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锅炉设备系统简介
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目 录1 锅炉设备系统简介…………………………………………………… 11.1 锅炉整体的布置…………………………………………………………………11.2 给水和汽水循环系统……………………………………………………………21.3 过热蒸汽系统……………………………………………………………………31.4 再热蒸汽系统……………………………………………………………………31.5 燃烧系统…………………………………………………………………………31.6 风烟系统…………………………………………………………………………32 锅炉设备规范及燃料特性………………………………………… 52.1 锅炉设备规范……………………………………………………………………52.2 锅炉主要承压部件,受热面及管道规范…………………………………… 132.3 锅炉辅机技术规范…………………………………………………………… 182.4 燃料,砂及石灰石特性……………………………………………………… 202.5 锅炉辅助设备………………………………………………………………… 212.6 锅炉基本尺寸………………………………………………………………… 222.7 给水品质……………………………………………………………………… 233 锅炉机组检修后的检查与试验…………………………………… 243.1 检修后的检查验收…………………………………………………………… 243.2 设备试验总则………………………………………………………………… 283.3 主机联锁保护试验规定……………………………………………………… 293.4 锅炉辅机联锁试验…………………………………………………………… 303.5 锅炉冷态空气动力场试验…………………………………………………… 313.6 水压试验……………………………………………………………………… 323.7 过热器反冲洗………………………………………………………………… 373.8 安全门试验…………………………………………………………………… 383.9 锅炉烘炉养护………………………………………………………………… 394 锅炉机组的启动…………………………………………………………… 394.1 启动前的必备条件……………………………………………………………394.2 启动前的检查与准备工作……………………………………………………394.3 锅炉上水………………………………………………………………………404.4 锅炉底部加热…………………………………………………………………414.5 装填床料………………………………………………………………………424.6 冷态启动………………………………………………………………………424.7 锅炉的温态启动和热态启动……………………………………………… 475 锅炉运行中的控制与调整……………………………………………… 475.1 运行调整的主要任务…………………………………………………………475.2 定期维护工作及规定…………………………………………………………485.3 运行中主要参数及调整范围…………………………………………………485.4 锅炉的运行调整………………………………………………………………496 停炉及停炉后的保养………………………………………………566.1 停炉的有关规定……………………………………………………………… 566.2 停炉前的准备工作…………………………………………………………… 566.3 正常停炉……………………………………………………………………… 566.4 锅炉的快速冷却……………………………………………………………… 576.5 锅炉放水……………………………………………………………………… 586.6 停炉至热备用………………………………………………………………… 586.7 停炉的注意事项……………………………………………………………… 586.8 停炉后的保养………………………………………………………………… 597 锅炉事故处理……………………………………………………… 617.1 事故处理原则………………………………………………………………… 617.2 紧急停炉条件……………………………………………………………………617.3请示停炉的条件……………………………………………………………… 627.4 紧急停炉的操作步骤……………………………………………………………627.5 床温过高或过低…………………………………………………………………637.6 床压过高或过低…………………………………………………………………647.7 单条给煤线中断…………………………………………………………………657.8 全部给煤线中断…………………………………………………………………657.9 水冷壁泄漏及爆管………………………………………………………………667.10 过热器泄漏及爆管…………………………………………………………… 687.11 省煤器泄漏及爆管…………………………………………………………… 697.12 再热器泄漏及爆管…………………………………………………………… 707.13 床面结焦……………………………………………………………………… 717.14 低温结焦……………………………………………………………………… 717.15 系统停电……………………………………………………………………… 727.16 缺水事故……………………………………………………………………… 737.17 满水事故……………………………………………………………………… 747.18 管道水击……………………………………………………………………… 747.19 负荷骤减……………………………………………………………………… 757.20 烟道再燃烧…………………………………………………………………… 767.21 引风机跳闸…………………………………………………………………… 767.22 一次风机,二次风机或高压风机跳闸……………………………………… 788.锅炉辅助系统运行规程………………………………………………798.1 辅助机械试运行…………………………………………………………………798.2 引风机,一次风机,二次风机…………………………………………………818.3 高压风机,冷渣器流化风机,输石风机………………………………………858.4 底渣系统…………………………………………………………………………869 附录………………………………………………………………… 909.1 附录一 饱和压力与饱和温度对照表………………………………………… 909.2 附录二 豫联火电厂测点说明………………………………………………… 909.3 附录三 启动曲线……………………………………………………………… 98 锅炉设备系统简介制造厂家:上海锅炉厂有限责任公司锅炉型号:SG-5本锅炉是上海锅炉厂有限公司在引进,吸收美国Alstom公司技术的基础上,设计制造的超高压,中间再热,单锅筒自然循环,循环流化床锅炉,与东方汽轮机厂生产的N135—13.2535535型汽轮机和济南设备发电厂生产的WX21Z-073LLT型发电机相匹配,配合汽轮机定压滑压启动和运行,在燃用设计煤种或校核煤种时,在40-100%额定范围内锅炉能够稳定燃烧.1.1 锅炉整体布置锅炉主要由锅筒,全膜式水冷壁炉膛,绝热式旋风分离器,U型返料回路以及后烟井对流受热面组成.