亚临界锅炉设备技术规范保护及联锁试验(SG-106517.5-M896)

1、亚临界锅炉操作规程（修订版）上半部分（全本联系1锅炉设备主要技术规范1.1锅炉系统概况本机组锅炉主设备为上海锅炉厂有限公司生产的SG-1065/17.5-M896型锅炉,该锅炉为亚临界参数、一次 中间再热、单炉膛自然循环单汽包锅炉。锅炉设计燃用烟煤，采用平衡通风，中速磨直吹式制粉系统，燃烧器 为全钢构架，全悬吊结构，紧身封闭。炉顶为大罩壳, 整体呈仃型布置。!1!角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉，锅炉汽包中心标高63500 mm ,内径1743 mm ,壁厚 145 mm ,筒体直段长度20100mm ,全长22100 mm ,材质为BHW35。锅炉给水到省煤器,经省煤器 平行三根中间过渡联箱，

2、分三排悬吊管到炉后顶部省煤 器出口联箱。低温过热器靠三排悬吊管固定。省煤器来 的给水经省煤器出口联箱分三路直接注入汽包侧底部。锅炉总体布置炉膛宽14022 mm ,深12350 mm , 炉顶标高59000 mm ,炉膛由60x7mm膜式水冷壁 组成,分为32个水循环回路，为改善汽水循环条件在 炉膛中部及上部采用内螺纹管炉底下集箱标高7340 mm ,炉底冷灰斗角度55° ,炉底采用水封结构,在水封结构下部有两个渣斗及相应的液压关断门系统，底部 布置一台刮板式捞渣机。过热器系统由顶棚过热器、旁路包墙过热器、后烟井 包墙过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热 器，末级过热器组成。在

3、分隔屏过热器入口和末级过热 器入口分别设有I、II级减温器。再热器系统由墙式再 热器、屏式再热器、末级再热器组成，在墙式再热器入 口两侧设有事故喷水减温器。炉膛上部布置了分隔屏、 后屏,折焰角上部为屏式再热器,炉膛上部前墙及两侧 墙前部均布置有墙式辐射再热器，n型水平烟道深度6528 mm ,两侧面墙由旁路包墙过热器和后烟井延伸侧墙部分组成。n型水平烟道内前部布置末级再热器， 侧墙由旁路包墙过热器组成。n型水平烟道内后部布置 末级过热器，侧墙由后烟井延伸侧墙组成。后烟井竖井 深度10260 mm ,布置低温过热器和省煤器,省煤器位于后烟井低温过热器下方。后烟井下方设置两台 d)10330mm三

4、分仓受热面回转容克式空气预热器。过热器的汽温调节由两级喷水来控制。再热器的汽温 采用摆动燃烧器方式调节，此外，在墙再进口设有事故 喷水减温器，可以在紧急事故情况下用来控制再热蒸汽 进口汽温。炉底排道系统采用机械刮板捞渣机装置。本炉设有容量为5%MCR的启动旁路系统。在锅炉 尾部后烟井下部环型联箱上布置有4根疏水管,前后联 箱各有两根，在锅炉启动过程中开启后可以加快启动速 度。为降低油耗还设有炉底部加热及A层燃烧器等离子 点火装置。锅炉燃烧系统采用摆动式燃烧器，燃烧器为四角布 置,切圆燃烧方式。最上排燃烧器喷口中心线标高 26830mm,距分隔屏屏底距离18990mm,最下排燃烧器 喷口中心标高

5、20720mm,距冷灰斗转角距离 4769mme热态运行中，一、二次风喷口均可上下摆动，一次风最大摆角为±20。,二次风最大摆角为±30。, 顶部二层手动二次风喷口可摆动+ 30 -6%燃烧器共 5层分别对应5台磨煤机（由下往上依次为Az BZC, D , E磨），燃烧器四周通有周界风。在A层燃烧器布 置等离子点火装置，在AB , BC , DE设有三层进退式机 械雾化油枪。本锅炉采用由5台上海重型机械厂生产的HP843型 中速磨煤机正压直吹式制粉系统，其中4台运行、一台 备用。每台磨煤机出口由4根煤粉管接到一层燃烧器。 风烟系统由两台回转式空预器,两台静叶可调轴流式引 风

6、机,两台动叶可调轴流式送风机,两台入口挡板调节 离心式一次风机组成。为防止空预器冷端低温腐蚀，布 置了一、二次风暖风器。密封风机为两台增压风机，入 口设在冷一次风母管上，并设有滤网。锅炉共有102只吹灰器,炉膛部分布置有56只墙式 吹灰器，炉膛上部及对流烟道区域内布置44只长行程 伸缩式吹灰器,每台预热器烟气入口端布置一只伸缩式 吹灰器，运行时所有吹灰器均实现程控控制。炉膛出口 左、右侧装有烟温探针，点炉初期用于监视炉膛出口烟/Hilo锅炉本体配有10台弹簧式安全阀和一台电磁泄放阀（PCV）,电磁泄放阀布置在过热器出口安全阀后以减少安全阀起跳次数。10台弹簧式安全阀中，汽包3台（左侧2台，右侧

