新疆1#锅炉水压试验方案.docx

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新疆1#锅炉水压试验方案

分工表细化

操作卡

1．工程概况

1.1锅炉型式：

新疆哈密大南湖电厂一期新建工程建设两台300MW燃煤发电机组，其锅炉为1038t/h亚临界变压运行自然循环锅炉，型号为HG—1038/18.34—HM35型，是哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的，锅炉设计为单炉膛、Π型布置、一次中间再热、平衡通风、半露天布置、全钢结构、燃煤、固态排渣、四角切圆燃烧。

运转层标高为12.6m。

新疆哈密大南湖电厂一期新建工程1#锅炉钢结构安装自2010年03月26日开始吊装，至2010年08月24日基本结束。

受热面自2010年08月15日组合开始，至2011年03月25至，共计完成水压承压焊口约17600道。

1.2锅炉主要汽水流程：

给水经锅炉给水管道从锅炉右侧进入省煤器进口集箱（Φ356×45，WB36），经省煤器管组（100片，Φ51×5，SA-210C）进入省煤器出口集箱（Φ356×50，SA-106C），然后由两根省煤器出口导管（Φ273×25，SA－106C）引到炉前，分三路（Φ219×25，SA-106C）从汽包底部进入汽包（直径1778mm，壁厚145mm，材质DIWA353）。

通过集中下水管（4根Φ457×45，SA-106C）、下水管分配头和分散下水管（74根Φ159×18，20G）将水导入水冷壁下集箱（前、后水冷壁各2个集箱，左、右水冷壁各3个集箱，共10个，Φ273×45，SA-106C）进入下部水冷壁（前、后水冷壁各166根、左、右水冷壁163根，Φ63.5×7，节距76.2mm，SA-210C）、中部水冷壁、燃烧器区域水冷壁、上部水冷壁（经折烟角后抽出31根管作为后水冷壁吊挂管，管径Φ76×12，水冷壁延伸侧墙及水冷壁对流排管Φ76×8）进入四侧水冷壁上集箱（前水冷壁3个、后水冷壁2个、左、右水冷壁各3个，共11个，Φ273×50，SA-106C）。

从四侧水冷壁上集箱经汽水连接管道（98根，Φ159×18，20G）汇入汽包，汽水混合物在汽包内汽水分离器的作用下，将汽水分离后，水又经集中下水管，分散下水管进入水冷壁下集箱进行再次循环。

汽包顶部引出18根蒸汽连接管（Φ159×18，20G）连接到顶棚过热器进口集箱（Φ273×40，SA-106C），蒸汽顶棚过热器入口集箱分两路进入包墙过热器，一路通过前顶棚管（Φ60×7，15CrMoG）过热器进入顶棚过热器出口集箱（Φ356×55，SA-106C）经顶棚管出口集箱两端三通连接管向前导入后烟道延伸包墙上集箱（Φ324×43，SA-106C），经两侧延伸包墙及底包墙（Φ51×6.5，20G）汇入底包墙集箱（Φ273×45，SA-106C），通过连接管引入前包墙下集箱；向后导入侧包墙上集箱前（Φ324×43，SA-106C）经两侧包墙过热器前部（每侧93根Φ54×7，20G）进入侧包墙过热器环形下集箱（Φ356×53，SA-106C），导入前包墙过热器下集箱（Φ356×53，SA-106C）后分两路进入低温过热器入口集箱，一路经前包墙过热器管（103根Φ42×5.5变Φ51×6.5，20G）进入后烟道顶棚管过热器（103根Φ51×6.5，20G），导入后包墙过热器（103根Φ51×6.5，20G）汇集到低温过热器进口集箱（Φ356×55，SA-106C）；另一路从前包墙下集箱经省煤器吊挂管（150根Φ38×5.5，20G）汇入三个省煤器吊挂管中间集箱（Φ219×35，SA-106C）后通过低温过热器悬吊管（157根Φ60×12，20G）汇入后烟道吊挂管出口集箱（Φ324×43，SA-106C）后，向两侧导入两侧包墙过热器后部，经侧包墙过热器汇入侧包墙下集箱，引入后包墙过热器下集箱，经后包墙过热器下部汇入低温过热器入口集箱。

