1000MW锅炉水压试验方案
锅炉与锅炉房设备安装—锅炉本体水压试验
模块四： 锅炉与锅炉房设备安装
单元七：锅炉本体水压试验 2. 锅炉本体水压试验
一、锅炉本体的水压试验
升压至试验压 力时，停泵后 5mln内压力降 落不超过 0.05MPa。
保持工作压力下， 检查焊缝处应无渗 漏；胀口处无水珠 下滴或水流状漏水， 有水印(指仅有水 迹)或泪水(不下流 的水珠)的胀口数 之和，不超过胀口 总数的3％
为便于检查胀口和焊口，可搭设必须的脚手架，并配备照明，备好手电筒
3 等。
隔绝上锅筒和过热器集箱上的安全阀，装好临时排气管。
4
接通试验进水管，装好试压泵。试压泵应置于锅炉下部，以利于下部进水
5 ，顶部排气。锅筒上和省煤器进水管上应最少安装两只试验用压力表
6
检查锅炉阀门、安全阀、排污阀等本体附件及法兰的连接质量，螺栓应完 整并无松动现象；用于试验时和管道系统隔绝的阀门
下锅筒安装用的临时支座，试验前应拆除干净
7
8
水压试验应有专人指挥，试验前参与试验的操作人员、检查部门的检查人 员都应到齐。操作人员应分工明确，各司其职，无关人员均应退出现场
一
水压试验合 格标准
二
三
单户独立式燃 气、燃油及电 热采暖炉，双 管系统及用分 （集）水器分 配水
锅炉与锅炉房设备施工
模块四： 锅炉与锅炉房设备安装
单元七：锅炉本体水压试验 1. 试验前准备工作
一、水压试验前的准备工作
1 确定试验范围及各项布置内容。
2
检查锅筒、集箱内部，清理杂物，保持洁净；受热面管子已经通球试验合 格；密封人孔和手孔
锅炉整体水压试验作业指导书
锅炉整体水压试验作业指导书
一、实验目的
进行锅炉整体水压试验，以检验锅炉的密封性和可靠性，确保设备安全运行。
二、实验原理
1.水压试验是通过施加水压力，观察锅炉的各个部位是否存在漏水现象，以评估设备的密封性。
2.压力调节阀、安全阀等关键部件会在实验中被重点检测和校准。
三、实验器材
1.锅炉设备
2.压力表
3.水源
4.压力调节阀
5.安全阀
四、实验步骤
1.准备工作：
–确保锅炉设备处于停止运行状态，所有阀门关闭。
–连接好压力表和水源。
2.设置压力：
–打开水源，逐步增加水压至设计要求值，停止供水。
3.观察检测：
–检查锅炉各个部位是否有明显漏水迹象。
4.压力释放：
–释放压力，恢复锅炉设备正常状态。
5.安全操作：
–注意操作过程中的安全防护措施，避免发生意外。
五、实验注意事项
1.实验过程中严格遵守操作规程，防止操作不当导致事故发生。
2.在实验过程中要注意检查各个阀门的状态，确保安全并准确进行操作。
3.如发现异常情况，应及时停止实验，并进行必要的处理和检修。
六、实验结果分析
根据实验中观察到的情况，结合压力测试数据，评估锅炉设备的密封性和可靠性。
必要时可以进行修理和调整。
七、实验总结
锅炉整体水压试验是锅炉设备运行前的必要工作，通过本实验可以有效检验设备的性能表现，帮助确保设备安全可靠地运行。
以上为锅炉整体水压试验作业指导书，希望能够对实验操作提供指导和参考。
1000MW锅炉设计说明书
产品型号 MODEL OF PRODUCT
产品名称 NAME OF PRODUCT
编
号
SERLES NO.
SG-3102/27.46-M532 3102t/h 超超临界压力直流锅炉
532-1-8601
编
制
PREPARED BY
审
定
CHECKED BY
审
核
REVIEWED BY
批
准
APPROVED BY
汉沽站气象要素年值统计表单位统计值多年年平均气温11919742003极端最高气温3972003极端最低气温2071990最冷月1月平均气温4719742003最热7月月平均气温2619742003多年年平均气压hpa1016619742003多年年平均蒸发量1590619742003多年年最大平均蒸发量201241974多年年最小平均蒸发量mm130441990多年年平均降水量556719742003年最大降水量896519742003年最小降水量296019742003多年1d最大降水量32111975多年1h最大降水量951988多年10min最大降水量mm3322003单位统计值最大1次降水量及历时36941975多年平均相对湿度6519742003多年平均绝对湿度hpa11719742003多年平均风速3619742003311974年12月2117386年10月22日87多年最大积雪厚度cm311981年12月19多年最大冻土深度cm5719742003最长1次大风日数最长1次沙尘暴持续时间日17时20厂址处五十年一遇基本风压为055knm相应的五十年一遇10m高10分钟平均最大风速为297ms
2
0前 言
本工程锅炉为上海锅炉厂有限公司提供的 1000MW 超超临界压力直流锅炉， 该锅炉采用 ALSTOM 公司（原美国 Combustion Engineering 公司，即燃烧工程 公司）的技术，总体方案是在该公司已有良好运行业绩的 800～1000MW 等级超 临界及超超临界锅炉的基础上进行设计并结合上海锅炉厂有限公司在大量 600MW 等级超临界锅炉成熟的设计、制造Байду номын сангаас术的基础上，结合国内超超临界机 组参数特点、锅炉燃煤的特点和用户的一些特殊要求而设计的首台 Π 型 1000MW 超超临界机组锅炉。
百万机组锅炉水压试验前质量监督检查汇报材料(写的太好了)
#1锅炉水压试验前质量监督检查汇报材料XXXXXX有限责任公司2020年09月#1锅炉水压试验前质量监督检查汇报材料尊敬的各位领导、各位专家：上午好！欢迎对XXXXXXXXXXX一体化发电工程2×1000MW机组#1锅炉水压试验前进行质量监督检查。
#1锅炉从2016年11月30日第一根钢架开始吊装以来，水压范围内锅炉本体安装工作于2018年9月20日施工基本结束，具备进行锅炉整体水压试验的条件。
现将#1锅炉的有关情汇报如下：一、工程概况1、锅炉本体主要工作量及工程特点陕西XXXXXXXXXXX一体化项目电厂发电工程，其锅炉为东方锅炉厂设计、制造的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、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、π型锅炉、独立侧煤仓布置。
