第一篇：发电厂锅炉一次汽工作压力水压试验(A级检修后)
4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）一、一、一次汽工作压力水压试验系统准备
1.1、检查一次汽水压试验有关的检修工作结束，工作票押回，接收检修一次汽水压试验卡。
2.2、汽机侧做好防止汽轮机进水的隔绝措施，指定专人负责与水压试验相关的机侧操作。
3.3、联系热工人员将汽包、过热器压力表更换为标准表，开启标准压力表一次门。
4.4、联系热工人员投入DCS及监控仪表。
5.5、联系化学储备充足的水压试验用水。联系汽机水压试验上水温度要求30～70℃。
6.6、锅炉侧关闭下列截门：一次汽汽侧所有疏水一次门、给水系统疏水门、连续排污手动门、汽水取样一次门、蒸汽流量变送器一次门、压力变送器一次门、安全门脉冲汽源门、主汽对空排汽门，一、二级减温水入口截断门。省煤器放水门、给水反冲洗门、事故放水门，下联箱加热系统汽源总门、分门、疏水门,下降管排污总门。
7.7、开启炉侧一次汽空气门，投入双色水位计。锅炉给水管道各调整门、截断门应关闭；开启给水管道空气门和各疏水门，投入给水管段各压力表门。
8.8、汽机侧关闭电动主闸门及其旁路门，关闭电动主闸门前疏水，关闭Ⅰ级旁路门及门前疏水门，关闭主蒸汽至汽缸、法兰加热进汽门和门前疏水，关闭轴封高温备用汽源总门、各分门及其疏水门；开启电动主闸门后疏水检查门、Ⅰ级旁路后疏水检查门、高压缸排汽逆止门后疏水检查门、汽缸、法兰加热联箱疏水门和高中压缸汽缸疏水。电动门关闭后应手动摇严。
9.9、A级检修后的锅炉上水前，记录锅炉本体所有膨胀指示器数值一次。
二.二、一次汽工作压力水压试验上水和升压 1）2）
1、采用正上水方式，关闭省煤器再循环门，启动给水泵。
2、启动给水泵后，通知化学对锅炉水压试验用水进行加药处理，维持给水pＨ值在9.0～9.5之间，联氨过剩量为50～100μg/L。3）
3、维持给水泵最低转速运行，开启Φ133电动门，用Φ133调整门控制锅炉上水。4）
4、进行给水管路的冲压暖管，空气门见水后关闭，3～5分钟后关闭给水管道各疏水门。5）
5、上水之前开启下联箱的所有排污总门及分门，开启下联箱至地沟的排污手动门，开启定排电动总门后的手动门。6）
6、根据汽包下壁温度情况，控制除氧器水温，初期保证除氧器水温高于汽包下壁温度不大于50℃。7）
7、开启Φ133电动门，用Φ133调整门控制锅炉上水。进行给水管路的冲压暖管，空气门见水后关闭，3～5分钟后关闭给水管道各疏水门。8）
8、换水时注意两侧省煤器出口的水温应同步升高，否则采取变流量，关小133调整门开度，适当提高给水泵转速，提高给水压力，使两侧省煤器出口水温平衡。9）
9、当省煤器出口水温达到60℃时，停止上水，控制省煤器出口与汽包下壁温度之差不能大于50℃，停止上水后，用下联箱排污将进入下联箱的凉水全部放掉。
10）
10、检查汽包下壁温度达到50℃，否则提高除氧器水温至80℃，锅炉继续上换水，汽包下壁温度应是缓慢升高的趋势。11）
11、当汽包下壁温度达到50℃，关闭定期排污电动分门、电动总门、至地沟疏水门，上水至汽包可见水位。
12）
12、调整除氧器水温至45-55℃，进行全炉上水。全炉上满水后将给水流量变送器一次门解列，关闭汽包加药门，空气门见水后逐个关闭。
13）
13、A级检修后汽包压力0MPa记录锅炉本体所有膨胀指示器数值一次。
14）
14、关严再热水压上水一次门并加锁，防止二次汽系统升压。调整给水泵转速，提高给水压力，调整Φ133调整门进行升压。15）
15、严格控制升压速度：汽包压力10MPa以下，每分钟不超过0.3MPa，汽包压力10MPa以上每分钟不超过0.2MPa。一次汽升压过程中检查二次汽系统压力变化，发现再热水压上水一次门不严，停止一次汽升压采取防止再热器进水措施后再继续升压。
16）
16、汽包压力升至6.0MPa时停止升压，试开事故放水门一次。17）
17、汽包压力升至10MPa后，解列就地双色水位计。校对单元与就地标准表显示数据。
18）
18、汽包压力就地表升压至15.88MPa，保持5分钟后进行检查工作。
19）
19、检查无异常关闭上水门进行压降试验。关闭锅炉进水阀开始计时，5min内锅炉压力下降值不超过0.5MPa。
20）20、一次门压降试验合格后，维持汽包压力15.88MPa，关闭一次汽汽侧所有疏水二次门，开启一次门。
21）
21、检查无异常关闭上水门进行二次门压降试验。三、三、一次汽工作压力水压试验后的工作
