330mw锅炉检修规程

330mw锅炉检修规程（精选5篇）

篇1：330mw锅炉检修规程

关于承包XXXXXXXXX电厂2×330MW机组

设备维护的请示报告

公司领导：

随着公司不断的发展，市场逐年拓展，公司规模逐渐壮大。为抓住机遇，发挥现有资源潜能，开辟新的创收途经。我公司拟承包：XXXXXXXXX电厂2×330MW机组设备维护和检修项目。我们的目标是把主业做大做强，实现企业的跨越式发展，做强做大主业是我们始终如一的努力方向。创新公司经营体制机制，加快发展现代企业，为公司建立稳定的职工队伍，多渠道为职工安排就业岗位，拓宽职工增收空间，优化职工增收环境，增加职工收入，保证职工收入增长、保障职工生活质量。在实现公司持续健康有序发展的同时，真正让公司员工得实惠，让员工真正实现与企业的共同发展，从根本上构建和谐稳定的发展局面。长远来看，这对公司极为有利，创造的价值会远远高于企业的投入，真正实现企业与员工的利益共享。企业才有凝聚力和向心力,才能留得住人才。从而在长期上有利于公司自身的发展。

工程概况

一、工程名称：XXXXXXXXX电厂2×330MW机组。

二、工程地址：包头市东河区铝业园区。

三、承包内容：XXXXXXXXX电厂2×330MW机组两个标段：（1）主机、主炉维护

检修；（2）外围维护检修。

四、合同工期：以甲方合同开、竣工要求为准。

申请妥否，请批示！

XXXXXXXXX有限责任公司

2014-01-15

篇2：330mw锅炉检修规程

SD118-84

中华人民共和国水利电力部

关于颁发《125MW机组锅炉运行规程》

(SD118-84)的通知

(84)水电电生字第16号

现颁发《125MW机组锅炉运行规程》，自发即日起执行。在执行中提出的 问题，请及时告我部生产司。

一九八四年二月十八日

说

明

本规程适用于125MW机组一次中间再热超高压自然循环锅炉，可供其他高 压、超高压自然循环锅炉编制运行规程时参考。

本规程是以SG-400/140(50410型)中间储仓式燃煤锅炉为主编制的，各电厂应 据此编制现场运行规程。凡本规程未包括的部分，须根据实际运行经验和制造厂 家的规定，做必要的补充。锅炉机组的简要特性

1.1 设 备 简 况

本锅炉是与125MW汽轮发电机配套的超高压、一次中间再热锅炉，设备简 况如下(按制造厂说明书编写)：

1.1.1 制造厂家(制造厂编号)；

1.1.2 制造年月；

1.1.3 投产年月；

1.1.4 锅炉型号；

1.1.5 汽包内部装置；

1.1.6 炉膛；

1.1.7 燃烧喷嘴(包括煤粉喷嘴和燃油喷嘴)；

1.1.8 过热器；

1.1.9 再热器；

1.1.10 省煤器；

1.1.11 空气预热器；

1.1.12 钢架；

1.1.13 炉墙；

1.1.14 除尘、除灰设备；

1.1.15 煤粉系统和燃油系统；

1.1.16 吸、送风机；

1.1.17 烟气再循环风机或挡板调节装置；

1.1.18 一、二级旁路系统；

1.1.19 锅炉自动控制装置； 1.1.20 锅炉程序操作装置。

1.2 设 计 规 范

1.2.1 主要参数(表1)

表1

续表1

1.2.2 主要承压部件及受热面(表2)

表2

续表2

续表2

1.2.3 管道系统(表3)

表3

1.2.4 燃烧设备(表4)

表4

1.2.5 附属设备(表5)

表5

续表5

1.26安全门(表6)

表6

1.2.7 热工自动调节装置(表7)

表7

1.2.8 燃料特性(表8)

表8 锅炉机组的升火

2.1 检修后的验收

锅炉机组大、小修后，应有设备异动报告，运行人员应参加验收工作。

运行人员参加验收时，应对设备进行详细的检查，并进行必要的试验和试 转。

在验收中，若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，则必须在投运 之前予以消除。

2.2 主要辅机的试运行

2.2.1 主要辅机检修后，必须经过试运行。试运良好，验收合格，方可正式投入运 行。试运时间应不少于30min。

2.2.2 主要辅机试运行时的验收项目：

2.2.2.1 风机试运行： a.回转方向正确。

b.无异音、摩擦和撞击。

c.轴承温度与轴承振动符合3.12.3之规定。

d.轴承无漏油及甩油，油位管畅通，高低油位标线清楚，油位正常，油

质良好。

e.检查各处无油垢、泥灰、积粉、漏风、漏水等现象。

f.风机挡板(包括机械限位)及连接机构的安装位置应正确。

g.风门挡板应有就地开度指示器，并和控制室核对一致。

2.2.2.2 回转式空气预热器试运行：

a.空气预热器各处孔门均应关闭严密。上下轴承处无人停留及工作。

b.起动前，先校验油泵低油压联锁能自起动投入。空气预热器下轴承润滑油 泵已起动，运行正常。

c.空气预热器起动后，特别在空气预热器电气部分检修后，应特别注意回转方 向，若转向相反，应立即停止，防止密封板损坏。

d.注意电动机电流，如有不正常晃动，应停止试运，检查原因。

2.3 水 压 试 验

2.3.1 锅炉大、小修后或局部受热面临修后，必须进行常规水压试验(再热器除 外)，其试验压力应等于汽包工作压力。再热器有条件的也应做水压试验。锅炉的 超压水压试验(包括再热器)应按《蒸汽锅炉安全监察规程》的规定，定期进行，其 试验压力为汽包工作压力的1.25倍，再热器为工作压力的1.5倍，锅炉的超压水 压试验应由总工程师或其指定的专责人员在现场指挥。

2.3.2 水压试验前，应进行以下各项准备工作：

2.3.2.1 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，其检修工作必须已结束，热力工作 票已注销，炉膛和锅炉尾部无人工作。

2.3.2.2 汇报值长，联系有关部门，准备好水压试验用水(除盐水、除氧水或凝结 水)。

2.3.2.3 联系配合热工人员将汽包、过热器、再热器、给水的压力表和电接点水位 计投入。

2.3.2.4 在进行超压力水压试验之前，由锅炉检修人员负责将汽包、过热器安全门 暂时压死。运行人员将锅炉附件如水位计等隔绝。

2.3.2.5 按现场运行规程或操作票(卡)检查各阀门，位置应正确。对串联二只或二 只以上的阀门水压试验时主要应检查其一次门的严密性，同时在水压试验时必须 具备快速泄压的手段，以防超压。

2.3.2.6 锅炉班长应复查下列项目：

a.汽包压力表投入。

b.再热器压力表投入，若再热器进行水压试验时，必须采取隔绝措施。

c.锅炉事故放水门接通电源，开关灵活，放水管系畅通。

d.锅炉汽水系统与汽机确已隔绝。

2.3.3 锅炉进水不应太快，对已放空的给水管系应先充水排气。进水温度应低于 100℃。进入汽包的给水温度与汽包金属温度的差值不应超过40℃，温差超过40 ℃时不得上水。新安装的锅炉和冷却后的锅炉水压试验的上水温度应符合制造厂 的规定。锅炉水压试验时的环境温度一般应在5℃以上，否则应有可靠的防寒、防冻措施。当进水温度在90～100℃时，自进水至进满水，冬季不少于4h，其 他季节不少于2～3h。若进水温度和汽包金属温度接近时，可以加快进水速度。

2.3.4 进水前和进水后应有专人负责记录膨胀指示器，并检查其指示是否正常。

2.3.5 在进水过程中，应检查管系阀门等是否有渗漏。如发现有渗漏应暂停进水，待处理好后，再重新进水。调节进水量应缓慢均匀，阀门不可猛开猛关，以防发 生水冲击。

2.3.6 控制汽包的水不要进入过热器内。当锅炉进满水后，由过热器反冲洗进水，待各空气门有水急速喷出时，逐只将其关闭，检查汽包壁温必须符合制造厂的规 定，方可升压进行试验。

2.3.7 锅炉的升压应以Dg50以下的阀门控制进水量，其升压速度不大于每分钟 0.3MPa(3kgf/cm2)，压力升至工作压力时，关闭进水门3min，记录压力下降值，然后再微开进水门保持工作压力，进行全面检查。

2.3.8 若系超压试验在升压至工作压力时，检查正常后继续升压至试验压力，并保 持5min。然后关闭进水门降压，待降压至工作压力时，记录3min的压力降，再 微开进水门，保持工作压力，进行全面检查。锅炉本体超压试验时，汽包水位计 应停用。

2.3.9 水压试验的合格标准：

2.3.9.1 在受压元件金属壁和焊缝上没有任何水珠和水雾。

2.3.9.2 锅炉本体的压力降不大于每分钟98kPa(1kgf/cm2)，再热器的压力降不大于 每分钟49kPa(0.5kgf/cm2)。

2.3.10 水压试验结束后方可以Dg50以下的阀门控制放水泄压，一般泄压速度不大 于每分钟490kPa(5kgf/cm2)，待压力降至196kPa(2kgf/cm2)时，开启各空气门和向 空排汽门，压力降至零，方可进行放水。

2.4 升火前的检查

大、小修后的锅炉升火前，应检查热力工作票已注销，检修工作已结束，并 验收合格。此外，冷备用或检修后的锅炉均必须作下列项目的检查：

2.4.1 炉膛内无焦渣和杂物，水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管表面清 洁，炉墙完整。

2.4.2 各燃煤喷嘴外形完整，位置正确，无结焦烧坏现象。燃油喷嘴应拆洗干净，并作雾化片孔径记录。

2.4.3 各风门、挡板开关灵活，开度指示正确，近控、遥控传动装置良好。

2.4.4 燃烧系统已可投用。

2.4.5 联系汽机，给水系统是否具备投用条件。

2.4.6 各阀门门杆清洁，开度指示正确，开关灵活，格兰留有压紧的余隙，近控、遥控传动装置良好，电动阀门的传动部分若检修过应校验其保护动作正常。

2.4.7 炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器等处风烟道各人孔门、看火 门、通焦孔、防爆门、检查门、放灰门等完整良好，确认内部无人后，关闭各 门、孔。

2.4.8 汽包、过热器、再热器各安全门完整良好，无杂物卡住，压缩空气系统严密 完整可用。

2.4.9 电动吹灰器应作冷态试转，应动作灵活，工作位置正确，程序操作正常。

2.4.10 水位计清晰，正常水位线与高低水位线标志正确。2.4.11 汽、水、油等各管道的支吊架完整，锅炉本体刚性梁良好。

2.4.12 汽包、联箱、管道、阀门、烟风道保温完整良好，高温高压设备保温不全 时禁止起动。

2.4.13 露天各电动机的防雨罩壳齐全。

2.4.14 操作平台上、楼梯上、设备上应无杂物和垃圾，脚手架应拆除，各通道畅 通无阻，现场整齐清洁，照明(包括事故照明)良好。

2.4.15 灰坑、灰沟、放灰门、冲灰喷嘴等正常，炉底水封封好。

2.4.16 吸风机、送风机、再循环风机、烟气调节挡板转动机构灵活，回转式空气 预热器油泵，安全门用的空气压缩机及其他燃油、除灰、除尘、疏水用辅助机械 设备均正常良好。对吸送风机还应检查，当其中一台运行时，不应使停用的一台 风机倒风。

