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中华人民共和国电力行业标准
DL647-1998
电力工业锅炉压力容器检验规程
Inspection code for boiler and pressure vessel of the power industry
1998-03-19发布 1998-08-01实施
中华人民共和国电力工业部 发布
前 言
本规程是根据电力部锅炉压力容器安全监察委员会〈96〉01号关于编制《电站锅炉压力容器检验规
程》及1997年电力行业标准修订计划制订的。
本规程遵照电力部《电力工业锅炉压力容器安全监察规定》、DL612《电力工业锅炉压力容器安全监
察规程》的有关规定,满足劳动部劳部发〔1996〕276号《蒸汽锅炉安全技术监察规程》、劳锅字
〔1990〕8号《压力容器安全技术监察规程》和劳部发〔1996〕140号《压力管道安全管理与监察规定》的
基本要求。在此前提下,结合电力工业的特点和实际,按照设备全过程管理、实行全过程监察和全过程
检验的原则,对火力发电的锅炉、火力发电厂热力系统的压力容器和主要汽水管道的安全技术、安全管
理、安全性能检验工作提出了原则性的要求,本规程是指导电力工业锅炉压力容器安全工作的综合性管
理规程,是强制性行业标准。
本规程的附录A是标准的附录,附录B、附录C和附录D是提示的附录。
本规程由电力工业部锅炉压力容器安全监察委员会提出。
本规程由中国电力企业联合会标准化部归口。
本规程由华东电业管理局、上海市电力工业局负责起草。
本规程起草人员:施惠民、钮家鳌、毛洪生、宣正发、沈敬毅、郁建国。
本规程由电力工业部锅炉压力容器安全监察委员会办公室负责解释。
目 次
前言
1 范围…………………………………………………………………………………………………………1
2 引用标准……………………………………………………………………………………………………1
3 总则…………………………………………………………………………………………………………2
4 检验单位、检验人员的资格和责任………………………………………………………………………2
第一篇 锅 炉 检 验
5 锅炉产品制造质量监检……………………………………………………………………………………3
6 锅炉安装质量检验…………………………………………………………………………………………8
7 在役锅炉定期检验 ………………………………………………………………………………………13
第二篇 压 力 容 器 检 验
8 压力容器产品制造质量监检 ……………………………………………………………………………23
9 压力容器安装质量检验 …………………………………………………………………………………25
10 在役压力容器定期检验 …………………………………………………………………………………26
第三篇 压 力 管 道 检 验
11 压力管道配制质量监检 …………………………………………………………………………………30
12 压力管道安装质量检验 …………………………………………………………………………………33
13 在役压力管道定期检验 …………………………………………………………………………………35
第四篇 安 全 附 件 检 验
14 安全附件与保护装置检验 ………………………………………………………………………………37
附录A(标准的附录) 锅炉压力容器安全状况等级评定办法 ……………………………………………42
附录B(提示的附录) 锅炉压力容器检验报告格式 ………………………………………………………52
附录C(提示的附录) 锅炉承压部件更换一般规定 ………………………………………………………86
附录D(提示的附录) 相关标准 ……………………………………………………………………………87中华人民共和国电力行业标准
电力工业锅炉压力容器检验规程
Inspection code for boiler and pressure vessel of the power Industry
1范围
本规程规定了电力工业电站锅炉、热力系统的压力容器和主要汽水管道在设备制造、安装、在役等
三个阶段的检验工作,并提出了原则性的基本要求。
本规程适用于额定蒸汽压力等于或大于3.8MPa、供火力发电用的蒸汽锅炉,火力发电厂热力系统压
力容器及主要汽水管道。额定蒸汽压力小于3.8MPa的发电锅炉可参照执行。
规程检验范围:
锅炉本体受压元件、部件及其连接件；
锅炉范围内管道；
锅炉安全保护装置及仪表；
锅炉主要承重结构；
5) 热力系统压力容器:高、低压加热器,压力式除氧器,各类扩容器等；
6) 主蒸汽管道、高低压旁路管道、主给水管道、高温和低温再热蒸汽管道等。
2引用标准
下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成本标准的条文。本标准出版时,所示版本均为 有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB150一89 钢制压力容器
GBJ87一85 工业企业噪声控制设计规范
DL438-91 火力发电厂金属技术监督规程
DL441一91 火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督导则
DL/T515—93 电站弯管
DL/T586—95 电力设备用户监造技术导则
DL612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程
DL/T616-1997 火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则
DL5007-92 电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)
DL5031一94 电力建设施工及验收技术规范(管道篇)
DL/T5047-95 电力建设施工及验收技术规范(锅炉机组篇)
DL/T5054-1996 火力发电厂汽水管道设计技术规定
JB/T1609一93 锅炉锅筒制造技术条件
JB/T3343-93 高压加热器制造技术条件
JB3375一91 锅炉原材料人厂检验
SDJ6-90 火力发电厂汽水管道应力计算技术规定
SDJ279-90 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表及控制装置篇)
原水电部(83)水电电生字第47号 火力发电厂高压加热器运行维护守则
原能源部锅监委(1988)001号 电力工业锅炉压力容器检验机构资格审批规定
原能源部机电部能源安保(1991)709号 电站压力式除氧器安全技术规定
电力部建设协调司建质(1994)102号 火电工程锅炉水压试验前质量监督检查典型大纲
火电工程整套启动试运行质量监督检查典型大纲
电力部电安生〈1994〉257号 电力工业锅炉压力容器安全监察规定
电力部电安生(1994)227号 电业安全工作规程
劳动部劳锅字(1990)8号 压力容器安全技术监察规程
劳动部劳锅字(1990)3号 在用压力容器检验规程
劳动部劳部发(1996)140号 压力管道安全管理与监察规定
劳动部劳部发(1996)276号 蒸汽锅炉安全技术监察规程
3 总则
3.1 为加强电力工业发电锅炉、火力发电厂热力系统压力容器和主要汽水管道在制造、安装、在役各阶段的安全性能监督检验和定期检验工作,保障设备与人身安全,特制定本规程。
3.2本规程对受监设备检验工作各阶段的项目、要求、方法、程序、人员资格、质量标准、检验间隔、记录保存、报告格式、安全状况等级评定、检验结论及处理建议做了最低限度的规定,有关设计、制造、安装、调试、运行、修理改造和检验等部门应遵守本规程。
3.3检验工作应列人建设、安装和检修计划,应签订检验合同并制订检验方案,在编制受检设备检验计
划和检验方案实施细则时应符合本规程的规定。
3.4 电力工业各级锅炉压力容器安全监察机构和锅炉压力容器安全监察工程师负责监督本规程的贯彻执行。
4检验单位、检验人员的资格和责任
4.1从事电站锅炉压力容器和压力管道检验的单位和人员,应按照原能源部锅监委(1988〉001号《电
力工业锅炉压力容器检验机构资格审批规定》、《电力工业锅炉压力容器检验机构资格审查评定细则》及
电力部电安生字(1994)257号《电力工业锅炉压力容器安全监察规定》的要求,经过资格认可和培训考
核合格。
4.2电管局、省(市)电力局的锅炉压力容器检验中心(简称"锅检中心")由电力部锅炉压力容器安全监察机构颁发资格证书。
基层单位的锅炉压力容器检验站(简称"锅检站")由电管局、省(市〉电力局锅炉压力容器安全监
察机构颁发资格证书。
4.3从事电站锅炉压力容器和压力管道检验工作的有关人员,如锅炉压力容器检验师(员〉、无损检测
和理化检验等人员亦应取得电力部门相应的资格证书。
4.4锅检中心职责:负责所辖范围内在役电站锅炉压力容器及压力管道的定期检验和监督检验；进口、
国产新建锅炉压力容器的安全性能监督检验和受委托的其他检验工作。
锅检站职责:在电管局、省(市)电力局锅检中心指导下,承担所辖范围电站锅炉压力容器及压力
管道的定期检验工作。
4.5锅炉压力容器及压力管道的检验工作包括制造、安装、在役三个阶段。检测方法有非破坏性检测和破坏性检测两种。
4.5.1非破坏性检测项目有:
a) 外观检查；
b) 壁厚测量；
c) 磁粉探伤；
d）渗透探伤；
e）涡流探伤；
f）超声波探伤；
g）射线探伤；
h）光谱分析；
i）金相试验；
j）硬度测定；
k）碳化物中合金元素分析；
l）部件表面腐蚀产物分析；
m）应力测量；
n）内窥镜检查；
o）水压试验。
4.5.2 破坏性检测项目有：
a) 钢材化学成分分析；
b) 钢材常温、高温短时机械性能试验；
c) 金相、电镜、能谱分析；
d）碳化物中合金元素含量及相结构分析；
e）持久强度试验；
f）蠕变试验；
g）持久爆破试验。
4.6 检验工作应保证检验质量，检验时应做好原始记录及有关试验、检测报告，检验后应出具检验工作分项（部件）和综合报告。
综合报告必须由检验师（员）和锅检中心技术负责人、主任的签字方为有效。
对检验结论有异议时，可向电管局、省（市）电力局锅炉压力容器安全监察机构提出复议。
第一篇 锅 炉 检 验
5 锅炉产品制造质量监检
5.1 监检范围：
a) 汽包（水包）、内（外）置式汽水分离器；
b) 联箱；
c) 受热面；
d）锅炉范围内管道、管件、阀门及附件；
e）锅水循环泵；
f）承重部件：大板梁、钢架、高强螺栓、吊杆。
5.2 监检分类。
5.2.1 在制造厂的现场监造和抽检。
5.2.2 在安装工地的现场检验（即安装前现场检验）。
