锅炉专业设备检修规程.doc

管理手册 管理制度 设备检修规程制度管理人 技术支持部 总监锅炉专业设备检修规程编 码: CRPCS-JSZC-GL正文页数: 附 件 数: 版 次:A目的和适用范围制定出锅炉专业设备检修的工艺过程及检修的质量标准。适用于公司锅炉专业生产设备进行大、小修及临检维护工作。修订原因 职 务签 字日 期本制度于 年 月 日编 写经（ ）会议审议批准校 核签发人审 查下次审查时间分发范围原 件 存 放电子版存放此文件产权属华润电力（常熟）有限公司所有，未经许可，不得以任何方式外传。181 / 1811 主体内容与适用范围本规程规定了HG1980/25.4-YM1型锅炉及其附属设备的维护、检修工艺、技术标准。明确了各项检修方法、步骤和要求。适用于我公司3650MW机组锅炉检修。若本规程与现场设备系统或相关法规有不符之处应以现场设备系统和法规为准。本标准适用于锅炉检修人员、管理人员、安监人员和主管检修工作的各级领导，上述人员必须熟悉和遵守本规程。2 引用标准与编订依据本规程（试行版）是根据华东电管局锅炉检修工艺规程、哈尔滨锅炉厂、西北电力设计院以及辅机设备制造厂家提供的技术资料，并结合同类型机组的检修、维护和管理经验编写而成。另参照以下一些通用规程：电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL5009.192；电业安全工作规程（热力和机械部分）电安生（1994）227号；发电厂检修规程 SD23087；电力建设施工及验收技术规范（锅炉篇）DL501192；火电施工质量检验及评定标准（锅炉篇）部颁（1998年版）；火电工程调整试运质量检验及评定标准部颁（1996年版）；电力工业锅炉压力容器检验规程 DL64719983 各章节编制人员如下：第1章 锅炉主要技术规范和概述 徐巧生第2章 锅炉本体检修工艺规程 张辉涛第3章 锅炉管阀系统检修工艺规程 杭庆均第4章 锅炉风烟系统检修工艺规程 赵耕春第5章 锅炉制粉系统检修工艺规程 张辉涛第6章 锅炉燃油系统检修工艺规程 赵耕春第7章 锅炉压缩空气系统检修工艺规程 张辉涛目 录第1章 锅炉主要技术规范和概述51.1 锅炉主要技术规范51.2 锅炉结构特点10第2章 锅炉本体检修工艺13 2.1 锅炉本体结构特点132.2 水冷壁的检修132.3 过热器检修182.4 再热器检修232.5 省煤器检修252.6 锅炉水压试验292.7 炉架、平台扶梯、门类检修302.8 回转式空气预热器检修322.9 燃烧器检修46 第3章 锅炉管阀系统检修工艺533.1 安全阀检修533.2 调节阀检修593.3 高压截止阀检修623.4 高压闸阀检修663.5 炉水泵检修703.6 疏水扩容器、混温箱检修753.7 吹灰器检修763.8 机组排水槽输送泵检修79第4章 锅炉风烟系统检修工艺824.1 送风机的检修824.2 一次风机的检修954.3 引风机的检修1084.4 静电除尘器检修1144.5 火检冷却风机检修1254.6 烟、风、煤管道、膨胀节及风门挡板检修126第5章 锅炉制粉系统检修工艺1305.1 制粉系统设备规范及结构简介1305.2 给煤机检修1325.3 磨煤机检修1375.4 密封风系统检修148第6章 锅炉燃油系统检修工艺1516.1 供油泵的检修1516.2 卸油泵检修1566.3 油水分离器检修1576.4 储油罐检修1586.5 油燃烧器检修151第7章 锅炉压缩空气系统检修工艺1617.1 压缩空气系统简介及设备规范1617.2 压缩压缩机检修1637.3 复合式干燥机检修166第1章 锅炉主要技术规范和概述1.1 锅炉主要技术规范1.1.1 锅炉型号及主要技术参数华润常熟锅炉为超临界参数变压运行本生直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（Mitsui Babcock Energy Limited）技术生产。锅炉型号：HG1952/25.4YM1型。其中HG表示哈尔滨锅炉厂，1952表示该锅炉BMCR工况蒸汽流量，单位是T/HT/H。25.4表示该锅炉额定工况蒸汽压力，单位是MPa，YM1表示该锅炉设计煤种为烟煤、设计序列号为1。