2X300MW锅炉本体设备检修工艺规程.docx
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2X300MW锅炉本体设备检修工艺规程
锅炉设备检修工艺规程
锅炉设备检修工艺规程总目录
第一篇锅炉本体设备检修工艺规程
第二篇制粉系统设备检修工艺规程
第三篇除灰系统设备检修工艺规程
第四篇锅炉风烟系统设备检修工艺规程
第五篇管道、阀门、水位计检修工艺规程
第六篇空压机检修工艺规程
第七篇启动锅炉检修工艺规程
第八篇干灰分选检修工艺规程
第九篇除渣系统检修工艺规程
第一篇
锅炉本体设备检修工艺规程
锅炉本体设备检修工艺规程目录
1.锅炉主要技术规范和概述……………………………5
2.汽包检修………………………………………………8
3.水冷壁检修…………………………………………13
4.过热器检修…………………………………………19
5.再热器检修…………………………………………25
6.省煤器检修…………………………………………29
7.锅炉水压试验………………………………………33
8.暖风器检修…………………………………………35
9.燃烧器的设备规范及结构…………………………38
10.炉架、平台扶梯、门类检修………………………40
11.炉墙检修……………………………………………44
12.吹灰器的检修………………………………………46
13.容壳式空气预热器检修……………………………51
14.连定排扩容器检修…………………………………61
1.锅炉主要技术规范和概述:
1.1锅炉机组安装简况和主要技术规范:
1.1.1制造和安装简况:
锅炉
编号
制造厂家
制造
年月
安装
年月
投产
年月
出厂
编号
锅炉
总图号
#1
上海锅炉厂
2001.09
2001.7
2002.9
400-171
#2
上海锅炉厂
2001.12
2001.9
2002.12
400-172
1.1.2锅炉机组主要技术规范:
SG-435/13.7-M760型锅炉为超高压、中间一次再热、单汽包自然循环、固态排渣、中间储仓式煤粉炉。
a.主要技术规范:
锅炉型号:
SG-435/13.7-M760型
过热蒸汽:
额定蒸发量435t/h
额定蒸汽压力13.7Mpa(表压)
额定蒸汽温度540℃
再热蒸汽:
蒸汽流量357t/h
进出口蒸汽压力2.59Mpa/2.46Mpa(表压)
进出口蒸汽温度313℃/540℃
锅炉给水温度244℃
给水压力15.7Mpa(绝对大气压)
空预器进口风温20℃
炉膛出口空气过剩系数1.2
排烟温度135.6℃
炉膛容积热负荷575.7×103KJ/m3.h
炉膛断面热负荷14.8×106KJ/m2.h
锅炉计算热效率(按低位发热量)η=91.0%
锅炉保证热效率(按低位发热量)η=90.95%
b.技术特性
点火方式:
高能点火
燃油雾化方式:
机械雾化
油枪配备数量:
8支
炉前油压:
2.94Mpa
油枪出力总容量:
30%BMCR
锅炉主要尺寸:
炉膛断面:
(宽×深)9600×8840mm
炉顶标高:
42100mm
锅筒中心标高:
45750mm
锅筒重量:
65t
大板梁顶标高:
50450mm
煤质资料:
设计煤质校核煤质
Car%61.0355.03
Har%3.082.08
Oar%2.862.26
Nar%0.960.86
St.ar%1.611.31
Aar%24.5829.58
Mar%5.888.88
Mad%0.91.5
Vdaf%16.6214.62
Qnet.arkJ/kg2371020620
HGI%9373
DT℃13801330
ST℃>1400>1350
HT℃>1400>1350
FT℃>1400>1400
灰渣特性
SiO2%51.2351.64
Al2O3%31.9831.12
Fe2O3%11.4511.06
TiO2%1.121.07
CaO%1.892.03
SO3%0.880.88
其他%0.531.19
c.主要受热面结构尺寸:
序号
材料
名称
规格
节矩
管数(根)
受热
面积
平方米
工质
温度
进/出
烟气
温度
进/出
1
水冷壁
φ60×7
80.5
120×2
+104×2
2
钢102
12Cr1
MoV
前屏
φ38×5(前后
各3根钢102)
φ38×4.5(其余)
共六片,
每片间距
1350mm
28×6
3
钢102
12Cr1
MoV
后屏
φ38×5
外3根为
钢102
630
12×14
4
后半部钢102
前半部12Cr1
MoV
对流
过热器
φ38×6
90
