锅炉运行前的准备工作

第一篇：锅炉运行前的准备工作

锅炉正式运行前的准备工作

1提供锅炉资料；

1）锅炉本体资料；

2）锅炉质量证明书；

3）锅炉出厂合格证；

4）锅炉移装检验报告；

5）锅炉使用登记证证书；

2锅炉炉排、上煤机、出渣机、鼓风机、引风机、粉煤灰出渣机等单台设备试运行；（乙方自检）

3锅炉冷车试运行，甲方司炉工全程跟踪，并做详细记录； 4温炉三天；（甲方司炉工全程跟踪，并做详细记录）5带负荷运行48小时；（甲方司炉工全程跟踪，并做详细记录，作为验收的依据）

6电器配置须正常运行；

7符合以上6条后，锅炉司炉工正式操作运行；

2013-3-9

工地办公室

第二篇：一：锅炉启动、准备工作

4．锅炉启动

4.1锅炉禁启动项目

4.1.1大修后的锅炉未进行水压试验或水压试验不合格。

4.2.2锅炉过热蒸汽温度表、压力表、壁温表、炉膛压力表、汽包水位表等主要表计缺少或不正常。

4.1.3锅炉对空排汽门、事故放水门、燃油快关阀及主要执行机构，经试验动作不正常。

4.1.4炉膛安全监控系统、监测计算机及火焰监视电视不能投入正常运行时。4.1.5当充压汽水管道发现裂纹时。

4.1.6大修后的锅炉启动前应做好冷风动力场试验并合格。4.1.7主要保护联锁试验不合格或不能投入运行时。4.2锅炉启动前的检查： 4.2.1锅炉启动前检查内容

a.锅炉本体及辅机检修工作全部结束，现场清洁，验收合格，工作票全部收回。

b.锅炉大、小修后改进的设备和系统，运行人员必须熟悉设备异动情况，并做好记录。

c.检查燃烧室、水冷壁、过热器、省煤器、空预器、烟风道、制粉系统等设备系统完好，内部清洁无杂物，炉墙、各孔门完整，确认无人后关闭；

d.检查燃烧器设备外型完好，无焦渣，二次风调整装置动作灵活，风门位置正确，程控点火装置及油枪完整好用。炉前油系统及蒸汽吹扫系统完好；

e.检查汽包水位计均在投入状态，水位计应有清楚明显的正常、高低极限水位的刻度。水位计保护罩牢固，照明充足，事故照明可靠。汽水侧阀门及放水门操作灵活，不泄漏。试验汽包小间电话畅通。检查安全阀、排汽门、压力表等附件完整齐全。

f.检查各风压、负压、压力表管，各温度、壁温测点，各取样、监测表管齐全完好，各测量、控制、指示仪表齐全完好并投入。

g.检查各电动门，各调整门及气动门执行机构外形完整，开关灵活，传动装置连接牢固，电动门均在电动位置，气动执行机构均在自动位置，就地开度与表盘指示一致。电动门均已送电。气动门气源压力正常。

h.检查各处膨胀指示器完好，指示正确。i.检查各处炉墙，管道保温齐全完整。

j.检查炉膛下部灰斗内无杂物，灰沟畅通，捞渣机轴封水已投入，液压挡板已打开，渣斗密封严密，不漏风。锅炉底部渣斗及水封槽已注水正常，捞渣机渣斗内有一定的溢水量；

k.检查火检冷却风机及系统完好。

l.检查各项自动、保护装置应具备投入条件。

m.检查火焰监视电视系统、水位监视电视系统工作正常，图象清晰。n.检查消防系统完好备用，各处照明充足。4.1锅炉上水

按“锅炉启动前检查内容”检查合格，锅炉本体及汽水系统检修工作结束，工作票已收回，接值长锅炉上水通知后，可向锅炉上水。如炉中有水，应化验水质合格，不合格应将水放掉，重新上水；按“锅炉启动前上水检查卡”要求检查各系统阀门位置正确