5.3 锅炉产品制造质量监检是在制造厂对锅炉产品全面保证质量的基础上，建设单位对承压、承重部件安全性能所进行的监督检验。
5.4 建设单位与制造厂订立设备和同时，应根据设备具体情况按照DL/T586-95确定在制造厂进行现场监造、抽检工作的具体项目和内容,并在合同中明确设备监检的模式、项目、内容和实施方法。
5.5 建设单位在签订进口锅炉合同时,在合同或其附加的技术条款中应明确下列内容:
产品检验所依据的规范、标准;
产品的随机文件;
监造和抽检条件;
索赔期限和质量保证期限。
5.6 进口锅炉产品的制造质量监检工作应由电管局、省(市)电力局锅炉压力容器安全监察机构负责组织,并成立安全性能监督检验领导机构。
5.7 进口锅炉产品的制造质量监检工作应由有资格的电力工业锅炉压力容器检验人员进行,并根据合同所明确的规范、标准预先做好技术准备,结束后写出监检报告。
5.8 进口锅炉中的下列设备应派员在制造厂进行现场监造和抽检:
a) 产品在国外组装,到货后不便于进行内部检验的重大设备,如汽包、联箱、锅水循环泵等；
b) 其他具有特殊要求的设备。
5.9 国产大型锅炉(200MW及以上机组)亦应派员在制造厂进行现场监造和抽检,中小型锅炉可根据需要决定是否进行。
5.10 建设单位应委托有资格的检验单位进行锅炉监检工作,并应与检验单位签订锅炉监检委托合同,内容包括:监检范围、依据、要求、双方的责任、权利和义务、监检费用、违约责任及奖罚条款等。
5.11检验单位应根据锅炉合同规定及设备情况编制监检工作计划,包括需制造厂提供的技术资料、图
纸、标准和试验记录,现场见证模式、项目,相互联系办法及定期会议制度等。
5.12在安装工地的现场检验工作应和电力建设施工验收技术规范中对设备的检查验收工作有机地结
合,不搞重复检验。
5.13 在安装工地的现场检验以重点检查设备设计和制造竣工等方面的综合资料、图纸和外观质量、外
形尺寸。检验项目以材质检验、外观检查和壁厚测定为主,必要时可采用表面探伤、硬度测定、金相检验及无损探伤抽检。其程序为:
5.14 在制造厂已由检验单位进行过现场监造、抽检的项目,安装工地现场检验时可以不再进行重复检验。
5.15 安装工地的现场检验项目和质量要求。
5.15.1 设计和制造技术资料
应满足DL612-1996中4.8的要求。
5.15.2 汽包、内(外)置式汽水分离器
a) 内外壁表面做100%外观检查,必要时用5～10倍放大镜检查,不允许有裂纹、重皮等缺陷;深度为3mm～4mm的疤痕、凹陷、麻坑,应修磨成圆滑过渡,深度大于4mm的,应补焊并修磨。人孔及人孔盖密
封面应无径向刻痕,其他缺陷未超过JB/T1609-93的规定。
b) 检查几何形状和尺寸偏差不超过制造技术条件要求,人孔、管接头、焊接件布置合理,尺寸偏差不超标。
c) 测量筒体、封头壁厚,每块钢板至少两点,管接头壁厚,每种不少于一个,每个至少两点,应符
合设计要求。
d) 合金钢板和管接头进行光谱检查，防止错用钢材。
e) 焊缝表面做100%外观检查，必要使用5～10倍放大镜检查，表面质量和外形尺寸应付和设计和工艺技术标准。
对焊缝采用超声波探伤抽查。抽查比例规定如下：
筒体纵缝25%、环峰10%（包括全部T形接头）；
集中下降管座、给水管座角焊缝100%；
其他焊缝20%；
重点抽查返修过的部位己人孔加强圈焊缝；
f) 检查吊耳或支座焊缝表面，不允许有裂纹、气孔、弧坑、夹渣及深度大于0.5mm的咬边；
g) 抽查筒体、焊缝、热影响区硬度，每条焊缝至少一组，硬度值不超标。
5.15.3 联箱、减温器、汽-汽热交换器、水冷壁进口环形联箱
a) 外表面外表面做100%的外观检查，不允许有裂纹、折叠、撞伤、压扁、分层，允许麻坑深度小于等于1mm。
b) 抽查联箱的几何尺寸、弯曲度，管接头的倾斜、偏移及高度偏差，支座或吊耳的倾斜及偏移，应达到工艺技术标准要求。手孔及手孔盖密封面无径向刻痕。
c) 测量每个联箱筒体、封头、手孔盖壁厚,筒体至少4点,其他至少2点。
环形联箱弯头、套管式汽-汽热交换器弯头背弧测厚，每个至少2点。
各种管座测厚10%，至少1个，每个2点。
d) 合金钢联箱筒体、封头、手孔盖、管接头及其焊缝应做100%光谱检查。
e) 焊缝表面做100%外观检查，表面质量和外形尺寸符合设计和工艺技术规定。
每种管座角焊缝至少抽1个做磁粉探伤，高温部分联箱管座角焊缝应抽10%，有条件时做射线探伤。
手孔管座角焊缝、减温器进水管座角焊缝、内套筒定位螺丝角焊缝100%做磁粉探伤。
f) 抽查焊缝、热影响区、筒体硬度个1组。
g) 有中间隔板的联箱应检查隔板焊缝质量。
h) 减温器应检查喷孔、内套筒表面情况及焊接质量。
i）检查筒体内部应无杂物,金属余屑已经清理干净。
5.15.4 受热面
a) 各种受热面做外观检查，不允许存在裂纹、撞伤、折皱、压扁、分层，腐蚀、麻坑处实际壁厚不小于强度计算最小需要壁厚。
b）抽查各种管子壁厚，不同材质、不同规格的管子各抽测10根，每根两点，应符合图纸尺寸要求。
c）抽查各种弯管的圆度和背弧壁厚，不同规格、不同弯曲半径的弯管各抽测10根，应符合制造技术条件。
d）受热面应进行通球试验，按DL/T5047-95规定执行。
e）鳍片管焊缝做外观检查，鳍片应完整，鳍片焊缝不应有裂纹、气孔、夹杂、漏焊，扁钢与管子连接处焊缝咬边深度不得大于0.5mm，扁钢与扁钢连接处焊缝咬边深度不得大于0.8mm。
f）管排平整，外形尺寸符合图纸要求，吊卡结构、防磨装置、密封部件良好。
g）内螺纹管抽查3～5段剖开检查，应符合技术条件。
h）检查液态排渣炉水冷壁销钉高度、密度，应符合图纸要求，销钉焊缝无裂纹等超标缺陷，没有损伤管子。
i）合金钢管及其焊缝做100%光谱检查，应符合有关技术标准。
j）抽查合金钢管及其焊缝硬度，不同规格、材质的管子各抽查10根，每根管子的焊缝、热影响区、母材各抽查1组。
k）焊缝做外观检查，外形尺寸及表面质量应符合技术要求和设计要求。
l）焊缝质量做无损探伤抽查，在制造厂已做100%无损探伤检验的，则按不同受热面焊缝数量的5/1000抽查;采用摩擦焊的焊缝抽检比例为1%。
m) 各种受热面按管组做水压试验,应符合技术条件或设计要求。
5.15.5 锅炉范围内管道、管件、阀门及附件
a) 管道、管件、阀门、附件制造质量检验合格,检验报告齐全,满足设计要求。
b) 管道、阀门、弯头、三通内外表面做外观检查,不允许有裂纹、碰伤、腐蚀和其他超标缺陷。
c) 抽查各种管道的壁厚、外径、弯管的圆度及外弧壁厚,不同规格的管道各抽10根。壁厚不应低于设计值,圆度应符合DL612-1996中5.24的规定。
d) 抽查合金钢管道硬度,不同材质、规格各抽2根,每根1组。
e) 合金钢管道、阀门、弯头、三通做100%光谱检查。
f) 焊缝表面做外观检查,其外形尺寸和表面质量应符合技术标准。
不同材质、规格各抽一个焊缝做无损探伤抽查。根据管道直径和壁厚确定探伤方法。
g) 每个锻件(三通、阀门)抽查硬度2组,合金钢锻件应加做金相组织检查。
h) 试压泵水压试验合格。
5.15.6 锅水循环泵
a) 制造厂出厂技术资料应齐全。包括材质检验报告、无损探伤报告、热处理记录报告、动静间隙报告、水压试验报告、试运转报告等,其内容应符合有关标准或设计要求。
b) 外壁做外观检查,应无裂纹、气孔、砂眼、重皮和腐蚀,外形尺寸符合图纸要求。
合金钢材质进行100%光谱检查。
壳体、法兰进行超声波探伤抽查。
c) 动静间隙检查符合设计要求。
d) 密封面接合良好。
e) 水压试验合格。
5.15.7 承重部件(大板梁、钢架、高强螺栓、吊杆)
a) 外表面做100%外观检查,应无重皮、裂纹、变形和严重锈蚀等缺陷。
b) 检查大板梁、钢架的几何尺寸应符合设计要求。大板梁的挠度向上小于或等于3Omm,向下小于或等于5mm;钢架的扭转值、弯曲度不大于全长的1/1000,且不大于1Omm。
c) 合金钢部件做光谱检查。
大于等于M36的合金钢螺栓做100%硬度检查和不小于10%的磁粉探伤抽查。
d) 对悬吊汽包的U形吊杆及焊缝进行100%超声波探伤、硬度检查。
e) 大板梁、钢架的焊缝表面做100%外观检查,其尺寸和表面质量应符合制造技术条件。
对角焊缝和对接焊缝做局部无损探伤抽查,规定如下:
大板梁焊缝做磁粉探伤和超声波探伤抽查,比例各为10%;
钢架焊缝做磁粉探伤抽查,比例为1%。
5.16 报告与总结。
监检结束应出具监检综合报告,内容包括各分项检查报告、专业检测报告、检验中发现的重要缺陷的安全技术评价、处理情况、存在问题和建议,并提出设备总体安全技术评价。检验报告应报送电管局、省(市)电力局锅炉压力容器安全监察机构。
6 锅炉安装质量检验
6.1 检验范围:
5.1所定范围内的锅炉承压、承重部件,锅炉范围内的管道、阀门、支吊架及膨胀系统的安装质量。
6.2 检验分类:
6.2.1 锅炉整体超压水压试验前的质量监督检验和超压水压试验。
6.2.2 锅炉机组整套启动试运行前质量监督检查。
6.3 锅炉安装质量检验是在安装单位自检合格和电力基建工程质量监督站预检合格的基础上，对锅炉安全性能进行的监督检验。
6.4 进口锅炉安装质量的检验要求按照合同规定，同时应满足中国国家和电力行业的规程和技术标准的基本要求。
6.5 安装质量检验工作按照电力部建设协调司建质（1994）102号《火电工程锅炉水压试验前质量监督检查典型大纲》和《火电工程整套启动试运行前质量监督检查典型大纲》的要求，由电管局或省（市）电力局基建工程质量监督中心站会同电管局或省（市）电力局锅炉压力容器安全监察机构，联合组织进行。
安装质量检验也可委托有资格的检验单位进行。
6.6 锅炉安装质量监督检验应根据工程的特点制订实施大纲。内容包括质量监督检查的依据；水压前应具备的技术条件、技术资料和文件；质量监督检查的内容和要求、步骤和方法；评价和总结。
6.7 检验方法与程序。
6.7.1 锅炉安装质量监督检验分三个阶段进行：
自检阶段；
预检验阶段；
正式检验阶段。
6.7.2 质量监督检验方法：
采用查阅资料、实测核查、跟踪抽检、现场查看、取证检查、组织座谈和考问等，对关键部位进行抽检。对锅炉是否具备超压水压试验和锅炉机组整套试运行的条件进行认定，并对工程质量做出评价。
6.7.3 锅炉安装质量监督检验的程序：
6.8 锅炉整体超压水压试验前质量监督检验的项目和质量要求。
6.8.1 现场应具备的主要条件：
锅炉钢架施工结束，并经验收签证；
锅炉本体各受热面合承压部件全部安装结束；
参加水压试验的管道和支吊架施工完毕，各空气、疏放水、取样、仪表、控制、加药、排污和减温水等管道已接到一次门；
四大管道截止点阀门、附件或临时封堵装置安装完毕；
焊在受热面管子或承压部件上的所有部件，如鳍片、销钉、密封铁件、防磨罩、保温钩钉、门孔座和热工测量元件等均施焊结束，焊渣清除，外观检查合格；
焊在受热面上安装加固或起吊用的临时铁件均已割去，打磨光滑，且母材无损伤；
锅炉本体各部件吊杆、吊架安装完成，经过调整，符合要求；
