1、1） 序 号评 价 项 目标 准 分2） 查 评 方 法3） 评 分 标 准 及 办 法自 评 得 分4） 2.1.25） 运行工况6） 5107）8）9） 2.1.2.110） 在燃用适用煤种时，锅炉良好的燃烧工况反映在：11） 炉膛压力应稳定维持在规定范围内；12） 在允许负荷调节范围内着火稳定，无灭火事故发生；13） 不存在高温腐蚀；14） 未完全燃烧损失小；15） 运行人员能及时掌握燃煤煤质；16） 抑制NOx的生成17） 3018） 查阅运行.维修记录及总结；19） 查阅有关实验资料；20） 现场查询；21） 未建立炉膛压力超限运行记录或年内任一月统计单台炉有超限运行6次及以上，且每
2、次持续时间5s及以上者，视情况扣标准分的30%-100%；22） 烟温偏差超过规定值（50），视烟温高低.超差幅度即持续时间等情况扣标准分10%-100%；23） 存在高温腐蚀，视情况扣标准分的50%-100%；24） 未完全燃烧损失异常，视情况扣标准分的30%-50%；25） 燃烧调节时未考虑抑制NOx的生成因素，视情况扣标准分的30%-50%；26） 运行不能及时掌握燃煤煤质，视情况扣标准分的30%-50%；27）28）29）30）31）32） 评价依据：电力工业锅炉压力容器监察规程（DL6121996）33） 锅炉启动、停炉方式，应根据设备结构特点和制造厂提供的有关资料或通过试验确定，并
3、绘制锅炉压力、温度升（降）速度的控制曲线。34） 启动过程中应特别注意锅炉各部的膨胀情况，认真做好膨胀指示记录。35） 锅炉启动初期流过过热器的蒸汽流量很小或者为零，应控制锅炉燃烧率、炉膛出口烟温，使升温、升压过程符合启动曲线。36） 汽包锅炉应严格控制汽包壁温差。上、下壁温差不超过40。37） 锅炉应平稳地增减负荷，控制增减负荷的速度。在增减负荷时应使风量先于燃料量的增加，后于燃料量的减少。但在整个运行期间应尽量保持燃料空气比在安全范围内。38） 锅炉燃用的煤质应基本符合设计要求。其低位热值、灰熔点、挥发分、水分和灰分变化不应影响锅炉的安全运行。39） 锅炉停炉的降温降压过程应符合停炉曲线要
4、求，熄火后的通风和放水，应使受压部件避免快速冷却。40） 锅炉停炉后压力未降低至大气压力以及排烟温度未降低至60以下时，仍需对锅炉严密监视。41） 13.7锅炉应保持额定参数运行，不得任意提高运行参数和出力。在运行中出现超温超压情况时，应立即查明原因采取果断措施，并记录超温、超压的数值和时间。42） 13.8设计带基本负荷的锅炉改为调峰运行时，各部温度、温差的控制及其变化速度、符合增减的速度、启动和停止时的温度、压力升（降）速度等，都仍应满足有关规程的规定。43） 13.9运行中锅炉保护装置和联锁不得任意退出运行。主保护需要退出检查和维护时，应限定时间并经发电厂总工程师批准，记录退出运行的原因
5、、时间和恢复时间。44） 水位和炉膛压力保护停用都在限定时间内不能恢复时，宜停止锅炉运行。45） 保护装置的备用电源和气源应可靠，备用电源或气源亦不应随意退出备用。46） 依据26 锅炉机组运行47） 锅炉机组的运行，应与外界负荷相适应。由于其被调参数及扰动因素多，因而形成了一个多种参数相互影响的复杂动态变化过程。为保证锅炉机组的安全经济运行，必须对其进行相应的控制、调整与维护。48） 6.1 锅炉运行调整的主要任务49） 6.1.1保持锅炉蒸发量满足机组负荷需要，且不得超过最大蒸发量。50） 6.1.2保持蒸汽参数和汽水品质在规定范围内，稳定给水流量，保持汽包正常水位。51） 6.1.3及时
6、进行正确的调整操作，保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。52） 6.1.4降低污染物的排放。6.3 燃烧调整53） 6.3.2锅炉良好燃烧应具备的条件54） 6.3.2.1燃用煤种与设计煤种应相符。55） 6.3.2.2供给燃料完全燃烧所必须的空气量。56） 6.3.2.3维持适当高的炉膛温度。57） 6.3.2.4合理的一.二次封配比。58） 6.3.2.5合格的煤粒度。59） 6.3.3燃烧调整60） 6.3.3.1风量的调整61） 正常运行时，及时调整送风量.吸风量，维持正常的炉膛压力，炉膛上部不向外冒烟气；炉膛出口的过量空气系数值，应根据不同燃料的燃烧实验确定，烟气中的最佳含氧量