2.4.17 除尘器完整良好。

2.4.18 锅炉经大、小修后或有关辅机电气系统检修后，须校验各联锁装置、辅机 紧急停机按钮及燃油快关门。

2.4.19 值班人员应根据现场规程或操作票(卡)，检查各阀门、风门、挡板位置正 确，并联系热工人员将各仪表和报警保护装置投入。

2.4.20 锅炉班长应复查下列项目：

a.汽包水位计投入，水位指示正确，并与电接点水位计指示一致。

b.汽包、过热蒸汽和再热蒸汽压力表确已投入。

c.锅炉各安全门电气、机械部分均已投入，电气整定值正确无误，安全门压缩 空气正常。

d.炉内确已无人停留。

2.5 升火的准备工作

2.5.1 在锅炉升火前的检查工作完毕后，应即进水至点火水位(一般在正常水位线 下100mm)。若锅炉内有水，应取样化验是否合格，炉水不合格不得进行点火。锅 炉进水应遵守以下规定。

2.5.1.1 按本规程2.3.4规定检查和记录膨胀指示器。

2.5.1.2 按本规程2.3.3规定进水

2.5.1.3在进水过程中，应检查管系阀门等处是否有泄漏，进水完毕检查汽包水位 应维持不变，然后开启省煤器再循环门，关闭各空气门。

2.5.2锅炉点火前应先将燃油装置(包括燃油点火装置)及燃油附属蒸汽系统投入*。检查油压稳定正常，波动范围不大于98kPa(1kgf/cm2)，检查各点火装置完整 良好。有底部加热装置的锅炉，点火前底部加热装置的检查和操作应在现场规 程中规定。

*燃油装置及系统若由锅炉管辖时，则燃油装置系统的运行应在现场规程中列 为专门章节。

2.5.3 将暖风器投入，锅炉点火时进入空气预热器的空气温度应根据各种燃料的烟 气露点在现场规程中规定。

2.5.4 汇报值长，通知汽机值班人员抽真空，锅炉先启动二台空气预热器，然后启 动二台吸风机、二台送风机。调节风门挡板进行通风，维持通风量为满负荷风量 的25%。通风应包括炉膛尾部烟道和再循环烟道各处，一般燃油炉通风10min，燃煤炉通风5min。对具备一组吸、送风机点火启动条件的锅炉，经试验正常后，方可在点火启动时使用一组风机。

2.5.5 将安全门压缩空气系统投入，贮气罐压力维持392～588kPa(4～6kgf/cm2)。

2.6 冷 态 启 动

2.6.1 待汽机真空抽至13～26kPa(100～200mmHg)，锅炉通风完毕，调节风门挡 板，保持炉膛负压50Pa(5mmH2O)，汇报值长，锅炉可以进行点火。

2.6.2 锅炉冷态启动应与汽机密切配合，应满足汽机冲转要求，主蒸汽压力1.2～ 1.5MPa(12～15kgf/cm2)，主蒸汽温度250℃，再热蒸汽温度200℃以上(主、再热 蒸汽温度在对应蒸汽压力下至少应有50℃过热度)，主蒸汽、再热蒸汽甲、乙管 温差应不超过20℃。冷态启动过程中，饱和温度上升速度不大于60℃/h，瞬时 不大于2℃/min。

从冲转至带负荷125MW，按汽机滑参数启动曲线进行。现场规程应有汽机 滑参数启动曲线。

2.6.3 启动过程中的主要操作及安全注意事项(具有底部加热装置的锅炉，可以参 照下列要求在现场规程中明确)：

2.6.3.1 点火至升压：

a.尽量选用小孔径雾化片的燃油喷嘴1～2只或预燃室进行点火，调节风 量，保持燃烧良好。

b.适当开启定期排污门或旁路门，同时开启连续排污门进行排污。

c.自点火开始，必须严格监视汽包上下壁温差不超过50℃。若有超过趋势，应即减慢升压速度或适当开大二级旁路门，增加排汽量。

2.6.3.2 升压至冲转：

a.启动过程中应燃烧良好，水位正常，疏水良好，严格按照规定升压、升温。

b.汽包压力升至98～294kPa(1～3kgf/cm2)时，应冲洗汽包水位计。水位计 冲洗后还应与其他水位计对照校验。对汽水门带保护球的水位计冲洗时，应将保 护球顶住，使不堵塞汽水管路。

c.汽包压力升至294～490kPa(3～5kgf/cm2)时，应配合检修人员拧紧法兰、人孔、手孔等的螺丝。

d.汽包压力升至588～980kPa(6～10kgf/cm2)时，配合热工人员冲洗仪表导 管。

e.汽包压力升至784kPa(8kgf/cm2)时，通知化学人员化验蒸汽品质。

f.汽包压力升至490～980kPa(5～10kgf/cm2)且汽包上下壁温差逐渐减少时，应停止锅炉定期排污。

g.当蒸汽参数达到冲转要求，蒸汽中二氧化硅含量不大于80μg/kg时，通知 汽机值班人员进行冲转。

2.6.3.3 汽机冲转并列后，根据汽压、汽温情况通知汽机值班人员逐渐关小一、二 级旁路门，并网后逐渐关闭一、二级旁路门，保持负荷10MW左右，并根据升 压、升温的规定逐步增加燃料量升压、升温。

a.燃煤炉当空气预热器后风温达到150℃，对流过热器后烟温达到350℃时 方可起动制粉系统制粉，待粉仓粉位超过1m，炉内燃烧良好时，逐只投入煤粉 喷嘴，升压、升温。

b.锅炉的升压、升温应力求均匀稳定，并严密监视过热器、再热器管壁不超 温。

c.锅炉投入煤粉喷嘴后，必须检查、调节、保持燃烧良好，特别是在燃油喷嘴 停用时，要防止发生灭火打炮事故。

d.检查除灰系统、除尘系统运转是否正常。

e.锅炉负荷低于40MW时，应谨慎地使用一、二级减温水和事故喷水减温。

2.6.3.4 汽包压力升至1.5～3MPa(15～30kgf/cm2)时，检查水位计是否清晰，如有必要，再冲洗汽包水位计一次。

2.6.3.5 启动过程中应对空气预热器进行吹灰或冲洗。

2.6.3.6 当汽包压力达到1MPa(10kgf/cm2)、4.9MPa(50kgf/cm2)和 12.7MPa(130kgf/cm2)时，应有专人负责抄录膨胀指示器，并检查其指示应正常。

2.7 热 态 启 动

2.7.1 汽机启动时若高压内缸的下缸温度在150℃以上，称为热态启动。当汽机热 态启动时，主蒸汽温度应高于汽机高压内缸50℃，并至少具有50℃的过热度，再热蒸汽温度应与主蒸汽温度力求一致，或至少高于汽机中压内缸金属温度30℃ 以上。

2.7.2 锅炉的检查、点火、升压、升温、增荷等参照冷态启动进行。在主蒸汽压 力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度符合汽机冲转参数，并保持稳定后，再通知汽机 启动冲转。在汽机高压缸胀差、缸胀、金属温升、温差不超过限额的情况下，可 加负荷到高压内下缸温度水平所对应的冷态启动时某一负荷值，然后按冷态启动 曲线顺序加到满负荷。

2.7.3 锅炉点火后应对一、二级旁路系统进行暖管15～20min，暖管时过热器、再热器向空排汽门及疏水门应开启，待一、二级旁路投入使用后再关闭。

2.7.4 热态启动若要求主蒸汽温度大于450℃时，应使用一级旁路系统减温水，控 制再热器进口汽温不超过450℃。

2.8 安全门的校验

2.8.1 锅炉大修或安全门检修后，必须进行安全门的校验。为防止安全阀的阀芯和 阀座粘住，应定期对安全阀作手动或自动的放汽试验，一般可在小修前进行。

2.8.2 汽包和过热器安全门的动作压力的整定值应符合《蒸汽锅炉安全监察规程》 的规定。再热器安全门动作压力的整定值为装设地点额定流量下工作压力的 110%。

2.8.3 安全门校验可单独启动锅炉进行，也可带负荷校验。校验可分机械动作，电 气手动动作，电气自动动作三个步骤进行。汽包和过热器安全门机械部分起座压 力的合格标准为整定值+0－490kPa+0-5kgf/cm2，电气部分为整定值± 98kPa(±1kgf/cm2)。

2.8.4 不带负荷单独校验安全门时锅炉起动的安全注意事项：

2.8.4.1 锅炉点火前必须联系汽机值班人员做好安全工作，防止汽水进入机内。

2.8.4.2 锅炉单独起动的饱和蒸汽温度上升速度不大于60℃/h，瞬时不大于2℃ /min。

2.8.4.3 启动过程中，应严格监视过热器、再热器管壁不超温，控制过热器出口烟 温不高于500℃。

2.8.5 校验安全门时应有技术领导人员在现场监护。锅炉运行的控制与调整

3.1 运行主要限额

运行主要限额应在现场规程中规定，表9可作参考。

表9

续表9

3.2水位的调整

3.2.1 锅炉水位以汽包就地水位计的指示为准。锅炉正常运行时至少要用两只指 示正确的低地位水位计监视调节汽包水位，锅炉启、停时电接点水位计可作调整 汽包水位的参考。

3.2.2 汽包水位计和各低地位水位计应每班检查核对二次，每月至少试验高低水位 报警器一次，汽包水位计中的水位应有轻微波动，如果呆滞不动或模糊不清，应 进行冲洗。汽包水位应控制在正常水位±50mm范围内；最高最低水位为正常水 位±75mm。

3.2.3 若锅炉汽压和给水压力正常而汽包水位超过±50mm时，应即检查核对各水 位计是否正确，可将给水自动改为手控调节。若给水调节门卡涩，则应用给水隔 绝门或立即投入给水旁路系统，减少或增加进水量调整锅炉水位。并应立即通知 有关人员迅速修好。

3.2.4 给水自动或手动调整时，均应注意给水流量与蒸汽流量是否平衡，并尽量 避免给水流量的猛增猛减，在额定蒸发量下给水自动调节应有一定余度，防止事 故情况下锅炉缺水。

3.3 汽压的控制和调整

3.3.1 锅炉应采用定压运行，一般维持汽机额定汽压运行，力求做到汽压稳定。若 设备有缺陷，如调速系统发生不正常晃动。电动同步器失灵等，或低负荷运行 时，可暂时采用滑压运行。

3.3.2 各厂应根据具体情况制定出调节汽压的方法和操作步骤，在增加或减少燃料 量来调节汽压时，不应猛增猛减，以防燃烧恶化而发生火焰窜屏，过热器管壁超 温或燃烧不稳定而造成锅炉灭火。燃料量增减幅度应由试验决定。

3.3.3 当高压加热器发生故障，须紧急停用时，应立即降低锅炉负荷，密切注意再 热蒸汽进口压力，防止安全门动作以及过热器和再热器管壁超温等。汽机高加停 用时，机组出力一般不超过110MW。若要增加出力需经试验鉴定，并在现场规 程中规定。

3.4 主蒸汽和再热蒸汽汽温的控制和调整

3.4.1 正常运行时，应严格监视和调节主蒸汽和再热蒸汽温度为550±5℃。当 锅炉汽压或负荷变动时，应特别注意调节汽温正常，控制主蒸汽与再热蒸汽左右 两侧温差各不超过20℃，主蒸汽与再热蒸汽的温差小于50℃，并应注意监视过 热器和再热器管壁不超温。

