胜利发电厂300MW燃煤锅炉机组.doc

第一章 锅炉设备概况

第一节 SG—1025/17.40—M851型锅炉设备简介

胜利发电厂二期工程锅炉为1025t/h亚临界压力中间再热自然循环锅炉，单炉膛四角切向燃烧，烟气挡板调温，双进双出钢球磨直吹式制粉系统，燃用山西西山、寿阳和山东淄博地区产煤，露天布置，全钢架悬吊结构，平衡通风,固态机械除渣。
锅炉总体布置见图1.1，炉膛深度12.5m，炉膛宽度13.26m，炉顶管中心标高为59.5m，炉室上部布置了四大片分隔屏，分隔屏的底部距最上层一次风煤粉喷咀中心高度达21.25m，对低挥发份煤具有足够的燃尽长度。后屏和高温过热器分别布置在分隔屏之后及炉膛折烟角上方，在水平烟道区域设置高温再热器。后烟井为并联双烟道，后烟井前烟道为低温再热器烟道，后烟道为低温过热器烟道。在低温再热器管组下方布置单级省煤器。再热蒸汽温度视锅炉负荷变化用烟气挡板控制进入再热器烟道的烟气量进行调节。
二台豪顿华提供的回转式空气预热器直接布置在后烟井下方，锅炉布置紧凑，投资节省。锅炉构架为全钢高强度螺栓联结钢架，除预热器和机械出渣装置外，所有锅炉重量均悬吊在炉顶钢架上。
锅炉设有膨胀中心，锅炉深度和宽度方向上的膨胀零点设置在炉膛深度和宽度中心线上，通过与水冷壁管相连的刚性梁上的承剪件与钢架的导向装置相配合形成膨胀零点；垂直方向上的膨胀零点设在炉顶大罩壳顶部。所有受压件吊杆的位移量均相对于膨胀零点而言，对位移量大的吊杆设置了予进量，以改善锅炉运行时的吊杆应力状态。
锅炉采用一次金属密封结构。炉顶，水平烟道和炉膛冷灰斗的底部均采用罩壳热密封结构，以提高锅炉整体密封性和美观性。
燃烧器为四组直流式改进型水平浓淡分离宽调节比（简称WR燃烧器）摆动式喷燃器，布置在炉膛下部四只切角上。每只燃烧器由4层一次风喷咀，7层二次风喷咀，2层燃尽二次风喷咀组成，其中在2层二次风喷咀中设置了轻油枪并相应配备一只高能点火器。

第二节 锅炉设备主要规范及热力特性

一、锅炉额定工况及主要工况设计参数
名 称
单位
锅炉最大连续出力（BMCR）
机组额定出力
（BECR）
过
热
蒸
汽
蒸汽流量
出口蒸汽压力
出口蒸汽温度
t/h
MPa
℃
1025
17.40
540
899.32
17.30
540
再
热
蒸
汽
蒸汽流量
蒸汽压力 出/进
蒸汽温度 出/进
t/h
MPa
℃
842
3.754/3.558
327/540
745
3.317/3.144
315/540
给水温度
℃
279.5
271.1
注：表中压力值为绝对压力
二、设计及校核燃料成分及特性分析
（一）煤种

项 目
单位
设计煤种
校核煤种
应用基低位发热值
Qnet.ar
KJ/kg
21041
±2104
19293
±1929
工业分析

接收基全水份 Mt
%
7.0±3
7.3±3
接收基灰份 Aar
%
31.32±4
35.56±4
接收基挥发份 Var
%
9.46-1
10.825-1
干燥无灰基挥发份 Vdaf
%
15.37
18
空气干燥基水份 Mad
%
1.82
1.99
元素分析

接收基碳 Car
%
55.84
51.77
接收基氢 Har
%
2.32
1.96
接收基氧 Oar
%
1.89
1.82
接收基氮 Nar
%
0.69
0.63
接收基硫 Sar
%
0.94
0.96
可磨性系数 HGI
—
67
61
磨损指数 Ke
—
2.66
3.08
炉内气氛
—
弱还原性
弱还原性
灰变形温度 DT（T1）
℃
1360-50
>1380-50
灰软化温度 ST（T2）
℃
>1500
>1500
灰熔化温度 FT（T3）
℃
>1500
>1500
灰分析

