉膛熄火，回火，放炮，甚至爆炸。十一、吹灰器质量差，投用率低。十二
、受热面磨损，承压件拉裂。十三、CO、NOX排放量增大。3.2.2 火焰检测原理 火焰是燃烧状态稳定与否最直接的反映。火焰
检测包含两个函义：火焰是否存在和燃烧是否稳定。一、炉膛火焰特征 燃料燃烧时火焰放出大量的能量，这些能量主要包括光能（紫外光、
可见光、红外光等）、热能及声波。 燃烧火焰的辐射具有强度和脉动频率两个特点，强度信号又分为平均光强信号和闪烁光强信号。二、炉
膛火焰检测原理和方法(一) 光谱分布特性：依据火焰的辐射强度来判断火焰是否存在。 按检测所用光谱波段差异可分为紫光线，可见光
，红外线及全辐射火焰检测。 紫外线是在煤粉着火初期产生的，它用来区分单个燃烧器的火焰，但紫外线检测煤粉火焰的信噪比很低，仅适于燃油
锅炉检测。 红外线比较适合检测全炉膛火焰。 可见光及近红外线是应用较多的光谱区。 全辐射法检测应用受到一定限制（因其光电元件响应速
度慢，易受环境影响）。判断火焰存在如否，拟设定一个强度阈值，当辐射强度超过此阈值时认为火焰存在。 不同浓度下煤粉火焰的光谱
分布曲线呈双峰状，在5000?和7800?附近有峰值，在6000~7000?之间出现低谷，在低谷段火焰辐射强度随煤粉浓度的降低而减
少，呈明显的正相关性，而在二峰值段无此现象，所以火焰光谱检测应在辐射波长6000~7000?之间进行。(二) 频率分布特性
由于各种随机扰动的存在，火焰辐射强度是随时间变化的，它在平均光强上下波动（闪烁），其频率为0~2000Hz。火焰辐射脉动频
率与燃煤成份，风/煤比、一、二次风率、风速等有关，根据脉动频率量值可以判断火焰的存在。 火焰的频谱分布特性通过对火焰
信号时间序列的FFT获得，得到稳定或不稳定工况下的频谱分布图。火焰不稳定时，低频部分的能量增加较多，变化较大。 频率分
布特性检测一般应用可见光。 经过大量实验分析，存在三个火焰基础闪烁频率的范围：1. 15~50 Hz 火焰正常2
. 7~15 Hz 火焰不稳定3. ≤7 Hz 火焰熄灭 我国运用较多的比较成功的FSSS系统（炉膛安
全监控系统）是可见光双信号火焰检测器（双信号——用火焰强度和火焰频率来综合判断火焰是否存在）(三) 色度分布特性 根据国际表
色方法对燃煤火焰的颜色进行定量计算。 研究表明，煤粉火焰基本处于白色区域，但非纯白光，三原色光谱略呈黄绿兰。任何一个色光的表
色系统都可直观地反映燃烧状况。在煤粉浓度较高时，火焰颜色略呈黄色，随着煤粉浓度的降低，色度坐标减小，颜色从绿色过渡到兰色。在煤粉稀
薄时，色度坐标的反应也很灵敏。火焰的色度坐标变低，意味燃料量不足，燃烧不稳定，甚至可能出现灭火。 (四) 基于相关原理的火焰检测
两个光电探头呈一定角度安装，当二探头探测的相交区域有火焰时，二探头会同时测到同区域相似的火焰的辐射信号，此时相关系数比较大
，当相交区域的火焰熄灭时，二探头测到的将是不同区域的背景火焰或炉壁辐射信号，其接收的信号自然不同，故相关系数有差异，同样，任何火焰
的漂移和不稳定都将导致相关系数的降低。实践经验表明，相关系数>70%时可以认为火焰正常。 除上述单对光电探头外已研究出光电阵
列相交的火焰探测器以解决其某些情况下检测数据的误差。(五) 数字图像火焰检测 用CCD摄像机摄取火焰的图像，输出信号
用计算机处理。一般用棱镜或光纤将图像传至安装在锅炉外边的摄像机，用计算机处理，在显示器上以伪彩色火焰显示、火焰燃烧棒图、火焰亮度分
布图等形式显示。这种系统灵敏度很高，操作使用方便，随着总价格的日益降低，必将有更广泛的应用。(六) 其他火焰检测方法 传统
