哈锅210MW锅炉检修规程210MW循环流化床锅炉.docx

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哈锅210MW锅炉检修规程210MW循环流化床锅炉

670T/H循环流化床锅炉

锅炉检修规程

2006年12月

一、锅炉本体

1、锅炉整体布置和主要参数

2、汽包检修

3、水冷壁、水冷屏检修

4、过热器、再热器检修

5、减温器检修

6、省煤器检修

7、汽水集箱检修

8、空气预热器检修

9、启动燃烧器检修

10、燃油、空气管路检修

11、炉内与外置床布风板及风帽

12、冷渣器检修

13、旋风分离器、连接烟道、循环回路装置

14、吹灰器检修

15、烟风道检修

16、支吊架检修

17、锅炉构架、平台和人孔

18、埋刮板给煤机检修

19、炉本体保温

二、汽水管道及阀门

1、闸阀检修

2、截止阀检修

3、弹簧式安全阀检修

4、止回阀检修

5、调节阀检修

6、阀门电动装置检修

7、汽水管道检修

三、锅炉辅机

1、引风机检修

2、一次风机检修

3、二次风机检修

4、外置床流化风机

5、高压流化风机

6、石灰石风机

7、气化风机

8、埋刮板输渣机

9、渣仓、斗式提升机

10、空气压缩机

11、压缩空气干燥机

12、微热再生吸附式压缩空气干燥机

四、除灰系统

1、电除尘检修

2、仓泵检修

第一篇　锅炉本体

1　锅炉整体布置和主要参数

1.1　锅炉整体布置

HG-670/13.7-L.MP19型循环流化床锅炉，与210MW等级汽轮发电机组相匹配，可配合汽轮机定压（滑压）启动和运行。

锅炉为高温高压自然循环汽包炉，采用循环流化床技术，循环物料的分离采用高温绝热旋风分离器，锅炉采用平衡通风。

锅炉为H型露天布置方式，高强度螺栓连接全钢结构，运转层为普通平台结构，炉顶设置轻型钢结构。

锅炉主要由炉膛、高温绝热旋风分离器、气动式分离回灰外置式换热器、冷渣器和尾部对流烟道等6部分组成。

燃烧室蒸发受热面采用膜式水冷壁，水循环采用单汽包、自然循环、单段蒸发系统。

采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽，具有布风均匀、防堵塞、防结焦和便于维修等优点。

除水冷壁外，炉内还布置有6片水冷屏和屏式中温过热器。

本锅炉采用4个内径为6.4.米的高温旋风分离器，布置在燃烧室与尾部对流烟道之间，外壁由钢板制成，内衬耐火耐磨材料，耐火耐磨材料采用拉钩、抓钉和支架固定。

分离器上部为圆筒形，下部为锥形，。

每个高温旋风分离器回料腿下布置一个气动回灰换热器，左侧2个换热器内分别布置有高温再热器冷段、高温再热器热段；右侧2个外置床内分别布置有低温过热器冷段、低温过热器热段。

炉膛、分离器和外置式换热器构成了循环流化床锅炉的核心部分—物料循环回路，煤与石灰石在热循环回路内完成燃烧及脱硫反应可实现循环流化床锅炉高效低温燃烧、有利于环境保护。

经过分离器净化过的烟气进入尾部烟道。

尾部对流烟道中依次布置末级过热器、低温过热器、省煤器、空气预热器。

过热蒸汽温度由布置在各级过热器之间的三级喷水减温器调节，减温器分别布置在低温过热器冷、热段之间，低过与屏式11级过热器之间和屏过与末级过热器之间，减温水来自锅炉给水。

再热气温通过布置末级再热器的两个外置式换热器来调节，同时还在低温再热器入口处布置有事故喷水减温器，外置式换热器实现了床温和再热蒸汽温度分开调节的目标，比较灵活，避免了再热器喷水调温影响整个机组热经济性的弊端。

