定电公司mw机组典型事故汇编(锅炉)

1、建议：1.事件汇编建议分设备简介、事件经过、原因分析、措施及教训等四部分，如果是与运行状态相关的事件，建议加上事件发生过程中的运行状态介绍。2.事件原因分析侧重于技术原因，力求详尽。3.为使各公司事件组稿工作顺利进行，建议各专业先对系统进行划分，按照系统对不同专业的事件进行汇总。4.重点典型事件列入专题讨论，建议先明确重点典型事件范围。2104年5月17日1号锅炉前包墙过热器泄漏一、设备简介：1号炉主要技术规范:型 号: SG-2008/17.47-M903型 式：亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统、单炉膛、型露天布置、运转层以

2、下紧身封闭、固态排渣、全钢架结构、平衡通风。炉膛宽19558mm，深16940.5mm，炉顶标高73000mm，汽包中心线标高74000mm，炉膛由51×6.5mm膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度550，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉室下水包标高为7760m。延伸侧墙及尾部包覆过热器包括水平烟道的两侧延伸墙及底部，后烟井的前、后及两侧墙。除后烟井前墙上部为光管外，其余均为扁钢膜式成排焊。延伸侧墙管子外径57 mm、节距152mm，后烟井两侧管子外径57 mm、节距114mm，后烟井的炉顶及后墙上部管子外径63 mm

3、、节距152mm，后烟井前墙管子外径54 mm、节距152mm，后烟井后墙下部管子外径51 mm、节距152mm，全部蒸汽包复壁管子材料均为SA-210C。制造厂家：上海锅炉厂投产日期: 2004年4月26日18时一次完成168小时试运行后二、事件经过：2004年5月17日15:00点检人员在点检过程中发现标高58米右侧炉内有异音，开人孔门确认为前包墙过热器右侧管子在标高58.7米处泄漏。汇报河北南网中调，南网中调根据电网负荷决定，定洲电厂#1机组停机备用。按中调令#1机组于当晚23：47分停备。利用停备时间，#1炉内部检查发现，尾部竖井前包墙，标高58.7米处（水平烟道与尾部竖井结合处），右

4、数第6根管鳍片与光管连接处产生裂纹泄漏，右数第5根管子有吹扫痕迹。处理情况：1）、将右数第5、6根管子更换，换管下口距泄漏点30mm，上口距泄漏点650mm。管子材质为SA210C，规格为54×6。对焊口进行无损探伤检验合格。2）对前包墙过热器的128根管子的光管与鳍片连接处重新磨出过渡圆弧。3）对前包墙过热器的128根管子的光管与鳍片连接处进行渗透检验，发现前包墙左侧第2根、第6根、右侧第3根、第8根在鳍片根部发现裂纹，用电磨将裂纹全部磨掉后，右侧第3根和左侧第2根进行补焊，右侧第8根和左侧第6根因未伤到母材，只进行圆角过渡处理。三、原因分析：1、直接原因制造厂加工质量存在问题，没

5、有满足设计要求。厂家设计上为了减少该部位的应力集中，采用了特殊的结构如下图：为了减少管子与鳍片之间的应力，通过一个加工的R3圆弧过渡结构将应力集中点分散。而现场检查发现，爆漏的第6根管子在泄漏处的鳍片是采用氧气切割后打磨，剩余鳍片高度等于0.5mm，不满组设计要求的23mm的要求，鳍片与管子在此处形成小于90度的锐角，R3的圆弧被破坏。运行中管子振动产生的交变应力作用在此处，在外表面产生细微裂纹，裂纹向管壁延伸到内壁导致管子泄漏。四、暴露出来的问题：1、 制造厂加工质量存在问题，没有满足设计要求。2、 安装前验收质量把关不严。五、防止重复发生的对策、防范/整改措施：1、将#1炉该处管子与鳍片之

6、间的过渡圆弧全部进行检查并修磨，保证R3圆角，同时对打磨后的圆角进行100%的着色检验合格；2、对安装前设备参照图纸进行验收，增加锅炉同类型鳍片悬吊管进行检验；六、附件清单（包括图纸、资料、原始记录、笔录、试验和分析计算资料、照片录像等）：附图1：前包墙过热器1号管排局部放大图裂纹裂纹定电二号锅炉水冷壁泄漏事件一、设备简介：2号炉主要技术规范:型 号: SG-2008/17.47-M903型 式：亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统、单炉膛、型露天布置、运转层以下紧身封闭、固态排渣、全钢架结构、平衡通风。炉膛宽19558mm，深1