锅炉主要设计参数见表1-1：表11 锅炉主要设计参数名 称单位BMCRBRLECR过热蒸汽流量t/H1952.211859.251740.3过热器出口蒸汽压力MPa（g）25.425.425.4过热器出口蒸汽温度543543543再热蒸汽流量t/H1588.51508.81427.7再热器进口蒸汽压力MPa（g）4.824.574.35再热器出口蒸汽压力MPa（g）4.634.394.18再热器进口蒸汽温度307301296再热器出口蒸汽温度569569569省煤器进口给水温度289286282预热器出口一次风272.8269.4266.1预热器出口二次风302.8297.2291.7炉膛出口温度1013999979空气预热器出口（未修正）134130.6127.2空气预热器出口（修正后）130127124燃料消耗量t/H224215203计算热效率（按LHV）%93.8293.9693.97保证热效率%93.4593.6截面热负荷MW/m24.284.113.89容积热负荷kW/m383.179.975.6一次风率%202021省煤器出口过剩空气系数1.191.191.19注：1. 压力单位中“g”表示表压。“a”表示绝对压力（以后均同）。2. 锅炉BRL（Boiler Rating Load）工况对应于汽机TRL（Turbine Rating Load）工况，锅炉ECR（Economic Rating Load）工况对应于汽机THA（Turbine Heatconsumption Assessment）工况，锅炉BMCR（Boiler Maximal Continuum Rate）工况对应于汽机VWO（Valve Whole Open）工况。1.1.2 锅炉设计条件1）煤种：华润常熟燃煤设计煤种为神府东胜煤，校核煤种1为混煤，校核煤种2为大同煤，煤质分析数据及灰份组成如表12：1-2煤质分析数据及灰份组成项 目单 位设计煤种校核煤种1校核煤种2工业分析收到基低位发热值Qnet.arkJ/kg238262087021156收到基全水份Mt%12.112.936.84收到基灰份 Aar%8.7921.0226.68可燃基挥发份Vdaf%383928空气干燥基水份Mad%8（暂定）3.31元素分析收到基碳Car%64.454.1454.5收到基氢Har%3.643.513.36收到基氧Oar%10.056.837.26收到基氮Nar%0.790.800.73收到基全硫St.ar%0.430.770.63可磨性系数HGI506858灰变形温度 DT（T1）116013601160灰软化温度 ST（T2）119014401250灰熔化温度 FT（T3）129014901330灰分析SiO2%3654.1450.41Al2O3%1526.8519.23Fe2O3%106.8220.26CaO%264.233.93TiO2%1.26K2O及Na2O%1.50.85+0.182.33MgO%1.72.211.27SO3%2.4P2O5%其它%1.062）点火及助燃油工业分析组成见表13：表13点火及助燃油工业分析项 目单 位数 值油种#0轻柴油运动粘度（20时）mm2/s3.08.0实际胶质mg/100ml70酸度mgKOH/100ml10硫含量1.0水份痕迹机械杂质无凝固点0闭口闪点不低于65低位发热值Qnet.arkJ/kg461583）锅炉给水及蒸汽品质见表14：表14锅炉给水及蒸汽品质表项 目单 位数 值给水质量标准正常时补给水量T/H97.5（按BMCR的5计）启动或事故时补给水量T/H156（按BMCR的5计）总硬度mol/l0溶解氧（化水处理后）g/l30200铁g/l10铜g/l5二氧化硅g/l15油mg/l0PH值（25）8.09.0电导率（25）S/cm0.2钠g/l5蒸汽品质标准钠g/l5二氧化硅g/kg15电导率（25）S/cm0.2铁g/kg10铜g/kg54）锅炉性能参数见表15：表15 锅炉性能参数汇总表 负荷项目单位BMCRBRL75%BMCR50%BMCR40%BMCR30%BMCR高加切除1、蒸汽及水流量过热器出口t/H195018521462.59757805951493.5再热器出口t/H1644155812558576935341474省煤器进口t/H1833174113759177335591404过热器一级喷水t/H58.555.543.829.323.51844.7过热器二级喷水t/H58.555.543.829.323.51844.7再热器喷水t/H2、蒸汽及水压力/压降过热器出口压力MPa25.425.2723.3914.6312.09.1524.86一级过热器压降（进出口集箱之间）MPa0.3690.3280.250.190.160.130.2屏式过热器压降（进出口集箱之间）MPa0.450.410.300.220.180.