7、应有调整试验确定；各部漏风率符合设计要求。62） 当锅炉加负荷时，应先加风再加燃料，反之，减负荷时，先减燃料后减风，并加强风量和燃料量的协调配合。63） 6锅炉机组的运行64） 61运行的主要任务65） 611保持锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求。66） 6.1.2保证正常的汽温、汽压。67） 6.1.3均匀给水，维持正常水位。68） 6.1.4保证锅水和蒸汽品质合格。69） 6.1.5保证燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。70） 6.1.6及时调整锅炉工况，尽可能维持在最佳工况下运行。71） 2.1.2.272） 年内是否发生锅炉灭火、炉膛爆炸事故；事故原因是否查明；防止对策的
8、制定和落实。73）74） 查阅运行日志及故障分析报告75） 年内发生3次及以上灭火事故（包括启、停及正常运行）时，扣标准分的30%50%；76） 年内发生一次炉膛爆炸事故或事故原因未查明，扣标准分的50%-100%。77） 未按防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及有关的文件建立防止灭火及炉膛爆炸事故措施不得分；措施不全面、不正确、不具体扣标准分的30%-50%78）79） 2580）81） 评价依据：82） 9.6锅炉灭火83） 9.6.1原因84） 9.6.1.1辅机跳闸85） 9.6.1.2水冷壁管爆破86） 9.6.1.3厂用电中断87） 9.6.1.4燃煤挥发份过低，水分、灰分过高
9、，煤粉过粗。88） 9.6.1.5全烧油时油中水分高，燃油系统故障。89） 9.6.1.6炉内大面积落渣90） 9.6.1.7低负荷运行人员调整不当。91） 9.6.2现象92） 9.6.2.1炉膛负压突然增大，一、二次风压突然减小。93） 9.6.2.2蒸汽压力迅速下降，蒸汽温度降低，水位先低而后高。94） 9.6.3预防95） 9.6.3.1燃烧方式应合理96） 9.6.3.2低负荷加强燃烧调整。97） 9.6.3.3提高燃煤质量，合理配煤。98） 9.6.3.4提高燃油质量99） 9.6.4灭火处理100） 锅炉灭火按紧急停炉处理、解列减温器，立即减负荷，控制好汽温、汽压、水位，并查明原
10、因、消除后，重新启动点火。101） 2炉膛爆炸的原因102） 炉膛及其后部烟道爆炸，一般是由于爆燃引起的（即爆燃时使气体膨胀，当压力达到一定程度而使设备遭受损坏）。酿成爆燃的原因，一般有：103） 2.2点火未成功，使炉膛和烟道积存一定数量的可燃混合物，其后未进行吹扫而再次点火引起爆燃。104）105）锅炉热膨胀异常，视情节严重扣标准分的50%100%锅炉范围内管道膨胀受阻或支吊架缺陷，扣标准分的30%膨胀指示器缺损、位置不正确，扣标准分的30%50%106）107） 2.1.2.6108） 维持锅炉正常水动力工况：109） 汽包水位应维持在正常水位允许范围内波动。年内是否发生汽包水位异常事故
11、；其原因是否查明；防止对策和措施是否落实。110） 15111） 查阅运行日志及故障分析报告112） 因未按规程校核及维护水位计，或无校核及维护记录，视情况扣标准分的20%-50%；113） 运行控制失误或仪表及热控异常导致水位异常，甚至停炉，视情况扣标准分的50%-100%;114） 为根据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求制定防止锅炉水位故障措施，该项不得分；措施不全面具体扣标准分的20%-50%；115） 锅炉定期排污未按运行规程进行操作，视情况扣标准分的20%-50%；116） 当发生水动力工况异常，不查清原因，或防止对策不全面正确，或对策不落实，视情况扣标准分的50%-100%1