水压实验所需临时管道安装结束；
水压试验用试压泵、临时表计、化学除盐水、废水处理排放系统等准备结束。
6.8.2 应具备的技术资料和文件：
a) 锅炉制造质量技术资料齐全，内容应符合国家或行业标准。
炉竣工图,包括总图、承压部件图、热膨胀图、基础荷重图。
承压部件强度计算书。
锅炉质量证明书。
锅炉设计说明书和使用说明书。
热力计算书或汇总表。
水循环计算书或汇总表。
汽水阻力计算书。
安全阀排放量计算书及质量证明书。
设计修改技术资料、制造缺陷返修处理记录。
过热器和再热器壁温计算书。
b) 锅炉设备监造报告。
c) 锅炉产品的安全性能检验报告。
d) 锅炉安装质量技术资料齐全,内容应符合国家标准或电力建设有关技术标准。
1) 锅炉钢架制造质量证明文件,安装记录及三级验收签证书;钢架高强螺栓质保书,监检报告;钢架焊接质量技术记录及钢架的定期沉降观测记录。
2) 锅炉受热面组合、安装和找正记录及验收签证;受热面及联箱的清理、安装通球记录及验收签证;缺陷处理记录;受压部件的设计变更通知单;材质证明书及复验报告。
3) 锅炉安装有关的设计变更通知单、设备修改通知单、材料代用通知单及设计单位证明。
4) 安装焊接工艺评定报告,热处理报告,焊接和热处理作业指导书。
5〉按照DL5007-92规定对现场组合、安装焊缝的检验资料。
6) 水压试验用试压泵临时堵头和其他受压临时管道的强度计算书。
7) 所有参加水压试验的主要管道及支吊架安装记录。
8) 安装部门配制承压元件的设计、施工、检验资料。
9〉水压试验技术措施,包括冲洗措施、水质合格报告、压力表校验报告、防腐措施及排废措施。
6.8.3 汽包、内(外)置式汽水分离器:
a) 检查筒体内外表面应无损伤,预焊件无漏焊;复查筒体水平误差,符合有关技术标准规定。
b) 给水管、加药管、再循环管穿过汽包壁处的套管、事故放水管、水位计连接管安装符合设计规定,校对水位计"0"位符合设计要求。
c) 人孔与人孔盖密封面密封良好,无径向刻痕。
d) 支架或吊架安装符合要求,有防止吊杆螺母松退措施,U型吊杆与汽包在90°接触角圆弧吻合良好,个别间隙小于等于2mm,不影响膨胀。
汽包支座牢固不歪斜,与筒体接触良好,与横梁接触平整、严密;滑动支座周围无杂物,滑动灵活。
e) 安装焊缝做外观检查时应无裂纹、夹渣、气孔、咬边等超标缺陷。
直径大于等于159mm的对接焊缝抽查1个～2个,做超声波探伤或射线探伤复检。
直径小于159mm管子对接焊缝按1%(至少1个)做射线探伤复检。
f) 内部装置安装正确、牢固,焊缝无漏焊与裂纹,内部无杂物。
g) 膨胀指示器安装数量和质量符合有关规定。
6.8.4 联箱、减温器、汽一汽热交换器、水冷壁进口环形联箱:
a) 对外壁做外观检查时,应无损伤,无严重腐蚀,单个腐蚀坑深度小于或等于1mm。
b) 吊杆与联箱接触良好,受力均匀。支座和定位固定卡安装牢固,预留膨胀间隙足够,滑动灵活,无杂物。
c) 对安装焊缝做外观检查时,表面质量和外观尺寸应符合规程规定。
各管座连接无异常、无变形,偏折度不超标。
对合金钢焊缝做光谱检验时，硬度抽检按1%、射线探伤按0.5%抽查。
d) 用内窥镜检查减温器内部组件及焊接质量。在产品制造质量监检中已做过此项检查的，可不进行。
对环形联箱弯头进行外观检查时，应无裂纹、重皮和损伤，外形尺寸符合设计要求。焊缝质量在100%外观检查基础上，做25%超声波探伤检查。
膨胀指示器数量符合设计要求，位置正确，安装合理牢固，指示清晰，已校到“0”位。
6.8.5 受热面：
a) 对外壁进行宏观检查时,应无锈蚀、损坏变形、无纵向拉痕、裂纹、重皮、损伤及引弧坑等缺陷。施工临时铁件已全部割除，并打磨圆滑，未伤及母材。
b) 检查屏式过热器、低温过热器、高温过热器、低温再热器、高温再热器、省煤器等管排，应安装平整，节距均匀，偏差小于或等于5mm，管排平整度小于或等于20mm，管卡安装牢固，安装位置符合图纸要求。
c) 抽查悬吊式受热面与烟道底部管间膨胀间距，应符合图纸要求。
d) 抽查各受热面与包覆管（或炉墙）间距，应符合图纸要求，无“烟气走廊”形成。
e）水冷壁和包覆管安装平整，水平偏差在±5mm以内，垂直偏差在±10mm以内。与刚性梁的固定连接点和活动连接点的施工符合图纸要求，与水冷壁、包覆管连接的内绑带安装正确，无漏焊、错焊，膨胀预留间隙符合要求。
f）防磨板与管子接触良好，无漏焊，阻流板安装正确，符合设计要求。
g）水冷壁、包覆管鳍片的安装焊缝外观检查应无裂纹、漏焊、气孔、为熔合和大于0.5mm的咬边。
直流锅炉分段水冷壁间的镶嵌铁件及分段水冷壁、包覆管安装焊缝密封件的焊接处不允许存在裂纹和大于0.5mm的咬边。
h）抽查安装焊缝外观质量，比例为1%～2%，应无裂纹、咬边、错口，偏折度在电力建设有关技术规程允许范围内。
安装焊缝内部质量用射线探伤抽查，，比例为1%。
i）炉顶管间距应均匀，平整度偏差小于或等于5mm。边排管与水冷壁、包覆管的间距应符合图纸要求。
顶棚管吊攀、炉顶密封铁件已按图纸要求安装齐全，无漏焊。
燃无烟煤的锅炉及液态排渣炉卫燃带的销钉数量及焊接质量符合设计要求。
炉底水冷壁与灰渣斗或捞渣机连接的水封板，其与联箱或管子的焊接应符合图纸要求，膨胀间隙应足够。
6.8.6 锅炉钢架、吊杆：
炉顶大板梁支座连接情况，符合设计要求。测量大板梁挠度，应不大于1/850。
安装用临时固定铁件已割除干净，未损伤梁和柱。
钢材外观检查应无裂纹、腐蚀、重皮、变形和损伤。
框架牢固、正直无歪斜、无晃动，梁柱连接无松动，主柱与基础连接牢固可靠；抽查1～2根主要立柱的垂直度，应符合有关电力建设规程规定。
梁、柱紧固螺母无裂纹、变形和松动。
基础沉降抽测，符合设计要求。
连接焊缝无裂纹、未熔合等超标缺陷。
炉顶吊杆、恒力吊架和弹簧吊架安装齐全正确，受力均匀，吊杆冷态预偏位置已调整好，符合设计要求。有蝶形弹簧的吊杆，弹簧压缩量应符合设计值，支座、垫板、销轴、开口销及螺帽制动措施等零件应齐全，螺栓至少应露出螺帽1～2扣。
对低合金钢材质的梁、柱、吊杆、紧固螺栓和螺母进行光谱检查。
膨胀中心限位装置符合设计要求，水平刚性梁与垂直刚性梁连接处有膨胀补偿措施，并安装正确。
水平刚性梁间平衡杆安装符合图纸要求,能保证受热面自由膨胀。
6.8.7 锅炉范围内管道、管件、阀门及附件:
a) 管道外观检查应无裂纹、外伤及严重腐蚀。实际壁厚不小于强度计算的最小需要壁厚。
b) 管道排列整齐,有足够的疏水坡度,不影响膨胀,不阻碍通道。
c) 工地提供的管子应符合5.15.5的规定。
d) 合金钢安装焊缝进行光谱和硬度抽查。
直径大于或等于159mm的焊缝抽查1～2个,做超声波探伤或射线探伤。
直径小于159mm的焊缝按1%比例(至少1个)抽查,做射线探伤。
e) 水压试验范围内临时管道阀门的规格、参数符合试验压力要求,安装质量良好,能达到运行管道的要求。
f) 阀门已挂牌,并注明编号、命名及开关指示。
g) 排污管、疏水管能自由膨胀。
h) 检查支吊架安装数量和位置符合设计要求;吊架安装牢固、正确、受力均匀,弹簧无卡涩现象;滑动支座无杂物堵塞,不影响管道膨胀。
6.9 锅炉机组整体水压试验前质监检验报告与总结。
超压水压试验前的安装质量监督检验结束后,应提出水压前承压部件缺陷整改清单。并提出质量监督检验综合报告,对承压部件安装质量做出评价。对是否具备水压试验条件做出判断,报电管局、省(市)电力局锅炉压力容器安全监察机构备案。
6.10 锅炉机组整套启动试运行前质量监督检验项目和质量要求。
6.10.1 应具备的技术条件:
a) 整套启动试运行范围内的全部系统均已安装完毕,并经分部试运行合格,完成验评签证;
b) 需冷态调试、整定的项目按计划已全部完成。
6.10.2 技术文件、资料齐全,记录正确,签证完整。应准备下列技术资料:
a〉整套设计图纸、技术文件、设计变更单和修改图;
b) 制造厂图纸、说明书及出厂证书;
c) 施工质量检验及评定资料;
d) 设备安装记录、试验报告及验收签证;
e〉分部试运行记录及验收签证;
f) 经批准的整套启动调试方案和措施;
g) 机组启动试运行控制曲线;
h〉符合实际的汽水系统图。
6.10.3 锅炉本体:
a) 锅炉水压后遗留的设备缺陷已得到整改,经抽查未发现新的缺陷;
b) 炉墙保温平整,炉顶密封完好;
c) 防爆门安装符合技术要求,能可靠动作。
6.10.4 管道、阀门:
a) 严密不漏,阀门标示牌、管道色环及流向箭头齐全;
b) 支吊架无损坏,承力正常;
c〉安全阀安装调试结束,整定值符合要求。
6.10.5 锅水循环泵已试运行合格、无泄漏。
6.10.6 燃烧器摆动角度、炉膛空气动力场试验已经结束,符合设计要求。
6.10.7 热工仪表、自动保护:
a) 必需的热工仪表、自动、保护装置已试调完毕,能投入使用;
b〉"越限报警"检查试验正常;
c〉水位表水位标志清晰,"0"位符合设计规定,偏差在±1mm以内。控制室内能可靠地监视汽包水位。
6.10.8 锅炉化学清洗及蒸汽管道的蒸汽冲洗工作已结束,受热面及蒸汽管道清洁良好。
6.10.9 运行人员经培训考核合格、持证上岗。
6.10.10 大型锅炉配置的电梯能正常使用。
6.11 锅炉机组整套试运行前质量监督检验报告与总结。
根据质量监督检验结果,提出整套试运行前质量监督检验综合报告,对安装质量进行评价。对发现的设备缺陷提出处理意见,确定锅炉是否具备进行满负荷整套试运行的条件,报电管局、省(市〉电力局锅炉压力容器安全监察机构备案。
7 在役锅炉定期检验
7.1 检验范围:按5.l所定范围的锅炉设备、安全附件、保护装置及锅炉房、人员素质、规程制度等。
7.2 检验分类和周期:
a) 外部检验:每年不少于一次。
b）内部检验:结合每次大修进行,其检验内容应列入锅炉年度大修计划。新投产锅炉运行一年后应进行首次内部检验。
c) 超压试验:一般二次大修进行一次。根据设备具体技术状况,经电管局或省(市〉电力局锅炉压力容器安全监察机构同意,可适当延长或缩短超压试验间隔时间。超压试验可结合大修进行,列入大修的特殊项目。
7.3 遇有下列情况之一时,也应进行内外部检验和超压水压试验:
a) 停用一年以上的锅炉恢复运行时；
b) 锅炉改造、受压元件经重大修理或更换后,如水冷壁更换管数在50%以上,过热器、再热器、省
煤器等部件成组更换及汽包进行了重大修理时；
c) 锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时；
d) 锅炉严重缺水后受热面大面积变形时；
e) 根据运行情况,对设备安全可靠性有怀疑时。
7.4 外部检验由电厂根据设备特点编制计划并实施,不影响锅炉正常运行。如同时安排内部检验,则外部检验一般可安排在锅炉停炉前进行。
7.5 内部检验由电厂委托有资格的检验单位进行。如果委托锅检站进行检验时,应由电管局或省(市)电力局锅炉压力容器检验中心进行监检。