SiO2
%
53.34
55.02
Al2O3
%
29.97
29.88
Fe2O3
%
6.40
6.30
CaO
%
3.42
2.25
TiO2
%
0.67
0.61
K2O
%
0.97
1.18
Na2O
%
0.45
0.44
MgO
%
0.24
0.84
SO3
%
1.37
2.06
P2O5

0.35
0.26
灰的比电阻：(测量电压500V)
Ωcm

温度24℃时

1.72×109
1.26×109
温度80℃时

2.20×1010
1.45×1011
温度100℃时

4.35×1011
4.80×1011
温度120℃时

7.80×1011
6.30×1011
温度150℃时

9.50×1011
8.98×1011
温度180℃时

5.00×1011
3.70×1011

（二）点火及助燃用燃料
油种：#0 轻柴油
运动粘度（20℃时） 6.42mm2/s
恩氏粘度（20℃时） 1.52oE
灰分 ≯0.025%
水份 痕迹
机械杂质 无
凝固点 ≯0℃
闭口闪点 不低于65℃
低位发热值Qnet.ar 41868KJ/kg
硫 ≯0.2%
三、锅炉的主要热力特性

35

序
号
名 称
单 位
设 计 煤
校核煤
BMCR
ECR
70%定压
70%%滑压
50%滑压
40%滑压
高加全切
BMCR
1
过热蒸汽流量
t/h
1025.0
889.32
717.50
717.5
512.5
410.0
787.4
1025.0
2
过热蒸汽温度
℃
540
540
540
540
537
529
540
540
3
过热蒸汽压力
MPa
17.50
17.30
17.08
15.12
11.31
8.96
17.16
17.50
4
再热蒸汽流量
t/h
842.05
745.05
604.86
605.31
440.41
356.00
771.12
842.05
5
再热蒸汽进口温度
℃
326.7
314.8
304
313
310
307
328
326.7
6
再热蒸汽出口温度
℃
540
540
540
540
528
500
540
540
7
再热蒸汽进口压力
MPa
3.754
3.32
2.78
2.78
2.02
1.61
3.572
3.754
8
再热蒸汽出口压力
MPa
3.558
3.14
2.64
2.64
1.92
1.53
3.391
3.558
9
给水温度
℃
279
271
257
257
239
227
179
279
10
过热器减温水温度
℃
176
176
165
165
152
144
176
176
11
进口一次风温
℃
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
12
进口二次风温
℃
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
13
计算效率
%
91.39
91.62
91.66
91.46
90.23
90.18
91.52
91.26
14
再热器侧烟气份额
%
40
51
57
52
40
40
42
35
15
计算燃料消耗量
t/h
133.8
118.6
98.7
99.6
74.7
60.0
123.5
146.7
16
炉膛容积热负荷
103KJ/m3h
417.0
369.7
307.7
310.7
232.8
186.7
382.3
419.1
17
炉膛断面热负荷
106KJ/m2h
16.98
15.05
12.53
12.65
9.48
7.61
15.68
17.70
18
后屏进口烟温
℃
1128.0
1087.7
1029.1
1031.9
950.3
882.0
1101.5
1131.0
19
后屏出口烟温
℃
1040.1
1005.6
954.5
957.2
886.3
822.5
1017.7
1044.4
20
高过出口烟温
℃
908.0
882.2
844.4
846.0
791.6
738.1
890.4
912.1
21
高再出口烟温
℃
774.6
757.5
732.3
733.3
693.0
645.5
763.5
777.7
22
低再出口烟温
℃
389.4
386.8
381.2
382.9
365.3
347.7
390.4
386.5
23
低过出口烟温
℃
402.0
392.8
386.2
387.3
389.2
375.8
406.3
405.4
24
省煤器出口烟温
℃
367.0
364.1
357.3
357.8
338.1
319.2
349.3
364.5
25
分隔屏出口汽温
℃
429.1
427.6
429.3
429.1
426.6
423.2
422.0
429.3
26
后屏出口汽温
℃
478.6
477.3
480.4
485.3
494.7
493.0
483.5
480.0
27
低过出口汽温
℃
393.5
385.8
384.1
390.6
415.9
404.6
414.8
399.9
28
低再出口汽温
℃
444.3
450.4
454.0
453.2
439.6
417.8
447.7
439.6
29
省煤器出口水温
℃
281.5
274.4
261.0
261.4
244.0
232.0
183.5
281.3
30
一级减温器出口汽温
℃
388.9
384.6
381.9
375.4
355.1
339.2
373.8
389.7
31
二级减温器出口汽温
℃
474.2
476.0
478.1
474.8
466.7
462.5
462.4
471.7
32
后屏烟气流速
m/s
7..37
6.35
5.26
5.33
4.30
3.30
6.68
7.44
33
高过烟气流速
m/s
8.65
7.49
6.23
6..31
5.13
3.95
7.86
8.74
34
高再烟气流速
m/s
9.72
8.46
7.09
7.18
5.89
4.56
8.86
9.82
35
低再烟气流速
m/s
8.76
9.50
9.07
8.48
5.13
4.77
8.30
7.65
36
低过烟气流速
m/s
9.48
6.91
5.07
5.66
6.27
4.33
8.55
10.40
37
省煤器烟气流速
m/s
6.20
6.97
6.68
6.24
3.80
3.60
5.96
5.42
38
过热器Ⅰ级减温水量
t/h
13.70
3.41
4.56
25.2
44.3
34.5
79.1
28.4
39
过热器Ⅱ级减温水量
t/h
4.80
1.14
1.52
8.8
14.8
11.5
21.1
9.9
40
炉膛出口负压
Pa
19.60
19.60
19.60
19.60
19.60
19.60
19.60
19.60
41
预热器进口烟气量
t/h
1303.7
1156.0
997.8
1006.8
862.7
692.4
1203.6
1314.2
42
预热器进口烟温
℃
387.8
378.3
369.4
372.2
368.3
354.0
382.2
391.1
43
锅炉排烟温度（修正）
℃
135.6
131.1
126.1
129.4
121.1
118.9
133.3
134.4
44
预热器出口一次风温度
℃
333.0
329.4
325.6
328.9
326.1
321.7
331.7
333.0
45
预热器出口二次风温度
℃
346.0
339.4
333.9
337.2
333.3
326.7
342.2
346.1
46
预热器出口一次风量
t/h
144.5
124.4
101.2
110.1
87.1
61.2
134.6
163.4
47
预热器出口二次风量
t/h
930.9
825.7
721.0
705.9
633.7
500.0
851.7
936.9