炉膛上部布置2片水冷屏和12片屏式过热器,其中水冷屏对称布置在左右二侧.炉膛与后烟井之间布置有两台绝热式旋风分离器,旋风分离器筒体采用10mm厚碳钢钢板制成,在烟气侧敷设耐磨层,钢板和耐磨层中间敷设保温材料.旋风分离器下部各布置一台非机械的"U"型回料器,回料器底部布置流化风帽,使物料返回炉膛.在后烟井包覆墙中间设置隔墙包覆过热器,将后烟井分割成前后二个烟道,在前烟道内布置再热器,在后烟道内按烟气流向依次布置高温过热器和二级省煤器.过热器系统中,在屏式过热器冷热段之间设置一级喷水减温器,在屏式过热器热段和高温过热器之间布置二级喷水减温器.在再热器和二级省煤器出口设置烟气调温挡板,通过调节挡板开度改变流经再热器的烟气量,从而控制再热器出口温度.再热器二侧进口管道上均设有事故喷水装置,当汽机高压缸排气温度大于设计值时,投入喷水装置,以保证再热器的安全运行.锅炉采用两次配风,一次风从炉膛底部布风板风帽进入炉膛,二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛.锅炉共设有四个给煤点和四个石灰石料口,均匀地布置在炉前,炉膛底部设有钢板式一次风室,悬挂在炉膛水冷壁下集箱上,锅炉采用床上启动点火方式,床上共布置4支左右侧墙各2支大功率点火油枪.同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置一台流化床冷渣器.本锅炉采用循环流化床燃烧方式,在900℃左右的床温下燃料和空气以及石灰石在炉膛密相区充分混合,煤粒在流化状态下进行燃烧并释放出热量,高温物料,烟气与水冷壁受热面进行热交换.石灰石煅烧生成CaO和CO2,CaO与燃烧生成的SO2反应生成CaSO4,实现炉内脱硫.烟气携带大量物料自下而上从炉膛的后墙出口切向进入两个旋风分离器.在旋风分离器内进行烟气和固体颗粒的分离,分离后洁净的烟气由分离器中心筒出来依次进入尾部烟道内的高温过热器,省煤器和空气预热器,经电除尘后排出锅炉.被分离器捕集下来的固体颗粒通过立管,由"U"型回料器直接送回炉膛,从而实现循环燃烧,固体物料灰未燃尽碳,CaO和CaSO4在整个循环回路内反复燃烧,脱硫剂的利用率大大提高.底灰大渣通过布置在炉膛两侧的冷渣器冷却,温度降至150℃以下排出.1.2 给水和汽水循环系统机组配置2台100%B-MCR容量的电动调速给水泵,给水共设2条回路,主给水管道布置1只电动闸阀和1台止回阀,给水旁路管道布置1只调节阀和2台截止阀.在锅炉30%-100%B-MCR负荷范围内,采用调速给水泵控制给水量,当低于锅炉30%B-MCR负荷时,切换至给水旁路系统,采用给水调节阀控制给水量.给水首先从锅炉一侧进入后烟井的一级省煤器进口集箱,逆流向上经过二组水平布置的省煤器管组,经加热后进入二级省煤器管组,再汇集到省煤器出口集箱,通过2根连接管进入锅筒.在锅筒和一级省煤器进口集箱之间设置了省煤器再循环管路,管路上布置2只电动截止阀,启动阶段打开此阀,省煤器与锅筒之间形成自然循环回路,以防止省煤器内静滞的水汽化,确保启动阶段省煤器的安全.当锅炉建立了一定的给水量后,即可关闭此阀.再循环管路流量按5%-MCR设计. 锅炉的汽水循环系统包括锅筒,大直径下降管,水冷屏下降管,水冷壁,水冷屏和引出管.从锅筒水空间引出4根Φ356×32的大直径下降管,分别与炉膛前,左,右墙水冷壁下集箱连接,根据循环流化床锅炉的燃烧特性,炉膛内热负荷分布非常均匀,水冷壁设计不设分割回路,四周水冷壁下集箱采用三通连接成环形,其中的介质互相连通.水冷壁由Φ63.5×6.5的管子加扁钢拼接成膜式管屏,炉水流经炉膛水冷壁吸热后形成的汽水混合物自上部出口集箱,通过32根Φ168×16,SA-106B汽水引出管进入锅筒,同时从锅筒水空间引出2根Φ219×22的水冷屏下降管分别向炉膛上部的2片水冷屏供水,流经水冷屏吸热后形成的汽水混合物自上部出口集箱由4根Φ168×16,SA-106B汽水引出管进入锅筒.汽水混合物在锅筒内,通过旋风分离器和百叶窗分离器进行良好的汽水分离,被分离出来的水重新进入锅筒加入水循环,干蒸汽则从锅炉后部的蒸汽引出管引出进入过热蒸汽系统. 水冷壁与水冷屏为二个独立的并联回路,二者流量分配取决于各自的受热面积,炉膛热负荷及水循环倍率.水冷壁四周下集箱设有邻炉加热装置,锅炉在点火前,邻炉加热蒸汽分4路进入水冷壁四周下集箱,以加快锅炉启动速度.加热蒸汽流量≥4000Kgh,温度160℃,压力0.59Mpa,流量越大,参数越高,启动速度越快.1.3 过热蒸汽系统饱和蒸汽从锅筒引出后,由8根Φ168×16,SA-106B的连接管分别引入左右包覆过热器上集箱,下行至侧包覆过热器的下集箱,再通过∏型集箱把蒸汽汇合在前墙包覆过热器下集箱,蒸汽依次流经前墙包覆过热器,炉顶包覆过热器,后墙包覆过热器,并联布置的悬吊管过热器和隔墙包覆过热器,汇合于隔墙包覆过热器上集箱,然后由2根Φ273×25,SA-106B的连接管将蒸汽引至屏式过热器冷段进口集箱,蒸汽流经受热面加热后进入一级减温器,然后进入过热器热段受热面,受热后的过热蒸汽经过布置在管道上的喷水减温器进行二级减温后,由2根Φ324×28,12CrMoV管子引至后烟井内的高温过热器,蒸汽经高温过热器后加热到所需的蒸汽温度,从高温过热器出口集箱二侧引出,最终进入汽轮机高压缸.其蒸汽流程如下:饱和蒸汽-左右侧墙包覆过热器-前墙包覆过热器-炉顶包覆过热器-后墙包覆过热器-隔墙包覆过热器,悬吊管过热器-屏式过热器冷段-一级减温器-屏式过热器热段-二级减温器-高温过热器-主蒸汽出口1.4 再热蒸汽系统汽轮机高压缸排气通过2根406×11,SA-106B管子进入再热器,再热器一级布置,共设5个管组,均布置在后烟井前烟道内,悬挂在过热汽悬吊管上.再热蒸汽经加热后,由2根406×20,12CrMoV管道引至汽轮机中压缸.在再热器进口管道上设置事故喷水装置,当汽轮机高压缸排汽温度高于设计值时,投入事故喷水装置,将再热汽温降至设计值后进入再热器,以保证再热器的安全运行.再热蒸汽温度调节采用后烟井出口的烟气调温挡板,以控制再热蒸汽出口温度.1.5 燃烧系统 燃煤从原煤仓下落,经皮带式给煤机将煤粒送至落煤管上方,每一根落煤管下方设置播煤风,将落下的煤粒均匀的吹入炉膛里.为防止炉膛内烟气反窜到给煤机而烧坏给煤机皮带,必须从一次风机出口的冷风道上引出一股冷风到给煤机和落煤槽,作为密封风来保护给煤机.1.6 风烟系统锅炉采用平衡通风,炉膛的压力零点设置在旋风分离器进口烟道内.循环流化床内物料的循环是由送风机包括一次风机,二次风机和引风机启动和维持的.从一次风机出来的燃烧空气经一次风空气预热器加热后一路进入炉膛底部一次风室,通过布风板上的风帽使床料流化,并形成向上通过炉膛的固体循环;第二路从一次风室引出一根总风道至炉前,再从该总风道上引出4根支管至落煤管作为播煤风,第三路则从一次风机出口后的冷风道上引出一股高压冷风作为炉前落煤管和给煤机的密封风,二次风经二次风空气预热器加热后引至炉前,由二次风箱引出若干根支管,分两层从炉膛前后墙,密相区的上部进入炉膛燃烧室,同时二次风作为床上油枪点火和油枪冷却用风.锅炉在B-MCR工况运行时,一次风与二次风的比例约60:40,当锅炉负荷逐渐降低时,一次风与二次风的比例随之变化,一次风比例逐渐增加,具体数值可见《锅炉热力计算汇总表》.