7.6 电厂应与检验单位签订锅炉定期检验委托合同,内容包括:检验范围,依据,要求,双方责任、权利和义务,检验费用,违约责任及奖罚条款等项。
7.7 新装锅炉投运后的首次检验应做内外部检验。检验的重点是与热膨胀系统相关的设备部件和同类设
备运行初期常发生故障的部件。
在役锅炉的定期检验可根据设备使用情况做重点检验,同时结合同类型设备故障特点确定检验计划。
运行10万h后确定检验计划时,应扩大检验范围,重点检查设备寿命状况。
7.8技术资料审查。
7.8.1 锅炉制造质量技术资料齐全,内容应符合6.8.2a)～c)等条款的要求。
7.8.2 锅炉安装质量技术资料齐全。
a) 应符合6.8.2d)中2)、3)、4)、5)等条款的要求；
b) 安装竣工图及安装竣工报告；
7.8.3 现场规程制度齐全。
a) 现场运行规程及事故处理规程；
b) 检修工艺规程；
c) 技术监督制度,包括金属、化学、热工监督制度；
d) 锅炉压力容器安全监察管理制度及定期检验实施细则；
e) 培训考核制度。
7.8.4 受监督设备重大技术改造及变更的图纸、资料齐全。
a) 技术改造(或变更)方案及审批文件；
b) 设计图纸、计算资料及施工技术方案；
c) 质量检验和验收签证。
7.8.5 技术记录、档案齐全。
a) 锅炉技术登录簿及使用证；
b) 定期检验计划及报告；
c) 近期运行记录,事故、故障记录,超温、超压记录；
d) 承压部件损坏记录和缺陷处理记录；
e) 检修记录,质量验收卡,大修技术总结；
f) 金属监督、化学监督、热工监督技术资料档案；
g) 焊接管理有关记录；
h) 安全阀校验及仪表、保护校验记录；
i) 焊工、无损检测人员档案。
7.8.6 新装锅炉首次检验应对技术资料做全面审查,以后的检验重点为新增加或有变更的部分。
7.9 锅炉外部检验项目与质量要求。
7.9.1 锅炉房安全设施、承重件及悬吊装置:
a) 锅炉房零米层、运转层和控制室至少设有两个出口,门向外开。
b) 汽水系统图齐全,符合实际,挂放现场。
c) 通道畅通,无杂物堆放。
d) 控制室、值班室有隔音层,符合GBJ87一85要求,安全阀、排汽阀应装有消声器。
e) 照明设计符合电力部电安生(1994)227号《电业安全工作规程》及有关专业技术规程规定,灯具开关完好。
f) 地面平整,不积水,沟道畅通,盖板齐全。
g) 地下室四周有栏杆、护板,室内有防水、排水设施,照明充足。
h) 楼梯、平台、通道、栏杆、护板完整,楼板应有明显的载荷限量标记。
i) 承重结构无过热、腐蚀,承力正常,各悬吊点元变形、裂纹、卡涩,无歪斜,承力正常,方向符合设计规定。吊杆螺栓、螺帽无松动,吊杆表面无氧化腐蚀。
j) 消防设施齐全、完好,定期检查合格。
k) 电梯安全可靠,竖井各层的门有闭锁装置。
7.9.2 设备铭牌、管道阀门标记:
a) 锅炉铭牌内容齐全,挂放位置醒目；
b) 阀门有开关方向标记和设备命名统一编号,重要阀门应有开度指示及限位装置；
c) 管道色环完整,并有工质流向箭头。
7.9.3 炉墙、保温:
a) 炉墙、炉顶密封良好,无开裂、鼓凸、脱落、漏烟、漏灰,无明显振动。
b) 炉墙、管道保温良好。当室内温度为25℃时,保温层的表面温度不大于50℃。
c) 燃烧室及烟道、风道各门孔密封良好,无烧坏变形,耐火材料无脱落,膨胀节伸缩自如,无变形、开裂。
7.9.4 吹灰器应运行正常,阀门严密,疏水良好。
7.9.5 锅炉膨胀状况:
a) 汽包、联箱等膨胀指示器装置完好,有定期检查膨胀量的记录；
b) 各部件膨胀通畅,没有影响正常膨胀的阻碍物；
c) 锅炉膨胀中心组件完好,无卡阻或损坏现象。
7.9.6 防爆门:
a) 燃烧室防爆门密封性能好,动作灵敏,无泄漏；
b) 膜板防爆门无腐蚀及泄漏,镀铸铁板厚度不大于1.2mm,中间应留有0.1mm～0.2mm深的划痕,或采取双U形搭接结构。
7.9.7 安全附件和保护装置:
安全附件和保护装置的检验要求应符合14.5的规定。
7.9.8运行现场记录:
a) 燃烧工况稳定,检查发生正压、爆燃情况的记录,在允许范围内；
b) 无超温现象,检查各级受热面壁温记录,在允许范围内；
c) 各项运行参数符合现场运行规程要求。
7.9.9 运行人员资格:
a) 运行人员经过培训考试合格,持证上岗。
b) 查阅近期反事故演习记录及责任事故记录。能严格执行各项规程,正确处理可能发生的事故。
7.10 锅炉内部检验的准备工作。
7.10.1 根据电厂提供的锅炉技术资料、历次检验计划、检验报告及设备缺陷情况,结合同类型锅炉频发性缺陷,编制锅炉内部检验计划或实施方案。
7.10.2 做好安全准备工作:
a) 设备的汽水系统、燃烧系统、热风系统已和运行设备可靠隔绝,并已悬挂不准启动的警告牌；
b) 需登高检验的部位应搭设脚手架、检查平台、护栏等,登高作业应遵守电力部电安生(1994)227号《电业安全工作规程》的有关规定；
c) 检验部位的人孔门、手孔盖已全部打开,经通风换气冷却；
d) 炉膛及后部受热面已清理干净,露出金属表面；
e) 妨碍检验的部件和保温材料已经拆除；
f) 检验中所用的照明及工作电源应符合电力部电安生(1994)227号《电业安全工作规程》的规定；
g) 进入汽包、内(外)置式汽水分离器、水冷壁进口环形联箱、炉膛、循环流化床锅炉的热旋风分离器等内部检验时,应有专人监护。
7.11 内部检验方法与程序如下。
7.11.1 一般采用目测检验方法,必要时可借助检测仪器,如测厚仪、硬度计、内窥镜、金相及无损探伤设备等。
7.11.2 定期检验程序如下：
外部检验 主管电力局
电厂委托检验 编制检验计划或方案 实施检验 内部检验 检修整改修后复检 检验报告
水压试验 电 厂
7.12 检验后做好记录，填写分项验报告，对需返修的重大缺陷，应及时反馈电厂技术负责人。
7.13 锅炉内部检验的项目和质量要求。
7.13.1 汽包、内(外)置式汽水分离器:
a）对内壁进行外观检查,进行腐蚀产物及垢样分析,必要时进行测厚和元损探伤。
b) 人孔密封面应无明显伤痕及腐蚀斑点,人孔饺链座连接焊缝应无裂纹等外观缺陷。
c）复查制造焊缝遗留缺陷未见发展,无新缺陷产生。
d) 锅炉运行5万h后进行以下重点检查:
1) 对集中下降管管座焊缝进行100%超声波探伤；
2) 筒体和封头内表面主焊缝、人孔加强焊缝和预埋件焊缝表面去锈后,进行100%外观检查；
3) 对主焊缝(含纵、环焊缝的T形接头)进行无损探伤抽查,比例为纵缝25%、环缝10%；
对安全阀、向空排汽阀管座角焊缝进行外观检查,必要时进行无损探伤复查。
e) 检查下降管孔、进水管孔、加药管孔、再循环管孔等有无裂纹、腐蚀、冲刷情况。必要时进行表面探伤复查。
f) 检查汽水分离装置、给水清洗装置,应无脱落、开焊现象。
g) 对水位计的汽水连通管、压力表管接口、蒸汽加热管、汽水取样管、连续排污管进行检查时,应
完好、畅通、无泄漏；对加强型管座做外观检查。怀疑有裂纹时,应用无损探伤复查；检查一次门内外壁腐蚀情况。
h) 汽包与吊杆接触良好,90°内圆弧应吻合,接触间隙不大于2mm。吊挂装置牢固,受力均匀。支座的预留膨胀间隙足够,方向正确。
i) 外置式汽水分离器,按2～3次大修周期安排一次定期检验工作。
7.13.2 水冷壁：
燃烧器周围和热负荷较高区域水冷壁管外观检查。
1）管壁被冲刷磨损程度,是否有高温腐蚀、变形、鼓包等缺陷,必要时进行测厚；
2) 液态排渣炉或有卫燃带的锅炉应检查卫燃带及销钉的损坏程度；
3）直流锅炉的UP型炉应检查下辐射出口弯头处有否鼓包、裂纹、胀粗等过热情况,必要时做金相
检查；
4) 定点监测管壁厚度及胀粗情况,一般分三层标高,每层四周墙各若干点。
b) 冷灰斗区域水冷壁管外观检查。
1）应无落焦碰伤及管壁磨损情况；
2) 炉底水封板焊缝应无膨胀或因焊接造成的开裂；
3) 检查液态排渣炉渣口及炉底耐火层应无损坏、析铁；
4) 定点监测管壁厚度,斜坡及灰坑弯管外弧处各取若干点。
c）所有人孔、看火孔部位周围水冷壁管应元磨损、拉裂、鼓包、变形。
d) 循环流化床锅炉进料口、出灰口、布风板水冷壁、翼形水冷壁、底灰冷却器水管应无磨损、腐蚀情况。
e）折焰角区域水冷壁管外观检查。
1）应无水循环影响而引起的过热、胀粗、鼓包等缺陷；
2) 应无烟气飞灰磨损而引起的管壁减薄；
3）屏式再热器冷却定位管相邻水冷壁应元变形、磨损情况；
4) 定点监测壁厚及管子胀粗情况,斜坡及弯管外弧处各取若干点。
f) 检查吹灰器附近水冷壁的损伤情况,必要时测量壁厚。
g〉对防渣管进行外观检查。
1) 检查管子两端应无疲劳裂纹,必要时进行着色探伤；
2) 防渣管应无过热、胀粗、变形、鼓包等；
3) 防渣管、循环流化床锅炉热旋风分离器进出口处水冷璧管应无烟气、飞灰磨损；
4) 定点监测管子壁厚及胀粗量。
h）对鳍片水冷壁,检查鳍片与管子的焊缝,应无开裂、严重咬边、漏焊、假焊等情况,重点对组装的片间连接、与包覆管连接、直流炉分段引出、引入管处的嵌装短鳍片、燃烧器处短鳍片等部位的焊缝做100%外观检查。
i) 热负荷高处水冷壁割管检查。
1) 内壁结垢量及成分测定。
2）内壁腐蚀情况及原因分析。根据腐蚀情况决定扩大检查范围,当内壁结垢量超过DL612-1996规
定时,应进行受热面化学清洗工作。
j) 检查水冷壁拉钩、管卡、膨胀装置及止晃装置。
1）外观检查应完好,无损坏和脱落；
2）膨胀间隙足够,无卡涩；
3)管排平整,间距均匀。
7.13.3水冷壁上下联箱、UP型锅炉分段进出口联箱及混合器、强制循环锅炉环形联箱:
a) 检查环形联箱水冷壁入口节流圈,应无脱落、结垢、磨损,位置应无装错。
b) 抽查UP型锅炉下辐射进口节流圈,应无结垢或磨损。
c) 用内窥镜检查UP型锅炉二/三级混合器及连通管,内部挡板完好,焊缝无开裂,连通管内无杂物堵塞。
d) 检查UP型锅炉二/三级混合器测温三通蠕胀量,必要时进行测厚。
e) 抽查联箱内外壁腐蚀情况,记录内部堆积物的数量和成分,必要时进行测厚。
f) 对管座角焊缝进行外观检查,应无裂纹,必要时进行表面探伤。
g) 检查环形联箱人孔和人孔盖密封面,应无径向刻痕。
h) 联箱支座接触良好,无杂物堵塞。对吊耳与联箱焊缝进行外观检查时,应无裂纹,必要时做着色探伤。
i) 运行10万h后,对联箱封头焊缝、环形联箱人孔角焊缝、环形联箱连接角焊缝或弯头对接焊缝进行外观检查和100%无损探伤检查。
7.13.4 省煤器:
a) 检查管排平整度及其间距,应不存在烟气走廊及杂物,并着重检查该处管排、弯头的磨损情况。
b) 检查低温省煤器管排积灰及外壁低温腐蚀情况。
c) 检查省煤器上下管卡及阻流板附近管子磨损情况,必要时进行测厚。
d) 检查阻流板、防磨瓦等防磨装置应无脱落、歪斜或磨损。
e) 支吊架、管卡等固定装置应无烧坏、脱落。
f) 检查鳍片省煤器管鳍片焊缝应无裂纹、严重咬边等缺陷。
g) 外观检查悬吊管磨损及其焊缝。
h) 检查吹灰器附近管子吹损情况,必要时进行测厚。