12、17） 依据1：防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发2000589号）。 8 防止锅炉汽包满水和缺水事故8.1 汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。8.2 汽包水位计的安装。8.2.1 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等），若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。8.2.2 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。8.2.3 水
13、位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方面倾斜。8.2.4 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。8.2.5 差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。8.3 对于过热器出口压力为13.5Mpa及以上的锅炉,其汽包计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号采用三选中值的方式进行优选。8.3.1 差压水位计（变送器）应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的
14、影响，必要时采用补偿措施。 8.3.2 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包测量系统的正常运行及正确性。8.4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表81给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值h，仅供参考。表81 就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值h汽包压力（Mpa） 16.14-17.65 17.66-18.39 18.40-19.60 （h mm） 76 102 1508.5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时，就立即
15、汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。8.6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。8.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。8.8 锅炉高、低水位保护。8.8.1 锅炉汽包水位高
16、、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。8.8.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。8.8.3 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计（变送器）中水位差值的影响。8.8
17、.4 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。8.8.5 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。8.9 对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不宜超过8h）。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运行。8.10 当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。8.11 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。8.12 给水系统中各备用设备应处于正
18、常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。8.13 建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。 8.14 运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。 依据2：制造厂设备运行维护技术文件和现场运行规程。 依据防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则 1、总则1.1为防止锅炉水冷壁、过热器、再热器和省煤器（以下简称锅炉四管）爆漏，减少锅炉非计划停运，提高锅炉运行的可靠性和经济性，特制定本导则。1
19、.2减少锅炉四管爆漏，要坚持“预防为主”“质量第一”的方针，要做过细的工作，搞好调查研究，经常分析爆漏原因，掌握锅炉四管爆漏的现状和规律，发现问题及时采取措施，防止爆漏事故发生和扩大。1.3为了防止锅炉四管爆漏，必须坚持发电设备全过程管理，加强各个环节的质量意识，对锅炉机组的选型、设计、制造、监造、安装、调试、检验、运行和检修等各个环节把好质量关。1.4各局、厂要建立锅炉防磨防爆网，制定和健全防磨防爆制度，搞好技术档案管理工作。1.5本导则仅涉及锅炉四管，对锅炉其它承压部件，只列入与四管爆漏有关的内容。1.6本导则适用于火力发电厂蒸汽锅炉；热电厂尖峰热水锅炉可参照执行。2、锅炉的设计选型2.1
20、锅炉型式应与实际煤质特性相适应。2.1.1锅炉设计和校核的煤质资料应根据煤矿供煤实际情况和近、中期供煤煤质的变化趋势，并经采样综合分析后确定。2.1.2锅炉设计选型要根据煤质（含煤灰）特性选取适当的炉膛容积热负荷、炉膛断面热负荷、燃烧器区域热负荷。2.1.3燃烧器型式和布置应与煤质特性相适应。2.1.4对高灰份及灰磨损性强的煤，应注意达到：(1)锅炉尾部竖井对流受热面计算烟速应按管壁最大磨损速度小于0.2mm/a选取，当难以达到时，应选用顺列布置、粗直径（42mm）管子的省煤器，或采用膜式、鳍片、肋片式省煤器等。(2)炉尾部结构应有利于防止受热面及烟道积灰，避免局部烟速过高，造成受热面局部严重
21、磨损。(3)各对流受热面应布置足够数量的吹灰器。(4)对流受热面结构上不存在烟气走廊。2.1.5 对低灰熔点和结渣性强的煤，应注意：（1）高温辐射/对流式受热面，入口烟温T应低于煤灰变形温度t2，当t2-T100摄氏度时，管屏横向节距应足够大，以防止结渣连成片。（2）燃烧方式的一、二次风应有较大的刚度（风速可适当选高些）；必要时可采用侧二次风，改善水冷壁面的烟气气氛、流动工况，防止结渣。2.1.6 液态排渣炉和燃用硫、钒、碱金属等低熔点氧化物含量高的煤的固态排渣炉，要注意防止长生高温腐蚀，必要时在可能发生高温腐蚀部位采用渗铝管或采用贴壁风。2.2 锅炉水冷壁。2.2.1 火力发电厂的锅炉水冷壁
22、除特殊情况外均应采用膜式水冷壁。2.2.2 锅炉水冷壁水动力应确保：（1）锅炉在设计压力范围内，从启动流量所对应的负荷到满负荷水动力工况稳定。（2）锅炉在各种符合下水动力工况稳定；循环泵入口不发生汽化。（3）锅炉的水冷壁均应进行传热恶化验算，并要求发生传热恶化到临界热负荷与设计最大热负荷的比值应符合要求。2.2.3 锅炉膜式水冷壁应对管屏间温差热应力进行计算，要考虑水冷壁制造公差引起的水力偏差因素；要合理布置混合器的位置和水冷壁管在混合器联箱上的引入、引出方式及正确设几个水冷壁管进口节流圈（节流圈应便于调整更换）孔径的大小。2.2.4 应核查水冷壁管屏大型开空外边缘管因热负荷较高，管内工质流量
23、减少且易波动等因素对水冷壁水动力的不利影响。2.3 过热器。2.3.1 各级过热器、须进行水力偏差计算，合理选取热力偏差系数，并据此计算管壁温度。所选用的管材的允许使用温度应高于计算管壁温度，并留有适当的裕度。2.4 锅炉各受热面管子应能自由膨胀，不相互碰撞。2.4.1大型悬吊式锅炉应设置锅炉膨胀中心，其防晃动装置不应限制锅炉受热面的自由膨胀，各联箱两端部应设置可靠的膨胀指示器。受热面的管卡、吊杆和夹持管等应设置合理、可靠，避免在热态下偏斜、拉环和引起管子相互碰磨。2.4.2 管壁温差大的管子之间、膨胀长度不同的管子之间及受热管子与其他部件之间的连接，如炉膛四角水冷壁、穿墙管等，应防止管子膨胀
