防氧化皮脱落关键技术统一标准网传.doc

XXX集团公司亚、超（超）临界锅炉高温受热面氧化皮防治技术原则

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XXX集团公司
目 录
前 言 1
1.范畴 2
2.规范性引用文献 2
3.总则 3
4.设计过程控制 4
5.保管及安装前控制 6
6.锅炉化学清洗过程控制 6
7.锅炉吹管过程控制 9
8.机组整套启动前水冲洗 9
9.锅炉启动过程控制 10
10.锅炉运营控制 11
11.锅炉停炉过程控制 13
12.机组停用保养 14
13.锅炉检修检查 14
附录1 亚/超（超）临界锅炉受热面金属壁温测点布置原则 16

前 言

亚/超(超)临界锅炉高温受热面用铁素体钢、马氏体钢和奥氏体钢材料投入运营后，管内壁在高温水蒸汽作用下生成氧化皮是不可避免。运营中，管内壁产生氧化皮生长到一定厚度时，因氧化皮膨胀系数比母材小，在机组启停过程中会剥落。当剥落物堆积到管排下部弯头部位，将引起管路堵塞而发生超温爆管；当剥落物随蒸汽进入主汽阀会导致卡涩；当剥落物进入汽轮机将发生固体颗粒冲蚀（SPE）。针对亚/超(超)临界锅炉高温受热面氧化皮这一共性问题，以及在建即将投产和将来规划多台超临界及超超临界机组形势，XXX公司组织技术研究院开展技术攻关，研究编制了《亚/超(超)临界机组锅炉高温受热面氧化皮防治技术原则》。制定本原则对于指引亚/超(超)临界机组氧化皮有效控制，保证XXX公司亚/超(超)临界机组安全、稳定、经济运营，具备十分重要意义。
本技术原则，涵盖了锅炉设计、保管及安装前控制、化学清洗、蒸汽吹管、启动、运营、停运过程、停炉保护以及锅炉检修等各个环节，提出了高温受热面氧化皮防治相应技术办法。鉴于亚/超(超)临界机组锅炉高温受热面蒸汽氧化、氧化皮脱落问题在国际上尚未主线解决，随着国内外对亚/超(超)临界机组锅炉高温受热面蒸汽氧化腐蚀治理研究不断进一步、经验逐渐积累，还将对《技术原则》进行及时补充、修改和完善。
各单位可依照本技术原则制定实行细则。
本技术原则附录为资料性附件。
本技术原则归口单位：XXX集团公司
本技术原则起草单位：XXX集团公司技术研究院

本技术原则重要起草人：

亚/超（超）临界锅炉高温受热面氧化皮防治
技术原则
1.范畴
本技术原则规定了亚/超(超)临界锅炉高温受热面氧化皮防治技术规定和管理规定，涉及设计、化学清洗、蒸汽吹管、启动、运营、停炉、检修等环节，合用于XXX电力300MW、600MW、1000MW级别亚/超(超)临界机组。
2.规范性引用文献
下列原则所包括条款，通过在本原则中引用而构成为本原则条款。凡是注日期引用文献，其随后所有修改单（不涉及勘误内容）或修订版均不合用于本技术原则，然而勉励依照本技术原则达到合同各方研究与否可使用这些文献最新版本。凡是不注日期引用文献，其最新版本合用于本技术原则。
GB 5310 高压锅炉用无缝钢管
GB 8978 污水综合排放原则
TSG G0001 锅炉安全技术监察规程
DL/T 438 火力发电厂金属技术监督规程
DL/T 561 火力发电厂水汽化学监督导则
DL/T 715 火力发电厂金属材料选用导则
DL/T 794 火力发电厂锅炉化学清洗导则
DL/T 831 大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则
DL/T 855 电力基本建设火电设备维护保管规程
DL/T 889 电力基本建设热力设备化学监督导则
DL/T 956 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则
DL/T 977 发电厂热力设备化学清洗单位管理规定
火电机组启动蒸汽吹管导则