3.4.2 调节主蒸汽和再热蒸汽温度的方法应在现场规程中规定。如：

3.4.2.1 调节燃烧喷嘴的倾斜角度。

3.4.2.2 调节二次风门的开度，纠正热偏差。

3.4.2.3 分层调节燃料量。

3.4.2.4 受热面吹灰。

3.4.2.5 调节减温水量。

3.4.2.6 调节烟气再循环或烟气调节挡板。

3.5 燃烧的调整

3.5.1 正常燃烧时，燃煤炉应具有金黄色火焰，燃油炉火焰应白亮，对流过热器出 口两侧烟温差不大于50℃，燃烧火焰应不直接冲刷水冷壁管，并无火焰窜屏现 象。燃料的起燃点应适中，若距喷嘴太近时，将引起结焦，烧坏喷嘴，距喷嘴太 远时，使燃烧不稳，锅炉灭火。

3.5.2 燃烧室出口的过剩空气系数α值应根据不同燃料试验决定，燃油炉应实行低 氧燃烧。

煤的灰熔点过低时或锅炉采用油、煤混合燃烧时，为防止炉膛结焦，可适当 提高过剩空气系数α值。烟气中最佳的氧量应由调整试验确定，氧量的正常波动 范围应不超过最佳值±0.5%。每月应用烟气分析仪将锅炉各部分的烟气详细检查 分析一次，漏风率不应超过《电力工业技术管理法规》的规定。

3.5.3 燃烧喷嘴四角布置时应对角投用，避免“缺角”运行，投用或停用燃烧喷嘴 时应逐只进行，以保持燃烧良好，为防止煤粉仓内煤粉结块自燃，给粉机不应长 时间停用，每班至少将备用的给粉机切换运行2h，对停用的燃烧喷嘴应少量通风 冷却以防过热烧坏。

3.5.4 锅炉值班人员应确知当值所用的煤种和主要成分(挥发分、水分、灰分)。并 了解入炉煤的发热量和灰熔点。

3.5.5 为了保证燃烧的稳定与完全，煤粉细度和水分，每班至少应取样分析一次。

3.5.6 煤粉仓粉位应保持在3m以上，粉位过低将会发生下粉不均或煤粉自流。应 定期降低煤粉仓的粉位。

3.5.7 锅炉应装有飞灰连续取样器，每班应分析飞灰及灰渣中的可燃物含量一次。

3.5.8 锅炉应通过调整试验制定燃烧调整操作卡，并应不断总结新的调整经验，修 订、完善燃烧调整操作卡。

3.5.9 锅炉各燃烧喷嘴应每二小时检查一次，如有燃烧不良或结焦等应及时进行调 整处理。燃煤炉的燃油系统应处于备用状态。

3.5.10 煤粉喷嘴投用前应先缓慢开启一次风门进行冲管，投用后立即检查着火情 况是否良好，燃油喷嘴或煤粉喷嘴在投用或停止时应及时调整风量，以防烟囱冒 黑烟。

3.5.11 设计为负压运行的锅炉，应调整吸风量，一般保持炉膛负压20～ 50Pa(2～5mmH2O)(现场规程中根据负压接点等情况确定)。锅炉上部不向外冒 烟。

3.6 低负荷运行

3.6.1 锅炉最低负荷应由试验决定，此时水循环和燃烧应保持良好，根据各厂具

体情况订出低负荷运行措施。

3.6.2 锅炉低负荷运行时，在运行操作上须注意：

3.6.2.1 锅炉燃烧不稳或燃煤挥发分过低，炉膛内大块焦渣有塌下的可能时，有 条件的厂应调整好稳燃器或投入1～2根油枪，使燃烧稳定。

3.6.2.2 一次风压应维持稳定，在增减负荷时必须及时调整风量。

3.6.2.3 停喷嘴前应先检查各喷嘴着火情况，应停用燃烧较差的喷嘴，尽量不要 停下排的喷嘴，切勿同时停用二只喷嘴。

3.6.2.4 要勤看火及时调整燃烧，着火点不宜过远。各看火孔、检查孔应关闭。

3.6.2.5 低负荷时应尽量少用减温水，以防蛇形管发生水塞。

3.6.2.6 严格控制煤粉细度，使煤粉细度达到规定要求。

3.6.2.7 如因给粉机故障造成炉膛缺角燃烧时，宜即增加运行给粉机给粉量，关 闭故障给粉机的一次风门，注意一次风压变化。

3.7 吹灰与打焦

3.7.1 为了清除锅炉受热面的积灰结焦，保持受热面清洁，提高锅炉安全、经济 运行水平，应定期对锅炉受热面进行吹灰、打焦。

3.7.2 吹灰或打焦时，必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。

3.7.3 吹灰或打焦时，要求燃烧稳定，负荷稳定。为保证吹灰时锅炉不发生正 压、灭火。锅炉低负荷运行时，一般不宜吹灰。

3.7.4 吹灰或打焦时，应适当增大炉膛负压，加强对主蒸汽温度和再热蒸汽温度 的监视和调整。

3.7.5 吹灰、打焦的方法和次数，应根据燃用煤种和设备情况，在现场规程中规 定。

3.7.6 一般情况下每班应吹灰一次，每2小时检查燃烧喷嘴，如有结焦，即时清 除。吹灰前，必须充分暖管，吹灰完毕，必须关闭吹灰蒸汽隔绝门，开启吹灰蒸 汽疏水门。打焦时必须通知除灰值班人员，不可开启灰斗检查门。

3.8 排

污

3.8.1 为了保持锅炉汽、水品质良好，必须对锅炉进行连续排污和定期排污。

3.8.2 锅炉的排污量由化学部门确定。锅炉值班人员应按化学值班人员的通知进 行排污，排污操作人员必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。排 污前必须查明，检修中的锅炉已与排污管系隔绝，如两台锅炉使用同一排污总 管，而排污管上又无逆止门时，则禁止两台锅炉同时排污。

3.8.3 正常运行时，锅炉必须经限流圈排污，排污门全开时不应超过半分钟。排 污应逐个进行，以防破坏水循环。

3.8.4 连续排污应排入连排扩容器，回收汽、水。

3.8.5 锅炉定期排污时的注意事项：

3.8.5.1 操作排污门时必须使用专用的扳手。排污门有缺陷时，应即修理。不允 许操作有严重缺陷的排污门，如门杆弯曲、阀门卡涩等。

3.8.5.2 开启排污门时应缓慢，防止发生水冲击。如排污时发生水冲击，则应将 阀门关小，直至水冲击消失，然后再缓慢开启排污门。

3.8.5.3 排污时应密切注意汽包水位的变化。

3.8.5.4 排污时应先开隔绝门，再开调整门。排污完毕，应先关调整门，再关隔 绝门。排污时，应检查管系阀门是否堵塞，排污后应复查排污门关闭的严密性。

3.9 除

灰

3.9.1 锅炉除灰必须遵守部颁《电业安全工作规程》的各项有关规定。

3.9.2 锅炉控制室与除灰处应有联系信号，除灰工作必须按除灰操作规定进行。开事故除灰门必须征得司炉同意。除灰时，若锅炉发生故障，司炉应通知除灰人 员，必要时暂停除灰工作。

3.10 预防性工作

为了确保锅炉的正常运行，值班人员应按规定进行预防性的工作。具体项目 各厂自行制订，表10可作参考。

表10 锅炉预防性工作

3.11 自动控制和程序操作

应根据各厂自动控制设备的投用情况，编制自动及遥控设备的现场运行规 程，内容包括以下几个方面：

3.11.1 自动控制及遥控设备的特性。

3.11.2 各自动控制投入运行的条件和操作方法。

3.11.3 各保护装置投用的条件和操作方法。

3.11.4 各程序操作投入运行的条件和操作方法。

3.11.5 自动控制及遥控设备的运行注意事项。

3.12 主要辅机的运行

3.12.1 应定期检查运行情况(检查周期应在现场规程中规定)。

3.12.1.1 风机运行中的检查项目：

a.无异音和摩擦现象。

b.轴承油位计不漏油，油位正常，油位管畅通，油质良好，油环转动良好，带油正常。

c.轴承冷却水充足，排水管畅通。

d.轴承温度、振动不超过规定值。

e.联轴器接合完整，防护罩罩好，地脚螺丝牢固。

f.辅助设备长期备用时，应定期试转5min或切换运行(将备用改为运行)。

g.风门挡板的就地开度和控制室开度指示一致。

3.12.1.2 回转式空气预热器运行中的检查项目：

a.运转平稳，无异常，电流无大幅度晃动。下轴承润滑油泵运行正常。油温、油位、油流正常。回油温度不超过限额。

b.摆线齿轮运行正常，润滑油流指示片活动正常。

c.空气预热器进出口烟、风压数值正常，排烟温度正常。

d.润滑油泵出口油压正常。

e.定期对空气预热器进行吹灰。

3.12.2 电动机的运行情况应符合《厂用电动机运行规程》的规定。

3.12.3 主要辅机的运行限额：

3.12.3.1 滚动轴承温度一般不超过80℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.2 滑动轴承温度一般不超过70℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.3 齿轮箱外壳温度一般不超过80℃或制造厂规定的限额。

3.12.3.4 轴承振动不超过下列数值：

3.12.3.5 冷却水出水温度应在现场规程中规定。锅炉机组的停止运行

4.1 滑参数停炉

4.1.1 正常情况下，锅炉机组的停炉可用滑参数方式。停炉应将煤粉仓内的煤粉 烧空。禁止将煤粉排入停用的锅炉或排入大气。停炉大修时必须清扫煤粉仓，只 有在停炉时间不超过三天时，才允许煤粉仓内存有剩余煤粉。煤粉仓内有余粉 时，应仔细地做好煤粉仓的堵漏工作，并严密监视煤粉仓的温度。此外，并将原 煤仓的煤尽量用完。

4.1.2 接到值长停炉命令后，应将停炉时间通知汽机、化学、热工和燃料值班人 员。燃煤炉应检查燃油系统确已入系备用，并根据煤粉仓是否烧空，决定制粉设 备的停止时间。

4.1.3 滑参数停炉的操作步骤如下：

4.1.3.1 燃油炉应逐渐减少燃油喷嘴。燃煤炉应逐渐减少给粉量，并根据燃烧情 况投用燃油喷嘴稳定炉火。锅炉降压降温的速度按汽机滑参数停机曲线进行(现场 规程中应附有汽机滑参数停机曲线)。

4.1.3.2 降压降温过程中主蒸汽与再热蒸汽温差不大于50℃。

4.1.3.3 在停炉过程中应彻底吹灰一次。

4.1.3.4 中间储仓式燃煤炉，若煤粉仓不需烧空时，停用给粉机前应先关闭下粉 挡板走尽余粉。若煤粉仓需烧空时，则在煤粉仓烧空，给粉机全停后再复查一 次。

4.1.3.5 滑参数停炉可根据不同情况进行：

a.汽压滑至2.9～4.9MPa(30～50kgf/cm2)时停炉。b.汽压滑至1～1.5MPa(10～15kgf/cm2)，汽温250℃时停炉。停炉后应开启 过热器疏水门控制降压的速度。

4.1.3.6 待发电机解列汽机自动主汽门关闭后，关闭各燃油喷嘴，清扫燃油喷嘴 中的积油。锅炉停炉后禁止将燃料送入已灭火的锅炉。

4.1.3.7 锅炉灭火后应关闭一、二级减温水和事故喷水，停用暖风器。

4.1.3.8 锅炉灭火后燃油炉必须开启送、吸风机通风，时间不少于10min；燃煤 炉烟道的通风可只用吸风机，时间不少于5min。通风时应注意避免锅炉产生急剧 冷却。