24、受阻或受到的刚性体的限制，使管子拉裂、碰磨而爆管。2.5 要适当配备温度监控测点，以便在运行中监视和控制。2.5.1高温段过热器，应布置管壁温度测点。管壁温度测点可以装在过热器各段管圈的出口管子外墙上，过热器每隔510排布置一点。在有条件时管壁温度测点应安装与炉内管子外壁温度最高处。2.5.2 各受热面应设置进出口烟温测点和汽水进出口温度测点。2.6 锅炉的保护装置2.6.1汽包锅炉应配备水位保护装置。2.6.2 应按电力工业锅炉监察规程的要求，配备足够数量的安全阀。3 锅炉监造和安装3.1锅炉监造3.1.1 锅炉四管所用钢材应有质量证明文件，包括：材质证件；制造前按规定对材质的复验记录。3.
25、1.2 锅炉四管应有焊接质量检验报告，包括：焊接工艺评定试验报告；焊工考试合格证书；抽查焊接试样试验报告；焊缝返修报告；无损探伤检查报告；热处理质量检验报告；水压试验报告等。3.1.3 锅炉使用部门应派人员到锅炉制造厂监造、抽检设备制造质量。3.1.4 锅炉四管及与其相连接的汽包、汽水分离器、减温器及集箱等，在制造厂出厂前均应对其焊口进行100无损探伤，并有检验报告。3.1.5 锅炉的所有承压元、部件在出厂前，内部不得存在锈蚀、积水及杂物，所有的管接头、孔等均应有严密的保护和密封；所有受热面元、部件不得散装出厂，必须用专用框架固定包装、运输。3.1.6 受热面蛇形管应进行通球试验和超水压试验，
26、并有合格证书或记录。奥氏体不锈钢材质的受热面进行水压试验所用的水必须采用化学除盐水，不得采用生水。试验后将蛇形管内积水排放干净。3.1.7 初次试用于锅炉承压部件和受热面管子的钢种，事先必须取样经有关研究单位试验，提出试验报告，并经能源部质检部门复验，确认合格方可使用。3.1.8 锅炉四管及其与其他承压（载）部件之间合金元素差异较大的异种钢焊接，应在制造厂内进行，并应有焊接工艺和评定完整的焊接记录（包括接头型式、焊前预热、焊接方式、焊接材料和焊后热处理等）。3.1.9 锅炉制造厂应考虑长期停用时充氮保护的接口。3.2 锅炉安装3.2.1 锅炉承压部件组装前应按规定进行下列工作，并做好检查记录。
27、1）外观检查：包括外型尺寸、表面裂纹、砂眼、机械损伤及腐蚀等。2）检查内部有无积水、腐蚀及杂物，并吹扫干净，蛇形管应进行通球检查，测量管子壁厚及其均匀性。3）对合金钢管应进行光谱复查。4）对即将参加施焊的焊工严格执行焊工考核制度，考试不合格的不得上岗施焊。5）安装单位应按电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）中3.1.10条的规定对锅炉制造厂的制造焊口进行抽检。3.2.2 带炉墙的水冷壁组件。在组合炉墙前应作水压试验。试验压力为工作压力的1.25倍。水压试验后应将管内积水吹扫干净。3.2.3 锅炉四管及其他承压部件的安装焊口应按电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）进行无损探伤。在此
28、基础上，有条件的应提高无损检验率，逐步做到100无损探伤。3.2.4 锅炉本体承压部件安装完毕，须按规程要求进行整体超水压试验，认真检查各承压部件接口有无泄漏点，发现泄漏点应在水压试验后立即处理。水压试验报告须经网省局锅炉监察部门审核认定。水压试验后，锅炉内部应按电力建设施工及验收技术规范（电厂化学篇）的要求进行防腐保护。3.2.5 建设单位应认真组织实施半年生产和一年保证期（包括半年试生产的时间）的制度，完成规定的调试、考核及质量评定任务。在保证期内所发生的属于设计、制造、安装责任的四管爆漏事故，应通报给责任单位。4 锅炉运行4.1 严格按运行规程的规定操作，认真执行有关安全规程和制度。4.
29、1.1 严格执行电站锅炉水、汽监督规程，保证进入锅炉的水质及锅炉运行中汽、水品质合格。当汽水品质恶化危及设备安全运行时，要立即报告上级主管部门并采取紧急措施，直至停炉。4.1.2 锅炉启停应严格按启停曲线进行，控制锅炉参数和各受热面的管壁温度在允许范围内，并严密监视，及时调整，防止锅炉各参数大起大落。4.1.3 锅炉启停过程中应检查和记录各联箱、汽包、水冷壁等的膨胀指示器的指示，分析是否正常。4.1.4 长期停用、备用的锅炉设备，必须按火力发电厂（备）用热力设备防腐蚀导则进行防腐保护。4.2 加强锅炉运行监视、调整，确保锅炉正常运行。4.2.1 严格监视锅炉蒸汽参数、蒸发量及水位，防止超温超压