的直接接触式的测量（火焰温度或导电特性）方法已不再使用了，声检测和微波火焰检测均有少量采用。 当天线发射微波通过火焰空间（电
离区）时，将为火焰吸收和散射，其吸收和散射的能量大小可由仪器检测。该法已成功用于无烟煤锅炉火焰的检测。3.2.3 燃烧检测技术一
、炉内温度检测技术(一) 图象检测法 利用光纤和电视摄像技术可获得火焰的二维图像，以其辉宽分布及2~3个波长的发光检测可推算
出炉内瞬时温度场分布。通过炉内温度场，可以详细地了解炉内燃烧状况。 图像检测系统的组成如下：1. 探测器：由光学透镜，图像
光纤，摄像机组成。2. 信号处理部份：对火焰图像信号进行处理，输出与火焰辉度分布和水平对应的模拟信号。3. 图像处理部份：对模拟
信号进行图像处理，然后在CRT上显示出来(二) 声波CT法 利用声波在气体介质中的传播速度与气体温度的相关性求解温度场分布。
在获得燃烧气体中透过的气体信息后，利用CT法进行处理。二、炉内微压波动检测 利用燃烧中微小压力的脉动（或微压波动）可对
锅炉燃烧状况进行检测。微压波动能谱与NOX排放量、CO、粉尘排放浓度存在着一定的相关性。将实测的NOX、CO和粉尘浓度用微压波动能
谱的参数进行多重回归分析。得出相应的相关系数值，作精确推算。三、炉膛内未完全燃尽碳预测方法 包括图像处理和炉膛模拟两部份，图
像处理单元可得到火焰的温度分布。炉膛模拟单元利用给煤率，煤的化学成份和含灰量计算出从燃烧器区域到炉膛 出口的碳的动态减少量（燃尽特
性），以此作为燃烧经济性评估的依据。 未燃尽碳的预测计算式： (15-4)式中：A——煤的含灰量
xt——炉膛出口的平均燃烧率，由各层燃烧器的燃烧率加权求和而得（权重为各层燃烧器燃料量的比率）3.2.4 燃烧诊断技术
一、光谱分析诊断技术 研究表明，煤粉火焰中波长为600~700nm的辐射能量与煤粉浓度间存在正比关系。通过检测这一波段的辐射
强度，可获得煤粉浓度变化的信息，对锅炉燃烧状态进行诊断。二、火焰颜色分析的诊断技术 可对同一个色光进行表色，确定火焰的色度坐
标。不同色度坐标反映不同的煤粉浓度、不同的燃料品质。火焰色度坐标可作为风煤匹配是否恰当的诊断依据，火焰色度坐标变低，表明燃烧区的煤
粉浓度低，不利于优化燃烧。 火焰颜色为橙黄色：表明氧气充足，火焰强烈，充分燃烧。 煤粉浓度大时呈明亮的橙黄色。 火焰颜色为兰色：表
明氧气不足，燃烧不稳定，不充分。 煤粉浓度小时略呈兰色。三、频谱分析诊断技术 根据火焰的频谱分布特性的低频波动能量和燃烧稳定
性的本质特性联系在全频范围内进行燃烧诊断，能获得更详尽的反映燃烧工况的信息。 燃烧不稳定时，低频波动能量变大频谱中的交流分量大大
增加。??? 燃烧稳定时，低频波动幅度变小，频谱中交流分量也小。 通过带通滤波器，取出火焰辐射信号中的交流分量，对其相对值的
大小进行分析可以判断燃烧的稳定性。四、利用摄像法检测诊断技术 利用CCD摄像机可摄拍到火焰分布情况，通过火焰的形式和分布，可
以判断燃烧器的气流工况、煤粉气流的着火及燃烧情况、炉膛的热偏差状况以及水冷壁有无结渣等诊断。五、全炉膛火焰检测诊断技术 主要
从环保和燃烧经济性出发，可以预测煤粉的未燃尽碳的含量以及NOx的生成物。(一)UBC预测及燃烧经济性诊断。 未燃尽碳（
UBC）含量能直接反映锅炉的燃烧状况。辐射能量，燃烧率及烟气中的剩余氧量可作为预测UBC的特征参数，因为辐射能量的控制变量（给煤量
及煤的发热值，送风量及风温等）变化时与UBC成很好的反比关系。 全炉膛火焰检测诊断技术利用火焰电视（FTV）、CCD摄
