第一篇总则及锅炉本体检修规程.doc

第一篇 总则及锅炉本体检修规程第一章 总则1. 范围 本规程规定了锅炉本体设备的检修及维护工艺标准，检修技术组织措施、验收及质量标准等。本规程适用于大唐长春第三热电厂锅炉设备检修。2. 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时所示条文均为有效，所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。电业安全工作规程热机部分，1994年版。电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）DL/T 504795火力发电厂锅炉机组检修导则DLT748.12001电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）DL 500792电力工业锅炉压力容器监察规程DL 6121996防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则能源电1992 1069电力建设施工及验收技术规范(管道篇)DL 5031-94火力发电厂金属技术监督规程DL 4382000火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则DL/T 6161997第二章 锅炉主要设计参数及主辅设备技术规范1. 锅炉简介及主要技术参数1.1 锅炉简介1、2号炉型号：HG1165/17.5HM3 该型号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司引进美国CE公司技术研制生产的亚临界压力一次中间再热自然循环单汽包锅炉。采用单炉膛，摆动式直流燃烧器、四角布置、切向燃烧方式，燃料为伊敏褐煤、龙煤集团烟煤的混煤，其混配的质量比为7：3，即伊敏褐煤为7，龙煤烟煤为3的混煤作为设计煤种，锅炉点火及助燃油采用0号轻柴油。本锅炉采用全钢构架，悬吊结构，运转层以上紧身封闭。采用中速磨煤机、正压直吹式制粉系统，布袋除尘器，三分仓容克式空气预热器。本锅炉采用SCR烟气脱硝和石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统（简称FGD），不设烟气加热系统（简称GGH）。干式除渣，气力除灰。锅炉以最大连续负荷（即BMCR工况）为设计参数，锅炉最大连续蒸发量为1165t/h；在机组电负荷为350MW（即THA工况）时，锅炉的额定蒸发量为1045.56t/h。锅炉呈“”型布置，前部为炉膛，炉膛四周布满了膜式水冷壁，顶部布置鳍片式顶棚管过热器，炉膛上方布置了壁式再热器和大节距的分隔屏过热器以增加过热器与再热器的辐射特性，并起到切割旋转的烟气流，以减少进入过热器沿炉宽方向的烟温偏差的作用。壁式再热器布置于前墙和两侧墙水冷壁内侧，分隔屏沿炉宽方向布置四大片。在炉膛上方折焰角前沿炉宽方向布置了20片后屏过热器。在折焰角后与后墙水冷壁吊挂管之间沿炉宽方向布置了32片的后屏再热器；在水冷壁吊挂管和后墙排管之间沿炉膛宽方向布置了64片末级再热器；在后墙水冷壁排管和前包墙管过热器之间沿整个炉宽方向布置了96片末级过热器；立式低温过热器和水平低温过热器位于尾部烟道内，立式低温过热器位于水平低温过温器上方，沿炉宽方向布置110片。