104×3
5
12Cr1
MoV
SA213-T91
高温再热器
φ42×4
90
104×7
序号
材料
名称
规格
节矩
管数(根)
受热
面积
平方米
工质
温度
进/出
烟气
温度
进/出
6
20G
炉顶
过热器
φ42×5(前段),
φ51×5.5
45
各211
7
隔墙
省煤器
φ38×4
90
102(前)
106(后)
8
低再
引出管
φ42×3.5
90
104X2
9
20G
后包覆
过热器
φ51×5.5
45
211
10
20G
侧包覆
过热器
φ51×5.5
45
114+123
11
悬吊
管系
φ42×6
180
52×4
12
低温
再热器
φ42×3.5
90
104X7
13
旁路
省煤器
φ38×5
90
101X2
14
主
省煤器
φ32×4
15
预热器
热段
φ6890
16
预热器
冷段
φ6890
1.2锅炉结构特点
本锅炉为自然循环锅炉,Π型露天布置,锅筒中心标高为45750mm,布置于炉前距前水冷壁中心线2660mm处,采用四根φ377×32mm的大直径下降管。
炉膛由密封性能较好的φ60×6光管(20G)焊扁钢(20)组成膜式水冷壁。
外面敷设保温岩棉和金属护板,炉膛截面深×宽=8840×9600mm,宽深比为1.086,燃烧器采用直流、四角切向燃烧布置。
炉膛后墙上部出口处按烟气流向分别布置六片前屏过热器,节距1350mm,每片28根
管子组成U型管屏,外圈3根由φ38×5钢102管子组成,其余由φ38×4.5的12Cr1MoVG管子组成,管屏由自身的管子绕成管夹固定.高温对流过热器,布置在折焰角的斜坡上方,共104排,每排3根φ38×6管子,低温过热器由侧墙、后墙及炉顶包覆管组成,炉顶后半部、后墙及侧墙共114+123根φ51×5.5管子,炉顶包履管前段为φ42×5管子,再热器分高、低温二级,分别布置于水平烟道及尾部烟井。
整台锅炉受热面采用前吊、后吊、搁相结合的方式。
后烟井深度为7500mm,其上部由隔墙省煤器分隔成主烟道和旁路烟道二个烟道,主烟道设置低温再热器,旁路烟道设置旁路省煤器,低温再热器受热面重量通过悬吊管,由炉顶钢架承受,受热面向下膨胀。
省煤器由旁路省煤器、隔墙省煤器和置于后烟井下部的主省煤器三部分组成,旁路省煤器搁置在隔墙省煤器上,隔墙省煤器为悬吊式,主省煤器则由三根钢架支撑,搁置在钢构架梁上。
在主省煤器周围为悬吊式框架炉墙,其下方与固定灰斗交接处,布置了迷宫式沙封结构,以补偿吊与搁之间的相对位移。
二台容壳式预热器直接安装在9米运转层上,由水平烟道连接,布置在尾部烟井的后侧,后烟井周围均有管子包复,外面敷设炉墙保温和金属护板。
除尾部预热器、烟风道、灰斗及主省煤器和出渣设备外,锅炉的全部受热面均悬吊在炉顶钢架上,受热面均作向下自由膨胀,炉顶钢架通过K1、K2、K3和K4锅炉钢构架把荷重传递到锅炉基础。
锅炉主蒸汽采用一、二级喷水减温,再热器采用烟气挡板作温度调节。
再热器进口处设有事故喷水装置作为非正常工况时的降温措施,低温再热器与高温再热器之间设有微量喷水,锅炉负荷在70%~100%范围内运行时,上述的调温装置可以维持一、二次汽出口温度为额定值。
炉膛四周布置16只伸缩旋转式电动吹灰器,两侧墙前后墙各4只,对流过热器前布置4只长伸缩旋转式电动吹灰器,两侧各2只,上下两层布置,吹灰器可以遥控,可以程控。
2.汽包检修
2.1汽包结构概述及简要规范
2.1.1超高压中间再热锅炉汽包简要结构特性
序号
项目
内容
备注
1
锅炉型号
SG-435/13.7-M760
2
总长度
14070mm
3
内径
φ1600mm
4
壁厚
92mm
5
材料
BHW35合金钢
6
中心线标高
45750mm
7
正常水位在中心线下
150mm
8
人孔数×直径
2×φ420mm
9
筒身自重
46693kg
10
安全阀最低起跳压力
16.4MPa
11
锅筒筒身直段长度
12240mm
12
最高和最低水位距正常水位
±50mm
13
工作压力
15.2MPa(155kg/m2)
14
设计压力
15.7MPa(160kg/m2)
15
工作水压试验压力
超压水压试验压力
Ps=15.2MPa
Ps=19MPa
水压试验时外壁温度不小于35℃
1.1.1.2汽包设备概况
汽包内部装置采用旋风分离器(φ315)+给水清洗孔板+顶部均流孔板的结构形式。
旋风分离器与各分段连通箱联接,进口装有导流板。