末级过热器、低温再热器区烟道采用的包墙过热器为膜式壁结构，省煤器烟道采用护板结构。

省煤器、空气预热器为防止对流受热面运行中的积灰，在各级受热面之间布置有一定数量的长伸缩式、固定旋转式蒸汽吹灰器。

燃烧室与尾部烟道均采用水平绕带式刚性梁来防止内外压差作用造成的变形。

锅炉在炉膛几何中心、分离器中心、尾部对流烟道中心设有膨胀中心。

连接各部分烟气、物料的联管间设置有性能优良的非金属膨胀节，解决由热位移引起的密封问题。

各受热面穿墙部位均采用国外成熟的二次密封技术设计，确保锅炉的密封性。

循环流化床燃烧用空气分级送入燃烧室，以降低NOX的生成量，除从布风板送入的一次风外，还从燃烧室下部锥段分二层不同高度引入二次风。

。

脱硫剂采用石灰石，通过气力输送方式从炉膛下部两侧四个给料点给入。

锅炉启动燃烧器采用床上四支、床下五支联合启动方式，以节省启动用油。

冷渣器采用水冷滚筒式冷渣器，两台运行，两台备用。

布置在水冷风室的下部，将炉渣冷却到≤150℃。

锅炉采用卧管式空气预热器，沿烟气一、二次风预热器交叉布置。

整个系统设置四条给煤输送系统，将燃料送至八个回料腿上的给煤点。

锅炉设有一次风机、二次风机、石灰石输送风机、引风机、分流回灰高压流化风机、换热高压风机。

1.2锅炉主要设计参数

1.2.1　锅炉技术规范

锅炉额定蒸发量　　　　　　　　　　　　　　670t/h

过热蒸汽出口压力（表压）　　　　　　　　　13.7MPa

过热蒸汽温度　　　　　　　　　　　　　　　540℃

再热蒸汽流量583t/h

再热器进口蒸汽压力2.6MPa.g

再热器出口压力　　　　　　　　　　　　2.38MPa.g

再热器进口蒸汽温度315℃

再热器出口蒸汽温度540℃

省煤气进口给水温度251.5℃

减温水温度178℃

1.2.2　锅炉基本尺寸

炉膛宽度

7830mm

炉膛深度

20970mm

布风板深度

3905mm

布风板标高

8000mm

炉膛顶部标高

44000mm

运转平台标高

10000mm

汽包中心标高

47885mm

锅炉本体最高点标高

54535mm

锅炉宽度（柱中心线）

33000mm

锅炉深度（柱中心线）

40600mm

分离器数量

4

分离器内径

6400mm

1.2.3　锅炉水容积（过热器侧）

名　　称

单位

锅筒

水冷壁下水管连接管

过热器

省煤器

总计

水压时

M3

37

120

50

5

212

正常运行时

M3

15

120

0

5

140

1.2.4锅炉受压元件的规格材料汇总

名称

规格

材料

水冷屏布风板

Φ60×7

20G

水冷屏入口集箱

Φ168×21L:

1820mm

SA106—C

水冷屏出口集箱

Φ168×21L:

1970mm

SA106—C

右侧水冷壁下部

Φ60×7

20G

水冷壁上部顶棚

Φ60×7

20G

水冷壁上部（前、后）

Φ60×7

20G

水冷壁上部（左、右）

Φ60×7

20G

侧水冷壁上集箱（前、后）

Φ273×40L:

10484mm

20G

过渡管接头

Φ60×7

20G

下水分配管（水冷壁）

Φ508×60

SA-106C

集中下降管（侧和前水下）

Φ508×40

SA-106C

分散下水管

汽水引出管

Φ159×16

联通管接头

Φ159×16

20G

水冷壁上集箱（顶）

Φ273×40L:

7710mm

20G

左侧水冷壁下部

Φ60×7

20G

水冷壁下部（前、后、左、右）

Φ60×7

20G

水冷壁中部

Φ60×7

20G

侧水冷壁下集箱（前、后）

Φ273×40L:

10108mm

20G

前后水冷壁下集箱

Φ273×40L:

4470mm

20G

水冷壁小集箱

Φ273×40L:

854mm

20G

过热器包墙顶部

Φ42×6

20G

过热器包墙（前）

Φ42×6

20G

过热器包墙（后）

Φ42×6

20G

过热器包墙（左、右）

Φ42×6

20G

过热器低温一段（回料阀处）

Φ51×8

SA213—TP321

过热器套管

　Φ51×8

12Cr1MoVG

过热器低温二段（回料阀处）

Φ51×8

SA213—TP321

过热器套管

Φ51×8　

12Cr1MoVG

主汽管道

Φ325×45

12Cr1MoVG

高温过热器

Φ38×5

12Cr1MoVGT91

过热器中温管屏

Φ51×7

12Cr1MoVG

过热器中温管屏出口集箱

筒身Φ219×28L=2338mm

12Cr1MoVG

过热器低温一段入口集箱

筒身Φ356×35L=5638

12Cr1MoVG

过热器低温一段出口集箱

筒身Φ356×35L=4738

12Cr1MoVG

过热器低温二段入口集箱

筒身Φ356×35L=4738

12Cr1MoVG

过热器低温二段出口集箱

筒身Φ356×35L=4738

12Cr1MoVG

高温过热器过热高温入口集箱

筒身Φ325×45L=15500

12Cr1MoVG

高温过热器过热高温出口集箱

筒身Φ325×50L=14500

12Cr1MoVG

过热器包墙上集箱（左）

筒身Φ273×42L=7450

20G

过热器包墙上集箱（右）

筒身Φ273×42L=7450

20G

过热器包墙下集箱（左、右）

筒身Φ356×44L=6615

SA-106C

过热器包墙下集箱（前）

筒身Φ356×44L=13368

SA-106C

过热器包墙下集箱（后）

筒身Φ356×44L=14900

SA-106C

过热器包墙出口集箱（前）

筒身Φ273×42L=14500

20G

过热器包墙顶棚出口集箱

筒身Φ273×42L=14600

20G

再热器高温1蛇形管

Φ57×5

SA213-TP321

小集箱（再热器高温1）

筒身Φ133×13L=1088

12Cr1MoVG

小集箱（再热器高温1）

筒身Φ133×13L=1184

12Cr1MoVG

小集箱（再热器高温1）

筒身Φ133×13L=1181

12Cr1MoVG

再热器高温2蛇形管

Φ57×5

SA213-TP321

小集箱（再热器高温2）

筒身Φ133×13L=1044

12Cr1MoVG

小集箱（再热器高温2）

筒身Φ133×13L=1018

12Cr1MoVG

小集箱（再热器高温2）

筒身Φ133×13L=1155

12Cr1MoVG

小集箱（再热器高温2）

筒身Φ133×13L=1137

12Cr1MoVG

再热器低温1蛇形管

Φ51×4

15CrMoG

再热器高温1入口集箱

筒身Φ559×25L=4182

12Cr1MoVG

再热器高温2入口集箱

筒身Φ559×25L=4182

12Cr1MoVG

再热器高温1出口集箱

筒身Φ559×25L=4182

12Cr1MoVG

再热器高温2出口集箱

筒身Φ559×25L=4102

12Cr1MoVG

再热器低温入口集箱

筒身Φ457×24L=14500

20G

再热器低温出口集箱

筒身Φ559×25L=14532

12Cr1MoVG

再热器入口联接管

Φ457×24

20G

再热器出口联接管

Φ559×25

12Cr1MoVG

再热器事故喷水减温器

筒身Φ457×24L=4500

20G

再热器减温器

筒身Φ559×25L=4280

12Cr1MoVG

再热器喷水减温器套筒

筒身Φ474×6L=3720

12Cr1MoV

再热器喷水减温器喷管

L=103

15CrMo

再联管（低再至高再）

Φ559×25

12Cr1MoVG

过热器联接管

Φ325×45

12Cr1MoVG

过联管（中过至高过）