1.2 锅炉主要技术参数1.2.1锅炉型号： HG1165/17.5HM3安装年月： 1号炉 2007年10月 2号炉 2007年10月投产年月： 1号炉 2008年10月2号炉 2008年10月1.2.2过热蒸汽参数：最大连续蒸发量(B-MCR) 1165t/h(MCR工况)额定蒸发量(TRL) 1106.03t/h(TRL工况)1045.56t/h（THA工况）过热蒸汽出口压力(B-MCR/THA)17.5/17.32MPa额定蒸汽温度540锅炉设计压力 19.95Mpa再热器设计压力 4.26MPa1.2.3再热蒸汽参数：蒸汽流量(B-MCR/THA) 971.48/877.94t/h进口/出口蒸汽压力(B-MCR) 3.807/3.607MPa进口/出口蒸汽压力(THA) 3.437/3.256MPa进口/出口蒸汽温度(B-MCR) 326.6/540进口/出口蒸汽温度(THA) 317.5/5401.2.4给水温度(BMCR/THA)： 279.2/272.3给水压力 19.4Mpa锅炉水容积：(单位:m3 ) 表1-1部件名称省煤器锅筒水冷壁及连接管过热器再热器合计水容积6055126170945051.3 锅炉热力特性(B-MCR工况设计煤种) 干烟气热损失LG 5.01%氢燃烧生成水热损失LH 4.50%燃料中水份引起的热损失Lmf4.74空气中水份热损失LmA0.08% 未燃尽碳热损失Luc0.6%辐射及对流热损失LR0.18%未计入（不可测量）热损失LuA 0.35%总热损失 15.46排烟温度 143.3(修正后)计算热效率%(按ASME PTC4.1计算)计算热效率(按低位发热量BMCR/TRL) 92.7%/92.7%计算热效率(按高位发热量BMCR/TRL) 84.54%/84.55%制造厂裕量Lmm 0.5%保证热效率(按低位发热量)TRL工况 不低于 92.7 % 锅炉水容积 505 m3（其中再热器94m3）；锅炉排污率1锅炉补给水量正常时 t/h启动或事故时 t/h燃料消耗量 设计煤种 208.7t/h（BMCR）校核煤种为 221.8t/h(BMCR)霍林河煤种为 253.5t/h(BMCR)炉膛容积热负荷84.37kW/m3 炉膛断面热负荷4.23MW/m2燃烧器区域壁面热负荷MW/m2空气预热器进风温度一次风温度26二次风温度23空气预热器出口热风温度一次风温度397.8二次风温度380.6省煤器出口过剩空气系数炉膛出口过剩空气系数 1.2空气预热器出口过剩空气系数空气预热器出口烟气修正前温度149.4(BMCR)空气预热器出口烟气修正后温度143.3(BMCR)1.4 设计条件1.4.1 锅炉外形尺寸炉膛宽度: 15115mm炉膛深度: 14019mm炉膛高度: 61190mm汽包中心线标高: 70580mm锅炉大板梁标高: 77500mm锅炉运转层标高: 12600mm锅炉框架前后两柱中心线间距离:434000mm锅炉框架左右两柱中心线间距离:358000mm1.4.2 燃料特性1.4.2.1煤种及煤质分析本工程燃用伊敏褐煤、龙煤集团烟煤的混煤，其混配的质量比为7：3，即伊敏褐煤为7，龙煤烟煤为3的混煤作为设计煤种；锅炉点火及助燃油采用0号轻柴油。 煤质及灰成份分析数据： 表1-2项 目单 位设计煤种校核煤种煤源名称混煤褐煤1.工业及元素分析收到基低位发热量 Qnet.arkJ/kg1553514719kcal/kg37153520全水份 Mt%29.9834.50空气干燥基水份Mad%12.3211.59干燥无灰基挥发份Vdaf%41.9143.76收到基灰份 Aar%15.2510.85收到基碳 Car%41.7640.45收到基氢 Har%3.203.08收到基氧 Oar%9.0510.36收到基氮 Nar%0.550.61收到基硫 Sar%0.210.152.哈氏可磨性系数 HGI69793.冲刷磨损指数 Ke2.031.034.灰熔融性灰变形温度DT11901170灰软化温度ST12401210半球温度HT12601220流动温度FT129012305.灰分析SiO2%60.7946.71Al2O3%20.3916.97Fe2O3%3.4712.55CaO%7.2313.05TiO2%0.710.83K2O%1.230.34Na2O%0.410.21MgO%2.313.17SO3%2.845.45MnO2%0.0080.0036.