四、锅炉汽水品质
为确保锅炉蒸汽品质，必需严格控制锅炉水汽品质，尤其是给水品质，锅炉给水，炉水和蒸汽质量要求按GB12145-89火力发电设备及蒸汽动力设备水汽质量标准。
锅炉给水
锅炉正常连续排污率（B-MCR） 不大于0.5%
补给水量：正常时（按B-MCR的5%计） 51.25t/h
起动或事故时（按B-MCR 8%计） 82t/h
补给水制备方式：反渗透、一级除盐加混床系统
锅炉给水质量标准
总硬度 ～0 ppm
氧 ≯7 ppb
铁 ≯20 ppb
铜 ≯5 ppb
二氧化硅 ≯20 ppb
联胺 10～50ppb
油 ≯300ppb
PH值 9.0～9.4
五、锅炉运行条件
锅炉按带基本负荷运行设计，亦可用于调峰。锅炉采用定—滑—定的运行方式，也可采用定压方式运行。不投油的最低稳燃负荷，对设计燃料为不大于40%BMCR。锅炉设计已考虑了设计燃料和校核燃料的适用性，在额定负荷运行，锅炉燃用设计燃料时热效率的保证值为91.57%（按燃料低位发热量计算）具体见性能数据汇总。
锅炉设计亦考虑了切除一台高压加热器或全切高压加热器时，锅炉的蒸发量仍能满足汽轮发电机组要求的蒸汽出力。
锅炉的过热蒸汽和再热蒸汽汽温在下列工况时均能达到额定温度值，其偏差≤±5℃：
定压运行70%～100%BMCR
滑压运行50%～100%ECR
锅炉从点火到带满负荷运行的时间为：
冷态启动6～8小时
温态启动3～4小时
热态启动1.5～2小时
锅炉负荷变化速度为：
定压运行≤5%/分
滑压运行≤3%/分
瞬间≤10%/分
锅炉炉膛的设计压力为：±5800Pa
瞬间最大承受压力：±8700Pa
锅炉主要受压件的设计寿命为30年。