携带固体粒子的烟气离开炉膛后,通过旋风分离器进口烟道,分别切向进入两个旋风分离器.在分离器内,粗颗粒从烟气中分离出来,而烟气流则通过分离器中心筒进入后烟井,烟气被对流受热面冷却后,通过管式空气预热器进入除尘器去除烟气中的细颗粒成分,最后,由引风机送入烟囱,并排入大气.高压流化风一路作为"U"型回料器流化用风;一路作为回料器立管和返料管的润滑风.冷渣器流化风一路作为冷渣器流化用风;另外还有一部分流化风引至炉膛排渣口,用于吹扫排渣阀阀杆顶部的锥形阀塞,使冷渣器进料畅通.2 锅炉设备规范及燃料特性2.1 锅炉设备规范2.1.1 锅炉简要特性铭牌项目数值锅炉型号SG-5-M565制造厂家上海锅炉厂有限公司额定蒸发量440th过热蒸汽温度540℃过热蒸汽压力13.8Mpa再热蒸汽流量360.7th再热蒸汽进口温度332.6℃再热蒸汽出口温度540℃再热蒸汽进出口压力2.782.64Mpa给水温度252.5℃汽包压力14.93Mpa制造日期安装日期投产日期2.1.2 锅炉主要参数表序号名称单位锅炉最大连续出力B-MCR锅炉额定出力ECR1过热蒸汽流量th440404.52过热蒸汽压力Mpa13.813.83过热蒸汽温度℃5405404再热蒸汽流量th360.7332.95再热蒸汽进口压力Mpa2.782.566再热蒸汽出口压力Mpa2.642.437再热蒸汽进口温度℃332.6324.88再热蒸汽出口温度℃5405409给水温度℃252.5247.610排烟温度℃140.0136.111空气预热器出口一次风温℃210.8208.012空气预热器出口二次风温℃210.8208.013锅炉效率%90.1090.2714设计煤耗kgh65953613362.1.3 锅炉水容积省煤器锅筒水冷系统过热器系统再热器系统总容积73.2230.7068.90108.22107.24388.282.1.4 锅炉主要计算数据煤种单位设计煤种负荷%BMCRECR75%BMCR50%MCRHP-out过热蒸汽出口流量th440404.5290.5187.23362.28过热器出口蒸汽压力Mpag13.80213.80213.80213.613.802过热器出口蒸汽温度℃540540540540540再热器出口蒸汽流量th360.681332.931242.104157.661351.919再热器出口蒸汽压力Mpag2.6372.4281.8331.1982.655再热器出口蒸汽温度℃540540540540540再热器进口蒸汽压力Mpag2.7832.5641.9321.2622.797再热器进口蒸汽温度℃332.6324.8293257331给水温度℃252.5247.6227205167过热器减温水温度℃168165160155165过热器减温水压力Mpag17.317.317.317.317.3锅炉排污率%1.001.001.001.001.00BMCR工况 设计煤质主要计算数据名称进口烟温℃出口烟温℃进口工质温度℃出口工质温度℃烟气流速ms炉膛898.3898.3341.7341.75.39蒸发屏898.3898.3341.7341.75.39屏过1898.3898.3353.4405.15.39屏过2898.3898.3394.3462.75.39转向室及包墙926.1875.6341.7353.6-高过875.6553.9455.4540.012.82再热器875.2418.9332.6540.012.78高省553.9420.6292.4310.810.16低省419.4294.4252.5292.49.14一次风空预器294.4140.020.0210.89.65二次风空预器294.4140.020.0210.89.65ECR工况 设计煤质主要计算数据名称进口烟温℃出口烟温℃进口工质温度℃出口工质温度℃烟气流速ms炉膛881.7881.7341.1341.14.94蒸发屏881.7881.7341.1341.14.94屏过1881.7881.7353.8407.34.94屏过2881.7881.7396.8468.94.94转向室及包墙909.4858.3341.1354.1-高过858.3547.2461.9540.011.06再热器858.3412.8324.8540.09.92高省547.2411.1287.9306.28.79低省412.2287.8247.6288.08.40一次风空预器287.8136.120.0208.08.88二次风空预器287.8136.120.0208.08.8875%工况 设计煤质主要计算数据名称进口烟温℃出口烟温℃进口工质温度℃出口工质温度℃烟气流速ms炉膛821.7821.7341.7341.74.94蒸发屏821.7821.7341.7341.74.94屏过1821.7821.7355.0412.94.94屏过2821.7821.7408.0486.14.94转向室及包墙849.4657.8341.7355.1-高过657.8531.1483.0540.011.06再热器657.8387.2393.0539.99.92高省531.1378.9270.8289.18.79低省384.4262.8227.0270.88.40一次风空预器262.8121.720.0192.78.88二次风空预器262.8121.720.0192.78.8850%BMCR工况 设计煤质主要计算数据名称进口烟温℃出口烟温℃进口工质温度℃出口工质温度℃烟气流速ms炉膛734.4734.4341.7341.74.94蒸发屏734.4734.4341.7341.74.94屏过1734.4734.4355.7414.94.94屏过2734.4734.4415.0492.24.94转向室及包墙762.2713.9341.7355.9-高过713.9516.1492.1533.311.06再热器713.9358.9257.0533.89.92高省516.1349.4256.3276.38.79低省356.1237.2205.0256.28.40一次风空预器237.2107.820.0176.18.88二次风空预器237.2107.820.0176.18.88 HP-out工况 设计煤质主要计算数据名称进口烟温℃出口烟温℃进口工质温度℃出口工质温度℃烟气流速ms炉膛880.6880.6341.7341.74.94蒸发屏880.6880.6341.7341.74.94屏过1880.6880.6356.9424.14.94屏过2880.6880.6394.3476.14.94转向室及包墙908.3857.8341.7357.1-高过857.8541.7454.6540.011.06再热器857.8418.3331.0539.69.92高省541.7384.4240.6267.98.79低省403.9230.0167.0240.78.40一次风空预器230.0110.020.0166.78.88二次风空预器230.0110.020.0166.78.88B-MCR工况 校核煤质主要计算数据名称进口烟温℃出口烟温℃进口工质温度℃出口工质温度℃烟气流速ms炉膛906.7906.7341.7341.75.26蒸发屏906.7906.7341.7341.75.26屏过1906.7906.7353.3406.25.26屏过2906.7906.7395.7465.75.26转向室及包墙934.4882.8341.7353.4-高过882.8553.9457.6540.012.39再热器882.8418.9332.6540.110.65高省553.9418.3291.5309.69.71低省418.9293.3252.5291.58.88一次风空预器293.3137.820.0209.99.36二次风空预器293.3137.820.0209.99.362.1.5 