30、、满水或缺水事故发生。4.2.2加强对过热器管壁温度的监测，实事求是地做好记录，发现超温应及时分析原因，并尽可能首先从运行调整着手解决超温问题。4.2.3 锅炉运行人员应严格执行设备巡回检查制度，当发现四管泄漏情况时应查明漏泄部位，按有关规定及时处理。4.2.4 对于可能危及人身安全或将造成其他设备、容器、管道严重损坏的爆漏事故，应在报告调度的同时实行紧急停炉。4.2.5 做好四管爆漏事故分析报告，对四管爆漏事故要如实反映爆漏前的运行工况及发生事故时的处理，以便吸取教训，采取相应的改进措施。4.3 搞好锅炉灭火保护装置的调试、整定，并投入监视、保护功能，未经总工程师批准，不得解列。当锅炉发生灭
31、火时，严禁用“爆燃法”恢复燃烧。5 锅炉检修5.1按发电厂检修规程及发电厂金属监督规程等规定，发电厂防爆防磨小组对锅炉四管要认真组织检查并做好记录。5.1.1 检查的重点部位是：1)锅炉受热面经常受机械和飞灰磨损部位（如穿墙管、悬吊管、管卡处管子和省煤器、水平烟道内过热器上部管段等）。2）易因膨胀不畅而拉裂的部位（如水冷壁四角管子，门弯管部位的管子）3）高温过热器有经常超温记录的管子。5.1.2 检查的项目与周期参照本导则附录5.1.3 各电厂应根据实际情况制定防磨防爆措施。5.2 在检修中必须注意消除管排变形，烟气走廊和管子膨胀受阻等现象，保持膨胀指示器完整，指示正确。 对管壁温度测点，应认
32、真作检查，发现损坏或测值不准的，必须及时修复。5.3 对锅炉受热面管子，经检查有下列情况之一时，应予更换：1）碳钢和低合金钢的壁厚减薄大于30或按下式计算，剩余寿命小于一个大修期的间隔时间者。2）碳钢管胀粗超过3.5D，合金钢管超过2.5D时。3）腐蚀点深度大于壁厚的30时。4）石墨化大于等于四级的。5）高温过热器表面氧化皮超过0.6mm 且晶界氧化裂纹深度超过35晶粒的。6）表面裂纹肉眼可见者。7）常温机械性能低，运行一个小修间隔后的残余计算壁厚已不能满足强度计算要求的。5.4 应按规定进行定期割管检查。检查炉膛热负荷最高区域的水冷壁管内壁结垢腐蚀情况；对高温过热器，作金相检查。水冷壁大修前
33、的最后一次小修中检查垢厚或锅炉运行年限达到火力发电厂清洗导则中的规定值时，要进行酸洗。5.5检修中，锅炉受热面管子更换后应作锅炉工作压力下的水压试验；一组受热面的50以上管子更换新管后应进行超压水压试验。5.6 改造锅炉四管或整组更新管子时，应制定相应的受热面制作及安装技术措施，由电厂总工程师批准，并报省、网局备案。受热面外委加工，安装时，应按锅炉制造和安装的有关技术要求对加工和安装单位进行资格审查并应派专业人员到厂家监造验收，交货时应提供质保书及有关技术资料。5.7主要检修用材料的保管。5.7.1锅炉四管检修或改造所用的管材，入库前应进行抽检（包括外径，壁厚偏差，管内外有无裂纹，锈蚀等，对合
34、金钢还应进行材质复检）5.7.2 焊接材料（焊条，焊丝，钨棒，氩气等）应符合国家及有关行业标准，质保书，合格证齐全，并经验收后方准入库。5.7.3 管材，焊接材料的存放，使用，必须按规定严格管理，防止存放失效或错收，错发。5.8为摸清四管爆漏的规律，科学地开展防爆漏工作，各电厂应向主管局填报本导则所附“锅炉四管爆漏统计表”（每次泄漏不管是否构成事故均应统计），然后由主管网，省局每年汇总一次，于次年初报能源部电力司。6附则6.1 本导则由能源部电力司负责解释。2.1.2.7年内是否发生过超压运行工况，超压幅度、持续时间及原因是否查明；是否对其产生的后果进行过评估，防止对策和措施是否正确、落实。查
35、阅运行日志及故障分析报告1）未建立锅炉异常运行记录簿或锅炉超压异常未登陆，视情况扣标准分的20100。2)正常运行中是否发生因运行操作或热控系统故障导致超压，视超压幅度及持续时间，扣标准分的201003)未按规程进行安全阀校验和排汽试验，或无校验记录，视情节扣标准分的501004)当安全阀存在故障时，未按有关规定进行处理，继续带病运行者，视情况扣标准分的501005)是否对发生超压原因进行分析，并制订防止对策，对发生严重超压情况，还应对主要承压部件进行安全性能评估未进行上述工作者，视情况扣标准分的20507）锅炉超压，安全阀拒动，不得分评价依据：依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电
