锅炉安装受热面

锅炉安装受热面（精选9篇）

锅炉安装受热面 篇1

锅炉受热面包括水冷壁、过热器、省煤器, 再热器汽包及连接管等。安装所有工作包括设备检查、地面组合、吊装、就位、找正、验收等各个环节, 其中地面清洁, 找正、验收是安装的关键关节, 应严格加强过程控制, 杜绝事后处理。

1 受热面安装质量验收制度

受热面施工质量验收按班组、工地、施工单位、建设单位 (业主或监理) 顺序逐级进行验收。施工质量控制按批次、分项、分部及单位工程进行, 验收依据为《电力建设施工质量验收及评价规程》 (09版) 锅炉安装施工质量验收范围划分表及厂家质量要求。检验批, 分项工程, 分部工程的验收, 由监理单位组织, 单位工程的验收由建设单位组织, 质检人员有专业的资质证书, 施工项目完毕后可进行验收。对施工质量进行验收, 施工单位应自检合格, 自检记录齐全。验收上要杜绝上一级不验收通知下一级验收的做法, 除隐蔽工程或一些特殊验收项目外, 应做到层层验收, 避免联合检查。验收流程如下:班组自检一工地复检一项目部检验一监理或业主终检。

2 受热面安装几何尺寸控制及找正

首先, 受热面安装过程中所使用的测量器具必须是经过计量部门鉴定合格的, 使用过程中定期进行复检。

2.1 锅炉钢架1米标高确定:

钢架lm标高点是锅炉其它部件安装的测量标高的基准。需要标定的十分准确。并打上冲眼, 用油漆做出明显的标记。悬吊式结构, 一般以顶板的大板梁标高或柱顶面标高, 确定立柱的lm标高点。如设备供应能够满足, 此法当然稳妥, 且立柱长度制造偏差可通过调整基础垫铁厚度来吸收。但大型电站锅炉的制造、安装一般是流水进行, 安装第一钢架时, 顶层柱可能还尚未落料, 如拘泥上去, 则只有停工待料。这种情况下往往只能先按第一层柱确定lm标高点, 柱长总高度偏差则由制造精度来保证。如因误差积累造成柱顶标高和大板梁水平偏差超标时则可通过处理柱顶结构进行改善;实际上目前锅炉制造质量不断提高, 已能基本满足以上工艺要求。

2.2 汽包找正:

汽包是电站锅炉最重、最庞大的设备之一, 一般重达100~200吨, 筒体直径达2-3m。汽包找正包括标高及位置的确定。因与其接口的管子多大几十个甚至上百个, 它标高及几何尺寸的控制将直接影响受热面安装质量的精度。汽包在运到施工现场后要进行划线, 标出横向和纵向中心线。汽包划线方法为:根据汽包上管座位置用拉钢丝法划出汽包的纵向中心线, 根据汽包的圆周长, 以汽包的纵向中心线为基准, 划出汽包两端的四等分线, 并打上冲眼, 做出明显的标志。

汽包找正:汽包找正也可用吊车、倒链、卷扬机等配合, 用吊线锤方法配合钢盘尺测量汽包纵横中心线到柱子中心的距离, 用玻璃管水平测量其标高和水平, 并进行定位调整, 合格后临时定位。汽包的安装误差为:标高误差±5mm;水平误差±2mm。

2.3 水冷壁及包墙受热面找正:

设备在地面组合时, 对所有零部件的外形尺寸对照图纸检查、核对, 根据偏差情况进行合理调整。组件找正:受热面联箱在地面划出中心线, (划线方法同汽包) 吊装时, 要进行严格的刚性计算, 确保组件吊装就位后没有变形。高空就位后, 用倒链调整其中心位置, 用玻璃管水平检查其标高, 标高测量基准从锅炉lm标高线向上引出。上联箱标高、位置、方度保证好以后, 对上联箱进行加固, 向下调整管片的垂直度, 以锅炉钢架立柱或连梁为基准, 分段检验几何尺寸, 并进行加固, 直至到下联箱, 检验合格后进行加固。

2.4 受热面膨胀间隙尺寸控制:

锅炉受热面设备或管子运行时, 内部介质为高温高压蒸汽, 温度在300℃~570℃之间, 膨胀量最大能达到300毫米。否则, 如设备组件膨胀受阻, 将产生巨大的力量, 导致发生设备损伤或安全事故。因此, 必须按图纸保证受热面管排间膨胀距离。设备相互间的膨胀距离。设备和钢架及平台的距离。对管子限位支架、导向支架等必须预留相应的间隙。各处膨胀间隙正确, 能够保证锅炉热态膨胀位移时不受阻碍。汽包、水冷壁下集箱、集中降水管、包墙过热器下集箱需要安装膨胀指示器, 严格监控锅炉在运行时的膨胀情况。膨胀指示器的安装位置, 应尽可能设在具有平台的位置处, 便于安装和观看, 滑针不要引太长。特别注意的是对管道上的弹簧, 安装完毕后, 定位销轴必须拔掉。管道上安装的金属膨胀节采用极薄的材料制制造, 在任何情况下不允许用倒链或起吊装置直接作用在波纹管外壳上, 也不允许碰撞波纹管。焊接时用无氟湿石棉或其他材料进行保护, 以防止被焊接飞溅损伤。非金属膨胀节安装中, 合理倒运, 不能采用撬棍撬动, 避免损伤蒙皮。同时非金属膨胀节刚性差, 在现场安装时, 其固定件不能拆除。锅炉范围内管道的安装须设置膨胀弯路, 以吸收膨胀。

3 隐蔽工程质量控制

隐蔽工程主要是指受热面联箱、容器的清理。隐蔽工程完工后由施工单位通知监理及有关单位进行见证验收, 应完成验收记录及签证。集箱和大口径承压管道在进入安装前均应对管内进行严格的清理和检查, 确保每个接管座无堵塞, 以防止眼镜片等杂物遗留在其中。隐蔽工程有完整的施工记录。

4 管子清洁度

锅炉受热面管子设备在制造和运输、储存当中, 避免不了内部存在杂物、夹渣等, 如果安装时不清理干净, 将对锅炉的安全运行产生严重的影响, 轻则堵塞阀门, 重则产生锅炉爆管。特别是现在超临界锅炉的大量安装, 其管内径有的不到l0mm, 极易堵塞, 产生爆管。因此, 管子内部清洁是锅炉安装过程中重中之中的工序, 切不可马虎和省缺。

管子清理方法:先用压力较高的压缩空气吹扫1-2分钟, 将尘土杂物, 吹扫干净后再进行通球试验。为了冲掉管子内壁的焊瘤、药渣、锈垢等杂物, 第一次通球一般使用钢球, 第二次可以使用木球或钢球。通球时可先吹气后放球, 这样可以使接球人知道通那根管子, 以便做好接球准备.管子通球有专人负责钢球, 对各种球的数量、球径要登记, 施工中不要丢失, 防止将球遗忘在管子里。通球试验做完后, 将管口封闭, 在用胶带纸粘牢, 对高空安装的管排或单根管子, 无论是朝天口还是水平口, 都要进行封堵处理。对检查用球严禁遗留在管子内, 通球检查后腰采取可靠的封闭措施, 并进行签证。安装过程中的管座, 手孔也应采取可靠的封闭措施, 防止一切杂物进入。通球直径以厂家技术文件规定执行。

5 设备或管材材质不错用

由于锅炉受热面温度和压力较高, 因此设备选用的材质比较复杂, 但一般分为碳钢和合金钢和特殊材质的钢材。对碳钢材质, 工地不做金相检验。对合金钢和一些特殊钢材, 工地要委托金相试验室做光谱分析, 确保材质使用正确。做光谱分析时, 同一根管子上要多做几处合金钢标记。凡合金钢经光谱分析后右光谱分析报告。

6 结语

锅炉安装质量控制不但需要按照一定的验收规范去执行, 还需要各个专业相互配合, 相互检查, 相互协调才能更好的完成。质量是一个企业发展的生命源泉, 以上对质量控制措施进行了分析, 这就要求我们在今后的工作中不断的积累经验, 将质量意识灌输于心, 为企业的发展贡献力量。

参考文献

[1]刘中懋.热力设备安装与检修.

[2]高俊媛.电厂锅炉安装的监理控制措施.

锅炉安装受热面 篇2

锅炉受热面吊装前质量监督检查典型大纲 总则

1.1为了提高锅炉受热面的安装质量,确保投产后安全可靠运行,特制定本大纲.1.2本大纲适用于火电工程质量监督站对电站锅炉受热面安装工程吊装前的质量监督检查工作。2.质量监督检查的依据

2.1 国内制造的设备,以国内有关的标准、规程、规范和验评标准为主，包括制造厂标准、规范、技术文件、各种有关计算成果表和设计图纸、资料等。

2.2国外制造的设备，一般以设备供货合同中规定的标准、规范和技术条件为准。如国外无规定或不明确处应参照国内有关规定由建设和施工单位协商后报请主管部门批准。

2.3国内主要依据的规程、制度、规范和标准（现行版）2.3.1《蒸汽锅炉安全技术监察规程》； 2.3.2《电力工业锅炉压力容器安全监察规定》； 2.3.3《电力工业锅炉监察规程》；

2.3.4《电力工业锅炉压力容器安全性能检验大纲》； 2.3.5《电力基本建设火电设备维护保管规程》；

2.3.6《电力建设施工及验收规范》（锅炉机组篇、火力发电厂焊接篇、钢制承压管道对接焊缝射线检验篇、管道焊缝超声波检验篇）； 2.3.7《火力发电厂技术技术监督规程》 2.3.8《焊工技术考核规程》

2.3.9《火电施工质量检验施工及评定标准》（锅炉篇、焊接检验篇）； 2.3.10《电力建设工程施工技术管理制度》； 2.3.11国家和上级颁发的有关技术文件。3 应具备的技术文件

受热面地面组装完毕（包括联箱内部检查清理、管子通球、管头封口、厂家焊缝复检、组装焊缝外观检查、无损探伤、热处理、光谱及割代样检验）应提供的技术文件和资料 4.1检查依据中的有关文件资料； 4.2制造厂的质保书和安装使用说明书；

