锅炉压力容器运行管理和修理改造安全监督实施细则.doc

锅炉压力容器运行管理和修理改造安全监督实施细则 1.1基本要求 1.1.1发电企业应逐台建立锅炉、压力容器安全技术挡案，内容包括受压部件、元件有关安装、运行、检修、改造、检验以及事故等重大事项，并实行动态管理。 1.1.2发电企业应建立下列制度： a)岗位责任制，包括锅炉安全管理人员、班组长、运行操作人员、维修人员、水处理作业人员等职责范围内的任务和要求； b)巡回检查制度，明确定时检查的内容、路线和记录的项目； c)交接班制度，明确交接班要求、检查内容和交接班手续； d)设备使用、定期维护保养制度，规定锅炉停（备）用防腐蚀内容和要求以及锅炉本体安全附件、安全保护装置、自动仪表及燃烧和辅助设备的使用、设备维护保养周期、内容和要求； e)安全管理制度，明确防火、防爆和防止非作业人员随意进入作业区域的要求、保证通道畅通的措施以及事故应急预案等。 1.1.3锅炉、压力容器及管道检修作业时，应按照GB 26164.1以及有限空间安全作业的有关规定做好相应的安全措施。 1.2编制运行规程 1.2.1发电企业应按照本标准要求，根据电力行业技术规范、电力（业）安全工作规程、典型运行规程和设备制造厂资料，并结合现场实际情况和运行实践经验，编制锅炉和压力容器运行规程、事故处理规程以及各种系统图和有关运行管理制度。 1.2.2除氧器应按《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保〔1991〕709号）的要求，结合实际设备、系统，编制现场运行、维护规程。 1.3锅炉压力容器启、停控制 1.3.1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，并绘制锅炉压力、温度升(降)速度的控制曲线。 1.3.2启动过程中应特别注意锅炉各部件的膨胀情况，认真做好膨胀指示记录。 1.3.3锅炉启动初期流过过热器和再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。对超（超）临界锅炉，启动初期应落实好防止内壁氧化皮集中剥落的措施。 1.3.4锅炉停炉的降温、降压过程应符合停炉曲线要求，熄火后的通风和放水，应避免使受压部件快速冷却。 1.3.5锅炉停炉后压力未降低至大气压力以及排烟温度未降至60℃以下时，仍需对锅炉严密监视。 1.3.6汽包锅炉应严格控制汽包壁温差。上、下壁温差不应超过制造厂规定限值，以不超过50℃为宜。 1.3.7采用等离子及微油点火方式启动的锅炉，在启动初期，空气预热器应连续吹灰；当低负荷煤、油混烧时，应连续吹灰，监视排烟温度，防止空气预热器二次燃烧。 1.3.8锅炉启动初期应严格执行运行规程，加强减温水投用的控制，防止过早、过量投用减温水。 1. 1.8条： 针对大容量高参数锅炉启动初期烟温低，合理控制减温水量和投用时间，可保障减温水充分汽化，控制汽温波动过大，对高温过热器管和再热器管氧化皮脱落也是好的控制手段之一。 1.3.9直流锅炉启动阶段，须监视启动分离器壁温变化，控制启动分离器热应力。直流炉应严格控制燃水比，严防燃水比失调。湿态运行时应严密监视分离器水位，干态运行时应严密监视微过热点（中间点）温度，防止蒸汽带水或金属壁温超温。 1.3.10高压加热器在启动或停止时，应注意控制汽、水侧的温升、温降速度。 1.3.11各类疏水扩容器应有防止超压的措施。 1.4煤质 1.4.1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、水分和灰分变化应不影响锅炉的安全运行。燃料入炉前应进行燃料分析，根据分析结果进行燃料控制与调整。燃用与设计偏差较大煤质时，应进行燃烧调整试验。 1.4.2燃用易结渣煤种时，应先进行煤掺烧试验，在日常运行过程中应同时加强锅炉结渣情况的监督。 1.5锅炉运行 1.5.1锅炉应保持设计参数运行，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措施，并记录超温、超压的数值和时间。 1.5.2锅炉应平稳地增减负荷，控制增减负荷的速度。在增负荷时应先增加风量，减负荷时先减燃料量。运行期间应保持燃料空气比在安全范围内。 1.5.3超（超）临界锅炉应提高给水品质,控制主蒸汽、再热蒸汽减温水投用速率，防止过热器、再热器系统汽侧氧化皮加速生成和集中脱落。停炉检修时，应加强过热器、再热器下弯头处氧化皮堵塞情况的监督和检查。 1.5.4加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。锅炉改燃非设计煤种时，应全面分析新煤种高温腐蚀特性，采取有针对性的措施。锅炉采用主燃区过量空气系数低于1.0的低氮燃烧技术时，应加强贴壁气氛监视，C级及以上检修时应检查锅炉水冷壁管壁高温腐蚀情况。 1.5.5超(超)临界锅炉水冷壁设置有节流孔板时，应采取有效措施防止节流孔板结垢。 1.5.6炉水循环泵应由锅炉设计单位按运行要求确定功率、流量等参数，并确定切换时间