蒲圻4锅炉水压试验方案20121205

目 录

1. 编制依据 1 2. 适用范围 1 3. 概述 1 4. 施工准备 3 5. 施工方案 10 6. 安全文明施工及环境管理措施 14 7. 《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）（2009年版） 16 8. 技术记录 17 9. 附录 17 10. 附表 29

湖北省电力建设第二工程公司热机公司岳阳工地

锅炉专业>>锅炉水压试验>作业指导书

1 编制依据

1.1 上海锅炉厂提供的SG-3103/27.46-M536型1000MW超超临界锅炉设备图纸和相关技术文件资料

1.2 《特种设备安全监察条例》国务院第549号令

1.3 《锅炉压力容器安全技术监察规程》质监局颁发（1999）154号 1.4 《压力容器安全技术监察规程》（劳动人事部）劳锅字（1990）8号 1.5 《电力工业锅炉压力容器安全监察规定》电安生[1994]257号 1.6 《电站锅炉压力容器检验规程》（DL647-2004）

1.7 《蒸汽锅炉安全技术监察规程》劳动人事部发（96）276号 1.8 《电力工业锅炉压力容器监察规程》（电力工业部 DL612-1996）

1.9 《电力工业锅炉压力容器安全性能检验大纲》 1.10

《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉篇(DL/T5047-95)、管道篇（DL 5031-94）、

焊接篇（DL/T869-2004）、化学篇（DL/T5109.4-2004）) 1.11

《电力建设施工质量验收及评价规程》（锅炉篇DL/T5210.2-2009、管道篇

DL/T5210.5-2009、焊接篇DL/T5210.7-2010） 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16 1.17 1.18 1.19 1.20 1.21

《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（DL5009.1-2002） 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2003版）

《湖北电建二公司管理体系手册及程序文件PDF版(2009年修订)》 《电力基本建设热力设备化学监督导则》（DL/T889-2004） 《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T246-2006） 《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2009）

《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）（2006年版） 《锅炉水压试验前质量监督检查典型大纲》（[2005]57号） 蒲圻电厂二期工程2×1000MW机组#4机组施工组织总设计 蒲圻电厂二期工程2×1000MW机组#4锅炉专业施工组织设计

2 适用范围

本作业指导书适用于蒲圻电厂二期工程2×1000MW机组#4锅炉本体受热面及其附属管道、阀门的整体水压试验。

3 概述

炉厂有限责任公司设计、制造的。本工程2×1000MW超超临界机组的锅炉为1000MW超超临界参数、直流炉、双切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构，Π 型锅炉。本工程锅炉设计的特点如下：

1）采用螺旋管圈水冷壁设计；

2）采用较大的炉膛断面和容积，较低的炉膛断面热负荷和炉膛出口烟气温度； 3）采用单炉膛双切圆的燃烧方式；

. 单炉膛双切圆的布置方式，对单个切圆而言相当于锅炉容量减小一半，可使炉膛出口烟温偏差有所下降。同时保留了单切圆燃烧的所有优点，如高燃烧效率；低NOx 排放；烟气的尖峰热流及平均温度较低等；

. 整个炉膛作为二个大燃烧器组织燃烧，简化了每个燃烧器的风量和粉量的控制； . 采用双切圆燃烧方式可获得均匀的炉内空气动力场和热负荷分配，降低炉膛出口烟气温度和水冷壁出口工质温度偏差。

4）采用低NOx 同轴燃烧系统；

低NOx 同轴燃烧系统是一种经过考验的成熟技术，迄今在全球范围内已有超过200 台的新建和改造锅炉的成功运行业绩，总的装机容量大于62,000MW，低NOx 同轴燃烧系统在降低NOx 排放的同时，着重考虑提高锅炉不投油低负荷稳燃能力和燃烧效率，另外低NOx 同轴燃烧系统在防止炉内结渣、高温腐蚀和降低炉膛出口烟温偏差等方面，同样具有独特的效果。

5）采用带有再循环泵的启动系统，能有效回收启动阶段的工质和热量，并增加了运行的灵活性；

6）过热器蒸汽温度采用煤水比加三级喷水调节，再热器蒸汽温度采用以烟气挡板调节为主，辅助燃烧器摆动和过量空气系数调节，低温再热器出口连接管道上设置微量喷水；

7）过热器、再热器受热面材料选取留有大的裕度；

为了降低超超临界锅炉因过热器和再热器出口汽温的提高所导致的高温段管子烟气侧高温腐蚀和管内高温氧化，采用大量的高档次奥氏体钢管。

锅炉总体简介：

炉膛宽度34290mm，炉膛深度14325.6mm，水冷壁下集箱标高为7500mm，炉顶管中心标高为75860mm，大板梁底标高84960mm。

炉膛由膜式壁组成。炉底冷灰斗角度为55o，从炉膛冷灰斗进口（标高7500mm）到标高52948mm 处炉膛四周采用螺旋管圈，管子规格为Φ38mm，节距为54mm，倾角为20.7524 o。

混合集箱。

水平烟道深度为7010mm，由后烟井延伸部分组成，其中布置有末级再热器。

后烟井总深度为12880mm，分成前后两个分隔烟道，前烟道深度为6560mm，布置有低温再热器和省煤器，后烟道深度为6320mm，布置有低温过热器和省煤器。在前后烟道中省煤器下部布置调温挡板，用于调节再热器汽温。

炉膛上部布置有12 片分隔屏过热器和55 片后屏过热器。分隔屏过热器和后屏过热器沿深度方向采用蒸汽冷却定位管固定，蒸汽冷却定位管从分隔屏过热器进口集箱引出，进入分隔屏过热器出口集箱。后屏过热器、末级过热器和末级再热器沿炉膛宽度方向采用流体冷却定位管固定，流体冷却定位管（共6根，Φ51）从后烟井延伸侧墙进口集箱引出，进入后屏过热器出口集箱。