像机、采用最新的图像处理技术，将火焰信号和背景信号分开。保证了图像的清晰度。(二)NOx排放量（浓度）的预测 目前主要有两种方法
：1. 借助全炉膛火焰图像处理系统，对火焰图像进行有效的处理、计算。2. 建立NOx浓度与输入变量之间的数学模型进行估算（其计算结
果与试验数据较吻合，相对误差<10%）。六、基于自组织神经网络的燃烧诊断技术 这是一种频谱分析技术和自组织神经网络原理相结合
的、定量的燃烧诊断技术。诊断过程分三个阶段进行：频谱分析，建立自组织神经网络，应用神经网络进行燃烧诊断。七、火焰检测器及燃烧诊断系
统(一) 火焰检测器1. 单个燃烧器的火焰检测器(１) 红外线火焰检测器工作波长：0.7~16.2um。动态频率范围：高位55~7
500Hz；低位15~4000Hz(２) 可见光火焰检测器工作波长：0.3~1.1um。检测频率范围：100~1000Hz(3)
相关火焰检测器２. 全炉膛火焰检测器（多数是一个检测系统）(1) 基于光能强度的全炉膛火焰检测系统 根据火焰的平均光强及闪烁光强
判断火焰是否存在，也可输出“临时灭火”报警信号。(2)摄像型全炉膛火焰检测系统 包括火焰电视（FTV），光学扫描器及
数字图像处理的智能型火焰检测装置。炉内火焰用潜望镜摄取经两棱镜反射后经摄像机变成视频信号，由屏蔽电缆连到监视器，在监视器上呈现炉内
燃烧火焰实况。 系统由光学图像传感器（OIS），图像采集卡、微机及CRT组成。在CRT上显示：伪彩色显示的火焰，火焰
燃烧棒图，火焰的亮度分布图、火焰亮度的历史记录和变化趋势曲线。(二) 燃烧诊断系统 图内外均有多个产品问市，国内燃烧诊断系统
的主要功能如下：1. 火焰温度场分布诊断2. 燃烧经济性诊断(1)在一定风煤比下，估算剩余可燃物(2)在各种负荷下寻求优化的风煤比
3. NOx排放量估算4. 飞灰中未燃尽碳（UBC）含量估算3.2.5 炉膛积灰结渣 积灰：指温度低于灰熔点的灰粒在受热面
上的沉积。 结渣：熔融、半熔融颗粒碰撞在炉墙受热面管壁被冷却凝结下来、并在受热面上不断生长、积累形成结渣。 结渣是一个
复杂的物化过程，也是非常复杂的气固多相湍流输运问题。 锅炉积灰结渣有很大的危害性，降低受热面的传热能力，降低锅炉效率，烟道局
部堵塞，引风量不足，可能造成炉内正压，炉膛出口烟温升高，危害过热器，再热器的安全（高温蠕变）、粘结在受热面上的灰渣，形成高温腐蚀，
落焦会砸坏冷灰斗水冷壁管等。一、锅炉结渣的形成(一) 煤灰的熔融温度指标ASTM（美国材料试验协会）定义了四级，我国也有相应标准。
DT——开始变形温度——相当我国的T1(t1)ST——软化温度——相当我国的T2(t2)HT——半球温度FT——流动温度——相当我
国的T3(t3) (二) 沉积物形成方式 由于烟气中含矿物质（气、固态）而在炉墙和受热面管外壁产生沉积物。沉积物形
成有如下途径：1. 气体扩散沉积 这是一种挥发性灰向管外壁的气相扩散。高温下以气态存在于烟气中的矿物质主要包括NaCl、KC
l、Na2SO4、K2SO4等化合物，若以上矿物质的露点比受热面表面温度低，就会凝结沉积。由于缺氧，炉内还原性气体CO可使燃烧过程
煤粉颗粒的灰熔点温度降低，灰中其他成分的氧被CO夺取后，灰将成为共熔体，共熔体的熔点会下降很多（有的降低500℃）。２. 颗粒扩散
沉积 由于燃烧中煤粉颗粒的破裂以及气态矿物质凝结等使飞灰中含有小于1?m的微颗粒，在布郎运动（弥散在烟气中）作用下，这些微颗
