泰州电厂(1000MW超超临界机组) 水压作业指导书(湿保养)

编写内容一、工程概况二、编制依据三、水压试验范围四、水压试验参数五、水压试验前应具备的技术条件六、水压试验前应具备的安装技术资料七、水压临时系统设置八、水压试验程序，操作步骤及系统检查九、水压试验人员组织形式十、水压升压管道强度计算十一、水压试验后的防腐措施十二、水压所需机具及消耗性材料表十三、水压试验文明施工及安全注意事项十四、环境控制计划表十五、风险控制计划表附录一：联氨和氨水用量计算附图一：水压试验升、降压曲线图附图二：水压临时管路图JSDS-GL-#1-1-015锅炉整体水压试验次/版0/A1一、工程概况国电泰州电厂2×1000MW锅炉是由三菱重工业株式会社（MitsuibishiHeavyIndustriesCo.Ltd）提供技术支持，由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的，本工程的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、低NOXPM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向双切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用神府东胜煤、晋北煤。型号为：HG-2980/26.15-YM2。锅炉相关参数：项目参数过热蒸汽压力：26.15MPa过热蒸汽流量：2980t/h过热蒸汽出口温度：605℃再热蒸汽流量：2424t/h再热器进口蒸汽压力：5.11Mpa再热器出口蒸汽压力：4.85Mpa再热器进口蒸汽温度：353℃再热器出口蒸汽温度：603℃省煤器进口给水温度：302℃二、编制依据1、《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇、管道篇、电厂化学篇、火力发电厂焊接篇）2、《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）DL5009.1-20023、《火电施工质量检验及评定标准》（锅炉篇、管道篇）4、《蒸汽锅炉安全技术监察规程》劳部发（1996）276号5、《电力基建工程锅炉水压试验前质量监督检查典型大纲》6、《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612-19967、《电力建设工程施工技术管理制度》8、《水管锅炉受压元件强度计算》GB9222-889、《锅炉安装说明书》10、《锅炉循环泵说明书》11、《安全阀安装、操作及维护说明书》JSDS-GL-#1-1-015锅炉整体水压试验次/版0/A2三、水压试验范围1、一次汽系统：从给水管道（锅炉厂供货的主给水管和再循环管上的流量计参加水压，再循环管上的调门参加水压）到省煤器，水冷壁，顶棚，包覆，分离器，贮水箱，低温过热器，减温器，分隔屏，屏式过热器，末级过热器，末级过热器出口管堵板。2、二次汽系统：从低温再热器进口水压堵阀到低温再热器、后屏再热器，末级再热器、末级再热器出口水压堵阀。3、锅炉附属设备及管道：水压试验范围内的锅炉本体附属管道有：疏放水管，放空气管、取样管，加药管，排污管，减温水管等至二次门，安全阀，热工仪表管至一次门前及就地压力表计测温元件等均参加水压。四、水压试验参数1、水压试验压力(根据《锅炉说明书》要求)一次汽试验压力为过热器出口设计压力的1.5倍进行水压试验。即1.5*27.4=41.1Mpa以末级过热器出口的压力表读数为准。二次汽试验压力为设计压力的1.5倍，即1.5*6.0=9.0Mpa以末级再热器出口的压力表读数为准。2、水压过程中各部件的水容积表单位：m3部件名称省煤器水冷壁过热器再热器启动系统合计水容积125181305647221280一次汽容积约为633m3、二次汽水容积约为647m3，考虑到除盐水上水管路、附属管路、临时管路及反冲洗及备用水，按2.5倍裕量考虑水压总备水量约为3200m3。