第二章 锅炉本体及本体主要系统

第一节 锅炉本体主要系统

一、给水和汽水循环系统（图2.1.1;图2.1.2;图2.1.3）
从调速给水泵来的给水以单路由锅炉右侧引入省煤器进口集箱，给水经省煤器管组加热后，从省煤器出口集箱两端引出，并在省煤器出口连接管道的终端经汇总后，分3路进入锅筒下部的给水分配管。
为了改善锅炉启动过程中省煤器工作条件，在锅筒和省煤器进口集箱之间设置了一路省煤器再循环管，管路上有2只电动截止阀，当锅炉建立了一定的给水量时，即可切断此阀。再循环管容量按5%BMCR设计。
锅炉的汽水循环系统包括锅筒，大直径下降管，水冷壁管，引入和引出管。来自省煤器的未沸腾水在沿着锅筒长度布置的给水分配管中分4路分别注入4根大直径下降管座，给水直接在下降管中与炉水混合，以避免给水与锅筒壁接触，改善了该此管接头的应力条件，减少了锅筒内外壁和上下壁的温差，利于锅炉的启动和停炉。在4根下降管的下端设有一分配器，与96根水冷壁引入管相连接，引入管把欠焓水送入水冷壁的四周下集箱。水冷壁由648根Φ60的管子组成，按受热情况和几何形状划分成32个循环回路。在炉膛四角处的水冷壁管子设计成大切角，以改善四角切园燃烧工况，同时改善四角水冷壁回路的受热工况，提高该部份循环回路的稳定性，并利用切角管子设计成燃烧器的水冷套保证燃烧器喷口免于烧坏。工质随着膜式水冷壁向上流动而不断被加热，逐渐形成汽水混合物。汽水混合物经106根汽水引出管被引入锅筒，在锅筒内藉轴流式旋风分离器和立式波形板使汽水进行良好的分离，分离后的水份再次进入下降管，干蒸汽则被18根连接管引入炉顶过热器进口集箱。
水冷壁四周下集箱设有邻炉加热装置，锅炉在点火前，邻炉加热蒸汽分4路进入32只水冷壁下集箱，以加快锅炉启动速度。
确保循环系统的安全可靠，设计中充分考虑了运行时可能出现的不正常工况，在选择各循环系统的参数和结构尺寸时，以安全可靠为原则。前墙和二侧墙水冷壁的中部,后墙水冷壁的几乎全部采用了内螺纹管,大大提高了防止产生膜态沸腾的安全裕度，内螺纹管配置图见2.1.3。循环倍率合理，循环流速较高，水

循环稳定可靠（见表1、2）。
表1，水循环系统特性汇总（BMCR，D=1025t/h）
锅筒压力
水冷壁蒸发量
循环水流量
循环倍率
锅筒欠焓
省煤器出口焓
锅筒凝汽率
MPa
t/h
t/h