4.1.3.9 联系化学值班人员停止加药泵的运行，关闭连续排污门、加药门和取样 门。

4.1.3.10 对各下降管、下联箱进行一次排污。

4.1.3.11 锅炉进水至汽包水位+250～+300mm时，停止给水泵的运行。关闭各给 水门，开启省煤器再循环门。

4.1.3.12 有条件时使用除氧水或蒸汽对回转式空气预热器吹灰1小时。

4.1.3.13 锅炉灭火后，开启再热器冷段疏水门和再热器向空排汽门。

4.1.3.14 在锅炉尚有汽压时应注意保持汽包水位。锅炉冷却过程中，如汽包水位 下降需进行加水时，应关闭省煤器再循环门。

4.1.3.15 为了防止省煤器、空气预热器等处发生二次燃烧而损坏设备，锅炉灭火 后应由专人负责监视各段烟温，特别是空气预热器进、出口烟温。空气预热器进 口烟温低于100℃时，停止回转式空气预热器的运行。

4.1.3.16 灰渣斗存灰除尽后，停止除灰设备运行。

4.1.4 滑参数停炉时，若汽压尚有1.5MPa(15kgf/cm2)，则正常降压的时间一般为 8～10h，在降压过程中汽包上下壁温差不应超过50℃。

4.2 正常参数停炉

4.2.1 正常参数停炉的降荷方式按汽机要求进行，其他操作可参照滑参数停炉。

4.2.2 停炉后降压速度按各厂现场规程的降压曲线进行，一般为18h。

停炉后应紧闭炉门和各烟风道风门、挡板，以免锅炉急剧冷却。停炉4～6h 后可进行自然通风冷却，并进行必要的进水和放水。停炉18h后方可起动吸风机 进行冷却。4.3停炉的安全注意事项 4.3.1 锅炉停炉后为防止受热面内部腐蚀，必须根据各厂情况制订停炉保护措 施，并认真做好停炉保护工作。

4.3.2 在严寒冬季，锅炉停炉后应严格执行防冻措施。4.3.3 锅炉压力尚未降到零时，不允许对锅炉机组及其附属设备不加监视，在电 动机未切断电源时，也不允许不加监视。4.3.4 锅炉停炉后，若煤粉仓内尚有煤粉，则应封闭煤粉仓，每小时检查一次煤 粉仓的温度。4.3.5 停炉过程中应严格监视汽包上下壁温差不超过50℃，否则应降低降压速 度。4.3.6 在滑停过程中，特别是后阶段要注意主蒸汽温度的过热度，如减温水阀门 关闭后严重泄漏，影响主蒸汽温度的过热度时，应及时汇报班长、值长，联系汽 机班长提前停炉停机。4.4过热器的反冲洗 4.4.1 为了保证过热器管不致因内壁积聚盐垢发生爆管事故，必须对过热器定期 进行反冲洗，一般在锅炉机组大修时进行，小修时根据化学监督要求进行。

4.4.2 过热器反冲洗应具备下列条件：

4.4.2.1 得到值长通知。

4.4.2.2 锅炉本体受压部件检修工作结束。4.4.2.3 汽机已具备向锅炉供水条件，将除氧器投入运行，保持高水位，且水温 为60～100℃，并能随时起动给水泵供水。

4.4.3 过热器反冲洗注意事项： 4.4.3.1 联系汽机班长，检查一、二级旁路门已关严，维持冲洗水温在60～100 ℃。4.4.3.2 在反冲洗过程中，应尽量保持较大给水流量，以利冲净，但不允许汽 包起压。4.4.3.3 应以事故放水门连续放水控制汽包水位，必要时可开启定排放水门放 水。

4.4.3.4 根据化学的化验结果停止反冲洗。4.4.3.5 反冲洗结束后，应检查冲洗系统确已隔绝。冬季还应采取防冻措施，以 免过热器管冻裂。

5锅炉机组事故及故障处理 5.1事故处理原则和注意事项 5.1.1 发生事故后应立即采取一切可行的办法，消除事故根源，迅速恢复机组正 常运行，满足系统负荷的需要。在设备确已不具备运行条件时或继续运行对人 身、设备有直接危害时，应停炉处理。5.1.2 发生事故时，班长应在值长的直接领导下，领导全班人员迅速果断地按照 现场规程的规定处理事故。值长的命令，除对人身、设备有直接危害者外，均应 坚决执行。5.1.3 当发生与本规程没有列举的事故情况时，运行人员应根据自己的经验与判 断，主动地采取对策，迅速处理。事故处理后运行人员应如实地把事故发生的时 间、现象以及所采取的措施，记录在交接班簿上，并在班后会议上进行研究讨 论，以总结经验吸取教训。5.2事故及故障停炉 5.2.1 遇有下列情况之一时，锅炉机组应立即停止运行，即停止向燃烧室供给燃 料及空气。5.2.1.1 汽包水位达到±200mm(若制造厂有规定或水位保护的可另定)；

5.2.1.2 锅炉所有水位计损坏；

5.2.1.3 主给水管道或主蒸汽管道发生爆破；

5.2.1.4 炉膛内或烟道内发生爆燃使设备遭到严重损坏；

5.2.1.5 燃料在尾部烟道内燃烧，使排烟温度不正常地突然升高；

5.2.1.6 炉膛灭火或燃油炉燃油调节阀后的压力，降到不允许的程度；

5.2.1.7 锅炉房内发生火警，直接影响锅炉的安全运行；

5.2.1.8 两台吸风机、送风机或回转式空气预热器停止运行；

5.2.1.9 安全门动作后不回座，压力下降，汽温变化达到迫使汽机停机； 5.2.1.10 压力超出动作压力而安全门不动作，同时一、二级旁路和向空排汽门无 法打开；

5.2.1.11 再热蒸汽中断。5.2.2 发生下列情况之一时应停止锅炉的运行；

5.2.2.1 锅炉水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管严重泄漏； 5.2.2.2 锅炉主蒸汽温度或再热蒸汽温度或管壁温度超过限额，经多方设法调整 或降低负荷运行仍无法恢复正常；

5.2.2.3 锅炉汽水管道一次门前泄漏，威胁人身或设备安全； 5.2.2.4 锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重低于标准，经努力调整，不能恢复正 常；

5.2.2.5 锅炉严重结焦或积灰，虽经努力清除仍难以维持正常运行；

5.2.2.6 锅炉房内发生火警，威胁设备安全；

5.2.2.7 锅炉汽包水位所有的远方指示器损坏；

5.2.2.8 炉顶严重泄漏，吊杆超温，烧红。上述情况的停炉时间，由发电厂总工程师决定。

5.2.3 事故停炉的操作步骤如下：

5.2.3.1 发出厂用事故警报，并向值长汇报。

5.2.3.2 通知汽机班长，锅炉事故停炉。5.2.3.3 立即停止向炉膛供应燃料和停止制粉设备，锅炉熄火。停止再循环风 机。5.2.3.4 将各自动调节切换为手控，监视调节汽包水位正常，关闭减温水隔绝 门，事故喷水隔绝门。调节吸、送风机风门、挡板，维持炉膛负压50Pa(5mmH2O)进行通风。5.2.3.5 通知汽机值班人员调节开启一、二级旁路门排汽10min或开启过热器、再热器向空排汽门排汽10min。5.2.3.6 若在事故停炉后10min内，锅炉仍不具备起动条件时，则应停止送风机 和吸风机，关闭各取样、加药、连续排污一次门，通知化学停止加药。5.2.3.7 保留空气预热器运行，当空气预热器入口烟温低于100℃，停止空气预 热器运行，同时应执行有关防止空气预热器及省煤器烧坏的措施。5.3锅 炉 灭 火 5.3.1 炉膛灭火时的常见现象： 5.3.1.1 炉膛负压突然增大，炉膛风压表指示在最大负值。微正压炉炉膛正压突 然减小。

5.3.1.2 炉膛内变暗，自看火孔看不到火焰。

5.3.1.3 汽压汽温急剧下降。5.3.2 灭火的常见原因：

5.3.2.1 辅机故障跳闸。5.3.2.2 给煤机故障，落煤管堵塞(单位式制粉系统)。给粉机故障“缺角”运行，煤粉管堵塞。5.3.2.3 煤粉仓粉位过低，给粉机给粉不均或部分给粉机给粉中断。

5.3.2.4 燃油炉燃油“失压”，燃油中断。

5.3.2.5 锅炉负荷过低，燃烧调整不当。

5.3.2.6 大量塌焦。

5.3.2.7 煤质太差，挥发分过低或煤种突变。

5.3.2.8 水冷壁管严重爆破。

5.3.2.9 除灰时，大量冷空气进入炉内。5.3.3 灭火的处理：

立即停止向炉内供应燃料。禁止采用关小风门，继续供应燃料以爆燃恢复着 火。调整负压进行通风，一般燃油炉不少于10min，燃煤炉不少于5min，查出灭 火原因，然后重新点火接带负荷。5.4锅 炉 满 水

5.4.1 满水的常见现象：

5.4.1.1 汽包内的水位超过规定的正常值，高水位信号报警。

5.4.1.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量。5.4.1.3 严重满水时，过热蒸汽温度急剧下降，主蒸汽管道法兰处有汽水冒出，甚至发生水冲击造成管道剧烈振动。

5.4.2 满水的常见原因：

5.4.2.1 给水自动调整器动作失灵。

5.4.2.2 锅炉值班人员疏忽大意，监视水位不严或误操作。

5.4.2.3 给水调节门卡涩。

5.4.2.4 低地位水位计失灵，指示偏低，发生误操作。

5.4.3 满水的处理：

5.4.3.1 汽包内的水位超过规定正常值，如经处理后，汽包内水位继续上升时，应采取下列措施： a.开启事故放水门放水。

b.如主蒸汽温度急剧下降时，应即关闭减温水门，开启集汽箱和侧墙疏水 门，并通知汽机值班人员开启有关疏水门和作好紧急停机的准备。5.4.3.2 汽包内水位仍继续上升高至+200mm时(若制造厂有规定或有水位保护的 可另定)，应采取下列措施：

a.立即发出厂用事故警报，紧急停炉处理，停止向锅炉上水。

b.待水位恢复正常后，迅速消除故障，重新点火接带负荷。5.4.3.3 若低地位水位计失灵或解列，以汽包水位计监视水位时，如果运行人员 监视疏忽，以致汽包水位计内水位消失而未能及时发现，应立即停止锅炉机组的 运行。停止向锅炉上水，确认为满水时，可加强锅炉放水，尽快使汽包水位恢复 正常，消除故障后，可重新点火带负荷。5.5锅 炉 缺 水

5.5.1 缺水的常见现象：

5.5.1.1 汽包内可见水位低于规定的正常值，低水位信号报警。

5.5.1.2 过热蒸汽温度上升。5.5.1.3 给水流量不正常地小于蒸汽流量(当水冷壁管或省煤器管破裂时，则相 反)。5.5.2 缺水的常见原因：

5.5.2.1 给水自动调整器动作失灵。

5.5.2.2 运行值班人员疏忽大意，监视水位不严或误操作。

5.5.2.3 给水调节阀故障。

5.5.2.4 低地位水位计失灵，指示偏高，发生误操作。

5.5.2.5 给水泵故障，给水压力下降。

5.5.2.6 排污门严重泄漏，水冷壁管、省煤器管破裂5.5.3 缺水的处理：

5.5.3.1 若锅炉汽包内水位下降系因给水泵发生故障，给水压力下降造成，应立 即通知汽机值班人员起动备用给水泵，恢复正常给水压力。

5.5.3.2 若锅炉正在进行定期排污，应立即停止排污，若有排污门大量泄漏，应 即关闭排污系统的隔绝门。

5.5.3.3 如经采取恢复水位的措施后，汽包水位继续下降，应即汇报值长，降低 锅炉负荷。

5.5.3.4 如汽包水位继续下降，低至-200mm时(若制造厂有规定或有水位保护的可 另定)，应立即停止锅炉机组的运行。若不是由于运行人员监视疏忽而造成的缺 水，可缓慢地向锅炉进水，消除故障后，可重新点火带负荷。