140.263末级过热器压降（进出口集箱之间）MPa0.5910.5370.390.290.230.180.354过热器总压降（进出口集箱之间）MPa1.411.2750.940.700.570.450.82再热器进口压力MPa4.654.4033.562.411.9271.4594.265再热器压降MPa0.190.180.1460.100.080.0630.167再热器出口压力MPa4.464.4233.4162.311.8471.3964.098启动分离器出口压力MPa26.826.5523.3015.3312.579.625.7水冷壁压降MPa1.831.651.230.920.80.681.06省煤器压降（不含位差）MPa0.150.1350.08440.040.0250.0150.126省煤器重位压头MPa0000000省煤器进口压力MPa28.7828.3424.6416.2913.410.326.893、蒸汽和水温度过热器出口543543543543543543543过热汽温度左右偏差5555555再热器进口302297288.6300.6303.3309.7296.1再热器出口569569569569552537569再热汽温度左右偏差55555省煤器进口289286266.8244.5232.7218.9190.9省煤器出口317313.4299.3278.8267.5252.1249.8过热器减温水280276266.8244.5232.7218.9190.9再热器减温水193.5190.5181.5166157.9148.4190.9启动分离器出口409408.3399.1369.1366.1317.8398.14、空气流量空气预热器进口一次风Nm3/h329720320546282008227535200964168774306680空气预热器进口二次风（不包括热风再循环）Nm3/h1382190131704510795578461577758176093641260309空气预热器出口一次风Nm3/h240700232228197929148049128190102359222161空气预热器出口二次风Nm3/h1378650131315910806178461577680455991921256610空气预热器中的漏风一次风漏到烟气Nm3/h68180678286358961116597035652364910一次风漏到二次风Nm3/h2084020490204901837013071989219609二次风漏到烟气Nm3/h24380243761943018370208432006423308总的空气侧漏到烟气侧Nm3/h925609220483019794868054676587882185、烟气流量炉膛出口Nm3/h18271501748496143560410406608439276657241673380过热器出口Nm3/h18271501748496143560410406608439276657241673380再热器出口Nm3/h18271501748496143560410406608439276657241673380省煤器出口Nm3/h18271501748496143560410406608439276657241673380前部烟道Nm3/h698890708678748987742645701002583002744975后部烟道Nm3/h1128260103981868661729801514292582722928405空气预热器进口Nm3/h1827150174849614356041040660843927665724673380空气预热器出口Nm3/h191971018407001518623112014692447374231117615986、空气预热器出口烟气含尘量g /Nm39.427、空气温度空气预热器进口一次风31313131313131空气预热器进口二次风23232644.354.260.423空气预热器出口一次风284281270249234222236空气预热器出口二次风3073022862622472322598、烟气温度炉膛出口1005990919801735672966屏式过热器入口1414140013321205113310931372屏式过热器出口1107109110158818027251064末级过热器入口1107109110158818027251064末级过热器出口1005990919801735672966末级再热器入口1005990919801735672966末级再热器出口735723674604561516706低温再热器入口726714665596554509697低温再热器出口349346343357357353347一级过热器入口697685633551495437666一级过热器出口472467441396384331451省煤器进口（混合温度）426418390368362350405省煤器出口349343321301294284295空气预热器出口（未修正）124.4122110948680110空气预热器出口（修正）1201171069182761059、空气压降空气预热器一次风压降kPa0.4830.450.360.240.200.150.36空气预热器二次风压降kPa0.950.870.620.450.430.300.93燃烧器阻力（一次）kPa1.51.350.840.670.480.271.26燃烧器阻力（二次）kPa1.21.080.680.40.380.221.010、烟气压力及压降炉膛设计压力kPa5.85.85.85.85.85.85.8炉膛可承受压力kPa8.78.78.78.78.78.78.7炉膛出口压力kPa0.250.250.250.250.250.250.25省煤器出口压力kPa0.9490.850.740.710.670.340.76空气预热器压降kPa1.020.930.660.360.270.171.01炉膛到空气预热器出口压降kPa2.171.981.561.451.10.691.9511、燃料消耗量t/H226.5216.8178125.2101.578.3207.612、输入热量GJ/h541151284240298624221869494313、锅炉热损失干烟气热损失%4.294.153.873.543.553.653.58燃料中水份及氢燃烧生成水引起的热损失%0.330.320.300.260.260.260.28空气中水份热损失%0.090.090.080.080.080.080.08未燃尽碳热损失%0.50.50.50.91.21.40.5辐射及对流散热热损失%0.170.170.230.340.430.570.17未计入热损失%0.300.300.300.300.300.300.30总热损失%5.685.535.285.425.826.264.9114、锅炉热效率计算热效率（按低位发热量计算）%94.3294.4794.7294.5894.1893.7495.09制造厂裕度%0.370.37保证热效率93.9594.1计算热效率（按ASME PTC4.1计算）%90.0390.1790.4190.2889.9089.4790.7615、热量，炉膛热负荷，NOx过热蒸汽吸热量GJ/h4000383431762309191315153709再热蒸汽吸热量GJ/h10821037835521381252980燃料向锅炉供的热量（LHV）GJ/h5410512842402830242218694943截面热负荷MW/m24.294.13.372.371.921.483.93容积热负荷kW/m385.481.767.147.238.329.578.2有效投影辐射受热面热负荷（EPRS）kW/m2318/175305/168250/138177/98123/79110/61292/161燃烧器区域面积热负荷MW/m21.5241.461.21.131.41.081.4NOX排放浓度（以O2=6%计）mg/Nm3400空气预热器出口烟气含尘浓度（以O2=6%计）103mg/Nm39.4216、风率一次风率%2020.3521.5720.4420.12020二次风率%8079.6578.4379.5679.9808017、过剩空气系数炉膛出口1.191.191.191.231.231.261.19省煤器出口1.191.191.191.231.231.261.1918、烟速（平均）末级过热器m/s8.27.764.43.02.27.3一级过热器m/s9.58.95.42.71.31.09.2末级再热器m/s10.49.77.753.82.99.3低温再热器m/s8.258.208.18.27.76.18.6省煤器（前部烟道）m/s5.45.355.655.655.354.45.5省煤器（后部烟道）m/s8.88.75.752.31.11.07.71.2 锅炉结构特点锅炉整体布置见图21图11 锅炉整体布置图锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到标高43.61m的中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，再连接至炉膛上部的水冷壁垂直管屏和后水冷壁吊挂管，然后经下降管引入折焰角和水平烟道侧墙，再引入汽水分离器。