4.3锅炉监造报告及受热面安全性能检验合格通知单或处理单； 4.4受热面设备现场开箱检查记录； 4.5锅炉和焊接专业施工组织设计；

4.6受热面组装和焊接技术措施（或作业指导书）； 4.7技术交底记录；

4.8受热面组装记录、验评记录及签证； 4.9受热面通球记录及签证； 4.10受热面焊接工艺试验报告；

4.11受热面设备制造厂焊接质量现场复检报告； 4.12焊接材料管理制度； 4.13焊工及无损探伤人员的合格有效资质证明书； 4.14金属试验室管理制度； 4.15受热面组装焊接质量检验记录； 4.16合金钢部件光谱复查报告。5 检查内容和要求

5.1检查受热面设备维护保管情况：设备保管良好，应无锈蚀、变形损坏。管子外表面应无纵向拉痕、损伤、裂纹、永久变形等缺陷。5.2检查受热面组装工艺质量

5.2.1检查受热面组件外形尺寸、平面度、节距偏差等，应符合标准。5.2.2检查受热面通球，应符合标准，组件的安装焊口处应封闭严密。5.3检查受热面组件的焊接质量和金属监督工作

5.3.1检查焊材管理：焊条、焊丝的验收、保管和领用制度应健全并执行情况由记录；使用应符合制度的规定要求。

5.3.2检查受热面组件焊接的焊工是否按要求进行技术考核，是否持有相应的有效合格证；

5.3.3受热面组件的焊口外观质量检查应按规范、验标的要求进行，质监时按焊口的2%进行外观质量抽查，组装焊口的内在质量用RT抽查一定数量，并评判其质量状况。

5.3.4检查受热面组件的焊口割代样，应按规范执行。

5.3.5检查受热面组件的焊口无损探伤抽检率、应符合规范要求。5.3.6检查无损探伤人员资格证，应在有效期内。查探伤委托单、探伤检验报告齐全、保管良好，评片、填写及签名应符合有关规程的要求。

5.3.7抽查一定数量焊缝探伤底片，检查其透照质量、评片质量和保管质量。

5.3.8查合金钢部件光谱复查报告，应齐全、无漏项，符合设计，对发现错用钢材的处理应得当，应有记录和签证。

5.3.9查焊接工艺评定报告、焊接工艺措施（或作业指导书），内容应确切、妥当。

5.4检查质量管理、施工技术文件 5.4.1 检查质量管理

本项目的质保体系是否完善，能否严格按规程、规范和标准把关。用户意见和内外部的质量信息能否及时反馈。三级验收签证应符合验收制度，切实做到上道工序未经验收合格不进行下道工序。5.4.2施工技术措施或作业指导书的内容，必须符合现行的技术标准、规程、规范及设计图纸的要求。

5.4.3抽查施工过程中使用的计量工器具，是否按规定经过计量检定且在有效期内。6 检查步骤和方式

6.1检查步骤分两个阶段进行。6.1.1自检阶段

由施工单位根据大纲进行自检，对本阶段发现的问题要整改完毕、各项工作基本符合大纲要求后，向工程质监站提出正式检查的申请报告。6.1.2正式检查阶段

由工程质监站组织专业检查组，对该项目进行检查，并对其质量提出评价和整改意见。6.2检查方式

6.2.1根据专业对口的原则，一般分为施工质量检查组和质保资料检查组。

6.2.2检查方式，采取现场察看、查阅资料、取证检查、重点抽查、组织座谈会等，施工单位应认真配合并提供方便。

6.2.3施工和建设单位应按本大纲的要求，将有关的图纸、质保文件、质量标准、施工技术记录、检验报告、验收签证、制造厂的有关资料以及其它技术文件准备好，以供检查人员根据工作需要查阅。6.2.4正式检查时，下列单位应向检查组进行汇报：

施工单位：该工程项目的概况及特点、进度及完成情况、质保体系、工程质量概况及主要质量实际指标、隐蔽工程情况、自检和整改情况。

建设单位：设备监造及安全性能检验情况、设备制造缺陷的修复及更换情况，设备及图纸、文件的交付情况。

国内制造厂：有关设备性能、设计结构简介和制造过程的质保体系、发现的设备问题和处理情况。7 检查结果及评价

7.1该项目经质量监督检查后，由工程质监站提出《质量监督检查报告书》，对检查结果做出评价，对检查中发现的主要问题提出处理意见，并对下一步能否进行施工做出认定。

7.2该工程项目的签证工作，由建设单位和施工单位按工程质量验收制度执行。

锅炉钢架承载前质量监督检查典型大纲 总则

1.1为了提高锅炉钢架安装质量，确保投产后安全可靠运行，特制定本大纲。

1.2本大纲适用于火电工程质量监督站对电站锅炉钢架安装工程承载前的质量监督检查工作。2 质量监督检查的依据

2.1 国内制造的设备,以国内有关的标准、规程、规范和验评标准为主，包括制造厂标准、规范、技术文件、各种有关计算成果表和设计图纸、资料等。

2.2国外制造的设备，一般以设备供货合同中规定的标准、规范和技术条件为准。如国外无规定或不明确处应参照国内有关规定由建设和施工单位协商后报请主管部门批准。

2.3国内主要依据的规程、制度、规范和标准（现行版）2.3.1 2.3.1《蒸汽锅炉安全技术监察规程》； 2.3.2《电力工业锅炉压力容器安全监察规定》； 2.3.3《电力工业锅炉监察规程》；

2.3.4《电力工业锅炉压力容器安全性能检验大纲》； 2.3.5《电力建设施工及验收规范》（锅炉机组篇、火力发电厂焊接篇、钢制承压管道对接焊缝射线检验篇、管道焊缝超声波检验篇）； 2.3.6《火力发电厂技术技术监督规程》

2.3.7《火电施工质量检验施工及评定标准》（锅炉篇、焊接检验篇）； 2.3.8《焊工技术考核规程》

2.3.9《钢结构工程施工及验收规范》(GBJ205-83)2.3.10《钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规范》（JGJ82-91）；

2.3.11《电力建设工程施工技术管理制度》； 2.3.12国家和上级颁发的有关技术文件。3 应具备的技术条件

3.1 锅炉钢架施工结束。采用高强度螺栓连接后，其高强度螺栓已按图纸和施工程序终紧完毕；采用焊接结构的，其全部焊接工作结束，并经验收签证。

3.2制造厂设备已按“制造标准”进行检查，发现的缺陷已消除，并有书面资料。应提供的技术文件和资料 4.1标准、规范和技术文件

4.1.1 2.3中规定的国内主要依据的标准、规程和规范。4.1.2 设备供货合同中规定的国内或国外的制造厂厂标、图纸和工地安装技术手册，供货国的标准、规范等； 4.2有关设计院文件和图纸； 4.3锅炉监造报告及承重部件安全性能检验合格通知单或处理单； 4.4制造厂的质保书和安装使用说明书； 4.5设计变更文件； 4.6钢材和焊条产品合格证； 4.7安装资料：

4.7.1专业施工组织设计； 4.7.2图纸会审记录；

4.7.3锅炉钢架安装技术措施（或作业指导书）及技术交底记录； 4.7.4锅炉钢架及顶梁的设备检验记录、设备缺陷处理记录； 4.7.5锅炉钢架基础划线和炉顶划线记录及签证； 4.7.6锅炉钢架顶梁划线，组合、安装、焊接记录及签证； 4.7.7锅炉钢架高强度螺栓有效合格证及施工记录； 4.7.8锅炉钢架的定期沉降观测记录； 4.7.9焊工有效的资质证明书；

4.7.10用于正式结构的钢材、焊材的检验记录和可跟踪至使用处的记录。检查内容和要求

5.1检查锅炉钢架安装工艺质量

5.1.1检查锅炉钢架连接情况，是否符合“规范”、“验标”要求；对重要节点的高强度螺栓进行抽查，施工是否按图纸、技术文件的规定力矩进行了终紧，并检查连接板间隙和是否及时封闭；

5.1.2检查锅炉基础的划线和炉顶钢架划线情况，应符合“规范”“验标”要求。

5.1.3检查锅炉基础垫铁安装是否有松动现象，安装是否正确，总的高度、块数是否符合“规范”、“验标”要求。

5.1.4必要时应抽查炉顶钢架的组合件质量和安装质量。

5.1.5抽查重要单根主柱、单根横梁的安装质量。如果抽查情况与验收单技术记录不符且严重超标时，应全面复查其它的柱、梁。对复查发现的问题必须处理。

5.1.6钢架范围内的部件必须保管好，应无锈蚀、变形、损坏现象，不许任意切割梁、柱。

5.2检查质量管理和施工技术文件 5.2.1检查质量管理

本项目的质保体系是否完善，能否严格按规程、规范和标准把关。用户意见和内外部的质量信息能否及时反馈。三级验收签证应符合验收制度，切实做到上道工序未经验收合格不进行下道工序。5.2.2施工技术措施或作业指导书的内容，必须符合现行的技术标准、规程、规范及设计图纸的要求。

技术文件及验收签证书齐全，原始记录详细真实，能如实反映本项目施工质量水平和存在的问题。

5.2.3抽查施工过程中使用的计量工器具，是否按规定经过计量检定且在有效期内。6 检查步骤和方式

6.1检查步骤分两个阶段进行。6.1.1自检阶段

由施工单位根据大纲进行自检，对本阶段发现的问题要整改完毕、各项工作基本符合大纲要求后，向工程质监站提出正式检查的申请报告。

6.1.2正式检查阶段

由工程质监站组织专业检查组，对该项目进行检查，并对其质量提出评价和整改意见。6.2检查方式

6.2.1根据专业对口的原则，一般分为施工质量检查组和质保资料检查组。

6.2.2检查方式，采取现场察看、查阅资料、取证检查、重点抽查、组织座谈会等，施工单位应认真配合并提供方便。

6.2.3施工和建设单位应按本大纲的要求，将有关的图纸、质保文件、质量标准、施工技术记录、检验报告、验收签证、制造厂的有关资料以及其它技术文件准备好，以供检查人员根据工作需要查阅。6.2.4正式检查时，下列单位应向检查组进行汇报：

施工单位：该工程项目的概况及特点、进度及完成情况、质保体系、工程质量概况及主要质量实际指标、隐蔽工程情况、自检和整改情况。

建设单位：设备监造及安全性能检验情况、设备制造缺陷的修复及更换情况，设备及图纸、文件的交付情况。7检查结果及评价 7.1该项目经质量监督检查后，由工程质监站提出《质量监督检查报告书》，对检查结果做出评价，对检查中发现的主要问题提出处理意见，并对下一步能否进行施工做出认定。