3.总则
3.1为了减缓亚/超(超)临界锅炉过热器、再热器蒸汽侧氧化皮生成与脱落，减少锅炉非筹划停运，提高锅炉运营安全性、可靠性和经济性，特制定本技术原则。
3.2锅炉高温受热面氧化皮防治，必要坚持电力设备全过程监督管理理念，在锅炉设备选型、设计、制造、安装、调试、检查、运营、检修和改造各个环节，实现全过程技术监督和技术管理。
3.3新建锅炉在设备选型阶段，选取锅炉炉膛上部及高温对流受热面烟道左右两侧烟气温度偏差小，且具备减少左右两侧烟温调节手段锅炉。减少个别区域烟温偏高导致受热面管道超温。项目公司应及时与锅炉制造厂进行沟通，将理解和掌握已投运同类型锅炉、同类型材料存在问题反馈给制造厂，以便在设计中借鉴。当发既有重大技术问题时，应进行设计校核。
在设备选型上重要是审核锅炉厂高温受热面材料设计与否适当，在选用高温受热面管材时除考虑高温强度、材料组织与性能变化外，还应当重点考虑材料抗高温氧化性能。对高温受热面管材选用时建议采用如下原则：
(1) 对于运营经验少管材选用时应相对保守，选用材料时应选高一种级别材料；
(2) 尽量选用国内运营经验较多材料，少选或不选运营经验很少新材料；
(3) 一根换热管尽量采用二种如下材料，不适当采用各种材料；
(4) 换热管内径尽量选用一致，避免过多变径结合面而导致堵塞。
3.4在设计上一种重要方面是调温手段和旁路容量选取，从防止氧化皮大尺寸脱落角度看，不适当选取无旁路系统（机组选用100%旁路系统，有助于锅炉定期吹扫、排出高温受热面内氧化皮等杂质）。对喷水减温器选取特别应注意其漏流问题，不能选取漏流量大减温水调节阀（无论在高压或低压）。
3.5在役锅炉应本着“减缓生成、控制剥落、加强检查、及时清理”原则，监控受热面壁温，控制启停炉速率，发现问题及时采用清理办法，防止因氧化皮脱落引起锅炉爆漏事故发生和扩大。
3.6 亚/超(超)临界机组电厂应建立以总工程师为组长锅炉高温受热面氧化皮防治小组，制定和健全氧化皮防治管理制度和技术档案，并结合本厂机组实际状况，制定氧化皮防治技术原则实行细则，报电力生产部、技术研究院审核、备案。
4.设计过程控制
4.1各过热器、再热器管段应进行热力偏差计算，合理选取偏差系数，并充分考虑烟温偏差影响。选用管材时，在壁温验算基本上应留有足够安全裕度。
（1）确认计算时热力偏差系数。
根据DL/T 831规定，设计时壁温安全性计算屏间热力偏差系数为1.25。各锅炉厂可依照本厂设计规范选用热力偏差系数，但屏间热力偏差系数不得不大于1.25。
（2）过热器两侧蒸汽温度偏差不不不大于5℃，再热器两侧蒸汽温度偏差不不不大于10℃。
（3）超（超）临界机组应校核75%锅炉负荷下具备辐射吸热特性受热面壁温。
4.2 锅炉高温受热面设计选材钢牌号与化学成分、制造办法、交货状态、力学性能、液压实验、工艺性能、低倍检查、非金属夹杂物、晶粒度、显微组织、脱碳层、晶间腐蚀实验、表面质量、无损检查等技术条件应符合GB 5310规定。
4.3提高锅炉高温受热面管材抗蒸汽氧化能力是氧化皮防治重要技术办法之一。
提高管材抗蒸汽氧化能力几种途径：
（1）管子内壁镀Cr，即通过在内表面形成致密Cr2O3保护层来提高抗蒸汽氧化能力。
（2）奥氏体不锈钢管子内壁喷丸解决，可以在内壁表面形成喷丸硬化层，其中包括了大量位错、孪晶、亚晶等，在高温蒸汽氧化过程中形成Cr向表层短路扩散途径，增进表面Cr2O3保护层形成，从而减少了蒸汽氧化速率。内壁喷丸解决后硬化层应均匀，厚度应达到50μm以上，硬度平均值不不大于280HV，且比母材基体硬度大100HV。在蒸汽温度600℃以上，不适当选用未经喷丸解决10Cr18Ni9NbCu3BN（S30432）管材。
（3）提高钢管材料Cr含量，普通Cr含量提高到22％以上，抗蒸汽氧化能力有明显提高，如07Cr25Ni21NbN（TP310HNbN）。