KJ/kg
KJ/kg

18.88
1196
4236
3．54
95．04
1244
0．044
表2，膜态沸腾最小安全裕度（受热最强的后墙中心管组）
工况
重量含汽率
临界含汽率
含汽率裕度
BMCR
0.3449
0.5597
0.2148
由于在亚临界压力下蒸发管在炉室高热负荷区域存在产生膜态沸腾的可能性，因此在设计循环系统时如何避免产生膜态沸腾是必须考虑的问题。本锅炉水冷壁由于循环系统的合理设计，即使本锅炉全部采用光管水冷壁，在最高热负荷区域的实际重量含汽率离临界含汽率仍有一定的安全裕度，在本设计中采用了足够高度的内螺纹管，把最高热负荷区的临界含汽率又大为提高，因此锅炉在各种负荷下，水冷壁均不会产生膜态沸腾现象。
二、过热蒸汽系统(图2.1.4)
蒸汽从锅筒引出到炉顶进口集箱，经炉顶进口集箱蒸汽分二路。第一路经前炉顶管至炉顶中间集箱，蒸汽出炉顶中间集箱后分成2路，1路经后烟井前墙至烟井环形下集箱（前），另1路经后炉顶及后烟井后墙至环形下集箱（后）；第二路经连接管引至水平烟道包复两侧墙上集箱，通过水平烟道包复两侧墙进入包复两侧墙下集箱，下行经连接管引入烟井环形下集箱（前）与第一路蒸汽汇合。第一，二路蒸汽汇合在环形下集箱后分别流经后烟井两侧包复及低再悬吊管上行，前者进入两侧包复上集箱后经连接管汇合于隔墙上集箱，后者直接引入隔墙上集箱。全部蒸汽在隔墙上集箱汇集后，经隔墙及低温过热器悬吊管并联下行，前者进入隔墙下集箱后经连接管引入低过进口集箱，后者直接引入低过进口集箱。低过进口集箱后蒸汽在低温过热器管系内加热并引入低温过热器出口集箱，然后经位于集箱中部的三通把蒸汽引往Ⅰ级减温器，通过I级减温器蒸汽再次分成二路至分隔屏连接管道并在炉膛上部形式四片分隔屏。出分隔屏后蒸汽由两根连接管道从左、右两端引向后屏进口集箱，经后屏管来的加热后蒸汽进入后屏出口集箱。后屏出口后蒸汽流经布置在锅炉左、右的Ⅱ级喷水减温器并在锅炉中心由三通再次汇合成一路，使蒸汽得到充分混合后进入高温过热器加热到所需蒸汽温度，引向汽机高压缸。整个过热器系统经过2次充分混合能使两侧汽温偏差降至最小。此外布置在左、右的Ⅱ级喷水减温装置，也能方便地调节左右汽温偏差，增加了运行调节的灵活性。
三、再热蒸汽系统(图2.1.5)
再热器系统由二级受热面组成，第一级是位于后烟井前烟道的低温再热器，第二级则是位于水平烟道内的高温再热器。汽机高压缸的排汽先经低温再热器管系加热，再经高温再热器管系加热后即由高温再热器出口集箱分二路经由连接管道引至汽机中压缸。在低温再热器进口管道上设置了事故喷水减温器，以防过高温度的汽机高压缸排汽进入低温再热器。再热蒸汽温度的调节采用后烟井出口的烟气调温挡板，还在低温再热器出口管道上设置了微量喷水减温器，以调节再热器出口的左右温度偏差。

第二节 锅炉本体的主要部件

一、汽包及附件
汽包是自然循环锅炉最重要的受压元件，无汽包则不存在循环回路。汽包的作用主要有：
a.汽包是工质加热、蒸发、过热三个过程的连接枢纽，用它来保证锅炉正常的水循环。
b.汽包内部装有汽水分离装置及连续排污装置，用以保证蒸汽品质。
c.汽包中存有一定的水量，因而具有蓄热能力。锅炉或机组工况变化时，可缓和汽压的变化速度，有利于锅炉运行调节。
d.汽包上装有压力表、水位表、事故放水门、安全阀等附属设备，用以控制汽包压力、监视汽包水位，以保证锅炉安全工作。
1、锅筒结构简介
锅筒筒身直段长度20.1m，包括封头总长～22.1m，筒身内径为Φ1743mm，厚145mm，由5节长3350mm，材料为BHW35的筒节组成。筒身两端的封头为球形封头，材料与筒身相同。
锅筒下部焊有与筒身等强度的由BHW35板材制成的4个大直径下降管座，106根Φ159的引入管座及18根Φ159引出管座分别布置在筒身的水平和垂直位置，3只给水引入管座均匀布置在锅筒下部，筒身上还设有2只省煤器再循环管座，1只事故（紧急）放水管座和1只加药管座。在筒身两端下部各设1只下降管的连通管，以消除锅筒两端的“死角”。沿着锅筒长度分三个断面布置了上中下共9对点内外壁温测点，供锅炉启停时监控锅筒壁温差。辅助蒸汽管座在锅筒左端，3只安全阀管座分别布置在左右封头上部（左1右2），7组水位监视用管座（2只双色水位表、4只单室水位平衡容器和1只高水位平衡容器）分别布置在两侧封头上，连排管座放在锅筒两端下方，汇总后引出。
2、安装
锅筒安装重量（包括锅筒内件）共为168t，锅筒上设有2对安装吊耳，供工地起吊用。锅筒本体用板形吊架支承在标高为70m的支承梁上。锅筒中心标高可籍油压千斤顶按要求进行调整。
3、运行
维持正常和平稳的水位是自然循环锅炉安全运行的重要措施之一。本锅筒的正常水位在其水平中心线下50mm，±50mm是锅筒的正常运行高低水位线，运行时通过所设的不同类型的水位计进行检测，保护和调节。
对亚临界自然循环锅炉锅筒水位设定的选取，既要保证锅筒具有足够的蒸汽空间，也应考虑在低水位时防止下降管带汽。本设计中锅筒正常水位设定在锅筒中心线下50mm，高低水位距正常水位各为50mm。因此，即使在低水位时，距下降管入口亦有充分的高度，足可以避免下降管带汽，以保证循环的稳定性。当高水位时由于旋风分离器的高度值较恰当，因此仍能保证旋风分离器与干燥器之间有足够的高度。
在锅炉启动阶段必须控制锅筒内外、上下壁的温差（要求<50℃），以免产生过大的温差应力，同时控制饱和温度的平均升温速率<88℃/h。
4、锅筒内部装置
锅筒内部装置包括轴流式分离器、波形板干燥器、排污管、加药管、事故放水管、给水分配管（见图2.2.1锅筒内部装置）。