设计煤种为朱家峁煤矿，校核煤种为高兴庄煤矿，周边混合煤。
点火方式为双层等离子无油方式。
2、锅炉炉膛宽度为33973.4mm，深度为16828.4mm，高度为66000mm，冷灰斗的角度为55°，除渣口的喉口宽度为1289.7mm。
整个炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，份上下两个部分。
下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏，螺旋水冷壁采用内螺纹管。
上部水冷壁采用全焊接的垂直上升膜式管屏，螺旋水冷壁与上部垂直水冷壁的过渡方式采用中间混合集箱形式。
3、锅炉受热面总重约13000吨，材质主要有：20G、SA106-C、SA210-C、15CrMoG、12Cr1MoVG、T91、T92、TP347。
参与水压试验的安装焊口总数为57166只，一次合格率99.56％。
二、工程进度及水压试验方案介绍自2016年11月30日#1锅炉钢结构吊装以来，在XXXXXXXXXXX能源集团横山煤电有限公司、西北电力建设监理有限责任公司、东方锅炉厂有限公司、西北电力设计院、西安热工研究院有限公司等相关单位的支持和帮助下，XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX项目部广大职工克服图纸深度不足、设备到货滞后、设备缺陷较多等种种不利因素，科学组织，精心施工，确保了水压试验这一重要里程碑节点的如期进行。
锅炉水压试验标准
锅炉水压试验标准锅炉水压试验是指在锅炉安装、改造、维修、验收等环节中进行的一项重要测试，其目的是验证锅炉在设计压力下的密封性能和强度，以确保锅炉在运行过程中能够安全稳定地工作。
锅炉水压试验标准是对锅炉水压试验进行规范和要求，本文将对锅炉水压试验标准进行详细介绍。
1. 水压试验前的准备工作。
在进行锅炉水压试验前，首先需要对锅炉进行全面的检查和准备工作。
包括但不限于检查锅炉本体、附件、管道、阀门等设备的完好性，清理锅炉内部杂物和沉积物，检查各种仪表和安全装置的工作状态，确认试验水质符合要求，做好试验记录和试验方案等准备工作。
2. 水压试验的具体操作。
水压试验一般采用水压泵将水加压到设计压力的1.25倍，保压一定时间后检查泄漏情况。
在进行水压试验时，需要注意以下几点：（1）试验水压力的控制应准确可靠，试验水的温度应符合要求；（2）试验过程中要严格控制试验水的温度和压力，防止试验水温度过高或过低，压力超过设计压力；（3）试验过程中要定期检查试验压力表、安全阀和其他安全装置的工作状态，确保试验过程安全可靠；（4）试验结束后要及时排空试验水，清理试验管道，恢复锅炉正常使用状态。
3. 水压试验后的处理。
水压试验结束后，需要对试验结果进行评定和处理。
如果发现有泄漏或其他异常情况，需要及时进行修复和处理，并重新进行水压试验。
同时要对水压试验的全过程进行记录和归档，包括试验前的准备工作、试验过程中的数据记录、试验后的处理情况等内容，以备日后查阅和分析。
4. 注意事项。
在进行锅炉水压试验时，需要特别注意以下几点：（1）严格按照相关标准和规范进行操作，不得擅自变更试验方案和参数；（2）试验过程中要严格控制试验水的温度和压力，确保试验过程安全可靠；（3）试验结束后要对锅炉进行全面的检查，确保锅炉在试验后能够安全稳定地工作。
总之，锅炉水压试验是确保锅炉安全运行的重要环节，严格按照标准和规范进行水压试验，对于保障锅炉设备的安全稳定运行具有重要意义。
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述
2019年32期方法创新科技创新与应用Technology Innovation and Application1000MW 超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述姚赞新（广东国华粤电台山发电有限公司，广东台山529228）前言自国内首台1000MW 超超临界机组投产运行以来，目前我国已有多台超超临界1000MW 机组投入运行。
国内目前投产的超超临界机组选用的是日本三菱、日本日立、ALSTOM 技术。
较成熟的300MW 、600MW Π型锅炉而言，1000MW 超超临界塔式锅炉在国内投产使用的时间比较短，在锅炉的设计、制造、安装、运行、检修方面等特性尚未完全掌握，在上述各个环节中先后出现了焊口开裂、受热面爆管严重影响了机组安全稳定运行。
1T23钢水冷壁焊接接头频繁发生裂纹泄漏1.1原因分析在国内大量兴建且已投产的1000MW 机组塔式锅炉中，部分塔式锅炉水冷壁使用了T23管材，从使用效果来看，不少锅炉多次发生了T23钢水冷壁管焊接接头泄漏事故，究其原因，与T23管材研发制造厂家最初研发理念有较大的差别，T23钢是由于该钢种产生再热裂纹与焊接后晶界存在大量微裂纹而引发泄漏，泄漏的主要原因是由于T23钢可焊接性能差，焊接接头容易产生裂纹。
1.2对策与建议（1）采用小线能量焊接（小于25KJ/cm ）以避免粗晶区晶粒的明显粗化。
某电厂6、7号锅炉与T23钢水冷壁的一切焊缝全部采用小线能量的手工氩弧焊接。
某电厂6号锅炉于2010年2月9号开始进行水压试验，试验中T23钢水冷壁共检查出4处泄漏点，1处厂家电弧焊接，其它3处使用电弧焊接的临时吊耳与T23管子焊接的角焊缝，使用氩弧焊接的焊缝未发生泄漏。
从某电厂水压试验检查结果来看，T23钢水冷壁使用小线能量的氩弧焊接方式是防止T23钢产生再热裂纹一个非常有效的手段。
（2）采取焊前预热、焊后缓冷等方法（减少冷裂纹倾向）、多道焊、增加回火焊道。
（3）对焊接接头进行有效的热处理。
1000MW锅炉水压试验方案
1000MV锅炉水压试验方案2、设备概况2.1锅炉采用上海锅炉厂XXX公司生产的1000M B煤锅炉为超超临界参数直流炉,其结构主要特点是：单炉膛、一次再热、采用切圆燃烧方式、露天布置、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式锅炉。