7、1台）。过热器出口 2台，再热器入口 2台，出口 3台。机组热控系统采用分散集中控制系统（DCS ），该系 统功能包括：炉膛安全监测系统（FSSS ）、模拟量控制 系统（MCS ）、顺序控制系统（SCS ）、数据采集系统（DAS ）。运行人员通过操作员站（0IS ）对机组运行 过程进行操作和监控。1. 2各受压部件说明1.2.1锅炉给水和水循环系统：1.2.1.1锅炉给水从省煤器入口集箱、依次流入省煤器 蛇形管，给水在省煤器蛇形管中与烟气成逆流向上流 动，给水被加热后汇集到省煤器出口集箱,经省煤器出 口连接管引到炉前，再由3根219x20mm的汽包给 水管道引入汽包,并从汽包的底部配水管进入汽

8、包下降 管。1.2.1.2在汽包底端设置了 4根集中下降管，下降管管 径为0558.8x60mm ,由下降管底端的分配集箱接出 96根0159x18mm的分散引入管，进入 0273x45mm水冷壁下集箱。1.2.1.3 炉膛四周为全焊式膜式水冷壁,水冷壁管经 为060x7.5mm ;节距76mm。后墙水冷壁经折焰角 后抽出28根管作为后水冷壁吊挂管，管径为076x17.5mmo水冷壁延伸侧墙及水冷壁对流排管的 管径为D76x9mme1.2.1.4 炉水沿着水冷壁管向上流动并不断加热。炉 水平行流过以下三部分管子：前墙水冷壁管、侧墙水冷 壁管、后墙水冷壁管、后墙水冷壁悬吊管、后墙水冷壁 折焰角管

9、、后墙水冷壁对流排管和水冷壁延伸侧管。1.2.1.5为保证亚临界压力锅炉水循环可靠,根据几何 特性和受热特性将水冷壁划分为32个回路。前后墙各6个回路,两侧墙各6个回路,四切角各2个回路。1.2.1.6饱和水流出水冷壁下集箱后，自下而上沿炉膛 四周不断加热，汽水混合物进入水冷壁上集箱，然后由 106根159x18mm引出管引至汽包，在汽包内进行 汽水分离。分离后的水再次进入下降管，饱和蒸气经18 根连接管引入炉顶过热器进口集箱。1.2.2省煤器：1.2.2.1省煤器的作用是:从即将离开锅炉的烟气中回收 热量，并将锅炉给水进行加热,提高经济性。1.2.2.2省煤器布置在锅炉尾部烟道低温过热器下部

10、， 有两组采用光管蛇形管，管子规格为51 x6mm ,材料 SA-210C z共103排，每排由三根并联蛇形套管组成。 顺列布置，横向节距135mm ,纵向节距69mm。所有 蛇形管都从省煤器入口集箱接入，终止于省煤器出口集 箱。1.2.2.3给水经省煤器入口集箱，再进入蛇形管。水在 蛇形管中与烟气成逆流向上流动,以此达到有效的热交 换,同时减小蛇形管中出现汽泡造成停滞的可能性。1.2.2.4在省煤器入口集箱端部和集中下降管之间装有 省煤器再循环管。在锅炉启动停止上水时，打开再循 环，将炉水引到省煤器，防止省煤器中的水产生汽化。 启动时，再循环管路中的阀门必须打开，直到连续供水 时关闭。1.2

11、.3汽包：1.2.3.1 汽包内径1743mm ,壁厚145mm ,由 6节筒身和2只球形封头构成,筒身节长3350mm,筒 身直段长20100mm，总长22100mm ,汽包由 BHW35材料制成。1.2.3.2 汽包筒身顶部装焊有18根饱和蒸汽引出管 座、放气阀管座，两侧装焊有106根汽水混合物引入管 座；筒身底部装焊有4个大直径下降管座、给水管座及 紧急放水管座；封头上装有人孔门、安全阀管座、加药 管座、连续排污管座、左右侧各一对就地双色水位计表 管座、一对电接点水位计管座、二对差压式水位测量装 置管座、液面取样器管座、试验接头管座等。在筒身两 端下部各设1只下降管的连通管，以消除锅筒两

12、端的死 角。沿着锅筒长度分三个断面布置了上中下共9对内外 壁问测点，供锅炉启停是监控锅筒壁温差。3只安全阀 管座分别布置在左右封头上部（左1右2）,连排管座 放在锅筒两端下方,汇总后引出，在安装现场不能在汽 包筒身上进行焊接。1.2.4过热器：1.2.4.1过热器由五个主要部分组成：顶棚过热器和包 墙过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、 末级过热器。1.2.4.2 顶棚过热器和包墙过热器由顶棚管、后烟道 侧墙、前墙及后墙、水平烟道延伸侧包墙组成。包墙过 热器形成一个垂直下行的烟道。1.2.43低温过热器位于尾部竖井烟道省煤器上方，共 分为4组，每组99排，每排5根并联套管组成，管径