飞灰比电阻温度22时cm2.80×10124.40×1012温度80时cm9.50×10128.70×1012温度100时cm1.45×10131.25×1013温度120时cm6.50×10125.80×1012温度150时cm9.50×10118.20×1011温度180时cm1.50×10111.28×10111.4.2.2点火与助燃油 点火及助燃用燃料为0号轻柴油，点火及助燃用油质分析如下： 表1-3油 种#0轻柴油恩氏粘度(20时)1.21.67 ºE灰份 Ay£0.025 %水份 Wy痕迹硫份 Sy< 0.2 %机械杂质无凝固点不高于0开口闪点不低于6268比重0.84 t/m3低位发热值 QYDW4103141870 kJ/kg1.4.3 锅炉给水及蒸汽品质要求1.4.3.1 锅炉给水质量标准总硬度0mol/l溶解氧7g/l铁20g/l铜5g/l油0.3mg/lPH值9.09.5电导率250.3S/cm1.4.3.2 蒸汽品质要求钠10g/kg二氧化硅20g/kg电导率250.3S/cm铁20g/kg铜5g/kg2. 主要辅机技术规范2.1 送风机技术数据 表1-4序号项目单位数值生产厂家1风机型号AP1-18/10成都电力机械厂2风机调节装置型号动叶可调3叶轮直径mm17784轴的35CrMo5轮毂42CrMo6叶片航空锻铝7叶轮级数级18每级叶片数片209叶片调节范围度-36+2010液压缸缸径和行程mm/mm400/6311转子重量kg350012转子转动惯量Kg.m224013风机的第一临界转速r/min201014进风箱/壁厚/mmQ235/515机壳/壁厚/mmQ235/1516扩压器/壁厚/mmQ235/517风机轴承型式滚动轴承18轴承润滑方式循环油+油池19轴承冷却方式循环油+油池20轴瓦冷却水量t/h021风机旋转方向（从电机侧看）逆时针22消音器阻力Pa20023风机总重量kg1100024安装时最大起吊重量/最大起吊高度Kg/m7000/2.65（相对风机轴向中心线）25检修时最大起吊重量/最大起吊高度Kg/m3500/2.65（相对风机轴向中心线）2.2 吸风机技术数据 表1-5序号项目单位数值生产厂家1风机型号GG158/265上海鼓风机厂2风机调节装置型号8000Nm 420mA3叶轮直径mm26504轴的42CrMo-55轮毂15MnV6叶片15MnV7叶片使用寿命小时500008叶轮级数级19每级叶片数片1810叶片调节范围度-703011液压缸缸径和行程mm/mm无12转子重量kg750013转子转动惯量Kg.m2347714风机的第一临界转速r/min128115进风箱/壁厚/mmQ235/516机壳/壁厚/mmQ235A/1217扩压器/壁厚/mmQ235A/518风机轴承型式滚动19轴承润滑方式稀油20轴承冷却方式油池强制油循环冷却风21轴瓦冷却水量t/h22风机旋转方向（从电机侧看）逆时针23风机总重量kg2800024冷却风机型号/数量4-72-11No.425冷却风机功率kW5.526冷却风机风量、风压5672m3/h；1723Pa27安装时最大起吊重量/高度kg/m7500/2.9（距风机轴线）28检修时最大起吊重量/高度kg/m7500/2.9（距风机轴线）2.3 磨煤机技术数据表 表1-6序号项目单位数值生产厂家1型号MPS190-HP-II长春发电设备厂2分离器型式静态挡板式3磨辊加载方式液压变加载/反作用力控制4基础型式弹簧基础5减速机(型号)Kpv1290重庆齿轮厂6传动方式行星齿轮减速机7密封风机(型号)MF10-19NO.11.5D8额定风量m3/h21000（25）9额定提升压头Pa900010空气过滤器(型号)SKF96-11C2.4 一次风机技术数据 表1-7序号项目单位数值生产厂家1风机型号DFG20.5F-C6B沈阳鼓风机厂2风机调节装置型号4000Nm3叶轮直径mm20504轴的455叶片15MnV6转子重量kg42007转子转动惯量Kg.m212808风机的第一临界转速r/min20009进风箱/壁厚/mmQ235A/610机壳/壁厚/mmQ235A/611扩压器/壁厚/mm无12风机轴承型式滚动轴承13轴承润滑方式油浴润滑14轴承冷却方式水冷15轴瓦冷却水量t/h1.52.516风机旋转方向（从电机侧看）17消音器阻力Pa20018风机总重量kg1650019安装时最大起吊重量/最大起吊高度kgm80002.520检修时最大起吊重量/最大起吊高度kgm45002第三章 锅炉本体受热面检修1. 