5.5.3.5 若低地位水位计失灵或解列，以汽包水位计监视水位时，如果由于运行 人员监视疏忽，以致汽包水位计内水位消失而未能及时发现，应立即停止锅炉机 组的运行，此时不能继续向锅炉进水。

5.6 汽包水位计损坏

5.6.1 汽包水位计损坏的预防：

5.6.1.1 必须防止水位计云母片(或玻璃管)的温度发生突然的变化，如冲洗水位 计时，汽门、水门不可同时关闭，室外冷空气不要突然吹向水位计等。

5.6.1.2 冷水滴不可溅及水位计云母片或玻璃管。

5.6.1.3 核对汽包水位计，必须注意下列事项：

a.汽包水位计的汽管及水管的阻塞会引起水位计内水位的上升，如汽管阻塞，则水位上升极快，如水管阻塞，则水位逐渐上升。

b.如汽包水位计有不严密处，将使水位计指示不正确。

c.如汽包水位计的放水门漏，则将引起水位计内水位降低。

5.6.2 汽包水位计损坏的处理：

5.6.2.1 如果汽包水位计中有一只损坏时，应立即隔绝检修，并核对另一只汽包 水位计和各低地位水位计指示的正确性，加强对汽包水位的监视调节。

5.6.2.2 如果二只汽包水位计都损坏，但有二只低地位水位计正确可靠，则允许 以低地位水位计监视调节汽包水位，继续维持锅炉运行二小时，但必须注意给水 流量和蒸汽流量的平衡，保持锅炉负荷稳定，对已损坏的汽包水位计应立即隔绝 检修。

5.6.2.3 如果二只汽包水位计都已损坏，且低地位水位计并不具备上述5.6.2.2的 条件时，应停炉处理。

5.7 水冷壁管损坏

5.7.1 损坏的常见现象：

5.7.1.1 严重损坏时，炉膛内发出爆破声，自炉膛检查孔、门听到汽、水喷出 的声音。

5.7.1.2 炉膛风压表偏正，自检查孔、门、炉墙不严密处喷出烟气或蒸汽。

5.7.1.3 汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

5.7.1.4 各段烟温下降，蒸汽压力、蒸汽流量和给水压力下降。

5.7.1.5 炉内燃烧不稳定，甚至造成灭火。

5.7.2 损坏的常见原因：

5.7.2.1 锅炉给水质量不符合标准，化学水处理不当或监督不严，使水冷壁管内 部结垢腐蚀。

5.7.2.2 管子被杂物堵塞，未能发现清除。

5.7.2.3 燃烧喷嘴附近或通焦孔四周管子保护不良，磨损严重或管子外壁严重腐 蚀。

5.7.2.4 吹灰器喷口或吹灰管安装不当，吹灰操作有错误，管子被汽、水吹坏。

5.7.2.5 管材或焊接质量不合格。

5.7.2.6 锅炉启动时，水冷壁管热膨胀受阻造成损坏。

5.7.2.7 炉膛内严重结焦，定期排污门大量漏水或锅炉长时间过低的低负荷运行 使正常的水循环破坏，以及升火方式不当等造成水循环不良，而使管子过热损 坏。5.7.2.8 锅炉严重缺水。

5.7.2.9 炉膛内发生严重爆炸，使水冷壁管损坏。

5.7.2.10 大量塌焦砸坏水冷壁冷灰斗管子。

5.7.3 损坏的处理：

5.7.3.1 立即汇报值长，加强检查并注意损坏是否迅速扩大。

5.7.3.2 若水冷壁管损坏不太严重，尚能维持汽包正常水位则允许继续运行一段 时间。对于燃煤炉如设备上有条件可投入燃油嘴，稳定炉火，适当降低出力，煤 粉仓保持较低粉位，请示发电厂总工程师决定停炉时间。

5.7.3.3 若水冷壁管损坏严重，造成锅炉灭火或对锅炉加强进水后仍不能维持正 常水位，应立即停炉处理，停炉后继续加强进水，如汽包水位仍不能回升时，则 应停止对锅炉的进水，但省煤器再循环门不应开启。

5.7.3.4 停炉后应保留一台吸风机运行，待排除炉内汽、水后再停止。

5.8 过热器管损坏

5.8.1 损坏的常见现象：

5.8.1.1 自过热器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到 汽、水喷出的声音。

5.8.1.2 炉膛负压减少或变正。

5.8.1.3 蒸汽流量不正常地小于给水流量。

5.8.1.4 过热器损坏侧烟温降低，过热蒸汽温度发生异常变化。

5.8.2 损坏的常见原因：

5.8.2.1 化学监督不严，汽水分离器结构不良或不严密，使过热器管内积聚盐 垢。

5.8.2.2 管内有杂物堵塞。

5.8.2.3 燃烧调节不当，经常发生火焰窜屏。

5.8.2.4 过热蒸汽温度或过热器管壁温长期超限运行。

5.8.2.5 管材或焊接质量不合格。

5.8.2.6 低负荷时，使用减温水不当，使过热器管发生水塞，局部管壁超温。

5.8.2.7 锅炉启、停工况不适当或停炉保养工作未做好，造成管子冷却不够或产 生腐蚀。

5.8.2.8 飞灰磨损，管夹或梳形板振动，造成过热器管破坏。

5.8.2.9 吹灰器安装不正确吹坏管子。

5.8.2.10 减温器套筒损坏、位移，或屏式过热器联箱隔板位移。

5.8.3 损坏的预防：

5.8.3.1 锅炉升火及运行中防止发生汽温和管壁温度超温。

5.8.3.2 确保汽水分离器的工作可靠，蒸汽品质合格。如发现蒸汽品质不合格，必须分析其原因，并采取必要的措施。

5.8.3.3 锅炉大、小修时对过热器进行公共式冲洗。

5.8.3.4 锅炉大、小修时由检修人员进行防爆检查。

5.8.4 损坏的处理：

5.8.4.1 立即汇报值长，加强检查，并注意损坏是否迅速扩大。

5.8.4.2 若损坏不太严重，过热蒸汽温度尚能维持在正常范围内，则允许继续运 行一段时间，但应适当降低锅炉出力，保持燃煤炉煤粉仓较低粉位，请示发电厂 总工程师决定，尽早停炉处理，以防事故进一步扩大。5.8.4.3 若损坏严重，过热汽温变化过大，不能维持在正常范围内，并且炉膛严 重正压，炉火极不稳定，应汇报值长立即停炉处理。

5.9 再热器管损坏

5.9.1 损坏的常见现象：

5.9.1.1 自再热器检查门、孔可看到汽、水喷出或听到汽、水喷出的声音。

5.9.1.2 损坏侧再热器后烟温下降，再热器汽温发生异常变化。

5.9.1.3 省煤器集灰斗内放出潮湿的细灰。

5.9.2 损坏的常见原因：

5.9.2.1 管壁被飞灰磨损。

5.9.2.2 监视调节不当，再热器管经常超温运行。

5.9.2.3 管材或焊接质量不合格。

5.9.2.4 管子被杂物堵塞。

5.9.2.5 锅炉起动工况不适当或停炉保养工作未做好，造成管子冷却不够或产生 腐蚀。

5.9.3 损坏的预防：

5.9.3.1 锅炉运行中防止发生再热器管超温。

5.9.3.2 锅炉升火期间应开启一、二级旁路，确保再热器管有足够的冷却。甩负 荷时应投入一、二级旁路。

5.9.3.3 锅炉大、小修时，应消除烟气走廊，由检修人员进行防爆检查。

5.9.4 损坏的处理：

参照“过热器管损坏”进行处理。

5.10 省煤器管损坏

5.10.1 损坏的常见现象：

5.10.1.1 严重损坏时，汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

5.10.1.2 自省煤器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到汽水喷出的声音。

5.10.1.3 省煤器细灰斗内放出潮湿的细灰。

5.10.1.4 损坏侧省煤器后烟温下降。

5.10.1.5 烟道阻力增加，吸风机电流增大。

5.10.2 损坏的常见原因：

5.10.2.1 给水品质不合格，管子内壁腐蚀。

5.10.2.2 管材或焊接质量不合格。

5.10.2.3 管壁被飞灰磨损。

5.10.3 损坏的处理：

参照“水冷壁管损坏”进行处理，但在停炉后严禁开启省煤器再循环门。

5.11 给水管道发生水冲击

5.11.1 水冲击的常见原因：

5.11.1.1 给水管投入时，管内积存空气。

5.11.1.2 突然关闭或开启给水系统隔绝门。

5.11.1.3 起动中进水速度太快。

5.11.1.4 给水泵逆止门失灵，忽开忽关。

5.11.2 水冲击的处理： 5.11.2.1 给水管投入时发生水冲击应即适当关小阀门，加强放气，待水冲击消除 后，再缓慢进行投入操作。

5.11.2.2 当突然关闭或开启给水系统的隔绝门发生水冲击时，应即将隔绝门恢复 到水冲击前位置，以消除水冲击。

5.11.2.3 检查给水管路的支吊架是否松脱，检查给水泵逆止门是否正常，针对具 体情况进行处理。

5.12 锅炉尾部烟道二次燃烧

5.12.1 尾部烟道二次燃烧的常见现象：

5.12.1.1 锅炉尾部烟道温度不正常地突然升高。

5.12.1.2 自锅炉尾部烟道门、孔可发现火星或冒烟，烟囱冒黑烟。

5.12.1.3 若空气预热器处发生二次燃烧时，空气预热器外壳发热或烧红，空气预 热器电流表指针晃动。

5.12.1.4 烟道内负压剧烈变化。

5.12.1.5 烟道防爆门动作。

5.12.2 尾部烟道二次燃烧的常见原因：

5.12.2.1 锅炉起动或事故停炉时，操作调整不当，炉膛燃烧恶化，油或煤粉进入 尾部烟道内沉积在受热面上。

5.12.2.2 制粉设备调节不当，煤粉太粗或细粉分离器堵塞，锅炉燃烧不良，尾部 烟道内积聚大量煤粉。

5.12.2.3 低负荷时燃烧不良，尾部烟道内积聚了油或煤粉。

5.12.2.4 正常运行时，风量调节不当，使大量油和煤粉进入尾部烟道内燃烧。

5.12.3 尾部烟道二次燃烧的处理：

5.12.3.1 锅炉值班人员若发现尾部烟温不正常地升高时，应立即检查原因。特别 应检查锅炉尾部烟道内是否有二次燃烧。

5.12.3.2 检查确定锅炉尾部烟道内二次燃烧时，应即紧急停炉处理，并将吸、送 风机停止，严密关闭各风门、挡板。必要时保持锅炉连续少量进水，以冷却省煤 器。

5.12.3.3 向锅炉尾部烟道内充入蒸汽灭火。

5.12.3.4 检查尾部烟道各段温度正常后，谨慎地起动吸风机通风10min。复查正 常，设备亦未遭到损坏时，汇报值长，锅炉重新点火带负荷。

5.13 负 荷 突 降

5.13.1 负荷突降的常见现象：

5.13.1.1 锅炉汽压急剧上升。

5.13.1.2 蒸汽流量急剧下降。

5.13.1.3 锅炉安全门可能起座。

5.13.1.4 一、二级旁路门自动开启。

5.13.1.5 汽包水位先下降后上升；给水流量减少(当给水自动投用时)。

5.13.2 负荷突降的常见原因：

5.13.2.1 电力系统发生故障。

5.13.2.2 汽机或发电机发生故障。

5.13.3 负荷突降的处理：

5.13.3.1 若一、二级旁路系统未投自动，可根据汽压升高的情况通知汽机值班人 员“手动”开启旁路门，以保护再热器和降低汽压，保持锅炉最低负荷运行。

5.13.3.2 根据负荷突降情况，立即停止部分煤粉或燃油喷嘴的运行；开启过热 器、再热器的向空排汽门，使汽压迅速恢复正常。燃煤炉部分煤粉喷嘴停止后，若有必要，应投入燃油喷嘴，稳定燃烧。

