水压试验作业指导书.doc

水压试验作业指导书 1说明1.1锅炉进行水压试验是为了在冷态下检验承压部件的严密性和强度，保证锅炉承压部件安全运行的一种检测手段。 并根据水压试验时的渗漏、变形和损坏情况，便能检查出承压部件的缺陷部位，以便及时准确地处理缺陷。 1.2水压试验有两种形式，一种是试验压力为工作压力的水压试验，另一种是试验压力大于工作压力的超压力水压试验，简称超压试验。 1.3锅炉大修、小修、临修后都要做水压试验，而超压试验会使锅炉受到额外的应力，影响锅炉寿命，因此，只在以下几种情况才进行1.3.1运行中的锅炉一般两次大修（68年）做一次超压试验；1.3.2新装或迁移的锅炉投运时；1.3.3停用一年以上的锅炉恢复运行时；1.3.4锅炉改造、受压元件经过重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再热器、省煤器等部件成组更换，汽包进行了重大修理时；1.3.5锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时；1.3.6锅炉严重缺水后受热面大面积变形时；1.3.7根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。 2.安全注意事项2.1水压试验时锅炉上应安装不少于两块校验合格，精度不低于1.5级的压力表，试验压力以汽包压力为准；2.2进行超压试验应报总工程师批准，并指定专人在现场指挥；2.3在升压过程中，应停止锅炉内外水压试验现场的一切检修工作，工作负责人在升压前必须检查现场，在确证无人后可升压；2.4水压试验进水时，所有人员都要坚守岗位，尤其是负责的运行人员；2.5水压试验在接近工作压力时，应特别注意升压速度缓慢均匀，严防超压；2.6试验中，发现部件有渗漏时，如压力继续上升，检查人员应远离渗漏点，并悬挂危险标记。 在停止升压，进行检查前，应先确认渗漏没有发展时，才可进行检查；2.7炉内照明应充足，便于检查，需要时使用12V安全行灯或强光手电筒；2.8水压试验室温应在5以上，水温以3070为宜；2.9超压试验时，在试验压力降至工作压力时，方可对承压部件进行检查。 3.水压试验工作小组水压试验现场总指挥总工程师检修总负责人锅炉分部主任运行总负责人运行部部长运行操作负责人当值值长参加人员运行部当值人员、检修改造人员、生技、安监、运行、检修等分部的相关专业人员参加4.水压试验前的准备工作4.1汽包的超压试验应在内、外部检验项目全部合格，具备条件下进行，需重点检查的部位，试前应拆去保温。 4.2试验前压力表的检验准确，并不应少于两个，试验压力以汽包处压力为准；再热器的以再热器入口处压力为准。 4.3检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，其检修工作必须结束，热力工作票注销，炉膛和锅炉尾部无人工作。 4.4联系值长，通知化学准备好水压试验用水。 4.5水压试验须有运行、检修主任、专责和炉本体检修班长在场。 4.6水压试验前，应开启主蒸汽旁路门及旁路疏水门（汽机侧有压力时则不能开），并通知汽机开启主汽门前的疏水门。 4.7定排扩容器总门开启，事故放水门接通电源，开关灵活，放水管道畅通。 4.8将弹簧式安全门解列。 4.9严格超压试验手续，由锅炉检修主任、司炉共同填写超压试验记录卡，运行班长审核，并经总工程师批准，方可开始工作。 4.10热工仪表和化学取样管是否进行水压试验，由热工及化学车间决定。 4.11上水前锅炉班长及运行班长应复查下列项目。 4.11.1汽包压力表已投入。 4.11.2排污扩容器排污总门已开启。 