由顶棚管入口集箱分出的另一路由顶棚管入口集箱引出4根（Φ133×16，20G）连接到后烟道延伸包墙上集箱和侧墙上集箱前部，通过延伸包墙和侧包墙汇入前包墙下集箱后汇入低温过热器入口集箱。

两路蒸汽汇合后经102片低温过热器（Φ51×6、20G、15CrMoG）引入低温过热器出口集箱（Φ406×57，SA-335P12）通过2根（Φ406×44，SA-335P12）并通过过热器I级减温器引入2个分隔屏过热器入口集箱（Φ324×60，SA-106C），经4片分隔屏过热器（Φ51×7，20G、15CrMoG、12Cr1MoVG）汇集到分隔屏过热器出口集箱（Φ406×60，SA-335P12），通过连接管（Φ406×45，SA-335P12）汇集到后屏过热器进口集箱（Φ324×50，SA-335P12），经20片后屏过热器管屏（Φ54×10、Φ54×11、Φ60×10，15crMoG、12Vr1MoVG）汇集到后屏过热器出口集箱（Φ406×78，12Vr1MoV）后通过连接管（Φ457×75，12Vr1MoVG）和过热器II级减温器汇集到末级过热器入口集箱（Φ406×70，12Vr1MoV）经90片末级过热器管屏（Φ51×9、Φ51×11，12Vr1MoVG、SA-213T23）汇集到末级过热器出口集箱（Φ457×62，SA-335P91）,最后通过末级过热器出口连接管道（Φ457×62，SA-335P91）进入汽轮机做功。

另外，为了固定分隔屏和后屏过管排，从分隔屏过热器入口集箱引出两路蒸汽冷却定位管（Φ57，SA-213TP347H和Φ60，12Cr1MoVG）穿过上述管排后进入后屏过热器进口集箱；又从低温过热器与分隔屏过热器间的蒸汽连接管引出2根间隔管（Φ51×6、Φ51×7，12Cr1MoVG、）；一根穿过后屏过热器、一根穿过末级过热器、一根穿过末级再热器后，接到延伸底包墙过热器出口集箱。

蒸汽流程见附图

锅炉给水及水循环系统流程图

过热器系统流程图

二次汽系统是蒸汽在汽轮机高压缸做功后，经由冷端再热管道引回锅炉，进入再热器系统。

再热器减温器位于冷端再热管道上。

再热蒸汽是从汽轮机抽头经再热器导管分2根通过事故减温装置分别引入壁式再热器入口集箱（Φ406×20，SA-106B）通过前、左、右侧壁式再热器进入壁式再热器出口集箱（Φ356×20，SA-106B）经连接管（Φ457×20，SA-106B）导入后屏再热器入口集箱（，SA-106B）经后屏再热器（Φ63×4，20G；12Cr1MoV）汇入后屏再热器出口集箱（Φ457×26，SA-335P12）经连接管（Φ559×20，SA-335P12）导入末级再热器入口集箱（Φ457×26，SA-335P12）经末级再热器（Φ63×4，12Cr1MoV、SA-213T91）汇入末级再热器出口集箱（Φ508×48，SA-335P22）汇集并通过末级再热器出口导管导入汽轮机中压缸做功。