2.2锅炉主要技术性能参数3、水压查漏组织机构4、锅炉一次汽系统查漏范围4.1水冷壁及省煤器系统：水冷壁（水冷壁进口集箱、水冷壁中间集箱、水冷壁出口集箱、垂直水冷壁、螺旋水冷壁、灰斗水冷壁）、炉外悬吊管连接管、水冷壁出口集箱至分离器管道、省煤器、下降管系统。
4.2过热系统：一级过热器、二级过热器、三级过热器、一过进口分配集箱、一过进口分配集箱至一级过热器管道、一级过热器至二级过热器管道、二级过热器至三级过热器管道、过热器一级减温器、过热器二级减温器等。
4.3启动系统：分离器、分离器进出口管道、贮水箱、贮水箱进出口管道、循环泵进出口管道，启动循环泵、启动循环泵高压冷却器，贮水箱至大气扩容器361阀截止阀前。
4.4主蒸汽管路及高压旁路管道：从三级过热器出口集箱至汽机主汽门；高压旁路管道至高旁阀、八刖。
4.5给水管道：自给水泵出口至省煤器进口，不包括高加主路。
4.6放空气管路至一次阀。
4.7疏水管路至一次阀。
4.8取样管路至一次阀。
4.9过热器减温水至一次阀。
4.10所有分离器、贮水箱附件至一次阀。
4.11系统内热工测点、仪表等至一次阀。
5、锅炉二次汽系统查漏范围5.1再热系统：一级再热器、二级再热器、一再进口分配集箱、一再进口分配集箱至一级再热器管道、一级再热器至二级再热器管道、再热器各减温器等。
5.2减温水管道：自给水泵中间抽头至再热器5.3放空气管路至一次阀5.4疏水管路至一次阀。
5.5取样管路至一次阀。
5.6系统内热工测点、仪表等至一次阀。
&水压查漏要求6.1本次一次汽系统水压查漏第一次按10MPa执行，第二次按25MPs执行，二次汽系统水压按照4.8MPa 执行。
超超临界锅炉(1000MW)安装技术交底
超超临界锅炉（1000MW）安装技术交底超超临界锅炉（1000MW）特点：锅炉工程量大，安装工期长，作业面广，涉及工种多，交叉多而成为工程建设的主线，同时作为超超临界锅炉，新材料的焊接数量多，焊接工期长。
锅炉上下部水冷壁全部由垂直管膜式水冷壁构成，上下部水冷壁之间设有混合集箱。
炉膛上部布置屏式过热器，沿烟气流程方向分别设置二级过热器（大屏）和三级过热器（后屏），折焰角上方布置有四级过热器（末过）。
在水平烟道处布置了垂直二级再热器（高温再热器）。
尾部竖井由中隔墙分隔成前后两个烟道。
前部布置水平一级再热器（低温再热器）和省煤器。
后部布置水平一级过热器（低温过热器）和省煤器。
在后竖井烟道底部设置了烟气调节挡板装置。
烟气通过调节挡板后又汇集在一起经两个尾部烟道引入左右各一的回转式空气预热器。
锅炉启动系统为带再循环泵系统，二只立式内置式汽水分离器布置于锅炉的后部上方，由后竖井后包墙管上集箱引出的锅炉顶棚包墙系统的全部工质均通过4根连接管送入二只汽水分离器。
在启动阶段，分离出的水通过水连通管与一只立式分离器贮水箱相连，而分离出来的蒸汽则送往水平低温过热器的下集箱。
分离器贮水箱中的水经疏水管排入再循环泵的入口管道，作为再循环工质与给水混合后流经省煤器—水冷壁系统，进行工质回收。
除启动前的水冲洗阶段水质不合格时排往扩容器系统外，在锅炉启动期间的汽水膨胀阶段、在渡过汽水膨胀阶段的最低压力运行时期以及锅炉在最低直流负荷运行期间由贮水箱底部引出的疏水均通过三只贮水箱水位调节阀送入冷凝器回收或通过炉水循环泵送入给水管道进入水冷壁进行再循环。
借助于再循环泵和给水泵，在锅炉启动期间水冷壁系统内始终保持相当于锅炉最低直流负荷流量（25%BMCR），启动初期给水泵保持5%BMCR给水流量，随锅炉出力达到5%BMCR，三只贮水箱水位调节阀全部关闭，锅炉的蒸发量随着给水量的增加而增加，而通过循环泵的再循环流量则利用泵出口管道上的再循环调节阀逐步关小来调节，当锅炉达到最小直流负荷（25%BMCR），再循环调节阀全部关闭，此时，锅炉的给水量等于锅炉的蒸发量，启动系统解列，锅炉从二相介质的再循环模式运行（即湿态运行）转为单相介质的直流运行（即干态运行）。
锅炉整体水压试验方法
锅炉整体水压试验国电泰州发电有限公司一期2×1000MW机组工程#2机组，锅炉设备由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的。
其型号为HG-2980/26.15-YM2。
锅炉为超超临界变压运行直流锅炉，采用∏型布置、单炉膛、反向双切圆燃烧方式，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。
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。
锅炉设备主要参数（MCR工况）：过热蒸汽流量：2980t/h过热蒸汽出口压力: 26.15 MPa过热蒸汽出口温度: 605 ℃再热蒸汽流量: 2424 t/h再热蒸汽进口压力: 5.11 MPa再热蒸汽出口压力: 4.85 MPa再热蒸汽进口温度: 353 ℃再热蒸汽出口温度: 603 ℃省煤器进口给水温度：302 ℃1.主要设备简介锅炉钢架采用扭剪型高强度螺栓连接，整个构架分五个安装层，炉顶大板梁最高上平面标高为89000 mm。
锅炉受热面炉膛左右宽32084mm，前后长15670mm，顶棚标高72900mm，锅炉炉顶采用全密封结构，并设有大罩壳。
炉膛由膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度55°，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分隔屏、后屏过热器以及末级过热器，水冷壁下集箱的标高为6300mm。
水平烟道深度为9407mm，由延伸水冷壁部分组成，内部布置有末级再热器。
后烟井深度为12177mm，后烟井内设有低温过热器、低温再热器和省煤器。