36、发号）依据.蒸汽压力的调整与滑压运行.汽包锅炉蒸汽压力的调整.汽包锅炉采用定压运行时，应保持蒸汽压力在正常值，并在允许的范围内波动蒸汽压力的调整，可通过适当增减燃料量.风量.风煤的配比以及微调同步器的方式进行各厂应根据具体情况，制定调整蒸汽压力的方法和操作步骤.汽包锅炉的定滑定及滑压运行为保证机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定滑定的复合运行方式采用定滑定复合运行方式前，应先根据机组的性能，进行有关的调整试验通过安全和经济性比较后，再确定高.低负荷定压运行的压力，并绘制出该区间每个负荷点的滑压运行曲线，以求得低负荷运
37、行时的安全性和经济性依据.运行的主要任务.保持锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求.保持正常的汽压.汽温.均匀给水，维持正常水位.保持锅水和蒸汽品质合格.保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率.及时调整锅炉工况，尽可能维持在最佳工况下运行.蒸汽参数的调整.蒸汽压力的调整.机组负荷及燃料性质的变化均可导致蒸汽压力的变化，在一般情况下可通过燃料进行调节.定压方式运行时，负荷变化率不大于min，若低于时，可采用滑压运行，其负荷变化率不大于/min.在非事故情况下，禁止用开启安全阀和向空排汽阀降低汽压依据电力工业锅炉压力容器监察规程（）.锅炉应保持额定参数运行，不得任意提高运行参数和出力在运行
38、中出现超温超压情况时，应立即查明原因采取果断措施，并记录超温.超压的数值和时间.设计带基本负荷的锅炉改为调峰运行时，各部温度.温差的控制及其变化速度.负荷增减的速度.启动和停止时的温度.压力升（降）速度等，都应满足有关规程的规定依据制造厂设备运行维护技术文件和现场运行规程2.1.2.8年内是否发生主汽、超温和低温运行工况，汽温偏离正常值的幅度、持续时间及原因是否查明；是否对其产生的后果进行过评估；防止对策和措施是否正确并落实查阅运行日志及故障分析报告1)未建立锅炉异常运行记录簿，或锅炉汽温异常未登录，视情况扣标准分的20100；2)正常运行中汽温偏离规程规定值，根据超限次数、持续时间、超限幅度
39、及对机组负荷影响程度，扣标准分的30100；是否对发生温度异常原因进行分析，是否制订正确完整的防止对策并实施，未执行者视情况扣标准分的50100评价依据：2.1.2.9年内是否发生受热面（过热器、水冷壁、省煤器）超过设计壁温运行工况和超温爆管事故；原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实查阅运行日志及故障分析报告1)未建立锅炉受热面壁温记录簿，或登录不全、不正确，扣标准分的20502)壁温测定不全或不正确，视情况扣标准分的20503)年内发生超温爆管，扣标准分的501004)根据受热面超温范围，超温幅度及累计超温运行时间，视情况扣标准分的201005)发现超温幅度已超过所用金属许用温度，扣标
40、准分的501006)是否对发生温度异常原因进行分析，是否制订正确完整的防止对策并实施，未执行者视情况扣标准分的50100评价依据：依据1同1.1.2.7依据2制造厂设备运行维护技术文件和现场运行规程7.13.2 水冷壁：燃烧器周围和热负荷较高区域水冷壁管外观检查。1）管壁被冲刷磨损程度,是否有高温腐蚀、变形、鼓包等缺陷,必要时进行测厚；2) 液态排渣炉或有卫燃带的锅炉应检查卫燃带及销钉的损坏程度；3）锅炉的UP型炉应检查下辐射出口弯头处有否鼓包、裂纹、胀粗等过热情况,必要时做金相检查；4) 定点监测管壁厚度及胀粗情况,一般分三层标高,每层四周墙各若干点。2) 炉底水封板焊缝应无膨胀或因焊接造成