效率计算煤种单位设计煤种核对煤种BMCRECR75%BMCRHP-outBMCR环境温度℃2020202020一次热风温度℃210.8208.0192.7208.0209.8二次热风温度℃210.8208.0192.7208.0209.8锅炉排烟温度℃140.0136.1121.7140.0137.8炉膛出口过量空气系数%25.025.0302225排烟热损失%5.815.645.134.385.59化学不完全燃烧热损失%0.000.000.000.000.00固体不完全燃烧热损失%2.922.922.922.922.87锅炉散热热损失%0.510.510.510.510.51灰渣热物理损失%0.160.160.140.130.1煅烧热损失%0.290.290.290.290.31硫盐化热损失%-0.31-0.31-0.31-0.31-0.33未计热损失%0.000.000.000.000.00制造厂余量%0.510.510.510.510.51锅炉计算热效率%90.1090.2790.8091.5690.44锅炉保证热效率%90.08燃料消耗量Kgh6595361336461296228253571CaS摩尔比2.22.22.22.22.2石灰石流量Kgh2446.22275.21711.02310.12591.8灰渣总流量Kgh21482.619978.515025.220286.913597.8底渣流量Kgh6444.86592.96010.16491.84215.3飞灰流量Kgh15037.813385.69015.113795.19382.5锅炉排烟量Nm3h460519428279334601434885448359一次风量Nm3h242066223382169314247770237491二次风量Nm3h161377148921112876165180158327锅炉总风量Nm3h444798413658323545454304437173 一级喷水量Kgh8164.77257.52268.016782.98164.7二级喷水量Kgh3798.83460.5955.19002.73994.2锅炉出口飞灰浓度gNm332.6531.2526.9431.7220.93SO2排放量mgNm3131.6131.6126.7131.6143.2NOX排放浓度mgNm3250再热器烟道烟气份额%53.256 65.357.853.82.1.6 烟风阻力汇总表名称烟空气阻力计算汇总序号项目BMCRECR75%MCR单位设计煤种设计煤种设计煤种设计煤种公制一次风阻力1空气预热器113.2109.498.364.0mmH2O2预热器至一次风室27.426.523.815.5mmH2O3布风板风帽508491.0441.3287.3mmH2O4床压降1092.21092.21041.41016.0mmH2O5锅炉一次风压降1740.81719.11604.91382.8mmH2O6总压降17077.416864.615743.713565.4pa二次风阻力1空气预热器113.2109.498.364.0mmH2O2预热器至二次风室风道62.560.454.335.3mmH2O3二次风调节档板阻力61.058.953.034.5mmH2O4二次风喷嘴压降189.2182.9164.4107.0mmH2O5炉膛背压889.0889.0812.8787.4mmH2O6锅炉二次风压降1253.91241.71129.8993.8mmH2O7总压降12300.712181.011083.39748.8pa烟气阻力1炉膛出口负压125.0125.0125.0125.0pa2旋风分离器1744.21662.71492.7875.4pa3转向室124.6118.8106.662.5pa4高温过热器423.4393.2318.0117.1pa5高温省煤器178.9165.6134.850.1pa6再热器446.0438.3425.3339.2pa7烟气档板300.0286.0256.7150.6pa8低温省煤器339.8323.9290.8170.5pa9空气预热器1004.0955.8860.1505.1pa10预热器烟道50.047.642.825.1pa11锅炉侧烟气压降4289.94078.63600.12253.4pa冷渣器流化风和回料器高压风阻力冷渣器流化风机风量30744.2nm3h风压4140.2mmH2O回料器高压风机风量13391.3nm3h风压6350mmH2O2.1.7 额定负荷时的风量分配表一次风设计煤种核对煤种流化风h插煤风热风14800Nm3h给煤机密封风冷风1400Nm3h落煤管密封风冷风350Nm3h二次风二次风喷口h油枪配风4×3500Nm3h冷渣器冷渣器流化风冷渣器吹扫风高压风"U"型回料器流化用风润滑风h锅炉总风量h2.2 锅炉主要承压部件,受热面及管道规范2.2.1 汽包技术规范项目单位数值备注材质BHW35内径mmφ1600壁厚mm92筒身全长mm16183正常水位在锅筒中心线下mm150最高最低水位离正常水位mm±50旋风分离器个52旋风分离器单个出力th9中心线标高mm470002.2.2 燃烧室技术规范项目 单位数值备注炉膛深度mm7683.4炉膛宽度mm13373.1炉膛高度mm341802.2.3集箱及其连接管道序号名称规格材料1前墙水冷壁下集箱φ356×50SA-106C2后墙水冷壁上集箱φ273×40SA-106C3后墙水冷壁下集箱φ356×50SA-106C 4侧水冷壁上集箱左右φ273×40SA-106C5侧水冷壁下集箱左右φ356×50SA-106C6后墙环形集箱上下φ219×32SA-106C7后水环型集箱上下φ219×32SA-106C8水冷屏下集箱φ219×32SA-106C9水冷屏上集箱φ273×40SA-106C10后墙环形集箱侧φ273×40SA-106C11包覆侧墙上集箱左右φ273×36SA-106B12包覆侧墙下集箱左右φ273×36SA-106B13包覆前墙下集箱φ273×36SA-106B14后烟井环形上集箱左右φ273×36SA-106B15后烟井环形下集箱左右φ273×36SA-106B16包覆后墙下集箱φ273×36SA-106B17包覆后墙上集箱φ273×36SA-106B18隔墙下集箱φ273×36SA-106B19隔墙上集箱φ273×36SA-106B20一级过热屏进口集箱φ273×36SA-106B21一级过热屏出口集箱φ324×3512Cr1MoVG22二级过热屏进口集箱φ324×3512Cr1MoVG23二级过热屏出口集箱φ324×3512Cr1MoVG24一级过热屏中间集箱φ273×3612Cr1MoVG25二级过热屏中间集箱φ273×3612Cr1MoVG26末级过热器进口集箱φ324×3512Cr1MoVG27末级过热器出口集箱φ324×5212Cr1MoVG28一级省煤器进口集箱左右φ219×30SA-106B29一级省煤器出口集箱φ219×30SA-106B30二级省煤器进口集箱φ273×36SA-106B31二级省煤器出口集箱φ273×36SA-106B32再热器进口集箱φ406×20SA-106B33再热器出口集箱φ406×2512Cr1MoVG34隔墙包覆上集箱至屏过冷段连接管φ273×2535二级减温器高温过热器连接管φ324×2836饱和蒸汽引出管φ168×1637省煤器再循环管φ108×1238水冷壁下降管φ356×3239水冷屏下降管φ219×2241主蒸汽管道φ273×2842邻炉加热集箱φ219×282.2.4 