7、6940.5mm，炉顶标高73000mm，汽包中心线标高74000mm，炉膛由51×6.5mm膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度550，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉室下水包标高为7760m。制造厂家：上海锅炉厂水冷壁系统主要管子规格 名称规格型式材料节距炉室前墙、后墙、两侧墙水冷壁管51×6.5内螺纹管光管SA-210A120G63.5后墙折烟角63.5×8内螺纹管SA-210A176.2后墙悬吊管63.5×11内螺纹管SA-210C后墙管屏63.5×8光管20G延伸侧墙63

8、.5×8光管20G127投产日期: 2004年9月10日完成168小时试运行二、事件经过：2号炉2004年12月4日21:10至12月5日0:00锅炉负荷由600MW降至300MW，12月5日06：09锅炉手动MFT，发电机逆功率保护动作解列。06：22 停运21、22引风机，21、22送风机。机组开始进入临检。12月5日，安健环部、设备部、力源A标锅炉专业人员准备对炉膛进行检查，但由于炉内温度较高（空预器入口烟温大于180），且炉内正压，无法通观火孔进行检查。12月6日16：00，锅炉炉内温度下降，通过观火孔对炉内进行检查。16：30发现锅炉斜坡水冷壁有水迹，通知运行打开引风机挡板

9、，炉内负压，打开锅炉9米处检修人孔门，发现锅炉前墙水冷壁左数第27根、标高20米弯头内弧处泄漏，后墙水冷壁右数第114根、标高13米处直管泄漏。锅炉通风冷却并清焦后更换两根水冷壁管。后墙水冷壁右数第114根更换直管长度460mm，前墙水冷壁左数第27根更换弯管，弯管角度35°，垂直部分直管段长670mm，斜坡处直管段长320mm。泄漏管材质20G，规格51×6.5mm。三、原因分析：1、原因分析锅炉水冷壁管两处泄漏点从泄漏处形状来看，为硬物直接砸漏，且凹坑内均粘有灰焦。前墙水冷壁左数第27根砸漏凹坑高度60mm，长度30mm，近似于菱形。泄漏处位于凹坑中心，边缘已非常薄（在

10、漏点附近200mm2范围内壁厚不足1mm），而没有爆开，说明泄漏后水冷壁管压力一直处于较低状态，即停炉过程中被焦块砸漏。后墙水冷壁右数第114根砸漏凹坑为V形槽，长60mm，表面开口宽度12mm，根部开口近似于零，泄漏长度10mm，无明显冲刷痕迹，说明当时压力不高，因此，此水冷壁管也是在停炉过程中被焦块砸漏。2、根本原因：由于锅炉屏式过热器设计无吹灰器，致使结焦严重。锅炉运行过程中，过热器管屏结焦呈半熔融状态，且锅炉炉膛热负荷较高，焦较软，焦脱落砸在斜坡水冷壁上危害较小。锅炉停炉过程中，而由于炉膛热负荷较小，锅炉上部过热器管屏结焦脱落，而水冷壁管温度较高，强度较低，硬焦砸在冷灰斗斜坡水冷壁上，

11、管子破裂，造成泄漏。四、暴露出来的问题：3、 定电公司燃用神华煤的定电锅炉结焦严重问题一直未能得到有效解决，屏过结焦尤其严重；由于神华煤焦质坚硬，锅炉停炉中焦块与管壁脱落。4、 屏过加装吹灰器是防止锅炉结焦的有效措施，#1、2锅炉在2005年小修中实施。十、防止重复发生的对策、防范/整改措施：1、对锅炉斜坡水冷壁全面进行检查，共补焊约400处，换管3根（包括砸漏的两根）、2、通过燃烧调整和合理的运行工况，减轻锅炉结焦，避免形成大焦。3、锅炉小修中加装吹灰器16台，及时投入；在加装吹灰器前8：2比例掺烧高融点保德煤，防止大焦、硬焦形成。04年11月10日#2炉捞渣机张紧轮轴承损坏一、设备简介：每