1.1主要受压部件及其材料1.1.1水冷壁 15CrMoG、SA-210C1.1.2省煤器 SA-210C1.1.3过热器 15CrMoG、12Cr1MoVG、SA-213T91、SA335P12、SA335P91、SA-213TP310HCbN、SA-182F91、A-213S30432、SA-213TP347H1.1.4再热器 20G、15CrMoG、12Cr1MoVG、SA-213TP347H、SA-213TP310HCbN、A-213S30432、SA-335P92、SA-335P221.1.5贮水箱 SA-335P121.1.6分离器 SA-335P121.2水压试验压力的确定（根据厂家锅炉安装说明书）1.2.1一次汽系统水压试验压力为：末级过热器出口设计压力的1.5倍，即27.4Mpa×1.5=41.1Mpa。
1000MW直流塔式超超临界锅炉水冷壁裂纹分析及处理
现 场硬 度测试 焊缝 位置 与焊 接残余 应力测 点相
同 。选 择相 同测 点是为 了将水 冷 壁应力 分布情 况与
焊接接 头 的硬度联 系起 来 ， 合 分 析裂 纹 产 生情 况 综
与残余 应力分 布情 况 以及焊接 质量 之 间的关 系 。
第 ４期
唐 豪毅 ， ： ０ ０Ｍ 直流塔 式超 超 临界锅 炉水 冷壁 裂纹 分析及 处理 等 １ ０ Ｗ
・ ５・ ４
２ ４ ２ 螺旋 水冷 壁 ６ 处 镶嵌 板 焊 缝 处 泄 漏 （ ．． ５ｍ 安 装 焊 口） 检查 分析 漏 点 位 于水 冷 壁 管子 与 镶嵌 板 焊缝 处 ， 位置 在 与刚性 梁焊缝 附近 ， 处 结 构 应 力较 大 。对 漏 点 打 此
最大 主应力值 在 ２ ０～ ０ ａ浮 动 。可见 ， 冷壁 ０ ３ ０ＭＰ 水
在测 试 位 置选 择 了 出现 泄 露 较 多 的 ４ ０—７ ０ｍ
与刚性 梁角 部连 接板 角焊缝 位置 应力值 均偏 高 。
２ ２ 现场焊 缝硬 度分析 ．
标 高区 间 ， 共选择 ２处 标高 ， 检测 了 ６个 测点位 置 的 焊接 残余 应力状 况 ， 图 ３ 图 ４所 示 。从 测 试 结果 如 、 看 ， 测点 的 应 力水 平 普 遍 偏 高 ： ６个 ２测 点 的最 大
０ 引 言
某 电厂 ５机组 锅 炉 为新 建 百 万 千 瓦等 级 的塔 式 火力 发 电超 超临 界 锅 炉 ， 冷 壁 管 采用 Ｔ ３新 型 水 ２ 钢 材 料 。锅 炉为 单炉 膛 、 次再 热 、 圆燃 烧 方式 、 一 切 露 天布 置 、 平衡 通 风 、 固态排 渣 、 悬 吊钢结 构 塔 式 全 锅 炉 。锅 炉标 高 ７ ０ｍ 以下 为螺旋 管 圈水 冷壁 ， 冷 水 壁 转角及 中心 固定 装 置 的 连接 采 用 管 间镶 嵌 钢板 ， 连 接板 与嵌板及 管 子 的连 接采 用满焊 的形式 。 根据 已投 产 同类 型 机组 的运 行 经 验 ， 因水 冷 壁 泄露 造成 了多 次不 同程度 的停 炉 。为 避免上 述 问题 的发 生 ， 在 ５锅 炉整套 启动 前与整 套启 动停炉 期 间 进行 了多 次水 压试验 ， 均有 不 同程 度 的泄露 。
水压试验方案
锅炉水压试验方案1、概述锅炉水压试验方案以东方锅炉厂生产的DG3033／26.15－Ⅱ11型锅炉为例。
1.1 1000MW超超临界燃煤机组锅炉是由东方锅炉厂进行设计、制造的，型号为DG-3033/26.15-II1型锅炉为超超临界压力、循环泵式启动系统、前后墙对冲低NO X轴向旋流燃烧器、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构架的变压本生直流炉。
炉膛上部布置有屏式过热器，水平烟道依次布置高温过热器和高温再热器，尾部烟道布置有低温再热器和低温过热器、省煤器。
锅炉前部上方布置2台启动分离器、1台贮水箱。
前炉膛从冷灰斗进口标高至50958.8mm范围内，采用螺旋管圈形成膜式壁，在标高51280.8mm上方为垂直管屏。
过热器汽温通过煤水比调节和二级喷水减温来控制。
再热器汽温采用平行烟气挡板调节，喷水减温仅用作微量减温。
锅炉点火采用轻柴油点火、助燃，油管道油罐区引出。
1.2锅炉的主要设计参数如下最大定蒸发量 3033t/h 省煤器进口给水温度 302℃过热器出口蒸汽压力 26.15MPa 过热器出口蒸汽温度 605℃再热器进口蒸汽压力 4.96MPa 再热器进口蒸汽温度 352℃再热器出口蒸汽压力 4.71MPa 再热器出口蒸汽温度 603℃1.3编制依据1.3.1东方锅炉厂提供的设备安装图纸1.3.2东方锅炉厂提供的《锅炉使用说明书》1.3.3《电力建设施工技术规范》（锅炉机组篇DL/T5190.2-2012）1.3.4《电力建设施工技术规范》(管道及系统DL 5190.5-2012)1.3.5《火力发电厂焊接技术规程》 DL/T869—20121.3.6《电力建设施工技术规范》（热工仪表及控制装置 DL 5190.4-2012）1.3.7《钢制承压管道对接焊接接头射线检验技术规程》（DL/T821-2002）1.3.8《管道焊接接头超声波检验规程》（DL/T820-2002）1.3.9《电力建设施工质量验收及评价规程》（锅炉机组、管道及系统、焊接篇、热工仪表及控制装置2009年版）1.3.10《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）1.3.11《电站工业锅炉压力容器检验规程》（DL647-2004）1.3.12《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-2013）1.3.13《电力基本建设热力设备管道化学监督导则》（DL/T889-2004）1.3.14《锅炉安全技术监察规程》TSG G0001-20121.3.15《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2002年版）1.3.16《电力建设安全工作规程（第1部分火力发电）》DL5009.1-20141.3.17 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）1.3.18《工程建设标准强制性条文》 2013年版2、试验目的2.1水压试验2.1.1水压试验是锅炉承压部件的一种严密性检查试验，是锅炉本体承压部件安装完毕后和投运前的一项重要工作，是保证锅炉安全投运的重要措施之一。