13、51 x7.6mm ,沿炉宽方向布置。1.2.4.4 分隔屏过热器位于炉膛上方,前墙水冷壁和 后屏过热器之间,沿炉宽方向布置4大片,每大片又沿 炉深方向分为6小片。管径51 x6mm ,从炉膛中心 开始,分别以3429mm、2743.2mm的横向节距沿整 个炉膛宽度方向布置。1.2.4.5 后屏过热器位于炉膛上方折焰角前，共20 片,每片由14根并联套管组成，管径60 / 54x8.5mm ,以684 mm的横向节距沿整个炉膛宽 度方向布置。1.2.4.6 末级过热器位于后水冷壁排管后方的水平烟 道内，共81片，每片由4根并联蛇形套管组成，管径 51mm ,以171mm的横向节距沿整个炉宽方向

14、布 置。1.2.5再热器：1.2.5.1再热器由三部分组成：墙式辐射再热器、屏式再热器、末级再热器。1.2.5.2墙式辐射再热器布置在水冷壁前墙和侧墙之间 靠近前墙的部分，约占炉膛高度的三分之一左右。前墙 辐射再热器布置204根,管径54x5mm ,两侧墙各 布置119根，管径54x5mm ,节距50.8mm ,沿水 冷壁表面密排而成。1.2.5.3屏式再热器位于后屏过热器和后水冷壁悬吊管 之间,折焰角的上部，共30片、每片由14根管子并联 组成,管径63mm z节距456mm ,沿炉宽方向布 置。1.2.5.4末级再热器位于炉膛折焰角后的水平烟道内， 在水冷壁后墙悬吊管和水冷壁排管之间，共6

15、0片，每片由7根管子并联组成,管径为63mm ,横向节距 228mm ,沿炉宽方向布置。1.2.5.5 在后屏过热器下方，炉膛左、右侧各装有一 只烟温探针，在锅炉启动过程中,监视炉膛出口烟气温度，当炉膛出口烟气温度超过530°C时自动退出,以保项目单位BMCR（最大 连续出力）BRL （额定出 力）过热蒸汽流量t/h1065951.9再热蒸汽流量t/h871.3783.9汽包工作压力MPa18.8718.36过热蒸汽出口压力MPa17.517.3再热蒸汽进口压力MPa3.933.53再热蒸汽出口压力MPa3.723.35过热蒸汽出口温 度°C541541再热蒸汽进口温 度&

16、#176;C332322再热蒸汽出口温 度°C541541护再热器受热不超温。1. 3锅炉主要设计参数给水温度迄283276空预器入口二次 风温°C22.822.8空预器出口二次风温°C337.2329.4空预器入口一次 风温°C27.827.8空预器出口一次 风温°C326.1319.4排烟温度°C135133计算燃煤消耗量t/h133（设计煤 种）145 （校核煤 种）锅炉效率%91.791.71.4燃煤及燃油的特性项目A/r 口 符右单位设计煤种校核煤种1校核煤种2元 素 分 析收到基 碳Car%58.7654.6359.23收

17、到基 氢Har%3.453.303.80收到基氧Oar%4.766.866.84收到基 氮Nar%1.011.121.03收到基 硫S t,ar%0.690.951.03工 业 分 析收到基灰分Aar%26.4328.6423.57收到基水分M t%4.904.504.50干燥基水分Mad%0.441.001.00干燥无 灰基挥发分V daf%25.1130.8929.24收到基低 位热值Qn et.arkJ/kg kcal/kg227502091024250541749795774哈氏可磨 性指数HGI-797582冲刷磨损 指数Ke-2.02.02.0灰变形温 度DT°C>

18、1500>15001220熔点软化温 度S T°C>1500>15001340熔化温 度F T°C>1500>15001460灰成分一氧化 硅SiO2%50.0447.4644.83三氧化二铝AI2O3%39.5337.2738.28三氧化二铁Fe2O3%3.538.369.12氧化钙CaO%1.952.482.97氧化镁MgO%0.381.261.24氧化钾K2O%0.640.170.16氧化钠Na2O%0.510.060.06三氧化 硫SO3%0.741.141.26一氧化钛TiO2%0.761.481.66五氧化 二磷P2O5%-0.01

19、0.01燃油种-# 0轻柴油油 特 性恩氏粘 度 （20°C 时）°E-1.15-1.67灰份Ay%<0.025凝固点-°C020闭口闪 点-°C不低于65低位发执量Qn et.arKJ/Kg41840! 5 汽水品质标准类别项目单位标准给水硬度umol/L溶解氧ug/L<7铁ug/L<20铜ug/L<5SiO2ug/L<20PH值9.0-9.5油mg/L<0.3联胺mg/L0.01 0.05炉水PH值9.0-10磷酸根离子mg/L0.5-3crmg/L<1SiO2ug/L<0.25含盐量mg/L<2

20、0蒸汽SiO2ug/L<20Cuug/L<5Feug/L<20Naug/L<101. 6锅炉受热面水容积水循环系统水容积200 m3 （其中汽包50m3 ）过热器系统水容积220 m3省煤豎统水容50 m3再热器系统水容积90 m3总容积560 m31.7过热蒸汽、再热蒸汽流程1.7.1过热蒸汽流程图：1.7.2 再热蒸汽流程图：1. 8 受热面规范及技术特性1.8.1汽包：名称单位数值最高工作压力MPa18.87汽包内径x壁厚mm01743x145汽包外径mm 2033汽包直段长度mm20100汽包总长度mm22100汽包中心标高mm63500汽包材质BHW35旋风分