3、水质及水温要求3.1水压用水由电厂提供合格的除盐水，加入联氨溶液作为防腐介质充满锅炉。除盐水指标为：电导率≤1微姆/厘米联氨：250—300mg/L氯离子含量小于0.2mg/LPH值：10—10.53.2根据锅炉厂《锅炉说明书》要求，水压试验过程中金属壁温度不得小于21℃，由于泰州地区6月份长江水温度约为25.1℃，符合要求。五、水压试验前应具备的技术条件1、锅炉炉架施工结束，高强螺栓按设计要求终拧结束，办理签证；缓装件安装结束。JSDS-GL-#1-1-015锅炉整体水压试验次/版0/A3各大梁进水前挠度已测量，做好记录。另上水后及水压后应大板梁挠度进行测量和记录。2、水压试验范围内的平台、栏杆、扶梯安装结束，通道畅通无障碍，满足水压检查。3、水压试验范围内受检焊口焊完并经外观检查，无损探伤合格及热处理记录齐全。4、锅炉本体承压部件及零部件安装验收签证结束。5、与承压部件直接焊接的非承压部件如保温钩钉、门孔、支撑框架及密封元件等安装焊接检查结束，并经验收合格。6、锅炉承压部件所有吊杆安装结束，经调整、紧固至受力均匀（弹簧吊架限位不拆除）并经验收合格。一切临时加固支撑件全部拆除，悬吊部件全部处于自由状态。7、承压部件各膨胀间隙、方向符合图纸要求。8、主给水管路（ф610×65材质WB36）上的流量计参加水压试验（由锅炉厂提供书面确认单）。主给水管路安装至电动闸阀。9、循环泵出口管路（ф406×52材质SA-106C）上的流量计和调门参加水压试验（由锅炉厂提供书面确认单）。10、启动系统过冷管（ф159×25，材质SA-106C）上流量计和调门不参加水压试验。水压时将前面的闸阀关闭。循环泵暖管接通。最小流量管接通，调节阀和流量计参加水压（由锅炉厂提供书面确认单）。11、WDC疏水管路（ф508×67，材质SA-106C）为从贮水箱出口管路至扩容器段，最后分三路（ф324×43）通过调节阀（90度）进入疏水扩容器。接至调节阀，调节阀参加水压，WDC暖管接通。12、再热蒸汽进出口的水压堵阀及堵阀前后的一段连接管安装完毕，管道上的支吊架安装调整结束。13、主蒸汽出口的水压堵板为哈锅厂设计，并在厂内焊接在主蒸汽管道上（图号：F002PKG006A011）。管道上的支吊架安装调整结束。（主汽堵板加工请厂监造确认）14、主蒸汽出口参加水压试验的4只安全阀和分离器平衡管上6只安全阀由哈尔滨锅炉厂派专人到场进行锁紧，满足水压要求；循环泵水压堵板已用泵体主螺栓安装，并用专用工具拧紧（请厂家工代到场指导安装）。15、疏放水管道接至二次门。16、取样管路接至就地二次门，加药管路接至二次门，吹灰管路接至一次门。17、过热器减温水管路接至一次关断阀。减温水管路流量计（4只）和调门（4只）不参加水压试验。18、放空气充氮管道全部安装完，其放水槽及放水管接至零米放水母管，放水母管与机JSDS-GL-#1-1-015锅炉整体水压试验次/版0/A4组排水槽接通。19、分离器及储水箱水位计接至一次门。20、热工测点（包括壁温）及表计安装完，备用孔封闭、焊接结束。21、水压试验需用的膨胀指示器已安装到位，且指针校正至零位；水压试验表计经校验合格已安装（过热器出口、升压泵、再热器出口各一只1.5级压力表）；水压时对金属壁温进行监控，温度表具体位置如下：分别在分离器(2只)、储水箱（1只）、末级过热器进、出口集箱（4只）、后屏过热器进、出口集箱（4只）、再热器出口集箱（2只）、主汽管道（2只）的下部布置15个测温点。22、水压范围内的临时加固件割除并打磨，杂物清理干净，通道畅通，照明充足，检查用脚手架搭设牢固齐全。23、水压临时系统安装结束，升压泵安装、调试好。上水及升压等临时管道焊口须氩弧焊打底，水压临时系统保持清洁并已冲洗具备投用条件。所需挂牌的阀门挂牌正确，操作标记清楚，水压试验系统图和升降压曲线图张挂于现场。24、在标准压力表与升压泵站间采用对讲机联络（就地带有备用电池），检查用照明用具如手电筒准备好。25、水压范围内承压部件设计变更，设备缺陷处理完毕并经验收合格。26、水压试验组织机构和人员分工已落实。