1.1、水压试验结束进行消压，降压速度每分钟不大于0.5MPa。2.2、汽包压力4～5MPa联系热工、化学冲洗表管、取样管；进行汽机侧与主汽水压系统相连的疏水管道冲洗工作，冲洗过程中维持压力，冲洗工作完毕后按要求进行消压放水。
3.3、用虹吸法放水：开事故放水门，待汽包压力降到零时，开启主汽对空排汽门后开定排门放水。汽包水位放至正常水位，关闭放水门。4.4、开启汽机电动主闸门前疏水一次门、检查门，将管道积水放净。5.5、锅炉系统放水后恢复至启动前状态。6.6、将试验结果及发现问题记录在值班记录内。
作业项目：4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）危险点：一次汽压力超过规程规定数值 控制措施：6MPa试开事故放水门
依据：集控规程4.1.5.5.A.(6)
2作业项目： 4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）危险点：膨胀量超限
控制措施：全程检查并记录膨胀指示器，发现异常及时汇报。依据：集控规程4.5.1.9 3作业项目： 4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）危险点：汽包壁温增大 控制措施：执行上水温度要求 依据：集控规程4.1.5.3.i 4作业项目：4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）危险点：汽轮机进水
控制措施：做好措施，专人监视调整 依据：集控规程4.1.5.3.f 5作业项目：4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）危险点：升压、降压速度过快 控制措施：按升压、降压速度要求进行 依据：集控规程4.1.5.5.A.(5)6作业项目：4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）危险点：非正常运行方式，二次汽上水堵板拆除一二次汽同时上水，防止二次汽升压
控制措施：一二次汽同时上水时，控制给水压力不超过2.0MPa, 就地加强再热器系统空气门见水情况检查，单元加强再热器压力变化监视，防止再热器升压。依据：集控规程4.1.5.6 7作业项目：4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）危险点：一次汽升压过程中二次汽进水超压
控制措施：将二次汽水压上水门关闭严密加锁，并监视再热器压力变化。发现再热水压上水一次门不严，停止一次汽升压采取防止再热器进水措施后再继续升压。依据：集控规程4.1.5.6 8作业项目：4号炉一次汽工作压力水压试验（A级检修后）危险点：一次汽上水过快或换水流量、时间、温度控制不当，汽包下
壁温度未达到升压要求。
控制措施： 根据汽包下壁温度控制高脱水位不大于50度，初期上水时控制上水流量50-60t/h,根据高脱温度及水位变化及时调整高脱加热汽源，尽量控制上水速度与高脱水位变化维持平衡，避免水温大幅度变化。
依据：集控规程4.1.5.3
第二篇：300MW锅炉A级检修前设备分析
300MW锅炉A级检修前设备分析
1、锅炉本体漏风治理与消除
现象：个别炉本体人孔门及看火孔关闭不严，降低锅炉炉膛温度，提高了锅炉排烟热损失，降低锅炉热效率，浪费能源。
原因分析：1）锅炉看火孔开关不灵活，门锁紧把手不好用，看火孔不能完全关闭；2）锅炉人孔门个别密封盘根老化损坏，导致密封性能差；3）炉本体个别部位存在封闭不严，特别是炉顶密封存在损坏现象，使机组运行时有风进入；4）预热器漏风较大。
处理措施：在检修时更换损坏的人孔门密封盘根，保证人孔门密封严密性；恢复锅炉本体看火孔门手柄及销轴，确保其开关灵活好用；运行期间运行人员加强现场巡视，检查漏泄点并统计，在检修时一并处理；针对炉顶密封，在检修时应委托专业厂家，对炉顶损坏的密封进行清理并修复，保证炉顶密封的完整性；调整预热器密封间隙，更换损坏的密封片，修复损坏的扇形板。效果：节约能源，提高锅炉热效率。
2、锅炉受热面防磨防爆工作
现象：锅炉后包墙过热器在2010年C检时发现有涨粗现象，省煤器、过热器及再热器系统受热面的防磨护瓦均有损坏，C检中分隔屏过热器及顶棚过热器检查不够彻底，1号机组由于受热面泄漏停机已发生3次，为此，对1号锅炉受热面彻底处理是很必要的。
原因分析：1）由于机组长时间运行，受热面的防磨护瓦受烟气磨损及吹灰蒸汽吹扫而使其脱落；2）由于吹灰器故障后，吹灰器定点吹
灰使受热面极易受损而发生四管泄漏；3）吹灰器系统管路疏水不彻底，吹灰蒸汽如果携带水量大，会造成四管吹损严重，长时间会形成沟痕；4）受热面局部过热后，会导致“四管”强度降低，如超压运行易发生泄漏；5）锅炉“四管”的检查需要搭设大量的脚手架，在机组小修时由于时间问题往往不能够彻底检查。