7.2该工程项目的签证工作，由建设单位和施工单位按工程质量验收制度执行。

锅炉制粉系统分部试运前质量监督检查典型大纲 总则

1.1为了提高锅炉制粉系统的安装质量，确保投产后安全可靠运行，特制定本大纲。

1.2本大纲适用于火电工程质量监督站对电站锅炉制粉系统安装工程分部试运前的质量监督检查工作。2 质量监督检查的依据

2.1 国内制造的设备,以国内有关的标准、规程、规范和验评标准为主，包括制造厂标准、规范、技术文件、各种有关计算成果表和设计图纸、资料等。

2.2国外制造的设备，一般以设备供货合同中规定的标准、规范和技术条件为准。如国外无规定或不明确处应参照国内有关规定由建设和施工单位协商后报请主管部门批准。

2.3国内主要依据的规程、制度、规范和标准（现行版）2.3.1《电力工业锅炉监察规程》； 2.3.2《蒸汽锅炉安全技术监察规程》；

2.3.3《电力建设施工及验收规范》（锅炉机组篇、火力发电厂焊接篇）； 2.3.4《火电施工质量检验施工及评定标准》（锅炉篇、加工配制篇、焊接工程篇）；

2.3.5《焊工技术考核规程》

2.3.6《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》； 2.3.7《电力建设工程施工技术管理制度》； 2.3.8国家和上级颁发的有关技术文件。3 应具备的技术条件

制粉系统安装完毕，具备分部试运条件。4 应提供的技术文件和资料

4.1依据中的有关制粉系统的规程、规范； 4.2制粉系统所属设备资料、设计变更文件； 4.3自检中发现问题的处理情况，验评记录和签证； 4.4制造厂家出厂合格证书、设备图纸、技术文件； 4.5施工技术措施或作业指导书； 4.6设计院图纸、技术文件； 5 检查内容和要求

5.1检查制粉系统所属设备及管道的安装工艺质量。5.1.1磨煤机

A 钢球磨煤机安装质量检查

检查钢球磨煤机基础划线情况；抽查主轴承的台板、球面座、球面瓦、主轴乌金瓦的质量、检查齿圈（大齿轮）的拼装质量；抽查体罐，齿圈（大齿轮）传动机、减速机、电动机衬板（钢甲）、出入管头、油站、冷却水系统等的安装质量师傅达到标准。各轴瓦两侧的油隙是否开好。

在钢球磨煤机安装质量检查中，重点检查主轴乌金瓦的安装质量、大小齿轮的啮合质量、衬板（钢甲）的安装质量。B风扇式磨煤机安装质量检查

（1）检查基础情况，各地脚螺栓是否拧紧；（2）检查找正是否符合标准；

（3）检查轴承两侧的油隙是否开了，轴承的各部间隙是否符合要求；

（4）检查竖井机壳耐磨衬板安装是否牢固平整；（5）检查转子与轴向、径向间隙是否符合图纸要求；（6）检查煤粉分离器、锁气器开关是否灵活、符合图纸要求；（7）检查油系统的安装情况，整个系统严密不漏油、滤网清理干净，冷油器水压试验合格。C．E型中速煤机

（1）底板及机座安装质量是否符合标准；（2）找正情况；

（3）磨环弧槽是否符合图纸要求；（4）传动部分是否符合图纸要求；

（5）上、下框架安装应符合设备技术文件规定；（6）下磨环的安装质量是否符合图纸要求；（7）加压装置的安装质量；（8）粗粉分离器符合图纸的要求；（9）液压管路安装应不泄露，美观；（10）磨内清理干净无杂物、无积水。

D RP（HP）型中速磨煤机及MPS（ZGM）中速磨煤机的安装质量检查

（1）磨煤机基础检查，检查底座板等安装情况；

（2）磨煤机基础检查，检查联轴器的找正，应符合要求，是否加油；

（3）蜗轮和蜗杆啮合情况检查，对不符合标准的要进行调整，直至符合标准。

（4）磨煤机侧基体的检查，各衬板是否牢靠，刮板间隙是否符合设备技术文件，刮板装置是否牢固；（5）磨碗衬板、风罩衬板等是否牢固；（6）磨锟套的安装质量，转动灵活，已锁紧；

（7）检查三个锟子与碗衬板的间隙，风环间隙、轴颈头的间隙是否符合设备文件规定。三个锟子与碗衬板的间隙应相同；风环间隙应相同，三个轴间隙应相同，以上间隙不符合设备规定值时，应重新调整。

（8）检查分离器折向门的挡板安装质量，开关应灵活，开度应一致且与角度指示相吻合；

（9）检查多出口排出阀的安装质量，开关灵活、固定牢固、动作正常；（10）磨煤机液压站油箱应清理干净，系统安装前后进行冲洗，加载、卸荷正常、不连续打压，液压站及系统密封良好不漏油；

（11）润滑油系统内部干净，冷却器在安装前要按设备文件、规定进行水压试验，润滑油系统不漏油，工作压力正常；（12）密封风系统的管道、阀门不漏气，阀门工作正常；（13）石子煤排放系统工作正常，不易发生堵塞；（14）磨煤机入孔、法兰密封良好不漏；（15）灭火系统能正常投入；

（16）磨煤机热风闸板门开关灵活、且标示正确清晰；（17）磨煤机一次风闸门板开关灵活，且标示正确清晰；（18）中速磨煤机的起落装置能正常工作。5.1.2检查排粉机的安装质量（1）基础检查及地脚螺栓的检查（2）简化擦找正是否符合设备文件规定；（3）检查轴承各部间隙是否符合规程规定；（4）壳体安装质量符合标准，壳体应严密。

5.1.3检查粗粉分离器组装质量，是否符合设备图纸要求，不得有严重变形，焊缝要饱满，不得有漏焊现象，调整挡板开关灵活并能锁住，保温符合技术要求。

5.1.4检查细粉分离器的组装质量，是否符合设备图纸要求，不得有严重变形，不得有漏焊，内部支撑要牢固。5.1.5检查原煤仓的安装质量，是否按图纸施工，不漏焊、不堵煤、内壁光滑。

5.1.6检查粉仓是否按设计图纸和有关规定进行施工，砼是否符合标准，内壁应光滑，不存在积粉的死角，密封性能良好，粉位测量装置布局合理。粉位标定正确。操作方便灵活，达到规定标准，检查孔严密不漏风，灭火系统设计合理，安装达到设计要求。做好保温工作，防止结露积粉。

5.1.7检查螺旋输粉机槽体，螺旋轴安装质量符合设计要求，密封良好，保温符合规定要求。检查给粉机的安装质量，机身要水平，入口插板门开关灵活，有开关指示；叶轮转动灵活且不发生自流现象，蜗轮蜗杆啮合正常，不漏油。

5.1.8检查给煤机安装质量，变速箱工作正常不漏油。刮板（皮带）与壳体的间隙正常。链条（皮带）不跑偏，无摩擦声、密封良好。振动给煤机的给煤槽与振动器的联接应牢固，振动器初调符合设计要求。

5.1.9制粉系统所属设备的防爆装置符合规程规定，不得错用材质、严密不漏、方向正确。

5.1.10制粉系统所属设备及系统的所有检查孔要严密。5.1.11检查制粉系统所属设备的锁气器各挡板开关灵活，密封良好、指示正确。

5.1.12制粉系统所属设备及系统内部应清理干净，无杂务和积水。5.1.13检查原煤、制粉系统管道、伸缩节、支吊架的安装质量，应符合设计及有关规定要求，保温应做好。

锅炉安装受热面 篇3

摘要：在电厂锅炉运行中，积灰是较为常见的情况，对于锅炉的热效率将产生较大的影响。在本文中，将就电厂锅炉受热面积灰机理及其预防措施进行一定的研究。

关键词：电厂锅炉；受热面积灰；机理；预防措施；

1 引言

在电厂运行中，燃煤是重要的能源类型，在燃煤实际燃烧中，不可避免的会产生一定数量的烟尘与飞灰，当这种带灰气流经过受热面时，则会由于不同因素的影响使其逐渐在受热面上沉积，最终形成积灰，进而对锅炉的热效率产生一定的负面影响。为了对该种情况进行解决，就需要我们能够在把握积灰形成原理的基础上予以针对性的防治。

2 积灰分类及危害

根据积灰形成部位以及自身形态的不同，可以将其分为以下几种类型：第一，粘结性积灰。该类积灰又可以分为高温以及低温粘结性积灰。其中，高温类型主要产生在锅炉高温对流受热面区域，也可能产生在炉膛受热面区域。在积灰粘结的过程中，会产生一定的化学反应、形成具有较高粘性的反应物，最终形成较为坚硬的粘结灰。低温类型则主要形成在预热器冷段区域，积灰与冷凝在管壁上的硫酸形成以硫酸钙为基质的水泥状硬质灰层；第二，松散性积灰。该种积灰类型主要是由于烟气中的灰粒以物理方式在受热面上沉积所形成的，具有着较为松散的质地特点。除了在空气预热器冷段位置非常容易形成低温粘结性积灰来说，其他区域大部分都属于松散积灰类型。而当具有较高含尘量烟气流经高温受热面时，也会在灰层表面沉积而形成松散外灰层。

在锅炉运行中，无论是何种类型的积灰，都将对锅炉运行产生较大的负面影响。由于锅炉受热面积灰导热系数较小，当产生积灰情况时，受热面热阻将逐渐增加，在降低传热效果的同时增加排烟热损失，进而使锅炉整体热效率遭到降低。如果积灰情況较为严重，甚至会对烟气通道产生堵塞，导致停炉情况发生。

3 电厂锅炉受热面积灰机理及其预防措施

3.1 松散性积灰

3.1.1 积灰区域

在锅炉低温再热器以及过热器的管背上非常容易形成具有松散特征的积灰层，其所处烟道位置的温度一般在650℃左右，低熔灰已经成为固体颗粒状态，且此时金属氧化物蒸汽也已经完全凝结。在该种状态下，烟气流中所具有的颗粒大小一般都在200微米以下，当该种具有较多颗粒的气流以横向方式对管束进行冲刷时，则会在管背位置形成涡流区，其中，在30微米以下的灰粒则会附着在管道背风区域。由于烟气流是以直接的方式对管道正面所具有的积灰进行冲刷，则会此区域积灰层的形成具有着一定的破坏效果，进而使管道背面同正面相比具有着更为严重的积灰现象。