21、离器数量个98汽包水容积m3501.8.2水冷壁：水冷壁循环方式自然水循环水冷壁循环回路数32水冷壁管型内螺纹管、光管水冷壁管径X壁厚mm660x7.5、70x9076x17.5水冷壁管管距mm76水冷壁根数根688水冷壁材质SA-210C. 15CrMo水冷壁水容积m3150下降管管径X壁厚mm0558.8x60下降管根数根4下降管材质SA-210C下降管分配水管管径X壁厚mm159x18下降管分配水管根数根96下降管分配水管材质SA106B1.8.3过热器：名称单位数值过热器蒸汽流量(BMCR)t/h1065过热器进口压力(BMCR)MPa18.87过热器出口压力 (BMCR)MPa17.

22、5过热器出口温度(BMCR)°C541过热器一级减温水 最大流量t/h103过热器二级减温水t/h15最大流量顶棚过热器管径X 壁厚mm 51 x6顶棚过热器数量根122顶棚过热器材质15CrMoG包墙过热器管径X 壁厚mm 51 x7.6包墙过热器材质SA-210C包墙过热器管数根430后炉顶棚管管径X 壁厚mm 51 x6后炉顶棚管管数根100后炉顶棚管材质20G低温过热器管径X壁厚mm51x6、51x7低温过热器材质15CrMoGx 20G低温过热器数量根99x4分隔屏过热器管径X壁厚mm 51 x6分隔屏过热器材质12Cr1MoVG （中间） 15CrMoG （其 余）SA2

23、13-TP347H （外圈底部）分隔屏过热器片数片4大片x6小片x（8根）分隔屏过热器质量 流速Kg/m2s1180后屏过热器管径X 壁厚mm（最外圈）60 x 7/（其 余）054x8.5后屏过热器材质SA213-TP347H （最外 圈底部及最内圈绕管底 部） 12Cr1MoVG SA213-T91 12Cr2MoWVTiB后屏过热器片数片20 片x（14 根）末级过热器管径mm51末级过热器壁厚mm7.5、8、8.5末级过热器材质12Cr1MoVGx SA213T91末级过热器片数片81片x（4根）过热器系统水容积m32201.8.4再热器:名称单位数值再热器蒸汽流量t/h871.3(B

24、MCR)再热器进口压力(BMCR)MPa3.93再热器出口压力(BMCR)MPa3.72再热器进口温度(BMCR)°C332再热器出口温度(BMCR)°C541主要调温方式摆动燃烧器再热器事故喷水最大流量t/h42墙式再热器管径x壁厚mm 54x5墙式再热器管数根前墙204根/侧墙119 根x2墙式再热器材质12Cr1MoVGx 20G屏式再热器片数片30 片x（14 根）屏式再热器片距mm456屏式再热器管径mm63屏式再热器厚度mm4、4.5屏式再热器材质12Cr1MoVGxSA213 TP304H、SA213 T91末级再热器管径X壁厚mm63x4、063x4.5末级

25、再热器材质12Cr1MoVGxSA213 T91末级再热器片数片60片x (7根)末级再热器片距mm228末级再热器前烟温(BMCR)°C941末级再热器后烟温(BMCR)°C861再热器系统水容积m3901.8.5省煤器:名称单位数值设计进口温度°C283设计出口温度°C304省煤器管管径X壁厚mm051x6省煤器管材质SA-210C省煤器并联管数根3省煤器系统水容积m3501.8.6燃烧设备:名称项目单位设计煤种燃烧器型式浓淡分离直流摆动式燃烧 器布置方式四角布置数量只12油压MPa3.0每只油枪出力kg/h800、1500、8002 锅炉的保护及联

26、锁试验2. 1 总则2.1.1锅炉大、小修后，在启动前应做联锁及保护试 验。动态试验必须在静态试验合格后进行。2.1.2辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运前做 完,主机各项保护试验应在总联锁试验合格后进行。联 锁及保护试验动作应准确、可靠。机组正常运行时，严 禁无故停用联锁及保护，若因故需停用时应得到总工程 师的批准,并限期恢复。2.1.3联锁及保护试验由值长全面组织负责，热工、电气及有关单位负责人参加。2.1.4联锁及保护试验不合格，禁止机组启动。2.2电（气）动阀门、风门、挡板开关试验2.2.1试验注意事项: 2.2.1.1各阀门、挡板标志准确，并注明全开全关位 置。2.2.1.2承压系

27、统的电动、气动阀门不参与试验。2.2.1.3试验时就地与集控联系应有专人负责。2.2.1.4试验送风机动叶时必须启动其液压油系统且正 常。2.2.2试验前的检查及条件：2.2.2.1检修工作已结束z工作票已收回，试验设备机 械及电气、电动、气动执行器完整。2222按照规程中阀门、风门、挡板、管道的检查 项目进行全面检查；2.2.23已投入的系统及承受压力的阀门、挡板等不参 与试验。检修后设备,没有试转单不可进行校验。2224当接到值长关于电动门、调节门、气动装置、 动叶、静叶、风门及挡板校验通知后,方可按要求进行 校验。2225确定需要校验的设备完整，然后送上电源或气 源。2226经检修的电动