处理措施：搭设锅炉炉膛内部检修升降平台，确保水冷壁喷燃器、吹灰器等重点部位得到全面检查；分隔屏过热器、对流过热器、对流再热器由于管排较高，检修中必须搭设脚手架进行彻底检查；对所有吹灰器区域的受热面管进行检查，恢复所有受损的防磨护瓦；对吹灰器系统彻底检修处理，避免在运行中由于吹灰器卡涩等故障造成定点吹灰；对吹灰器管路系统进行彻底检查，确定管路支吊架完好，以保证管路有一定的倾斜度，检查修理吹灰系统疏水平台所有的阀门，确保管路疏水彻底；运行人员加强运行监视，避免管路超温运行；加强排污系统的监察，检修时对水冷壁下联箱及后包墙过热器下联箱内部内窥镜检查，确保排污疏水管路畅通。
效果：确保锅炉能够安全稳定运行，降低由于“四管”原因造成机组非停。
3、磨煤机外漏治理
现象：磨煤机工作现场灰尘较大，每天早晨地面都会有一层浮灰，磨煤机减速机下部时常集有大量灰尘；磨煤机下架体密封漏泄严重，时常有火星及飞灰；密封风机出力不足，现场需求密封风量较大。锅炉汽水损失较大。
原因分析：1）磨煤机拉杆密封损坏，使其密封效果差，在密封风压力有限的情况下，会有粉尘外漏；2）磨煤机下架体密封原为机械式密封，采用迷宫环形式，磨煤机经过两年来的运行，其密封由于长时间冲刷磨损，无法保证其密封效果；3）锅炉防爆门泄漏较严重，防爆门长期工作在高温环境中，其密封圈经常老化，无法达到密封效果；4）密封风系统大量的漏风，导致密封风量欠缺，同时使密封效果差。处理措施：1）检查更换磨煤机拉杆密封装置，更换拉杆密封组件，调整加载架导向板间隙，确保密封装置工作正常；2）招专业厂家对磨煤机下架体密封进行彻底改造，建议改造为碳精环式密封装置，有利于今后的维护检修工作；3）防爆门由于结构形式不够先进，建议改造或者对所有的密封件进行更换，并重新整定其起跳压力；4）对以上泄漏问题处理后，将使密封风系统得到大大改善。
效果：大大改善现场工作环境，减小下架体的密封的漏泄问题将有利于提高磨煤机减速机寿命，并且碳精环密封改造后有利于今后的检修更换。
4、捞渣机故障处理
现象：捞渣机铸石板脱落严重，刮板磨损严重，捞渣机时常被卡跳。分析原因：1）捞渣机铸石板粘贴质量差，特别是在斜坡强接口部位，局部脱落后将会带来恶性循环；2）铸石板脱落后，炉渣将直接磨损斜坡钢板及限位钢板条，炉渣在刮板及斜坡墙间产生相对运行，加重斜坡墙及刮板的磨损；3）由于内导轮长期浸泡在灰水中运行，一旦密封损坏将使轴承失效，内导轮卡死磨偏后将造成链条卡死；4）捞
渣机运行速度过快，加剧了刮板的磨损速度；5）由于新粘贴的铸石板与原磨损的铸石板厚度存在偏差，运行中高点更易刮损脱落。处理措施：1）建议委托专业厂家在机组大修时将所有的铸石板全部清理，重新粘贴新铸石板；2）对于损坏的刮板，能修复的更换耐磨条恢复使用，其他的更换新刮板；3）解体检查捞渣机内导轮，更换密封组件及轴承，如损坏严重应更换整组；4）运行人员加强运行调整，捞渣机采用变频运行，根据灰渣量调整捞渣机运行速度；5）更换捞渣机液压油。
效果：确保捞渣机稳定运行，提高捞渣机整体使用寿命。
5、锅炉送引风机、一次风机大修工作
现象：1A一次风机振动大，引风机可调静导叶叶片振动较大使紧固装置损坏；送风机、一次风机动叶角度偏差较大，并且一次风机单台运行另一台倒转。
原因分析：1）1A一次风机叶片在2010年5月由于叶片损坏进行更换，由于现场不具备做动平衡条件，怀疑动平衡不好造成振动大；2）送风机、一次风机液压调整装置存在调整偏差，动作不一致；3）引风机可调静导叶由于其铰接组件松动，静导叶频繁颤动而使其受损；4）风机振动大与轴承游隙有一定的关系，轴承游隙过大会使振动增大；5）一次风机出口挡板门不严密。
处理措施：1）建议A一次风机转动部分返厂大修，对转子做动平衡试验；2）其他5大风机全部解体检查，检查轴承、更换润滑油、检查液压调整装置等，更换新液压头，并将旧液压头返厂修复；3）更
换引风机全部可调静叶的铰接组件，检查更换静叶轴承；4）校对送风机、一次风机动叶开度，调整引风机静叶开度，确保其开度达到百分百；5）检修更换一次风机出口挡板密封片；6）更换所有风机的润滑油，确保润滑油的油质。
效果：确保六大风机长期稳定运行，提高风机使用寿命。
6、锅炉风机暖风器系统故障频繁
现象：暖风器系统阀门管路漏泄频繁；暖风器疏水无法正常回收至除氧器；暖风器运行不可靠，单根管漏泄则整组暖风器无法使用。原因分析：1）暖风器疏水管路系统焊口质量差，由于交变热应力使其焊口泄漏；2）阀门法兰垫片采用石棉板，由于安装质量及老化、交变热应力造成垫片损坏而漏泄；3）管路系统安装不合理，每台风机暖风器分为两组，单组故障无法对其解列；4）暖风器疏水泵选型不合理，疏水箱容积为3.5m³，每次疏水泵启动5分钟就将疏水罐打空，疏水泵启动过于频繁。