5.13.3.3 调节风量、水位、汽温正常，必要时将自动调节改“手动”。

5.13.3.4 待故障消除后，恢复锅炉正常运行。若安全门曾动作过，则应检查各安 全门是否关闭严密。

5.14 锅炉的6kV厂用电源中断

5.14.1 6kV厂用电源中断的常见现象：

5.14.1.1 6kV电压表指示零位。

5.14.1.2 所有运行中的6kV电动机停止转动，电流表指示零位，低电压保护动 作，电动机跳闸，信号灯闪光，报警器响。

5.14.1.3 400V部分电动机联锁跳闸。

5.14.1.4 锅炉灭火。

5.14.2 6kV厂用电源中断的处理：

5.14.2.1 立即将跳闸电动机开关复置到停止位置。

5.14.2.2 按“锅炉灭火”进行处理。

5.14.2.3 待6kV电源恢复正常后，锅炉重新点火带负荷。

5.15 锅炉的400V厂用电源中断

5.15.1 400V厂用电源中断的常见现象：

5.15.1.1 400V电压表指示零位。

5.15.1.2 所有运行中的400V电动机停止转动，电流表指示零位，锅炉灭火。

5.15.1.3 热工、电气仪表电源中断，指示异常。

5.15.1.4 各电动门和电动调节机构电源中断。

5.15.2 400V厂用电源中断的处理：

5.15.2.1 立即将各跳闸电动机的开关复置到停止位置。

5.15.2.2 将各自动调节改为“手动”(监视调节，以热工机械仪表作为依据)，各 电动门和电动调节机构应手动操作。

5.15.2.3 按“锅炉灭火”进行处理。

5.15.2.4 操作空气预热器的盘车装置盘动空气预热器，开启烟侧人孔门进行冷 却，并对空气预热器进行吹灰。

5.15.2.5 待400V电源恢复正常后，锅炉重新点火带负荷。

5.16 油 管 爆 破

5.16.1 油管爆破的常见现象：

5.16.1.1 燃油压力突然下降。

5.16.1.2 氧量表指示增大，锅炉燃烧不稳或灭火。

5.16.1.3 锅炉汽压、汽温下降。

5.16.1.4 爆破处大量燃油喷出，接触热体后引起火警。

5.16.2 油管爆破的预防：

5.16.2.1 凡使用金属软管与燃油喷嘴连接时，应制定安全措施，并必须做到专人 负责。金属软管使用六个月后或结合锅炉大、小修应作1.5倍的水压试验，合格 后方可继续使用。

5.16.2.2 运行和拆装燃油喷嘴不可扭折金属管，以防损伤金属软管。金属软管不 能太短。

5.16.2.3 燃油喷嘴拆装后应用蒸汽吹扫。

5.16.2.4 投用燃油喷嘴时应进行检查，不得堵塞或渗漏。

5.16.2.5 做好油管防锈、防腐工作。对停用的燃油喷嘴连接管及其它油管应防止 油的凝固。

5.16.2.6 锅炉值班人员必须定期巡回检查。燃油喷嘴及其连接管的任何渗漏必须 立即修好。

5.16.3 油管爆破的处理：

5.16.3.1 迅速查出爆破点，并设法进行隔离，同时尽力维持锅炉正常运行。

5.16.3.2 采取有效措施，迅速清理积油，防止喷出的燃油接触热体而发生火警。若已发生火警，应立即灭火。

注：关闭燃油阀门、切断油源时，应尽量缩小影响范围，不可任意扩大隔

绝，以致造成扩大事故。

5.17 吸、送风机故障

5.17.1 故障的常见现象：

5.17.1.1 电气故障：

a.2台吸风机或2台送风机同时跳闸时，锅炉灭火，1台吸风机或1台送风机 跳闸时，锅炉燃烧恶化或锅炉灭火。

b.风机电动机两相运行时，电流表指示为零或不正常增大，电动机有轰鸣 声。

c.电动机或电缆头冒烟着火。

5.17.1.2 机械故障：

a.振动、窜轴、伴有摩擦声或撞击声。

b.轴承温度升高。

c.电流表指针晃动。

d.引风机积灰产生强烈振动。

5.17.2 故障的处理：

5.17.2.1 吸风机或送风机故障跳闸，锅炉灭火时，按“锅炉灭火”进行处理，并 即复置开关，检查跳闸的风机，消除故障，重新点火带负荷。

5.17.2.2 1台吸风机或送风机故障跳闸，如在跳闸前无电流过大或机械部分故 障，同时锅炉亦未灭火，可立即复置并再合闸一次，如重合成功，则应迅速检查 跳闸原因，恢复正常运行。如重合不成功，应即发出厂用事故警报；汇报值长，迅速减荷；关闭故障风机风门、挡板；根据运行风机的最高风量，尽量带足锅炉 出力；监视排烟温度不高于现场规程规定的限额；调节水位、汽温正常；复置、检查跳闸的风机，消除故障，恢复正常运行。

5.17.2.3 如吸、送风机电动机或电缆头冒烟、着火或电动机两相运行时，应立即 发出厂用事故警报，停止风机的运行。

5.17.2.4 如吸、送风机轴承温度升高，超过限额，经采取措施仍不能下降时，应 停机处理。

5.17.2.5 如吸、送风机振动、窜轴，当振动超过部颁技术管理法规规定时，应即 检查原因，消除故障。如振动继续增大，并伴有摩擦声或撞击声时，应即汇报值 长，适当降低该风机负荷。降低负荷后，若故障仍未消除，并仍有增强趋势时，应停机处理。

5.18 回转式空气预热器故障

5.18.1 空气预热器故障的常见现象：

5.18.1.1 空气预热器转动部件发出剧烈的摩擦声和撞击音。

5.18.1.2 空气预热器电流表指针晃动或电流指示不正常增大。

5.18.1.3 空气预热器卡涩跳闸时，电流表指示零位。

5.18.1.4 排烟温度急剧上升，热风温度下降。

5.18.1.5 2台空气预热器同时故障跳闸，各辅机联锁动作，锅炉灭火。

5.18.2 空气预热器故障的处理：

5.18.2.1 1台空气预热器故障跳闸，如在跳闸前无电流过大或机械部分故障，可 立即复置再合闸一次，如重合成功，则应检查跳闸原因予以消除，如重合不成 功，应立即发出厂用事故警报，汇报值长，迅速减荷。操作空气预热器的盘车装 置，盘动空气预热器；开启其烟侧人孔门进行冷却；对空气预热器进行吹灰，控 制排烟温度不高于现场规程规定的限额；待故障排除后，恢复锅炉正常运行。

5.18.2.2 若空气预热器系由于减速器故障跳闸，盘车装置不能转动时，则应迅速 拆下减速器进行盘车；在盘车前应控制排烟温度不高于现场规程中规定的限额。

5.18.2.3 若空气预热器系由于转子卡涩、跳闸，盘车装置不能转动，则应控制排 烟温度不高于现场规程规定的限额，维持锅炉低负荷运行进行抢修。若故障无法 排除，汇报值长，停炉处理。

5.18.2.4 若空气预热器由于转子与外壳或密封板碰撞的原因发生故障时，应针对 具体情况进行处理，如适当降低锅炉出力；调整密封板间隙等，检查消除故障 后，恢复锅炉正常运行。

5.18.2.5 若二台空气预热器同时故障跳闸，锅炉灭火，按“锅炉灭火”及本条的 规定进行处理。

附录A 停 炉 保 护

(补 充 件)

锅炉的停炉保护一般可以采用热炉放水烘干法、抽真空干燥法、充氮法、氨 及联氨浸泡法。目前400t/h锅炉为了防止锅炉检修期间的腐蚀，比较广泛地采用 热炉放水烘干法。

A.1 热炉放水烘干法的具体操作方法

A.1.1 锅炉滑停到灭火前，汽包压力应不大于1.5MPa(15kgf/cm2)，汽包水位维持 在0～50mm。灭火后汽压降到1MPa(10kgf/cm2)，开启过热器疏水门，通知汽机 关闭一、二级旁路。

A.1.2 锅炉灭火后各风门、挡板、人孔门、看火门等均应关闭严密。

A.1.3 锅炉灭火前开始抄录汽包各点壁温，以后每隔半小时抄录一次，直至汽压降 到零以后4h为止。

A.1.4 锅炉灭火后60min，开启大直径下降管放水门(一次门开足，直通门开1/4 转)，微开事故放水旁路门进行放水，放水至电接点水位计指示为-250mm时，再 继续放30min，然后关闭上述各放水门。使汽包内的水基本放完。

A.1.5 锅炉灭火后4h；屏式过热器后烟温不大于400℃；汽包压力在 0.8MPa(8kgf/cm2)以下；汽包上下壁温各点温度不大于200℃时，方可进行锅炉水 冷壁与省煤器放水。

A.1.6 开启各水冷壁下联箱、大直径下降管放水门(一次门开足，直通门开1/4 转)、事故放水旁路门，同时开启省煤器放水门1/8转。严格控制锅炉泄压速度：

0.8～0.3MPa(8～3kgf/cm2)所需时间一般为2～2.5h，0.3～0MPa(3～ 0kgf/cm2)所需时间一般为3h。

A.1.7 当汽包压力降至零时，开启所有空气门和微开集气箱向空排汽门，同时开启 给水操作台和减温水系统放水门。

A.2 热炉放水的注意事项

A.2.1 在带压热炉放水过程中，汽包上下壁温差最大值不得超过50℃，当温差达 到45℃时，应暂停放水，待温差稳定后，重新进行放水。

A.2.2 进行带压热炉放水试验，应对各级过热器进行割管检查，检查带压放水 的效果。

A.2.3 当炉膛内有大块焦渣包住炉管或在炉管上敷设卫燃带时，应根据具体情况，适当推迟放水速度及时间，防止该处炉管过热。

A.2.4 停炉前应检查再循环水门是否关闭严密，电动门手动关严，以免给水进入汽 包，造成汽包下壁温度低。

停炉后应开启再热器向空排汽门和冷段疏水门，以便烘干再热器。

A.2.5 在锅炉放水过程中，应检查各处膨胀正常。

附录B 现场规程一般应附有的图纸目录

(补 充 件)

a.锅炉纵剖面图

b.锅炉汽水系统图

c.主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统图

d.锅炉排污系统图

e.暖风器、吹灰器的蒸汽及疏水系统图

f.燃烧系统图

g.燃油系统图

篇3：武锅330MW锅炉汽包吊装方式

汽包筒身φ2033×145mm, 全长22.394米, 重为153.7吨 (不包括汽包内部装置及吊架) 。汽包上装有供安装用的吊耳。其吊架为板式结构, 共两组, 支承在标高71.5m的支承梁上。汽包布置于G-H板梁之间, 其设计标高在65.6米。

汽包吊装采用液压提升装置吊装。以往吊装采用在顶板层结构上前后布置4根临时梁, 梁上铺设滑道, 液压缸移动进行汽包的吊装和就位。本形式锅炉根据顶板层结构布置和汽包吊耳情况, 若采用前后方向布置临时梁, 将导致液压提升装置钢绞索倾斜较大, 不利于安全吊装。为避免上述情况采用了在顶板层次梁上横向布置临时梁, 临时梁采用H700×300×13×24两根组合而成。液压缸和临时梁在次梁上整体移动来进行汽包吊装的方法。