28、门、调节门，在执行机构校验前 应先手操510圈，检查机械部分正常，操作灵活,无卡 涩现象。校验时先电动开或关约20% ,检查电动机动作 方向正确。2227有就地、远方控制设备,对就地、远方控制都 应进行校验。校验时就地、远方均有专业人员负责监视 设备动作情况，电动门校验时应记录电动关闭后的预留 圈数,圈数应符合标准。2228校验送风机动叶前，应先投入相应的液压油系 统，待油压正常后再送上风机动叶电源。2.2.2.9气动装置校验前应检查控制气源正常。2.2.2.10经检修后的设备，校验时会同锅炉、电气、热 工检修人员参加。2.2.3试验方法及验收项目：2.2.3.1各阀门、风门挡板切换把手（或开

29、关）应在就地 或远方位置。2.23.2气动执行装置动作灵活,压力表指示正常，无漏 气现象。2.23.3试验所有电动（气动）阀门、风门挡板均应开关灵 活,且能全开全关，并验证全开、全关指示和实际位置 的正确性。2.23.4验证阀门限位开关动作正常,校验高限开关动 作正常，开度指示应在95 -100%,校验低限开关动作 正常,开度指示应在0%。并校验电动关闭后预留圈 数,结束后手操关闭的圈数开出。有中停按钮的阀门 也要试验其停止正常。2.23.5试验完毕后要核实所有阀门、风门挡板的切换 把手（或开关）应在远控位置，将试验结果及发现的问题 详细作好记录，并汇报值长。2.23.6对于气动阀门、挡板还要

30、试验在失去气源、控 制电源时的状态是否正确。2. 3 转动机械试转2.3.1转动机械经过检修后必须进行不少于4小时的试 运行,试转时要记录转机的空载电流、电流的返回时间 以及转机的转向、振动、轴承温度等。2.3.2确认转机与电气设备的检修工作已结束,并有申 请试转单位提交的及有关单位负责人会签的转机试转联 系单和值长签发的命令票。2.3.3转机试转前的准备： 2.33.1按照规程中转动机械的启动前检查项目对转机进行全面检查，并确认设备及系统无人工作,恢复至 允许启动状态,系统内各人孔、检查孔已关闭、风道完 整。如启动引、送、一次风机，应汇报值长，联系除灰 投入水封水并保证捞漬机补水、溢流正常。

31、除尘器、脱 硫系统内无人工作。2.33.2投入各部轴承的润滑油系统、冷却水系统运 行,引风机试转前应启动引风机的轴承冷却风机运行。2.3.33检查并试验风机的动（静）叶可调装置，表盘开度 指示与就地实际开度相符，全开、全关限位正常,试验 完毕后关闭。2.33.4转机的出口门（引风机除外）均处于关闭状态。2.33.5检查完毕后符合启动条件，启动转机试转。2.3.4转机试转验收项目：2.3.4.1转动方向正确。23.4.2运行平稳,无异常、摩擦和撞击声。2.3.43轴承温度、振动和串轴不超过规定值。23.4.4电机电流指示正常，线圈温度正常。23.4.5润滑油系统油温、油压正常,油环带油正常。23

32、4.6各部无漏油、漏风、漏水现象。23.4.7各进出口阀门、风门、挡板及动（静）叶的开度正 确，且与CRT画面的开度指示一致。23.4.8停止时用远方停止及事故按钮停止，动作正 常。2.3.5转机试转的注意事项：23.5.1试转工作由检修负责人在现场主持，试转期间 运行人员的操作应根据检修工作负责人的要求进行，严 禁检修人员自己进行操作。23.5.2风机试转期间保持炉膛负压在规走范围内,不 允许炉膛出现正压现象。2.3.53轴流风机动（静）叶的开度不得25%,以防风 机喘振。23.5.4试转结束后用事故按钮停止转机，确保事故按 钮好用。23.5.5试转启动应远方进行,就地检查电动机转向是 否正

33、确。23.5.6辅机试转时应考虑系统通道,应能满足试转需 要。23.5.7润滑油泵、动叶油泵试转一般情况下应在相应 的风机试转前完成。2.3.6空预器的试转：2361检查空预器检修工作结束，各孔、门严密关 闭。236.2检查空预器导向、支持轴承油站油位正常，油 质合格。2.M6.3空预器各部密封装置完好。23.6.4空预器试转前应通过旋转主电机延伸轴上的手 摇装置对空预器进行盘车12周，核查空预器能自由转 动。然后送上电源，用辅电动机启动，运行正常后改为主 电动机运行。主电动机与辅电动机不可同时启动。23.65电机电流正常，辅助电机试转及联动试验良 好。236.6空预器启动后要注意检查并确认转