处理措施：1）对管路焊口全面检查处理；2）更换管路系统的所有阀门法兰垫片，更换为高压石墨垫片或石墨缠绕垫片；3）在每台暖风器下部两根输水管路上分别加装焊接阀门，以保证暖风器可以单组解列；4）对暖风器疏水泵重新选型进行改造更换。
效果：确保暖风器系统稳定运行，保证冬季暖风器能够正常投运。
7、锅炉补水率大分析处理
现象：定排排气量较大，暖风器疏水不能得到及时回收。
原因分析：锅炉下降管排污门及水冷壁下联箱排污门存在内漏现象；
后包墙过热器下联箱疏水门内漏；锅炉所有的排空气阀有内漏情况；暖风器疏水泵设计不合理，暖风器疏水无法返回除氧器。
处理措施：解体检查研修锅炉汽水系统阀门约计109台，更换进口排污球阀3台；改造暖风器疏水泵，冬季运行时确保暖风器疏水能够回收。
效果：降低机组汽水损耗，节约能源，提高机组效率。
8、电除尘顶部漏泄治理
现象：除尘器顶部油漆起皮脱落，顶棚屋面板漏泄。
原因分析：1）除尘器顶部长时间热胀冷缩，造成密封角线疲劳漏泄；2）烟囱先期由于“石膏雨”问题，烟囱出口携带的液滴飘落至除尘器顶部，致使其产生腐蚀问题；3）除尘器顶部防腐油漆风化失效，起不到防腐效果。
处理措施：1）修复除尘器顶部泄漏点；2）打磨除尘器顶部盖板，并重新刷涂防腐油漆。
效果：有效防止除尘器顶部盖板进一步腐蚀，确保除尘器安全稳定运行。
9、锅炉煤粉管路防磨大修
现象：煤粉管路经常发生漏泄，现场环境卫生很差，增加工人的劳动强度。
原因分析：1）防磨陶瓷脱落，使部分弯头失去防磨功能；2）长时间运行，风粉冲刷磨损致使漏泄；3）风粉变向后，冲刷磨损角度发生改变，造成局部磨损严重。
处理措施：1）测量风粉管道的厚度，对磨损严重的管路进行更换；2）检查弯头内部的防磨陶瓷，修复管路内部脱落的陶瓷片，对无修复价值的弯头则进行更换；3）根据管路磨损情况，如果存在上下磨损不一致将对管路整体翻身。
效果：大大改善现场环境，确保机组长期稳定运行。
第三篇：12锅炉A级检修情况说明总结2
#12锅炉A级检修情况说明
一、工作完成情况
1、标准项目：
按要求本次A级检修共计完成了十七个标准大项中的166个小项，各项目均已验收合格。
2、削减、追加、更改检修项目：
① 削减项目：汽包集中下降管管座焊缝进行100%的超声波探伤，因汽包下部集中下降管处安装有防漩涡装臵和外护板，探伤后无法恢复，故申请削减该项目并得到批准；
② 追加项目：㈠、一次风机风机驱动端、非驱动端轴承更换工作，因12号机组自2005年投产至今，一次风机风机轴承未进行过更换，轴承游隙超标（≥0.35mm），需要更换。㈡、一二次风机变频器改造，因原一二次风机液偶调节转差率大，耗电高，需要进行变频器换型改造。
3、技措项目：
⑴AB侧中心筒改造（外委）；
⑵AB侧冷渣机平台下降至3米，完成了C冷渣机的换型改造工作，ABCD冷渣机纵向布臵在锅炉两侧；
⑶烟气调节挡板分组改造，由原来的4分仓换型改造为12分仓；
⑷给煤机进口插板门改造，由内密封齿条式改造为外密封直通式SDM-510（与给煤机出口形式一致）电动插板门；1
⑸电除尘器三四电场极线改造（外委）；
⑹引风机变频器改造，拆除液偶、液偶冷油器、辅助油泵系统，自制油箱，保留部分油路管道，每台风机安装两路油路冷却系统，以此保证电机滑动轴承运行；
⑺高压流化风机换型改造，高压流化风机A由原来的XPL410型进口设备改造为国产RRF-290型罗茨风机；
以上项目均已验收合格
4、反措项目：
① 水冷壁管防磨喷涂；完成了162m2面积
② 锅炉内、外部检验；
以上项目均已验收合格
5、节能项目：
① 冷渣器改造，C冷渣器箱体式改造为水冷滚筒式冷渣机，并且冷渣机平台整体下降至3米。
以上项目均已验收合格
6、特殊项目：
① 空预器部分更换，B侧热段上组前往后数第二箱更换钢管292根，B侧热段下组前往后数第一箱更换钢管97根，共记389根。
② 空预器入口非金属膨胀节蒙皮更换；
③ 冷渣机抽负压系统改造；
④ 旋风分离器回料器斜管金属膨胀节更换；
⑤ 炉内风帽疏通校正；
⑥ 炉内给煤口改造；
以上项目均已验收合格
7、金属监督项目：