锅炉燃烧系统按配双进双出钢球磨煤机直吹式制粉系统设计。48 只直流式燃烧器分6 层布置于炉膛下部，煤粉和空气从二个面四个角送入，在炉膛中呈双切圆方式燃烧。最上排燃烧器喷口中心标高为34362mm，距分隔屏底部距离为24498mm。最下排燃烧器喷口中心标高为23275mm，至冷灰斗转角距离为6120mm。在主燃烧器和炉膛出口之间标高44641mm 处布置有1 组SOFA 燃烧器喷嘴（距上排燃烧器喷口中心约10279mm）。

过热器汽温通过煤水比调节和三级喷水来控制，第一级喷水布置在低温过热器出口管道上，第二级喷水布置在分隔屏过热器出口管道上，第三级喷水布置在后屏过热器出口管道上，过热器喷水取自省煤器进口管道。再热器汽温采用尾部挡板调节，燃烧器摆动仅作为辅助调节手段，另外低温再热器出口管道上设置微量喷水，微量喷水取自给水泵中间抽头。

锅炉本体设有两个膨胀中心，分别在水冷壁后墙前后各914mm 的位置。运行时炉膛部分以第一个膨胀中心为原点进行膨胀，水平烟道及后烟井以第二个膨胀中心为原点进行膨胀。

锅炉一次汽系统采用40％高压旁路＋40％低压旁路配置，过热器系统在分离器出口设8 只安全阀、过热器出口设4 只安全阀和4 只带控制功能的PCV 阀，再热器进、出口各设有4 只安全阀。

锅炉启动系统采用带再循环泵的内置式启动系统。锅炉炉前沿宽度方向垂直布置4 只外径为Φ711mm 的汽水分离器，其进出口分别与水冷壁和炉顶过热器相连接。每个分离器筒身上方切向布置2 根出口管接头、将蒸汽引至炉顶过热器，每个分离器筒身中部切向布置6 根进口管接头引入来至于水冷系统的介质，分离器筒身下方设有一个內径为Φ356mm 疏水管接头。二个分离器疏水通过管道引至储水箱，当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR 时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶

合至一个连接球体，连接球体下方1 根外径为Φ559mm 疏水管道引至一个三通，一路疏水通过布置在炉前下部6930mm 处的启动循环泵被送至省煤器进口，另一路接至大气式扩容器中。在锅炉启动早期水质不合格及汽水膨胀阶段排水到扩容器中，汽化的蒸汽通过排汽管道通向炉顶上方排入大气；凝结水则进入集水箱，并由凝结水泵将合格的疏水送往冷凝器或水处理系统。大气式扩容器和集水箱布置在K3、K4 柱之间的钢架副跨中，支座标高分别为14m 和7m 。凝结水泵布置在集水箱下部。

在启动系统管道上设有锅炉启动循环泵系统及大气扩容式系统，在启动初期水质不合格以及为了防止启动初期汽水膨胀阶段分离器水位过高，饱和水进入过热器的发生，通过在扩容器进口设置的两个高水位调节阀（HWL），将分离器中大量的疏水排入大气式扩容器。为保持启动系统处于热备用状态，启动系统还设有暖管管路，暖管水源取自省煤器出口，经启动系统管道、阀门后进入过热器Ⅰ级减温水管道，再随喷水进入过热器Ⅰ级减温器。暖管系统在启动结束后约70％负荷投入运行。 3.2 锅炉主要设计参数

过热蒸汽流量： 3103t/h 过热器出口蒸汽压力： 27.46MPa 末级过热器出口集箱设计压力： 28.89MPa 过热器出口蒸汽温度： 605 ℃ 再热蒸汽流量： 2590t/h 再热器进口蒸汽压力： 6.06MPa 再热器出口蒸汽压力： 5.86MPa 再热器进口蒸汽温度： 376℃ 再热器出口蒸汽温度： 603℃ 低温再热器进口集箱(R-02) 设计压力：6.79MPa 省煤器进口集箱（E-5）设计压力： 33.06MPa 省煤器进口给水温度： 299℃

a) 一次汽系统：

给水管道流量计处水压临时阀门（借用主给水操作台阀门V-101）→给水管道→省煤器连接管道→水冷壁下集箱→螺旋段水冷壁→水冷壁过渡连接管→水冷壁中间集箱→水冷壁过分隔屏过热器→分隔屏出口集箱→过热器II 级喷水减温器及连接管道→后屏过热器进口集箱→后屏过热器→后屏过热器出口集箱→过热器III 级喷水减温器及连接管道→末级过热器进口集箱→末级过热器→末过出口集箱→主蒸汽管道（锅炉厂供）→主蒸汽管道水压试验临时堵板（锅炉厂供） b) 二次汽系统：

低温再热汽进口管道水压试验临时堵板（锅炉厂供）→低温再热汽进口管道（锅炉厂供）→低温再热器进口集箱→低温再热器→低温再热器出口集箱→再热器微量喷水减温器及连接管道→末级再热器进口集箱→末级再热器（冷段和热段）→末级再热器出口集箱→末级再热器出口管道（锅炉厂供）→末级再热器出口管道水压试验临时堵板（锅炉厂供） 3.4水压试验的目的

为了检验锅炉承压部件的安装质量，确保投产后锅炉安全、可靠、经济运行，根据《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）的规定，锅炉受热面设备安装完后应按劳动人事部颁发的《蒸汽锅炉安全技术监察规程》及设备技术文件的规定进行水压试验，检查其系统