锅炉本体受热面系统流程 锅炉呈“”型布置，前部为炉膛，炉膛四周布满了膜式水冷壁，顶部布置鳍片式顶棚管过热器，炉膛上方布置了壁式再热器和大节距的分隔屏过热器以增加过热器与再热器的辐射特性，并起到切割旋转的烟气流，以减少进入过热器沿炉宽方向的烟温偏差的作用。壁式再热器布置于前墙和两侧墙水冷壁内侧，分隔屏沿炉宽方向布置四大片。在炉膛上方折焰角前以横向节距685.8沿炉宽方向布置了20片后屏过热器。在折焰角后与后墙水冷壁吊挂管之间以横向节距458mm沿炉宽方向布置了32片的后屏再热器；在水冷壁吊挂管和后墙排管之间的，以横向节距232.5mm沿炉膛宽方向布置了64片末级再热器；在后墙水冷壁排管和前包墙管过热器之间以152.4mm的横向节距沿整个炉宽方向布置了96片末级过热器；立式低温过热器和水平低温过热器位于尾部烟道内，立式低温过热器位于水平低温过温器上方，一共110片，以136mm横向节距沿炉宽方向布置。2. 省煤器检修2.1 省煤器简介省煤器的作用是在给水进入汽包以前，将水进行预热，并借以回收锅炉排烟中的部分热量，提高经济性。本炉省煤器为光管式省煤器，布置在锅炉尾部坚井烟道下部，管排平行于侧墙，水流与烟气逆流，省煤器沿炉深度方向分为2组，双管圈，每组4回16根纵向节距102mm，管径规格为51×6.5，材质为20G，在锅炉横向由98排节距为152mm错列布置的水平蛇形管组成，所有蛇形管都从入口集箱引入，终止于出口集箱。省煤器由吊杆和管夹支吊分别承载于四只省煤器中间集箱下，分四列悬吊，每列再通过省煤器中间集箱上的55根悬吊管悬吊承载，悬吊管规格为60×12，共220根，材料20G，悬吊管内的介质来自省煤器。2.2 省煤器设备规范 省煤器设备规范 表18名称规格材质数量主给水管355.6×26WB361给水入口连接管273×25 SA-106C2省煤器入口集箱406×60SA-106C1省煤器蛇形管51×6.520G98排，每排16根分上下两组省煤器吊挂集箱219×35 SA-106B4省煤器吊挂管60×1220G4×55根220根省煤器出口集箱324×45SA-106C1省煤器出口导管273×25SA-106C2省煤器出口导管联箱273×40SA-106C1省煤器至汽包引入管219×20SA-106C3省煤器再循环管89×11.5SA-210C12.3 省煤器检修工艺2.3.1 省煤器冲洗2.3.1.1在淸灰之前，应办理工作票，确认排烟温度降至40以下，才可进入内部工作。2.3.1.2淸灰时工作人员分工明确，确定指定监护人。2.3.1.3进入烟道之前，应先打开人孔门进行通风。2.3.1.4省煤器淸灰应自上而下进行，逐层逐排清理，致使管排间无积灰，管子露出金属光泽。2.3.1.5省煤器管排清灰时应启动一组吸风机使炉膛及烟道保持一定的负压。2.3.1.6省煤器淸灰后，应及时清理管排上的各种杂物，保持管排清洁，防止杂物阻塞，影响烟气流动而产生涡流，造成管子磨损加剧。2.3.1.7省煤器淸灰前后，检修人员应清点人员和工具，关闭人孔门前，应再进行一次同样的检查。2.3.2省煤器管子检查及更换2.3.2.1宏观检查管子外型磨损、腐蚀情况。即有无局部胀粗、凹陷、腐蚀、伤痕、重皮、过热、磨损等，并用测厚仪测量管排上下组第一根管子（沿烟气流程）在管夹两侧的直管段和蛇形管弯头的壁厚，磨损超过壁厚的的1/3应进行换管，割管检查应以防磨防爆检查情况及化学监督要求确定割管部位及割管数量、长度。2.3.2.2省煤器管子磨损应着重检查部位a烟气最先接触的13排管子。b蛇形管弯头外侧容易形成“烟气走廊”的部位。c靠墙部位管子，烟气流速和浓度相对较高的烟气转弯外侧受热面。