i) 定点割管检查管内结垢、腐蚀情况,如有均匀腐蚀,应测定剩余壁厚。如有深度大于0.5mm的
腐蚀时,应增加抽检比例。
7.13.5 省煤器进出口联箱:
a) 必要时用内窥镜抽检内壁,应无腐蚀及杂物存在。
b) 对进出口联箱短管角焊缝做外观和表面探伤抽查。
c) 联箱支座接触良好,无杂物堵塞,检查吊耳与联箱焊缝外观有否裂纹,必要时进行着色探伤。
d) 膨胀指示器完好,冷态指示零位,膨胀无受阻。
e) 运行10万h后,联箱封头焊缝进行外观检查和100%无损探伤检查。
7.13.6 过热器:
a) 检查低温过热器,管排间距应均匀,不存在烟气走廊。重点检查后部弯头、上部管、烟气走廊附
近管子的磨损情况。
b) 检查低温过热器防磨板、阻流板接触良好,无磨损、变形、移位、脱焊等现象。
c) 检查包覆过热器管及人孔附近弯管磨损情况。
d) 检查顶棚过热器管变形情况、外壁腐蚀情况。顶棚管下垂严重时,应检查膨胀、悬吊结构和内壁
腐蚀情况。
e) 对循环流化床锅炉。过热器检查过热、腐蚀及磨损情况,测量剩余壁厚,应满足强度要求。
f) 对高温过热器、屏式过热器做100%外观检查,管排应平整,间距应均匀,管子及下弯头应无磨损、腐蚀、氧化、变形、胀粗、鼓包。
g) 检查屏式过热器沿炉膛深度方向的蒸汽冷却定位管及其与前墙受热面间设置的导向装置,应无损伤、变形、失效情况。
h) 检查其他定位管,应无磨损、变形、管卡无烧坏,检查定位管与过热器管之间的碰磨情况。
i) 检查高温过热器下弯头与斜墙的间距,应无磨损。
j) 检查过热器管穿墙部分碰磨情况,与高冠密封结构焊接的密封焊缝应无裂纹、严重咬边等超标缺
陷,必要时进行表面探伤。
k) 检查吹灰器附近磨损情况,必要时进行测厚。
l) 定点检测高温过热器出口段管子外径。
m) 对低温过热器割管取样,检查结垢、腐蚀情况。
n) 对高温过热器割管,做金相及碳化物分析。
o) 运行时间达8万～10万h后,应对与不锈钢连接的异种钢接头进行外观检查,并做20%比例的无损探伤抽查,必要时割管做金相检查。
p) 检查固定卡、挂钩是否烧坏、脱落。
7.13.7 再热器:
a) 检查墙式再热器管子,应无磨损、腐蚀及鼓包、胀粗,并抽测壁厚。
b) 检查屏式再热器冷却定位管、自夹管有无变形,及与管屏磨损情况。测量下弯头与斜墙的间距,应无磨损。
c) 检查高温再热器、屏式再热器管排,应平整,间距应均匀,无明显烟气走廊。
d) 检查高温再热器迎流面及其下弯头无磨损、高温腐蚀、变形、鼓包情况。下弯头定点抽测壁厚。
e) 定点检测高温再热器出口管子外径。
h) 由于温度偏差,发生超温运行,还应检查超温部分高温再热器炉顶不受热部分管段胀粗及金相组织情况。
g) 检查高温再热器管夹、梳形板,有无烧坏、移位、脱落,管子间无碰磨情况。
h) 检查再热器炉顶穿墙部分碰磨情况,与高冠密封结构焊接的密封焊缝无裂纹、严重咬边等超标缺
陷,必要时做表面探伤。
i) 检查吹灰器邻近部位管子磨损情况,必要时应进行测厚。
j) 对高温再热器定点割管,做金相及碳化物分析。
k) 运行8万～10万h后,应对与不锈钢连接的异种钢接头进行外观检查,并做20%比例元损探伤
抽查,必要时割管做金相检查。
7.13.8 高温过热器、再热器出口联箱,炉顶集汽联箱:
a) 与联箱连接的大直径管三通焊缝应进行外观检查和表面探伤。必要时应做超声波探伤。
b) 吊耳与联箱的焊缝进行外观检查和表面探伤。必要时用超声波探伤。检查联箱支座应接触良好,
无杂物堵塞。
c) 检查筒体外壁氧化、腐蚀、胀粗情况,以后每隔5万h检查一次。10万h后增加硬度、壁厚、金相检查。
d) 环缝及封头焊缝首次检验时做100%外观检查和表面探伤,以后每隔5万h检查一次。10万h后
增加超声波探伤复验。
e) 检查封头手孔盖应元氧化、腐蚀、胀粗情况;焊缝外观检查应无裂纹等超标缺陷,10万h后增加
无损探伤检验。
f) 顶棚过热器管发生下陷时,应检查下陷部位联箱的弯曲度及其连接管道的位移情况。
g) 管座角焊缝做外观检查,必要时增加表面探伤,应无裂纹及大于0.5mm的咬边等缺陷。
h) 安全阅、排汽阀、导汽管管座角焊缝首次检验时做100%外观检查,必要时进行磁粉探伤。以后每隔5万h检查一次。
i) 疏水、空气管的管座角焊缝首次检验时做100%外观检查。以后每隔5万,h检查一次。
j) 对充氮及温度、压力信号等小口径管的管座角焊缝进行首次检验时,在100%外观检查后,每隔5万h检查一次。
7.13.9 减温器、汽一汽热交换器:
a) 用内窥镜检查混合式减温器内壁、内衬套、喷嘴,应无裂纹磨损、腐蚀等情况。以后每隔5万h检查一次。
b）封头焊缝首次检查做100%外观检查和表面探伤,10万h后增加超声波探伤检验。
c）吊耳与联箱间的焊缝做外观检查和表面探伤。
d）管座角焊缝做外观检查,必要时做表面探伤。
e) 对内套筒定位螺丝封口焊缝进行磁粉探伤。
f) 面式减温器运行2～3万h后进行抽芯,检查管板变形、内壁裂纹、腐蚀情况及芯管水压检查泄漏
情况。以后每隔5万h检查一次。
g) 套管式汽一汽热交换器每组抽1只检查外壁腐蚀、氧化情况,观察U型弯头背弧处有否裂纹,并|测量壁厚。进出管角焊缝外观检查,必要时表面探伤。运行10万h后对套管焊缝做超声波探伤。以后每5万h检查一次。
7.13.10 锅炉范围内管道、管件、阀门及附件:
a) 运行5万h后,对导汽管做外观检查,应元裂纹、腐蚀等现象,测量弯头圆度及复圆情况,进行外弧面测厚、超声波探伤时,应元裂纹或其他缺陷,每次检验高温过热器出口导汽管50%,其他导汽管各抽查1～2根。10万h后增加硬度和金相检验。
b) 运行5万h后,下降管做外观检查,应无裂纹、腐蚀等现象,每次检验抽检10%～20%。10万h后应对弯头两侧用超声波探伤检查。
c) 检查给水、减温水的弯头、三通、阀门及其焊缝,表面应无裂纹和其他缺陷。必要时进行测厚和超声波探伤检查。
d) 抽查排污管、再循环管、事故放水管、疏水管的弯头,外壁应无裂纹、腐蚀等缺陷,5万h后增加排污管割管检查项目。
e）检查过热器出口联箱、集汽联箱引出的空气、疏水、压力信号等小口径管,运行10万h后,应予更新。
f)检查支吊架,应完好,受力状态正常,弹簧无变形或断裂。
7.13.11 锅水循环泵:
a) 检查泵壳有元裂纹和外表腐蚀情况,必要时进行表面探伤。
b) 运行5万h后,对进出口管安装焊缝及疏水管焊缝做外观检查和25%磁粉探伤。
c) 检查高压注水管及高压冷却回路管腐蚀情况,并对管子弯头测厚。各阀门、滤网、高压冷却器、法兰等部件应无泄漏。
d) 检查泵壳连接螺栓元机械损伤或裂纹。
7.13.12 炉墙、保温:
a）检查炉顶密封结构完好、无积灰；
b) 炉墙保温及外装板完好,表面无开裂、鼓凸、漏烟灰；
c) 冷灰斗、后竖井炉墙密封完好,能自由膨胀。
7.13.13 承重部件:
a) 首次检验检查大板梁挠度,应不大于1/850,无明显变形；
b) 检查大板梁焊缝,应无裂纹等超标缺陷；
c) 各承力柱、梁外表应无腐蚀,表面油漆完好；
d) 吊杆受力均匀,无过热氧化、腐蚀现象；
e) 混凝土梁柱无开裂及露筋现象。
7.13.14 工作压力水压试验:
a) 试压泵水压试验应在锅炉承压部件检修完毕,汽包、联箱的孔门封闭严密,汽水管道及其阀门附件连接
完好、堵板拆除后进行。
b) 水压试验用水应符合有关规程规定,一般应采用有一定剂量的氨和联氨的除盐水或软化水,对Cr-Ni奥氏体钢管应有防止应力腐蚀措施,除盐水氯离子浓度应低于0.2mg/L。水压试验结束后,应及时把水放净。水温按制造厂规定数值控制,一般在30℃～70℃为宜。
c) 升压速度为0.2MPa/min～0.3MPa/min。
d) 水压试验合格标准:
1) 停止上水后(在给水门不漏的条件下)5min压力下降值:主蒸汽系统不大于0.5MPa,再热蒸汽系统不大于0.25MPa。
2) 承压部件无漏水及湿润现象。
3)承压部件元残余变形。
7.14 超压水压试验。
7.14.1 超压水压试验前应具备的条件:
a) 锅炉工作压力下的水压试验合格；
b)需要检查部位的保温已拆除；
c) 不参加超压试验的部件己解列,并对安全阀采取限动措施；
d) 使用两块经校验合格的压力表,压力表精确度不低于1.5级；
e) 防止超压的安全措施已制订。
7.14.2 超压水压试验的压力按DL612—1996中14.9的规定进行。
7.14.3 超压水压试验步骤:
a) 缓慢升压至工作压力时应暂停升压；
b) 检查元泄漏后升至超压试验压力；
c) 保持20min后降到工作压力；
d) 在工作压力下做全面检查。
7.14.4 超压水压试验的合格标准:
a) 金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹；
b)金属材料无明显的残余变形。
7.15 报告与总结。
7.15.1 在实施检验时发现设备存在质量问题或危及安全问题时应及时出具检验意见通知书,见附录B。
专业检验报告由从事锅炉检验、无损探伤、化学、热工检测等专业人员负责填写。
7.15.3 检验师(员)根据检验项目在综合专业检验报告的基础上填写分项（或部件）检验报告。
7.15.4 综合检验报告由锅检负责人（项目负责人）负责填写，并由锅检中心技术负责人负责审核。
7.15.5 通过检验对主要受压部件、承重结构和安全附件进行安全状况等级评定,定级标准见附录A。
第2篇 压 力 容 器 检 验
8 压力容器产品制造质量监检
8.1 监检范围
8.1.1 压力式除氧器的除氧头(包括封头、筒体)、给水箱(包括封头、筒体)、接管座等。
8.1.2 热交换器(包括高压加热器、低压加热器、轴封加热器、蒸汽冷却器、疏水冷却器等)的传热管、管板、封头(包括球形水室封头)、壳体、接管座等。
8.1.3 各类扩容器(包括定排扩容器、连排扩容器等)的筒体、封头、接管座等。
8.1.4 制造厂的资格审查:
a) 产品设计单位的设计单位批准书；
b) 产品制造厂的制造许可证。
8.2 监检分类
8.2.1 监检工作分为文件见证和现场见证:
a) 文件见证。由制造厂将制造过程中产品质量检验的有关技术资料提供监检人员见证。必要时可查阅制造厂原始检验记录，或进行有关项目复查。
现场见证。由制造厂提前通知监检单位到达现场进行见证。
8.2.2 工地现场制造或组装的压力容器，应提供完整的产品质量证明等技术文件，涉及压力容器安全性能的关键工序，应通知监检单位到现场监检。
8.3 监检项目与质量要求
8.3.1 文件见证：
主要承压部件和焊接材料确认，包括材料牌号、化学成分、机械性能报告的原始文件和复检报告，以及材料代用证明文件等。
焊接试板的工艺评定报告。
筒体纵环焊缝的射线或超声波探伤报告，焊工代号和探伤位置图。
除氧头与给水箱的角焊缝、高低压加热器进出水管和人孔，以及管板与筒体等角焊缝的表面探伤报告。
高低压加热器传热管的涡流探伤及通球试验报告。
高低压加热器管板机加工后的超声波探伤报告。