4 施工准备

4．1参加作业人员的资格和要求

4.1.1施工作业人员必须从事过锅炉本体安装，熟悉和了解锅炉整体水压试验程序。 4.1.2水压试验前作业人员必须经过水压试验安全、技术交底，并办理相关手续。 4.1.3施工作业人员经过交底后应熟悉和了解水压试验的系统范围，明确水压试验的目的和重要性。

4.1.4参加水压试验的作业人员应分工明确，一切行动听指挥，坚守岗位，并应有高度的责任心，对工作认真负责。 4.2组织机构

总指挥1人 负责整个水压过程的指挥 副总指挥2人 协助总指挥指挥锅炉水压试验

技术负责2人 负责解决水压试验过程中出现的技术问题 质监、安监人员各1人 负责对水压过程中的质量、安全进行监护 司泵操作人员5人 负责水压过程中的上水泵和升压泵的监护 压力表监视人员4人 负责水压过程中压力的监视与记录 温度监视人员1人 负责水压过程中温度的监视与记录 阀门操作人员10人 负责水压过程中各个阀门的操作

膨胀指示器记录人员1人 负责上水前后及试验过程中各受热面膨胀的记录 顶板梁挠曲度测量人员3人 负责上水前后顶板梁挠曲度的测量记录 化学化验人员2人 负责试验用水中药品浓度的化验 电工3人 负责水压试验过程中电源接线

检查小组（分5组）30人 负责检查本体受热面及所有参与水压试验的阀门 4.3机具配备

4.3.1水压试验用水取自一期化学水除盐水系统来F2782S-H0201-01

4.3.2升压泵，3D2-S型高压柱塞泵，额定排出压力70MPa，额定流量70L/min，90KW，进口管径DN50，出口管径Φ28 1台（含临时水箱） 4.3.3上水泵，D280-43*4型，扬程172m，额定流量280m3/h，200KW，进口管径DN200，出口管径DN200 2台（含临时水箱） 4.3.4风压试验用压缩空气取自空压机室厂用压缩空气母管道来F2782S-C0505

4.3.5.1风压试验用压力表 Y-150（300）1.5级0～1.0MPa 2只 4.3.5.2上水泵出口用压力表 Y-150（300）1.5级0～2.5MPa 2只 4.3.5.3一次汽系统用压力表Y-150（300）1.5级0～60MPa 1只 4.3.5.4二次汽系统用压力表Y-150（300）1.5级0

～16MPa 1只 4.3.5.5升压泵出口用压力表Y-150（300）1.5级0～100MPa 1只 升压泵出口用压力表Y-150（300）1.5级0～40MPa 1只 4.3.5.6测温仪 1 支 4.3.6所用机具设备经检修检查后确认状态良好，具备使用条件。 4.3.7所有计量器具应经计量检验部门检验合格，并在规定的有效期限内。 4.3.8手电及对讲机能够保证现场使用。 4.4 施工配备

除盐水供应充足，能满足需要 220V、380V施工电源及时拉设到位 4.5 水压试验压力及范围 4.5.1 试验压力

按照锅炉使用说明书536-1-8602(SG-3103/27.46-M536型锅炉)要求:一次汽系统以1.1倍省煤器进口设计压力进行水压试验,即1.1×33.06=36.37 MPa ；二次汽系统（再热器系统）以1.5倍再热器设计压力进行水压试验，即1.5×6.79=10.19 MPa 。 4.5.2 水压试验范围

本次锅炉水压试验分一次汽系统和二次汽系统两部分进行。 4.5.2.1一次汽系统水压试验范围：

从给水管道流量计处水压临时阀门到主蒸汽管道水压试验临时堵板（锅炉厂供）间系统，包括省煤器系统(省煤器进口集箱、省煤器、省煤器中间集箱、悬吊管、省煤器出口集箱、省煤器出口连接管道等) 、水冷壁系统（水冷壁下集箱、螺旋段水冷壁、水冷壁过渡连接管（中间集箱入口）下部、水冷壁中间集箱、水冷壁过渡连接管（中间集箱出口）、垂直段水冷壁、水冷壁上集箱、水冷壁引出管等）、分离器系统（分离器引入管道、分离器、分离器引出管道、至贮水箱连接管道、贮水箱、贮水箱下降管道、连接球体、分离器系统放气管道等）、启动系统（至再循环系统连接管道、至疏水扩容器连接管道三通处水压临时堵板、至再循环隔绝阀连接管道、至再循环混合球连接管道、再循环泵进口管道、启动循环泵壳体、至再循环调节

箱、延伸侧墙上集箱、延伸侧墙、延伸侧墙下集箱、连接管、后烟井前墙下集箱、后烟井前墙、后烟井前墙上集箱、后炉顶前部、分隔墙下集箱、分隔墙、分隔墙上集箱、后竖井侧墙上集箱、侧包、后竖井侧墙下集箱、后烟井后墙下集箱、后烟井后墙、后炉顶后部、低温过热器进口集箱、低温过热器、低过出口集箱、过热器I级喷水减温器及连接管道、分隔屏过热器进口集箱、分隔屏过热器、蒸汽冷却定位管、分隔屏出口集箱、过热器II 级喷水减温器及连接管道、后屏过热器进口集箱、后屏过热器、流体冷却定位管、后屏过热器出口集箱、过热器III 级喷水减温器及连接管道、末级过热器进口集箱、末级过热器、末过出口集箱、主蒸汽管道（锅炉厂供）、主蒸汽管道水压试验临时堵板（锅炉厂供）、过热器系统安全阀等）以及锅炉本体范围内的疏水管道、排气管道、充氮管道、取样管道、暖管管道、热工仪表管道等一次门以内的系统。