Φ356×35（1根）

12Cr1MoVG

Φ356×30

联通管（低过至高过）

Φ356×30

12Cr1MoVG

过热器一级喷水减温器

Φ356×35L=4500

12Cr1MoVG

过热器二级喷水减温器

Φ356×35L=4300

12Cr1MoVG

过热器三级喷水减温器

Φ356×35L=4000

12Cr1MoVG

汽包包墙联接管

Φ133×13

20G

省煤器蛇形管

Φ32×4

20G

省煤器吊挂管

Φ51×8

15CrMoG

省煤器引出管

Ф108×12

20g

省煤器再循环管

Φ133×13

20G

省煤器再循环管放水管

Φ133×13

20G

省煤器入口集箱

筒身Φ325×35L=15565

SA-106C

省煤器出口集箱

筒身Φ273×32L=14200

20G

省煤器中间集箱（前）

筒身Φ273×32L=13800

20G

省煤器中间集箱（中）

筒身Φ273×32L=13800

20G

省煤器中间集箱（后）

筒身Φ273×32L=13800

20G

1.2.5　空气预热器受热面规格

空气预热器管

Ф60×2.75

Q235-A

Ф60×2.75

CortenA

2　汽包检修

2.1汽包简介

　　　　　　　　　　　　　　　型　　　　号

项　　　　　目

数　　　　　据

汽包内径

Ф1600mm

汽包壁厚

100mm

锅筒全长

18200mm

汽包材料

DIWA353

工作压力

15.06MPa

工作温度

343℃

汽包亦称汽鼓或锅筒，是自然循环锅炉最重要的部件之一，汽包与锅炉的上升管和下降管相接，是运行工质的加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽，是一个汇集炉水、饱和蒸汽和进行汽水分离及蒸汽清洗的圆筒形密封承压容器。

汽包筒体由19Mn6钢板焊接而成，两端的封头由同种材料的钢板冲压而成，再与圆筒焊接。

在封头上有圆形人孔，在运行时将其关严，检修时可打开进入汽包内部工作。

汽包采用2组U形曲链片吊架，悬吊于顶板梁上。

汽包筒身顶部有饱和蒸汽引出管接头、安全阀管接头、压力表管接头；与水平45°夹角处焊有给水引入套管接头；筒身前、后水平部位焊有汽水混合物引入管接头，筒身底部焊有大直径下降管管接头、水冷屏供水管管接头、事故放水管管接头等。

封头上装有人孔、水位计管接头。

汽包正常水位在汽包中心以下150mm处，最高水位和最低水位离正常水位各50mm。

真实水位的测定与控制对锅炉的运行是非常重要的。

为了保证水位测定的准确性，将水位表装在远离下降管的汽包封头上，可以避开下降管附近存在的旋涡和扰动对水位测定的影响。

本锅炉汽水分离采用单段蒸发系统，汽包内部装有汽水分离器、梯形波形分离器、清洗孔板、顶部多孔板和顶部波形板等设备。

它们的作用在于保证蒸汽品质。

汽包内部分两排沿筒身全长布置有80只直径为Ф315mm的汽水分离器，在锅炉MCR工况下，每只分离器的平均蒸汽负荷为8.54T/H。

旋风分离器能消除高速进入汽包的汽水混合物的动能以保持水位平稳和进行汽水混合物的粗分离，分离出的蒸汽沿分离器中部向上流动，而分离出的水沿筒内壁向下流动，平稳地流入汽包的水空间。

每只旋风分离器上部装有一只立式波形板分离器，以均匀旋风筒中蒸汽上升速度和离心力的作用下将蒸汽携带的水分进一步分离出来。

给水由省煤器上集箱出来后，经16根Ф108×12的管子进入汽包。

距汽包正常水位445mm处布置有平孔板式清洗装置，由汽包汽水分离器分离出的饱和蒸汽通过此装置，被从省煤器来的全部给水清洗，以减少蒸汽对盐分的机械携带，提高蒸汽品质。

有锅炉MCR工况下，蒸汽穿孔速度为1.36m/s，清洗水层厚度为~40mm。

经过清洗孔板仍然带有少量水份的蒸汽，向上流动进入顶部波形板分离器，携带的水在重力、离心力和摩擦力的作用下附在波形板上，形成水膜，水膜在重力作用下向下流动并落下，减少蒸汽机械带盐。