d管子支吊架、管夹及间隔管周围。e人孔门、吹灰器孔及通道附近的管排。f管排及管子防磨装置脱落、鼓起、歪斜、变形部位。g产生局部“烟气走廊”或杂物堆积的管排。 高、低温段省煤器连接管弯头的迎风面。2.3.2.3用定距卡板检查管子的胀粗情况；用测厚仪测量管子磨损、腐蚀情况并作好记录。2.3.2.4管子内壁垢蚀情况检查，一般需打开入口联箱手孔口联箱手孔和割管样化学检查，省煤器入口联箱引出管段应着重检查。2.3.3省煤器换管及割管检查、检修工艺a割管准备。准备好割管检修所需工具，如手持切割机、角向磨光机、坡口机及电磨等工具，接好行灯及电源。b割管。用手持切割机割下需更换或割管检查的管段，对更换管段打好坡口（打磨坡口时要将管口用破布堵上，防止打磨破口时管内进入杂物），记录好割管位置及所需新管段实际尺寸并按照该尺寸配制新管段。对割下后不能马上换新管的，要将管口盖好，防止管内进入杂物。c检查及更换。检查割管部位管子内壁垢蚀情况，测量管子壁厚，并作好记录。新管更换前应进行外观检查，内外壁表面应无划痕、裂纹等缺陷，符合有关标准规定。新管更换时，用坡口机打坡口，留出对口间隙2-3，管口部位15范围内外壁打磨，露出金属光泽，用对口卡子进行对口，对口管子内、外壁应平齐，折口、错口等符合焊接要求，焊接完毕，焊口检验合格后，恢复割开的支吊架。2.3.4省煤器联箱检查2.3.4.1省煤器集箱根据锅炉监察和化学监督人员的要求，决定是否进行内部检查。2.3.4.2 集箱检修孔割开后，通知锅炉监察和化学监督人员进行检查。2.3.4.3 如不能马上进行恢复时，应用封条将管口封好。2.3.4.4检查联箱内部垢蚀情况，并清理锈蚀及杂物。2.3.4.5修制坡口，恢复联箱手孔。2.3.4.6 焊接完成后按要求进行检查处理。2.3.5防磨装置及吊卡、定位卡检查2.3.5.1检查各吊架、吊挂板、定位梳形板、间隔卡、防磨板等受力、变形及腐蚀情况。2.3.5.2省煤器管排冲洗干净，露出金属本色，杂物清理干净。2.3.5.3省煤器管排冲干净，露出金属本色，杂物清理干净。2.3.5.4省煤器灰斗畅通，无积灰、无阻塞。2.3.5.5管子局部磨损不超过壁厚的1/3，面积不大于102，可堆焊补强，磨损超标或普遍磨损严重应更新管。2.3.5.6管子表面不许存在裂纹及严重腐蚀，蚀坑深度不超壁厚的1/3。2.3.5.7割管时应使切口距联箱70以上，距弯头起弧点100以上，距焊口200以上。2.3.5.8坡口角度30-35°，钝边0.5-1.0；对口间隙2-3。2.3.5.9蛇形管弯头与包墙距离不小于50。2.3.5.10配制管段、规格须符合要求。2.3.5.11联箱内部无水垢、污物。2.3.5.12省煤器支吊架、管卡、防磨装置应完整，牢固。2.3.6省煤器灰斗检修2.3.6.1检修项目2.3.6.1.1省煤器灰斗检修2.3.6.2检修内容2.3.6.2.1省煤器管淸灰完毕后，把灰斗内积灰清理干净。清灰时应启动一组吸风机使炉膛及烟道保持一定的负压。2.3.6.2.2对灰斗内杂物进行清理。2.3.6.2.3对灰斗漏风部位进行焊接密封。2.3.6.2.4检查灰斗人孔门密封情况，漏风部位重新更换密封填料。2.3.6.2.5检查灰斗有无磨损减薄漏泄情况，对易磨损部位检查磨损情况，磨损超过壁厚的2/3应更换新板。2.3.6.3质量标准2.3.6.3.1灰斗内无任何杂物、积灰。2.3.6.3.2灰斗各部位无漏风现象。2.3.6.3.4各人孔门密封完好无漏风。2.3.6.3.5灰斗钢板磨损超过壁厚的2/3应换新板。3. 水冷壁检修3.1 水冷壁简介水冷壁为全焊式膜式水冷壁，水冷壁宽15115mm,深14019mm,高61190mm，炉膛容积为10610m3 。其中前后墙169根，左右墙152根，4个角部各22根。