平海电厂2×1000MW工程#1机组锅炉水压试验方案
（） 压用水要求。 ４试
０ ｍｇ Ｌ～３ ０ ｇ Ｌ ③ｐ ０ ｍ ／ 。 Ｈ值 为ｌ ～１ ． ０ ０ ５ 观 察 出 水 不 带 气 泡 时 关 闭相 应 的 阀 门 。 待 离 器 、 水箱 、 水扩 容 器 、 位控 制 阀 、 贮 疏 水 管 量２ ０ ／ （ 氨水 调 节 ） ④水 压 试 验用 水 温 不 低于 环 用 。 次系统所有 放气管道均无 气泡排出时 ， 道 及 其 它 阀 门 附 件 等 组 成 。 动 分 离 器 为 启
尸 ＝６． ５ Ｐａ× １． ＝ ９． ２ １Ｍ ５ ２ ５Ｍ Ｐａ
（ ） 次 系统 上 水 由上 水泵 出 口管道 引 ２一
出 的 一 条 ｌ ３ｘ６ 缝 钢 管 ， 至 高压 给 无 ３ 接 Ｄ ｏ） 该疏 蒸 汽 压力 为９． ＭＰ 及 以上 锅炉 的水 压 水 流量 计后 的疏 水 管道 （ Ｎ１ ｏ 上 水 ， ８ ａ 分 隔 成 前 后 两 个 烟 道 。 部 布 置 水 平 一 级 前 试 验 ， 采 用 除 盐水 。 体 水 压 试验 用水 质 水 管 道 的 阀 门 需 安 装 完 毕 。 水 时 应 打 开 应 整 上 再热 器 （ 低温 再 热 器） 省 煤 器 。 部 布 置水 和 后 次 系统 顶 部 的 排 空 气 阀 ， 排 除 空 气 ， 以 当 量 应 满 足下 列 要 求 ： ①采 用除 盐 水 时 ， 氯离 平一 级 过 热 器（ 温 过 热 器 ） 省 煤 器 。 低 和 子 含 量 小 于 ０ ２ ／ 。 联 氨 或 丙 酮肟 含 每 个 系统 的 排 气 门 有 水溢 出时 ， １ ． ｍｇ Ｌ ② 约 分钟 后 锅 炉 启 动 系 统 由 启 动 循 环 泵 、 动 分 启
尸 ｌ ２７． ６Ｍ Ｐａ× １ ２５ ３ ４ Ｍ Ｐａ ５ ． ４． ５
锅炉水压试验管理制度
水压试验管理制度一、水压试验是对锅炉受压部件的一种检查性试验。
其目的有两个，第一检查焊口，胀口及金属表面的严密性，第二是在水压试验压力下，金属不能有肉眼看到的残余变形。
二、水压试验计算见下表：三、水压试验前的准备1、内部检查，锅筒内有无杂物，焊渣污垢检查焊缝胀口有无腐蚀。
裂缝，管端伸出长度，翻边角度是否符合要求，检查焊缝与板边起点，固定支点及焊缝间距离是否符合要求，焊缝外观质量如何。
2、外部检查，检查各种安全附件的数量，质量，口径连接情况，是否符合规定，检查各部是否安装齐全，操作灵活，检查锅炉各种伸胀部位是否留有足够的膨胀间隙，检查焊缝表面质量与连接缺陷，检查胀口部分人无过胀、裂缝等缺陷，检查受热面管子有无鼓包、变色、变质、检查锅炉钢架支架，托座等是否符合要求。
3、时还要做强度核算四、试压前应具备条件1、应将安全阀拆下，用盲板把死，或在其发兰连接处加堵板。
2、主汽阀、水位表旋塞，给水逆止阀，控制阀，排污阀及一切在运行中承压的阀门和部件等应研磨修理试压不漏。
3、接水压试验进水管路及排水管路，在锅炉最上部应设放空气阀。
4、备好水压试验设备，如没有条件时可用给水泵试验，但必须加旁路管和阀门以控制压力。
五、水压试验压力七、进行水压试验1、在确认锅炉内已充满水、排汽伐出水后，关闭空气伐，启动试压泵，开始加压。
2、水压应缓缓上升，当升到0.2~0.3MPa时应暂停试压泵，检查各手孔，人孔等处有无泄露现象，并应用工具再加以拧紧，同时检查胀口有无较大泄露。
3、从常压升到工作压力阶段，其升压速度应控制在每分钟0.1~0.15MPa范围内。
4、在升压过程中，当发现有较严重的漏水时，应随时停止升压，进行修复，如有轻微渗漏，可继续升压。
5、当试验压力达到工作压力后，应立即停泵，关阀，负责监视压力表的人员，应立即记录停泵时间，记录在五分钟或二十分钟内压力下降数值，所有参加水压试验的工作人员，应进入各责任区认真检查算出渗漏的不同记号，分组记录。
1000Mw超超临界机组锅炉压力容器安全性能检验中典型问题分析
２０３） ０４ ８
摘
要 ： 合 １００Ｍｗ 超 超 临 界 机 组 锅 炉 压 力 容 器 安 全 性 能 检 验 内 容 和 现 场 实 际 检 验 检 测 的 情 况 ， 章 介 结 ０ 文
绍 了在 检 验 检 测 中 易 出 现质 量 问 题 的 部 件 ， 对 其 出现 的 问题 进 行 了分 析 和 提 出 合 理 化 的 建 议 。 并
不 是很 重视 ， 不会 主动对 其产 品进 行无 损检 测 ， 更 所 以有 时候 也会 根据 现场 实际情 况 和业 主的需要 重 点抽 检部 分辅 钢结 构 主焊缝 。一般 在判 断有 可
等设 备部 件 的重 点 检 验 检测 ， 产 品 的缺 陷 消 除 将
在设 备安 装 之前 ， 障锅 炉 设 备 和压 力 容 器 投 产 保
关 键 词 ： 炉 ； 力 容 器 ； 件 ； 缝 锅 压 部 焊 中图 分 类 号 ： Ｍ６ １ ２ Ｔ ２ ． 文 献标 志 码 ： Ｂ
Ｏ 引 言
根据《 电力 工业 锅炉 压力 容器 安全 监察 规定 》 和 ＤＬ ４ － ２ ０ （ ６ ７ ０ ４ 电站 锅 炉 压 力 容 器 检 验 规 程 》 （
不是 很严 重 的缺 陷 打磨 消 除掉 ， 而性 质 比较 严 重 的缺 陷建 议拔 掉该 桩头 管 ， 重新进 行 焊接 ， 并在 条 件 允许 的情 况下 进 行 焊 后 热 处 理 ， 并且 至少 要 经 过 ２ 的冷却 后 候 再 抽 查 一 定 比例 进 行 复 检 ， ４ｈ 以 确 保该 类 问题 已经完 全消 除 。
＿ 蓍 ＿ ＿萎 ｌ — ■
图 １ 缺 陷 图 片
３ ）辅 钢 结构 用 于支 撑 所 有 操作 平 台 的栅 格、 管道 和设 备 等 。
1000MW机组锅炉过热器检修规程
1000MW 机组锅炉过热器检修规程 1. 设备概况及参数塔式锅炉的过热器受热面布置在炉膛上方，采用卧式布置方式，过热器系统按蒸汽流向主受热面分为三级：吊挂管和第一级屏式过热器、第二级过热器、第三级过热器。
见下图。