（4）钢管材料晶粒细化解决：通过特定热加工和热解决工艺可使奥氏体不锈钢晶粒细化，晶界数量增长提供了Cr元素向表面扩散通道，增进表面Cr2O3保护层形成，减少了蒸汽氧化速率，如10Cr18Ni9NbCu3BN（S30432）、08Cr18Ni11NbFG（TP347HFG）。超(超)临界锅炉高温过热器（再热器）选用奥氏体不锈钢管材晶粒度应控制在8～10级。
4.4 某些受热面管子耐热钢最高容许使用温度见下表。

钢牌号
12Cr1MoV
T22
07Cr2MoW2VNbB
(T23)
10Cr9Mo1VNbN （T91）
10Cr9MoW2VNbBN（T92）
最高容许使用
温度（℃）
570
580
580
610
625
钢牌号
15Cr18Ni9
（TP304H）
07Cr18Ni11Nb
（TP347H）
10Cr18Ni9NbCu3BN （Super304）
08Cr18Ni11NbFG
(TP347HFG)
07Cr25Ni21NbN
(HR3C)
最高容许使用
温度（℃）
620
620
650
650
700
4.5 虽然高抗蒸汽氧化性能材料选用受增长投资成本制约，但应避免“以低代高”现象，必要时应对锅炉制造厂提供受热面进行校核计算，校核其受热面材料设计裕度。同屏所使用钢材牌号不得超过两种，以减少异种钢材焊接带来风险。
4.6 高温过热器管屏设计时，内圈管下弯头弯曲半径不得不大于3倍管径，避免通流面积减小导致氧化皮等杂质在此处堆积。同步，应恰当增大末级过热器管内径尺寸。
4.7 为加强高温受热面金属管壁温度全面监测，适度增长热箱内高温受热面壁温测点数量，壁温测点布置原则见附录1。热箱内温度测点宜采用图1推荐集热块构造和图2推荐套管构造。在采用这种构造时必要做到：测点保温；集热块与管壁三面满焊；热电偶前段贴紧管子；压紧螺钉不直接接触热接点。

图1 推荐参照构造之一 图2 推荐参照构造之二
5.保管及安装前控制
5.1各类管道及附件运抵现场后保管，应按照DL/T 855规定执行，重点检查管道标记及附件孔口保护封堵与否严密，对丢失或破损封堵进行补充，以隔绝空气、雨水，防止保管过程中管道内壁产生锈蚀。不锈钢管材应单独存储，禁止与碳钢管混放或接触，并尽量缩短存储周期，运送到现场后及时安装使用。
5.2 受热面管在组合和安装前必要分别进行通球实验，通球后应做好可靠封闭办法。
5.3 在组合安装前，应检查联箱内部有无异物、联箱内壁有无附着物（有条件时宜采用内窥镜进行检查），必要将所有联箱内部清理干净，联箱内壁附着物应采用有效办法予以清除，各接管座应无堵塞。
5.4 安装精准温度测点，控制壁温。
6.锅炉化学清洗过程控制
6.1 亚/超(超)临界机组对热力系统受热面内表面清洁度和运营系统水汽品质规定很高，机组在制造、储藏、安装和长期运营过程中，在金属受热面内表面会产生氧化皮、焊渣、油污、腐蚀结垢产物等，通过机组化学清洗，使机组热力系统受热面内表面清洁，防止因腐蚀和结垢而引起事故，提高机组热效率和改进机组水汽品质，以保证机组顺利投产和安全经济运营。
6.2 按照DL/T 977有关规定，承担亚/超(超)临界机组化学清洗单位应具备电力行业发电厂热力设备化学清洗A级清洗单位资质，禁止无证清洗和越级清洗。
6.3 机组化学清洗范畴可以参照DL/T 794《火力发电厂锅炉化学清洗导则》有关规定执行。
6.4 化学清洗所使用药物需提供产品合格证、质保书等，应现场取样进行小型实验，并委托第三方单位对现场药物进行抽样复检。质量和检定原则详见DL/T 794-附录E。
6.5 清洗奥氏体钢时，选用清洗介质、缓蚀剂和其他助剂中Cl-、F-在清洗液中总量不得不不大于0.2mg/L，并应进行管材应力腐蚀和晶间腐蚀实验，清洗液不得产生应力腐蚀和晶间腐蚀。