再热蒸汽流程可参见附图

再热器系统流程图

1.3锅炉的主要参数如下：

锅炉以最大连续负荷（B-MCR）工况为设计参数如下：

汽包工作压力为：

20.7Mpa

锅炉最大连续蒸发量：

1038t/h

额定蒸发量：

985t/h

过热器出口额定蒸汽压力：

18.25MPa

过热器出口额定蒸汽温度：

543℃

再热器蒸汽进口/出口压力：

4.095/3.919Mpa

再热器蒸汽进口/出口温度：

334.4/543℃

给水温度：

252.9℃

省煤器进口集箱设计压力：

21.12MPa

2.编制依据

2.1哈尔滨锅炉厂提供的设备安装图纸

2.2哈尔滨锅炉厂提供的《锅炉安装说明书》

2.3东电二公司质量体系管理文件、程序文件和作业文件

2.4《工程建设标准强制性条文》电力工程部分2006版

2.5《火力发电厂焊接技术规程》（DL869-2004）

2.6《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）

2.7《蒸汽锅炉安全技术监察规程》（1996）

2.8《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉篇DL/T5047-95）

2.9《电力建设施工及验收技术规范》（第四部分：

电厂化学）（DL/T-5190.4-2004）

2.10《电力建设施工质量验收及评价规程》（第二部分锅炉机组）DL/T5210.2-2009

2.11《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分，DL5009.1-2002）

2.12《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇，DL5031-94）

2.13《火电工程锅炉水压试验前质量监督检查典型大纲》

3.水压试验人员职能

3.1水压试验组织机构

总指挥：

尹新福

副总指挥：

刘德伟、闫海涛、马传璞

技术负责：

周红斌

现场指挥：

马传璞

质量监查人：

周红斌、林龙斌、邱万江、关志鑫、刘文宏

安全监查人：

刘武明、夏忠政

加药负责人：

单志洪

泵操作负责人：

贾忠印

泵操作人：

王敬和

阀门操作负责人：

蔡云鹏

阀门操作人：

林柏禄

压力温度监视负责人：

周红斌

压力温度记录人：

关志鑫

现场巡查负责人：

蔡云鹏、刘武明、贾忠印、李宝平

现场巡查人员：

各班组全体成员

电源负责人：

李继斌

热工专业负责人：

肖磊

3.2水压试验检查区域分工

负责人

班组

检查区域

蔡云鹏

本体

水冷壁内、分隔屏、后屏过、后屏再、末再、末再、夹持管、前顶、汽水连接管、蒸汽连接管、热段、主汽、低再

李宝平

焊接

水冷壁外、集中下水管、分散下水管、包墙、低过、省煤器、

刘武明

起重

冷段、给水

贾忠印

机动

水压临时管道及附属管道

4.水压试验所需的机械、工器具及要求

4.1所用机械和主要起重索具

除盐水箱：

500m³1只

空压机：

0.8Mpa/2.00m³1台

升压泵：

DNHP-WOMA7521台

升压泵用水箱：

1m³1台

塔吊FZQ13801台

汽车吊50t1台

板车10t1台

钢丝绳6×37+1×Φ16，16m2对

倒链5t4台

倒链2t6台

倒链1t8台

卸扣2t8只

4.2水压试验用工器具和仪表

4.2.1试验用压力表

风压试验压力表1.5级0-1Mpa1块

升压泵出口压力表1.5级0-60Mpa1块

水冷过热系统压力表1.5级0-60Mpa3块

再热系统压力表1.5级0-10Mpa1块

4.2.2工器具

手电筒10个扳手10把

手锤2把对讲机10对

角向磨光机10台锉刀10把

4.3防护用品

口罩毛巾耐腐蚀手套防护眼镜防护手套工具袋

5.水压试验依据、合格标准及水压试验时间

4.1水压试验依据：

根据《电力建设施工及验收技术规范》第3.6.1条的规定，在锅炉受热面系统安装完后，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。

4.2水压试验合格标准：

根据《电力建设施工及验收技术规范》第3.6.6条的规定，在锅炉完成试验压力后降至工作压力进行的全面检查中，如果检查期间压力保持不变，检查中若无破裂、变形及漏水现象，则认为水压试验合格。

4.3水压试验时间：

2011.03.25-2011.03.30

6.水压试验的范围

6.1锅炉一次汽系统的水压试验范围

6.1.1省煤器系统

省煤器给水管道电动闸阀、给水旁路管道阀门、取样管道一次门、疏水管道一次门、（或省煤器进口集箱增加水压堵板）省煤器进口集箱疏水一次门、压力测点一次门、省煤器进口集箱及省煤器管排、省煤器吊挂管、放气管道一次门、省煤器出口连接管道

6.1.2水冷壁系统

汽包及汽包上电接点水位计一次门、双色水位计一次门、厂用蒸汽一次门、压力测点一次门连续排污一次门、加药一次门、事故放水一次门、平衡容器一次门、安全门、集中下水管、分散下水管、水冷壁下集箱、水冷壁下集箱排污一次门、水冷壁管屏、水冷壁上集箱、水冷壁上汽水引出管道、水冷壁下集箱邻炉加热一次门。