几何尺寸及外观检查报告，重点是错边量、棱角度、圆度检查。
高低压加热器管板钻孔尺寸精确度测量报告。
热处理状态报告。
安全阀产品合格证书。
水压试验报告。
竣工图和强度计算书或汇总表。
8.3.2 现场见证
a）水压试验：除氧器应符合原能源部、机电部能源安保（1991）709号《电站压力式除氧器安全技术规定》；高、低压加热器应符合JB/T3343-93；各类扩容器应符合GB150—89的有关规定。
b）需要高压加热器管板超声波探伤现场见证的，应在制造合同内明确。
c）高低压加热器管子与管板连接接头的气密性试验，按JB/T3343—93的有关规定执行。
8.3.3 报告与总结
a) 对监检中发现的超标缺陷应提请制造厂返修处理；
b) 填写监检综合报告,同时报送电管局、省(市)电力局锅炉压力容器安全监察机构。
9 压力容器安装质量检验
9.1 检验范围
a) 压力容器本体及其接管座和支座；
b) 压力容器安全附件(包括安全阀、压力表、水位表等)；
c) 压力容器自动保护装置(包括高低压加热器疏水调节阀、压力式除氧器压力及水位自动调节装置)。
9.2 检验分类
技术资料检查与现场检验(包括试运行后检查)。
9.3 检验项目与质量要求
9.3.1 技术资料检查：
a）产品制造质量监检(包括监造)报告。
b) 产品制造单位应提供的技术资料:
1）压力容器竣工总图(如在原图上修改,应有修改人和审核人签章),包括技术特性表、接口表和支座安装详图；
2) 设备结构、安装、运行、维修说明书。内容应包括部件结构特点和功能说明,现场焊接要求和安
装程序,启停和负荷调节,维修项目和方法等；
3）强度计算结果汇总表(包括内压强度及压力式除氧器的结构强度)；
4) 压力容器产品合格证和质量证明书；
5) 压力容器产品质量监督检验证书。
c）安装单位应提供的文件:
1) 工地复验记录(建设单位委托安装单位复验的)；
2) 在工地上进行的受压部件焊接、热处理、无损探伤和返修记录；
3) 安装验收记录、安装签证和变更通知单；
4) 安全阀整定压力和严密性试验记录；
5) 安装后系统承压试验记录；
6) 工地现场组装的压力容器水压试验记录；
7）除氧头和给水箱人孔门封闭签证书。
9.3.2现场检验
a) 压力容器的产品铭牌设置、项目,应符合劳锅字〔1990〕8号《压力容器安全技术监察规程》规定,技术参数应与订货合同要求相符。
b) 配置的安全附件、保护装置等应齐全。
c) 压力容器几何尺寸、接口及与有关管道连接等应符合设计图纸。
d) 支座应无变形、下沉、倾斜、开裂等现象。紧固螺栓应齐全,滑动支座无卡涩。支座与筒体连接良好,鞍座圆弧板与简体接触严密,且焊接质量良好。
e) 与容器相连接的管道膨胀方向应符合图纸设计要求,管道膨胀应不影响容器的膨胀。
f) 安装对接焊缝余高和角焊缝的焊脚尺寸应符合GB150-89的有关规定,焊缝表面不得有裂纹,不执应有气孔、弧坑和夹渣等超标缺陷。
g) 用射线或超声波探伤方法抽查安装焊缝内在质量。对属于制造厂性质的现场拼装焊缝,包括压力式除氧器的除氧头与给水箱的安装焊缝、给水箱简体和大型扩容器等的现场组装焊缝,按20%比例抽查,
其他安装焊缝按5%比例抽查。
h）压力式除氧器安装后及现场拼装的除氧器应做超压水压试验，水压试验要求按能源部、机电部能源安保[1991]709号《电站压力式除氧器安全技术规定》的有关规定执行。
i）容器外壁保温应完好、无开裂或脱落。
容器周围平台、扶梯应架设牢固，安全可靠，通道无杂物，照明良好。
9.3.3 压力容器试运行后检查
高低压加热器内外无泄漏，表计及保护装置投入正常，指示正确。
压力式除氧器自动调节和保护装置投入正常。安全阀动作压力符合有关规程要求，且动作灵活，无冲击、振动。
各类扩容器运行时应无异常振动，支座完好，无松动。
9.4 报告与总结
a) 压力容器安装质量检验报告应包括安装质量和试运行后的检查结果；
报送电管局、省（市）电力局锅炉压力容器安全监察机构备案。
10 在役压力容器定期检验
10.1 检验范围同9.1。
10.2 检验分类与周期。
定期检验分外部检验、内外部检验和超压水压试验：
a）外部检验。每年至少一次。
b）内外部检验。可结合机组大修进行，其间隔时间为：安全状况等级为1～2级的，每2个大修间隔进行一次；安全状况等级为3～4级的，结合每次大修进行一次。
超压水压试验。每3个大修间隔进行一次，且每10年至少一次。
10.3 有下列情况之一的容器,应缩短检验间隔时间:
10.3.1 运行后首次检验或材料焊接性能较差,且在制造时曾多次返修的.
10.3.2 运行中发现严重缺陷或筒壁受冲刷壁厚严重减薄的.
10.3.3 进行技术改造变更原设计参数的。
10.3.4 使用期达15年以上、经技术鉴定确认不能按正常检验周期使用的。
10.3.5 材料有应力腐蚀情况的。
10.3.6 检验师（员）认为应该缩短的。
10.4 压力容器因故不能按时检验,使用单位应书面报告电管局、省(市)电力局锅炉压力容器安全监察机构,经批准后方可适当延长检验时间,并在电管局、省(市)电力局锅检中心备案.
10.5 检验前应做好以下现场准备工作：
10.5.1 为检验而搭设的内外脚手架必须牢固安全。
10.5.2 拆除受检范围内的保温材料。
10.5.3 与压力容器相连接的所有汽水管道必须可靠隔离，并切断与容器运行有关的电源。
10.5.4 压力式除氧器和高低压加热器等高温运行压力容器，检验前应充分冷却，待容器壁温低于35℃时方可进入检验。
10.5.5 清除压力容器内部的积水和污物。
10.5.6 检验用灯具和工具的电源，应按电力部电安生[1994]227号《电业安全工作规程》的有关规定执行。
10.5.7 在压力容器内部检验时，内部应有良好的通风；容器外应设专人监护，并有可靠的联络措施。
10.6 受检单位应向检验人员提供受检容器的以下技术资料：
10.6.1 压力容器技术登录薄及使用登记证；
10.6.2 安装竣工图和产品质量证明书；
10.6.3 设备运行、故障、事故、缺陷处理及检修记录；
10.6.4 强度计算书或强度计算汇总表；
10.6.5 压力表、安全阅及自动保护校验报告；
10.6.6 历次压力容器检验报告。
10.7 外部检验项目和质量要求。
10.7.1 压力容器外壁保温层应完整,无开裂和脱落,容器无变形,铭牌完好。
10.7.2 人孔和接管座的加强板检漏孔应无汽水泄漏。
10.7.3 各接管座的角焊缝,法兰和其他可拆件结合处无渗水、漏汽、壳体外壁无严重锈蚀。
10.7.4 支座和支吊架完好,基础无下沉或倾斜,活动支座膨胀位移不受阻。
10.7.5 与压力容器相连的管道无异常振动和响声。
10.7.6 压力式除氧器的压力调节和保护,以及水位调节和保护应符合原能源部、机电部能源安保〔1991〕709号《电站压力式除氧器安全技术规定》中第5节和第6节的要求,高压加热器的保护装置应符合电力部(83)水电电生字47号《火力发电厂高压加热器运行维护守则》的有关要求。投入运行时,该保护装置应保持完好。
10.7.7 压力容器外部各汽水管路系统符合设计要求。
10.7.8 安全阀应严密无泄漏、排汽管完好、支吊正常、疏水管路畅通,安全阀有铅封且在校验有效期内。
10.7.9 同一系统的各压力表读数应一致,量程和精确度符合有关规程要求,压力表在校验有效期内使用。
10.7.10 水位表液位波动正常,指示清晰,有最高最低液位标示,水位表无破损、无泄漏。
10.8 内外部检验项目和质量要求。
压力容器内外部检验时,除要按10.7的要求进行外部检验外,还应对容器内部进行以下检验。
10.8.1 压力容器的结构应符合有关规程、标准的规定。检查重点:
a) 封头形式；
b) 筒体与封头的连接；
c) 筒节与筒节的连接；
d) 对接接头的接头形式；
e) 开孔及其补强；
f）不等厚件对接接头。
10.8.2 压力容器筒体应无明显汽水冲刷减薄和腐蚀。必要时测量减薄和腐蚀处的深度及面积。检查重点:
a) 压力式除氧器和扩容器进汽管对面的筒壁；
b) 高压加热器进汽管两侧的筒体内壁、进汽和疏水进人处防冲板、水室分隔板及疏水管弯头。
10.8.3 焊接接头(包括对接焊缝和角焊缝)检查:
a) 错边量、棱角度以及角焊缝焊脚高度,应符合原能源部、机电部能源安保〔1991〕709《电站压力式除氧器安全技术规定》、JB/T3343—93、GB150一89的有关规定。
b) 焊缝表面不得有裂纹。应元气孔、弧坑、夹渣和咬边等超标缺陷。必要时应用无损检测方法进行检查。检查重点:
1) 除氧头与给水箱连接的角焊缝；
2) 除氧头进汽管、进水管角焊缝；
3) 除氧器内件焊缝；
4) 给水箱加强圈焊缝；
5）除氧器鞍座边角处焊缝；
6）给水箱内壁底部1/3范围及水位线附近的焊缝；
7）扩容器切向开孔接管的角焊缝；
8）高低压加热器的进汽管、进出水管、进出疏水管、安全阀及水位表接管座与筒体的角焊缝；
9）应力集中部位、变形部位和复合钢板焊缝等部位。
c）焊缝内部质量应无超标缺陷。每次检验应用射线或超声波探伤，检查比例不少于焊缝总长的10%。检验中发现裂纹时必须扩大检查。检查重点：
1）压力容器的T形接头，错边量、棱角度超标处；
2）使用中出现过泄漏的焊缝；
3）返修过两次以上的焊缝。
10.8.4 壁厚测量。每块钢板的测点数不少于2点，封头上不少于3点（直边、过度段及封头顶部各一点）。检查重点：
1）受冲刷减薄部位；
2）受腐蚀部位；
3）液位经常波动部位；
4）制造成形减薄部位；
5）变形鼓包部位；
6）母材分层处。
10.8.5 对螺栓连接的高低压加热器,应逐个对螺栓的损伤和开裂情况进行外观检查,必要时采用超声波探伤或磁粉探伤检查。
10.8.6 主要受压元件的材料牌号不明时应进行复检验。怀疑材料可能略化时，可采用化学分析、硬度测定、机械性能试验、金相试验和光谱分析等方法分析确定。
10.8.7 当压力容器出现以下情况之一时，应进行强度校核：
材料牌号不明、强度计算资料不全或强度计算参数与实际情况不符；
受汽水冲刷，局部出现明显减薄；
结构不合理且已发现严重缺陷；
修理中更换过受压元件。
10.9 出现以下情况之一时，在内外部检验合格后应进行超压水压试验：
10.9.1 用焊接方法进行过大面积修理。
10.9.2 停用二年以上重新使用。
10.9.3 移状的。
10.9.4 无法进行内部检验的。
10.10 超压水压试验方法和合格标准。
10.10.1 超压水压试验压力值按下式确定:
Ρt=1.25Ρ[]/[]t
式中 Ρt—超压试验压力(常温),Mpa；
Ρ —设计压力，Mpa；
[]—试验温度下材料的许用应力，Mpa；
[]t—设计温度下材料的许用应力，Mpa。
当[]/[]t之比值大于1.8时取1.8。
10.10.2 水压试验时，周围空气温度应高于5℃，否则应有防冻措施。
10.10.3 水压试验的试验用水应为洁净水，其温度不应低于5℃；对除氧器最高温度不应超过50℃，高低压加热器和扩容器不应高于70℃。