水冷布风板技术规范项目 单位数据备注水冷管屏尺寸mmφ65.5×6.5节距mm 177.8风帽个数个365风帽形式T形风帽2.2.5 过热器技术规范名 称规 格mm材 质屏 数布置形式流 向间距mm左右包墙管过热器φ45×520G各1屏垂直顺流114.3前包墙管过热器φ45×520G1屏垂直逆流114.3后包墙管过热器φ45×520G1屏垂直顺流114.3包复隔墙过热器φ51×620G1屏垂直逆流114.3屏式过热器冷段φ45×4.515CrMo6屏垂直顺逆流114.3屏式过热器热段φ45×512CrMoV6屏垂直逆顺流114.3高温过热器φ51×615CrMo水平逆流高温过热器φ51×612CrMoV水平逆流高温过热器φ51×6T91水平逆流2.2.6 再热器技术规范名称规格材质组数间距流向再热器管φ63.5×4.520G5个管组114.3顺流混流φ63.5×4.515GrMoφ63.5×4.512Cr1MoVφ63.5×4.5T912.2.7 喷水减温器名称型式规格材质位置喷水水源喷水量B-MCR一级减温笛型φ324×2812Cr1MoV屏过冷段和热段之间给水泵出口高加前8.164th二级减温笛型φ324×2812Cr1MoV屏过热段和末级过热器之间给水泵出口高加前3.798th再热器事故喷水笛型φ406×11SA-106B高缸排汽和再热器进口之间给水泵中间抽头2.2.8 省煤器技术规范 名称 规格材质备注一级省煤器φ51×5mm20G逆流二级省煤器φ51×5.5mm20G逆流2.2.9 空气预热器技术规范名称形式规格材质流向空气预热器管式φ63.5×2Q235ANS1S逆流2.2.10 安全门技术规范编号阀门型号规格整定压力回 座压 差%排汽量kgh温度开 启Mpa回 座Mpa℃℉锅筒安全阀1A2W68-OADN8015.9315.294194968347656.62A2W68-OADN8016.2915.316202247347656.6过热器出口安全阀1A2W67-OADN8014.4213.8441306875451013再热器进口安全阀1A2W29-ODN1503.123.00482986332.6630.72A2W29-ODN1503.123.00482986332.6630.73A2W29-ODN1503.213.08485307332.6630.74A2W29-ODN1503.213.08485307332.6630.7再热器出口安全阀1A2W30-ODN1502.832.7246991454510132A2W30-ODN1502.832.7246991454510132.2.11 定排扩容器技术规范项目单位数值备注型号DP-7.5-1设计压力Mpa0.3最高工作压力Mpa0.2耐压试验Mpa0.4设计温度℃150净重Kg2065容积m37.5制造厂家中州汽轮机厂2.2.12 连排扩容器技术规范项目单位数值备注型号LP-5.5-1设计压力Mpa1.6最高工作压力Mpa1.4耐压试验Mpa2.54设计温度℃350净重Kg1050容积m35.5制造厂家中州汽轮机厂2.3 锅炉辅机技术规范2.3.1 引风机引 风 机电 动 机型号:Y5-2X36NO27.5F型号:YKK630-6型风量:127.56m3s功率:1250KW风压:7257pa电压:6000V台数:2台电流:143A转速:985rmin转速:983rmin介质温度:140℃生产厂家:成都风机厂生产厂家:沈阳电机厂 引风机用液力耦合器引风机用液力耦合器引风机用液力耦合器板式冷却器型号:YOTGCD1000W型号:BR0210-20台数:2台台数:2台生产厂家:大连液力机械机械有限公司生产厂家:沈阳鼓风机厂配套分厂额定转速:1000rpm工作压力:1.0Mpa功率范围:640-1860KW工作流量:200Lmin重量:3600Kg工作温度:100℃2.3.2 二次风机 二次风机电 动 机型号:CFB5NO5.2D215型号:YFKK500--4型式:单吸离心式风量:31.36m3功率:800KW 风压:17441 Pa电压:6000V台数:2台电流:94A转速:1485rmin转速:1490rmin介质温度:30℃生产厂家:山东电力设备厂生产厂家:沈阳电机厂2.3.3 一次风机一次风机电 动 机型号:G5—29—11NO25.5D型号:YKK560-4型风量:47.05m3s功率:1600KW风压:24654Pa电压:6000V台数:2台电流:180A转速:1480rmin转速:1480rmin介质温度:20℃生产厂家:成都风机厂生产厂家:沈阳电机厂2.3.4 高压流化风机高压流化风机电 动 机型号:GM240S型号:IDP3554-4型风量:h功率:400KW风压:62300Pa电压:6KV台数:2台电流:47A转速:1490rmin转速:1490rmin介质温度:20℃生产厂家:德国Aerzen公司生产厂家:大连威斯特电机厂2.3.5 冷渣器流化风机冷渣器流化风机电 动 机型号:L103WD型号:Y500-10型风量:518 Nm3h功率:450KW风压:40600Pa电压:6000V台数:2台电流:61A转速:580rmin转速:595rmin介质温度:20℃生产厂家:四川鼓风机有限责任公司生产厂家:随冷渣器流化风机配供2.3.6 耐压计量式皮带给煤机耐压计量式皮带给煤机电动机型号:NJGC-30型号:DM112M4最大出力:40th调节方式:变频调节输送距离:12.176m功率:4KW台数:4台电压:380V生产厂家:徐州三原电力测控技术有限公司生产厂家:2.4 燃料,砂及石灰石特性2.4.1 煤名称符号单位数值设计煤种校核煤种收到基碳Car%58.4370.57收到基氢Har%1.151.35收到基氧Oar%1.421.11收到基氮Nar%0.490.55收到基硫Star%0.460.60收到基灰分Aar%27.4818.91收到基水分Mar%10.576.91干燥无灰基挥发分Vdaf%7.676.33低位发热量Qnet.v.arMJKg20.2324.82灰变形温度DT℃1450=1420灰软化温度ST℃14501450灰熔化温度FT℃145014502.4.2点火及助燃油 油种O#轻柴油思氏粘度20℃时1.2-1.67°E灰份0.025%水份痕迹机械杂质无凝固点≤0℃闭口闪点不低于65℃低位发热量值41868kJkg硫≤0.2% 锅炉设置有4台床上启动燃烧器出力为4×3000kgh,油枪采用机械雾化,中心回油,调节范围广,方便运行.母管进油压力为3.5Mpa,流量12th.炉前油系统以蒸汽作为吹扫介质,吹扫压力为0.6-1.0Mpa,温度约250℃.点火油枪采用可伸缩结构,并和炉内耐磨层表面有一定的距离,锅炉正常运行时,可将床上点火油枪退出炉外,同时维持一定的冷却风量,确保燃烧器不被烧损.床上点火油枪配有高能点火装置和火焰检测装置.2.4.3 石灰石项目CaCO3 %MgCO3 %H2O %其他 %数值85.180.040.364个石灰石口布置在水冷壁前墙,石灰石喷管插入播煤风管中,使煤和石灰石在进入炉膛前进行预混合.石灰石粉采用气力输送,石灰石喷口为φ76×6,喷口处压力不小于12Kpa.2.4.4 启动床料本锅炉在两个U型回料器的上升立管处均留有启动床料的给入口,通常采用河沙作为启动床料,或者采用燃尽程度高的煤灰.