4.11.3事故放水门接通电源，开关灵活，放水畅通；4.11.4汽水系统与汽机确已隔绝。 5.试验时间5.1具体水压时间由检修、运行和生技商定。 6.水压（超压）试验6.1进水温度低于90，可先用疏水泵向锅炉上水，待锅炉充满水，空气门有水跑出后，再逐个关闭，停止上水。 6.2检查锅炉外部无缺陷，可进行升压。 6.3用点火给水管进行升压，升压速度应控制在不大于0.3MPa/min，汽包壁温差不超过40。 当达到试验压力的10%左右时，应作初步检查，如未发现泄漏，即可继续升压。 6.4如果在较高的压力下发现有轻微渗透，可继续升压到工作压力，如果情况严重，则停止升压进行处理。 6.5当压力至工作压力时，停留五分钟，由检修人员进行全面检查。 如果是正常压力下的水压试验，检查完毕后，就可泄压放水。 如进行超压试验，就继续执行以下步骤。 6.6解列云母水位计。 6.7将工作压力升到超压试验压力值，维持五分钟后，立即将压力降至工作压力并停止上水，然后进行全面检查。 6.8检查期间如压力下降过多，为了寻找泄漏点可利用给水将压力升至工作压力。 6.9锅炉水压试验合格后应办理签证，然后降压，压力降至零后放水。 降压速度(0.30.5MPa/min)应均匀缓慢。 7.试验压力7.1工作压力的水压试验#5炉16.02MPa（锅炉本体包括过热器）#5炉2.57MPa(再热器)#6炉18.55MPa（锅炉本体包括过热器）#6炉3.8MPa(再热器)7.2超水压的压力#5炉20.03MPa（锅炉本体包括过热器）#5炉3.86MPa（再热器）#6炉23.18MPa（锅炉本体包括过热器）#6炉4.75MPa(再热器)8.检查检修人员在进行水压试验检查时，应注意检查焊口、胀口、人孔、法兰、其它结合处及各承压部件的表面有无渗漏。 可用肉眼观察，也可以用手摸，在一些特别难检查的地点，还可用镜子反射或用其它工具仪器。 检查必须全面到位，避免疏漏。 检查时如发现焊缝处有渗漏或浸润现象，可在渗漏处表面，用破布或棉纱擦拭干净，以辨明缺陷性质。 当锅炉释放压力后，还要用眼睛观察各部件是否有残余变形。 检查人员还应检查各处膨胀指示器，判断各部分自由伸长情况及有无卡阻现象，尤其是水冷壁下联箱，管阀检修人员还应对排污门、放水门的严密性做出判断。 9.水压试验合格的标准9.1在试验压力下，停止上水后（在给水门不漏的条件下），经过5压力下降值主蒸汽系统不大于0.5MPa，再热蒸汽系统不大于0.25MPa。 9.2承压部件无漏水及湿润现象。 9.3承压部件没有残余变形。 锅炉汽温调节的思路汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。 在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。 下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。 由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。 一、机组正常运行中的汽温调节汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。 因此正常运行过程中，应保持减温器具有一定的开度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，应及时对燃烧进行调整（可适当加大风量，或设法使火焰中心上移），使汽温回升，减温器开启，在吹灰过程中出现汽温低时，应先停止吹灰；使汽温回升稳定后再考虑是否继续吹灰。 