粒被输运扩散至受热面沉积下来（沉积颗粒一般均<0.2?m）。３. 热泳力沉积 由于炉内温度梯度的存在，小于10?m小颗粒会从
高温区向低温区运动。热泳力沉积与温差密切相关，热泳力一般易使0.5~5?m的小颗粒沉积在受热面的管壁上。４. 电泳力沉积 由
于火焰中气体的电离或由于颗粒间的碰撞，摩擦等带上电荷，在炉内将形成电场。在电场力作用下，带电颗粒将向受热面运动，具有较高电导率的颗
粒（碱金属或铁成份颗粒）易被受热面吸附。5. 惯性沉积 烟气中（大于10?m的）飞灰颗粒的运动比周围气体分子具有更大的惯性，
当烟气速度在10~25m/s时，直径为5?m左右的灰粒，由于惯性作用会沉积在水汽管壁上，又若处于熔融或半熔融的颗粒，不论粒径大小，
由于惯性而达到受热面一般均可沉积其上。６. 涡流扩散沉积 在管子的背风侧容易形成涡流扩散沉积７. 化学反应沉积 气体与
沉积物灰渣本身发生化学反应（包括硫化、碱化和氧化等）而使灰渣层增厚。 以上各沉积方式几乎在受热面沉积物形成过程中同时存在，只
是不同受热面各种方式的作用不同。低热对流受热面主要是电泳力沉积，颗粒扩散沉积和涡流扩散沉积，高热受热面则热泳力沉积和惯性沉积是主要
的。不过，各沉积层形成均以惯性沉积方式为主。(三) 煤粉锅炉结渣的形成过程 熔渣能润湿耐火材料和金属，由于惯性等使熔融或半熔
融态颗粒与受热面之间形成初始沉积物，沉积层厚度不断增加，随着炉内环境温度的增加。沉积物与受热面之间以及沉积物之间的粘接强度增加，最
后在沉积面上基本不再发生熔融或半熔融态颗粒的凝固而形成“捕捉”表面。 “捕捉”表面形成后，不仅熔融颗粒，即使是固态颗粒只要撞
击上均被“捕捉”，这样沉积厚度快速增加，直到沉积表面温度达到重力作用下流动的界限粘度值（一般为250p）的温度时，沉积层厚度不再增
加，撞击其上的固态或熔融态的颗粒，由于重力原因，将沿管壁外表面向下流动。结渣的形成过程可概括为三阶段：１.初始沉积层：与受热面最先
直接接触的那一部分沉积物、初始沉积物与受热面之间的粘附力强，形成较快。２. 一次沉积物：“捕捉”表面形成以前的沉积物，一次沉积物形
成后，一般吹灰方式难以除去，（一般形成较慢）。３. 二次沉积物：“捕捉”表面形成以后的沉积物（一般形成较快）二、结渣识别与预测(一
) 按煤灰的物理特性进行识别物理特性包括煤灰的熔点温度，灰渣粘度，烧结温度和渣形特征等。１. 根据灰熔点温度对结渣预测（１）按煤灰
的变形温度(t1)，软化温度(t2)进行预测（a）t1判断——还原性气氛中的初始变形温度是一种常用的结渣预测指标。中国标准判断如下
： 美国CE标准 （DT变形温度相当于我国的t1）： 变形
温度t1 结渣倾向
DT>1371℃ 不结渣 >1289℃ 不结渣
DT=1093~1204℃ 易结渣 =1108~1288℃
中等结渣 <1107℃ 严重结渣
哈成套研究所提出的数据：
t1>1390℃ 不结渣
t1=1260~1390℃ 中等结渣
t1<1260℃ 严重结渣 （
b）t2判断——利用灰的软化温度作为结渣预测指标(1) 日本标准： t2?1230℃ 结渣倾向性低 t
2<1230℃ 结渣倾向性高 西安热工院标准： t2>1230℃ Qar,ne
t =8.5~27MJ/kg 不结渣区 t2<1230℃ Qar,net >1
2.6 MJ/kg 结渣区（Qar,net——煤低位发热量，作为辅助预测指标）(2) 利用熔点结渣指数（RT）进行结渣预测
美国ASTM标准（主要为B&W公司采用） （3-5） 式中：DTmin——初始变形温度
STHmax——较高的半球温度推荐界限值： RT>1343℃ 不结渣