本锅炉的给水方式为直接注水式，给水直接注入下降管入口端。其目的是降低锅炉启动、滑压运行、和高加全切除运行时的锅筒上下和内外壁温差，特别是防止在上述运行工况时下降管座的温差热应力，从而提高锅筒的使用寿命。
位于锅筒底部的给水分配管在下降管座的上方引出4根给水注入管，给水沿着注入管进入下降管中心，从而避免下降管座焊缝区与给水直接接触，消除了焊缝区产生过大温差应力的可能性。在下降管座入口处还设置了栅网板，避免漩涡的产生，防止了下降管带入大量蒸汽，提高水循环的安全性。
锅筒内共布置98只轴流式旋风分离器和112只波形干燥器，汽水混合物通过汽水引入管进入旋风分离器，作自下而上的旋转流动，蒸汽经分离器上部的百叶窗后，再转入顶部的干燥器。水滴沿分离器隔层和干燥器底部落下，进入锅筒水空间。分离后的干蒸汽从锅筒顶部由18根Φ159的导汽管引入过热器系统。
由于锅筒内设了较多数量的轴流式旋风分离器和波形干燥器，分离器的蒸汽负荷值等数据均较保守（见下表），因此在负荷变化时可有效地保证蒸汽品质。锅筒的汽水空间均较大，有利于水位的平稳。
锅炉负荷100%时轴流式旋风分离器特性表
分离器尺寸
分离器数量
每只分离器蒸汽负荷
每只分离器汽水混合物负荷
Φ254mm
98
10.78t/h
42.47t/h
锅筒内件在厂内与锅筒组装后出厂，工地进行酸洗前需将旋风分离器和干燥器拆除不参加酸洗，以免垃圾堵住缝隙及薄钢板受到腐蚀。
5、水位试验
为了校验就地水位表和遥控水位指示装置，所有大型锅炉的锅筒（设计压力≥16.6MPa）都装有水位测试取样装置，以便在高压运行下能确立一个真实水位。
典型的水位测试取样装置如图2.2.2所示。
通常取样筒上仅用四只管接头与测试管路相接，其余的管接头用封板堵住，应备有足够数量的高压取样冷却器，以便至少有两只接管可同时取样冷却，每取样管路应配有电导仪（0.1定值），导电值可由带有开关盒的手提式仪表或用多点记录仪检测。
由于近似的导电值已足以区别锅筒中的水和蒸汽，故不需要温度补偿，但测试时所有的取样管应冷却到接近相同的温度。