如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。 总之，在机组正常运行时，各级减温器后的温度在不同工况下是不相同的。 应加强对各级减温器后温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。 避免汽温大幅度波动。 二、机组滑停过程汽温调节的注意事项。 11、机组滑停以前必须对锅炉进行一次全面吹灰，以关小减温器，可以使汽温在下滑过程中较好控制,使滑停过程顺利进行。 22、滑停过程中应尽量依靠减弱燃烧来使汽温下滑，不宜采取开大减温水的方法来下滑汽温，如汽温下降速度较慢或居高不下时，可以加大下层磨的出力减小上层磨的出力，或者停运上层磨，减少磨煤机的运行台数。 另一方面可以适当的开大上排二次风档板，关小下层二次风档板的方法使汽温下滑。 33、滑停过程中，应尽可能的保持火嘴集中运行，使燃烧稳定。 停磨前应先将磨的煤量减至最小，再停止磨煤机运行。 停磨后应适当加大其余磨的出力，保持总磨煤量小幅度变化，以防止汽温下降速度过快。 44、滑停过程撤油应逐支撤出,不允许一次多支撤出,防止汽温下降速度超限。 55、正常情况下,滑停至给水主、付阀进行切换时各减温水调门及总门应该已经全关。 如果由于操作不当,至给水主、付阀进行切换时各减温水调门及总门仍在开启状态压制汽温时,我们应考虑暂缓减负荷,通过燃烧侧调整或利用随着时间延续炉膛蓄热的减少降低汽温,关闭减温水后再切换。 防止由于切换时给水压力的突增,导致减温水流量突增，使汽温产生突降(低负荷下蒸汽流量很小,减温水量稍增就可能造成汽温突降,因此,大家在负荷越低的情况下使用减温水一定要小心)。 另外,建议主、付阀切换在4060MW负荷进行，切换前，制粉系统应该已经全停。 如果时间不允许,而减温水门未关完,我们也可先全关闭各减温水调门及总门，待主付阀切换完毕,给水压力稳定时，再根据汽温情况来决定是否开减温水总门。 如果此时汽温下降速度较快时，应及时关小汽轮机调门或减负荷至零。 但应注意水位变化。 三、滑参数启动过程中的汽温调节及注意事项。 11、对于打过水压后的锅炉，由于过热器及再热器中存着较多的积水，此时启动存在着汽包压力上升快，而汽温上升速度慢，为了使汽温与汽压相匹配，建议在点火前全开过热器及再热器，主、再汽管道所有疏水门，进行充分疏水；点火后及时开启高旁、低旁阀，使过、再热器中的积水及时排走。 投油枪时，可先投CD层或EF层油枪，以提高火焰中心高度，使过、再热器中的积水尽快蒸发掉。 保证过、再热汽温与压力的匹配关系。 22、对于极热态机组，当汽机调跳闸，锅炉灭火后，应立即关闭所有减温水调门及总门，并开启排汽电动门或旁路门（汽机允许条件下），开启过、再热器疏水门。 减少过、再热汽温的下降，为短时间恢复作好准备。 锅炉在点火前尽量开大旁路门降压，吹扫完毕后应立即投油枪点火，以减小炉膛热损失，投油时可先投CD层或EF层油枪，保持较高的火焰中心高度，并保持较高的氧量值，以使汽温尽快达到冲转参数。 33、在机组启动初期低负荷时，投入减温水时，应注意一级减温器后的温度以及事故喷水后的温度应高于对应的过、再热汽压力下的饱和温度，以防过、再热器积水振动。 44、滑参数启动过程中，付阀切换为主阀后，给水泵转速下降会使减温水压力降低，汽温上升速度加快。 如果在主付阀切换后短时间内启首台磨,会使汽温上升速度更快，故建议在启动过程中，主付阀未切换以前，尽量不要投减温水，如汽温上升速度过快时，最好采用调整燃烧的办法来调整汽温。 启首台磨时为了减小对汽温影响程度，可以采用切换油枪的办法或调整风量的办法来弥补。 四、变工况时汽温的调节。 