12、台锅炉配置1台刮板石捞渣机，设计及主要部件由德国德希尼布公司提供，箱体委托山西电力设备厂生产。型号：CCS，驱动型式：液压方式，并配有液压张紧装置。排渣量：525T/H连续运行运行速度：0.5米/分钟刮板宽度：1600mm机体水平长度：29.7米，倾斜段长度27.8米。移动滚轮：每台9对捞渣机整体为焊接结构，上下槽体使用碳钢钢板制作，环链、接链环使用高强度高耐磨环链和接链环；捞渣机的驱动链轮和主动轴应经过表面精加工及硬化处理，捞渣机溢流水装置应设有锯齿形溢流堰和平行斜板澄清器，捞渣机尾部设有张紧装置,当链条由于磨损被拉长,可进行调整,调整要方便、可靠的液压自动拉紧装置。渣井的水封槽沿渣井四周布

13、置，由连续溢流的密封水维持槽内的水位和渣斗密封，并在水封槽内按需要配置冷却水喷射装置，并相应配置喷射冷却的观察窗和捅渣孔。捞渣机采用液压驱动，并可一定范围内进行无级变速，改变捞渣机的出力以适应渣量变化；当卡链时可做少量反转，以清除故障。投产日期: 2004年4月26日18时一次完成168小时试运行后二、事件经过：运行人员在10日22点左右巡检过程中发现#2炉捞渣机尾部有掉下的轴承滚柱，而且张紧轮晃动较大，通知点检人员，点检人员确认是捞渣机尾部东侧张紧轮轴承损坏。立即安排开展抢修准备工作，维护A标搭设脚手架，联系物资部领捞渣机备件。在11日0：15停运捞渣机，对张紧轮进行检修，发现轮轴严重损坏，

14、已无法再继续使用，由于无现成备件，拆除#1炉对应设备后进行#2锅炉使用，由于#2炉捞渣机张紧轮与液压油缸连接销子抱死，难以拆下，最后只能割除。于11月11日9:10，抢修捞渣机张紧轮工作结束，进入启动状态。但由于捞渣机积渣太多、PLC程序、驱动油压太高造成接头多处崩开几次，采用人工拉动链条加液压驱动方式，将积渣清理后，直至11月12日6:00，#2捞渣机投入正常运行。三、原因分析：1、事故的直接原因由于轴承损坏严重，所以轴承是否存在原始缺陷或安装质量（如配合紧力）问题，目前无法做出判定，两根链条长度是否存在一定的安装偏差目前无法测定，但存在以下两个事实：(1)张紧轮轴承荷载大，安装时未进行设备

15、解体注油，轴承缺油烧损。因为捞渣机转速低，只要轴承室内有足够的润滑油，从投入运行仅2各月时间，不至于轴承端盖等处没有任何润滑脂的痕迹。（2）从拆下的轴看，加油通道内部堵塞较严重，设备正常运行状况下补油工作难以达到效果。2、根本原因分析：（1）加油人员未能及时发现加油通道内部堵塞，致使设备运行中未能及时补入润滑油。（2）对捞渣机与主机同等重要的设备，风险预估不够，点检人员对加油质量、过程未进行跟踪检查，也对轴承的特殊性没有对维护人员及时提出交待。（3）在#1机组小修期间，维护、点检人员对设备检查次数降低，未能及时发现轴承损坏，造成轴承损坏后粘死又把轴损坏，使设备损坏范围扩大。（4）捞渣机在运行过

16、程中链条与链轮啮合不好运行中噪音大，轴承损坏产生的异常声音不能得到及时辨别，致使设备异常不能及时发现。同时从声音大方面，也不能排除安装偏差，链轮两侧受力不均匀。（5）捞渣机张紧轮位置太高，同时轴承又布置在捞渣机箱体内，该处没有检查平台，也无爬梯，所以对该轴承的点检、维护、加油、运行巡检等都存在较大的难度，设备缺陷不能及早发现，造成本次设备事故进一步扩大。（6）对轴承温度没有任何监视手段，全靠人员巡检，所以发生一般的轴承缺陷根本不能保证及时发现四、暴露出来的问题：1、设备问题（1） 设计问题，张紧轮位置偏高，没有平台，使点检、巡检、维护难度加大。（2） 设备运行中噪音大掩盖了设备部件异常声音。2