6.6 所有清洗药物应分类、整洁放置于清洗现场，并有防护办法；清洗现场应具备暂时化学分析条件。
6.7 锅炉化学清洗介质规定
（1）化学清洗介质及参数选取，应依照垢成分、锅炉设备构造、材质等，实验拟定。采用优选清洗配方和缓蚀剂、先进清洗工艺和高流量清洗设备，综合考虑其经济性及环保规定等因素。
（2）当清洗液中三价铁离子浓度不不大于300 mg/L时，应在清洗液中添加还原剂。
（3）当氧化铁垢中含铜量不不大于5%时，应有防止金属表面镀铜办法。
6.8 化学清洗质量控制
（1）化学清洗前应检查并确认化学清洗用药质量、数量，监视管段和腐蚀批示片。
（2）清洗过程中应监督加药、化验，控制各清洗阶段介质浓度、温度、流量、压力等重要清洗参数。
（3）依照化验数据中清洗液浓度、清洗液中铁离子浓度趋于平衡和监视管内表面除垢状况判断化学清洗终点。
（4）新建炉监视管段普通在化学清洗结束后取出。运营炉监视管段应在预测化学清洗结束时间前取下，并检查管内与否已清洗干净。若管段仍有污垢，应再把监视管段放回系统继续化学清洗，直至监视管段所有清洗干净。
（5）化学清洗后，应对锅炉底部联箱进行内部检查，并彻底清除沉渣。
（6）对被清洗系统管道进行割管检查，判断清洗效果。对新建炉应选取清洗流速最低处割取，对运营炉应在热负荷最高、结垢严重处割取管样。
（7）检查完毕后，应将割管检查系统中拆下装置和部件所有恢复，撤掉暂时设备系统和暂时部件，使系统恢复正常。
（8）锅炉化学清洗后在20天内不能投入吹管或运营，应进行防腐保护。
（9）惯用保护办法：液体保护法有氨液保护、氨—联氨液保护，气体保护法有充氮保护、气相缓蚀剂保护。
（10）锅炉化学清洗废液排放必要符合GB8978规定。
（11）禁止排放未经解决酸、碱液及其他有害废液，也不得采用渗坑、渗井和漫流等方式排放。
（12）火电厂应设有足够容量存储和解决废液解决装置。
6.9 锅炉化学清洗过程中应加强各阶段监测，监测项目按照DL/T 794规定执行。
6.10 锅炉清洗质量验收原则
（1）化学清洗后金属表面应清洁，无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出过洗现象，不应有镀铜现象。
（2）用腐蚀批示片测量金属平均腐蚀速度应不大于6g/（m2﹒h），腐蚀总量应不大于60g/m2，残存垢量不大于20g/m2。
（3）化学清洗后表面应形成良好钝化保护膜，不应浮现二次锈蚀和点蚀。
（4）固定设备上阀门、仪表不应受到损伤。
6.11 新建和运营亚/超(超)临界机组在进行化学清洗系统设计时，应充分考虑锅炉构造特点，在现场条件及安全容许状况下可以扩大清洗范畴，如考虑增长高压给水系统、除氧给水箱、疏水扩容箱、减温水系统等化学清洗。
6.12 新建机组清洗后，宜割开锅炉某些重要联箱，采用内窥镜对其内部进行检查，清除异物，有效避免锅炉运营中由异物引起水力不均导致超温、爆管等。
7.锅炉吹管过程控制
可以参照《火电机组启动蒸汽吹管导则》有关规定执行。
8.机组整套启动前水冲洗
8.1　普通规定：
（1）锅炉启动点火前，对热力系统应进行冷态水冲洗和热态水冲洗。
（2）在冷态及热态水冲洗过程中，当凝汽器与除氧器间建立循环后，应投入凝结水泵出口加氨解决设备，控制冲洗水pH值为9.0～9.5，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。当凝汽器与启动分离器建立循环后，应投入给水泵入口加氨解决设备。调节冲洗水pH值为9.0～9.3。
（3）在冷态及热态水冲洗整个过程中，应监督给水、炉水、凝结水中铁、二氧化硅及其pH值。