① 锅炉受热面管蠕胀检测：分离器出口拉稀管A往B数、B往A数2——11根（第1根和第12根因浇注料遮挡，无法测量）蠕胀测量最高值φ63.8，最低值φ63.5；高温过热器上平面B往A数第1、2、3、10、14、16、17、18、20根，蠕胀测量最高值φ51.9，最低值φ51.5；高温过热器上平面A往B数第2、3、5、7、9、11、13、15、17、20、21、23、25、27、30、32、33、38、40、45、46根，蠕胀测量最高值φ51.8，最低值φ51；高温过热器检修空间B往A数第21、22、23、25、27、29、30、32、34、36、38、40、42、45、46根，蠕胀测量最高值φ51.9，最低值φ51.2；低温过热器检修空间B往A数第1、2、4、7、11、14、20、22、23、27、30、36、40、42、46、48、50、60、64、71、74、77、80、84、90、91、92根，蠕胀测量最高值φ51.6，最低值φ51.1；低温再热器上平面B往A数第1、2、3、4、10、14、17、20、24、25、30、32、36、40、44、50、56、60、70、80、85、90、91、92根，蠕胀测量最高值φ57.5，最低值φ57.1；省煤器检修空间B往A数第1、2、5、10、15、20、22、25、29、41、44、48、50、60、65、70、76、88、89、95、100、105、110、115、116根，蠕胀测量最高值φ42.6，最低值φ42.1；屏式再热器A往B数炉前上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，炉后上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，蠕胀测量最高值φ76.4，最低值φ76.1；屏式过热器A侧A往B数炉前上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，炉后上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，蠕胀测量最高值φ43，最低值φ42.1；屏式过热器B侧B往A数炉前上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，炉后上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，蠕胀测量最高值φ42.3，最低值φ42.0；
8、化学监督项目：
㈠ 锅炉汽包内部检查：
① 检查汽水分离器各部完整无异常，补刷油漆。
② 下降管防旋装臵拆除，宏观检查无异常。
③ 加药管检查有一个洞进行了补焊处理。
④ 腐蚀片按要求进行了更换。
⑤ 环形焊缝和纵向焊缝进行了打磨、探伤检查无异常。⑥ 更换汽包人孔门垫子。
㈡ 炉内水冷壁管割管检查：
① 前墙B往A数第34根浇注料上方9米处，割管长度1米。② A侧墙前往后数第61根浇注料上方7米处，割管长度1米。③ 中隔墙前往后数第29根浇注料上方8米处，割管长度1米。④ 屏过B仓B往A数第3屏炉前第1根，炉底下方4米处，割管长度1.25米。
㈢ 高温过热器管割管检查：
① B往A数第35根处，割管长度250mm。
㈣ 省煤器管割管检查：
① A往B数第29根处，割管长度250mm。
㈤ 水冷壁下联箱检查：
① 炉后B侧B往A数第一联箱的手孔割除检查无异常。
二、检修中发现的问题和建议
① 水冷壁检查自查有明显冲刷的76点，其中A侧墙前往后数第50根有一2米的冲刷槽，全部进行堆焊处理，A侧墙前往后数第1、2、3根鳍片裂纹打磨堆焊，长度500mm；锅炉特检和我公司金属测厚需要补焊点65处（厚度低于5.0mm），以上全部打磨堆焊。
② 检查高温过热器后仓第一层B往A数第44根管子中部有一30×25mm不规则椭圆坑，测厚为4.4mm；全部打磨堆焊，焊后测得母材
7.8、7.6、7.4，硬度191，补焊部位测厚8.8、8.3、8.4，硬度144。③ 过热器向空排气A侧二次门，阀座有约深5mm的贯穿性裂纹8条，阀芯有深3mm的贯穿性裂纹12条，研磨后回装（裂纹未消除），B侧一次门，阀座有约3mm贯穿性裂纹6条，阀芯有裂纹7条，研磨后装（裂纹未消除）。
④ 过热器一级减温水调门A，运行中发现流量不够，结合本次特检，对减温器进行割管检查，经内窥镜检查发现有堵塞、结垢现象，全部进行疏通、吹灰处理。
三、水压试验结果的简要分析
1.水压试验：
① 在水压试验过程中发现汽包集中下降管第一根输水二次门不能开启，后经割管检查发现，系管内杂质堵塞造成；疏通、打磨后焊接，以上位臵经探伤检查全部合格。
② 升压在10.0MPa时，给水母管测量温度表库联接内螺纹丝牙处泄漏，后经打磨堆焊处理。
③ 汽水系统本体全面检查无异常，水压试验合格。
2.点火油系统冷态试验合格。
3.底渣系统运转试验合格。
4.锅炉辅机试运转（一、二次风机、冷渣机、吸风机、点火风机高压流化风机）试验合格。
5.电除尘升压试验合格。