旋风分离器共48只,分左旋和右旋两种方式,单个分离器的平均蒸汽负荷为10t左右,旋风分离器的上方布置有清洗孔板,自省煤器来的给水由12根φ108×10的管子引入锅筒,其中50%的给水进入清洗孔板作清洗蒸汽用,余下50%直接进入锅筒底部下降管附近与分离下来的水汽混合进入下降管,由于从非沸腾式省煤器来的给水具有较大欠热,使混合后的水温低于相应压力下的饱和温度,同时在下降管进口布置了十字挡板,因此在运行中能有效地减少下降管带汽及抽空现象的产生,保证了锅炉水循环的安全可靠性。
在拆卸零件时应封严管口,以防落入杂物。
检修给水清洗装置应注意以下几点:
A.为保证喷水后水面平静,清洗孔板的水平误差越小越好,一般控制在±2~3mm内。
B.为了使清洗的静压(与水层厚度有关)和蒸汽穿孔阻力(与蒸汽流速有关)二者保持平衡,清洗水层控制在20~40mm,所有溢水门均应安装正确。
汽包材质BHW35,系低合金高强度钢,鉴于此种材料的焊接性能,不允许在汽包壁上直接引弧和焊接。
如不慎引弧,应立即用小砂轮磨光以免发生裂纹。
因该材料冷脆性较明显,水压试验时,锅炉厂规定汽包外壁温度不得小于35℃,所以水温宜在50℃~70℃之间。
在锅筒两端布置2只安全阀,在锅筒上还布置有排污、加药、紧急放水,再循环等管路及水位计、平衡容器等。
2.1.3汽包内部主要设备规范:
序号
零件名称
规格
(mm)
材质
单重
(kg)
数量
1
给水支管
φ76×4
20
9.17
6
2
清洗供水管
φ76×4
20
6
3
封板
Q235-A
4
4
多孔板
698×400×3每只有388个φ5孔
Q235-A·F
6.5
29
5
清洗孔板
1106×396×3
1674个φ5孔
Q235-A·F
12.6
29
6
U型封板
1.8
28
7
给水分配管
φ89×4
47.0
6
8
旋风分配器
φ315×2
装配件
32.6
48
9
开槽销
Q235-A
0.25
48
10
加药管
φ38×3.5L=10000
20
40.0
1
11
加药引管
φ28×4L=5190
20G
12.5
1
12
连排引出管
φ28×4L=360
20
0.9
2
13
排污管
φ60×3L=5450
20
23
2
14
事故放水管
φ108×6
20
8.62
1
15
旋风器下托盘
20
23
16
人孔盖装置
φ420
BHW35
172
2
17
旋风筒法兰垫片
石棉橡胶板
48
18
连通箱盖
42.0
6
19
人孔门螺栓
M30×182
35
1.55
4
20
人孔门螺母
M30
碳钢
0.21
4
21
人孔门螺栓垫圈
30-100HV
钢
0.045
4
22
人孔门垫片
φ464×419,б=3
缠绕式金属石墨垫
4
23
吊门杆螺钉
M6×10
碳钢
0.0015
2
24
吊门杆螺钉垫圈
36-100HV
钢
0.079
2
25
吊门杆螺母
M36
碳钢
0.36
2
序号
零件名称
规格
(mm)
材质
单重
(kg)
数量
26
均流板螺母
M12
碳钢
0.012
58
27
均流板双头螺栓
M12×60-6.8
碳钢
0.054
58
28
溢水斗
Q235-A·F
7.18
36
2.2汽包检修项目、工艺方法及质量标准
2.2.1准备工作
2.2.1.1停炉前做好膨胀指示器记录。
2.2.1.2拆下人孔门外保护罩。
2.2.1.3准备好胶皮及各种用具。
2.2.1.4接两只12V行灯。
2.2.2拆装汽包人孔门。
2.2.2.1检修工艺
2.2.2.1.1停炉放水48小时后,办理工作票,用专用扳手拆下人孔门螺栓,并将拆下的螺栓及垫圈作记号,以便顺利复位。
2.2.2.1.2在打开汽包人孔门时,车间检修主任或技术员、安全员以及化学人员应参加,工作时应有一人监护并做好记录,推开人孔门时必须戴手套,并应站在人孔门的一侧,以免烫伤,关人孔门时应贴封条。
2.2.2.1.3装通风机冷却汽包内温度降至40度以下,方可进入汽包内工作。
2.2.2.1.4打开人孔门后,首先由化学人员进入,检查汽包结垢.腐蚀情况并检查内部装置完整情况,同时做好修前情况记录,要严格检查进入汽包人员随身所携带的物体,并予以登记,待出汽包时必须全部带出。
2.2.2.1.5汽包内应有12V低压照明灯,进入汽包内工作前应将下降管用胶皮盖好,防止杂物落在管内。
2.2.2.1.6严禁在汽包上乱割乱焊,需要在汽包上进行焊接工作时,应经锅炉安全监察工程师同意,总工批准后方可进行。
2.2.2.1.7汽包内工作完毕,须经三级验收并由安全专工检查后方可关闭人孔门。
2.2.2.1.8应做好汽包修后记录,以便与原记录对照。
2.2.2.2质量标准
2.2.2.2.1人孔门平面应平整光洁,无明显的直槽和牵连的腐蚀麻点,平面不可有裂纹,结合面应大于全宽度的2/3.