34、动方向正 确。236.7检查空预器运转声音正常，无摩擦声。2.M6.8空预器启动时，就地应有专人负责检查,发现 异常情况应及时分析处理，危及设备及人身安全时应立 即停运。2.3.7转动机械试转结束后将试转结果及存在的问题作 好记录，并填好试转联系单，汇报值长。2. 4水压试验2.4.1水压试验目的：新安装的锅炉或受热面及承压部件：（省煤器、水冷 壁、过热器、再热器等）检修后的锅炉,检查承压部件及 阀门的严密性，必须进行水压试验。2.4.2水压试验规走；2.4.2.1水压试验分工作压力试验和超压试验：a锅炉大小修或承压部件爆破经过事故检修或临修 后，必须进行工作压力水压试验，试验压力:锅炉本体等

35、 于汽包工作压力”再热器系统试验压力为再热器进口工作 压力；b锅炉有下列情况之一时,要进行超水压试验，试 验压力为：锅炉本体为汽包工作压力的1.25倍，再热 器系统为15倍再热器进口工作压力。锅炉超水压试验 必须经上级锅炉监察部门及总工程师同意后进行，并设 专人负责：1）锅炉运行每六年一次，新安装的锅炉投运前；2）锅炉停运一年以上，需要投运时；3）锅炉改造、受压元件经过重大修理或改进后，如 水冷壁（或管排）更换管数在50%以上。过、再热器、 省煤器等部件成组更换，汽包进行了重大修理时；4）根据运行情况对设备安全有怀疑时。c工作压力水压试验和超水压试验压力规定如下:受热面工作压力水压试验（MPa

36、 ）超水压试验（MPa ）锅炉本体18.8723.59再热器3.935.90注：锅炉本体包括：汽包、省煤器、水冷壁、过热器所 属系统。2.4.3试验压力及范围：2.4.3.1 一次汽系统工作压力试验：18.87MPa。2.43.2 一次汽系统超压试验：18.87x1.25 = 23.59MPae2.4.33 一次汽系统水压试验范围：锅炉本体为省煤 器、汽包、水冷壁、过热器等从给水泵出口电动门至过 热器出口堵阀；锅炉本体疏水管、放空气管、加药管、 取样管、仪表管、吹灰减压站等一般打压至一次门处。2.43.4二次汽系统工作压力试验：3.93MPao2.43.5 二次汽系统超压试验:3.93x1.5

37、 = 5.90MPae2.43.6二次汽系统水压试验范围：墙式再热器入口堵 阀到末再出口堵阀。锅炉再热器疏水管、放空气管、取 样管、仪表管等一般打压至一次门处。2.4.4组织措施：2.4.4.1新安装锅炉进行水压试验时必须有制造厂家代 表参加并指导工作。244.2必须有安装或检修单位安全专责工程师参加并 主持进行。2.4.43验收厂家必须有运行专责、检修专责、安全监 督专责参加。2.4.4.4超水压试验必须由总工程师批准并主持进行。2.4.4.S水压试验时停止炉内外一切承压部件检修及安 装工作，工作人员撤离。2.4.4.G非工作人员不得进入现场。2.4.4.7参加人员应有明确分工，试验过程中检

38、查组应有专人负责，且每组人员不少于2人。2.4.4.S应有良好的通讯装备。2.4.4.9各安全设施齐全,楼梯、通道畅通，照明良 好。2.4.5水压试验要求:2.4.5.1水压试验用水水质合格，水量充足。2.4.5.2水压试验用水温度4060。（2。2.4.53 水压试验时,汽包壁温35°CO2.4.5.4水压试验时环境温度 5弋时应作好防冻措施。2.4.5.S必须有防止超压的紧急泄压放水措施,并保持其可靠性。2.4.5.G有两块以上经校验合格的精密标准压力表,CRT及辅盘上汽包压力表、过热蒸汽压力表、再热蒸汽压力表校验合格并投入。2.4.5.7升压过程中如发现阀门、管道泄漏，压力表不

39、 准确,压力不升等现象，应紧急停止升压并降低压力， 查明原因进行处理。2.4.5.S一次汽系统工作压力试验时过热器出口加装堵 板（一个在过热器安全阀之前），汽包安全阀应加压 板，超压试验时解列过热蒸汽压力表、再热蒸汽压力 表、汽包水位计。2.4.S.9二次汽系统工作压力试验、超水压试验时，再 热器出口、再热器入口分别加装堵板（出口一个在安全 阀之前，入口两个在安全阀之后）。2.4.5.10超水压试验必须在工作压力试验合格后进行。2.4.5.11当压力升至18.87MPa （ 一次汽系统）、3.93MPa （二次汽系统）以上时，禁止检查承压部件。2.4.5.12汽机主汽门前疏水、冷再疏水及低旁前