管径为63.5×6.6MWT，节距S76.2，材质为SA210C；后水冷壁经折焰角后抽出34根作为后水冷壁吊挂管，管径为76×13，材质为SA210C，节距381mm；水冷壁对流排管的管径76×9，材质为20G，共117根，节距304.8 mm；水冷壁延伸侧墙左、右侧各有6根为63.5×7，材质为SA-210C，节距152.4 mm，23根为76×9，材质为SA-210C，节距152.4 mm。为保证锅炉水循环可靠，根据几何特性和受热面特性将水冷壁划分为28个回路，前后墙各6个回路，两侧墙各8个回路，水冷壁计算回路共50个，经精确水循环计算确定。从水冷壁标高16950mm以上,左右侧墙至标高51884mm，前、后及侧墙至标高49530mm范围内为内螺纹管；炉膛中辐射再热器区域及其它范围的前墙和侧墙水冷壁管采用光管。在锅筒底部设置了四根559×50，SA-106C的集中下降管，由下降管底端的610×85，为SA-106B分配管接出78根159×18，为20G的分散引入管进入273×40，为SA-106C的水冷壁下集箱。给水经分散引入管进入水冷壁下集箱后，自下而上沿炉膛四周不断加热，最后以出口含汽率Xc为0.2190.515的汽水混合物进入273×50水冷壁上集箱，然后由98根159×18的引出管引至锅筒进行汽水分离。3.2 水冷壁设备规范水冷壁设备规范 表19设 备 名 称规 格 材 质单位数量主要参数水冷壁下降管559×50，SA-106C根4下降管头部610×85，SA-106B根4分散下水管（1、3号）159×18，20G根18×278分散下水管（2、4号）159×18，20G根21×2水冷壁下联箱273×40，SA-106C个10前墙水冷壁管光管63.5×6.6，SA-210C根169节距76.2内螺纹管63.5×6.6MWT，SA-210C前角部水冷壁管内螺纹管63.5×6.6MWT，SA-210C根22×2节距76.2侧墙水冷壁管光管63.5×6.6，SA-210C根152×2内螺纹管63.5×6.6MWT，SA-210C节距76.2后墙水冷壁管光管63.5×6.6，SA-210C根169内螺纹管63.5×6.6MWT，SA-210C节距76.2后角部水冷壁管内螺纹管63.5×6.6MWT，SA-210C根22×2折焰角部水冷壁管内螺纹管63.5×6.6MWT，SA-210C根224光管63.5×7，SA-210C后墙水冷壁吊挂管76×13，20G根34节距381水冷壁排管光管76×9，20G根117节距304.8延伸侧墙水冷壁管63.5×7，SA-210C76×9，SA-210C根6×223×2节距152.4前墙水冷壁上联箱273×50，SA-106B个3侧墙水冷壁上联箱273×45，SA-106B个6吊挂管出口联箱273×50，SA-106B个2水冷壁排管出口联箱273×45，SA-106B个2至汽包汽水引入管159×18，20G根983.3 水冷壁检修工艺3.3.1准备工作3.3.1.1准备好所用材料：相应规格的水冷壁管，包括光管和内螺纹管，8、10、12圆钢。3.3.1.2准备好使用工器具，量具等，接好临时性固定照明或行灯。3.3.1.3清除水冷壁挂焦。3.3.1.4从人孔门处观察结焦情况，将易掉的焦块打掉。3.3.1.5当工作区域温度降至50oC以下时，通知起重人员在炉膛内搭设好脚手架或检修平台，搭设时应指定工作负责人，并由施工负责人认真验收合格。3.3.1.6水冷壁除焦时，先将人孔门处挂焦全部清除，人员进入炉内，清除工作位置正上方焦块，避免工作中焦块掉落伤人。利用检修平台除焦时，应自上而下进行，人处于焦块上方，选择合适位置除焦，避免伤人。除焦时指定监护人，随时保持联系。3.3.1.7进行修前水压，仔细检查并做好记录。3.3.2水冷壁检查3.3.2.1检查水冷壁管过热、胀粗、蠕胀、磨损、鼓包、重皮、碰伤、裂纹、腐蚀情况。3.3.2.2检查燃烧器附近管屏等水循环不良及炉膛热负荷最高区域的管子、局部管壁过热处。3.3.2.3利用游标卡尺或定距卡板检查测量水冷壁胀粗及磨损情况，作好记录。3.3.2.4 检查水冷壁磨损情况。