4.5.2.2二次汽系统水压试验范围：

从低温再热汽进口管道水压试验临时堵板（锅炉厂供）到末级再热器出口管道水压试验临时堵板（锅炉厂供）间系统，包括再热器系统（低温再热汽进口管道水压试验临时堵板（锅炉厂供）、低温再热汽进口管道（锅炉厂供）、低温再热器进口集箱、低温再热器、低温再热器出口集箱、再热器微量喷水减温器及连接管道、末级再热器进口集箱、末级再热器（冷段和热段）、末级再热器出口集箱、末级再热器出口管道（锅炉厂供）、末级再热器出口管道水压试验临时堵板（锅炉厂供）、再热器系统安全阀等）以及锅炉本体范围内的疏水管道、排气管道、充氮管道、取样管道、热工仪表管道等一次门以内的系统。 4.5.3不参与锅炉整体水压厂供管道范围及隔绝措施

4.5.3.1过热器减温水总管和I、II、III级减温水支管不参与水压，在减温器相应的喷水管座上用锅炉厂提供的临时堵板进行隔绝。

4.5.3.2再热器减温水总管及减温水支管不参与水压，在减温器相应的喷水管座上用锅炉厂提供的临时堵板进行隔绝。

4.5.3.3吹灰减压站前蒸汽吹灰汽源管道不参与水压，在低温再热器进口管道上的蒸汽吹灰汽源管接头上用锅炉厂提供的V-755阀门进行隔绝。

4.5.3.4至疏水扩容器连接管道（F-67、F-67A&B）不参与水压，在至再循环系统连接管道（F-52）上三通管接头上用锅炉厂提供的临时堵板进行隔绝。

4.5.3.5自省煤器至再循环系统连接管道（F-66A）不参与水压，用V-830阀门进行隔绝。 4.5.3.6至省煤器连接管道（F-61B）不参与水压，用V-849阀门进行隔绝。

水压试验应在周围气温高于5℃时进行，低于5℃时须有防冻措施。#4炉水压试验定于2013年2月5日左右，选一天环境气温高于5℃时进行水压试验；水压试验用水温度要求为21℃～70℃之间（厂家要求不低于21℃），由于水压试验正值冬季，考虑采用辅汽加热手段保证水压试验用水温度满足试验要求。 4.7水压试验水质要求

锅炉水压用水为合格的一级除盐水，严格监控cl-的含量＜0.2mg/L。由于水压后不能及时进行酸洗应采取防腐措施，因此，水压时在水中添加250～300ppm的联氨，500ppm左右的氨水以调节水的PH值为10～10.5。 4.8水压试验用水量

锅炉汽水系统水容积：

锅炉附属管道及临时管道等水容积约62 m3，根据以上水容积水压试验用水量容积约约1250 m3。考虑到冲洗和放水及水压后保养，按3倍的裕量储备除盐水约3750 m3左右。 4.9 药品准备

联胺用量为： 1250×1000×300×10-6=375kg 纯氨水用量为：1250×1000×500×10-6=625kg

实际80%浓度的联氨N2H4.H2O,采购700kg(=375/0.8+备用231.25kg) 实际25%浓度的氨水NH4OH.H2O,采购3750kg(=625/0.25+备用1250kg) 4.10作业条件

4.10.1炉顶钢结构已安装完毕，炉顶钢结构整体复查找正验收完毕。

4.10.2所有与受热面和承压部件焊接的密封件、内护板、保温钉、炉顶密封、炉墙附件、热工仪表部分及与水压有关的部件安装全部完工。

仪表控制等管道均已安装到规定范围。

4.10.4水压试验范围内的所有焊口施焊结束，经外观检查、热处理、无损探伤检测，质量合格。

4.10.5焊在受热面管子或承压部件上的所有零部件，如密封件、防磨罩、阻流板、定位板、保温钩钉、门孔盒和热工用测点等均已焊接完，经外观检查合格。

4.10.6制造厂设备安装时发现的缺陷已处理完，并经报验合格，且设备缺陷报验单经相关人员签字认可。

4.10.7焊在承压部件上的临时加固或起吊的临时铁件均已割去，并打磨光滑，且不伤及母材，经检查验收合格。

4.10.8水压试验范围内属于金属监督范围内的各部件均经光谱分析，核对无误，并有相应的光谱分析报告。

4.10.9锅炉本体各部件吊杆、吊架安装结束，经调整受力均匀符合要求，其弹簧吊架和恒力弹簧吊架定位销已按技术文件规定要求锁定，经检查符合要求。

4.10.10锅炉内、外部如炉顶、平台扶梯、零米地坪、炉膛、冷灰斗、水平烟道、低再、低过、省煤器及其灰斗等处杂物已清理干净，检查通道畅通，无杂物。

4.10.11锅炉内部区域各部位供检查用的脚手架和照明均已完成，并经检查符合要求。 4.10.12上水泵、升压泵、空压机经检修安装完，且试转良好，具备投用条件。

4.10.13水压试验用的临时上水系统、升压系统、放水系统等均已按水压试验系统图安装好，临时上水管道已冲洗，水箱经清理干净，并办理签证记录，才能与正式系统接通。 4.10.14水压试验用表计已备齐，并经校验合格，精度等级符合要求。

4.10.15膨胀指示器已安装，位置正确、牢固、指示牌观测方便，指针校至零位。 4.10.16锅炉受热面膨胀间隙已调整到符合图纸尺寸要求，满足膨胀要求，并有测量记录。 4.10.17水压试验范围内的设备、构件及管道上的承压焊缝及其它应该检查的部位不准保温、油漆。