（4）锅炉有过热器反冲洗设备时，在第一次点火前，应进行过热器反冲洗。对于怀疑存在过热器积盐机组，在机组启动前也应进行过热器反冲洗。冲洗除盐水应加氨调节pH值为10.0～10.5，冲洗至出水无色透明。
8.2　水冲洗应具备条件
除盐水设备应能持续正常供水；氨和联氨加药设备能正常投运；热态冲洗时，除氧器能通汽除氧（至少在点火前6h投入），应使除氧器水尽量达到低参数下运营饱和温度。
8.3　点火前冷态水冲洗
（1）直流炉、汽包炉凝结水和低压给水系统冷态水冲洗。
当凝结水及除氧器出口水含铁量不不大于1000mg/L时，应采用排放冲洗方式；当冲洗至凝结水及除氧器出口水含铁量不大于1000mg/L时，可采用循环冲洗方式，投入凝结水解决装置运营，使水在凝汽器与除氧器间循环。当除氧器出口水含铁量降至不大于200mg/L后，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。
无凝结水解决装置时，应采用换水方式，冲洗至出水含铁量不大于100mg/L。
（2）直流炉高压给水系统至启动分离器间冷态水冲洗。
当启动分离器出口水含铁量不不大于1000mg/L时，应采用排放冲洗；不大于1000mg/L时，将水返回凝汽器循环冲洗，投入凝结水解决装置除去水中铁。当启动分离器出口水含铁量降至不大于100mg/L 时，冷态水冲洗结束。
（3）汽包炉冷态水冲洗采用排放冲洗，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉。当锅炉水含铁量不大于200g/L时，冷态水冲洗结束。
8.4　点火后热态水冲洗
（1）进行热态水冲洗时，给水含铁量不大于100mg/L后，方可开始锅炉点火。
（2）在直流炉热态水冲洗过程中，当启动分离器出口水含铁量不不大于1000mg/L时，应由启动分离器将水排掉；当含铁量不大于1000mg/L时，将水回收至凝汽器，并通过凝结水解决装置作净化解决，直至启动分离器出口水含铁量不大于100mg/L时，热态水冲洗结束。
（3）汽包炉热态水冲洗依托锅炉排污换水，普通冲洗至锅炉水含铁量不大于200mg/L时，热态水冲洗结束。
9.锅炉启动过程控制
9.1依照直流炉特性，燃料量投入速度比较快，工质膨胀现象比较明显，在压力1.1MPa 左右工质膨胀较明显，分离器水位控制宜投入自动，在手动状况下要注意储水箱水位变化。
9.2干、湿态转换阶段要特别注意，加强调节，保持各参数稳定，特别是调节好燃烧与给水量配合（煤水比，分离器入口工质焓值），严密监视水冷壁管金属壁温，避免受热面超温。
9.3启动过程中机组负荷低于10％避免使用二级减温水（俄制定压运营锅炉除外），启动初期再热减温水量不得不不大于10％再热蒸汽流量。各减温水使用操作要平稳，温度控制要超前，避免突开突关减温水门使管壁急速降温和升温导致氧化皮集中脱落。
9.4启动过程严格按照锅炉厂提供升温曲线控制锅炉升温速率，瞬时蒸汽温升不得不不大于5℃/min，10分钟内温度突变不得超过30℃。
9.5 在锅炉启动过程中尽量早地投用启动旁路，缩短受热面换热管内“U”型弯内积水蒸干温升时间。在冲转和初始升负荷期间，采用带旁路启动，尽量建立较大主蒸汽流量，同步提高冲转及并网时蒸汽参数。
9.6 启动期间在汽轮机冲转前，宜依照旁路容量加大燃料量，用较高蒸汽参数，通过开大高压、低压旁路，运用蒸汽对受热面管内残留氧化皮进行清扫，同步避免氧化皮进入汽轮机导致叶片冲蚀。
9.7 在刚并网时，减小机组升负荷速度，减少主蒸汽温度升温速率，防止主蒸汽升温过快影响汽轮机运营安全而在很低负荷时投用减温水。在机组开始升负荷时应保证蒸汽流量同步增长，避免浮现蒸汽流量不增长，蒸汽温度迅速增长现象。
9.8 在第一次投粉时，尽量减少磨煤机初始给煤量，同步减慢磨煤机给煤量增长速率，减缓机组升负荷速度。