3.1.2 积灰产生

在烟气中，其中所具有的飞灰具有着不同的直径。其中：细径灰群会随着烟气流动表现出流线运动，且在管道表面的积灰情况较轻；粗径灰群同细径灰群相比则具有了更大的动能，其在对管道表面灰层进行撞击时具有着一定的冲磨管壁的作用，且对此区域的灰层具有着一定的破坏；中径灰群在实际围绕管道进行流动时，由于灰粒在具有运动时存在着较强的惯性，则将直接同管道进行接触并在管道外表面逐渐沉积，可以说是松散性积灰层形成的重要灰群。而正是基于上述特点，中径灰和粗径灰则具有着相反的作用，且中径灰在管道表面的沉积以及粗径灰对于管道的动态平衡情况将共同对最终的灰层厚度进行确定。即在一开始，飞灰会以较快的速度进行积聚，而当积灰达到一定厚度时，则会受到来自气流的冲刷影响，并在长时间的冲掉灰、积聚灰的平衡下获得稳定厚度。

3.1.3 防治措施

对于松散性积灰，可以从以下方面进行防治：第一，要对吹灰装置进行科学的设计与布置，并在实际运行时对合理的连续吹灰时间以及间隔时间进行确定；第二，在实际设计时，需要保证能够具有合理的烟气流速。对于额定负荷而言，一般情况下要保证烟速在5m以上，而对于具有较高升华物质含量的情况，则需要适当提升烟速；第三，可以按照错列、紧凑以及小管径的方式进行对管束进行布置。但对于具有较强粘结性以及易结渣的情况而言，则不适合使用该方式。

3.2 粘结性积灰

3.2.1 积灰区域

对于具有较低熔点的飞灰，其在炉膛高温烟气区一般呈现为挥发状态，并随着炉膛中烟气流顺着烟道流动。而高温再热器以及过热器中，其烟道温度一般都会在700℃以上，且在烟气中还没有完全凝固的低熔点灰也会凝固到再热器以及过热器的表面上最终形成粘性灰层。同时，部分高熔灰以及中熔灰也吸附在了粘性灰层当中，并在长期作用之下同烟气中的三氧化硫在反应之后形成硫酸盐灰层。随着时间的发展、这部分灰层厚度的增加，其外表面温度在逐渐提升的情况下，低熔点灰所具有的冷凝作用则会逐渐降低，且在已凝固灰层表面的中、高熔点灰则继续进行动态沉积，最终形成容易清除、具有多孔松散特点的外灰层。而在内灰层方面，其内部坚实程度则称之为烧结程度，其所具有的强度越大，灰层就越难以清除。其中，强度同烧结时间、氧化钾元素含量以及管道温度都具有着较为密切的关联，且会随着时间的发展强度逐渐增大。

3.2.2 积灰产生

在该种积灰方式中，碱金属升华是非常重要的积灰产生原因：在燃烧过程中，燃料中存在的氧化钾以及氧化钠则会形成气态类型，并随着烟气到达高温对流受热面区域。由于该区域所具有的相对温度较低，这部分元素则将直接冷凝在表面位置。其中，所存在的金属氧化物会同烟气中存在的SO3发生反应生成硫酸盐，且由于管壁钢面也具有着一定的催化作用，也能够在一定程度上加速该反应的发生。当硫酸盐形成之后，其则会同飞灰中存在的氧化铁等元素发生反应形成复合硫酸盐，该产物在600至800℃间处于熔化状态，且具有较强的粘性，并因此形成灰层。

3.2.3防治措施

对于粘结性积灰，可以按照以下方式进行防治：第一，要做好吹灰装置的设置，在保证其数量能够满足要求的同时辅以不同的吹扫方式，以此获得较好的综合吹扫效果。而在锅炉刚刚开始运行时，就需要对吹灰装置进行投入，避免受热面在已经粘贴灰分的情况下难以进行清除。而在实际运行中，则需要按照一定顺序，以科学、定期的方式进行吹灰；第二，在对炉膛进行设计时，需要做好Qv以及Qa的选择，避免含量过高，能够较好的减轻结渣现象；第三，对对流受热面进行正确的设计与布置。根据相关研究，错列同顺列相比具有着相对较好的积灰情况，而通过对横向间距的适当加大，则可以有效降低管列间搭桥堵塞的情况。而如果所使用的燃料本身就具有着较为严重的粘结倾向，则可以大节距、顺列方式对对流过热器进行布置，能够较好的起到降低积灰的效果。

4 结束语

在上文中，我们对电厂锅炉受热面积灰机理及其预防措施进行了一定的研究，需要在实际工作中能够把握积灰类型，以针对性措施的应用做好处理。

参考文献：

[1]钟礼今，邓坚，孙伟杰，袁力，方庆艳，谭鹏，张成，陈刚.低负荷下燃烧器投运方式对锅炉性能的影响[J].动力工程学报.2015（09）：102-105.

锅炉安装受热面 篇4

1.1 材料的监督检验应按DL 438.DL 612的规定执行。

1.2 材料选用应按DL/T 715的规定执行, 并符

合DL 612的要求, 材料质量应符合GB 5310的要求。

材料应符合设计选用标准的规定, 进口材料应符合合同规定的技术条件及有关国家的技术标准。

对于首次用于锅炉受热面管的钢材, 制造单位应提供焊接工艺评定报告, 热加工的工艺资料及有关运行业绩的资料。

1.3 锅炉受热面管所用钢材应有质量证明文件, 并按相关标准规定进行复验。

1.4 对于运行中壁温大于450℃的锅炉受热面

管, 应结合机组大修计划, 割管检查管子壁厚, 管径, 力学性能, 金相组织, 脱碳层。必要时, 可进行碳化物成分和结构等分析。

锅炉受热面管制造前应按照JB/T 3375进行入厂检验并做好记录。锅炉用钢管均应进行100%无损探伤, 如钢管生产厂已进行了100%无损探伤检查, 锅炉制造厂对每批钢管应至少抽查5%。

1.5 用合金钢制成的锅炉受热面管及其焊缝, 制造后应逐根, 逐条进行光谱检验并做好记录。

1.6 锅炉受热面管及其与承压元 (部) 件的连接

焊缝, 均应进行100%射线或超声波探伤, 对于超临界压力锅炉受热面管应进行不少于50%的射线探伤。应有焊接质量检验报告, 至少应包括焊接工艺评定试验报告, 焊工合格证, 焊接试样试验报告, 焊缝返修报告, 无损检测报告, 热处理报告及水压试验报告。

1.7 异种钢焊接应在制造厂内进行, 并应有焊

接工艺评定和焊接记录等资料 (包括接头型式, 焊接方式, 焊接材料, 焊前预热, 焊后热处理等) 。

1.8 弯曲半径小于1.5倍管子公称外径的小半

径弯管宜采用热弯工艺;若采用冷弯工艺时, 弯制后应进行回火热处理;奥氏体不锈钢弯管后应进行固溶处理。

1.9 膜式水冷壁的鳍片应选用与水冷壁管同类

的材料。鳍片焊缝质量符合JB/T 5255要求且无漏焊, 假焊:扁钢与管子连接处焊缝咬边深度不得大于0.5mm, 且连续咬边长度不大于l00mm。

1.1 0 蛇形管应进行通球试验和超压水压试验,

通球直径符合JBfr 1611的要求;通球应有试验记录。

1.1 1 锅炉受热面管在出厂前, 内部不得有锈蚀,

杂物和积水, 管接头, 管口必须有严密的密封;油漆和包装符合JBfr 1611;出厂时应用专用框架运输。

1.1 2 锅炉受热面管组装前, 应在安装工地进行

监督检验, 检验应有记录。重点检查设备设计和制造竣工等方面的综合资料, 图纸和外观质量, 外形尺寸;检验项目以材质检验, 外观检查和壁厚测量为主, 必要时可采用硬度测定, 金相检验及无损检测抽检。

2 监督检验时, 锅炉受热面管应符合以下要求:

2.1 受热面做外观检查, 不允许存在裂纹, 撞伤,

折皱, 压扁, 分层, 腐蚀, 腐蚀坑处的实际壁厚不小于强度计算的最小需要壁厚。

2.2 抽查各种直管段管子壁厚, 不同材质和不同

规格的管子各抽测10根, 每根两点, 应符合图纸尺寸要求, 壁厚负公差在允许范围内。

2.3 不同规格, 不同弯曲半径的弯头各抽测10

根, 弯管的不圆度, 背弧壁厚应符合制造技术条件和2DL/T 939一2005强度要求。

2.4 应按DUT 5047的有关规定进行通球试验。

2.5 螺旋管圈水冷壁悬吊装置与水冷壁管的连接焊缝应无漏焊, 裂纹及咬边超标等缺陷。

2.6 管排平整, 部件外形尺寸符合图纸要求, 吊卡结构, 防磨装置, 密封部件质量良好。

2.7 抽查内螺纹管3-5段剖开检查, 应符合技术条件;如安装工地不具备条件时, 可在制造厂进行。

2.8 液态排渣炉水冷壁的销钉高度和密度应符合图纸要求, 销钉焊缝无裂纹和咬边等超标缺陷。

2.9 抽查合金钢管及其焊缝的光谱复查报告, 应符合有关技术标准。

2.1 0 抽查合金钢管及其焊缝硬度, 不同规格, 材

质的管子各抽查10根, 每根管子的焊缝, 热影响区, 母材各抽查1组。

2.1 1 焊缝做外观检查, 外形尺寸及表面质量应符合技术要求和设计要求。

2.1 2 焊缝质量应做无损检测抽查, 在制造厂已

做100%无损检测的, 则按不同受热面的焊缝数量抽查5110000。

2.1 3 各种受热面在出厂前应按规定进行水压

试验, 试验结果应符合DL 612要求及产品设计要求。

3 在役锅炉受热面管监督检验

锅炉运行应符合运行规程及化学, 热工技术监督规程, 锅炉受热面管壁温度在设计允许范围内;锅炉受热面管各部位应膨胀通畅。

3.1 锅炉启停过程应检查并记录膨胀指示器位置, 指示器指示位置应在设计允许范围内。

3.2 锅炉长期停用时, 应按照SD 223要求进行停炉保护。

3.3 锅炉受热面管在运行中失效时, 应查明失效原因。

3.4 应建立技术档案, 记录锅炉投运时间, 累计

运行时间, 启停次数, 事故, 超温, 超压情况, 受热面管损坏及缺陷处理, 受热面管重大技术改造及变更的图纸, 资料, 技术改造 (或变更) 方案及审批文件, 设计图纸, 计算资料及施工技术方案, 质量检验和验收签证等。