4.10.18水压试验范围内的临时堵板（锅炉厂供）已安装好，并经热处理，符合要求。厂供安全阀水压前用压紧装置锁死。

4.10.19水压试验使用化学除盐水，应有水质报告，除盐水数量应满足水压试验期间的各阶段用水量的需求。

4.10.20水压试验前的气压试验临时管路系统已接好，具备使用条件。

4.10.22水压试验化验保护液的试剂已备齐。

4.10.23水压试验前质量监督检查应具备的技术资料和文件已按监督大纲要求整理齐全完整，符合检查要求。

4.10.24大板梁挠度应在受热面吊装前和进水前两个阶段均有测量记录，并符合设计要求。 4.10.25水压用除盐水供水管道已安装完。

4.10.26排放口具备投用条件，满足锅炉水压试验后的废水排放要求。

4.10.27水压试验时的检修、检查、加药用的工器具及防护用品、通讯工具均已备齐，满足需要。

4.10.28参加水压试验的组织机构和人员分工已明确，并落实到人，所有参加水压试验得人员均已接受安全、技术交底，并办理交底签证。

4.10.29水压试验系统图，升压-降压曲线图以及操作卡均已张挂现场，并为操作人员所掌握。 4.10.30参加水压的各系统及临时系统阀门已经挂牌，标识正确。 4.10.31水压试验前质监站活动结束，质监中心站同意进行水压试验。 4.10.32《凝结水补充水有关管道安装图F2782S-J1303》安装完。 4.10.33《凝结水管道安装图F2782S-J1302》安装完。

4.10.34《除氧器水箱溢放水管道安装图F2782S-J1404》安装完。 4.10.35《锅炉启动系统管道安装图F2782S-J0705》安装完。

4.10.36《锅炉启动系统管道安装图F2782S-J0705》安装大部分，锅炉启动疏水泵入口管道经变径后改接到锅炉水压试验临时上水泵入口法兰。锅炉启动疏水泵出口再循环管道（Φ219×6）改接到锅炉水压试验临时上水泵（2台）出口母管。

4.10.37《辅助蒸汽母管管道安装图F2782S-J1102》安装完，并保温完，蒸汽吹扫完。 4.10.38《辅助联箱安装图F2782S-J0301-25》安装完，并保温完，蒸汽吹扫完。

4.10.39《辅汽联箱至除氧器管道安装图F2782S-J1106》安装完，并保温完，蒸汽吹扫完。 4.10.40《除氧器设备安装图F2782S-J0301A-13》安装完，并保温完，蒸汽吹扫完。 4.10.41与除氧器相连的低压给水、放气及其它有关管道安装到一次门。

4.10.42《锅炉房辅助蒸汽管道安装图F2782S-J1108》及锅炉水压试验临时加热管道安装完，并保温完，蒸汽吹扫完。

4.10.43《锅炉房厂用压缩空气管道安装图F2782S-J2405》安装完，吹扫完。

5.2 进水方案

利用正式系统凝结水补充水有关管道（F2782S-J1303-01）将化学水除盐水系统来（F2782S-H0201-01）一级除盐水补到凝结水管道（Φ530×17见F2782S-J1302-01），然后依次经过凝结水精处理装置旁路，轴封冷却器旁路，疏水冷却器、8号低压加热器、7号低压加热器的大旁路，6号低压加热器、5号低压加热器的大旁路，最后补到除氧器；除氧器中水通过除氧器水箱溢放水管道（Φ377×9见F2782S-J1404-01）放到锅炉炉右的锅炉启动疏水扩容器（大气式扩容器87m3）中；锅炉启动疏水扩容器中水通过其底部的管道（Φ630×12）放到集水箱（82m3）；锅炉启动疏水扩容器中水通过其底部的管道（Φ530×11）经变径（Φ219×6）后改接到锅炉水压试验临时上水泵（2台）入口法兰。锅炉启动疏水泵出口再循环管道（Φ219×6）改接到锅炉水压试验临时上水泵（2台）出口母管。

上水泵流量280m3/h，扬程172m，布置在锅炉房零米（炉右集水箱附近）。一路通过临时上水管道(Φ219×6)从给水管道流量计处水压临时阀门给一次汽系统上水；一路通过临时上水管道(Φ108×4.5)从低温再热器进口管道上的蒸汽吹灰汽源管接口给二次汽系统上水。

试压过程中，如需临时放水时，可通过临时管道放回集水箱，以备重新试压时使用。 5.3 升压方案

升压泵采用3D2-S型高压柱塞泵，额定排出压力70MPa，额定流量70L/min，和临时水箱一起布置在锅炉房零米。一次汽系统的升压管路在至再循环调节阀的连接管道（F-61A）疏水

门之间接入。 5.5 加药系统

用集水箱作为加药容器，通过集水箱顶部放气口（Φ273×8）加入氨和联胺，加药后启动上水泵，开启再循环门充分搅拌均匀，加药浓度符合要求后，关闭再循环阀门，开启上水门向系统充水。水质请电厂化学车间协助化验鉴定。 5.6 放水方案

水压试验合格后，当系统内压力降到1.0MPa时，对取样、热工仪表等管路进行水冲洗，专人负责，逐路冲洗，压力降至0.5时，停止水冲洗，加入氨和联胺的保护液留在系统中保养。

锅炉保养完后，打开放空气门、疏水门，将省煤器系统、水冷壁系统、分离器系统、启动系统、过热器系统、再热器系统、锅炉附属管道等的水通过临时放水管道放至二期机组排水槽。