40、疏水门 开启。2.4.6水压试验注意事项：246.1水压试验过程中须统一指挥,升、降压须得到 现场指挥许可，方可进行。2.4. G.2水压试验前,机侧应做好主蒸汽、再热蒸汽管道 的隔绝措施，防止水进入汽轮机。246.3水压试验前,进水系统应保持清洁,否则应进行 冲洗,待合格后再进行水压试验。2.4. G.4如过热器、再热器同时进行水压试验时,应先 做再热器水压试验,后做过热器水压试验。2.4.6.S试验前应对疏水门、事故放水门做开关灵活性试 验”保证超压时能够快速降压。246.6设专人负责升压,严格控制升降压速度,严禁 超压。2.4.6.7水压试验压力以汽包就地精密压力表为准,上 下经常联系校

41、对压力表，当压差大时，停止升压,联系 热工人员检查确认后再继续升压。2.4. G.8升压过程中，如发现系统阀门漏水或未关严时，必须在得到控制室升压人员同意后方可操作。2.4.6.9水压试验时,严禁冲击加载，严格控制升、降 压速度。2.4.6.10水压试验结束后，应及时拆除所有临时试验措 施。2.4.6.11防止超压的措施: a关闭打压进水门；b开启事故放水门、连续排污门及走期排污门； c停止给水泵。2.4.7 一次汽系统水压试验：2.4.7.1通知汽机做好水压试验的相关措施。水压试验前检查各阀门位置：序号阀门名称阀位1省煤器入口给水电动门关2给水旁路调节门及前、后电动门上水后关3过热器一级减温

42、水电动截止门关4过热器二级减温水电动截止门关5过热器减温水电动总门关6过热器一、二级减温水管道关疏水门7过热器减温水电动总门前放水门关8过热器一、二级减温器排污阀关9顶棚管入口联箱疏水门关10省煤器入口联箱进水阀关115%环形集箱疏水门关12锅炉主给水管道放水阀关13空预器及本体吹灰主汽汽源总阀关14次汽系统所有空气门开（见水后关）15一次汽系统所有充氮门关16汽包事故放水门关17连续排污门关18下降管及下联箱定排阀、放水阀关19锅炉底部加热各阀门、总阀及疏水门关20给水取样、炉水取样、饱和 蒸汽取样一、二次门关21汽包加药阀关22各安全阀及PCV阀解列23汽包水位计各阀门开（待做超水压试验关

43、）24主给水及过热器一、二级减温水流量计关25各导电度表一、次门关26校验合格的汽包、过热器、给水压力表阀开27咼压旁路阀及疏水门关247.2工作压力试验：a检查条件满足,联系汽机启动给水泵,用给水旁 路向锅炉上水：1）上水应为化验合格的除盐水；2）上水温度应高于周围露点温度，一般为40 6（rc,上水温度与汽包壁温之差不超过40工；3）上水时间：夏季2 3小时，冬季4 5小时；4）上水前、后记录膨胀指示一次；5）当汽包水位计见水后,设专人监视空气门，待 空气门见水后逐个关闭；6）上水过程中,应对承压部件进行检查，如发现有 泄漏现象应停止上水,待处理完毕后再上水；b当汽包水位上至最高可见水位时

44、，应注意上水速 度；c汽包压力0 3.0MPa ,升压速度>0.1 MPa/min ;d汽包压力3.010MPa,升压速度 >0.3MPa/min ;e汽包压力10.018.87MPa ,升压速度>0.15MPa/min ;f当压力升至6.0MPa和120MPa时，暂停升 压，观秦压力变化情况，检查系统、设备无异常,稳走 15分钟后继续升压；g当压力升至18.87MPa时暂停,稳压20分钟进行全面检查；关闭进水门后，5分钟内压降不超过0.5MPa ,如承压部件金属壁和焊接无泄漏痕迹，无变形则试验合格；h检修人员检查后缓慢降压；自然降压或逐步降低给水泵压力，降压速度控制0.3M

45、Pa/min ;i压力降至2.0MPa时，通知热工、化学冲洗表管 和取样管；j压力降至1 .OMPa左右时,停止泄压，使之自然 降压,并做好有关防护和保养工作；k压力降至0.2MPa时，开启锅炉各空气门和疏水 门。2.4.73超压试验：a工作压力试验合格后方可进行超压试验；b解列汽包水位计；c其它操作同作工作压力水压试验；d当汽包压力升至18.87MPa时对各设备检查无 异常以0.1 MPa/min缓慢升压至23.59MPa，保持5 分钟降至工作压力，方可对承压部件进行全面检查；e压力超过工作压力严禁对设备进行检直；f水压试验结束，隆压速度0.5 MPa/min ;g压力降至2.0MPa时,通

46、知热工、化学冲洗表管 和取样管；h压力降至0.2MPa时,开启锅炉各空气门和疏水 门；i联系检修恢复安全阀,拆除水压试验堵板。2.4.8二次汽系统水压试验：2.4.8.1通知汽机做好水压试验的相关措施。水压试验 前检查各阀门位置:序号阀门名称阀位1给水主路及旁路电动门、调整门关2给水管道所有的空气门开（见水后关）3左、右侧事故减温水电动门关（待上水时开左/右侧）4左、右侧事故减温水减温器疏水门关5再热器事故减温水电动总阀关（待上水时开）6左、右侧事故减温水管道疏水门前放水门关7再热器事故减温水电动总门前放水门关8各二次汽系统充氮门、疏水门关9再热器安全阀隔离10各二次汽系统放空气一、二次门待见