2.2.2.2.2缠绕式金属石墨垫,不应有折纹,厚度2-4mm,大小应与人孔面相等,衬垫应干燥。
2.2.2.2.3人孔门压板不应有扭曲变形,螺丝不应有反牙和拉毛现象,螺母应能随手捻到底,螺丝一侧应加涂黑铅粉或二硫化钼.
2.2.2.2.4装后上水无渗漏.
2.2.2.2.5点火升压至0.29-0.49Mpa,复紧人孔门螺栓。
2.2.3拆装汽包内部汽水分离装置。
2.2.3.1检修工艺
2.2.3.1.1拆下的汽水分离设备和蒸汽清洗装置,应按左、右、前、后方向顺序编号,用毛刷、钢丝刷或用砂布将汽包内所有设备白锈垢清除干净,将拆下的销子、螺丝等零星物件集中放置。
2.2.3.1.2用压缩空气吹通给水管、给水分配管、加药管取样管、水位计连接管等各种管道(对不可拆卸的管道应用小榔头振击致通),将锈泥清理干净。
2.2.3.1.3φ377×32下降管,管口十字档板应加以包扎遮盖,并用橡皮布覆盖,谨防工具、杂物落入管内。
2.2.3.1.4工作结束离开汽包前,应加装假人孔门,并贴封条。
2.2.3.2质量标准
2.2.3.2.1各种内部装置腐蚀深度最大不超过原厚的1/2。
2.2.3.2.2溢水门坎的水平误差不得超过0.5mm,全长误差最大4mm,每次测量做好记录,发现偏差超标并已影响汽水品质,应采取校正措施。
2.2.3.2.3加药管、排污管、给水分配管及取样管等应畅通无阻,安装位置正确,固定可靠,连排管应装置在不低于正常水位的位置,旁路水管左右对称,方向不能搞错,并伸至下降管口附近。
槽钢缓冲罩点焊牢固。
事故放水管安装位置不低于最低水位。
2.2.3.2.4旋风筒的上边缘标高允许误差+10mm;中心线垂直度偏斜小于1/100;汽水混合物引入管标高允许误差+20mm;下部托斗与上旋风筒下平面距离小于50mm。
2.2.3.2.5所有焊缝(如法兰头颈,汇流箱封板等)不应有脱焊或断裂,旋风筒顶帽及托盘应点焊牢固。
2.2.3.2.6旋风筒法兰用1.5mm石棉橡胶垫片,垫片上均匀涂以一层锅炉漆并烘干.斜销、圆销用铅粉或化钼干擦后应装置牢固,法兰结合面应严密不漏。
2.2.3.2.7多孔板、清洗板的孔眼应清洁无堵塞。
2.2.4汽包水平及弯曲度的测量
2.2.4.1检修工艺
2.2.4.1.1用拉钢丝法测量汽包的弯曲度。
即:
把细铁丝穿过汽包内部并拉紧,然后在汽包两端筒身封头焊缝处量出相等尺寸,固定好钢丝位置,在汽包中部所量尺寸之差,即为汽包的弯曲度。
2.2.4.1.2用橡皮管两端接玻璃连通器测量汽包的水平度,皮管内应无空气存在,皮管不可折曲。
2.2.4.1.3用皮尺测量汽包的椭圆度
2.2.4.1.4新装锅炉的汽包的水平度应符合质量标准,由于在运行中会遇到地基下沉、钢架变形等多种因素和条件,致使测得的水平度和弯曲度很难符合质量标准,可将标高偏差值、汽包弯曲度与上次大修记录进行比较,发现疑问应寻找原因。
2.2.4.2质量标准
2.2.4.2.1最大弯曲允许值为15mm
2.2.4.2.2纵向水平误差和横向水平误差都不应大于2mm.