二期机组排水槽（锅炉水压试验排水点）中水要经水质检查合格，符合环保标准后，方可排水至厂区之外。

5.7 锅炉水压试验加热方案（具体接口位置可参见水压试验系统图）

水压试验应在周围气温高于5℃时进行，低于5℃时须有防冻措施。#4炉水压试验定于2013年2月5日左右，选一天环境气温高于5℃时进行水压试验；水压试验用水温度要求为21℃～70℃之间（厂家要求不低于21℃）。由于水压试验正值冬季，考虑采用辅汽加热手段保证水压试验用水温度满足试验要求。为防止合金钢受压组件（如SA335-P91、P92材料制成的分离器、集箱、管道等）在水压试验时发生脆性断裂，应控制该类材料的水压试验水温；对省煤器进口集箱、启动分离器、连接球体、过热器出口管道等关键点的部件壁温，应进行监控、测量、记录。

5.7.1利用辅汽联箱至除氧器管道（F2782S-J1106）对除氧器进行加热确保上水温度，加热汽源来自厂区辅助蒸汽管道（F2782S-J1112-01）。

5.7.2利用锅炉房辅助蒸汽管道（F2782S-J1108）中空预器启动吹扫蒸汽管道（φ159×5）接一段锅炉水压试验临时加热母管。

自锅炉水压试验临时加热母管取一路临时加热管道（φ159×5）接至水冷壁左右侧墙中间集箱疏水管路，打开水冷壁左右侧墙中间集箱疏水截止阀V201、V205、V203、V207，对水冷壁中间集箱进行蒸汽加热，对水冷壁内水温进行二次加热，同时能提高炉膛内部环境温度，

水管道，打开后烟井包覆下集箱疏水截止阀V411、V417，V413、V419，V415、V421对过热器系统进行蒸汽加热。

自锅炉水压试验临时加热母管取一路临时加热管道φ159×5

）接至低温再热器进口疏水管道，打开低再进口管道疏水阀门V703、V705，对再热器系统进行蒸汽加热。

5.7.3在折焰角及水平底包覆区域、斜炉底区域各安放8个煤炭炉进行烘烤以提高环境温度.

5.7.4在炉顶区域及锅炉迎风面位置铺设三防油布并安装碘钨灯保证该区域的环境温度。 5.7.5在炉膛内分层安装碘钨灯用于炉内照明及确保炉内受热面组件的温度，尤其是分隔屏过热器管排区域的温度，碘钨灯安装2~3层，每层设置12个。

5.7.6把烟风道挡板门、人孔门及煤闸门关闭，保证炉膛内部不通风。

5.7.7在水压试验过程中对省煤器进口集箱、启动分离器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器、末级再热器的进出口集箱进行实时温度监控并记录，确保水压温度满足试验要求。

5.8 风压试验

为了确保锅炉整体水压试验的一次成功率，减少不必要的浪费，在水压试验前应进行一次0.2～0.3MPa风压试验以初步检查部件和管道的严密性。

5.8.1临时风压系统安装：临时风压系统所需空气取自空压机室厂用压缩空气母管（F2782S-C0505），经#3锅炉厂用压缩空气联络门，送至#4锅炉房厂用压缩空气管道（Φ159×4，F2782S-J2401-02），再通过炉右至锅炉房燃油系统及吹扫系统压缩空气管道（Φ89×4，F2782S-J2405-02）的接口，接一段临时压缩空气管道送至临时上水管，并在入口加装阀门。 5.8.2关闭锅炉受热面系统内所有一次门，通过临时风压系统向一、二次系统充压，压力升至0.2～0.3MPa时，关闭#3锅炉和#4锅炉间厂用压缩空气联络门和进气管道上的阀门。 5.8.3组织检查人员分组进行各系统区域的检查,每组由专人负责，分炉顶区域、炉膛（内外）区域、水平烟道（内外）区域、后烟井（内外）区域及附属管道及临时系统区域。 5.8.4检查时采用以下方式进行检查：

5.8.4.1 听：一般泄漏处有空气泄出时会发出尖嘘声； 5.8.4.2 摸：试用薄纸片放在泄漏处就会有轻微的抖动；

5.8.4.3 看：对轻微泄漏或有可能泄漏的部位在其附近用肥皂水涂沫，若泄漏则在漏处形成肥皂泡。

5.8.7风压试验发现缺陷处理后应再进行一次风压试验，直至缺陷全部消除后，方可进行水压试验。

5.8.8风压试验检查应尽量在白天进行，以利于检查和安全。 5.9水压试验 5.9.1 临时管道冲洗

用除盐水对水压临时管道以及水箱进行冲洗以除去管子内壁的灰尘、浮锈，以确保上水水质，冲洗合格后及时办理签证。 5.9.2 水压试验

5.9.2.1先将集水箱贮满除盐水，并按要求加入适量联氨和氨水，启动上水泵(另一台备用)进行循环将水质调至规定的要求，做好药品用量和水量记录。 加药后的水质经化验应符合： 1) 联氨含量为200～300mg/L； 2) PH=10～10.5（用氨水调节）。

5.9.2.2开启所有空气门、 压力表和水位计门, 关闭所有附属管道一次门及其它热工仪表一次门，开启临时上水泵向一次汽系统进水。

5.9.2.3上水时应缓慢逐箱加水，上水过程中应检查各空气门是否有气排出，以防堵。 5.9.2.4当空气门有水连续溢出后，持续3～5分钟，即可逐步关闭空气门，待炉顶最高点空气门连续溢水3～5分钟后，关闭所有空气门及进水阀，停止上水。

5.9.2.5水满后对一次汽系统进行一次全面检查，若无异常，即可进行升压（注意排出压力表管中空气，以保证读数准确）。

5.9.2.6测量大板梁挠度，对受压件及吊杆受力情况进行检查，记录膨胀值（上水前应检查各膨胀点初值）。

5.9.2.7一次汽系统与二次汽系统升压试验分开进行。 5.9.2.8一次汽系统水压试验。

1）经检查确认无泄漏和异常现象后，方可正式启动升压泵进行升压，升压速度一般不超过0.3MPa/min。

2）当压力升到试验压力的10%时, 35.31×10%=3.531MPa，暂停升压进行初步检查，若未发现泄漏和异常，可继续升压。如发现轻微渗漏，对泄漏部位作好明显标识和记录，即可继续升压。