检修部锅炉项目部
二○一一年九月二十二日
第四篇：发电厂锅炉检修中注意的问题及维护对策
发电厂锅炉检修中注意的问题及维护对策
摘 要：随着各行各业的快速发展，人们对电能的需求量不断增加，这也使电厂生产任务更加繁重。电厂为了确保产能，需要确保所有机组运行的安全性和稳定性。锅炉作为发电厂重要的生产设备，一旦锅炉发生故障，则会对发电厂的正常生产带来较大的影响。因此在当前发电厂经营过程中，需要重视锅炉的检修工作，有效地提高发电厂锅炉检修维护水平，确保发电厂锅炉运行的稳定性和可靠性，为发电厂安全、稳定的运行奠定良好的基础。
关键词：发电厂；锅炉；检修；特点；问题；安全
前言
锅炉作为发电厂重要的设备之一，其安全稳定的运行与发电厂的正常生产息息相关。在当前发电厂生产过程中，锅炉设备运行过程中受制于自身原因及运行环境等影响，经常会发生这样或是那样的故障，影响了锅炉运行的稳定性。因此需要在日常工作中做好锅炉的维护和检修工作，针对锅炉检修工作的特点，采取切实可行的措施来提高检修工作的质量，并对检修过程中一些重要问题进行重点关注，提高检修过程中的安全，以此来降低锅炉运行中的故障发生率，为发电厂高效、稳定、可靠的?行奠定良好的基础。强化发电厂锅炉检修工作的重要性
发电厂生产过程中，锅炉设备需要保持长时间的运行，因此要针对锅炉开展细致的检修，以此来提高锅炉运行的效率及使用寿命。发电厂生产过程中锅炉的运行，不仅要加强日常的监控，而且还要配备专门的人员及智能设备实施动态监控，及时发现问题并予以排除。通过运用先进的技术和设备，能够及时发现锅炉中存在的问题，有利于检修水平和质量的全面提高。同时还要对锅炉日常运行的情况、检修内容及维护情况等进行详细掌握，以便于及时发现锅炉设备存在的故障，并针对具体的故障采取有效的检修手段。对于已达到使用年限的锅炉及老化严重的锅炉要及时进行淘汰和更换，避免发生重大安全事故。通过强化锅炉检修工作，有利于全面提高锅炉运行的效率，为电厂正常、安全、稳定的运营奠定良好的基础。发电厂锅炉检修的特点分析
当前发电厂锅炉检修主要采用的是定期检修和故障检修两种方式。发电厂生产过程中，锅炉运行时会受到多种因素的影响，这也使锅炉故障发生率随之增加，电厂锅炉检修工作任务十分艰巨。但在当前发电厂锅炉检修工作中，由于各种关键检修技术手段多由锅炉制造企业掌握，这也使厂内只能进行一些常规性的检修，不仅检修成效较高，而且锅炉运行中存在的故障也无法有效消除。在锅炉运行状态检修工作中，部分检修人员只能根据自身的经验来对锅炉运行状态进行判断，具体检修方法欠缺科学性，这也对检修效果带来了较大的影响。这就需要发电厂需要在实际工作中，针对当前锅炉的实际运行状况来采取切实可行的检修措施，努力提高锅炉检修技术水平，确保锅炉设备安全稳定的运营，保障发电厂的正常生产。发电厂锅炉设备检修中应注意的问题
3.1 省煤器、过热器、再热器、减温器的检修中注意问题
（1）磨损问题。这些设备通常都暴露在外部，而且在长时间的运行和磨损的情况下，外面管道附近的设备磨损会较为严重，在烟气走廊管、上部管排、吹灰器周围管道及穿墙等部位的磨损程度会较大，需要在检修过程中重点关注。
（2）管卡、防磨瓦等出现损坏现象。在锅炉运行过程中，管卡和防磨瓦在使用过程中由于所处环境温度较高，这也使其容易发生变形、损坏、脱落及烧坏等问题。
（3）裂纹。异种钢接头应力的存在具有客观性，这也导致锅炉运行过程中过热器顶棚和包墙区极易出现裂痕。
（4）膨胀、鼓包。过热器和再热器运行过程中，在高温作用下容易出现膨胀和鼓包等现象。
（5）积灰、堵灰。锅炉工作环境中不仅粉尘较多，而且温度较高，相对湿度较低，这就导致在管排和蛇行管组等部位极易积累大量灰尘，从而导致积灰和堵灰等问题发生。
3.2 水冷壁的检修中注意问题
在对水冷壁检修时，需要注意折扣焰角处的水冷壁及热负荷较高区域，这些部位容易出现过热和变形等问题。同时在水冷壁管和防渣管中也容易出现裂纹，特别是当管道位置热负荷十分集中的部位也容易出现裂纹现象，需要在检修中特别注意。水冷系统中部分热负荷较高的管道附近及水循环不良的位置处极易发生鼓包和膨胀等问题。在门孔、燃烧器、吹灰管、热电温度计周围经常会出现磨损问题，另外在锅炉的进风口处、落料口处、折焰角、防渣管、水冷壁管等区域也会出现磨损的现象。在锅炉运行过程中，由于其内部焦块脱落，会造成水冷壁管道出现变形及损伤的问题，另外检修人员在检修时人为原因造成机械划伤，从而使水冷壁管道出现损伤。由于外壁高温和内壁氧化反应现象而造成水冷壁腐蚀和结垢问题，特别是在水冷壁一个热负荷较高的区域内更容易发生腐蚀现象。另外，在燃烧器、门孔两侧周围及热负荷较高位置还容易发生鳍片开裂现象。这一系列问题在对水冷壁检修时都需要特别关注。