27、机组排水槽具备投用条件，并可以向废水池送水。水压试验后的废水通过机组排水槽排放至废水池，由化水运行人员采用双氧水和别的强氧化剂来处理废水中联氨。28、供除盐水的化水系统达到供水条件，满足水压用水量和水质要求。29、锅炉房西侧水箱投用，由化水车间至水箱的管架和管道接通并投用。六、水压试验前应具备的安装技术资料1、锅炉钢结构安装验收记录及签证齐全。2、承压部件安装签证齐全，通球吹扫、集箱内部检查等记录齐全。3、水压试验范围内焊接工程一览表及相应的技术记录、图表齐全，受检焊口检验报告齐全。4、图纸会审记录、技术交底记录齐全。5、设计变更，设备质量问题处理及记录等技术资料齐全。6、承压部件的合金钢材质光谱分析报告齐全。7、水压用标准压力表计校验报告齐全。8、水压试验用水水质有合格报告；9、水压试验防腐加药的成份报告。10、锅炉钢结构及受热面安装作业指导书齐全。JSDS-GL-#1-1-015锅炉整体水压试验次/版0/A511、设备缺陷处理及验收记录齐全。12、炉架定期沉降记录；13、大板梁挠度测量记录；14、四大管道及其支吊架安装记录；15、锅炉厂提供的水压试验临时受压管道堵板计算书；16、水压试验临时管道及贮水箱冲洗记录；17、其余在水压试验检查大纲中所需的资料必须齐全。七、水压临时系统设置水压试验中系统上水、升压、排放等临时管路系统参见水压系统图。1、上水一次汽系统的水压用水约需633m3，凝结水箱的容积约为500m3，一箱水不能满足一次汽水压用水。故分两次进行上水。电厂化学车间准备充足的除盐水向凝结水箱进水。加药采用人工从水箱顶部的人孔直接向水箱加药，用汽车吊配合。开启上水泵自身打循环，在水泵进口取样（由电厂化学配合取样化验）。上水泵出口管分成8路，分别接至循环泵出口管道疏水（φ32×6，20G）接口（1路），水冷壁入口汇集集箱疏水管（φ83×14，20G）接口（1路），后烟道入口汇集集箱疏水管（φ89×16，15CrMoG）接口（2路），给水管道疏水管路（φ83×14，20G）接口（1路），一过入口管道疏水（φ89×14，15CrMoG）管路接口（1路），再热蒸汽进口集箱疏水管（φ63×7.5，20G）接口（1路），再热器减温水管道（φ159×18）接口（1路）。上水前先冲洗临时管路系统，冲洗时可采用未加药的除盐水，冲洗水通过L7阀门排至机组排水槽。正式上水时应向炉内注入化验合格的加药除盐水。一次汽系统先上水，当分离器出口、屏过出口、末过出口空气门冒水后，一次汽系统上满水。一次汽系统水压结束后，再进行二次汽系统上水。2、升压对于一次汽系统，2台升压泵出口分别接至水冷壁入口汇集集箱疏水管（φ83×14，20G）接口和一过入口管道疏水（φ89×14，15CrMoG）接口。待所有空气门排空气结束并溢水一段时间后，关闭所有排空气门，继续用临时上水泵对锅炉一次汽系统进行升压直至末过出口处压力表有读数后停上水泵，启动2台升压泵，继续升压，当压力升至4Mpa后，停一台升压泵，另一台继续升压直至试验压力。初始升压时，在压力小于0.5MPa情况下，若发现升压过于缓慢，可采用再次开启有关空气门排放空气，以加快升压速度。对于二次汽系统，1台升压泵的出口接至再热器进口集箱疏水管（DN50）接口。一、二次系统升压速度不大于0.294MPa/min。3、泄压JSDS-GL-#1-1-015锅炉整体水压试验次/版0/A6初始泄压时应通过升压泵出口的泄压门缓慢泄压，降压速度小于0.294MPa/min。锅炉压力泄至零后，关闭一次汽或二次汽全部阀门，并挂“禁止操作”牌，进入水压后湿保养。八、水压试验程序，操作步骤及系统检查1、水压系统气密性试验——系统上水——一次汽系统水压试验——一次汽系统泄压——二次汽系统水压试验——二次汽系统泄压放水2、操作步骤及系统检查2.1气密性试验：从空压机接一软管至临时管路气压试验接口，对炉本体作气压试验，试验压力为0.2~0.3MPa（以过热器出口和再热器出口压力表读数为准），在达到压力后关闭阀门，检查漏点并观察压力表的变化。2.2水压试验在水压前，对临时系统进行水冲洗，冲洗完毕后，办理好签证