对用内衬不锈钢制造壳体的除氧器和不锈钢传热管的高低压加热器,水压试验用水的氯离子含量应不大于0.2mg/L。
10.10.4 试验过程中,应保持压力容器外表面干燥。试验时应缓慢升压,当压力上升到设计压力时,应暂停升压,进行初步检查。若无漏水或异常现象,可再升压到试验压力,并在试验压力下保持时间3Omin,然后将压力降至设计压力,保压30min,再进行仔细检查。在试验压力和设计压力下的保压时间内,压力应保持不变。
10.10.5 如有渗漏应修补后重新试验。水压试验完毕后,应将水放尽,并用压缩空气将内部吹干。
10.10.6 压力容器在试验过程中,各连接部位和焊缝应无泄漏、无异常声响。试验后,如壳体无异常变形,则认为该压力容器水压试验合格。
10.11 报告与总结。
内外部检验结束,应对压力容器安全状况给予评级,并确定下次检验日期。
第三篇 压 力 管 道 检 验
11 压力管道配制质量监检
11.1 监检范围
a) 管子(直管)；
b) 管件,包括:弯管、弯头、三通、异径管、接管座、堵头、法兰等；
c) 管道附件,包括:支吊架、垫片、密封件、紧固件等；
d) 蠕变监督段及蠕胀测点；
e) 安全附件及阀门。
11.2 监检分类
压力管道配制质量的监检,包括管件制造、配管的监检和管道安装前进行的现场检验。
11.3 监检项目及质量要求中t
11.3.1 技术资料检查。
a) 设计资料:设计单位应持有电力部颁发的设计资格证；设计图纸应完整齐全,应提供管道单线立体布置图,并符合SDGJ6-90和DL/T5054-1996的要求。设计文件应包括：
l) 管道的钢号、规格、理论计算壁厚、壁厚偏差；
2) 设计采用的持久强度、弹性模量、线膨胀系数；
3) 支吊架位置、类型；
4) 监察段位置；
5) 管道的冷紧口位置及冷紧值；
6) 管道对设备的推力、力矩；
7) 管道最大应力值及其位置；
8) 支吊架的安装荷重、工作荷重、支吊架热位移值等。
b) 制造资格许可证:管道配制单位应持有电力部颁发的管道制造资格证明,并在有效期内。
c) 管道配制单位质检部门出具的产品合格证明书,其内容与各级责任人的签字和印鉴应完整齐全。
d) 材质资料:材料(包括焊条、焊丝等焊接材料)的化学成分、力学性能、热处理状态、金相分析
等材质证明书和材料代用的有效的证明文件；材料复验报告；光谱检验记录等。
进口管材应有订货合同及商检报告。
对特殊材质的进口管材必要时可进行常温理化性能复验。
e) 焊接工艺文件和焊接工艺评定报告；焊工资格证书。
f）无损探伤检验报告；无损探伤人员资格证书。
g) 阀门的水压试验资料。
11.3.2 核查管子、管件、管道附件的规格、材质及技术参数，应符合设计要求。
11.3.3 进行外观检查，其表面要求为：
a) 无裂纹、缩孔、夹渣、粘砂、折叠、漏焊、重皮等缺陷；
b) 表面应光滑，不允许有尖锐划痕；
c) 凹陷深度不得超过1.5mm，凹陷最大尺寸(最大直线尺寸)不应大于管子周长的5%，且不大于
40mm。
11.3.4 合金钢管子、管件及告道附件，应逐件进行光谱复查，并做出材质标记。
11.3.5 工作压力等于或大于9.8MPa和工作温度等于或大于540℃工况的管道用金属材料，入厂应复
验。检验项目按JB/T3375执行。
11.3.6 确认管子的下列特性，应符合现行国家、行业技术标准或订货合同：
a) 化学成分分析结果；
b) 力学性能试验结果(抗拉强度、屈服强度、延伸率)；
c) 管壁厚度大于或等于12mm的高压合金钢管子冲击韧性试验结果；
d) 合金钢管的热处理状态说明或金相分析结果。
11.3.7 管子表面的划痕、凹坑、腐蚀等局部缺陷，经处理后的管壁厚度不应小于直管计算壁厚。
11.3.8高压管道的每根合金钢管子进行不少于3个断面的测厚检验。必要时,每根碳钢管子也应进行测厚检验。
11.3.9 确认管件的下列特性，应符合现行国家、行业技术标准或订货合同：
a) 化学成分分析结果；
b) 合金钢管件的热处理状态说明或金相分析结果；
c) 高压管件的无损探伤结果。
11.3.10 弯管的弯曲半径应符合设计要求。设计无规定时,弯管的最小弯曲半径应符合DL/T515-93中的有关规定。
11.3.11 弯管的圆度、波浪度、角度偏差及壁厚减薄量，应符合DL5031-94中4.2.6的规定。
11.3.12 各类弯头的平面偏差和端面角度偏差，推制与压制弯头的圆度在无设计规定时，应符合DL5031-94中4.3.10的规定。
11.3.13 法兰密封面应光洁,不得有径向沟槽、气孔、裂纹、毛刺或其他降低强度和连接可靠性方面的缺陷。
11.3.14 带有凹凸面或凹凸环的法兰应自然嵌合,凸面的高度不得小于凹槽的深度。
11.3.15 法兰端面上连接螺栓的支承部位应与法兰接合面平行,以保证法兰连接时端面受力均匀。
11.3.16 滑动支架的工作面应平滑灵活,无卡涩现象。
11.3.17 管道支吊架弹簧应有产品合格证。支吊架弹簧的外观及几何尺寸检查应符合下列要求：
a) 弹簧表面不应有裂纹、折叠、分层、锈蚀、划痕等缺陷；
b) 弹簧尺寸偏差应符合图纸的要求；
c ) 弹簧工作圈数偏差不应超过半圈；
d) 在自由状态时,弹簧各圈节距应均匀,其偏差不得超过平均节距的10%；
e) 弹簧两端支承面与弹簧轴线应垂直,其偏差不得超过自由高度的2%。
11.3.18 螺栓及螺母的螺纹应完整,无伤痕、毛刺等缺陷,螺栓与螺母应配合良好,无松动或卡涩现象。
11.3.19 设计温度大于43b℃且直径大于或等于M30的合金钢螺栓应逐根编号,逐根进行硬度测定。
11.3.20 压力管道配制的制造焊缝质量应符合DL5007-92的规定。在安装前应进行元损探伤抽检,数量可按管道(包括接管座)的品种、管径和壁厚规格及材质,各抽检一根。
11.4 报告与总结
监检结束应出具监检综合报告,对压力管道配制质量做出安全技术评价和发现缺陷的处理建议,并按检验程序报送电管局、省(市)电力局锅炉压力容器安全监察机构。
12 压力管道安装质量检验
12.1 检验范围
同11.1。
12.2 检验分类
压力管道安装质量的检验,包括安装工作过程中和安装结束后进行的现场监督检验。
12.3 检验项目及质量要求
12.3.1 技术资料检查。
a) 具有电力部认可的压力管道安装资格。
b) 压力管道配制质量的监检报告。
c) 施工中所依据的全套管道系统图与布置图,以上图纸如在施工中有修改的,应有变更通知单。
d) 管道系统所用的管子、管件及管道附件的产品合格证和质量检验记录。
e) 主蒸汽、再热蒸汽和主给水管道中支吊架弹簧的安装高度记录。f)代用材料技术文件。
g) 注明蠕胀测点、监察管段、膨胀指示器、焊口及支吊架位置等的主蒸汽、再热蒸汽及主给水管道系统的立体面。
h) 管道系统合金钢部件的光谱检验记录,硬度检验记录。
i) 制造厂提供的恒作用力支吊架的性能测试记录等。
j) 支吊架偏装的记录。
k) 验收签证记录：
1) 管道冷拉；
2) 管道系统严密性试验；
3) 管道系统蒸汽吹洗、水冲洗或化学清洗；
4) 重要阀门、管件的水压试验；
5) 管道膨胀指示器的装设。
1) 无损探伤的原始记录、报告和底片。
m) 焊工和无损探伤人员的资格证书。
n) 安装过程中异常情况及处理记录。
12.3.2 检查管道的走向、坡度、膨胀指示器、蠕胀测点、监察管段、支吊架的设置等是否符合设计图
纸与相应技术标准的要求。
12.3.3 检查管道的外观质量。
a) 对管道所用直管、弯管、弯头和三通,应逐段进行外观、壁厚、硬度、金相组织的检查。
b) 弯管和弯头的背弧外表面应进行无损探伤,缺陷修磨后的壁厚不应小于直管的计算壁厚。
c) 管子外表面应无纵向拉痕、损伤、裂纹、永久变形及引弧坑等缺陷;施工临时铁件割除不得伤及
母材并应打磨圆滑。
d) 管道上的材质标记应完整、清晰。
12.3.4 检查管道安装焊缝质量。
a) 管道安装焊缝的质量应符合DL5007-92的规定。
b) 焊工钢印标记清晰、完整。
c) 每种规格的管道选焊缝数的1%~2%、且不少于1道焊缝,进行无损探伤抽查,检查其内部质量。
12.3.5 检查支吊架安装质量。
a) 固定支架应固定牢靠。
b) 导向支架应导向正确,滑动面应洁净,活动零件与其支承件应接触良好。
c) 活动支架的活动部分应裸露,预留膨胀量应符合设计要求。d)弹簧吊架定位销应安装牢固。
e) 参加锅炉启动前水压试验的管道,需要临时加固的支吊架应加固妥当,以承受管道充水后的载荷。12.3.6 检查管道膨胀状况：在管道与支吊架间、吊杆与管道及其它金属构件间,应留有足够的膨胀间,保证热态不碰、不卡、不产生额外的应力。
12.3.7 管道安装完毕后,应按DL5031—94对管道系统进行水压试验。
凡管道系统经100%无损探伤合格的,可替代水压试验。
12.3.8 安装单位应将主蒸汽、高温再热蒸汽热段管道的备用监察管段移交电厂。
12.3.9 检查以下应配合建设单位进行的测量工作已经完成。
a) 监察管段的两端壁厚；
b) 各对蠕胀测点的径向距离；
c) 蠕胀测点两旁管子的外径或周长。
12.3.10 管道的疏水、放水系统的安装,应符合设计规定和安全使用的原则。管道开孔应采用钻孔。
12.3.11 机组试运行后,应检查支吊架和减振器受力正确;管道膨胀舒畅、无振动;保温施工良好,表面温度应符合设计规定,命名和流向标志正确、完整。
l2.4 报告与总结
检验结束应出具检验综合报告对压力管道安装质量进行技术评价,并按程序报送电管局、省(市)电力局锅炉压力容器安全监察机构。
13 在役压力管道定期检验
13.1 检验范围
同11.1。
13.2 检验分类与周期
a) 外部检验:每年进行一次；
b) 专项检验:结合机组大修进行。
13.3 外部检验项目和质量要求
13.3.1 技术资料审查：
a）压力管道配制质量监检报告。
b) 压力管道安装质量检验报告。
c) 压力管道安装竣工图(单线立体布置图)。
d) 在役管道历次检修及更改的技术资料。
e) 在役管道历次定期检验报告。
f）在役管道历次故障、事故的记录。
g) 检验人员、焊工、无损检测人员的技术档案。
h) 压力管道的金属技术监督档案。
i) 压力管道有关的反事故措施。
j) 压力管道支吊架的设计、安装、运行的技术档案。具体内容按DL/T616一1997的要求。
13.3.2 检查在役管道运行中应无振动,减振器、阻尼器运行正常。
13.3.3 检查管系膨胀不受阻。除管道限位装置、刚性支吊架与固定支架外,应保证管系自由膨胀。
13.3.4 对在役管道的薄弱环节,如弯管、弯头、三通、焊缝等进行外观检查,应无泄漏等缺陷。
13.3.5 检查支吊架：
a) 活动支架的位移方向、位移量及导向性能符合设计要求；
b) 管托有无脱落现象；
c) 固定支架是否牢固可靠,混凝土支墩无裂缝、损坏；
d) 弹簧支吊架的安装高度与弹簧工作高度符合设计要求。
13.3.6 检查膨胀指示器,其指示应清晰、准确。