要求控制沙子中的钠,钾含量,以免引起床料结焦.启动用原有床料最大粒径不超过3mm.2.4.5 燃烧器名称点火热容量数目位置出力th风源启动燃烧器30%BMCR4只布风板上3米3热二次风2.5 锅炉辅助设备2.5.1 返料装置分离器分离下来的物料从回料管下来,在流化风的作用下,流过回料弯管,再经回料斜管流入炉膛,2个入炉口分别离炉膛中心线距离为 4000 mm.2.5.2 布风装置水冷布风板由水平的膜式管屏和风帽组成.365个不锈钢制成的"T"形风帽按一定规律焊在水冷管屏鳍片上.在炉膛左右侧墙底部有两个排渣口.2.5.3 燃烧室燃烧室截面呈长方形,燃烧室各面墙全部采用膜式水冷壁,下部前后水冷壁向炉内倾斜与垂直方向成15°角.燃烧室壁面开有以下门孔:固体物料入口包括煤和石灰石入口二次风口及床上启动燃烧器口测温,测压孔至旋风筒的烟道人孔水冷屏和屏式过热器屏穿墙孔顶棚绳孔排渣口2.6 锅炉基本尺寸炉膛宽度两侧水冷壁中心线距离 13373.1mm炉膛深度前后水冷壁中心线距离 7683.4 mm尾部对流烟道宽度两侧包墙中心距离 16400mm尾部对流烟道深度前后包墙中心距离 13200mm尾部对流烟道宽度空气预热器烟道宽度 14201mm尾部对流烟道深度空气预热器烟道深度 8100mm锅筒中心线标高 47000mm一级省煤器进口集箱标高 18162mm一级省煤器出口集箱标高 24986mm二级省煤器进口集箱标高 28642mm二级省煤器出口集箱标高 33000mm过热器出口集箱标高 43850mm再热器进口集箱标高 28250mm再热器出口集箱标高 39800mm锅炉运转层标高 9000mm锅炉最高点标高顶板上标高 51400mm锅炉宽度两侧外支柱中心线距离 21000mm锅炉深度BE柱至BH柱中心线距离 37200mm2.7 给水品质给水品质应符合GB12145—89"火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准"中的规定.总含盐量:≤1mgL 硬度:0SiO2含量:0.02mgL 含氧量:0.007mgL含 铁 量:0.020mgL 含铜量:0.005mgL含 油 量:≤0.3m3 锅炉机组检修后的检查与试验3.1 检修后的检查验收机组大,小修后,有关设备的变更应有设备异常报告.运行人员应在各系统,设备试运转时参加验收工作,在验收时应对设备进行详细的检查,完成验收工作后,方可办理工作票终结手续,并作好记录.3.1.1 检查燃烧室及烟道内部和返料系统,应符合下列要求:3.1.1.1 炉墙,旋风分离器及烟道应完整,严密,无损坏现象.3.1.1.2 看火孔,检查孔及人孔应完整,严密,无损坏现象,能严密关闭.3.1.1.3 水冷管壁,过热器管,布风板,省煤器管及空气预热器外形正常,内部清洁,各部的防磨护板应完整牢固.3.1.1.4 炉膛,旋风分离器及料腿,进出口烟道,回料阀,冷渣器及启动燃烧器等部件的耐磨耐火无裂缝,变形,损坏,脱落等现象.3.1.1.5 启动燃烧器喷口,看火孔清晰,检查孔完整,无结焦,变形和严重烧损.3.1.1.6 各测量仪表和控制装置的附件位置正确,完整.炉膛,冷渣器,回料阀的布风板上无杂物,风帽安装定位正确,布风均匀,无烧损,无变形,无堵塞.3.1.1.7 锅炉四周无杂物,脚手架应全部拆除.锅炉内部检查完毕,确认燃烧室内无人后,将各人孔门,检查门严密关闭.3.1.2 检查汽水管道应符合下列要求:3.1.2.1 各管道的支架完整,受热面吊杆受力均匀,紧固螺丝不松动,无防碍热管道的自由膨胀.3.1.2.2 保温完好,表面光洁,其颜色及色环符合要求.3.1.2.3 管道上有明显表示介质流动方向的箭头.3.1.2.4 因检修与系统隔绝用的堵板拆除.3.1.2.5 炉本体,汽包,各联箱,管道,阀门保温完整.3.1.2.6 检查汽包水位计,应符合下列要求:· 双色水位计及电接点水位计外形正常,防护罩完整,牢固.· 水汽联通管保温好,水位计严密.· 水位计指示灯明亮,刻度清晰,正确,在正常极限位置有明显的标志.· 水位计汽门,水门及放水门严密不漏,开关灵活.· 汽包水位计平台照明充分.3.1.3 检查各阀门,风门,挡板,应符合下列要求:3.1.3.1 与管道连接完好,法兰螺丝已紧固.3.1.3.2 手轮完整,固定牢固,门杆无弯曲及锈蚀现象,开关灵活.3.1.3.3 阀门盘根应有适当的压紧余隙,丝堵已拧紧,主要阀门的保温良好.3.1.3.4 转动装置的连杆,接头完整,各部销子固定牢固,控制装置良好,位置指示器的指示与实际相符.3.1.3.5 具有完整的标示牌,其名称,编号,开关清晰正确.3.1.3.6 压缩空气系统及供油系统各设备及管路符合启动条件,各阀门开关位置正确.3.1.4 启动燃烧器应符合下列要求:3.1.4.1 启动燃烧器喷口无结焦,无堵塞,保温完整.3.1.4.2 启动燃烧器看火孔和检测器必须清洁.3.1.4.3 启动燃烧器动作灵活,无卡涩现象.3.1.5 检查吹灰器应符合下列要求:3.1.5.1 吹灰器蒸汽系统应严密不漏,机械部分完整.3.1.5.2 吹灰器电磁阀动作正常,无卡涩,不与炉墙或受热面相碰.3.1.5.3 电机绝缘合格,电路完好.3.1.6 检查转动机械,应符合下列要求:3.1.6.1 所有的安全遮拦及保护罩完整,牢固,靠背轮连接完好,转动皮带,链条完整,齐全,紧度适当,地脚螺丝不松动.3.1.6.2 轴承内的润滑油油质良好,油位计完整,指示正确,清晰易见,刻有最高,最低油位线,油位应接近正常油位线.不低于12不超过23,放油门或放油丝堵塞严密不漏,油盒内有足够的润滑脂.3.1.6.3 轴承油环良好,接头螺丝牢固.3.1.6.4 轴承温度表齐全好用.3.1.6.5 冷却水充足,排水管畅通,水管不漏,阀门开关灵活.3.1.7 检查各表计应符合下列要求:3.1.7.1 检查各仪表电源投入,指示正确,表计指在零位,就地压力表加铅封.3.1.7.2 效验合格,贴有效验标志,照明充足.3.1.7.3 所有就地压力表,电流表,温度表,流量表,水位表,料位计等齐全并投入,并刻有红线.3.1.7.4 所有就地压力表与DCS上面指示一致.3.1.8 检查安全门应符合下列要求:3.1.8.1 排汽管和疏水管完整,畅通,装设牢固.3.1.8.2 弹簧安全阀的弹簧完整,并适当压紧.3.1.9 检查承压部件的膨胀指示器,应符合下列要求:3.1.9.1 指示板牢固的焊接在锅炉骨架或主要梁柱上,指针垂直焊接在膨胀元件上.3.1.9.2 指示板的刻度正确,清楚,在板的基础上,涂有红色标记.3.1.9.3 指针不能被外物卡住,指针在板面垂直,针尖与板面距离3-5mm.3.1.9.4 在冷态时,指针应在指示板上基准点上.3.1.10 检查现场照明,应符合下列要求:3.1.10.1 锅炉各部位的照明灯泡齐全,具有足够的亮度.3.1.10.2 事故照明电源可靠.3.1.10.3 控制室照明充足,光线柔和.3.1.10.4 所有楼梯平台,人行道畅通,脚手架拆除,照明良好,采光充足.3.1.11 .热工系统检查:3.1.11.1 热工装置,一次元件完整良好且与DCS联调正常.3.1.11.2 DCS操作系统所用微机正常.3.1.11.3 热工信号,报警,保护装置完好.3.1.11.4 所有热工,自控仪表灵敏度,准确度合格,指示正确.3.1.12 燃油系统的检查应符合下列条件:3.1.12.1 燃油泵电机各地脚螺丝紧固,接地线良好,油泵过滤器各阀门,管路不漏油.3.1.12.2 启动燃油泵,调整好油压备用,油罐油量充足,压力表,温度计齐全,油温计齐全,油温在规定范围内.3.1.12.3 检查燃油系统阀门完好不漏油,各阀门开关位置正确,远方执行机构好用,可随时投入使用.