3.3 锅炉锅筒检修中注意的问题
在对锅炉锅筒进行检修时，需要彻底检查锅筒内部各个管道的通畅性和完整性，及时对其进行检修和改造，特别是做好压力表连通管和水位计气流连通工作，对汽水取样管、蒸汽取样管和连续排污管进行彻底检修，采用无损探测技术来判断管座裂纹情况。检查支座的安装方向是否正确，在具体安装时还要预留出足够的空间，确保其后期膨胀后有足够的空间间隙。检查锅筒和吊装装置的接触性，确保吊装装置全力受力，安装稳定，而且与90度圆弧完全吻合。加强发电厂锅炉设备的检修维护对策
4.1 加强锅炉检修的科学化管理
对于锅炉检修工作，需要科学化对锅炉运行数据、巡查记录进行有效管理，同时还要保管好设备性能检测数据和金属检测数据等。对于锅炉检修人员来讲，需要实时跟踪和检测锅炉运行过程中的各种检测数据，并在检修过程中充分的应用各种先进的技术手段，科学对检测数据进行整理，并通过进一步分析和研究，从而提高对锅炉故障的判断能力。
4.2 合理安排锅炉检修方法
（1）对于例行检查中的检修主要是??锅炉进行系统的、全方位的维修，在这个环节具有较多的检修程序，而且检修时间也较长，需要在锅炉停运情况下对锅炉设备进行详细检查，及时发现故障隐患并及时排除。例行检修能够对锅炉设备进行全方位排查，及时查出隐患，将故障扼杀在萌芽状态，有效的避免安全事故发生，保证锅炉运行的稳定性。
（2）间隔性集中检修属于针对具体问题而开展的检修方法，检修工作具有较强的针对性，有利于节约检修时间，更适宜对运行中的设备进行检修，不需要停运，有利于降低停运损失。
（3）日常预知性维护与检修对工作人员业务素质具有较高的要求，需要工作人员对锅炉各个系统都要熟悉，而且还要具有丰富的实践经验，以此来确保预知性检修能够达到理想的检修效果。
（4）事后维修主要是事故发生后采取的检修方式，通过实施事后检修维护来确保设备恢复到正常的性能和运行水平。
4.3 强化锅炉的日常维护和定期检修
锅炉的日常运行离不开定期维护，这是保证锅炉处于正常工作状态的必要工作。因此对于发电厂来讲，需要建立健全锅炉日常维护制度，并确保制度得到有效的落实和执行，在日常工作中，针对于不同的设备、不同部位合理设计维护内容、维护时间和人员，实现对设备的系统性维护，使设备保持良好的运行状态。每年都需要对锅炉外部进行一次系统的检测，同时还要做好锅炉安装时的维护工作，安装时不仅要严格遵守安装程序进行，而且还要配备专业技术人员，对具体内容进行详细记录，为日后查询验证提供依据。对于锅炉日常维护和定期检修工作的开展，需要根据电厂锅炉设备的实际情况来选择适宜的检修方式，并对锅炉检修周期进行科学调整，确保锅炉安全、稳定的运行。检修中的安全工作
5.1 进炉前要再次复查安全工作
检修人员一定要自己复查一下安全准备工作是否妥当，如是否切断汽、水，排污照明电压是否合适、检修工具是否准备齐全等。有时由于准备工作匆忙，又没复查，结果钻入炉内后出了问题，可能造成一定的危险。
5.2 检修时炉外要有人监护
当检修人员进入炉内检修时，在炉外一定要有人监护，对突发的问题进行及时的配合和处理，一旦进入炉内发生突发情况，也可以迅速采取措施，避免危险的产生或者减少危险的扩大。
5.3 足够通风后才能进入锅筒和炉膛内
在进入锅炉的锅筒和炉膛内之前，一定要确保锅筒和炉膛内进行足够的通风，保证有足够呼吸的氧气。
5.4 进入大型炉膛注意事项
钻入大型炉膛时，对悬吊的灰渣瘤和松动耐火砖一定要去掉。要带上安全帽。钻入烟道还应带上防风眼镜，防止细灰迷眼，对于一些可转动的灰门、挡板一定要注意是否能可靠站人，防止因重心偏移，灰门翻转使人摔伤。
5.5 检修结束后的安全工作
检查结束后，一定要检查所带工具是否如数带出，防止工具、棉纱、手套等漏落在炉内。曾由于上述东西堵塞管子而造成管子爆裂事故或堵塞排污管的事故。全部检修工作结束，要撤掉切断管道的堵板。结束语
发电厂作为我国电力系统中非常重要的组成部分，当前火力发电还是我国重要的发电形式，这也使锅炉应用十分普遍。为了有效的保证发电厂生产和运营的稳定性，需要强化发电厂锅炉检修维护工作，努力提高锅炉维护检修技能，确保锅炉使用效率和使用寿命的提高，为电厂生产的稳定进行奠定良好的基础，确保发电厂经济效益的全面提高。
参考文献
[1]卓建成.自备电厂锅炉检修模式的存在问题及解决办法[J].装备制造技术，2012.[2]苏基林.浅谈火电发电厂锅炉检修运行与维护措施[J].低碳世界，2014.[3]苏基林.浅谈火电发电厂锅炉检修运行与维护措施[J].低碳世界，2014（7）.[4]梁胜亮.有关火电发电厂锅炉检修及其安全管理措施探析[J].建筑工程技术与设计，2015（31）.