47、水后关248.2二次汽系统工作压力试验:a联系汽机启动给水泵,开启给水泵中间抽头阀， 开启再热器减温水电动总阀、左侧（或右侧）减温水截止 门开始上水，待空气阀连续见水后逐个关闭；b关闭左侧（或右侧）再热器减温水截止门，暂停上 水，待有关人员到现场后，再开启左侧（或右侧）减温水 截止阀开始升压；c升压速度及注意事项：1）试验压力以再热器冷段入口联箱就地压力表读数 为准。在0 10MPa时，升压速度>0.1MPa/min ;2）当压力在1 .OMPa以上，控制升压速度 >0.3MPa/min ;3）当压力上升至10MPa时,暂停升压操作，检查 系统、设备”无异常后继续升压；4）当压力升

48、至3.93MPa的工作压力时,停止升 压，保持20分钟进行全面检查，无异常后，关闭升压 控制门，记录时间和压力下降情况，合格后再行决定是 否继续升压，做超压试验；5）水压试验结束后,以古0.3MPa / min速度降 压；6）压力降至2.0MPa时，通知热工、化学冲洗表管 和取样管；7）压力降至0.2MPa时，开启再热器空气门和减温 水放水门；8）待水放尽后，联系检修恢复安全阀,拆除水压试 验堵板。2.4.83超压试验：a工作压力试验合格后方可进行超压试验；b保持以0.1 MPa/min 压速度升至试验压力 5.90MPa时，保持5分钟;立即降至工作压力,对承 压部件进行全面检直；c压力超过工

49、作压力严禁对设备进行检查；d水压试验结束后,以0.5MPa / min速度降压；e压力降至2.0MPa时，通知热工、化学冲洗表管 和取样管；f压力降至0.2MPa时，开启再热器空气门和减温 水放水门；g待水放尽后，联系检修恢复安全阀，拆除水压试 验堵板。2.4.9水压试验合格标准：2.4.9.1关闭进水门，停止升压后，5分钟内一次汽压 力下降0.5MPas二次汽压力下降0.25MPae 249.2受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的 漏泄痕迹。2.4.93承压部件无漏水及湿润现象。2.4.9.4承压部件无残余变形。2. 5 安全阀校验2.5.1目的：新安装或大修后的锅炉及安全阀经过检修或调

50、整必须 进行安全阀的校验，以检验安全阀动作值的正确性。 2.5.2安全阀校验准备工作：2.5.2.1安全阀校验应在检修后机组启动过程中进行, 校验前做以下准备工作：a锅炉检修工作已结束，工作票收回；锅炉具备点 火条件；b联系汽机侧做好安全隔离措施；c安全阀的校验应由总工程师指走专人负责，并有 生产部、运行部、安监部参加，运行操作由值长指挥。 并准备好上、下联系的专用工具；d安全阀整走时以就地压力表（就地压力表必须是 经校验合格的压力表）为准，并且校对上、下压力表指 示一致；e安全阀校验顺序：安全阀的校验按其动作压力由 高至低顺序依次进行；f安全阀的校验应严格按照滑参数启动升压速度进 行升压。控

51、制过热器、再热器管壁不得超温；g校验前将不应动作的安全阀进行制动。2.5.3安全阀的校验步骤：2.5.3.1锅炉点火后严格按照炉水饱和温度温升率（主 汽压力v 0.98MPa时：温升率< 28°C/h ;主汽压力 0.983.92MPa时:温升率< 56°C/h ,升压率 <0.03MPa/min ;主汽压力39298MPa时:温升率 <30°C/h ,升压率s0.05MPa/min ;主汽压力 9.8 18.2MPa时:温升率<36°C/h ,升压率 <0.06MPa/min =来控制升温、升压速度。2.53.2主汽

52、压力升至01502MPa时，关闭所有空 气门,主汽压力升至0.5MPa时联系汽机投旁路，关闭 5%启动旁路疏水门，按要求升温升压。2.53.3由检修人员将待校验的安全阀的压板取下，其 余未校的安全阀仍用压板制动。2.53.4再热器安全阀校验方法：a汽包、过热器、再热器安全阀加压紧装置，关闭 电磁泄放阀（PCV阀）;b当锅炉升压至2.5 7.0MPa时,缓慢关小低压 旁路，使再热器升压（控制升压速度 >0.03MPa/min ）,达到整定压力时，主控应保持汽压C用液压加载装置逐只对再热器出、入口安全阀进 行整走，直到合乎动作 压力及回座压力为止；d当安全阀动作时,记录蒸汽压力和安全阀动作及 回座压力值；e再热器安全阀调控合格结束后，锅炉继续按升温 升压曲线升压。2.53.5过热器安全阀校验方法：a当压力升至接近安全阀动作压力时，要缓慢升压 （其速度>0.06MPa/min ）,用液压加载装置按由高到 低的顺序逐只对汽包、过热器出口安全阀进行校验，做 好压力调整值记录，至合格为止；b待汽包、过热器安全阀校验好后，保持压力 15MPa ,在此压力下手操PCV