各风门开关灵活.3.1.12.4 燃烧器安装良好,各油管路和吹扫蒸汽管路无泄露,燃烧器的推进,退出机构良好,动作灵活无卡涩现象.3.1.12.5 燃烧器的火焰检测器必须清洁.3.1.12.6 点火装置完整好用.3.1.12.7 压缩空气压力不低于0.6Mpa.3.1.12.8 油系统阀门应处于下列位置:3.1.12.8.1 锅炉来油手动门开,快关门关.3.1.12.8.2 燃烧器来油手动门开,快关门关.3.1.12.8.3 吹扫蒸汽总门开,燃烧器吹扫蒸汽分门开,燃烧器吹扫蒸汽电磁门关.3.1.13 其它:3.1.13.1 检修中临时拆除的平台,楼梯,栏杆,围栏,盖板,门窗均恢复原位,所有打的孔洞以及损坏的地面,盖板应修补完整.3.1.13.2 在设备及其周围通道上不得堆积杂物,地面不得积水,积油,积粉,积煤.3.1.13.3 检修中更换下来的物品,应全部运出现场.3.1.13.4 脚手架应全部拆除.3.1.13.5 现场备用足够的合格的消防用品.3.2 设备试验总则3.2.1 设备试验方法分静态,动态两种:静态试验时,6KV辅机仅送试验电源,400V低压动力有空气开关的设备或用直流控制合闸的设备只送试验电源,用交流控制合闸的设备送上动力电源;动态试验时,操作,动力电源均送上.动态试验必须在静态实验合格后方可进行.3.2.2 机组保护,联锁试验前,热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验.3.2.3 各联锁,保护及事故按钮试验动作应准确,可靠,声光报警,CRT画面状态显示正常.3.2.3 机组大小修后,必须进行主辅设备的保护,联锁试验,试验合格后才允许设备试转.3.2.4 临修或设备系统检修,保护和联锁的元器件及回路检修时,必须进行相应的试验且合格,其它保护联锁只进行投停检查.3.2.5 运行中设备的试验,应做好局部隔离工作,不得影响运行设备的安全,对于试验中可能造成的后果,应做好事故预想.3.2.6 试验后应恢复强制条件,并在可靠投入相应的保护联锁后,不得随意改动,否则应经过规定的审批手续.3.2.7 试验结束后,做好系统及设备的恢复工作,校核保护值正确,同时应分析试验结果,做好详细记录.3.2.8 进行联锁试验前,应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格.3.2.9 试验结束前,动力电源开关应切至"远方"位置.3.3 主机联锁保护试验规定3.3.1 大小修或停机时间超过15天,重新启动前必须进行主机联锁保护试验.3.3.2 机组备用时间达7天以上但未超过15天,启动前只进行机组大联锁试验.3.3.3 机组大联锁试验必须在各项分部联锁试验合格后进行.3.3.4 主机联锁保护试验前必须检查确认主变三侧隔离开关均在断开位置.3.3.5 主机联锁保护试验前按如下要求对发变及励磁系统进行绝缘电阻的测量.3.3.6 试验前确认相关仪表,信号电源已送好 ,DCS投入正常,声光,信号正确.3.3.7 进行主机联锁保护试验时,必须充分考虑对运行设备的影响,检查断开试验联锁保护出口跳闸运行设备回路.3.3.8 试验时,须由热工,电气送信号配合进行.3.3.9 主联锁动作条件·手动MFT动作;·一次风机跳闸;·二次风机跳闸;·引风机跳闸;·汽包水位高越限,并经延时未恢复三取二;·汽包水位低越限,并经延时未恢复三取二;·炉压高越限三取二;·炉压低越限三取二;·全炉膛燃料丧失;·一次风量流量低三取二;·高压流化风机跳闸;·汽机跳闸;·空气流量低于25%三取二;·DCS电源故障.;3.3.10 当发生MFT时,自动执行下列操作:·报警器发出声光报警·关油系统母线跳闸阀·关所有油阀·停全部给煤机·停止石灰石给料·禁止吹灰·送信号至MCS模拟量控制3.4 锅炉辅机连锁试验 3.4.1 检修后的锅炉,须对辅机进行拉合闸,事故按钮联锁装置实验.3.4.2 通知电气送上各转机试验电源,试验时应有电气人员在场.3.4.3 解列联锁,做各辅机拉合闸试验及事故按钮试验.3.4.4 上述试验正常后,投入联锁,做联锁试验.3.4.5 试验过程中,各辅机拉合闸顺序为:甲,乙侧引风机→甲,乙侧高压风机→甲,乙侧二次风机→甲,乙侧冷渣器风机→甲,乙侧一次风机3.4.6 当断开一台引风机甲侧或乙侧开关时,其他转机均不应跳闸;当同时断开甲,乙侧引风机开关时,其后各转机均应跳闸,DCS系统发出报警.3.4.7 重新合上各辅机开关,当断开一台二次风机甲侧或乙侧开关时,其他转机均不应跳闸;当同时断开甲,乙侧二次风机开关时,其后各转机均应跳闸,DCS系统发出报警.3.4.8 重新合上各辅机开关,当断开一台或同时断开二台冷渣器风机开关时,其它转机均不应跳闸;3.4.9 重新合上各辅机开关,当断开一台或同时断开二台一次风机开关时,其他转机均不应跳闸;3.4.10 投入甲乙侧高压风机联锁开关,当断开甲侧或乙侧高压风机开关时,乙侧或甲侧高压风机将联动,DCS系统发出报警;当甲侧或乙侧高压风机运行,流化风压〈40Kpa时,另一台高压风机将联动,如联动不成功或两台运行中均跳闸时,除甲,乙侧引风机外,其他各转机均跳闸,DCS系统发出报警.3.4.11 由于辅机原因造成锅炉主联锁动作条件具备时,给煤线,油燃烧器均跳闸,DCS系统发出报警.3.5 锅炉冷态空气动力场试验3.5.1 试验目的冷态通风试验的目的是为锅炉在第一次点火之前作初步调整.通过冷态试验了解和掌握炉内气流流动特性,各风量调节装置及流量分布的特性,检查布风板配风的均匀性,流化床的空床阻力和料层阻力特性,找出临界流化风量,为锅炉的热态运行提供参考资料,以保证锅炉燃烧安全,防止床面结焦和设备烧损.3.5.2 空床阻力特性试验空床阻力特性试验即布风板阻力试验,是在布风板不铺床料的情况下,启动引风机,一次风机,记录一次风量,水冷风室压力和炉内密相区下部床压,二者的差值即为布风板的阻力,绘制冷态的一次风量与布风板阻力关系曲线,通过温度的修正,相应可得出热态的一次风量与布风板阻力关系曲线,锅炉运行时,当床压测点出现故障,依据风室压力和风量与布风板阻力的关系曲线,也可判断床上物料量的多少,以减少运行的盲目性.3.5.3 临界流化风量试验临界流化风量是指床料从固定状态至流化状态,所需的最小风量,它是锅炉运行时最低的一次风量.测量临界流化风量的方法:将床料填加至静高760mm沙子,880mm灰,增加一次风量,初始阶段随着一次风量增加,床压逐渐增大,当风量超过某一数值时,继续增大一次风量,床压将不再增加,该风量值即为临界流化风量.另外,可用逐渐降低一次风量方法,测出临界流化风量.记录风量和床压值,绘制一次风量与床压的关系曲线.建议选取床料静高700mm,800mm,900mm三个工况测量临界流化风量.3.5.4 流化质量试验在床料流化状态下,突然停止一次风机,进入炉内观察床料的平整程度.若发现床面极不平整甚至有"凸起"现象,应清除此区域的床料,查找原因,采取相应措施及时处理.3.6 水压试验 水压试验是检验锅炉承压部件强度和严密性的一种方法.3.6.1 锅炉水压试验分为工作压力试验和超压试验3.6.1.1 下列情况进行工作压力水压试验,试验压力为汽包工作压力.· 锅炉大,小修后.· 锅炉局部受热面临修后.3.6.1.2 下列情况进行超压试验,试验压力为汽包工作压力的1.25倍.