6.1.3过热器系统

由汽包到顶棚过热器进口集箱连接管道、连接管道放气一次门、顶棚过热器进口集箱、顶棚过热器疏水一次门、顶棚过热器、顶棚过热器出口集箱、后烟道侧包墙上集箱、包墙过热器、后烟道前包墙下集箱疏水一次门、低温过热器进口集箱、低温过热器、低温过热器、低温过热器出口集箱、I级减温器、连接管道放气一次门、I级减温水喷水管道一次门、分隔屏过热器、后屏过热器、II级减温器、II级减温水喷水管道一次门、放气管道一次门、后屏过热器、末级过热器、末级过热器进口连接管道、放气一次门、末级过热器出口连接管道、反冲洗一次门、放气一次门、疏水一次门、压力测点一次门、取样一次门、对空排气一次门、过热器水压试验堵阀。

6.2锅炉二次汽系统试验范围

再热器冷段进口管道水压试验堵阀、压力测点一次门、事故减温器、事故喷水减温管道、疏水一次门、墙式再热器进口集箱、墙式再热器、墙式再热器出口集箱、墙式再热器出口连接管道及放气管道一次门、后屏再热器进口集箱、后屏再热器、后屏再热器出口集箱、后屏再热器至末级再热器连接管、放气一次门、末级再热器进口集箱、末级再热器、末级再热器出口集箱、再热器出口导管及水压试验堵阀、取样一次门、压力测点一次门。

7.风压试验压力

根据《电力建设施工及验收技术规范》第3.6.2条的规定，在锅炉水压试验前，一般可进行一次风压试验，风压试验压力：

0.2～0.3MPa。

根据哈尔滨锅炉厂说明书第VIII卷，第13.1.12条规定，在水压试验前对受压部件进行风压试验，风压试验压力推荐0.3MPa，试验用空气须过滤无油。

8.水压试验数据

8.1试验压力：

根据《电力建设施工及验收技术规范》第3.6.1.1条的规定，汽包锅炉的水压试验压力为汽包工作压力的1.25倍。

根据哈尔滨锅炉厂提供的《锅炉运行说明书》第VIII卷第13.1.8条规定，水压试验分两部分进行，锅炉的汽水系统、过热器和省煤器作为一次汽系统，以1.5倍锅炉设计压力（即ASME规范中的最高允许工作压力）进行水压试验，水压试验压力为20.7×1.5=31.05MPa。

再热器系统以1.5倍设计压力（即ASME规范中的最高允许工作压力）进行水压试验，水压试验压力为4.095×1.5=6.1425MPa。

因此一次汽系统水压试验压力：

1.25×20.7（汽包工作压力）=25.875Mpa。

因此试验压力取25.87MPa

二次汽系统水压试验压力：

1.5×4.095（再热器进口集箱工作压力）=6.1425Mpa。

因此试验压力取6.14MPa

8.2水容积：

水压试验的估计用水量（单位：

m3）：

系统名称

省煤器

汽包

水冷壁

过热器系统

再热器系统

临时及冲洗

用水量（m3）

49

48

138

160

110

100

按两次试验计算总用水量为（49＋48＋138＋160＋110）×2＋100=1110m3

8.3试验温度：

根据《电力建设施工及验收技术规范》第3.6.3条规定，水压试验的环境温度应在5℃以上；第3.6.4条规定，一般水压试验水温不应超过80℃，对合金钢受压元件，水压试验的水温，应符合设备技术文件的规定。

根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》第208条规定，水压试验应在周围气温高于5℃时进行，低于5℃时必须有防冻措施。

水压试验用的水应保持高于周围露点的温度以防锅炉表面结露，但也不宜温度过高以防止引起汽化和过大的温差应力，一般20～70℃。

合金钢受压元件的水压试验水温应高于所用钢种的脆性转变温度。

根据哈尔滨锅炉厂说明书第VIII卷，第13.1.9条规定，对于DIWA353材质的汽包，水压过程中金属壁温保持在35℃～70℃之间。

因此试验时水温控制在35～70℃。

根据上述要求因此在水压试验前，启动锅炉房必须投入使用，通过启动锅炉给水压试验用水进行加热。

以满足锅炉水压试验时水温的要求。

8.4水质：

根据《电力建设施工及验收技术规范》第3.6.4的规定，水压试验的水质应符合设备技术文件的规定，无规定时，应按《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂化学篇）》的规定执行。