3）当压力升至工作压力27.4MPa时，应停止升压，进行全面检查，对发现的缺陷及泄漏情况

做好标识和记录，并上报，若无泄漏及无其它异常现象，得到试验负责人的升压通知后，方可进行超压试验。

在超压试验前，应做好以下工作：

a) 做好超压前的系统隔绝工作，安全门不参与超压试验。

b) 所有参加检查的人员应停止对承压部件的检查，并全部撤离至安全区。

c) 核对零米和炉顶压力表读数，一次汽系统的试验压力以末级过热器出口集箱就地压力表为准，核对上、下压力表读数时应注意上、下水位标高差形成的静压差，并随时核对，以防超出试验压力。

d) 对系统壁温进行监视，在启动分离器、贮水箱、省煤器进口集箱及末过出口集箱等处分别用测温仪测量，以确保系统壁温大于21℃。

超压时升压速度一般不超过0.2MPa/min，当压力升至超压试验压力值时，一次汽系统为当压力升至超压试验压力值41.1MPa时，应立即关闭升压泵的出口管道上的出口阀，同时停止升压泵，及时记录时间，并在此压力下保持20min观察压力下降情况。此阶段要注意严格控制试验压力，决不可使其超过规定的试验压力的6%。

4）在试验压力下保持20min后，开启放水门，以0.2MPa/min的速度缓慢降到工作压力27.4MPa，再次进行全面检查，并做好记录，检查完毕，即可缓慢降至0.5MPa，降压速度0.3MPa/min。 5.9.2.9二次汽系统水压试验

1）开启所有空气门，开启低温再热器进口集箱疏水一、二次门和压力表门，关闭所有附属管道一次门及热工仪表一次门，开启临时上水泵向二次汽系统进水。 2)上水过程中应检查各空气门是否有气排出，以防堵塞。

3)空气门有水连续溢出后，持续3～5分钟，即可逐步关闭空气门，待炉顶最高点末级再热器出口集箱空气门连续溢水3～5分钟后，关闭所有空气门及进水阀，停止上水。

4）水满后对二次汽系统进行一次全面检查，若无异常，即可进行升压（注意排出压力表管中空气，以保证读数准确）。

5）启动试压泵开始升压，升压应平稳缓慢，升压速度不超过0.3MPa/min。

6）升压至当压力升到试验压力的10%，0.855MPa时，停止升压，对系统进行初步检查，若无异常情况继续升压；然后升压至工作压力8.55MPa，停止升压，对系统进行全面检查，若无异常并得到试验负责人的升压通知后，方可进行超压试验，

在超压试验前，应做好以下工作：

a) 做好超压前的系统隔绝工作，安全门不参与超压试验。

b) 所有参加检查的人员应停止对承压部件的检查，并全部撤离至安全区。

c) 核对零米和末再出口集箱压力表读数，二次汽系统的试验压力以末级再出口集箱就地压力表为准，核对上、下压力表读数时应注意上、下水位标高差形成的静压差，并随时核对，以防超出试验压力。

d) 对系统壁温进行监视，以确保系统壁温大于21℃，但不应大于49℃。

超压时升压速度一般不超过0.2MPa/min，当压力升至超压试验压力值时，二次汽系统为8.55MPa，关闭升压泵的出口管道上的出口阀，同时停止升压泵；及时记录时间，并在此压力下保持20分钟观察压力下降情况。

7）缓慢开启空气门降压至工作压力5.7MPa，降压速度不超过0.2MPa/min，稳压20分钟，进行一次全面认真的检查，合格后即可缓慢降至0.5MPa，降压速度0.3MPa/min。

8）对水压试验过程中发现的各种缺陷，认真做好记录及标记，便于水压试验结束后及时处理；水压试验合格后，由安装、制造、监理、业主、锅监部门等各方办理签证，水压试验结束。 5.9.2.10锅炉放水排放至二期机组排水槽，并按规定处理合格后再行排放。

5.9.2.11锅炉放水后，对水压试验检查中发现的缺陷应及时进行处理，符合规范要求，并形成处理记录。

5.9.2.12水压试验合格后，应及时办理签证。

5.9.2.13 锅炉《规范》3.5.7要求：锅炉在试验压力下的水压试验应尽量少做。 5.10 水压试验检查项目

5.10.1 锅炉厂焊口和现场组合安装焊口 5.10.2 与承压部件连接的焊缝 5.10.3 内外护板生根件及保温钩钉处 5.10.4 门、孔处的密封焊接 5.10.5 水压试验范围内的阀门

5.10.6 受压件的吊杆、管道及支吊架的变形情况 5.10.7 膨胀指示器的膨胀记录 5.10.8 测温点的温度记录 5.11 水压试验验评标准

5.11.1水压试验应禁止在雨天进行。

5.11.2受压元件金属壁和焊缝部位应没有任何水珠和水露的漏泄痕迹。 5.11.3承压元件应没有明显的残余变形。

5.11.4水质和水温符合厂家技术文件或规程规定要求。

5.12水压完成以后的保护方案

水压试验后的临时系统拆除和正式系统恢复工作。水压后到锅炉酸洗点火有较长时间（距化学清洗时间大于30天），因此对锅炉进行保护，采取液态保护，即锅炉水压试验完毕将锅炉一、二次汽系统压力降至0.5MPa左右，系统中的加药除盐水保留在系统中，直至酸洗前根据情况安排放水，带压保护时应重新对整个系统进行一次全面检查，对阀门挂牌标识，防止操作失误。