从汽水分离器出来的蒸汽引至顶棚和包墙系统，再进入一级过热器中，然后再流经屏式过热器和末级过热器。再热器分为低温再热器和末级再热器，两段布置，低温再热器布置于尾部双烟道中的前部烟道，末级再热器布置于水平烟道中逆、顺流混合换热。水冷壁为膜式水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的末级再热器，然后至尾部双烟道中烟气分两路，一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器，一路流经后部烟道的一级过热器、省煤器，最后进入下方的两台回转式空气预热器。锅炉的启动系统为带循环泵的启动系统，内置式汽水分离器布置在锅炉的前部上方，其进口与水平烟道侧墙和烟道管束的出口相连，出口与贮水箱相连，贮水箱中的水在锅炉启动阶段经过贮水箱下部的循环泵输送至锅炉省煤器进口，参与炉水循环。在锅炉水质不合格或者锅炉在渡膨胀期间，贮水箱中的水经过两根疏水管路排至疏水扩容器。过热器采用两级喷水减温器，再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温，并在再热器入口管道备有事故喷水减温器。制粉系统采用双进双出钢球磨直吹系统，每炉配4台磨煤机，BMCR工况下4台运行无备用。每台磨煤机供布置于前、后墙同一层的LNASB燃烧器，前后墙各4层，每层布置4只。在煤粉燃烧器的上方前后墙各布置1层燃烬风，每层有7只风口。锅炉布置有98只炉膛吹灰器、54只特长伸缩式吹灰器，12只中长伸缩式吹灰器，空气预热器的冷端也配有2只伸缩式吹灰器，吹灰器由程序控制。炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针，单侧设置炉膛监视闭路电视系统。锅炉除渣采用刮板式捞渣机，装于冷灰斗下部。第2章 锅炉本体部分检修工艺2.1锅炉本体结构特点我公司的三台HG1980/25.4-YM1型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限公司利用英国三井巴布科克能源公司（MB）的技术支持，进行设计制造的，锅炉为一次中间再热，超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、形布置，炉膛断面尺寸为22.187米（宽）15.632米（深）。水平烟道深度5.322米，尾部前后烟道深度均为6.555米，水冷壁下集箱标高5.2米，顶棚管标高63.844米。锅炉岛露天布置，锅炉燃用神府东胜煤、混煤及大同煤。32只低NOX向旋流燃烧器（LNASB）采用前后墙布置，对冲燃烧。锅炉的汽水流程以内置式启动分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到标高43.659m的中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，再连接至炉膛上部的水冷壁垂直管屏和后水冷壁吊挂管，然后经下降管引入折焰角、水平烟道底包墙和水平烟道侧包墙，在引入汽水分离器。从汽水分离器出来的蒸汽引至顶棚和包墙系统，在进入低温过热器中，然后再流经屏式过热器和末级过热器。再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置，中间无集箱连接，低温再热器布置于双烟道的前部烟道，高温再热器布置于水平烟道中，逆、顺流混合与烟气换热。水冷壁为全膜式焊接水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管屏，上部水冷壁为垂直管屏，螺旋管屏和垂直管屏的过渡点在标高43.859米处，转换比为1：3。从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、折焰角上方的末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部烟道中烟气分两路：一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器，另一路流经后烟道的低温过热器、省煤器，最后进入下方的两台三分仓回转式空气预热器。