9.9 开始投减温水降温时，应严格控制减温水流量，控制屏过与高过进口汽温有一定过热度。如果减温水调门漏流量大，必要避免在低负荷时投用减温水。
9.10 初次投用减温水时，尽量投一级减温水，不要同步投一级减温水与二级减温水。若开始投减温水时减温水量难以控制，建议增长容量小、低蒸汽流速状况下雾化好启动旁路减温器。
9.11 每次启动时，带负荷至机组一半负荷时，应保持一段时间采用低参数振荡负荷运营方式。之后较长时间运营在2/3～3/4负荷区，并采用大流量、低参数运营方式，最佳蒸汽流速能超过满负荷运营工况；由于氧化皮堵塞是一种亚稳态构造，扰动有也许将这种亚稳定状态破坏，可以在此负荷范畴内采用蓄压变负荷或者同步采用调节旁路等办法，采用较大流量扰动等类似冲管方式冲洗受热面换热管内也许存在氧化皮搭桥现象。
10.锅炉运营控制
10.1 合理调节燃烧工况，加强对锅炉主、再热汽温及锅炉各受热面壁温控制及调节，尽量减少主、再热汽温及锅炉各受热面壁温大幅度波动。
10.2 吹灰是清除积灰和增强受热面吸热有效手段之一，避免蒸汽吹灰过程中蒸汽带水导致受热面急剧降温，特别是高温对流受热面。
10.3 合理调节煤水比例，控制汽水分离器出口焓值、锅炉出口烟温，避免煤水比失调引起过热器、再热器短期超温。同步减温水使用要平稳，避免大幅启动或关小减温水导致过热器、再热器管壁温度剧变引起氧化皮脱落。
10.4 优化配风，合理分派磨煤机负荷，保证高温受热面区域不浮现局部超温现象。
10.5 燃烧器摆角应设立最大上摆上限，避免在投自动状况下，燃烧器摆角上摆至最大时发生卡涩浮现汽温超限引起过热器、再热器短时超温。
10.6 严格控制升降负荷速率，控制管壁温度升降速率，加强汽温控制杜绝蒸汽温度大幅波动或超温运营。机组运营中正常升、降负荷速率不超过10MW/min，在300MW以上时升、降负荷要将屏式过热器、高温过热器、再热器出口蒸汽温度维持在额定值，如由于升降负荷扰动导致上述温度波动超过5℃/min，要恰当减少机组升、降负荷速率或暂停升、降负荷，待温度调节稳定后继续进行负荷调节操作。
10.7 定期测定磨煤机煤粉细度，发现偏离设计值较大时应及时调节分离器挡板或磨煤机动态分离器转速，保证合理煤粉细度和煤粉均匀性。
10.8新投运机组移送生产后应及时进行燃烧优化调节，对每台磨煤机煤粉细度以及每台磨煤机各粉管风速、含粉率进行测量和标定，保证每台磨煤机出口不同粉管间风速偏差不大于5％，煤粉浓度偏差不大于10%。
10.9 定期测定汽轮机凝结器热井内金属氧化物浓度，发现偏离设计值较大应及时查明因素，做出相应解决。
10.10 按照DL/T 561规定，加强运营锅炉水汽监督。应加强在线化学仪表维护和在线检查，保证在线化学仪表精确。严格控制凝结水、给水品质。加强凝汽器管泄漏检测，发现凝结水Na+和氢电导率明显增长要及时采用办法，采用办法无效要及时停机，避免锅炉受热面结垢导致超温。
10.11 宜对蒸汽含氢量进行测定并定期记录，以监测受热面蒸汽氧化速度。
10.12 按照DL/T 438规定，加强锅炉受热面管壁温度监视，特别注意监视亚临界工况和75％负荷下具备辐射吸热特性高温受热面金属管壁温度。
10.13 在DCS各受热面管壁温度系统（或独立壁温监视系统）中，必要具备管壁超温报警功能，对运营人员及时提示。同步，加大超温考核力度，控制超温次数和超温幅度。
10.14对于四角切圆π型燃烧锅炉，通过炉内各级二次风送风比例调节和分离燃尽风（SOFA）喷口水平摆动角度调节，尽量减少高温受热面屏间热偏差，避免减温水单侧投用导致壁温波动。
11.锅炉停炉过程控制
11.1正常停炉控制规定（俄制定压运营锅炉除外）：
（1）在锅炉停炉时应避免锅炉迅速冷却，减少换热管壁温减少速率。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监视和调节，避免降负荷速率过快引起汽温突变导致氧化皮集中脱落。