InjectionSH 1SH 2SH 3Injectionf r o m c y c l o n e图3-1 过热蒸汽系统流程图其中第一级过热器和第三级过热器布置在炉膛出口断面前，主要吸收炉膛内的辐射热量。
第二级过热器布置在第一级再热器和末级再热器之间，靠对流传热吸收热量。
第一、第二级过热器逆流布置，第三级过热器顺流布置。
过热器系统的汽温调节采用燃料/给水比和两级八点喷水减温，在第一级过热器和第二级、第二级和第三级过热器之间设置二级喷水减温并通过两级受热面之间的连接管道的交叉，一级受热面外侧管道的蒸汽进入下一级受热面的内侧管道，来进行补偿烟气导致的热偏差。
锅炉过热器受热面没有设计安全阀，采用100%BMCR大旁路设计，在启动、停机及任何汽轮机跳闸的情况下，4个高压旁路减压阀可以将蒸汽引到再热器。
在再热器出口设置低压旁路，旁路容量按照65%BMCR设计，再热器出口设置有4个总容量100%BMCR的安全阀，起到保护再热器和过热器的作用。
过热器系统材料见下表。
表3-1 过热器系统材料规格表序号名称数量规格材料1分配器进口连接管道6φi240×41.4(min)12Cr1MoVG2 分配器 2φi300×67.5(min)12Cr1MoVG3一级过热器进口连接管道4φi300×50.4(min)12Cr1MoVG4一级过热器进口集箱2φi300×52.2(min)12Cr1MoVG5一级过热器进口连接管96×7φ48.26 12Cr1MoVG 6 一级过热器悬吊96×7 φ48.26 12Cr1MoVG，号名称数量规格材料管SA-213-T23 7 一级过热器屏管24×2×14φ48.26 SA-213-T928一级过热器出口连接管24×2×14φ48.26 SA-213-T929一级过热器出口集箱2φ406.4×56SA-335-P9110一级过热器出口连接管道4φ406.4×56SA-335-P9111过热器一级减温器4φ406.4×56SA-335-P9112二级过热器进口连接管道4φ406.4×55SA-335-P9113二级过热器进口集箱2φ406.4×63SA-335-P9114二级过热器进口连接管192×7φ44.45 SA-213-T91 15 二级过热器192×7φ44.45 SA-213-T91号名称数量规格材料16 96×14SA-213-S304H17二级过热器出口连接管96×14φ44.45SA-213-T92，SA-213-S304H18二级过热器出口集箱2 φ508×100SA-335-P92 19二级过热器出口连接管道4 φ457×74SA-335-P92 20过热器二级减温器4 φ457×68SA-335-P92 21三级过热器进口连接管道4 φ457×62SA-335-P92 22三级过热器进口集箱2 φ457×65SA-335-P9223三级过热器进口连接管816 φ48.26SA-213-T92，SA-213-S304H24 三级过热器816 φ48.27SA-213-S304H（喷丸）SA-213-TP310HC号名称数量规格材料bN25三级过热器出口连接管816 φ48.28SA-213-TP310HCbNSA-213-T9226三级过热器出口集箱2φi270×94.5(min)SA-335-P92一级过热器悬吊管受热面积m24864一级过热器屏管受热面积m21856 二级过热器受热面积m217236 末级(三级)过热器受热面积m255672、检修类别及检修周期说明：检修类别为A、C级检修。
宁海电厂1000MW运行方式规定(内部资料)
B厂发电部机组运行方式规定（1012）第一部分机组启停机一.锅炉水压试验：1.凝补水直接向除氧器进至正常水位并放掉，然后用补排方式提高水质。
在除氧器换水期间检查给水系统和锅炉进水前检查票，除氧器水温高于55度须投入给水泵密封水，前置泵启动后通知化学投入前置泵进口加药和水样在线监测。
当除氧器水质已合格时停止补排。
因为水压试验是通过凝补水直接向除氧器上水的方式进行，所以机组长在通知化学加药的时候必须注意，防止凝结水过度加药。
2.给水水质合格才可以向省煤器进水，同时还要注意锅炉管壁温度，根据壁温来确定给水温度。
水压试验要求机组在冷态时才能进行，若锅炉停运后锅炉不进行保压时，当锅炉泄压到0放掉炉水后，要充分利用真空系统对主蒸汽管道路抽气冷却和自然通风冷却，为消缺后启动前的水压试验创造条件。
主蒸汽管道温度大于100度以上禁止对过热器上水，当主蒸汽管道温度大于50度以上时，根据需要可以将锅炉上水温度提高到50度，注意热源不要进入凝汽器、除氧器不要起压、凝汽器内不允许有人工作。
3.锅炉进水至分疏箱正常水位，根据水中铁离子含量确定炉水全放掉或采用补排方式来提高水质。
分疏箱水质合格后允许向过热器进水，以防脏水污染过热器壁给启动时控制水质带来困难。
二.冷、热态启动方式安排冷态启动1.提前和一期沟通，确认全厂公用系统汽、水、氢、电等准备充足，二期除盐水箱处于高水位。
2.为了节约厂用电，大小修后机组系统恢复，循环水通过相邻机组保持注水，来冷却闭式水。
在机组投运辅汽前启动循环水泵。
3.系统检修工作结束，油系统具备运行条件时，及时恢复运行，并提前通知化验各类油质。
系统恢复的时候要做好防止各类油中进水的措施。
油质颗粒度要好转时间要比较长，防止出现因为油质问题影响开机进度。
4.所有辅助系统投运后，检查条件合格，联锁一定要投上，因为某种原因不能投上，一定要进行做出说明。
5.所有需要加药处理的系统（包括闭式水系统），机组长及时通知化学进行加药和水样监视。
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述1000MW超超临界塔式锅炉是目前国内外电站中常见的一种大型锅炉，具有高效节能、环保燃烧等特点。
但在使用过程中，常常会遇到一些问题，影响锅炉的正常运行。
本文将综述1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案，希望能够为相关从业人员提供一些参考。
一、进口水压力过高问题描述：部分1000MW超超临界塔式锅炉在使用过程中，进口水的压力过高，超出了设计参数，导致了锅炉运行的波动和不稳定。