13.3.7 检查管道保温状况。保温应完好,无破裂或脱落现象。严禁主蒸汽及再热蒸汽管道裸露运行。
更换容重相差很大(指超过设计值10%)的保温材料时,应对支吊架做相应的调整。
13.3.8 300MW及以上机组的主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道的支吊架,每年应在热态下逐个检查一
次,并记入档案。内容包括：
a) 变力弹簧支吊架无过度压缩,偏斜或失载；
b) 恒力弹簧支吊架转体位移指示无越限；
c) 弹性支吊架总成元异常；
d) 刚性支吊架状态无异常；
e) 限位装置状态无异常；
f) 减振器及阻尼器位移无异常等。
13.4 管道专项检验的项目和质量要求
13.4.1 主蒸汽、高温再热蒸汽管道进行定期蠕胀测量;测量工作的具体要求按DL441—91执行。
13.4.2 主蒸汽、高温再热蒸汽管道弯头、焊缝进行元损检测抽查,抽查比例为10%。
13.4.3 主蒸汽、再热蒸汽管道监视段进行定期检验。
13.4.4 主蒸汽、给水管道三通进行抽查,抽查比例为10%。
13.4.5 检查与主蒸汽管相联的小管道、弯头、三通和阀门,运行达10万h后,应全部更换。
13.4.6 新装机组的主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道运行3万～4万h后大修时,应对所有支吊架的根部、功能件、连接件和管部进行一次全面检查。
其他汽水管道,运行8万~12万h后大修时,应对支吊架进行一次全面检查。支吊架全面检查要求：
a) 承载结构与根部辅助钢结构无明显变形,主要受力焊缝元宏观裂纹；
b) 变力弹簧支吊架的荷载标尺或恒力弹簧支吊架的转体位置正常；
c）支吊架活动部件无卡死、损坏或异常；
d) 吊杆及连接配件无损坏或异常；
e) 刚性支吊架结构状态无损坏或异常；
f) 限位装置、固定支架结构状态无损坏或异常；
g) 减振器结构状态正常,阻尼器的油系统与行程正常；
h) 管部零部件无明显变形,主要受力焊缝无宏观裂纹。
13.4.7 压力管道其余专项检验项目,如石墨化检查、蠕胀测量、硬度和金相组织检查等的周期与要求，按DL438一91有关规定执行。
13.5 报告与总结
定期检验结束应出具检验综合报告,并进行安全技术评价。同时将报告报送电管局、省(市)电力局锅炉压力容器安全监察机构。
第四篇 安 全 附 件 检 验
14 安全附件与保护装置检验
14.1 每台锅炉压力容器必备的安全附件与保护装置应符合DL612—1996及有关的技术标准的规定。
14.2 检验范围：
a) 安全阀；
b) 压力测量装置、水位表、温度测量装置；
c)保护装置。
14.3 检验分类：
a) 安装质量检验；
b）运行检验；
c) 停机检验。
14.4 安装质量检验项目与质量要求。
14.4.1安全阀
a）安装数量、型号、规格和位置应符合设计规定。
b）有合格证、质量证明书和排量计算书或汇总表。
c) 出厂铭牌齐全,弹簧式安全阀有防止随便拧动调整螺丝的装置,杠杆式安全阀有防止重锤移动和杠杆越位的限位装置,脉冲式安全阀接入冲量的导管有保温,导管内径大于或等于15mm,气室式安全阅配备有可靠的气源。
d) 在校验合格有效期内,试排汽正常。
e）蒸汽严密性试验检查时无泄漏。
f) 起座、回座压力整定值符合规程要求,提升高度符合有关技术文件。
g）安全阀与汽包、联箱之间不应装有阀门和取用蒸汽的引出管。
h) 安全阀的排汽管设置正确,并有可靠的支吊装置,排汽管底部的疏水管上不应装设阀门、并已接到安全排放地点。
i) 安全阀排汽管出口装有符合环保要求的消声器,消声器应有足够的排放面积和扩容空间,并固定牢固。排汽管和消声器均有足够的强度。
j) 排汽管和消声器的对接焊缝应无裂纹等超标缺陷。
14.4.2 压力测量装置
a) 压力测量装置数量、精确度、表盘直径、刻度极限值及装设地点应符合有关规程规定。
b) 压力测量装置已经校验合格、有铅封、有限位红线。
c) 压力表表面完整、无破碎,表内无泄漏。
d) 就地压力表处有良好的照明。
14.4.3 水位表
a) 水位表数量、安装地点、汽水连接管接出位置和引出方式应符合DL612—1996规定。
b) 有合格证和质量证明书。
c) 水位标志清晰,有高低水位限值标志。
d）就地水位表"0"位与汽包中心线之间的距离应与设计规定一致。亚临界压力的汽包锅炉在启动调试时应进行水位标定的试验,以确定就地水位表的基准零位。
e) 就地水位表处照明及事故照明良好,汽水通道无堵塞,阀门开关灵活,无泄漏。
f）分段水位表,应无水位盲区。
g) 远传水位表,电接点水位表,应与就地水位表指示一致。
h) 控制室内可视水位图像清晰,能可靠地监视汽包水位。
14.4.4 温度测量装置
a) 温度测量装置数量、安装地点和要求应符合DL612一1996、SDJ279一90规定。
b) 温度表精确度符合国家计量法和有关规定,并在校验合格期内。
c) 热电偶校验合格,符合被测参数要求。
d) 测温元件有合格证及质量证明书,材质符合被测介质参数要求。
e) 温度表指示正确,测量同一温度的表计指示应一致。
f) 用螺纹固定的测温元件与插座间密封面应无泄漏。
g) 用焊接固定的测温元件与插座间焊缝经外观检查,应无裂纹等超标缺陷。
14.4.5 保护装置
a) 配备的保护装置种类和要求应符合DL612一1996规定。
b) 检查用于保护的"不间断电源"已调试合格。
c) 检查用于保护、信号和程控系统的微机或可编程序控制器静态调试合格。
d) 检查锅炉火焰监视和灭火保护装置。'
1) 按制造厂要求,用模拟光源或在专用仪器上对火焰监测器探头进行校验；
2) 炉膛压力开关和继电器动作可靠,无抖动,触点接触电阻符合制造厂规定,其动作值、返回值和时间值达到设计和运行要求。
e) 保护及信号系统内的开关量仪表和电气设备的信号机构及其整定值应符合设计或运行要求,动作应正确可靠。
f) 在系统的信号发生端输入模拟信号,检查音响、灯光、保护装置的动作和逻辑功能,应符合设计规定。
g) 检查连锁系统内各判据信号正确性,逻辑元件的功能和时间元件的整定应符合设计和运行要求。
h) 进行连锁系统的分项试验及整套联动试验,动作应正确可靠。
i) 保护装置按系统进行分项试验和整套联动试验,动作应正确、可靠,无拒动、误动现象。
14.5 运行检验项目和质量要求。
14.5.1 安全阀
a) 有定期放汽试验记录,并按规定进行定期放汽试验。正常运行时应无泄漏。
b) 有检修后校验记录,整定值符合规程规定。
c) 消声器排汽小孔无堵塞、积水、结冰。
d) 弹簧式安全阀防止随意拧动的装置完好,杠杆式安全阀限位装置齐全,脉冲式安全阀脉冲管保温完好,气室式安全阀的气源符合要求。
e) 没有安全阀被解列或任意提高起座压力。
14.5.2 压力测量装置
a) 压力表刻度盘有高低限位红线,量程符合规定。
b) 压力表有校验记录和铅封,并在有效期内。
c) 压力表内无泄漏,表面清晰,玻璃无碎裂。
d) 传压管及阀门无泄漏。
e) 就地压力表处照明充足。
f) 同一系统压力表读数应一致。
14.5.3 水位表
a) 就地水位表连接正确,保温良好,汽水侧快关装置灵活,疏水管已安全引出。
b) 安全保护装置齐全,观察和操作时不至伤人。.
c) 水位清晰,有高低水位标记。
d) 分段水位表无水位盲区;双色水位表汽水分界面清晰,无盲区。
e) 就地水位表支撑牢固,照明及事故照明良好。
f) 平衡容器及汽水侧阀门无泄漏。
g) 电接点水位表接点无泄漏,指示与就地水位表校对一致。
h) 远传水位表与就地水位表每班至少校对一次,有校对记录。
i〉电视监控水位,图像清晰。
14.5.4 温度测量装置
a) 在校验合格有效期内,精确度符合国家计量法。
b) 运行正常,指示正确,测量同一温度的表计指示应一致。
c) 螺纹固定的测温元件无泄漏。
14.5.5 保护装置
a) 规定投入的保护装置和联锁装置运行正常,未见随意退出现象。临时需要退出应经电厂总工程师批准并做好记录。
b) 炉膛火焰工业电视运行良好、图像清晰。探测器可根据需要调节。
c) 炉膛火焰监测指示灯运行良好,能正确反映炉火状况。
d) 校验灯光、音响等报警信号系统正常。
e) 保护装置的"不间断电源"运行正常。
f) 检查保护装置和联锁装置是否发生过误动作。发生锅炉主燃料切断(MFT)动作的原因应分析清楚,事故追忆、记录打印,均能明确事故第一原因。属保护系统内缺陷已查清并消除。
14.6 停机检验项目和质量要求。
14.6.1 安全阀
a) 阀体、阀座、阀芯完好,表面无裂纹,密封面已修复。
b) 阀杆、阀芯无卡涩现象。
c) 弹簧式安全阀弹簧变形正常,无裂纹;杠杆式安全阀杠杆完好,刃口无裂纹,重锤限位装置调整方便,固定牢固;气室式安全阀无卡涩现象。
d) 排汽管无过热变形现象,内壁腐蚀物已清理,支吊架受力正常,无锈蚀。
e) 消声器小孔无堵塞现象,与排气管对接的焊缝外观检查无裂纹等超标缺陷,支架牢固,无开裂现象。
f) 疏水管畅通,固定方式正确。
g) 校验起座、回座压力,测量起跳高度,符合有关技术标准规定。
h) 修后利用液压装置整定安全阀时,应对经整定最低起座压力的安全阀做一次实际起座复核。
14.6.2 压力测量装置
a) 已由有资格的计量单位校验合格,并贴校验合格证和铅封。
b) 炉顶罩壳内传压管无过热胀粗。
c) 传压管水压无泄漏,经冲洗,无阻塞。
d) 压力变送器经校验,量值正确。
14.6.3 水位表
a) 水位表解体检修时,云母片(板)、玻璃管已调新,水压试验合格。
b) 汽水侧阀门、快关阀、自动闭锁珠已检修调整好,保护罩整修过。
c) 电接点水位表电极已调新,与就地水位表校对指示一致。
d) 平衡容器及接管座角焊缝外观检查无裂纹等超标缺陷。
e) 就地水位表汽水连通管保温良好。
f) 汽包两侧水位表水位经校验一致。
14.6.4 温度测量装置E
a) 不合格的测温元件已更新。新测温元件有合格证、产品质量证明书,表袋射线探伤合格。
b) 温度表经检验单位校验合格,精确度符合国家计量法。
14.6.5 保护装置
a) 压力开关和继电器接点接触良好,其动作值校验正确。
b) 检验火焰探头能区分实际火焰和背景火焰信号的真伪性,已在火嘴的实际投停情况下得到检测。
c) 开关量仪表的动作值正确、可靠,符合运行要求。
d) 电气设备信号机构提供的信号值正确无误,符合运行要求。
e) 用于保护的微机或可编程序控制器已静态调试合格。
f) 用于保护的"不间断"电源可靠。
g) 连锁系统内各判据信号正确,逻辑元件的功能和时间元件的整定值符合运行要求。
h) 连锁系统进行分项和整套联动试验,动作正确可靠。
i) 音响、灯光、保护装置的动作和逻辑功能,符合设计规定。
j) 分项保护装置和整套保护装置,动作均正确可靠,无拒动、误动。
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