第五篇：#2机A级检修锅炉监理工作总结[最终版]
#2机A级检修锅炉监理工作总结
粤电云浮发电厂
#2机A级检修锅炉专业监理工作总结
粤电云浮发电厂#2机组A级检修自2012年04月25日起，至2012年06月18日结束，共发出作业指导书36份，签证W 点
H 点。共完成标准项目33项，特殊项目20项，175小项，18分项。现将锅炉专业监理工作作如下总结：
一、主要检修设备及监理范围：
本体部分：
（1）完成水冷壁翻边；
（2）对流过热器、省煤器及中温再热器、燃烧器改造，增加燃尽风；（3）完成锅炉“四管”防磨检查；（4）完成安全门解体检修；（5）主给水及旁路门解体检修；
（6）
一、二级减温水调整门、手动门解体检修；（7）炉本体各疏水门解体检修；
（8）底部上水门、底部加热门解体研磨更换；（9）完成炉辅磨煤机本体及附属设备的检修；
（10）粗、细粉分离器检查，并做防磨处理，防爆门更换；（11）引、送风机检修；（12）排粉机、输粉机给粉机及给煤机检修；（13）电除尘、捞渣机的检修任务；（14）完成炉烟风机技改；
（15）本体、辅机特殊项目20项，均已完成。
在此期间监理对标准、技改及特殊项目的检修进行了跟踪和旁站，对现场检修过程中出现的差错和质量问题进行了纠偏。
二、现场检修设备工程质量执行情况：
1、二次汽水压试验，中温再热器新管口共9处因焊口焊接原因泄漏；
2、一次汽水压试验因水冷壁鳍片割伤造成泄漏（更换3根补焊1处）；
3、水冷壁磨损超标管更换 45 根；
4、在对水冷壁进行抽查测厚中发现共有75根管磨损超标，已做更换处理，三、检修中发现的主要设备缺陷及处理情况：
引风机检修中发现：A引风机前轴承（电机端）滚珠磨损，起麻点； 送风机：A、B送风机推力侧、承力侧滚动轴承磨损严重； 排粉机：A、B排粉机轴承油隙超标，磨煤机：A磨减速机轴承油隙超标，A磨煤机小齿轮磨损严重，A磨进口大瓦脱胎，B磨出口大瓦脱胎；
捞渣机：捞渣机水封补水阀门，捞渣机两侧放灰挡板腐蚀严重；阀门：
1、汽包A、B侧连排一次门解体后，检查发现阀芯阀座吹损严重；
2、汽包A、B侧连排三次门解体后，检查发现阀芯阀座吹损严重；
3、定排旁路门解体后，检查发现阀芯阀座吹损严重；
4、定排#10电动门解体后，检查发现阀芯阀座吹损严重；
5、甲侧微量喷水一次门定位销断掉，无法拆卸；
6、过热器二级减温右侧减温水三次门阀座底座穿孔修前已焊补；
#2机A级检修锅炉监理工作总结
7、A侧一级减温水一次门解体后检查发现阀座已变形，无法研磨修复；
8、过热器二级减温水B侧减温水一次门解体后检查发现阀座已变形，无法修复；
9、A侧二级减温水反冲洗门解体后发现阀座变形，阀杆弯曲无法修复；
10、A侧一级减温水一次门解体后检查发现阀座已变形，无法研磨修复；
11、过热器二级减温水B侧减温水一次门解体后检查发现阀座已变形，无法修复；
12、A侧二级减温水反冲洗门解体后发现阀座变形，阀杆弯曲无法修复；
13、汽包A、B侧连续排污调整门，解体后检查发现阀芯、阀座密封面冲刷严重，已全部进行更换、研磨和机加工处理。
四、不符合项执行情况：
共发出不符合项18条，已全部完成。
五、存在的问题、亮点及建议：
1、中温再热器新管口因焊接质量原因，在水压试验时有9处泄漏，已全部进行返修和补焊，并对其它新焊口进行检查处理，水冷壁翻边鳍片割除时，没有做好预防措施，使部分管段割伤，造成水压试验泄漏（已做更换和补焊处理）。
2、在对水冷壁进行抽查测厚中发现共有75根管磨损超标，已做更换处理。磨煤机检修，检查齿轮啮合情况，没有按照大修管理手册质量验收程序，进行下步工作，存在严重越点现象。
3、A、B送风机检修现场，作业流程轴承更换，H点没有三级验收签字，进行下一步工作，存在越点现象。均已进行质量考核。
建议：
1、下次检修时对#2炉水冷壁管进行全面检查，对查出超标的管段进行更换；
2、加强检修工和焊工的责任心教育，提高检修质量和焊接水平，以防再次发生因水冷壁鳍片割伤水压试验泄漏事件；
3、对各检修单位的工作负责人进行必要的培训，熟悉作业指导书签点程序，避免再次出现越点现象。
#2机组A级检修监理组锅炉专业
2012年06月20日
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