在百叶窗分离器上部布置有多孔板，均匀其下部的蒸汽流速，有利于汽水的重力分离，同时还能阻挡一些小水滴，起到一定的细分离作用。

蒸汽从汽包出来后，经过18根Ф133×13的饱和蒸汽引出管引入左、右侧包墙过热器上集箱。

锅炉下水管采用集中与分散相结合的方式。

由汽包下部引出10根下水管。

汽包两端的2根集中下水管先向下然后沿两侧墙引入后墙。

中间2根集中下水管沿前墙垂直向下，经分配联箱由56根分水管均匀分配到前、后、左、右侧下联箱。

4根分散下水管分别引入6片水冷屏。

当锅炉给水与蒸发量不相吻合而造成水位增高，超过最高允许水位时，应通过内部装有的1根事故放水管放水至正常水位，防止满水造成事故。

此外，汽包内部还装有连续排污管、加药管和定期排污管，通过操作来维持锅炉用水的含盐量在允许范围内：

锅水总含盐量<400ppm，锅水SiO2含量<1.5-2ppm。

同时在汽包外部的两端各装有一套磁浮式水位计和电接点水位计。

2.2　汽包检修内容

2.2.1打开人孔门并通风冷却，配合化学监督人员检查汽包内部积垢、腐蚀情况。

2.2.2汽包内壁、内部装置及附件的检查和清理。

2.2.3汽包内的部件拆装。

2.2.4内、外壁焊缝及汽包壁的表面腐蚀、裂纹检查及消除。

2.2.5下降管及其他可见管管座角焊缝检查。

2.2.6内部构件焊缝检查。

2.2.7检查汽包吊架并调整膨胀指示器。

2.2.8汽包中心线水平测量及水位计零位检验。

2.2.9更换人孔门垫。

2.2.10封门、清理现场。

2.2.11检修完毕后，根据有关规定进行水压试验。

2.3　汽包检修工艺

2.3.1准备好材料、工具及两个以上的12V伏低压照明行灯。

2.3.2由工作负责人检查蒸汽、给水等有关系统隔离解列，确认压力已降至零，炉水放尽，办好工作票，方可开始施工。

2.3.3用专用扳手和大锤拆下人孔门的紧固螺母，并将拆下的螺杆和螺母作好标记。

2.3.4打开人孔时应有监护，检修人员应戴上手套，不可靠近人孔门，应站在人孔门侧面用手或器具推开人孔门，以免蒸汽烫伤。

2.3.5打开两端人孔门后，在一端装设风机通风冷却，待温度降至40℃以下，并有良好的通风和监护人员时，检修人员方可进入汽包内部进行检查工作。

2.3.6打开人孔门后应装上临时人孔门，检修人员离开汽包后应立即关闭临时人孔门，并上锁或贴上专用封条。

2.3.7检修人员进入汽包前应清点和检查须带入汽包内进行检修的工具及专用的工作服。

2.3.8由化学监督人员进入汽包检查结垢、腐蚀情况。

2.3.9检修人员进入汽包后首先将下降管和下部连通管管孔用胶皮严密覆盖，防止零件、工器具及其它杂物掉入管内。

2.3.10汽包进行内部工作时外部应有人监护。

2.3.11检修前应对汽包结垢、腐蚀、汽水分离器及附件的完整性、严密性和固定状况，并作好记录。

2.3.12拆卸汽水分离器、梯形波形分离器、清洗孔板、顶部多孔板和顶部波形板前须按前后左右的顺序进行编号，拆下的螺母、销子等须确认个数和损坏情况，然后分类放置、妥善保管。