17、、管理问题（1） 点检、维护人员对设备加油脂工作重视不够，尤其是点检人员没有对加油工作进行过程跟踪。（2） 设备日常点检工作不细致，未按点检周期和标准执行，缺陷不能及时发现。（3） 对捞渣机仅有系统性的风险评估，深度不够，事故备件储备方面还有欠缺，给设备抢修工作带来困难。五、防止重复发生的对策、防范/整改措施：1、严格执行设备点检制度和给油脂制度：点检周期、标准、方法，给油脂数量、方式、周期。2、对张紧轮轴承注油方式改变，将手工黄油枪注有油方式改为脚踏式注油方式，以增加注油压力3、张紧轮处增加平台，方便日常检查、维护；4、对进口设备的备件提高购置效率，避免延误处理的时间。7月14日#1炉左侧汽

18、包水位计泄漏一、设备简介：1号炉主要技术规范:型 号: SG-2008/17.47-M903型 式：亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统、单炉膛、型露天布置、运转层以下紧身封闭、固态排渣、全钢架结构、平衡通风。每台锅炉配置2台双色水位计。制造厂家：长春锅炉仪表总厂汽包水位计主要规范：B69H-32-YW；中心距800，投产日期: 2004年4月26日18时一次完成168小时试运行后二、事件经过：2004年7月14日#1锅炉运行正常，负荷580MW，A、B、C、D、E 共5台磨煤机运行5:00发现1#炉左侧水位计漏汽,外观检查发现水

19、位计上部第1、2、3块之间漏汽，因无法判断具体那一块泄漏，经设备部同意对两块进行拆卸检查，拆下后发现是上部第1块泄漏，更换1、2、3号，共三组云母组件。2004年7月14日8：00检修人员巡检发现1炉水位计摄像头处有少量蒸汽，10：00办理工作票后将水位计罩壳拆除后外观检查发现第7、8、9块之间有汽水漏出，解列水位计后，解体检查发现7、9号云母组件的石墨垫损坏与第一次相同，更换6、7、8、9号，共更换4组云母片组件，水位计试投运时发现2、4之间和7、8之间仍有漏汽现象。因此重新更换2、4、6、8、9号，共更换5组云母片组件。7月15日早8：30发现1炉左测水位计1、5号视窗漏汽，解体发现5号水

20、位计视窗石墨垫损坏，更换1、3、5、7号，共4组云母片组件。至此，将1号炉左侧水位计九组视窗全部更换，其中6、7、8、9四组水位计密封组件更换两次。共使用13组水位计密封组件。7月16日，早9：00，发现该水位计后侧上3组密封件有泄漏处，于12：00更换完毕，14：00，再次投运时，后侧下3组云母片又漏，于17：00更换完毕，投运后正常，本日共更换云母片密封件6组。三、原因分析：1、直接原因1）水位计解列、投运时水位计冷热不均，使密封间隙变化造成泄漏。2）在云母组件安装中紧力不均匀，造成间隙不均匀以致泄漏。2、根本原因：水位计石墨垫由于长期水汽腐蚀造成密封性能下降，造成漏汽。四、暴露出来的问题

21、：1、运行人员对水位计投运程序存在一定的差距。2、水位计密封件的更换工艺需进一步提高。五、防止重复发生的对策、防范/整改措施：1. 云母片组件密封面应清洁，不得有密封面划伤现象。2. 石墨垫应完整无折痕，撕裂现象，密封组件只能使用一次。3. 压盖双头螺栓光洁无毛刺，无乱扣等缺陷，旋动灵活，以确保紧力均匀。4. 安装云母片组件时，要严格按照密封组件的上下顺序安装。5. 安装压盖时，对角紧固螺母，逐渐加力，紧固力要均匀，螺栓紧固时应使扭力搬手，按云母水位计使用说明要求进行紧固。6. 云母组件、石墨垫按要求每6个月或一个小修期内应进行更换。7. 各压盖拆卸前做好标记，回装时保证对号入座。8. 回装前