6 安全文明施工及环境管理措施

6.1危险源辩识

6.2.1水压试验所用压力表的量程为试验压力的2倍左右，经检验合格且在有效期内，水压试验时应同时投入两只以上表计。

6.2.2水压试验时，检查人员不得站在焊接堵头正面或法兰的侧面。

6.2.3水压试验临时管道安装前，应进行清理，确保管内无杂物，按同等级管道的焊接要求进行焊接，并对焊缝按要求检查。

6.2.4水压试验的升降压的指挥应有专人负责，上水泵、升压泵、阀门操作应有专人负责，其他人员不得操作，负责人不得擅离岗位，且升压泵的操作人员只服从水压总指挥的指示。 6.2.5在做超压试验前，施工负责人必须清点人数，待所有检查人员全部撤离，检查现场后，方可升压。同时试压泵周围应设置围栏，并挂非工作人员不得进入的警示牌。严禁非工作人

6.2.6水压试验时应停止锅炉范围内的一切工作，非作业人员不得进入试验范围，并及时拉警示绳并挂警告牌，并在各通道口设专人监护。

6.2.7风压、水压试验时，锅炉上停止一切作业，并严禁在承压管道和部件上引弧施焊或锤击承压部件。

6.2.8在升压过程中，应有专人负责监视上、下压力表读数，并随时校对压力表读数，防止压力表损坏引起实际压力超过试验压力。

6.2.9一次汽系统进行水压试验时，应将再热器系统上的空气门打开，防止二次汽系统超压。 6.2.10所有阀门应编号挂牌，由专人负责操作。水压试验检查时应分组由专人负责检查，进入炉内检查的人员不得单人进行，必须二人以上，且炉外有专人监护，检查后出来清点人数后临时关闭人孔门。

6.2.11加入防腐保护药品时，操作人员应正确配戴防护用品，药品及其周围严禁明火和吸烟。 6.2.12在检查过程中，如发现有渗漏现象，应作好标记，及时向指挥组报告，不得擅自处理，检查人员应远离渗漏点。

6.2.13水压试验检查需要搭设的脚手架应牢固，符合规定要求，且经验收合格。 6.2.14炉内布置的照明应充足，电源线应完好，并有漏电保护装置。

6.2.15水压试验时应配备足够通迅工具，检查完好，电池充满电并准备备用电池，保证联络畅通。

6.2.16水压试验进水后应检查膨胀指示器的膨胀情况，确保膨胀不受阻，并作好记录。 6.2.17参加水压试验的所有人员，必须参加水压试验技术安全交底，并办理交底手续。 6.2.18水压升压管路要固定牢靠，防止升压时管路震动导致危险。

6.2.19锅炉水压试验范围内的垃圾、杂物清理干净，场地平整，沟道盖板已铺设，平台扶梯已安装完，检查通道畅通。

6.2.20水压试验结束后水压用水要稀释至PH值为6至9时方可进行排污，以免污染环境。

7《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）（2009年版）

7.1蒸汽压力为9.8MPa及以上锅炉的水压试验，应采用除盐水。整体水压试验用水质量应满足下列要求：1)采用除盐水时，氯离子含量小于0.2mg/L；2)联氨或丙酮肟含量200 mg/L～300 mg/L；3)pH值为10～10.5（用氨水调节）。

7.2水压试验时锅炉上应安装不少于两块经过校验合格、精度不低于1.5级的压力表，试验压力以主汽包或过热器出口联箱处的压力表读数为准。

取得相应的资格证书。

7.4禁止锅炉上质量不符合标准要求的水。不具备可靠化学水处理条件时，禁止锅炉启动。 7.5锅炉超压试验的压力，按制造厂规定执行。制造厂没有规定时：锅炉本体（过热器）按1.25 倍锅炉设计压力进行试验，直流锅炉按过热器出口设计压力的1.25 倍且不得小于省煤器设计压力的1.1倍进行试验。再热器按1.50 倍再热器设计压力进行。

7.6锅炉进行超压试验时，水压应缓慢地升降。当水压上升到工作压力时，应暂停升压，检查无漏泄或异常现象后，再升到超压试验压力，在超压试验压力下保持20min，降到工作压力，再进行检查，检查期间压力应维持不变。

水压试验时，环境温度不低于5℃。环境温度低于5℃时，必须有防冻措施。水压试验水温按制造厂规定的数值控制，一般以30～70℃为宜。

7.7水压试验临时封头应经强度计算，封头不得采用内插式的。 7.8试压泵周围应设置围栏，非工作人员不得入内。

7.9进水时，管理空气门及给水门的人员不得擅自离开岗位。

7.10升压前，施工负责人必须进行前面检查，待所有人员全部离开后方可升压。 7.11水压试验时，人员不得站在焊缝处、堵头的对面或法兰盘的侧面。 7.12在升压过程中，应停止试验系统上的一切工作。

7.13超压试验时不得进行任何检查工作，应待压力降至工作压力后方可进行。

7.14进入经水压试验后的金属容器前，应先检查空气门，确认无负压后方可打开人孔门。

8技术记录

8.1锅炉整体水压试验检验评定表

8.2锅炉水压试验签证（分一次汽系统和二次汽系统水压试验签证）。 8.3水质试验报告（由电厂提供）。

8.4锅炉上水前后锅炉基础沉降观测记录（由土建提供）。 8.5锅炉顶板梁挠度（上水前后）测量记录。 8.6锅炉膨胀指示器（上水前后）测量记录。

9 附录

9.1锅炉整体水压试验系统图（见附录I） 9.2锅炉整体水压试验设备布置图（见附录II） 9.3锅炉整体水压试验升降压曲线图（见附录Ⅲ）

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