1） 真实水位指示的重要性
为了使高压以上锅炉在最佳状态下运行，水位的精确测量和控制是最重要的。若水位高于需要值，则减少了锅筒蒸汽的自由空间，乃至各分离器浸没于水中而不能正常工作，相反若水位低于需要值，将会使下降管带汽影响水循环的安全性。为此，锅筒应有一个恰当的水位高度范围，既能保证锅炉的安全运行又具有足够的水量以能适应机组负荷的突然变化。因此认识到水位指示器如存在某种缺陷便可引起各种困难和麻烦，这一点是非常重要的。
2） 水位指示的机理
使用双色云母水位计来指示水位的原理，是基于密闭容器的水位高度同与容器相连的可见水位表有相等的水位高度，但只有当容器内水的密度和水位表内水的密度相同时，这种原理才是正确的。
为了使运行人员看得见水位表中的指示，故把水位表移至锅筒外侧，而水位表中比较小的水量暴露在较冷的大气下，因大气的冷却作用而过冷，冷却水密度大，这就使锅筒中的水位按比例地高一些。在亚临界压力锅炉中，饱和水温较高，饱和水与水位表中过冷水的密度差大，故过冷度可对水位指示产生明显的影响，虽然水位补偿调节器或遥控指示仪不直接受这种现象的影响。但它们是依靠玻璃水位表的零读数作为其校验基准的，因而也就反映出同样的偏差。
水位取样筒不应直接布置在大直径下降管入水的上方，因为该区域水位易受到涡流的干扰，所以在该受影响的区域测量水位是错误而没有意义的，水位测量应限于图示位置。见水位测试取样装置（典型布置）图。
3）试验要求
为了获得最大量的可靠性资料，要求试验小组与运行人员在水位性能试验中充分合作。锅筒水位最大偏差出现在满负荷，因此建议试验应在稳定的满负荷工况下进行。在试验进行期间，改变负荷将会引起一些附加因素而使数据处理复杂化。另外，必须使水位均匀地变化，并观察各水位指示器的反应，注意水位取样筒中水位相对位置。在试验期间应避免吹灰，因为吹灰会造成错误水位。
进行试验时，供应充足的冷却水量是绝对必需的，每只取样冷却器的冷却水正常的需要量为0.5675米3/时（2.5加仑/分）。由于试验在靠近锅筒所在地进行，因此电厂冷却水的供水压头必须满足水位高度的要求。
由于导电度是区别汽相和水相的基础，因此要求炉水含有理想的电解浓度，如果电厂使用“挥发份”或“低固形物”含量来控制炉水的，则必须在炉水中加些钠盐以产生至少30微欧的导电度。
4） 试验步骤
A、连接管应允许取样筒从下列四点取样
a. 正常水位以下51mm
b. 正常水位水位
c. 正常水位以上51mm
d. 正常水位以上102mm
B、从取样筒上两个探头所取的样应同时冷凝，并监督其导电度。最初冷却器应与正常水位及正常水位以上51mm点相连，如果这些取样探头不能令人满意，则冷却器可再与其它两点中的任一点相连接。
C、锅筒内的水位应逐渐降低，直至所有取样点显示出蒸汽的导电度（见附注）（低于5微欧）为止，并保持稳定15分钟，记录下列数据：
a. 各取样点的导电度
b. 自动水位调节器读数
c. 遥控水位指示器读数
d. 双色水位计读数
e. 电接点水位计读数
f. 时间、负荷。
D、根据自动水位调节器，把水位升高13mm，保持15分钟后，按第(3)步序所述再重复记录数据。
E、重复第(4)步，直到所有取样点被炉水浸没为止（导电度>30微欧）。
如果试验发现真实水位与指示水位相差很大，则应考虑对外部水位指示器进行补偿或调整各水位指示仪的予偏置量。
二、水冷壁
1、水冷壁结构简介
炉室为由648根Φ60×8、材料为20G，节距为76mm管子组成的膜式壁围成，炉室深12.5m，宽13.26m。整个水冷壁系统划分成32个独立回路，两侧墙各有6个回路，前后墙亦各有6个回路，其中最宽的回路由28根管子组成，位于前后墙中部。水冷壁四个转角为大切角，每一切角形成2个独立回路。炉室下部的切角设计成燃烧器水冷套，与燃烧器组装后出厂。
前后墙水冷壁在标高15.268米处与水平成55o的夹角转折形成冷灰斗。冷灰斗前后墙下倾至标高7米处形成深度为1.4米的出渣口并与渣斗装置以插板水封结构相连接。后墙在标高41.339米处形成深度3米，由Φ70×10，节距为91.2mm的管子组成的膜式壁折焰角。在此标高处后墙均匀抽出26根Φ76×18，材料为15CrMo管子形成后墙悬吊管或称第Ⅰ悬吊管，用以支承炉室后墙的全部重量。折焰角以与水平成30o的夹角向后上方延伸，在标高47.940米处以15°角折向水平烟道底部，然后分三排垂直向上形成后墙排管束。
炉室四周水冷壁的鳍片是由16×6mm碳素扁钢制成，折焰角膜式壁的鳍片由21.2×6mm的扁钢制成，采用埋弧焊与管子焊成膜式壁。整个水冷壁沿炉膛高度方向分成四段，共分120片膜式屏（包括4组水冷套）出厂。前墙和二侧墙水冷壁中部和下部布置足够的内螺纹管，后水冷壁从冷灰斗转角以上开始至折焰角几乎均为内螺纹管。
2、安装
工地安装水冷壁时，必需严格控制各管屏间的安装间距，使之与图纸要求相符，不允许由于拼装间隙过大而要贴焊扁钢弥补，以免运行中过热烧坏。在工地安装2#3#角上部转角处散管及炉底转角散管时，必须严格按图纸要求使炉内管子处于同一平面上，节距要均匀，并用扁钢或圆钢将间隙补焊密封，以防运行中漏烟漏灰。前水冷壁上部在炉顶管穿越区凡间隙大于5mm的空隙必须用扁钢补焊密封，以防密封装置及膨胀节过烧。在上下两片管屏对口时，为了对口方便，允许临时将管子中间扁钢割开一段，（不可损伤管壁），待对口完毕后再用圆钢或扁钢填补并焊封。
三、省煤器
1、结构简介
由于锅炉为亚临界压力参数，省煤器的吸热很少，因此锅炉仅有一组省煤器管组，布置在后烟井低温再热器下方。省煤器蛇形管组由Φ51×6、20G管子组成，3根管套、顺列布置。横向节距114，共114排。根据燃料的特性采用了较低的烟气流速（见下表），省煤器管组重量的支承由低再悬吊管延伸段承担，重力传递由槽孔管夹、支承块等结构件与吊管的组合实现。此段悬吊管夹在相邻的省煤器管排间出厂，横向节距的定位通过钢板，U形杆等结构件与悬吊管的连接实现。管组两端上方设计了烟气阻流板结构，消除烟气流动走廊，并在管子弯头上装设了防磨罩，因此具有良好的防磨特性。
省煤器特性表
名 称
管径×壁厚(mm)
横向节距(mm)
纵向平均节距(mm)
管子套数/排数
材料
平均烟速(m/sec)
(100%负荷)
省煤器管系
Φ51×6
114
100.5
3/114
20G
6.97