22、必须将水位计压盖密封面使用砂纸打磨干净，保证密封面无横贯法兰面的沟槽、划痕。9. 加强设备巡检，发现问题及时处理。1号炉省煤器给水入口电动门漏泄一、设备简介：1号炉主要技术规范:型 号: SG-2008/17.47-M903型 式：亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统、单炉膛、型露天布置、运转层以下紧身封闭、固态排渣、全钢架结构、平衡通风。炉膛宽19558mm，深16940.5mm，炉顶标高73000mm，汽包中心线标高74000mm，炉膛由51×6.5mm膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度550，炉底密封采用水封结构，炉膛

23、上部布置了分隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉室下水包标高为7760m。制造厂家：上海锅炉厂锅炉给水由机侧给水泵供水，共分三路。一路至过热器减温水，另一路至再热器减温水，每三路经止回阀和电动闸阀后进入省煤器进口集箱。炉膛后下水包与省煤器进口管道之间设有一根省煤器再循环管，其管径为114×14。管道上配有一只省煤器再循环阀（电动截止阀DN80）。在锅炉启动时，再循环阀打开，下水包提供一部分水，约4% MCRL流量，经过省煤器再循环管，送至省煤器，以防止省煤器汽化。直至建立一定的给水量该阀才关闭。二、事件经过：2004年1月19日18时18分，发现汽包水位波

24、动大，联系调试，通知电建检查，发现省煤器入口电动门法兰漏水较大。三、缺陷原因分析：压兰盘根自密封盘根1、从拆下的自密封圈看，在出厂装配的过程中自密封圈出现紧偏现象，自密封圈一侧出现1.36mm的偏差（自密封盘已在设备部留存）。造成门杆存在侧偏，直接导致盘根处一侧无法压紧。 图1:自密封盘根 图2:由于盘根压挤出的凸边2、盘根室深度只有70mm，盘根加入较少，除去压兰的要求，只能加入六层10×10的盘根，对于压力较高的给水门来讲，盘根的数量偏少，一旦下面的盘根出现问题，无法形成有效的密封。3、盘根压兰由于加工误差(压兰外径101.3；盘根室内径101.4)，装最初几圈盘根时，压兰紧不下

25、去，对下几圈盘根紧固力不足，压力直接作用在上几圈盘根，高压给水冲破上几圈盘根造成法兰漏水。4、门杆盘根下方无密封钢圈，无法减缓高压给水对盘根的压力。四、 措施：1、 将盘根室加深40mm左右，以便加入足够的盘根形成有效的密封。2、 加工钢性自密封垫圈，一旦自密封出现问题，可以通过紧固保证密封，而石墨自密封盘根虽然可以密封，但如果一旦泄漏，通过再次紧固，也不能有效密封，钢性自密封垫圈却可通过紧固控制泄漏。3、 门杆盘根下方加装密封钢圈，减缓高压给水对盘根的压力。4、 保证盘根室加工精度，保证压兰能在最初几圈盘根加入后就能压紧（上次密封就是由于盘根室精度不够，下面几圈盘根无法压紧，这也是此次泄漏的

26、主要原因。）。5、 门杆处盘根上下两圈应采用石棉镍丝盘根，中间采用成型石墨盘根，此种密封形式已经执行。2号炉8.31日汽包水位高分析一、设备简介：2号炉主要技术规范:型 号: SG-2008/17.47-M903型 式：亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统、单炉膛、型露天布置、运转层以下紧身封闭、固态排渣、全钢架结构、平衡通风。炉膛宽19558mm，深16940.5mm，炉顶标高73000mm，汽包中心线标高74000mm，炉膛由51×6.5mm膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度550，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分

27、隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉室下水包标高为7760m。制造厂家：上海锅炉厂水位保护值为：CRT水位达+250mm时，锅炉MFT动作；CRT水位达-300mm，锅炉MFT动作二、事件经过： 机组负荷250MW，锅炉方面22、23磨煤机运行，六只油枪。锅炉给水由电泵和21汽泵上水。22汽泵转速为2900rpm，旋转备用。12:44 主汽流量760t/h，锅炉给水流量933t/h。将22汽泵转速提高，并入给水系统，按调试人员要求，逐渐减少21汽泵水量，让22汽泵带大负荷，以检验22汽泵的轴承温度变化情况。当22汽泵转速达到3535rpm时，22汽泵流量为407t/