41、的开裂；3) 检查液态排渣炉渣口及炉底耐火层应无损坏、析铁；4) 定点监测管壁厚度,斜坡及灰坑弯管外弧处各取若干点。c）所有人孔、看火孔部位周围水冷壁管应元磨损、拉裂、鼓包、变形。d) 循环流化床锅炉进料口、出灰口、布风板水冷壁、翼形水冷壁、底灰冷却器水管应无磨损、腐蚀情况。1）应无水循环影响而引起的过热、胀粗、鼓包等缺陷；2) 应无烟气飞灰磨损而引起的管壁减薄；4) 定点监测壁厚及管子胀粗情况,斜坡及弯管外弧处各取若干点。g对放渣管进行外观检查。1) 检查管子两端应无疲劳裂纹,必要时进行着色探伤；2) 放渣管应无过热、胀粗、变形、鼓包等；3) 放渣管、循环流化床锅炉热旋风分离器进出口处水冷璧
42、管应无烟气、飞灰磨损；4) 定点监测管子壁厚及胀粗量。h）对鳍片水冷壁,检查鳍片与管子的焊缝,应无开裂、严重咬边、漏焊、假焊等情况,重点对组装的片间连接、与包覆管连接，炉分段引出、引入管处的嵌装短鳍片、短鳍片等部位的焊缝做100%外观检查。i) 热负荷高处水冷壁割管检查。1) 内壁结垢量及成分测定。2）内壁腐蚀情况及原因分析。根据腐蚀情况决定扩大检查范围,当内壁结垢量超过DL612-1996规定时,应进行受热面化学清洗工作。j) 检查水冷壁拉钩、管卡、膨胀装置及止晃装置。1）外观检查应完好,无损坏和脱落；2）膨胀间隙足够,无卡涩；3)管排平整,间距均匀。7.13.3水冷壁上下联箱、UP型锅炉分
43、段进出口联箱及混合器。 a) 检查联箱水冷壁入口节流圈,应无脱落、结垢、磨损,位置应无装错。b) 抽查UP型锅炉下辐射进口节流圈,应无结垢或磨损。c) 用内窥镜检查UP型锅炉二/三级混合器及连通管,内部挡板完好,焊缝无开裂,连通管内无杂物堵塞。d) 检查UP型锅炉二/三级混合器测温三通蠕胀量,必要时进行测厚。e) 抽查联箱内外壁腐蚀情况,记录内部堆积物的数量和成分,必要时进行测厚。f) 对管座角焊缝进行外观检查,应无裂纹,必要时进行表面探伤。g) 检查环形联箱人孔和人孔盖密封面,应无径向刻痕。h) 联箱支座接触良好,无杂物堵塞。对吊耳与联箱焊缝进行外观检查时,应无裂纹,必要时做着色探伤。i)
44、运行10万h后,对联箱封头焊缝、环形联箱人孔角焊缝、环形联箱连接角焊缝或弯头对接焊缝进行外观检查和100%无损探伤检查。7.13.4 省煤器:a) 检查管排平整度及其间距,应不存在烟气走廊及杂物,并着重检查该处管排、弯头的磨损情况。b) 检查低温省煤器管排积灰及外壁低温腐蚀情况。c) 检查省煤器上下管卡及阻流板附近管子磨损情况,必要时进行测厚。d) 检查阻流板、防磨瓦等防磨装置应无脱落、歪斜或磨损。e) 支吊架、管卡等固定装置应无烧坏、脱落。f) 检查鳍片省煤器管鳍片焊缝应无裂纹、严重咬边等缺陷。g) 外观检查悬吊管磨损及其焊缝。i) 定点割管检查管内结垢、腐蚀情况,如有均匀腐蚀,应测定剩余壁
45、厚。如有深度大于0.5mm的腐蚀时,应增加抽检比例。7.13.5 省煤器进出口联箱:a) 必要时用内窥镜抽检内壁,应无腐蚀及杂物存在。b) 对进出口联箱短管角焊缝做外观和表面探伤抽查。c) 联箱支座接触良好,无杂物堵塞,检查吊耳与联箱焊缝外观有否裂纹,必要时进行着色探伤。d) 膨胀指示器完好,冷态指示零位,膨胀无受阻。e) 运行10万h后,联箱封头焊缝进行外观检查和100%无损探伤检查。7.13.6 过热器:a) 检查低温过热器,管排间距应均匀,不存在烟气走廊。重点检查后部弯头、上部管、烟气走廊附近管子的磨损情况。b) 检查低温过热器防磨板、阻流板接触良好,无磨损、变形、移位、脱焊等现象。c)
46、 检查包覆过热器管及人孔附近弯管磨损情况。d) 检查顶棚过热器管变形情况、外壁腐蚀情况。顶棚管下垂严重时,应检查膨胀、悬吊结构和内壁腐蚀情况。e)过热器检查过热、腐蚀及磨损情况,测量剩余壁厚,应满足强度要求。f) 对高温过热器、屏式过热器做100%外观检查,管排应平整,间距应均匀,管子及下弯头应无磨损、腐蚀、氧化、变形、胀粗、鼓包。g) 检查屏式过热器沿炉膛深度方向的蒸汽冷却定位管及其与前墙受热面间设置的导向装置,应无损伤、变形、失效情况。h) 检查其他定位管,应无磨损、变形、管卡无烧坏,检查定位管与过热器管之间的碰磨情况。i) 检查高温过热器下弯头与斜墙的间距,应无磨损。j) 检查过热器管穿墙部分碰磨情况,与高冠密封结构焊接的密封焊缝应无裂