3.5 大修中的锅炉受热面管监督检验。

3.5.1 锅炉受热面管壁厚度应无明显减薄, 必要

时应测量剩余壁厚;剩余壁厚应满足强度计算所确定的最小需要壁厚.一般情况下, 对于水冷壁, 省煤器, 低温段过热器和再热器管, 壁厚减薄量不应超过设计壁厚的30%;对于高温段过热器管, 壁厚减薄量不应超过设计壁厚的20%。

3.5.2 锅炉受热面管的胀粗量不应超过DL 438的规定。

3.5.3 检修时更换的管子应符合第4章的要求;对其焊缝应进行100%的射线或超声波探伤。

3.5.4 水冷壁管。

3.5.4. 1 燃烧器周围和热负荷较高区域的检查:

a.管壁的冲刷磨损和腐蚀程度:b.管子应无明显变形和鼓包;c.对液态排渣炉或有卫燃带的锅炉, 应检查卫燃带及销钉的损坏程度;d.定点监测管壁厚度及胀粗情况, 一般分三层标高, 每层四周墙各若干点;e.对可能出现传热恶化的部位和直流锅炉中汽水分界线发生波动的部位, 应检查有无热疲劳裂纹产生。

3.5.4. 2 冷灰斗区域管子的检查:

a.应无落焦碰伤, 管壁应无明显减薄;b.检查液态排渣炉渣口及炉底耐火层应无损坏及析铁;c.定点监测斜坡及冷灰斗弯管外弧处的管壁厚度。

3.5.4. 3 所有人孔, 看火孔周围的水冷壁管应无拉裂, 鼓包, 明显磨损和变形等异常情况。

3.5.4. 4 折焰角区域水冷壁管外观检查:

a.管子应无明显胀粗, 鼓包;b.管壁应无明显减薄;c.屏式再热器冷却定位管相邻水冷壁应无明显变形, 磨损现象;d.定点监测斜坡及弯管外弧处壁厚及管子胀粗情况。

3.5.4. 5 检查吹灰器辐射区域水冷壁的损伤情况, 应无裂纹, 明显磨损。

3.5.4. 6 防渣管检查:

a.检查管子两端应无疲劳裂纹, 必要时进行表面探伤;b.管子应无明显胀粗, 鼓包;c.管子应无明显飞灰磨损;d.定点监测管子壁厚及胀粗量;e.水冷壁鳍片检查。

3.5.4. 7 处理锅炉受热面爆管:

a.泄露不严重时, 适当增加维持正常的汽包水位。注意监视有关参数的变化情况及监听现场泄露情况。必要时间可申请降低锅炉负荷。b.如果泄露严重, 无法维持正常的汽包水位和其他蒸汽参数时, 则应立即停炉。停炉后维持引风机的运行, 抽吸炉内水蒸气c.停炉后如设备允许, 则应继续给汽包供水, 维持水位。除省煤器泄露外, 其他情况下应打开省煤器在循环门保护省煤器。过热器或再热器泄露时, 为了防止吹损临近管子或引发漏电后部管子超温, 故一般均应及时停锅炉。

锅炉安装受热面 篇5

大唐韩城第二发电公司3号锅炉投运以来长期由于屏过管壁超温, 存在过热器减温水量大、主汽温度低, 再热减温水量大等问题。对锅炉的安全性、经济性造成影响, 通过对国内同类型机组调研和分析, 原因为锅炉结构设计不合理;锅炉实际燃用煤种和设计煤种有较大差异引起, 经过锅炉受热面的改造, 解决了安全、经济问题, 对国内同类型锅炉的改造有借鉴作用。

1 设备概况简介

(1) 大唐韩城第二发电有限责任公司Ⅱ期2×600MW汽轮发电机组, 锅炉为亚临界、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢悬吊型结构、半封闭布置的自然循环汽包炉。锅炉汽包设计压力19.82MPa, 额定蒸发量为1923.7t/h, 额定蒸汽温度541℃。设计主燃料为韩城当地煤, 低位发热量20260k J/kg。

(2) 炉膛燃烧方式为正压直吹式制粉系统, 燃烧器采用前、后墙对冲布置。前 (C、D、E磨) 、后墙 (A、B、F磨) 上各3层, 每层5只旋流式轴向低NOx煤粉燃烧器和相应的油点火器。在顶层燃烧器上方布置一层燃烬风, 前、后墙各5只。过热蒸汽汽温主要靠一、二级喷水减温器调整, 共布置有两级四点。再热蒸汽汽温主要依靠设置在尾部分烟道底部的调节挡板装置来调节。并在冷段再热器入口导管上装设了两只事故喷水减温器。

2 改造分析

(1) 锅炉结构设计时采用的热负荷指标不合理, 导致炉膛设计偏小及炉膛高度偏低。设计煤种的含硫量>1.5%, 应该采用较小的炉膛容积放热强度qv及断面放热强度q F (即炉膛小了) , 而这两个数值在设计时采用了推荐上限值的均值。燃尽区高度h1的取值达到了推荐下限值的下限, 明显偏低, 说明燃尽区高度不足, 不利于煤粉的燃尽。这些因素直接导致锅炉蒸发受热面布置不足。

(2) 导致锅炉运行异常的根本原因是受热面的布置与热负荷分配不合理, 不同负荷下锅炉蒸发受热面吸热量及吸热比率比设计值低, 低温过热器和末级过热器吸热量及吸热比率比设计值高等, 这说明锅炉设计时对锅炉进行性能核算采用的相关经验系数, 如炉膛灰污系数、燃烧中心高度系数、辐射换热系数及对流换热系数等的取值及计算不当, 导致各受热面的设计热负荷分布与实际偏差过大。典型的表现是, 各负荷下锅炉实际给水温度比设计值高6~12℃时, 最终导致使用大量的过热器减温水。

(3) 造成锅炉过热器管壁超温的原因有很多, 比如烟气流场及温度场偏差、工质流量及偏差等等。锅炉的实际运行情况进行分析后认为, 造成锅炉高温过热器金属管壁超温的主要原因是由于蒸发受热面的产汽量不足, 导致过热器系统内工质流量偏少而造成工质温度偏高, 如100%和75%THA时实际运行中低温过热器的吸热量比设计值大很多, 50%THA时二者相当 (但是由于工质流量小于设计值, 工质温升会高于设计值) 。这样, 就会造成锅炉实际运行时, 低温过热器出口汽温比设计值大, 从而使屏式过热器内部工质平均温度偏高, 使屏过管壁温度比设计温度高, 在烟气流动与温度偏差的共同作用下在管壁局部就容易发生超温现象。

(4) 导致过热器减温水量大的主要原因有两个:一是由于锅炉实际运行中蒸发受热面的吸热量比率比设计值小, 根本原因是锅炉受热面布置不合理, 省煤器布置偏少导致省煤器出口温度偏低使炉膛水冷壁的产汽能力不足, 同时由于锅炉主汽温度和再热器温度都不得不在欠温的条件下运行, 为了维持汽轮机组的正常出力, 就必须加大减温水量, 让减温水量弥补产汽量的不足和由于主汽及再热器欠温造成的汽轮机出力不足;二是由于设计时低估了低温过热器的吸热能力而使低温过热器布置过多, 在蒸发受热面产汽量不足的情况下, 必然使低温过热器实际出口汽温比设计值大, 也必然造成后续高温受热面金属管壁超温, 因此需要大量的过热减温水将屏式及高温过热器内部工质的温度降下来, 同时在一定程度上降低主汽温度, 以保证高温换热器金属管壁温度在其可承受的温度范围内。

(5) 设计减温水量一、二级相当, 而实际运行时, 减温水只在屏过入口前喷, 即只有一级减温水, 而且100%THA和75%THA负荷时减温水量相对于设计计算结果要大很多。100%THA和75%负荷时, 运行中低温过热器出口汽温要比设计计算的结果高, 这会造成屏式过热器内蒸汽的温度比设计值高, 从而造成屏式过热器管壁温度比设计的高。其根源是进入低温过热器的蒸汽流量不足低过受热面布置过多, 从而造成流量偏少、温度偏高的蒸汽对屏式过热器的冷却不足而超温的结果。100%THA和75%THA, 实际运行时锅炉低温过热器吸热量所占比率比设计值大很多, 而各个负荷下蒸发受热面吸热量却比设计值小。同时, 末级过热器的吸热量比设计值要大很多, 再热器的吸热量运行比设计小。由于末级过热器吸热量比设计值大, 所以在工质流速和流量基本相同的情况下, 末级过热器的管壁温度就要比设计的高一些, 容易造成管壁超温。由于锅炉实际燃烧煤种中的灰分含量较设计煤种多, 这可能会使换热器的灰污程度比设计的严重。在屏式过热器和末级过热器内的工质温度一定时, 灰污越严重, 管壁的平均热阻就越大, 壁温一般就会越高。

(6) 所有负荷下, 屏式过热器的吸热比例都比设计的吸热比例小, 而末级过热器的实际吸热比都比设计值高很多。这说明锅炉设计时对锅炉进行性能核算采用的相关经验系数的取值不当, 导致各受热面的设计热负荷分布与实际偏差过大。所有负荷下, 锅炉的燃煤量都比对应的设计燃煤量多, 平均多30t/h左右, 部分煤耗增加是由于锅炉机组降参数运行导致效率降低而使煤耗增加, 也说明实际燃用煤种和设计煤种有一定差异, 但是这个差异不至于严重改变受热面的热负荷分布。燃煤量的增加会导致炉膛出口烟气温度升高, 末级过热器正好布置在炉膛出口附近, 在升高后的炉膛温度及偏少的过热蒸汽流量的共同作用下, 末级过热器的吸热比例会较设计值有较大提升。