RT=1149~1343℃ 中等结渣
RT<1149℃ 严重结渣（3）用灰渣电阻突变时的温度TR预测 测量灰渣电阻时发现，当温度升到某一数值时，电阻有一
突然下降的现象。电阻突变的对应温度称TR。一般TR 美国ASTM用灰渣液化温度FT和开始变形温度DT的差值来衡量水冷壁管上灰渣的附着力。FT-DT<149℃时，结渣附着力较强FT-D
T>149℃时，结渣呈疏松状，易用吹灰器清除掉。２. 根据灰渣粘度特性对结渣预测(1) 灰渣粘度的直接测量利用高温灰渣粘度计直接测
粘度与温度的关系来判断灰渣的结渣特性。当灰渣粘度<250P时，渣的流动性很好，水冷壁管外形成很浅渣层。当灰渣粘度处于（500~10
000P）时，管壁外结有塑性态渣层，很难清除。当灰渣粘度处于>10000P时，一般不易结渣。(2) 灰渣粘度的间接确定
T250——灰渣粘度在250P时所对应的温度，T250越高，表示灰渣要在更高温度下，才能达到250P粘度值，因此结渣倾向小，T2
50低表示在较低温度下达到250P粘度值，易结渣。(3) 用粘度型结渣指数RV来预测 （3-6）式中 T250（氧化
）——氧化气氛下，灰渣粘度为250P的温度 T10000（还原）——还原性气氛下灰渣粘度为10000P的温度
Fs——温度修正系数，由定性温度TFS算值查下表 （3-7）TFS=1038，1093，1149，120
4，1260，1316，1371，1427，1482，1538 Fs= 1.0， 1.3， 1.6， 2.0，
2.6， 16.3， 4.1， 5.2， 6.6， 8.3推荐的判断界限值：Rv<0.5：弱结渣；Rv=0.5~0.
99：中等结渣；Rv=1.0~1.99：中等结渣；Rv>2.0：严重结渣３. 根据煤灰的烧结强度（?bc）预测（单位MPa）?bc
<6.89：轻度结渣；?bc =6.89~34.47：中等结渣；?bc =34.48~110.3：严重结渣４、根据渣形特征进行预
测 此法具有直观，试验简单易行，费用低，可预报结渣部位等优点，渣型对比法预报结渣故障与实际结渣状况相吻合。 (二) 按煤灰成
分特性进行识别１. 用灰中碱金属氧化物含量来预测Na2O含量对锅炉污染影响最显著，故常以Na2O含量作为判断标准。
烟煤灰中Na2O含量% 结渣倾向性 褐煤灰Na2O含量% 结渣倾向
<0.5 低
<2.0 低
0.5~1.0 中等 2~6
中等 1.0~2.5
高 6~8
高 >2.5 严
重 >8 严重２
. 硅比G （%）（3-8）式中：当量Fe2O3=Fe2O3+1.11FeO+
1.43Fe推荐判断界限值见下表 G % 结渣倾向 >78.8
轻微 66.1~78.8 中等 <66.1 严
重３. 铁钙比（Fe2O3/CaO），推荐判断界限值见下表 Fe2O3/CaO 结渣倾向
<0.3 不结渣 0.3~3
中等或严重结渣 >0.3 不结渣４. 碱酸比J
（3-9）推荐判断界限值见下表 J 结渣倾
向 <0.06 轻微 0.206~0.4
中等 >0.4 严重５. 沾污染指数Rf
Rf=J·Na2O （3-10）式中：J——碱酸比推荐判断界限值下表 烟煤R5
褐煤R5 结渣倾向 <0.2 <0.1
轻微 0.2~0.5 0.1~0.25 中等
0.5~1 0.25~0.7 高度 >1