给水从锅炉右侧的省煤器进口集箱端口进入，经管组加热后至省煤器出口集箱两端引至省煤器连接管，最后进入锅筒。省煤器再循环管由锅炉右侧的进口集箱端部引出，再与锅筒相连。
2、安装和运行
省煤器管系安装时必须保持每片蛇形管间的横向节距一致，以免产生烟气走廊引起局部磨损。在安装前须检查蛇形管上所附的附件是否齐全，在安装管系两端弯头上方的烟气阻流板时，必须按图纸要求确保管子与阻流板间的距离，并须保持阻流板在同一水平线上，不允许高低参差不齐。
锅炉在启动时，必须打开省煤器再循环管路上的2只电动截止阀，以便在省煤器管系中形成足够的水流，防止省煤器汽化。省煤器再循环管路待锅炉建立连续的给水流量后再行关闭。
四、过热器
1、结构简介
过热器按吸热及结构点分为5级（见图2.1.4过热器系统图）。第一级是包复过热器，它包括前炉顶、后炉顶、水平烟道两侧墙、后烟井四周和隔墙过热器及低过、低再的悬吊管等。第二级是低温过热器（简称低过），第三级是分隔屏，第四级是后屏过热器，最后一级是高温过热器（简称高过）。
(1)炉顶及后烟井
饱和蒸汽从锅筒顶部由18根Φ159的连接管引入前炉顶进口集箱。前炉顶进口集箱后蒸汽分为二部分。第一部分的蒸汽流量进入115根Φ51×7的前炉顶管至炉顶中间集箱，炉顶中间集箱后1路蒸汽经后炉顶，后烟井后墙至环形下集箱（后），另1路蒸汽经包复前墙进入环形下集箱（前）；第二部分蒸汽则由6根Φ159×20的连接管引至水平烟道两侧包复上集箱，工质下行至下集箱后由连接管引至环形下集箱（前）与第一部分蒸汽混合；前炉顶由焊接短鳍片管组成，分成前后两段散装管出厂。前炉顶管上焊有支承吊耳，并设有供可升降检修平台用的缆绳孔管。
全部蒸汽在环形下集箱汇合后，分别流经后烟井两侧包复及低再悬吊管束上行然后汇合于隔墙上集箱。隔墙上集箱后蒸汽经隔墙及低温过热器悬吊管