3 解决方案

由于锅炉实际燃用煤种和设计煤种有较大差异, 从而导致了锅炉实际运行中的燃煤量比设计的燃煤量大, 烟气产量大, 导致炉膛内辐射吸热减少, 使水冷壁和屏式过热器吸热减少;造成炉膛出口烟气温度升高, 使布置在炉膛出口附近的末级再热器吸热量较设计值增加, 使得尾部烟道对流受热面吸热量增加, 从而使低温过热器和低温再热器出口汽温较设计值升高, 使得屏式过热器和高温再热器内部工质温度偏高, 对屏过和高再的管壁冷却效果不够, 造成管壁金属超温, 因此只能降参数运行以保证机组运行的安全性。对此, 可以适当减少尾部烟道的低温再热器和低温过热器的受热面积, 以减少低温过热器和再热器的吸热量, 降低屏过和高再的入口汽温。同时增加省煤器的受热面积, 以弥补炉内水冷壁因煤种差异造成的吸热不足, 在原来的基础上增加蒸发产汽量, 以达到避免管壁金属超温、降低减温水量的目的。

4 改造受热面方案

在原受热面布置的基础上, 其他受热面不变, 将低再侧省煤器纵向增加12排, 并将增加部分的光管变为膜式换热器;将低温过热器受热面总共去掉5圈 (40排) , 并将低温过热器最下面一组变为省煤器。即低再面积不变, 低过换热面积减少一半25086-8362-2787=13937㎡, 低过侧省煤器增加8362㎡, 低再侧省煤器增加2982㎡。见图1。

5 受热面改造前后减温水流量对比

摘要：通过分析大唐韩城第二发电公司3号机组运行中管壁超温、减温水量大的原因, 提出锅炉受热面的改造方案, 锅炉受热面改造后, 达到降低锅炉减温水量, 提高主蒸汽温度的目的, 从而改善机组循环热效率, 同时, 受热面管壁温度大幅度降低, 提高了锅炉的安全性。

关键词：管壁超温,减温水量大,受热面,过热器,再热器

参考文献

[1]《二期锅炉改造可行性分析报告》[R].

[2]《二期锅炉设备说明书》[S].

锅炉安装受热面 篇6

国电酒泉工程装有2×330MW机组, 锅炉为为亚临界参数、中间再热、单炉π型布置, 四角切圆燃烧, 固态出渣、平衡通风、自然循环, 全钢架悬吊结构燃煤锅炉。锅炉受热面分为炉膛燃烧区、水平烟道区、后烟井区三部分, 重大约3691.411t。

工程安装采用了优化的施工方案, 在施工前应根据吊装任务进行详细的比较, 确定最佳吊装机械的优化布置方案, 对龙头吊、FZQ1650塔吊作详细布置。为满足吊装机械性能、提高施工作业的安全性、有利于下一步受热面找正工作;并且受热面吊装开口必须能够保证锅炉钢架的稳定性等, 遵循组合原则[1], 提出优化的受热面组合形式, 选择合理的吊装开口, 周密考虑临抛, 选择最优的吊装方法和吊装顺序。

通过以上施工工艺及方法的实行, 证明合理优化电站锅炉受热面安装方案能显著加快电站锅炉安装进度, 为企业带来直接的经济效益。

2 吊装机械优化布置

FZQ1650塔吊布置在靠尾部距K3排1m, 距钢架7m, 此种布置的最大优点是, 能够满足锅炉本身的钢结构, 特别是能够由塔吊单机完成五根板梁的吊装 (五根板梁炉前至炉后重量分别为21t、40.8t、47t、56t、26t) 。对受热面的吊装可以充分发挥塔吊的性能, 大限度地增加地面组合率, 尤其是后烟井部分和水平烟道部分。

受热面组合形式和吊装开口的选择应遵循满足吊装机械性能、提高施工作业的安全性、有利于下一步受热面找正工作;并且受热面吊装开口必须能够保证锅炉钢架的稳定性等基本原则。总之充分利用现有资源, 以尽可能少的成本, 达到施工安全、质量和工期的要求。

3 受热面组合形式和范围

组合原则:根据吊装机械的起重能力、运输车辆及道路的运输能力、集箱的分段情况, 结合设备到货的实际情况对受热面进行全面组合, 最大程度地在地面开展组合工作[2]。

后包墙、前墙、侧包墙、后水排管、后水悬吊管都可以组合成一件, 整体吊装, 前水冷壁、侧水冷壁上部各组合两大片, 中部、下部组合大片吊装。这种组合的最大的优点是:a.大件吊装结束后能迅速形成后烟井水平低温过热器和省煤器两个吊装作业面。炉膛区域亦可形成多个作业面。b.刚性梁可尽量组合于包墙上, 中、下部水冷壁上, 减少了大量的刚性梁临挂和以后的高空安装工作。且由于刚性梁组合于包墙、水冷壁上, 使水冷壁组件的刚度大大加强, 为整体吊装提供了有利条件。

立式低过出口段、高温过热器、中温再热器、后屏过热器, 均采用管排与集箱地面组合, 管排与高挂板地面组合, 利用横梁扁担扳起就位方式。各组件集箱均采用单件吊装 (所到设备直接起吊就位) , 高温再热器采用单片吊装 (按到货设备吊装) 。

水平过热器、省煤器与传统的地面管排组合方式相同, 利用吊车与电动葫芦配合吊装。

4 吊装

4.1 吊装开口

大件吊装中为使受热面的组合件能够顺利地进入炉膛, 必须留有炉顶开口和炉底开口, 即开口部位的炉架钢结构缓装, 待相应的受热面吊装后, 再陆续安装。

炉底开口预留扩建端, 设K1-K2、K2-K3间12.6m以下, K1-K2间主要用于汽包从炉底进入炉膛的通道, 汽包吊装完毕后封闭此开口。K2-K3间开口主要前后冷灰斗刚性梁等需要从炉底进入炉膛的通道, 等锅炉全部安装完毕后封闭。

根据受热面组合件大小, 炉顶必须采用大开口的形式能够满足吊装的需要, 炉顶选K2-K3大板梁间开口, 即除左右侧水吊杆梁 (两根) 外全部缓装, 其净空间为14m×6.9m, 待后水悬吊管、前水冷壁 (组合件) 、侧水冷壁等安装后再装上其间的支撑梁 (带上吊杆) , 后烟井部分选择K4-K5间开口。即除左右侧墙延伸段吊杆梁 (两根) 外全部缓装, 其净空间为14m×7.4m, 待后后包墙、前包墙 (组合件) 、侧包墙等安装后再装上其间的支撑梁 (带上吊杆) ;炉侧5、7列间预留为吊装水平过热器及省煤器的开口。

4.2 临抛

临抛的目的是为了减少吊装难度, 提高劳动效率, 加快施工进度。对受热年吊装以后难以到达的设备, 假如不事先进挡临抛, 则将极大地增加以后吊装的工作量, 有些设备甚至无法吊装。所以必须周密考虑好临抛件及合理的安排施工, 使各临抛件均能在计划临抛日期前组装或到货, 以保证临抛如期进行。

省煤器灰斗临抛21m层作临时支撑支架;省煤器入口集箱、省煤器汇集集箱、省煤器出口集箱存放省煤器灰斗上;下降管、刚性梁临挂于就位位置附近。

4.3 吊装方法和吊装顺序的优化

如何安排锅炉设备的吊装顺序对施工的安全、质量、进度和效率有着密切的关系, 因此吊装顺序的选择显得极为重要, 由于后烟井区吊装后的安装工作量大, 并且制约了后水中段和下段的安装。这样从抢水压试验和总体工期考虑, 后竖井部分是制约的因素和主线进度, 所以考虑先进行后烟井区的吊装, 使得低温过热器、省煤器的安装工作能够早日开始, 尽量争取有更多的安装时间以缓解矛盾。在吊装顺序中还应注意的一个问题是:支吊梁在地面穿装吊杆, 然后一起吊装, 而且吊杆及其梁要根据组件吊装顺序穿插安装, 这样可避免组件吊装、接钩时碰吊杆和塔吊钩难以穿下炉顶的困难。

4.3.1 后竖井区域

本区的主要组件有后包墙、前包墙、侧包墙、立式过热器出口段, 水平过热器、省煤器。吊装方法:包墙过热器在组合场由塔吊与M250履带吊配合进行翻身, 再有塔吊从炉顶开口吊入, 接钩就位或临抛到位。

水平过热器与省煤器由塔吊从炉顶开口吊入, 由置于设备就位位置上方的两台10t电动葫芦接钩就位。

吊装顺序为:

后包墙→右包墙→立式过热器→前包→后顶棚→低过水平段→省煤器→左包

4.3.2 水平烟道区

本区域主要组件有两侧延伸侧包、后水排管、后水悬吊管、高温过热器、高温再热器等。吊装方法:在组合场由塔吊与M250履带吊配合进行翻身, 再由塔吊从炉顶开口吊入, 接钩就位或临抛到位。

吊装顺序为:

后水排管→右延伸侧包→高温再热器→高温过热器→后水悬吊管→左延伸侧墙 (等低过、省煤器安装完)

4.3.3 主炉膛区域

本区域主要组件有四侧水冷壁、屏式过热器。吊装方法:在组合场由塔吊与M250履带吊配合进行翻身, 再由塔吊从炉顶开口吊入, 接钩就位。前水上部以下、侧水上部以下、后水冷壁扳起后, 从炉顶开口吊入, 临抛或就位。

吊装顺序为:

前水冷壁上部→侧水冷壁上部→前水冷壁中部→侧水冷壁中部→折焰角→侧水冷壁下部→前水冷壁下部→后屏过→分隔屏→前顶棚→中顶棚单根安装

5 结论

通过对该锅炉的安装优化, 缩短安装工期;需要注意以下几点:

5.1 由于FZQ1650塔吊布置在锅炉炉左, 占用渣仓基础, 因此对塔吊退车时间要求紧。

5.2 锅炉吊装采用炉顶大开口和炉底部分小开口相结合的方法, 使受热面进档顺利, 吊装方便、快捷、安全、可靠。

5.3 充分利用大型塔吊的吊装性能, 采用了尽量扩大地面组合率, 减少高空作业量和劳动强度, 缩短了吊装工期。

5.4 受热面的组合应因炉制宜, 合理分块, 以实际可行的组合方案, 兼顾安全、质量的前提下达到最快的吊装进度。

5.5 吊装中大部分组件采用了绕性起吊, 节约了消耗材料。

摘要：电站锅炉安装已经进入微利时期, 电站锅炉的安装周期的长短主要取决于锅炉受热面的安装周期。只有缩短安装周期, 提高质量的验收率才能从根本上降低成本投入。

关键词：锅炉,受热面,吊装,安装优化方案

参考文献

[1]锅炉安装监督检验规则[M].中国延边出版社, 2004.[1]锅炉安装监督检验规则[M].中国延边出版社, 2004.