锅炉启动系统为带再循环泵式启动系统，内置式启动分离器布置在锅炉的前上方，其进口与水平烟道侧墙和水平烟道对流管束的出口哦连接，出口与贮水箱连接。在直流负荷（35BMCR）以下，汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽进入到顶棚包墙和过热器中，水经分离器进入贮水箱中。当贮水箱的水位在正常范围内，水经再循环泵排入到省煤器的入口的主给水管道中，进行再循环；当水位高于正常水位时，通过打开溢流的大小溢流阀将水排至疏水扩容器中。过热器采用两级喷水减温，一级减温器布置在低温过热器和屏式过热器之间二级减温器布置在屏式过热器和末级过热器之间，每级两点。再热蒸汽采用为部烟气挡板调温，并在再热器入口管道备有事故减温器。每台磨煤机供布置于前后墙同一层的8台LNASB燃烧器，前后墙各4层。在煤粉燃烧器的上方前后墙各布置1层燃烬风，前后墙各7各风口。锅炉布置尤98只炉膛吹灰器，54只长伸缩式吹灰器，12只半伸缩式吹灰器，每台空气预热器的冷端配有1只伸缩式吹灰器。炉膛出口两侧各装有一只烟气温度探针，双侧设置的炉膛监视闭路电视的摄像头用于监视炉膛燃烧状况。2.2水冷壁的检修2.2.1水冷壁的结构简介给水经省煤器加热后进入标高5.2m的水冷壁下集箱，再进入水冷壁冷灰斗。冷灰斗的角度为55，下部出渣口宽度为1427mm。灰斗部分有前后墙水冷壁下集箱引出的436根水冷壁管围绕而成。经过灰斗拐点后，管带以17.893的螺旋倾角继续盘旋上升，炉墙四角的弯管的弯曲半径为250mm。螺旋管圈上升过程中，绕过各各燃烧器和燃烬风口，形成喷口管屏。在标高34.989m处环绕四面水冷壁布置了4个压力平衡集箱，相邻的压力平衡集箱之间有连通管连接。所有的436根螺旋水冷壁管通过27 mm5 mm的管子与压力平衡集箱相连接，在此平衡水冷壁内的压力，保证水冷壁内工质的稳定流动。在标高43.659m处，螺旋水冷壁通过中间集箱转换成垂直水冷壁，相邻的中间集箱之间有连通管连接。垂直管屏由1312根管子组成，前后墙各有385根，两侧墙各有271根。前墙和两侧墙出口与高于顶棚上方的出口集箱连接，后墙垂直管屏上升与标高48.155m的后水吊挂管出口集箱相连，此集箱引出95根吊挂管至标高64.657m的吊挂管出口集箱。为保证四面水冷壁的流量分配均衡，防止吊挂管在低负荷时发生流动停滞，在所有后水吊挂管入口均加了节流短管，用以限制流量。在运行过程中为监视水冷壁壁温，在螺旋水冷壁出口加装了146个壁温测点，在前、侧墙垂直水冷壁和后水吊挂管出口装设了24个壁温测点。前、侧墙垂直管屏出口集箱和吊挂管出口集箱分别引出12根、14根和10根共36根引出管与上炉膛两侧的各一根下降管。下降管向下再向后在折焰角后标高48.6m处汇入折焰角入口汇集集箱，从折焰角入口汇集集箱引出32根141 mm30 mm和6根168mm30mm的连接管分别与折焰角入口集箱和水平烟道入口集箱相连。折焰角由385根管子组成，其穿过后水吊挂管形成水平烟道底包墙，然后拉稀形成纵向4排节距为100.5mm、横向95排节距为230mm的水平烟道管束与出口集箱相连。水平烟道侧墙由92根管子组成，其出口集箱与水平烟道管束出口集箱共引出24根连接管与4至启动分离器相连接。2.2.2水冷壁的设备规范序号名 称规 格材 质数量备 注1.水冷壁下集箱219 mm75 mm SA-106C标高5.2米2.螺旋水冷壁38 mm6.5 mmSA-213T12436节距52.79mm3.螺旋水冷壁至压力平衡集箱连接管27 mm5 mm4364.压力平衡集箱141 mm25 mm45.中间联箱219 mm60 mmSA-335P1216标高43.695m6.中间联箱平衡管114 mm25 mm487.垂直水冷壁31.8mm5.5 mmSA-213T121312节距57.5mm8.后水吊挂管入口集箱219 mm60 mm9.后水吊挂管76 mm12.5 mm9510.水冷壁出口集箱引出管168mm35 mm3611.折焰角入口汇集集箱12.折焰角入口汇集集箱至折焰角入口集箱连接管141mm30mm3213.折焰角入口汇集集箱至水平烟道侧包墙入口集箱连接管168mm30mm614.折焰角入口集箱273mm85mm15.水平烟道侧包墙入口集箱219mm52mm16.折焰角管子44.5mm6.1mm385节距57.5mm17.水平烟道侧包墙管子44.5mm6.1mm92节距115mm18.水平烟道侧包墙出口集箱273mm85mm19.