（2）停炉过程中煤水比要适中，控制分离器出口焓值，逐渐减少过热度，避免汽温突降或突升导致管壁金属温度变化引起氧化皮脱落。
（3）停炉过程中重要是以减少燃料为重要手段，减温水使用要恰当，避免在低负荷投用减温水，在整个滑停过程中减温水使用量不得超过蒸汽流量10％。
（4）降至30～35％额定蒸汽负荷时，锅炉将转入湿态运营，有启动循环泵时宜投入循环泵运营，此时应加强对给水流量监视和调节，注意稳燃装置需具备点火条件，必要时应及早投用。
（5）在减负荷过程中，应加强对风量、中间点温度、主蒸汽温度监视，若自动投入达不到规定，应及时用手动进行风量、煤水比及减温水调节，同步监视分离器水位。
（6）停炉过程中，应通过打开高、低压旁路方式，在减少机组电负荷同步，保持锅炉蒸汽负荷在30%以上、主蒸汽和再热蒸汽温度在500℃以上，当机组电负荷降至电网容许值时，即刻停炉。
（7）锅炉熄火后，维持炉膛风量在30%左右，对炉膛进行吹扫，吹扫完毕，停用送、吸风机，锅炉进行密闭冷却。
（8）停炉后无特殊状况，不采用强制上水冷却和通风冷却方式。停炉强制冷却时间严格控制在停炉18小时后，并且应打开烟道联系挡板，尽量保持水平烟道左右两侧通风量一致，应保持最小通风量运营。
（9）在停炉过程中，若发现汽温变化幅度较大时，直接手动MFT停炉。停炉后炉膛吹扫结束即进行炉膛密闭自然冷却，汽水侧所有封闭自然降压。
11.2紧急停炉（事故停炉）控制规定：
（1）当机组浮现事故采用紧急停机后（手动紧急停机或保护动作），炉膛通风10分钟后及时停止送、引风机运营并关闭送风机出口和引风机进、出口挡板进行焖炉，锅炉应保持18h以上密闭冷却时间，防止受热面快冷。如紧急停炉后需要对对锅炉进行冷却，需要控制高温过热器器、屏式过热器、高温再热器出口蒸汽温度和上述受热金属温度降温速率不超过3℃/min，通风冷却时依照环境温度控制风机出力，调节冷段过热器和冷段再热器入口烟气温度减少速率不高于3℃/min。
（2）锅炉停炉后，高、低压旁路在10％～20％开度下启动一定期间，对锅炉主蒸汽及再热蒸汽系统进行降压，降压速率不不不大于0.3MPa／min。
11.3锅炉熄火后，检查所有减温水隔绝门与否关闭，避免减温水进入过热器系统发生“热聚冷”现象导致氧化皮脱落。
12.机组停用保养
机组在停（备）用过程中，应按照DL/T 956有关规定采用防锈蚀办法。在维护过程中重要是检测内壁氧化皮厚度和氧化皮脱落后堆积状况，清理堵塞在受热面管内氧化皮，同步维护好壁温测点与减温水调节阀门。
13.锅炉检修检查
13.1 新投运机组应从初次检查性大修开始对高温过热器、再热器进行氧化皮监督检查，特别是发生过因氧化皮脱落导致爆管锅炉，应做到“逢停必检”。检查内容应涉及外观、胀粗、变形量、壁厚、内壁氧化皮厚度、下弯头氧化皮堆积状况等，如需割管检查，应运用检修机会及时发现和解决。对于无损检查发现氧化皮堆积较多或氧化皮较厚管段，应进行割管清理。
（1）弯头堆积氧化皮检查办法：射线拍片法(铁素体钢、奥氏体钢)、磁性检测法（奥氏体钢）。
（2）割管检查项目：微观组织检查，力学性能实验，氧化皮形貌、构造和剥离限度检查。
13.2当受热面更换新管时，更换前必要对新管材料进行确认，并清洁。割管后管口要及时封堵避免杂质落入。
13.3锅炉停炉检修，检查吹灰器区域管子与否存在吹灰器蒸汽冲刷或吹灰时蒸汽带水现象（检查受热面有无水印痕迹），如果有水印痕迹就要及时提示运营人员加强吹灰时疏水，避免蒸汽带水导致管材急速冷却发生氧化皮脱落。
13.4 加强对减温器调门和截止门检查和修理，保证严密不泄漏。
13.5 原则上不建议Π锅炉经常进行水压实验，当锅炉进行了水压实验时，在积水烘干过程中应控制高温受热面同屏各管热偏差不超过40℃。