锅炉安装受热面 篇7

目前, 国家对电力的需求与大型电站锅炉的安装工程成正比, 前者的急剧增长, 自然而然导致后者成上升趋势。由于大型电站锅炉受热面管排的安装是决定电厂建设稳定运行的关键因素, 因此, 做好受热面管排安装的前期准备工作及质量控制要点是极其有必要的。而在大型电站锅炉安装过程中, 其重点在于控制好锅炉安装中的焊接工艺, 故本文通过对大型电站锅炉安装中的焊接工艺改进也提出了相应的可行性建议和对策。

1 大型电站锅炉受热面管排安装的前期准备工作

大型电站锅炉受热面管排安装的前期准备工作是否充分, 是决定其能否成功达到投产标准的奠基石。因此, 从最佳经济效益的角度来看, 每一个阶段的前期准备工作直接关系到该阶段工作的效率, 所以做好每一个环节的前期准备工作是非常关键的。

1.1 受热面管排使用中易出现的问题

膨胀受阻的问题:为避免锅炉受热面管排因热胀冷缩的原理, 而导致发生膨胀现象, 故在大型电站锅炉受热面管排的安装过程中首先得清楚管线布置的走向, 然后留有一定的空间, 防止设备因膨胀受阻而变形。

爆管的问题:在大型电站锅炉受热面管排的安装和使用过程中, 经常因未按相关规定进行吹扫处理而导致管道堵塞。因此, 管排安装时, 为避免管道变形、破裂情况的发生, 管道必须安装在正确的位置上。此外, 安装管排中吹灰系统时需注意疏水坡度的问题, 且安装完成后必须进行反复仔细的检查, 如有错误需及时更正。

阀门泄漏的问题:在大型电站锅炉受热面管排水平安装时, 易因阀门位置的安装错误, 导致阀座底部杂物堆积阀芯受损情况发生, 因此, 最佳安装方法是垂直布置, 安装过程中必须严格检查, 清理干净。

1.2 受热面管排安装前的重点控制环节

在大型电站锅炉受热面管排安装时, 为降低危险率和防止其他问题的出现, 必须在把安装前的准备工作做足。首先, 为了不出现锅炉承重不足的情况, 必须要确保承重钢结构准确无误的安装, 牢牢紧固吊挂装置中高强的螺栓, 保证机组要求范围之内的参数误差率。其次, 由于每个受热面管排就位的标准是依靠大板梁和标高划线, 因此安装前必须找好相应的中心点和大板梁上精确划线。最后, 由于大型电站锅炉受热面管排的安装关联多种钢结构, 因此为确保正确的安装, 必须对管排设备进行预先的清点和编号。如水冷壁系统对称分布的两侧, 外形相似, 一旦安装中出现设备吊错或掉反的情况, 则整个安装计划全被颠覆。

2 大型电站锅炉受热面管排安装质量控制要点

(1) 锅炉钢架1米标高确定:大型电站锅炉受热面管排安装的测量标高基准为钢架1m标高点。如多以顶板的大板梁标高的悬吊式结构, 便是以确定立柱的1m为标高点。

(2) 汽包找正:汽包是电站锅炉重量级设备之一。其重量一般100~200吨, 筒体直径达2~3m。由于汽包接口的管子量大, 因此汽包找正决定了锅炉受热面管排安装质量的精度。其划线方法有两种:一是根据汽包上管座位置用拉钢丝法;二是利用吊车、倒链、卷扬机等配合方法。其标高误差±5mm, 水平误差±2mm。

(3) 水冷壁及包墙受热面找正:在锅炉受热面管排设备组合时, 需要及时根据反馈的偏差情况进行调整, 并对图纸进行检查核对工作。设备地面组合完毕后后, 经过受热面联想地面划线, 高空就位标高工作后, 完成组件找正工作。

3 大型电站锅炉受热面管排安装焊接工艺

众所周知, 锅炉安装中的基本工艺共两种, 分别为全氩弧焊或氩弧焊打底、焊条电弧焊盖面。做好锅炉安装中的焊接工艺工作关系到锅炉运行安全系数, 尤其是大型电站锅炉受热面管排的焊接工作, 其质量的改进对锅炉的运行稳定具有决定性的作用。

何种情况下氩弧焊打底需要采用内填丝法, 可根据施工组对中的实际状况来判断。比如出现焊接位置困难的情况下, 就需要采用内填丝法, 改变管口间隙大小。焊前需以350~450℃的温度进行清理烘干, 且需6h进行保温工作, 烘干后存放于保温筒内, 温度在100~150℃为宜。鳍片管组合安装时, 因其管间距为20mm, 故为便于氩弧焊枪在鳍片管间能转动自如, 特予以成片组对安装。受热面管排安装时, 最好将焊口附近鳍片分别割去200~300mm, 待整片焊完后用扁钢焊住密封。为使锅炉受热面管排对角线符合尺寸要求, 防止管排的弯曲变形情况的出现, 可以根据中心线组对点固。

虽然氩弧焊组对点固有它自身的优势所在, 但其不足之处在于易产生气孔和缩孔缺陷, 可以采取的防范措施是: (1) 定时查看排除氩弧焊枪气路胶管中水分的含量, 尽量缩短氩气瓶与焊机与施焊操作点之间的距离。在实际操作的过程中, 胶管中所含水分容易造成打底焊缝中的长条形气孔。 (2) 在操作实施点固焊缝工作时, 为避免熔池冷却速度的增加, 其焊缝方向应由上往下。 (3) 为达到填满弧坑的目的, 熄弧应迅速的位于坡口边缘。直流氩弧焊机应直接应用于简单直流焊机加电磁阀的线路情况中。

4 结语

随着经济的发展, 电厂建设显得愈发重要, 而锅炉受热面管排的安装在电厂建设中起着举足轻重的作用, 其安装质量直接关系到电厂建设能否快速稳定运行。此外, 在大型电站锅炉受热面管排安装的工艺改进, 也是影响电厂建设的重要因素之一。本文通过对这三方面的阐述分析, 适当地给出了相应的对策和措施, 以便给电力建设者在锅炉安装方面提供可参考性的意见。

参考文献

[1]余水.锅炉受热面设备安装前期准备工作探究[J].科技创新与应用.2012 (12) .

锅炉受热面鳍片焊接工艺 篇8

1 锅炉受热面鳍片焊接现状

受热面拼缝焊接主要分为整体组合焊接和鳍片焊接, 鳍片焊接质量好坏对受热面管子影响很大, 由于对口等问题, 在焊接焊口的时候需要把管口上下鳍片割开1 m左右, 等焊口焊完再把鳍片焊接起来, 起到密封效果。笔者在检修一些电厂锅炉的时候, 经常会听到运行人员抱怨, 锅炉由于制造时忽视拼缝焊接, 导致锅炉漏灰、热效率受影响之类的问题。该机组水冷壁规格为Φ31.8×7 mm。此超临界锅炉受热面工作温度576℃, 压力31.30 MPa, 炉膛内温度800~1 000℃, 如此高的内外温度和压力, 如此薄的壁厚, 稍有割伤就会造成水压泄露和整套启动的时候爆管。在施工现场, 无法像工厂一样机器切割, 只能安排工人用氧乙炔火焰切割。有时对完口的拼缝在没有打磨掉切割的氧化物的情况下, 就被直接焊接起来。

2 受热面鳍片切割工艺

现场采用手工氧乙炔切割的方法, 反应的化学公式如下

2 C2H2+5O2→4CO2+2H2O (条件点燃) .

首先应该保证切割工艺, 尽量在地面完成, 操作工在眼镜手套等保护措施齐全的情况下, 正对切割拼缝, 一手握在割刀一头, 一手抓在割刀中间, 便于细微控制割刀的移动, 切割工艺的工序:预热—穿孔—引入线—引出线—熄火, 现场切割厚度为6~8 mm厚, 选用1号割嘴, 切割速度控制在550 mm/min, 乙炔压力大于0.03MPA, 预热氧气压力控制在0.3~0.5 MPa, 切割氧气压力控制在0.7~0.8 MPa[1]。首先将鳍片局部待切割处预热到燃烧温度 (约1 150℃) , 然后打开高压切割氧, 使金属剧烈燃烧。燃烧后生成熔渣和热量, 熔渣被切割高压氧气流吹走, 而燃烧产生的热量和氧乙炔火焰的热量混在一起, 将后面的金属预热到燃烧点, 这一过程持续下去, 就是火焰切割的原理[2]。切割前用石膏笔划线, 选用高纯氧乙炔, 保持割嘴和待切割件垂直, 会使成型精细。

3 焊接热变形控制

切割完的拼缝在组合安装完成后, 需要用沙磨耐心的打磨飞溅和氧化铁, 然后焊接起来。在焊口位置, 需要加密封块的地方, 安装焊接时, 采用分散跳焊, 即每隔1根管子 (也可以采用隔2根管子焊接1根的方法) 安装焊接密封块, 待焊接完毕后再安装它们之间的密封块, 以防止焊接热变型。在焊接过程中, 笔者采用以下方法来控制变形。

3.1 横向变型的控制

1) 控制鳍片与管子的间隙。焊口及其附近的鳍片镶嵌与管子的间隙大小是控制横向变形的重要前提, 故间隙应尽量小, 并满足90%的长度紧贴管子, 局部间隙允许在1~2 mm之间。

2) 适当增加点固焊的长度, 点焊密度必须严格控制。

3) 采用分散焊接方法, 控制局部焊接温度 (不宜过高) , 减少焊接线能量, 降低焊接应力;同一鳍片的焊接顺序采用交叉施焊法。

3.2 纵向变形的控制

在管屏之间的连接处和焊口对接部分, 由于焊缝相对集中易产生纵向弯曲变形。对口时对原水冷壁鳍片部位焊接时采用分段跳焊法, 局部容易产生变形的部位利用钢架立柱及横梁, 采用钢性固定约束, 防止弯曲变形。固定的位置可根据施工过程中的实际变形量的大小来调整位置和增加加固板。