变工况时气温波动大,影响因素众多,值班员应在操作过程中分清主次因素,对症下药,及早动手,提前预防.必要时采取过调手段处理,不可贻误时机,酿成汽温事故.变工况时汽温的变化主要是锅炉的燃烧负荷与汽轮机的机械负荷不匹配所造成的。 一般情况下，当锅炉的热负荷大于汽轮机的机械负荷时，汽温为上升趋势，两者的差值越大，汽温的上升速度越快。 因此在变工况时，应尽量的保持锅炉的热负荷与汽机的机械负荷相匹配。 下面对几种常见情况分析如下: 11、正常加减负荷时的汽温调节。 正常加负荷时，在调门开度保持不变时，当燃烧加强后，蒸汽侧的蒸发量要滞后于燃烧侧的热负荷的加强，对于过热器来说，由于蒸发量的逐渐增加，对汽温来说还有一定的补偿能力。 而对于再热器则没有这种补偿能力。 因此在加负荷过程中再热汽温的上升速度要比过热汽温的上升速度快。 这时我们可以采用开大汽轮机调门的办法，或适当开启减温水的办法来调节汽温。 减负荷过程与此相反。 22、快速减负荷过程中的汽温调节。 快速减负荷是指机侧由于某种原因使汽轮机调门迅速关小。 根据前面的分析可得，过再热汽温的上升速度是比较快的。 因此，我们在开大减温水的同时，应根据负荷减少情况打掉12台磨煤机(正常次序应该是在决定快减负荷时首先打磨),在旁路投运正常情况下,可先开启旁路(此时应注意旁路减温水情况,防止对再热汽温造成冲击),或用开启向空排汽的办法来控制汽温。 开排汽时应注意水位变化。 33、启、停磨煤机时对汽温的影响及调整。 磨煤机启动时，相当于燃烧侧负荷突然加强，因此过再热汽温一般为上升趋势，并有可能超温。 故在启动磨煤机以前可以先适当的降低汽温，启磨后适当的降低其它磨的出力，保持总煤量在小范围内变化，并注意风量的调整（在启磨前应先适当的增加风量，对于启磨所增加的煤量,风量无法迅速按比例增加），防止缺风运行，保持氧量在46%范围内。 在启F磨时应特别注意再热汽温的变化（对F磨启动生技部规定每月启动两次，一般放在每月1015日的白班及2530日的白班进行），启F磨时，应尽量保持在E磨运行的前提下进行,避免投油做点火源启F磨，另外,启F磨前,应将再热汽温降到520525稳定后再启。 启磨后可根据汽温情况适当将上层摆角向下调整。 磨煤机停运时的情况与此相反。 44、高加投切时对汽温的影响。 高加解列后由于给水温度降低，要维持蒸发量，就必须增加燃料量，故过热汽温为上升趋势。 但由于高加解列后、段抽汽要进入汽轮机做功，会使机组负荷突然增加，尤其是在300MW时，有可能使锅炉超压，安全门动作，故此时不宜加煤量，相反还应适当减小燃料量，待负荷和压力下降后再加燃料量。 同时，应加强对过再热汽温的调整，以防超温，投入高加时应缓慢投入，以防产生较大的扰动。 高加解列后对再热汽温的影响与过热汽温有所不同，由于抽汽量减少，使再汽压力升高流量增大，在燃烧还未变化时，再热汽温暂时下降(约5-10)，但随着机组工况趋于稳定，再热汽温随即会迅速上升，监盘人员要做好预想工作，及时进行调整。 55、再热汽温的调节特点及注意事项。 由于再热汽的比热相对于过热汽要小，且补偿能力差，故在负荷以及流量发生变化时，易引起再热汽温的大幅度波动，比较难控制。 因此，在启、停磨煤机以及加减负荷时，应加强对再热汽温的监视与调整，并对有预见性的变化可以进行适当的超前调整。 再热汽温的调整主要采用燃烧器摆角进行调温（目前暂定#1K摆角可在K15L内进行调整，#2K摆角可在5内调整，由于摆角调整相对于减温水调整来说滞延性大。 故在调节时应多观察，不断积累经验，并加强对火检的监视。 同时,应切记,投油情况下,该层燃烧器摆角必须在水平位置,防止油枪卡涩。 ），微量减温调节为辅，并设有事故减温。 