>0.7 严重６. 煤灰中主要成份对结渣的影响(1) SiO2增加，在较广范围内SiO2变化对结渣影响不大；在小于该范围而CaO含量高时，SiO2增加，结渣倾向增加；在大于该范围SiO2增加时，结渣倾向减少。(2) Al2O3增加，有利于减轻结渣倾向。(3) Fe2O3增加，结渣加重。(4) CaO在某一值内增加，结渣倾向增加；而在某一值后增加，可减轻结渣倾向。(5) 碱金属氧化物MgO对结渣一般影响不大。三、锅炉结渣故障监测诊断(一) 锅炉受热面总体的结渣性能诊断 炉内结渣除与燃煤特性相关还与锅炉的结构设计和运行参数有关。１. 根据炉膛出口烟温变化进行诊断 当炉内积灰结渣时，水冷壁吸热量减少，炉膛出口烟温升高，因此炉膛出口烟温变化从总体上反映了炉内结渣状况。国外几乎所有结渣监控系统都以此作为主要或重要辅助诊断手段。２. 采用热流计作为诊断传感器 热流计安装在水冷壁上，以热流计表面的沾污模拟附近水冷壁结渣的产生和发展过程。根据结渣引起的热流变化可以对炉膛结渣进行诊断和监控，吹灰后受热面热流显著增加。通过对热流变化的监控，可优化吹灰过程，使受热面保持在较高换热水平下工作。３. 炉内结渣直接诊断 利用装在不同位置的红外线成像机直接测量水冷壁表面的辐射率。以此来判断壁面结渣状况，也有用照像或摄像的直接诊断方法。这种方法与炉膛出口烟温变化检测结合，能较好实现对锅炉结渣的诊断监控。(二) 锅炉结渣故障的模糊数学诊断 煤灰在受热面上的结渣是一个非常模糊的概念，影响因素错综复杂，很难用精确的测量加以判定。人们用模糊数学方法对锅炉结渣特性进行判断，考虑了燃料特性、气氛（过量空气系数），燃烧温度、实际切园直径等因素对结渣特性的影响，诊断的准确性比单一判断指标要高。(三) 以燃烧过程数值计算为基础，对锅炉结渣故障的诊断。 在燃料一定的情况下，结渣是由炉内燃烧工况决定的，主要取决于以下参数： 炉内空气动力场。对切园燃烧锅炉，实际切园直径影响最大。 炉膛内温度场分布。 炉内燃烧产物的气氛（氧气的浓度）。 受热面的条件（受热面粘结性，粗糙度，热流密度等）。 煤粉燃烧后形成的灰的分布，运动状况（灰粒的尺寸与分布，灰粒运动轨迹及碰壁情况）及灰粒的粘性（取决于灰成分、温度、周围烟气的组成）。 燃烧过程的数值计算可提供灰粒和烟气的温度场、速度场，烟气组成及热流密度等数据，对这些数据进行全面、详细的分析处理，可对炉内燃烧过程，结渣情况作出全面分析诊断。(四) 锅炉结渣监控诊断系统系统通常由诊断装置，数据采集装置，计算机及显示装置等组成。 Wynnychyi等人开发的系统由热流计、高温计、热电偶、数据采集系统、微机、显示装置和锅炉固有的测量装置等组成。炉膛结渣由82支脏热流计和13支清洁热流计进行全面诊断与监控，并将水冷壁的污染状况显示出来，以指导运行人员优化吹灰。而对流受热面积灰，则采用红外高温计，壁温热电偶及其他固定测点对灰污染状况进行诊断监控。实践证明，该系统在优化吹灰和运行，提高可用率，减少因除渣降负荷的次数，增加出力，提高效率等方面发挥了重要的作用。 Afenso等人用红外成像机对水冷壁表面发射率进行定量测量，并以光学高温计测量炉膛出口烟温相配合，进行炉膛结渣监测，以指导水冷壁吹灰程序的优化。 炉膛灭火原因分析一、煤质变差，挥发分降低，发热量降低，灰分增加，炉内出现燃烧不稳定，容易引起灭火二、低负荷运行，炉内燃烧温度较低。三、燃烧调整不及时。配风不合理，煤粉细度较粗，炉膛吹灰影响。四、给粉波动，引起炉内燃烧波动。五、煤-气混烧，供气波动。六、掉焦灭火。七、炉内空气动力场不良，切圆太小，燃烧器设计不合理，燃烧器烧坏变形。八、油雾化不良。九、水冷壁爆管。 |
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