13.6 在机组抢修事故时应注意氧化皮脱落问题。应注意控制锅炉蒸汽温降速率；维持正常闷炉时间，不能过早进行通风冷却。防止因抢修一次事故引起此外一次或多次事故。

附录1 亚/超(超)临界锅炉受热面金属壁温测点布置原则
1. 基本原则
1.1 金属壁温测点应能监测到运营温度较高管子；应能全面反映受热面不同金属材料壁温水平；应能监测到容易导致氧化皮脱落后堵塞管子；对于同类型首台机组，可以恰当增长一某些测点；对某些新型材料缺少使用经验，可以恰当增长一某些测点；对于新建机组应能监测到容易导致杂物堵塞管子。
1.2 增长锅炉高过、屏过与高再等高温受热面出口壁温监测点，防止运营中换热管超温，同步也能使换热管堵塞现象尽量多地被监测到。
1.3 在运营过程中加强壁温监视，做好燃烧调节工作，减少高温受热面换热管壁温偏差。防止个别换热管超温运营，内壁氧化皮生成速率大大加快。
2. 水冷壁
对于螺旋管圈水冷壁出口壁温测点，应每隔3～6根管布置一点。上部垂直管屏与螺旋管圈相应布置。
对于垂直上升水冷壁，每个回路至少布置一种测点，热负荷较高区域应增设一点。
3. Π型炉
3.1 分隔屏过热器
分隔屏过热器最外圈管子沿宽度方向应每屏布置一点。理论计算或同类型机组运营中壁温最高管子，应每屏布置一点。
3.2 后屏过热器
后屏过热器沿宽度方向每片屏均装设壁温测点，且装在出口汽温最高管子上。同步，对于切圆燃烧方式锅炉，沿宽度方向接近两侧墙约1/4处装设全屏壁温测点；对冲燃烧方式锅炉，沿宽度方向在中部区域应装设2～3片全屏壁温测点。
3.3 高温过热器、高温再热器
高温过热器、高温再热器按布置方式考虑，对于半辐射式高温受热面（位于折焰角之上）沿宽度方向每隔2～3片屏至少装设一种壁温测点；对于对流式高温受热面（位于水平烟道）沿宽度方向每隔1m装设一种壁温测点，均装设在每屏壁温分布计算值最高管子上。
对于切圆燃烧方式锅炉，沿宽度方向接近两侧墙约1/4处装设全屏壁温测点；对于对冲燃烧方式锅炉，在宽度方向中部应装设2～3片全屏壁温测点。
管屏最内圈管子如采用弯曲半径不大于1倍管径弯管，则应装设壁温测点。
东方锅炉厂1000MW超超临界锅炉，在每屏国产S30432钢管计算壁温最高两根管子上加装壁温测点。
3.4 低温过热器、低温再热器
低温过热器和低温再热器可以不布置全屏壁温测点，沿宽度方向每隔1m装设一种壁温测点。
4. 塔式炉
4.1 一级过热器
一级过热器沿宽度方向应每隔2～3片屏在理论计算或同类型机组运营中壁温最高管子上布置一点，并在接近右侧墙约1/4处装设全屏壁温测点。
4.2 二级过热器
二级过热器沿宽度方向应每隔2～3片屏在理论计算或同类型机组运营中壁温最高管子上布置一点，并在接近两侧墙约1/5处装设全屏壁温测点。
4.3 三级过热器
三级过热器沿宽度方向应每隔2～3片屏在理论计算或同类型机组运营中壁温最高管子上布置一点，并在接近两侧墙约1/4处装设全屏壁温测点。
4.4 一级再热器
一级再热器沿宽度方向应每隔2～3片屏在理论计算或同类型机组运营中壁温最高管子上布置一点，并在接近左侧墙约1/6处装设全屏壁温测点。
4.5 二级再热器
二级再热器沿宽度方向应每隔2～3片屏在理论计算或同类型机组运营中壁温最高管子上布置一点，并在接近两侧墙约1/4处装设全屏壁温测点。
5. 新建锅炉容易被制造和安装时残留异物堵塞管子，依照蒸汽引入、引出不同位置，每台锅炉可恰当增长测点15点以上。例如对于两端引入进口集箱，从集箱长度中间部位、集箱圆周下部引出管子；对于用三通引入进口集箱，从集箱两端部位、以及两个三通中间部位、集箱圆周下部引出管子。
6. 对于XXX公司将来投运新炉型，应在调研同类型锅炉实际金属壁温分布状况或理论计算基本上，拟定全屏壁温测点装设位置。