3.3.2.5检查燃烧器煤粉喷嘴附近，二次风喷口、吹灰器孔附近，打焦孔四周及水冷壁折焰角处下部等为主要检查内容，并利用测厚仪测量磨损情况，磨损超过1/3的管排需进行更换，并作好记录。3.3.2.6 水冷壁膨胀系统检查3.3.2.6.1检查水冷壁上、下联箱及炉墙膨胀指示器是否牢固，指针刻度盘冷态时指针应指到零位，否则应核定零位。3.3.2.6.2检查水冷壁水平刚性梁、平衡杆、垂直刚性梁膨胀有无卡阻及变形情况。3.3.2.7 水冷壁管屏密封结构检查3.3.2.7.1检查鳍片与管子对接焊缝及热影响区是否有裂纹。3.3.2.7.2检查上下左右管屏之间水冷壁联接结构焊缝有无脱焊、开裂缺陷。3.3.2.7.3 检查冷灰斗斜坡水冷壁管是否有变形、凹坑和水封槽附近管子的腐蚀点。3.3.2.7.4检查冷灰斗及折焰角处与侧水冷壁密封焊缝有无拉裂等缺陷。鳍片开裂应用电焊予以补焊。3.3.2.7.5炉顶、折焰角、燃烧器冷灰斗各部位支吊架检查，支吊架应完好、无松动、脱落现象。3.3.2.8检查水冷壁管子内壁结垢及腐蚀情况。3.3.2.8.1在热负荷最高区域，一般在燃烧器上部割取800-1200mm长管段一根。3.3.2.8.2在冷灰斗部位，割取800-1200mm长管段一根。3.3.2.8.3 取样管切割时不得损伤管子本身和相邻管子，如用气割进行切割时应避免焊渣掉入管中，切割完毕后应产即将下部管口用管盖予以封堵。3.3.2.8.3割取的管段应轻拿轻放，不允许碰撞或摔打，取样管应标明位置、向火面和管内介质流向，送化学监督检查，在割取管段中取一定长度，用酸洗去除水垢后，计算出内径单位面积结垢量。3.3.2.8.4检查管材的金相组织变化及机械性能情况。3.3.2.9联箱检查3.3.2.9.1按照化学和金属监督要求切割水冷壁联箱手孔端盖，切割处应用石笔划出与手孔接头中心线垂直的切口。3.3.2.9.2切割后检查联箱内结垢及腐蚀情况。3.3.2.9.3联箱手孔接头修坡口，手孔盖送机加加工坡口，坡口角度30°-35°，对口间隙2-3mm，钝边0.5-1mm。3.3.2.9.4对口点焊后，再进行焊接，手工钨极氩弧焊打底，电焊盖面。3.3.3水冷壁检修3.3.3.1检修前各项安全措施应全部执行后方可开始工作。检修前保证检修地点照明充足，备好检修工器具，搭设合格的脚手架，拆除有关护板，保温，确定割管部位及数量，避开水冷壁钢性梁。3.3.3.2用气割将需要更换管段部位的鳍片割开，相邻管段的切割点应错开50mm以上，在焊口部位上、下25mm范围内鳍片沿管壁全部割除，便于焊接焊口。切割时不得损伤管子本身和相邻管子，如用气割进行切割时应避免焊渣掉入管中，切割完毕后应产即将下部管口用管盖予以封堵。3.3.3.3 划线割管，修制坡口。修制坡口时用坡口机打坡口，用管口磨光机或电磨将管口内外壁磨光，露出金属光泽。3.3.3.4配管。新管配制前，应进行外观检查，管径应符合要求。对膜式内螺纹管应检查其内螺纹是否清晰，内螺纹是否偏离管子中心，内螺纹线高度0.4-0.6，不符合要求不得使用。3.3.3.5对于内螺纹管，应把焊口区域上的内螺纹部分磨平，做好钝边，将新管与原管对正点焊后进行焊接，先焊下口，焊口对接前鳍片，不得点焊，以免焊接膨胀拉伤管子。3.3.3.6将新管鳍片密封部位用圆钢或扁钢密封焊。鳍片焊接时，先焊管段中间部位，然后再焊上、下焊缝以均匀吸收长度方向上的焊接热应力。3.3.3.7水压试验合格后，恢复护墙保温及护板。3.4 水冷壁检修质量标准3.4.1水冷壁挂焦清理干净，折焰角无积灰。3.4.2水冷壁管的局部硬伤不超过原管径的10%可以补焊，如果有普遍磨损严重是，超过壁厚的1/3应更换新管。3.4.3水冷壁管胀粗超过原管径的3.5%时应更换新管。3.4.4 对由于大焦块下落砸扁的管段，应换新管。3.4.5 内螺纹管其内螺纹清晰，螺纹高度约0.4-0.6。3.4.6 水冷壁管切口应距焊口200以上，距联箱外壁应70，距弯头起弧应点100以上。3.5 水冷壁管子坡口对口焊接技术要求3.5.1切口端面与管中心线垂直，在距端面200处，中心线最大偏差不超过0.5。3.