2.2.4.2.3椭圆度允许≤0.7%,Dn=11.2mm
2.2.4.2.4各项测量记录正确齐全。
2.2.5汽包人孔门平面的测量及研磨
2.2.5.1检修工艺
2.2.5.1.1人孔门结合面应用水平刮刀铲刮干净,再用砂布打光、白布清洁。
铲刮应按人孔门的圆周环向进行,不可铲出直槽,特别是平面肩胛倾角处不可有腐蚀斑点及直槽纹路,如发现腐蚀斑点既深又大时,应采取方法修补,将腐蚀点凿去,堆焊后再磨平(考虑到材料的焊接性能,应制定特殊的焊接措施)。
汽包零件拆除搬运进出汽包人孔门应防止碰坏人孔门平面。
2.2.5.1.2用研磨膏及刮刀配合进行刮研、研磨及平整。
2.2.5.2质量标准
2.2.5.2.1用专用平板(应经校验)及塞尺进行环向检测,每一平面沿环向测量12-16点,并作好记录。
2.2.6汽包内外壁裂纹的检查
2.2.6.1检修工艺
2.2.6.1.1汽包内部裂纹应每次大修都做检查,外壁裂纹则每6年检查一次。
2.2.6.1.2用着色法或超声波检查裂纹并做记录。
2.2.6.1.3如发现汽包有超标裂纹要做焊补处理,应有详细的焊接措施并经总工批准,否则不准焊补。
2.2.6.2质量标准
2.2.6.2.1筒体内外表面的凹陷和疤痕,当深度为3~4mm时应修磨到圆滑过度。
当深度大于4mm时,则应补焊并修磨。
对于微小的表面裂纹和高度达到3mm的个别凸起部分应作修整。
2.2.7膨胀指示器的修正
2.2.7.1检修工艺
2.2.7.1.1停炉前做好指示记录。
2.2.7.1.2停炉后膨胀批示器记录与停炉前进行比较。
2.2.7.1.3水压试验前应作最后一次全面检查。
2.2.7.2质量标准
2.2.7.2.1指针顶端呈尖形,距平板1~2mm。
2.2.7.2.2装置正确、牢固。
2.2.7.2.3零位校正正确。
2.2.7.2.4指示牌表面清洁,数字清楚。
2.2.8汽包吊架检查
2.2.8.1检修工艺
2.2.8.1.1检查吊架下部承吊汽包部位与汽包接触情况。
16Mn钢板点焊处脱焊情况应在拆去汽包保温时检查,一般在打磨检查汽包焊缝时检查。
2.2.8.2质量标准
2.2.8.2.1上下瓦形垫块应完整无损。
2.2.8.2.2轴销螺母应拧紧。
2.2.8.2.3吊架下部承吊部位应与汽包壁完全接触。
2.2.8.2.4钢板点焊处不应脱焊。
2.2.9大直径下降管管口检查
2.2.9.1检修工艺
2.2.9.1.1在汽包内部装置拆除后进入汽包仔细检查。
2.2.9.2质量标准
2.2.9.2.1十字挡板焊接牢固。
2.2.9.2.2下降管管口不应有裂纹。
2.3汽包常见故障及消除方法
2.3.1内部腐蚀、结垢。
2.3.1.1主要原因
2.3.1.1.1给水品质差。
2.3.2.2排污不足使炉水恶化。
2.3.2.3长期运行未能清理干净。
2.3.1.2消除方法
2.3.1.2.1加强化学监督,按要求进行定期排污。
2.3.1.2.2随同受热面酸洗汽包。
2.3.1.2.3结合大修进行彻底清理。
2.3.2汽包弯曲及裂纹。
2.3.2.1主要原因:
启停炉时上水或放水速度快,使汽包上、下壁温差大于50℃,而使应力过大。
2.3.2.2消除方法
2.3.2.2.1制定措施进行处理。
2.3.2.2.2严格正确执行运行规程。
2.3.3汽包人孔门泄漏及汽包内部零件脱落。
2.3.3.1主要原因
2.3.3.2人孔门结合面不严。
2.3.3.1.2垫子材料不符合要求。
2.3.3.1.3汽包内部销子未装牢。
2.3.3.2消除方法
2.3.3.2.1研磨汽包人孔门结合面。
2.3.3.2.2使用合格的石棉垫。
2.3.3.2.3固定销装牢。
2.4汽包检
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