电厂化学（DL/T5190.4-2004）第17.1.1条规定，锅炉整体水压试验用水质量标准如下：

a）蒸汽压力在13.7MPa及以上的汽包炉及直流炉，必须用除盐水，

b）对有奥氏体钢的锅炉，应采用一级除盐再经混床处理的除盐水，

c）除盐水应加入联氨200mg/L～300mg/L，用氨水调pH值10～10.5。

根据哈尔滨锅炉厂提供的锅炉运行说明书第VIII卷，第13.1.9条规定，水压试验用水一般用软化水或除盐水。

根据《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）第10.6条规定，额定蒸汽压力为9.8MPa以上锅炉整体水压试验时,应采用除盐水。

水质应满足下列要求：

a）氯离子含量小于0.2mg/L；

b）联氨或丙酣肟含量为200～300mg/L；

c）pH值为10～10.5（用氨水调节）。

根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》第208条规定，奥氏体受压元件水压试验时，应控制水中的氯离子含量不超过25×10-6如不能满足这一要求时，水压试验后应立即将水渍去除干净。

因此确定水压试验用一级除盐水并经过混床处理的除盐水，氯离子含量≤0.2mg/L，除盐水加入联氨至200ppm，并用氨水调节PH值为10～10.5。

8.5稳压时间：

根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》第208条规定，锅炉进行水压试验时，水压应缓慢地升降。

当水压上升到工作压力时，应暂停升压，检查有无漏水或异常现象，然后再升压到试验压力。

锅炉应在试验压力下保持20分钟，然后降到工作压力进行检查。

因此在试验压力下的稳压时间为20分钟。

根据哈尔滨锅炉厂说明书第VIII卷，第13.1.14；第13.1.15条规定，当压力升至试验压力后保持20分钟，然后降至锅炉最大许用工作压力，对受热面进行全面检查，检查期间金属壁温不能超过49℃。