解决方案：针对这一问题，首先需要检查进口水系统的管道是否受阻或者堵塞，清理管道中的杂物。
需要调整进口水泵的工作参数，保持进口水压力在设计范围内。
可以考虑安装压力控制装置，实时监控进口水的压力，一旦超出范围，及时报警并采取相应措施。
二、超温过热器管道泄漏解决方案：针对这一问题，首先需要对超温过热器管道进行全面检查和维护，确保管道的密封性和安全性。
可以考虑增加超温过热器管道的监测系统，实时监测管道的温度和压力变化，及时发现问题并进行处理。
对超温过热器管道进行全面的改造和升级，采用更加耐高温和耐腐蚀的材料，提高管道的使用寿命和安全性。
三、过量空气导致煤粉燃烧不完全解决方案：针对这一问题，首先需要优化燃烧系统，合理控制空气的输入量，确保煤粉燃烧的完全性。
可以考虑优化燃烧系统的结构，提高燃烧效率，减少烟气排放。
可以采用先进的烟气脱硫、除尘等设备，对烟气进行处理，达到环保排放标准。
四、水冷壁结焦五、出口烟气温度过高解决方案：针对这一问题，首先需要优化锅炉的烟气排放系统，减少烟气的损失和热量的排放。
可以采用先进的烟气余热回收技术，将烟气中的余热回收利用，提高锅炉的热效率。
可以对锅炉进行节能改造，采用先进的燃烧控制技术和热力优化技术，减少烟气温度，提高锅炉的节能性能。
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1000MW锅炉水压试验方案1、编制依据序号名称来源1上海锅炉厂相关图纸上海锅炉厂2《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL 612—19963《电力安全工作规程》（热机部分）GB 26164—20104《ＸＸ1000MW机组运行规程》5《电站锅炉压力容器检验规程》DL 647—20042 、设备概况2.1 锅炉采用上海锅炉厂ＸＸＸ公司生产的1000MW燃煤锅炉为超超临界参数直流炉,其结构主要特点是:单炉膛、一次再热、采用切圆燃烧方式、露天布置、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式锅炉。
2.2 锅炉主要技术性能参数名称单位BMCR BRL 过热蒸汽流量t/h31002885过热器出口蒸汽压力MPa26.1525.99过热器出口蒸汽温度℃605605再热蒸汽流量t/h25152339再热器进口蒸汽压力MPa 5.06 4.72再热器出口蒸汽压力MPa 4.81 4.49再热器进口蒸汽温度℃355347再热器出口蒸汽温℃6036033、水压查漏组织机构4、锅炉一次汽系统查漏范围4.1水冷壁及省煤器系统：水冷壁(水冷壁进口集箱、水冷壁中间集箱、水冷壁出口集箱、垂直水冷壁、螺旋水冷壁、灰斗水冷壁)、炉外悬吊管连接管、水冷壁出口集箱至分离器管道、省煤器、下降管系统。
4.2 过热系统：一级过热器、二级过热器、三级过热器、一过进口分配集箱、一过进口分配集箱至一级过热器管道、一级过热器至二级过热器管道、二级过热器至三级过热器管道、过热器一级减温器、过热器二级减温器等。
4.3 启动系统：分离器、分离器进出口管道、贮水箱、贮水箱进出口管道、循环泵进出口管道，启动循环泵、启动循环泵高压冷却器，贮水箱至大气扩容器361阀截止阀前。
4.4 主蒸汽管路及高压旁路管道：从三级过热器出口集箱至汽机主汽门；高压旁路管道至高旁阀前。
4.5 给水管道：自给水泵出口至省煤器进口，不包括高加主路。
4.6 放空气管路至一次阀。
4.7 疏水管路至一次阀。
4.8 取样管路至一次阀。
4.9 过热器减温水至一次阀。
4.10 所有分离器、贮水箱附件至一次阀。
4.11系统内热工测点、仪表等至一次阀。
5、锅炉二次汽系统查漏范围5.1再热系统：一级再热器、二级再热器、一再进口分配集箱、一再进口分配集箱至一级再热器管道、一级再热器至二级再热器管道、再热器各减温器等。
5.2 减温水管道：自给水泵中间抽头至再热器。
5.3放空气管路至一次阀。
5.4疏水管路至一次阀。
5.5取样管路至一次阀。
5.6系统内热工测点、仪表等至一次阀。
6、水压查漏要求6.1 本次一次汽系统水压查漏第一次按10MPa执行，第二次按25MPa执行，二次汽系统水压按照4.8MPa执行。
6.2 水压查漏时汽机主汽门内壁金属温度不大于240℃，水压用水温度应高于环境温度，与受热面温差小于50℃，且任何情况下不低于50℃。
6.3 水压查漏升压速度：0.2-0.3MPa/min。
6.4 水压查漏降压速度：不大于0.3MPa/min。
6.5水压查漏水质要求：PH=9.0-10，NTU＜1，SiO2＜30 ppb，Fe＜100ppb，氯含量不超过0.2mg/L。
6.6一次汽系统压力以三级过热器出口就地压力表为准，二次汽系统以二级再热器出口就地压力表为准。
6.7根据《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL 612—1996，锅炉进行水压查漏时，水压应缓慢地升降。
7、水压查漏前的检查与准备7.1 检查闭式水泵/凝补水泵/凝结水泵/除氧器/给水前置泵及相关系统、阀门具备投运条件。
7.2 检查锅炉与水压查漏有关各汽水系统阀门及锅炉各受热面具备投运条件。
7.3 水压范围内的金检/焊接/探伤/热处理所有工作全部结束并合格。
7.4水压查漏范围内各仪表、变送器工作结束，热工方面的各测温元件，压力测点的一、二次门已正常投入。
7.5 DCS各控制元件正常，各参数正常，可以正常监视。
7.6化学加药系统检修工作完毕并具备投用条件。
7.7汽水系统各支吊架工作完成并经调整符合要求：各恒力弹簧应锁紧，主汽系统管线的弹簧支吊架提前装好定位销，以防止水压试验过程中弹簧有变化量，水压查漏过程中以上管线弹簧支吊架过载损坏。
7.8水压查漏前检修相关部门需提前确认检查是否有影响锅炉及各管道自由膨胀的临时支架或临时焊接支撑等，防止水压查漏过程各部件膨胀不畅，损坏设备，水压查漏前全面检查记录锅炉膨胀指示一次。
7.9主机各高压主汽门及调门工作结束，检查锅炉汽水系统与汽机确已隔绝。
7.10高压旁路门关闭，油站保持运行。
7.11保留炉内受热面检查用脚手架。