2.3.13用钢丝刷、砂布清理汽包内壁及未拆下的部件、拆下的汽水分离器及清洗孔板的锈污和水垢，清理后用压缩空气吹净。

如果锈污和水垢较厚时，亦可采用喷砂法进行处理。

2.3.14检查、清理并疏通内部给水管、事故放水管、加药管、排污管、取样管和水位计、压力表的连通管，并作好记录。

2.3.15检查汽包壁及内部纵焊缝、环焊缝及人孔门加强圈等焊缝。

金属监督人员进行焊缝的无损探伤检查。

2.3.16检查集中下降管、分散下降管和其他可见管管座角焊缝。

必要时，金属监督人员进行焊缝的无损探伤检查。

2.3.17检查汽包内部各固定件的连接是否牢固完整，如不合格须进行修理。

必要时，金属监督人员进行焊缝的无损探伤检查。

2.3.18拆下的部件清洗完毕后，仔细检查其是否有缺陷并进行处理。

2.3.19汽包内部及内部装置清理、检修完毕后，经自检合格后，通知各有关部门进行检查，合格后方可进行组装。

2.3.20按照拆下的顺序逆向进行装复。

2.3.21回装时，所有的螺栓、销子等应牢固，不得有松动现象。

2.3.22汽包中心线水平测量及水位计零位校验。

汽包中心线水平测量必须以汽包两侧的圆周中心为基准，水平偏差一般不大于5-10mm；汽包水位计零位检验须根据汽包中心线的水平偏差值进行零位检验。

2.3.23人孔门关闭前，应对汽包内部进行最后一次全面检查，清点和检查检修工具，确认无误，经生产技术部门检查后，才能封闭人孔门。

2.3.24检查和清理人孔门结合面，对于结合面上的残留物、裂纹或疵点应予刮铲或研磨。

2.3.25检查人孔门紧固螺栓和螺母的螺纹，应无毛刺或缺陷。

2.3.26必须更换专用高压密封垫片。

2.3.27人孔门螺栓装复前应对螺栓表面涂抹二硫化钼。

垫片大小合适，放置平衡，位置正确适中，螺杆与螺母按原记号装配，用专用扳手将两个交替拧紧，并保证紧力均匀。

2.3.28检查汽包支吊架是否完好。

2.3.29校正汽包膨胀指示器。

2.3.30清理现场。

2.3.31与锅炉本体一同做水压试验。

2.3.32在点火后，压力升至0.3－0.5MPa时，将人孔门螺栓再紧一次。

2.4　汽包检修质量标准及要求

2.4.1人孔门螺杆及螺母应无裂纹、滑扣、拉毛、变形等缺陷。

2.4.2螺杆、螺母应配套无明显缺陷。

2.4.3做好检修前的各项记录。

2.4.4人孔门结合面应平整、光洁，研磨后的平面用专用平板及塞尺沿周向检测12－16点，误差应小于0.2mm，结合面无划痕和拉伤痕迹。

2.4.5进入汽包前不能单独进入，必须有人监护。

2.4.6所拆之内部装置应按方向顺序放好、妥善保管。

2.4.7所拆螺杆、螺母等应无裂纹、变形等缺陷，且集中保管。

2.4.8汽水分离装置应严密完整，分离器无松动和倾斜，接口应保持平整和严密，分离器上的销子和紧固螺母无松动、脱落。

2.4.9汽包内壁、汽水进出管口、加药管、取样管、事故放水管及给水管道应清扫干净，表面光洁无铁锈、污垢等沉积物及杂物，管口畅通无阻。

2.4.10各管座孔及水位计、压力表的连通管保持畅通，内壁无污垢或堵塞。

2.4.11所有固定件焊接情况应良好、平稳，无变形、完整无缺、无腐蚀等情况。

2.4.12汽水分离器应保持垂直和平整，接口应严密；清洗孔板保持水平和平整。

2.4.13汽包内壁表面应平整，表面无裂纹。

表面裂纹和腐蚀凹坑打磨后表面应保持圆滑，不得出现棱角和沟槽。

2.4.14汽包水平偏差一般不大于6mm。

2.4.15汽包内部设备及内壁焊缝应严密不漏，不得有漏焊、砂眼、未焊透等缺陷。

2.4.16汽包人孔门的高压密封垫料不应有折纹。

2.4.17人孔门关闭后，汽包内无任何遗留物；人孔门结合面密封良好、紧固螺栓受力均匀。

2.4.18汽包吊杆受力均匀，紧固件完整，无松动、裂纹、变形等现象。

2.4.19膨胀指示器调整正确，安装位置合理、牢固。

2.4.20汽包保温层和外罩铝皮完好无损。

2.4.21水压试验无渗漏，一次成功。

2.4.22检修技术记录齐全，准确。

2.5　汽包检修安全注意事项

2.5.1工作人员必须穿专用工作服，戴安全帽和手套。

2.5.2打开汽包人孔门时应有人监护和记录，工作人员应戴手套站在人孔门的侧面，小心缓慢的把人孔门推开，切不可将脸靠近，防止突然冒出的蒸汽烫伤。

2.5.3汽包人孔门敞开后，应先安装通风设备进行通风，当汽包内部温度降至40℃以下，并有良好的通风和监护人员时，工作人员才能进入汽包内部进行检查工作。

2.5.4汽包内只允许使用12V以下的低压行灯照明，行灯变压器应放置在汽包外。

2.5.5进入汽包的工作人员和带入汽包的工器具应由监护人员作好登记，工作人员的衣袋内不得有零星物件，以防掉入炉管内。

2.5.6进入汽包后，首先应用胶皮将底部的管孔严