· 新安装锅炉投运时.· 锅炉过热器,再热器,省煤器管成组更换或者更换50%以上水冷壁管.· 锅炉停用一年以上.· 经两个大修周期6至8年.· 锅炉严重超压达到1.25倍工作压力以上时.· 锅炉严重缺水后受热面大面积变形时.· 根据运行情况,对设备安全可靠性有怀疑时.· 汽包进行了重大修理或过热器,水冷壁联箱更换时.3.6.1.3 再热器水压试验也分为工作压力试验和超压试验,工作压力试验压力为再热器工作压力,超压试验压力为再热器工作压力的1.5倍.主要是在安装时进行,其试验按临时专用试验措施执行.3.6.2 水压实验范围:3.6.2.1 一次汽系统锅炉主给水截止门至过热器出口主汽门范围内的省煤器,汽包,水冷壁,水冷屏,过热器,减温器及联箱和汽水管道,截门,以及与其相关的空气门,疏放水门一次门全开,二次门全关和炉水取样门,仪表放水门同时进行水压试验.3.6.2.2 二次汽系统 再热器入口导汽管堵板至再热器出口导汽管堵板范围内的再热器,减温器,联箱和汽水管道,截门,以及相关的空气门,疏放水门,取样门和仪放水门.安全门,水位计不做超压试验.3.6.3 水压试验的规定3.6.3.1 大修后水压试验或超压试验应有总工审批的试验措施,且总工程师或其指定专责人在现场指挥,方可进行锅炉水压试验.3.6.3.2 进行水压试验工作,运行人员负责上水升压和泄压操作,检修人员负责检查.3.6.3.3 进行水压试验时环境温度应在5℃以上,低于5℃时,应有可靠的防冻措施.3.6.3.4 水压试验用水为除盐水,与汽包壁温差≯50℃,上水温度一般以40℃～70℃为宜.3.6.3.5 水压试验上水时间:夏季≮2h,冬季≮4h,若上水温度与汽包壁温接近时,可适当加快上水速度.3.6.3.6 汽包壁温≥35℃后方可进行升压,升压过程中必须保持汽包壁温≥35℃.3.6.3.7 水压试验以汽包就地压力表为准,当压力升至0.98MPa时,盘上压力表和就地压力表校对一次,防止压力表失灵.3.6.3.8 试验过程中严禁超出规定的试验压力.3.6.3.9 进行超压试验时,在压力未降至工作压力之前,严禁对承压部件进行检查.3.6.3.10 上水前,后分别记录各膨胀指示器一次.3.6.4 水压试验前的检查准备工作3.6.4.1 检查水压试验相关联汽水系统检修工作结束,工作票已回收,确已无人工作,汽包,过热器安全门已退出,除盐水量已备足,给水泵及上水系统已具备向过热器进水条件.3.6.4.2 除氧器上水至正常水位,水温加热至上水温度,给水泵正暖合格,达备用条件.3.6.4.3 投入汽包水位计超压试验时退出及汽包,过热器,给水系统压力表.3.6.4.4 汽包事故放水门,定排电动门,过热器向空排汽门送电满足远操.3.6.4.5 按锅炉水压试验阀门位置检查卡检查水压试验相关联汽水系统阀门位置满足水压试验进水和升压的要求.3.6.5 水压试验要求:3.6.5.1 锅炉大,小修或局部受热面检修后,必须进行工作压力的试验.3.6.5.2 确认检修工作已结束,热力工作票已注销,炉膛和锅炉尾部无人工作.3.6.5.3 水压试验时,水温应保持在50～70℃.3.6.5.4 水压试验压力数值:3.6.5.5 一次汽工作压力14.93MPa,超压18.66MPa;3.6.5.6 二次汽工作压力2.78MPa,超压4.17MPa.3.6.6 水压试验合格标准:3.6.6.1 升到试验压力后关闭给水门,停止给水泵后经过5min,汽包压力下降值不大于0.5MPa,再热器压力下降值不大于0.25MPa.3.6.6.2 受压元件金属壁和焊缝没有泄漏痕迹.3.6.6.3 受压元件没有明显的残余变形.3.6.7 一次汽系统工作压力试验:3.6.7.1 汇报值长,联系化学值班员,作好锅炉一次汽系统水压试验的准备工作和有关措施.3.6.7.2 联系,配合热工人员将汽包,过热器,再热器,给水等压力表,给水流量表和电接点水位计投入.3.6.7.3 退出水位保护开关.3.6.7.4 就地和集控室均有两块以上经过校验合格的压力表,压力表应投入.试验压力以就地压力表为准.3.6.7.5 关闭炉侧汽水系统的各放水门,疏水门,排汽门,取样门,连排一次门,加药门.3.6.7.6 应有专人操作给水门上水,严格监视压力变化,设有就地与集控室联系专用工具.3.6.7.7 待水压试验措施做好后,启动给水泵,用给水旁路上水,待空气门冒水后依次关闭.用给水旁路调整门或调整给水泵转速缓慢升压,升压速度不超过每分钟0.3MPa,如需泄压时,可用事故放水门控制泄压速度.3.6.7.8 当压力升至1.0～1.5MPa时,停止升压,由检修人员进行一次全面检查,无异常情况后再继续升压.3.6.7.9 当压力升到10MPa以上时,其升压速度不大于每分钟0.2MPa,当压力升至15.0MPa时,关闭给水旁路调整门或降低给水泵转速,停止升压进行全面检查,无问题后停止给水泵,记录降压速度.3.6.8 一次汽系统超压试验:3.6.8.1 超压试验压力为工作压力的1.25倍,超压试验必须经厂总工程师批准后方可进行.3.6.8.2 压力升至工作压力时,关闭所有水位计一次门,各热工仪表一次门压力表除外,退出所有安全门,记录各部膨胀指示值一次.3.6.8.2 当压力升至18.66MPa时,保持5分钟降到工作压力值,再进行全面检查.检查期间压力值应保持不变.3.6.8.3 超压试验全部检查完毕后,可降压,用减温水疏水进行降压,降压速度不大于每分钟0.5MPa,当压力降至0.5MPa时,投入水位计.3.6.8.4 压力降至0时,开启对空排汽门,一次汽疏水门,用事故放水门将汽包水位放至正常水位,并对汽机主蒸汽管道和一级旁路进行疏水.3.6.8.5 超压试验完毕后,压力降至0,抄录膨胀指示值一次,以校对是否存在残余变形.3.6.8.6 恢复超压试验前关闭的各阀门.3.6.9 二次汽系统水压试验:3.6.9.1 在再热器冷段入口和热段出口管道上加装堵板,作好机侧再热器水压试验的安全措施.3.6.9.2 关闭再热器各疏水门,开启再热器空气门,解列安全门.3.6.9.3 待措施做好后,启动给水泵,开启中间抽头门,用再热器减温水调整门缓慢上水,升压.3.6.9.4 待再热器空气门冒水后关闭,停止上水,关闭减温水调整门,通知检修人员全面检查,无问题后继续升压.3.6.9.5 升压速度每分钟不大于0.3MPa,待压力升到2.5MPa时,关闭减温水门,停止升压,记录下降速度.3.6.9.6 若做超压试验时,可继续升压至3.97MPa,保持5分钟,然后降至工作压力,保持压力,进行全面检查.3.6.9.7 水压试验合格后,可开启再热减温器疏水门进行降压,降压速度每分钟不大于0.5MPa,压力降至零后,开启空气门,开启再热器各部疏水门进行放水.3.7 过热器反冲洗3.7.1 过热器反冲洗前的检查及准备3.7.1.1 检查及准备工作按水压试验规定进行.3.7.2 过热器反冲洗操作3.7.2.1 启动给水泵,开启过热器反冲洗门向过热器进水.过热器系统空气门冒水后,关闭空气门.3.7.2.2 冲洗0.5h后,通知化学从饱和蒸汽处取样化验,化验合格,关闭过热器反冲洗门停止进水,停运给水泵.3.7.2.3 汽包水位降至正常水位后,关闭定排系统各回路一,二次门及定排总门.3.7.2.4 从疏放水系统,放过热器系统及主蒸汽管道存水.3.7.3 过热器反冲洗要求及注意事项3.7.3.1 在系统不起压前提下,尽量保持大流量进行冲洗.3.7.3.2 冲洗过程中,禁止从省煤器及水冷壁下联箱进水,汽包不得满水倒灌进入过热器系统,用汽包事故放水门控制汽包水位在正常水位附近.3.8 安全门试验3.8.1 校验目