在焊接过程中, 设专人进行横向收缩变形和纵向弯曲变形的定期检查, 发现问题及时改变焊接方法和工艺参数, 如电流大小、焊接速度、分散焊接、暂停焊接等来纠正, 确保水冷壁的焊接变形量在规程允许的范围内。

3.3 辅助措施控制

在水冷壁等比较细密的管排拼缝焊接过程中, 不论采用跳焊还是小电流都无法阻止焊接热变形时笔者采用下面仰焊时, 在上面放上大块水泥墩子, 在上面平焊时, 下部用千斤顶顶住 (见图1) 。在现场, 三种措施联合采用, 取得了很好的防变型效果 (见图2) 。

4 焊接工艺

拼缝为普通的碳素钢, 采用2.5 mm的J507焊条, 直流反接, 电流控制在75 A左右, 电压20 V左右, 焊接速度控制在40 mm/min。焊后, 质检焊接表面质量:焊缝成型美观、均直、细密, 接头良好焊缝余高不超过2 mm, 宽窄差不超过3 mm, 无咬边、错边和角变形, 用五倍放大镜观察, 无焊接裂纹、弧坑、表面气孔、夹渣等缺陷, 该批焊缝综合评价为优良。

火电建设拼缝的焊接质量影响到电厂正常运行, 在采取足够的重视和正确的工艺后, 效果显著, 焊缝成型优良, 防变型效果显著, 取得业主和监理的一致好评, 并且在水压试验过程中无一泄露, 仅仅10 h就顺利通过一次压和二次压。

参考文献

[1]王青贤.浅谈氧乙炔火焰手工切割工艺[J].焊接与切割, 2008 (24) :67-68.

锅炉受热面防磨防爆治理 篇9

1.1锅炉承压部件泄漏及非停情况分析

2000年锅炉“四管”泄漏8次, 其中因省煤器厂家制造焊口缺陷导致泄漏6次, 因安装焊口质量不良导致泄漏1次, 占泄漏总数的87.5%;因炉外小管安装焊口质量不良导致泄漏1次;以上事件共造成非停7次。

2001年锅炉承压部件泄漏及非停情况分析

2001年锅炉“四管”泄漏5次, 其中因水冷壁鳍片安装焊接质量不良导致泄漏2次, 占泄漏总数的40%;因蒸汽吹灰器吹损导致泄漏3次, 占泄漏总数的60%;以上事件共造成非停5次。

2002年未发生锅炉“四管”泄漏。

2003年锅炉承压部件泄漏及非停情况分析

2003年锅炉“四管”泄漏3次, 其中因省煤器厂家制造焊口泄漏1次;因蒸汽吹灰器吹损省煤器管导致泄漏1次, 因省煤器检修焊口泄漏1次;以上事件共造成非停3次。

2004年未发生锅炉“四管”泄漏。

2005年锅炉“四管”爆漏1次, 为高温段过热器热端一根下U型弯管向火侧发生爆管, 经西安热工院对管样进行分析, 原因为长期超温所致。

2006年未发生锅炉“四管”泄漏。

1.2锅炉承压部件存在的问题

从以上泄漏的部位和类型分析可以看出, 神木公司锅炉承压部件泄漏情况, 具有一定的规律:投产初期由于制造和基建安装质量不良, 暴露出省煤器、水冷壁、过热器以及炉外小管焊口频繁发生泄漏的问题非常突出;之后是蒸汽吹灰器吹损受热面管, 引起受热面管多次泄漏;05年暴露出高温段过热器热端长期超温发生爆管的问题。

2对照问题采取的对策和措施

2.1针对由于制造和基建安装质量不良, 造成受热面以及炉外小管焊口频繁发生泄漏的问题, 神木公司积极行动、举一反三, 结合防磨防爆措施, 主要做了以下工作。

2.1.1 2001年制定了神木公司机炉外管承压部件检查三年滚动计划, 积极利用机组计划检修和调停的机会, 对φ76以下所有机炉外管承压部件的焊口进行了检验和普查, 有80%的焊口因缺陷超标进行了重新焊接, 收到了良好的效果。

2.1.2按照二十五项反措的要求, 对炉前燃油管路重新进行了安装。

2.1.3对于炉内受热面管及焊缝的检查, 虽然难度比较大、手段比较少, 但是我们努力通过计划检修, 安排滚动检查计划, 对重点部位进行尽可能全面的检查;每次受热面检修完成后, 必须进行水压试验主动查找漏点。

2.1.4加强技术监督工作, 做好定期检查和试验工作

2.1.4.1对椭圆度超标的导汽管、微裂纹超标的给水弯头进行了更换, 消除了金属监督检查中发现的隐患。

2.1.4.2对集汽集箱与主蒸汽管两侧连接短节进行了更换, 消除了金属监督检查中发现的短节壁厚未达到设计值的隐患。

2.1.4.3对高温段省煤器与空气预热器膨胀间隙实施了改造, 解决了高温段省煤器膨胀受阻的问题。

2.1.4.4根据06年国华公司锅炉“四管”防磨防爆专题技术研讨会精神, 对全厂的高温高压管道材质全面检验编排了检验计划, 对运行中的超温记录进行了规范, 07年利用计划检修扩大了检查范围, 对炉外φ76以上的部分高温高压管道安排了检查和检验。

2.1.4.5按照国华技术中心的要求对给水弯管安排了检查和检验。

2.1.5加强设备的检修管理, 提高质量意识

2.1.5.1严格按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电厂安全性评价》、《国家电力行业标准》以及检修规程制订检修和检查项目。

2.1.5.2锅炉大小修时, 要加强锅炉“四管”重点部位的检查。

2.1.5.2.1水冷壁、过热器、省煤器、吹灰孔周围管子的吹损情况。

2.1.5.2.2水冷壁下斜坡管子砸伤情况;各层水冷壁的刚性圈梁与四角连接部位;炉本体上下联箱整体膨胀;炉墙角接处密封板与水冷壁、包墙管之间的焊缝质量;喷燃器、人孔门、打焦孔处炉管;烟气走廊;

2.1.5.2.3努力发挥防磨防爆小组成员的力量, 专人、专工具、定部位进行检查, 编制了适合自身使用的防磨防爆检查记录本认真记录。

2.2针对蒸汽吹灰器吹损受热面管的问题, 专业技术人员经过长期的摸索实践、调查研究分析认为, 只要使用蒸汽吹灰器, 均会对受热面造成不同程度的吹损, 因此, 必须制定有效的治理计划和防范措施。为防止“四管”被吹灰器吹损泄漏的发生, 我们采取了以下治理措施。

2.2.1对一、二级过热器吹灰通道内第1、2排吹灰器能吹到的管子加装了防磨护板。材质1Cr18Ni9TV并对管排进行彻底的整理;

2.2.2焊堵了直吹省煤器弯管的吹灰器枪孔、对吹灰器上方省煤器管加装了防磨瓦;

2.2.3为了避免由于吹灰器墙箱法兰安装不正、距离过短造成吹灰器枪头歪斜直接吹扫水冷壁面, 重新对吹灰枪头中心线与水冷壁向火面距离进行了测量和调整, 严格按照安装要求, 保证这一距离达38mm。

2.2.4利用检修机会对吹灰器周围的受热面管进行防磨防爆检查, 对超标受损的管子进行更换;

2.2.5使用Ni Cr-C陶瓷粉末对吹灰器周围的受热面管进行亚音速火焰喷涂, 提高管子强度, 延长管子使用寿命。

2.2.6对库存的炉管进行喷涂, 以备急用。

2.2.7对吹灰器套管更换并进行浇注。

2.2.8机组运行中, 每半年对炉膛吹灰器喷口角度调整180°, 也是缓解受热面被吹损的有效方法。

2.2.9制订了吹灰控制措施:严格控制吹灰蒸汽母管压力为1.6MPa;当受热面结焦严重时, 可适当调整压力为2.0MPa;在机组负荷为70MW时, 每天对水冷壁进行1次吹灰, 在夏季根据情况可适当增加为2次;在机组负荷为100MW时, 控制每天吹灰4次, 根据水冷壁的结焦情况, 适当增加1次吹灰。

2.2.10为了提高吹灰疏水效果, 将吹灰疏水器改为ф5mm缩孔直排, 调整吹灰管路暖管时间, 由5分钟延长到15分钟, 加强吹灰器提升阀的维护防止内漏。

2.3针对高温段过热器热端长期超温发生爆管的问题, 从西安热工研究院对送检管样的分析结果来看, 长期超温主要发生在高温段过热器热端最外圈弯管部分, 长期超温主要由烟气偏差和管子内介质流量较小或流速较低引起引起。由于04年以前, 我厂高过与屏过之间高温区域未设计安装蒸汽吹灰器 (目前已加装) , 此处运行中曾存在大量的结焦, 运行中只能靠人工吹灰, 很难排除形成烟气走廊, 产生烟气偏差现象。为此, 采取了如下措施。

2.3.1根据西安热工院材料研究所对炉管的分析报告和对巴威锅炉厂生产的同类型机组电厂的调研情况, 我们已在06年机组计管高度:每个弯管总长4m, 向火侧弯管起弧点以上直管距离为2m, 背火侧弯管起弧点以上直管距离为1m) 。

2.3.2对锅炉运行工况调整时, 力求做到燃烧调整和制粉优化, 控制火焰中心降低、火焰不偏斜、炉膛出口烟温偏差在控制范围, 利用蒸汽吹灰器及时清理过热器结焦、积灰。

2.3.3锅炉点火启动和停运中, 严格执行锅炉升温升压曲线, 防止锅炉点火或停运时, 过热器中流过的蒸汽量小, 引起过热器管壁超温。

3下一步防磨防爆工作计划

神木公司经过几年的艰苦历程, 锅炉“四管”防磨防爆工作取得了一定的成绩, 机组可靠性水平大幅度提高, 但我们要清楚的认识到, 锅炉“四管”及承压部件泄漏问题, 目前仍然是危机安全运行的主要矛盾, 也是长期困扰我公司安全生产的一大技术难题。为此, 08年我们准备利用机组大修的机会, 对φ76以上的部分高温高压管道安排了检查和检验;邀请电科院对过热器区域温度场、热力场进行试验, 进一步摸清高温区域的具体部位, 核实内外壁温度的偏差, 为过热器运行和管理提供准确依据。

4结语