因此，再热汽温的调节不能单纯的依靠减温水进行调节。 另外，我们还可以通过改变燃烧侧风煤配比的办法来调整再热汽温。 例如，我们可以通过改变各磨煤机的出力（在总煤量不变时），各二次风的配比等办法来改变火焰中心高度，以达到调节再热汽温的目的。 目前，再热汽温的自动调整特性较差，故在再热汽温投自动时应加强对再热汽温的监视。 如自动调整特性呈发散型时应立即改为手动调整，并及时联系热工进行处理。 在工况变动较大时，应解列再热汽温自动，进行手动调整。 一、风机失速图1风机失速轴流风机叶片通常都是流线型的，设计工况下运行时，气流冲角（即进口气流相对速度w的方向与叶片安装角之差）约为零，气流阻力小，风机效率高。 当风机流量减小时，w的方向角改变，气流冲角增大。 当冲角增大到某一临界值时，叶背尾端产生涡流区，即所谓的脱流工况（失速），阻力急剧增加，而升力（压力）迅速降低；冲角再增大，脱流现象更为严重，甚至会出现部分叶道阻塞的情况。 由于风机各叶片存在安装误差，安装角不完全一致，气流流场不均匀相等。 因此，失速现象并不是所有叶片同时发生，而是首先在一个或几个叶片出现。 若在叶道2中出现脱流，叶道由于受脱流区的排挤变窄，流量减小，则气流分别进入相邻的 1、3叶道，使 1、3叶道的气流方向改变。 结果使流入叶道1的气流冲角减小，叶道1保持正常流动；叶道3的冲角增大，加剧了脱流和阻塞。 叶道3的阻塞同理又影响相邻叶道2和4的气流，使叶道2消除脱硫，同时引发叶道4出现脱流。 也就是说，脱流区是旋转的，其旋转方向与叶轮旋转方向相反。 这种现象称为旋转失速。 与喘振不同，旋转失速时风机可以继续运行，但它引起叶片振动和叶轮前压力的大幅度脉动，往往是造成叶片疲劳损坏的重要原因。 从风机的特性曲线来看，旋转失速区与喘振区一样都位于马鞍型峰值点左边的低风量区。 为了避免风机落入失速区工作，在锅炉点火及低负荷期间，可采用单台风机运行，以提高风机流量 二、风机喘振图1风机喘振图2风机喘振报警线风机的喘振是指风机在不稳定区工况运行时，引起风量、压力、电流的大幅度脉动，噪音增加、风机和管道剧烈振动的现象。 现以单台风机为例，配合上图加以说明。 当风机在曲线的单向下降部分工作时，其工作是稳定的，一直到工作点K。 但当风机负荷降到低于Qk时，进入不稳定区工作。 此时，只要有微小扰动使管路压力稍稍升高，则由于风机流量大于管路流量（QkQG），工作点向右移动至A点，当管路压力PA超过风机正向输送的最大压力Pk时，工作点即改变到B点，（A、B点等压），风机抵抗管路压力产生的倒流而做功。 此时，管路中的气体向两个方向输送，一方面供给负荷需要，一方面倒送给风机，故压力迅速降低。 至C点时停止倒流，风机流量增加。 但由于风机的流量仍小于管路流量，QCQD，所以管路压力仍下降至E点，风同的工作点将瞬间由E点跳到F点（E、F点等压），此时风机输出流量为QF。 由于QF大于管路的输出流量，此时管路风压转而升高，风机的工作点又移到K点。 上述过程重复进行，就形成了风机的喘振。 喘振时，风机的流量在QBQF范围内变化，而管路的输出流量只在少得多的QEQA间变动。 缔所以，只要运行中工作点不进入上述不稳定区，就可避免风机喘振。 轴流风机当动叶安装角改变时，K点也相应变动。 因此，不同的动叶安装角度下对应的不稳定区是不同的。 大型机组一般设计了风机的喘振报警装置。 其原理是，将动叶或静叶各角度对应的性能曲线峰值点平滑连接，形成该风机喘振边界线，（如下图所示），再将该喘振边界线向右下方移动一定距离，得到喘振报警线。 为保证风机的可靠运行，其工作点必须在喘振边界线的右下方。 一旦在某一角度下的工作点由于管路阻力特性的改变或其他原因