2汽包卸车及存放

采用CC2200履带式起重机 (350吨) 单机卸车。汽包卸车重量157.7吨 (包括运输底座4吨) , 履带吊履带下垫σ=30mm厚钢板, 将汽包抬起100mm, 暂停, 全面检查路面是否下沉, 无问题后, 将汽包抬起。

通过履带吊走车将汽包吊至炉底G0.5-H排间汽包正式起吊位置存放。汽包存放需保证平稳坚实。用吊车沿圆周方向调整主降水管座垂直向下, 为下一步吊装做好准备。

CC2200履带式起重机, 工况为主臂48米, 回转半径为10米, 额定负荷208T。

负荷率=157.7/208=76%。

吊装索具选用钢丝绳6×37+1, б=1550MPa, φ56mm, L=20米一对, 破断拉力P=1825000N, 钢丝绳夹角α=48°, 8股。吊点选择在汽包中心两侧降水管外侧, 吊点之间距离为8米。

钢丝绳安全系数K=8×P×COS24°/G==8.6倍

3汽包吊装

3.1汽包吊装的条件

3.1.1钢结构整体验收合格。

3.1.2汽包在零米划线完毕, 钢结构在左侧H排B27.7柱子65.6m汽包中心标高点放线完成, 汽包吊挂位置放线完毕, 验收合格, 标识明确。

3.1.3锅炉钢结构按要求缓装。 (顶梁XL-8, 2根;左侧G-H间64.27米标高HN500梁在G-H间断开;右侧64.27米标高HN500梁在G-G0.5间断开;58.3米标高以下G0.5-H间, B6.5-B27.7间所有构件缓装) 。

3.1.4整个液压提升系统布置完毕。

3.1.5汽包两根吊杆下部绑扎在汽包上, 吊杆上部临时存放在设计标高71.5m上。

3.2机具配备

钢索式液压提升装置GYT-100H型四台、CC2200履带吊1台、10吨卷扬机1台。

3.3吊装前准备

3.3.1液压提升装置顶部吊装用临时梁配置完。

3.3.2施工现场需准备380V、50kVA动力电源 (引至两台液压泵站) 和220V交流电源线 (引至电气控制台) 。

3.3.3四台液压提升装置检修并注入液压油, 将钢绞索与液压提升装置上猫头穿装完毕后盘起, 吊至顶板上进行固定, 液压提升装置的安装及调试符合吊装要求。

3.3.4板梁上G到H, B6.5到B27.7之间满铺安全网, 保证施工安全。

3.4汽包的检查

3.4.1检查汽包在运输或装卸过程中是否造成外伤, 内外表面是否有裂纹、撞伤、龟裂、分层等现象。

3.4.2检查汽包的主要尺寸 (长度、直径、壁厚) 是否与图纸相符。

3.4.3检查汽包管座的位置和数量是否正确。

3.4.4检查汽包的不圆度、扭曲度及弯曲。

汽包不圆度是指汽包横断面的水平直径与垂直直径之差, 汽包水平外径的测量可采用在汽包两侧挂线锤的方法。汽包垂直外径的测量可采用玻璃管水平仪。汽包的弯曲度可用拉线法测量。沿着汽包长度方向每隔1m测量1次, 汽包允许弯曲度为汽包长度的2‰, 但弯曲度不得大于15mm。

3.4.5管座直径的检查

用游标卡尺在汽包管座的两个相互垂直的方向测量管座的直径是否与图纸相符。

3.4.6由检验部门对汽包的角焊缝及环形焊缝等进行无损检测。

3.5汽包的划线

首先利用玻璃管水平仪复查汽包制造厂家的中心点。检查合格后利用制造厂家在汽包上所做的中心点标志由下降管座中心沿汽包纵向中心线量出吊环位置的中心点, 再以该中心点为准, 用圆规做垂直线, 即可得出吊环的十字中心线, 并打上铳眼, 作出标记。

3.6汽包吊装

3.6.1汽包吊装采用液压提升装置吊装。由于汽包长度大于B6.5和B27.7轴线两梁之间的距离, (汽包长度为22394mm, B6.5和B27.7两梁间最短净距离为20400mm, 两梁宽度250mm) , 汽包需倾斜吊装, 倾角在32°左右, 起吊时左侧先抬。利用零米布置的10吨卷扬机拖拽汽包右侧与液压提升装置配合起吊。提升液压装置前, 钢架各层平台设专人进行监护, 防止汽包刮碰两侧梁, 其它位置人员同时就位, 听从指挥人员统一指挥。

3.6.2经联合检查确认液压提升装置吊装系统各部完好可靠后, 提升左、右侧液压装置, 当汽包离开地面100cm以后, 停止提升, 再一次全面检查各受力点及设备情况, 如无异常则继续提升液压装置。

3.6.3当汽包吊离地面1.5m左右时, 停止起吊, 在汽包下部搭设脚手架, 铺上跳板及安全网。作为汽包吊装找正及焊口的作业平台。

3.6.4准备工作结束后, 继续提升液压装置, 当汽包右侧越过58270mm标高梁时, 调整液压提升装置, 将汽包调整到水平位置, 暂停提升。利用4台10吨手拉葫芦水平向炉前牵引顶部吊装架使汽包平移至设计位置下方。继续提升液压提升装置使汽包至就位位置。

3.6.5安装顶梁XL-8, 2根, 并终紧螺栓。

3.6.6用2吨手拉葫芦调整汽包吊杆下部与上部吊杆对正, 然后穿装汽包吊杆销轴。汽包吊架提前向炉后移动250MM, 便于吊杆穿装, 销子穿后再向炉前拉动到设计位置。

3.6.7汽包标高及水平度的调整:汽包标高及纵向水平度可通过调整吊杆支架下部垫片高度进行调整, 横向水平度的调整可用两台10t手拉葫芦兜住降水管座向炉前或炉后拉, 使汽包做正反方向滚动来调整。

3.6.8汽包找正完毕后, 解除液压提升装置与汽包耳板的连接, 拆除整个吊装系统。

4结束语

本工程汽包吊装从2010年5月25日做吊装准备工作, 29日准备工作结束, 汽包倾斜抬起, 架子搭设完毕。30日开始吊装至就位位置用时9小时, 至吊杆销子穿装完接钩结束共用时13小时。整个吊装过程比较顺利

摘要：武汉锅炉厂生产的330MW锅炉在全国不是很多, 炉型结构与国内知名锅炉厂有很大区别, 所以在安装过程中需采取一些不同的方法。本文针对武锅WGZ-1217/18.4-1型锅炉汽包吊装及安装, 根据现场实际做了认真研究和阐述, 提出了可实际应用的方案。

关键词：液压提升,临时梁,横向布置,移动,强度核算

参考文献

[1]容銮恩, 燃煤锅炉机组 (300MW火力发电机组丛书第一分册) [M], 中国电力出版社1998.

[2]WGZ-1217/18.4-1型锅炉安装说明书, 2009[Z].

篇4：330mw锅炉检修规程

关键词：CFB锅炉；冷态试验；风量标定

中图分类号：TK226.1 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）26-0108-02

循环流化床（CFB）锅炉技术是一种较为成熟的清洁燃烧技术，其特殊的燃烧方式可以降低SO2和NOx排放量。此外，良好的燃料的适应性和稳定性也使得CFB锅炉较常规煤粉炉更适合燃用劣质燃料。在我国投入使用以来，其数量快速增加。随着国产CFB锅炉大型化的快速发展，锅炉冷态试验的意义更加重要。冷态试验的目的是全面检查和了解锅炉燃烧系统及辅助设备的冷态运行性能，为热态运行的一些主要参数的调整提供可靠依据，是CFB锅炉安全、 稳定运行的关键。

本文以某电厂330 MW CFB锅炉的冷态试验为例，介绍冷态试验项目和具体方法。

1 风量标定试验

锅炉的风流量测量装置，常见的有机翼式差压测量元件、多喉径式差压测量元件、拉法尔管差压测量元件等，都属于锅炉风量测量的一次元件。冷态风量标定试验就是校正风量测量一次元件的准确性，用标准毕托管在不同工况下测量通过实际管道风量值，并与表盘风量显示值对比。通过计算，拟合出对表盘风量的修正系数，从而使锅炉表盘风量显示准确，为锅炉的安全经济运行奠定基础。

1.2 风量标定试验方法

风量标定试验对各测量元件在不同工况条件多次测定。由于现场部分测量元件的前后直管段较短，试验中，用毕托管网格法测量风道截面的速度场时，动压值变化很大，用普通微压计（如倾斜式玻璃管微压计）难以准确读取数值。本次试验采用的进口便携式电子微压计精度较高，并且能够方便地对测量值取平均值，试验中，对每一测量网格点除了往复进行一次外，对每一点还利用该电子微压计高级功能进行了30次左右的平均。

1.3 风量标定试验结果分析

1.3.1 一次风系统

1.3.2 二次风系统

返料风偏差相对较小，平均偏大4.12%；播煤风表盘显示风量均小于实测风量，平均偏小38.14%。

根据标定结果，测量元件的流量系数K值比较稳定，试验条件下风道的流量与测量元件差压开方呈比较良好的线性关系(且过零点特性很好)，标定的数据准确，可以满足使用要求和DCS组态及显示。

风量标定试验测量结果分析显示，测量元件的流量系数比较稳定，标定的数据准确。试验后进行了DCS的组态工作。对风量测量元件的标定后，表盘风量显示准确。有利于锅炉热态运行风量的调整，可使锅炉运行参数更加合理，改善锅炉运行经济性和安全性。

2 330 MW CFB锅炉布风板阻力测试试验

锅炉布风板阻力试验是通过调节一次风风门开度，记录不同流化风量下的炉膛出口压力和风室压力，从而得到布风板阻力特性。测量空床时的布风板阻力特性，可以为装入床料后的冷态流化特性试验数据处理提供依据。

3 临界流化风量试验和料层阻力试验

料层阻力特性试验是要查找出流化床锅炉床料在完全流化时的料层阻力数值。在床料完全流化的情况下，料层阻力随着流化风量的增加会保持在某一稳定值，这个稳定值即为正常工作状态下时的料层阻力。料层阻力会随着床料的增加而增大。通过试验拟合曲线可以看到料层阻力分别约为9 000 Pa（床料730 mm）。

料层阻力试验结束后，在床料充分流化状态下，通过跳停引风机，依靠连锁保护使得一次风机、高压流化风机随之跳停。打开炉门进行检查，发现床面平整度较好，完成布风均匀性检查后，利用料层阻力特性试验过程中进入返料器的物料进行了返料特性试验，发现返料器返料特性良好，两侧基本均匀。

4 布风均匀性试验和返料特性试验

冷态条件下，在炉内物料流化状态下，跳停引风机，使得一、二次风机同时停止，然后再停运高压流化风机，打开炉门进行了检查。床面基本平整、布风均匀，能满足锅炉安全运行需要。

完成布风均匀性检查后，利用料层阻力特性试验过程中进入返料器的细灰（循环灰）进行了返料特性试验。开启高压流化风机，使返料器内堆积的循环灰返回炉膛，停运高压流化风机后，在返料腿附近观察返料落入炉膛的情况。经检查循环灰能够正常返入炉膛并在返料口堆积，相同时间内各返料口返料量基本均匀，返料器返料情况良好。

5 结 论

①冷态试验风量标定结果表明，表盘一次风量误差较小，二次风、播煤风和返料风误差较大，尤其是上层二次风，平均误差高达49.8%；布风板阻力折算到额定工况热态下约为5 053 Pa。

②采用现场床料进行了静止料层厚度730 mm工况下的料层阻力特性试验，通过试验可以得到，料层阻力为9 000 Pa，临界流化风量约为110 000 Nm3/h。突然停止风机，通过进入炉内观察，可以看到炉膛床层表面基本平整。返料器情况良好。

③通过冷态试验，提供了锅炉点火启动所必需的重要参数，诸如临界流化风量参数、烟风系统的工作特性、流化特性、返料特性，而对表盘显示风量值的标定更具有长期指导锅炉安全高效运行的意义。

冷态试验的同时，也对锅炉重要辅助设备工作性能进行了考核，从而降低锅炉启动及运行过程出现灭火、流化不良、结焦等事故的可能性。根据冷态试验结果，运行人员维持适当的运行风量可以保证炉内灰平衡和合理组织燃烧。

参考文献：

[1] 王鹏利,赵小兵,李连友.循环流化床锅炉冷态试验方法[J].热力发电,2007,(10):27-28.