在超压期间必须严格控制试验压力，不允许超过试验压力的6%，超压期间不进行严格的直观检查。

9.水压试验应具备的条件

根据《火电工程锅炉水压试验前质量监督检查典型大纲》的要求，水压试验前应具备下列条件：

9.1锅炉本体范围内全部承重结构、梯子、栏杆、平台以及其他所有零部件等全部施工完毕，经正式检验合格并签证齐全。

钢架柱脚二次浇灌材料强度已达到设计值，并经正式验收合格。

钢架沉降稳定，板梁挠度值，符合设计要求。

沉降观测及板梁挠度值记录见下表：

测点

相对标高

水压前

水压后

标高（m）

本次沉降（mm）

累计沉降（mm）

标高（m）

本次沉降（mm）

累计沉降（mm）

1

2

3

4

5

6

7

8

板梁挠度记录

测点时间

MB-1挠度（mm）

MB-2挠度（mm）

MB-3挠度（mm）

MB-4挠度（mm）

MB-5挠度（mm）

承载前

上水前

上水后

9.2锅炉本体各受热面和承压部件安装结束（包括联箱内部检查清理、管子通球、管头封口、各部件找正和连接工作等）。

9.3参加水压试验的管道和支吊架施工完毕。

炉本体的空气、疏放水、取样、仪表控制、排污和减温水等管道已接到一次门以外。

锅炉本体各种管道安装符合热膨胀补偿要求。

主蒸汽、再热蒸汽、给水等管道阀门、附件或临时封堵装置安装完毕。

9.4水压试验范围内所有焊口施焊结束，经过外观检查，并按规定进行了热处理及无损检验（按规定的抽检率）且质量合格。

9.5焊在受热面管子或承压部件上的所有零部件，如鳍片、销钉、密封铁件、防磨罩、保温钩钉、门孔座和热工检测取源件等施焊结束，焊渣清除干净，外观检查合格。

炉膛和包墙管密封焊接严密；间隙超宽处已填补好，并符合标准要求。

9.6安装现场尽量避免在受热面上焊接临时铁件，已焊在受热面的承压部件上安装加固或起吊用的临时铁件均应割去，并打磨光滑，表面不低于母材面，且母材无割伤现象。

9.7属于金属监督范围内所有各部件、元件的钢号及材质均符合设计和制造文件的规定，并经核对无误。

经对合金钢元件、铸件和焊缝进行光谱或其它相应方法检查无误。

9.8锅炉本体各部件吊杆、吊架安装齐全，经过调整符合要求。

9.9锅炉内外部如炉顶、楼梯、平台、零米地坪、炉膛、冷灰斗、灰渣斗或除渣机、水平烟道、低过、省煤器及其灰斗清理干净，无垃圾杂物。

9.10水压试验所用化学除盐水水质合格，并有水质合格报告。

水温能保证符合制造厂规定，水量满足水压试验所需水量。

9.11水压试验用临时管系及升压设备安装调试完毕，临时管道冲洗干净，贮水容器清理干净。

9.12水冷壁下联箱等各部位移指示器齐全，安装位置正确，指针和指示牌牢固；并校至零位。

9.13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、涂漆。

9.14水压试验至少要有两块压力表，其精度和量程符合规程要求，并经检验合格，均在有效期内。

9.15水压试验必须使用的通道、楼梯、平台、栏杆、踢脚板、临时脚手架、通讯设施及照明（永久或临时）均装设完毕且符合安全技术要求。

地面和道路清理干净、无杂物，不积水、通行无阻。

9.16水压试验后的废水排放系统畅通，能达到环保要求。

9.17水压试验方案措施已编制，并经审批。

水压试验组织机构和人员分工已落实。

9.18水压试验系统图和升降压曲线图已张挂于现场。

操作卡已编制好，并为操作人员所掌握。

参与水压试验的系统、阀门、水泵及电气操作设备均应标识清楚，并挂临时标识牌。

9.19与制造厂签有“监装”协议的锅炉设备，已由厂家“监装”人员按规定检查完毕，并有书面确认文件。

国外引进的锅炉设备有工厂驻现场代表签署的确认文件。

9.20在自检和预检查过程中发现的问题已经整改完毕。

9.21按《电力工业锅炉压力容器安全监察规定》进行安全性能监督检验，并有全部检验资料。

对其他专业的要求：

如土建、汽机、化学、热控、水工等

另：

汽包内部检查、光谱复查

10.水压试验设备

10.1上水系统的选择：

水压试验的上水系统可有以下几种选择：

1、给水系统；2、临时上水系统。

根据锅炉水压试验的要求，给水系统特别是电动给水泵要在锅炉水压试验前系统形成投入使用，锅炉水压试验用给水系统上水。

由于给水泵（电泵）扬程1183m，流量310m³，满足锅炉水压试验上水的要求，通过给水系统用临时管道连接到锅炉给水操作台旁路管道一次门前，通过给水旁路给一次汽系统上水，水满后，关闭给水旁路一次门。

同时在上水泵出口管道上接有给二次汽系统上水的分支管，该管道接在再热器冷段管道上的水压试验接管座上。

手孔端盖

10.2临时上水系统

临时系统使用1台上水泵给锅炉上水，泵的规格为：

流量：

200m3/h；扬程：

200m；电机功率132KW。

临时上水泵布置在化学水制水房，泵入口接在化学水管道上，出口管道（Φ159×4.5）接到给水操作台上的给水旁路阀前，通过给水旁路给一次汽系统上水。

同时在上水泵出口管道上接有给二次汽系统上水的分支管，该管接到再热器冷段进口管道上的水压试验接管座上。

为了保证除盐水水温达到技术文件的要求，水压前化学水供水系统及启动锅炉要保证水压试验用水的要求。

10.3升压系统

使用1台流量为6m3/h，压力为60Mpa的升压泵给系统升压，其出口分别接到水冷壁下集箱上的疏水管道（一次汽系统升压）和再热器冷段进口的水压上水管道上（二次汽系统升压）。

升