7.12水压查漏应在周围气温高于5℃时进行，低于5℃时须有防冻措施。
7.13水压查漏用的水温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。
如果锅炉金属温度小于38℃且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小。
7.14水压查漏前应准备足够的除盐水，满足锅炉上水的要求。
在锅炉进水前，应确保自给水泵出口至汽机主汽门前设备及管道的外来物质已清除干净。
7.15 锅炉水压查漏之前已经确认现场通道满足要求，锅炉照明满足要求，锅炉电梯可用。
7.16 锅炉水压查漏之前，水压区域应用警示带进行隔离，并通知相关部门水压注意事项。
7.17 水压查漏相关记录表格和试验措施完毕。
7.18水压时的除盐水系统、凝补水箱、凝结水输送泵系统具备投用条件。
7.19二次汽系统所有堵阀已安装完毕。
7.20水压查漏物品准备一次汽系统水压查漏范围内的水容积约700吨，二次汽系统水压范围内的水容积约600吨，准备除盐水5000吨左右。
8、锅炉上水及水压升压系统说明8.1锅炉上水说明启动凝结水泵向除氧器进水，经过加热后水温升至50℃，从给水泵前置泵-给水泵-高加旁路给水管道-省煤器-水冷壁-启动系统-过热器系统进水。
二次汽系统上水通过汽泵中间抽头-再热器微量喷水- 一、二级再热器系统进水。
8.2 炉水加热系统为除氧器加热制水。
8.3第一次上水查漏首先进行二次汽系统查漏，二次汽系统查漏后，泄压放水完毕后，再进行一次汽系统上水查漏；第二次上水查漏只进行一次汽系统查漏。
8.4升压系统说明第一次一、二次汽系统利用打压泵进行上水查漏，第二次一次汽系统利用汽泵进行上水查漏。
9、锅炉水压9.1 水冲洗：9.1.1低加、除氧器水冲洗：参照机组正常启动清洗步骤，至除氧器水质合格，各阶段水质控制标准：PH=9.4-10，NTU＜1，SiO2＜30 ppb，Fe＜100ppb。
9.1.2锅炉上水：低加、除氧器冲洗水质合格后，利用给水泵前置泵向锅炉上水。
9.1.3锅炉排放水质合格后转锅炉循环，水温控制在50℃。
9.2 一次汽系统上水：9.2.1锅炉一次汽系统上水前需进行水质化验，化验内容包括：CL-，PH，NTU，SiO2，Fe，确认各项水质指标合格后开始上水。
须化验室出水质书面正式报告{加氨调整PH值，PH值为9.0-10之间。
除盐水中氯离子的含量小于0.2mg/L}。
9.2.2通过给水泵前置泵缓慢把水送向主蒸汽系统。
9.2.3当三级过热器出口排空门出现水持续流出20分钟后，关闭过热器疏水集箱放水管道主路一、二次门、旁路手动门，放水管道放水一、二次门，当三级过热器出口排空门水质清澈没有气泡后关闭三级过热器出口排空一、二次门。
9.2.4当二级过热器入口排空门连续有水冒出，且水质清澈、没有气泡后关闭二级过热器入口排空一、二次门。
9.2.5当一级过热器入口排空门连续有水冒出，且水质清澈、没有气泡后关闭一级过热器入口排空一、二次门。
9.2.6当水冷壁及分疏箱排空口处出现水持续冒出的时候，且水质清澈、没有气泡后关闭水冷壁出口及储水箱排空门。
9.3 一次汽系统升压：9.3.1系统满水后，确认主汽调节阀阀体疏水手动门处，导汽管疏水手动门处以及高排逆止阀后无压疏水排水口无水，检查锅炉启动循环泵底部放水双隔离门关闭。
9.3.2系统满水后，保持系统静置2小时，由检查人员对水冷壁、一次汽系统及主汽门的严XX性进行全面检查，检查结束如发现泄漏点则做好标记，汇报领导小组，无异常且主汽门前水温与主汽阀阀体温度一致时，开始升压。
9.3.3在锅炉升压前，必须检查启动分离器壁温不低于21℃。
9.3.4系统排空阀及疏水阀关闭后,锅炉压力会上升。
升压过程要注意三级过热器出口压力变送器读数与现场压力表读数进行核对，如发现2个压力表偏差大于0.6MPa，汇报水压领导小组。
9.3.5按照水压查漏满水后阀门状态对机组阀门进行检查，确认无误后，对系统进行升压，升压速度控制不大于0.3MPa/min。
9.3.6当压力升至2 MPa，暂停升压，进行初步检查，经检查无缺陷可继续升压。
9.3.7第一次上水查漏时，启动打压泵对一次汽系统进行升压，当一次汽系统升压至10MPa时，对一次汽系统进行全面检查，并做好记录；第二次上水查漏时，启动汽动给水泵对一次汽系统进行升压，当一次汽系统压力升至25MPa 时，对一次汽系统进行全面检查，并做好记录。
9.3.8水压查漏升压过程中始终要监视高压缸疏水门后温度，判断是否有水出。
9.3.9水压查漏升压过程中始终要监视汽机本体温度、各疏水阀后温度及主汽调节阀阀体疏水手动门处，导汽管疏水手动门处以及高排逆止阀后无压疏水排水口是否有水出，若有水应立即停止升压，进行处理，防止水进入汽轮机及再热器。
9.4 持压及检查：9.4.1现场经领导小组确认压力不需上升时，维持当前状态，对锅炉进行全面检查。
9.4.3检查人员对分工范围内的项目进行详细检查，检查项目包括水压范围内的各管线、受热面、阀门、支吊架、割管处等。
9.5 降压9.5.1水压查漏结束后，当系统有泄漏的时候，应不开门泄压，且必须保证高压冲洗水泵运行以控制锅炉的泄压速度。
9.5.2当压力降至零时，开启省煤器、水冷壁、启动分离器、过热器、主汽管道各空气门和疏水门进行放水。
9.5.3水压查漏结束后，拆除弹簧吊架的销子。
9.6 二次汽系统上水：9.6.1锅炉二次汽系统上水前需进行给水质化验，化验内容包括：CL-，PH，NTU，SiO2，Fe，确认各项水质指标合格后开始上水。
须化验室出水质书面正式报告{加氨调整PH值，PH值为9.0-10之间。
除盐水中氯离子的含量小于0.2mg/L}，水温控制在50℃。
9.6.2关闭一级再热器进口至吹灰手动门，二级再热器进口至吹灰手动门。
9.6.3通过给水泵缓慢把水送向再热蒸汽系统。
9.6.4当二级再热器出口排空门出现水持续流出20分钟后，关闭再热器疏水集箱放水管道主路一、二次门、旁路手动门，当二级再热器出口排空门水质清澈没有气泡后关闭二级再热器出口排空一、二次门。
9.6.5当一级再热器进口排空门连续有水冒出，且水质清澈、没有气泡后关闭一级再热器入口排空一、二次门。