[2] 孙献斌,黄中.大型循环流化床锅炉技术与工程应用[M].北京:中国电力出版社,2009.

篇5：330mw锅炉检修规程

1 锅炉结构特点

山东魏桥铝电邹平三电技改二期工程设计装机容量为4×330 MW机组, 锅炉为东方锅炉集团公司制造亚临界、自然循环锅炉, 型号为DG/1190-18.4-Ⅱ13。4台锅炉由右至左依次并列布置 (序号为5、6、7、8号) , 5、6号锅炉同步施工, 5号锅炉紧邻一期, 固定端 (0-1轴) 为输煤栈桥, 5、6号锅炉之间设置运行集控楼和空压机室。锅炉为全钢结构, 宽度35 m, 前后深度45 m, 顶板高度75 m。锅炉最重件为汽包, 重量为153 t, 锅炉大板梁共6根, K1-K6, 最重为K5板梁85 t。整体上锅炉布置的非常紧凑。

2 锅炉设备施工的基本原则

由于施工现场场地狭小, 不便于施工机械的设置, 锅炉钢结构设备安装采用分层单件吊装方法, 烟、风、煤管道随着钢结构及受热面安装穿插进行存放安装[2], 汽包采用4台GYT-100型液压提升装置吊装就位。受热面采取地面组合和高空散件安装的方法, 受热面组合根据主力吊车的负荷情况, 尽量扩大地面组合率, 以减少高空作业量, 提高施工质量和安全性[3]。

3 锅炉吊装机械的配置

3.1 吊装机械布置原则

锅炉吊装机械配置主要考虑三个方面, 一个是吊装机械的起重能力, 能否满足施工现场设备的吊装;另一个是根据施工进度的要求, 合理进行配置, 既不能过剩造成浪费又要满足施工进度的需要;再一个是要考虑吊车装拆的难度和可行性[5]。

3.2 吊装机械的配置及优缺点

吊装2台锅炉共配置3台机械, 即一台FZQ1380附着自升式塔式起重机和一台DBQ3000TM塔式起重机、一台QUY 150履带式起重机。

FZQ1380附着自升式塔式起重机优点是起升范围大, 拆卸方便, 占地面积小, 抗风稳定性好, 适合场地狭小空间作业。缺点是吊车为固定基础不可水平移动, 需要将吊装设备运输到吊车吊装范围内。

DBQ3000TM塔式起重机优点是起重量大, 可以沿轨道方向移动, 作业范围较大。缺点是占地面积大, 对轨道平实性要求高, 抗风稳定性较差, 不适合场地紧张空间作业。

QUY 150履带式起重机优点是机动性好, 活动空间更大, 抗风稳定性较好。缺点是起升高度变化对起重量和工作幅度影响较大, 对工作地面平实性有一定要求。

3.3 吊装布置方案及优缺点

根据已完工或正在建设的同类型机组情况来看, 一般现场都是两台300 MW机组同时建设, 而且是两个施工单位分别承担。吊装机械一般是在固定端放一台, 扩建端放一台, 炉后和电除尘之间布置一台履带吊, 满足现场的施工需要。

3.3.1 吊装布置方案

本工程锅炉吊装配置FZQ1380、DBQ3000TM塔机两台主力吊装机械, 配置一台QUY 150履带式起重机为辅助机械。FZQ1380吊车布置在6号锅炉左侧, 其吊装范围能够覆盖整个锅炉。DBQ3000TM吊车布置在炉后侧, 轨道布置在脱硝钢结构基础上, 左右行走方向贯穿5、6号锅炉, 即可作为5号锅炉的主力吊车也可同时兼顾6号锅炉吊装工作[4]。具体吊装机械平面布置如图1所示。

3.3.2 吊装布置优缺点

FZQ1380塔机布置在6号炉左侧 (见图1) , 优点是能够覆盖整个6号炉钢架及部分除氧煤仓间区域, 起重能力能够独自完成锅炉K1-K3板梁的吊装。缺点是由于K4、K5板梁较重, 单机不能完成吊装, 需要与DBQ3000TM吊车抬吊就位;6号炉钢煤斗吊装也受起重量限制, 需要分段配制吊装;同时不能用于5号锅炉吊装。

DBQ3000TM塔机布置在锅炉后侧 (见图1) , 优点是可同时兼顾两台锅炉吊装, 能够配合完成6号锅炉最重板梁的吊装, 且保证第一台锅炉施工进度。缺点是5号锅炉K1排钢架无法吊装, 同时无法进行5号炉钢煤斗的吊装, 需要利用其它吊车完成吊装工作;吊车占位脱销基础及送风机基础, 需留出足够的施工时间, 这样需要吊车早日完成吊装工作退出场地, 吊车使用时间受到限制, 无法覆盖到锅炉K1排钢架 (见图1) 。

3.4 优化后两机优势互补发挥效能

FZQ1380塔机原设计布置在5、6号锅炉之间, 这样可以同时覆盖两台锅炉, 增加吊车的利用率, 但考虑到集控楼施工后, 吊车拆除时难度较大, 所以优化后改为布置在6号炉左侧, 减少拆车的难度。优化后扩大了吊车在6号炉的覆盖面积, 使吊车效能发挥更好。

DBQ3000TM塔机原设计前后方向布置在5号炉固定端, 工作半径能够覆盖整个5号锅炉及除氧、煤仓间, 但不能为6号炉吊装所用。同时由于吊车尺寸较大, 5号锅炉与输煤栈桥之间的距离无法满足吊车轨道设置, 如果前期布置完吊车后, 将来会影响输煤栈桥基础的施工。优化后改为布置在锅炉后侧, 尽管轨道占据了部分脱销钢架基础及送风机基础, 但可以使其成为6号锅炉吊装的又一主力, 同时为大板梁两车抬吊创造了宝贵条件。

选择两台机械各有优缺点, 在施工中尽量做到互补, 以发挥各自最大的效率, 保证现场施工进度不受影响[6]。

4 吊装机械性能及实际应用

4.1 吊装机械性能

FZQ1380型附着自升式塔式起重机, 吊车高度随着钢结构吊装同步顶升, 最终顶升高度为81 m, 副臂54 m。主钩工作幅度半径为7~50 m, 额定负荷为63~18 t;副钩工作幅度为12~54 m, 额定负荷12.5 t。

DBQ3000TM型塔式起重机, 主臂66 m, 副臂42 m, 主钩工作幅度半径26~49 m, 额定负荷为55~18 t;副钩工作幅度为29~52 m, 额定负荷10 t。

4.2 6号锅炉钢架及大板梁吊装

6号锅炉大板梁一共6根, 编号分别为K1-K6。由于K1-K3板梁重量较轻, FZQ1380吊车可独自完成吊装工作。吊装方法以K3板梁为例, 板梁重量为54 t, 考虑吊装辅具及搭设的临时设施, 吊装重量按56 t计算。吊车工作半径通过计算得知为23 m, 查表额定负荷为58 t, 吊车负荷率为96%, 满足吊装要求。

钢丝绳选用60钢丝绳, 破断拉力为1870 k N。绳长L=25 m, 1对, 四股受力, 吊点利用厂家设计的4个吊点, 用35 t卸扣连接, 钢丝绳安全系数K1=11.8。

K4、K5板梁重量较大, FZQ1380吊车无法独自进行吊装, 需要与DBQ3000TM吊车抬吊。以最重件K5板梁为例, 板梁重量为85 t, 考虑吊装辅具及搭设的临时设施, 吊装重量按88t计算。两车负荷进行平均分配, 每车承受负荷为44 t。K5板梁卸车时卸到锅炉K6排位置, FZQ1380吊车起吊时的工作半径为24 m, 查表额定负荷为55 t, 吊车负荷率为80%, 满足吊装要求;通过计算得知DBQ3000TM吊车起吊时工作半径为26 m, 额定负荷为55 t, 吊车负荷率为80%, 满足吊装要求。

钢丝绳选用60钢丝绳, 破断拉力为1870 k N。绳长L=25 m, 1对, 4股受力。吊装时厂家提供的4个吊点存在倾角, 不适合两车抬吊使用, 因此绳子采用兜板梁底部的方式, 位置与吊点重合, 每侧钢丝绳为两股垂直受力, 考虑防止绳子发生串动, 用35 t卸扣将绳子和吊点连接起到固定作用, 钢丝绳安全系数K=8.7。

吊装时, 两车保持同步提升速度, 抬过柱顶标高后, FZQ1380吊车向炉膛内转杆, DBQ3000TM吊车向炉膛内转杆的同时向前走车, 此时须保持两车同步运行, 保证吊件平稳就位。板梁吊至K5柱顶后, 两车缓慢回钩, 落至柱顶垫板上进行找正固定, 完成吊装工作。大板梁每吊装一件要及时进行相邻板梁间连梁安装, 形成稳定结构[7]。大板梁吊装一览表如表1所示。

5 结语

锅炉配置两台不同类型的主力吊装机械, 不但较好地形成性能互补, 而且各有优势, 提升了锅炉施工效率, 实现了工程预定工期, 为机组如期发电提供了机械动力保障。

参考文献

[1]从前.建设工程项目管理规范实施手册[M], 西安:西安地图出版社, 2002.CONG Qian.Manual of construction project management implementation specifications[M].Xi'an:Xi'an Map Press, 2002.

[2]李清华.电力工程建设施工国际先进技术与通用标准汇编[M].北京:科大电子出版社, 2004.LI Qinghua.International advanced technology and common standards compilation of power engineering construction[M].Beijing:UESTCP, 2004.

[3]中国电力建设企业协会组编.中国电力建设吊装技术优秀论文集[C].北京:中国电力出版社, 2013:54-63.China Electric Power Construction Association.Excellent symposium of China electric power construction hoisting technology[C].Beijing:China Electric Power Press, 2013:54-63.

[4]吴天鹏.电力工程施工组织进度控制与施工管理及强制性条文使用手册[M].北京:中国电力出版社, 2005.WU Tianpeng.Manual of construction organization, progress control, construction management and mandatory provisions for power engineering construction[M].Beijing:China Electric Power Press, 2005.

[5]电力建设安全工作规程第1部分:火力发电厂 (DL5009.1—2002) [S].北京:中国电力出版社, 2003.

[6]国家电力公司编委会.最新电力建设工程安全生产考核达标标准及国家安全生产强制性条文实施手册[M].北京:中国电力出版社 (1) , 2007.Editorial board of State Grid.The latest power construction project safety assessment standards and manual of implementation of the mandatory provisions of the state safe production[M].Beijing:China Electric Power Press (1) , 2007.