28、h，这时21汽泵转速为3747rpm，流量760t/h；电泵转速3877rpm，流量452t/h。提高22汽泵转速后，锅炉给水流量达1179t/h，汽包水位这时为15mm。随后开始减21汽泵转速，实际转速却降不下来，流量稳定在760t/h。14:48 21汽泵给定转速达2800rpm，22汽泵控制切至MEH控制，不能再降速。这时汽包水位已开始上升。电泵由于投自动，开始减转速，降低给水流量。14:50 汽包水位达到200mm时，给水流量仍然大于主汽流量将近200t/h，立即将21小机打闸停机。14:51 汽包水位上升至417mm后，立即开始快速回落，达到正常值后，增加22汽泵及电泵出力，保持给水

29、流量与主汽流量相平衡，维持汽包水位在正常值。三、原因分析：1. 当时机组负荷为250MW， 主汽压力10.6MPa，21汽泵由四段抽汽供汽，四段抽汽压力为0.23Mpa，由于21汽泵给水已达760t/h，四抽供汽已不能满足给水流量所需汽量，自动切至主汽供给，21小机调门开度已达93，转速已不能快速减下来，导致给水流量未能按想像那样降下来，导致给水流量增大。2. 当时在给水流量比主汽流量达很多时，操作人员没有考虑到会发生21汽泵转速减不下来的现象，仍然盲目一味进行操作21汽泵，而未能更加主动先将21汽泵打闸。3. 发现21汽泵给水流量降不下来后，未考虑到给水流量与主汽流量不匹配，会导致汽包水位过

30、高，造成对机组的危害，而去操作22汽泵，使总的上水量减下来。四、暴露的问题：1. 值班员对汽泵的运行性能不很了解，在主汽供汽给汽泵运行状况下，转速不能快速调整的特性了解不透彻，不能运用到实际操作中。2. 在发现锅炉给水流量远远大于主汽流量时，对汽包水位的上升速度考虑不足，只停留在水位的实际位置上，暴露出值班员对异常情况处理的能力还有欠缺。3. 在进行21汽泵操作无效后，未考虑到可以通过其它方法也可达到降低给水流量的目的，暴露出值班员思路狭窄未能采用将22汽泵或电泵出力降下来等方法。值班员依赖性强，在有调试人员在场的情况下，只听从调试人员的指挥，缺乏主观考虑，对汽包水位过高的危害估计不足。五、

31、防范措施：1、 在低负荷、低参数的运行方式下，不进行两台汽泵的切换。2、 当汽泵调门开度达到90以上时，不进行汽泵的快速调整。3、 培养值班员全面思考的能力，在不能操作时，转换思路，采取其它方法进行操作。4、 对事故的发生要有预见性，把别人的经验教训，经过仔细研究，转换为自己的，并应用在实际操作中。5、 认真学习，积累经验，吸取教训，进行很好的总结，防止类似情况的发生。2005年3月19 #2锅炉长杆1、2吹灰器损坏一、设备简介：2号炉主要技术规范:型 号: SG-2008/17.47-M903型 式：亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式

32、制粉系统、单炉膛、型露天布置、运转层以下紧身封闭、固态排渣、全钢架结构、平衡通风。炉膛宽19558mm，深16940.5mm，炉顶标高73000mm，汽包中心线标高74000mm，炉膛由51×6.5mm膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度550，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉室下水包标高为7760m。制造厂家：上海锅炉厂锅炉本体吹灰系统：吹灰蒸汽自两只分隔屏出口，集箱接出分左右两路分别经过气动薄膜减压阀减压，其整定值为2.94MPa（30kgf/cm2）温度约330。减压阀前管路上布置有一只手动截止阀和一个电动截止阀作关闭汽源用。减压阀后管路上设有一只安全阀以防吹灰蒸汽超压。管路上还设有压力测点，监视减压阀出口压力。左侧减压阀负责左、前墙吹灰器吹灰，右侧减压阀负责右、后墙吹灰器吹灰，各路吹灰器管路均设有流量开关，并与程控开关相接，流量开关触点的设定值为保持吹灰器所需的最小冷却流量。吹灰器管