水平烟道侧包墙出口集箱至启动分离器连接管168mm30mm242.2.3水冷壁检修项目、工艺方法及质量标准检修项目工艺方法及注意事项质量标准（一）水冷壁管的防爆、防腐检查及监视段的抽管检查1. 水冷壁管内壁结垢会导致传热恶化，引起金属管子的胀粗及鼓包，每次大修中，抽割热负荷较高区域的水冷壁管，送化学专业，测定管子内壁的结垢量，并将新管子酸洗后，补装在抽割部位。这些抽割区域的水冷壁管段，称之谓监视段。每次大修抽管时，应同时抽下新管和旧管（新管指上次抽管换上去的管段），供化试人员作垢量比较，并根据情况采取措施进行酸洗。抽管的位置和长度应由锅炉专业会同化学专业共同商定。2. 大修要对全炉膛水冷壁管全面检查，特别是吹灰孔、看火孔、燃烧孔和热负荷区较高的区域重点检查其高温腐蚀、胀粗、鼓包、磨损等。3. 抽割的新、旧管长度均必须大于250毫米。4. 内壁垢量标准由化学专业确定，并出具报告。5. 水冷壁管胀粗超过3.5% 时，应更换新管。6. 新管必须预先酸洗后，才能使用。7. 磨损面积小于10cm2、壁厚磨损不超过13者，可补焊用退火处理,磨损面积较大超过壁厚13者要更换新管。8. 管壁减薄应不小于强度计算壁厚。9. 凡高温腐蚀、胀粗、鼓包、磨损等原因必须分析清楚，并采取措施，消除根源。（二）对若干关键部位的检查1. 对燃烧器部位水冷壁壁厚及焊缝的检查。2. 对喷嘴出口煤粉冲刷水冷壁情况的检查。3. 对弯管壁厚及椭圆度的抽查。4. 对垂直水冷壁的拼缝和角部检查。5. 对于焊件焊缝的分期分批检查。6. 对运行小时数大于10万小时的制造焊口的抽查。对照DL647-2004电力工业锅炉压力容器检验规程执行。（三）割管1. 切割鳍片时，应注意不要割伤管子本身。2. 管子向上开口处应加木枕头并贴封条。3. 管子切割点应避开刚性梁，确认割管位置无误后再割管。4. 相临两根管子的焊口上、下交叉开来，尽量避免焊口布置在同一水平线上。5. 管子对口端应检查确认无铜垢后才准施焊。6. 用气焊切割管子时，应采取措施严防铁渣落入管内。7. 为确保安全运行，应采用氩弧焊打底手工焊盖面的焊接工艺，焊后应进行100%射线探伤。1. 焊接坡口采用钝边11.5mm、V型坡口，单面角度3035。2. 管端内外1015mm处， 在焊接前应清除油垢和铁锈，直至显出金属光泽，并检查有无裂纹、夹层等缺陷。 3. 受热面管子的对接焊口，不允许布置在管子弯曲部位，其焊口距离管子弯曲 起点不小于管子直径，且不小于100mm(焊接、锻制、铸造成型管件除外)；距支吊 架边缘至少50mm。4. 两相邻的对接焊口之间距离不得小于150mm。5. 焊口和联箱外壁及刚性梁边缘距离至少70毫米。（四）新管子的检查1. 出厂的新管子虽已径严格的检查，但在库存及运输过程中还可能发生变形及腐蚀等现象，所以在领用新管前必须核对质保书。另外，尚须测量其管径、椭圆度及壁厚。必要时，可作探声波探伤。2. 新管每批抽验比例应不少于5%，且不少于4根。1. 内外壁表面应光洁，没有刻痕、裂纹、锈坑、凹坑及夹层等。2. 管径允许偏差应小于管子公称直径的1%。3. 椭圆度偏差应小于管子外径的1%。4. 管壁厚度允许误差不得超过管壁厚度的10%，必要时应进行强度核算。5. 超声波探伤合格。（五）管子的对口1. 对口时可借助合适的专用管子对口夹头（或对口夹钳），以避免不应有的错口和对口管子中心线的偏差。2. 除设计要求冷拉的焊口外，不得强力对口，以免产生附加应力。3. 点焊好的管子（尤其是用电焊点的）不得随意敲打或搬动，以防止产生裂纹。1. 受热面管对口端面应与管中心线垂直，倾斜量不大于0.5mm，对口间隙：b=2 mm3mm。2. 局部错口值不应超过壁厚的10%，且不大于1mm；3. 对口偏折度用直尺检查，距焊缝中心200mm处离缝一般不大于 1mm。4. 对口管子管面的错口值不应超过壁厚的10%，且不大于1毫米。5. 对口管子中心线偏差值在200mm长度内应小于1毫米。6. 两对口管子管壁厚度差不得超过0.5mm，若两对口管管壁厚度不一，焊时外壁应对齐；其中管壁较厚的管子，其内壁应按下图要求打内坡口。7. 鳍片应用扁钢补焊好。（六）水冷壁联箱手孔闷头的切割1. 按锅炉专业及化学专业提出的要求进行。2. 切割时，应在原来的焊口上划线进行。3. 闷头切开后，应通知相关专业及人员检查联箱内部结垢情况。4. 联箱闷头修好坡口后，将联箱内的杂物、锈垢清理干净，然后再对口点焊（应采取氩弧焊封底工艺）。5. 不能立即焊接时，应加临时闷头并贴封条保安。1. 联箱内不允许有水垢和杂物，各管口畅通。2. 集箱