a水质应为除过氧的合格除盐水；

b上水温度：以汽包壁温为依据，不高于汽包壁温40℃，必须控制上水后的汽包壁温>30℃；一般控制给水温度不高于90℃

c上水速度：进水速度应均匀缓慢，锅炉从无水至水位达到汽包水位计负100 毫米处所需时间为夏季不少于2 小时，冬季不少于4 小时。如对锅炉补充上水，上水时间可适当缩短，但炉水温度与上水温度之差不许大于40 ℃

d上水前通知化学，联系汽机值班员，利用给水小旁路经省煤器向锅炉上水。上水时可先用给水小旁路，然后根据需要切换大旁路；

e上水过程中，应检查汽包、联箱的孔门及给水管路各处的阀门。当发现法兰、堵头等处漏水时，应停止上水予以处理

f上水过程中严格控制汽包上下壁温差不超过50℃，若超出时，应停止上水，并做好记录，待汽包壁温差恢复后方可继续上水；

g上水过程中，省煤器空气门冒水后及时关闭；上水至汽包水位－100mm时，停止上水，并注意水位不应有明显变化，如有应查明原因，及时消除；上水后校对主控与就地水位计一次，水位偏差较大时及时联系检修处理。

h上水前和上水后各记录膨胀指示值一次。i上水结束后，开启省煤器再循环门 4.3锅炉启动前的试验

锅炉启动前应进行以下项目的试验，其试验方法及步骤按第六章试验内容的要求进行：

a锅炉承压部件检修后的水压试验 b辅机启停及事故按钮试验。c锅炉联锁保护试验。d转机动力试验。e阀门挡板试验

f安全门大修后校对试验。4.4 点火前的检查：

4.4.1检查汽水风烟系统，各门状态如下： 4.4.1.1 给水系统：

a.主给水管道截止门关，调整门关。b.给水大旁路截止门、调整门关。c.给水小旁路截止一道门、二道门关。d.给水管路各放水门关，空气门关。e.反冲洗总门关，给水采样门开。4.4.1.2 减温水系统：

a.减温水总门关。

b.一减左右调整门、手动门、放水门关。c.二减左右调整门、手动门、放水门关。d.一、二减流量表一次门开。4.4.1.3 疏放水系统：

a.左右侧连排手动门开，调整门关。b.连排至定排扩容器直通门开。

c.炉水采样门开，加药门联系化学同意后关闭。d.集中下降管排污一、二道手动门关。

e.各循环回路排污手动门关。

f.各循环回路加热门，手动门关，自用蒸汽手动门关，底部加热手动总门关闭后加锁，关闭疏水门。

g定排母管放水一、二道门关。h.省煤器放水手动门关。i集汽联箱疏水门开。j高过中间联箱疏水门开

k前包墙下联箱，前、后侧包墙下联箱左右侧疏水门开。l就地水位计水门、汽门开，放水门关。m事故放水一、二道电动门关。4.4.1.4 蒸汽系统：

a.对空排汽一、二道电动门开。b.汽包空气门开。c.屏过入口空气门开。d.屏过出口空气门开。e.省煤器出口空气门开。

f.高过中间联箱（上、下）空气门开。g.左右前侧包墙上联箱空气门开。h.低过入口联箱空气门开 i.集汽联箱空气门开。

j.主汽系统各安全门、脉冲门开。k.饱和、过热、各压力取样一次门开。l.给水、水位、蒸汽各流量取样一次门开。m.饱和、过热、炉水采样门开。4.4.1.5除渣供水系统：

a.除渣水供水封手动联络门开。b.左右侧灰渣漕各冲灰门开。c.冷灰斗各水门开。d.捞渣机各轴封水门开。e.输渣机轴封水门开 f.除渣供水泵供捞渣机水门开 g.工业水供除渣补水门关（第一次启动前补水完毕后关）4.4.1.6 风烟制粉系统：

a.吸风机入口调整挡板关。b.送风机入口调整挡板关。c.四角各二次风总风门关。

d.四角喷燃器各二次风分门关。e.磨煤机入口总风门关。f.磨煤机入口冷风门关。g.磨煤机入口热风门关。h.磨煤机再循环风门关。i.排粉机入口风门关。j.排粉机出口三次风门关。k.送风机入口再循环门关。

l.送风机至一次风混合风门关。m.各一次风门关。

n.三通挡板向粉仓侧关。

o.输粉机向粉仓落粉挡板关。p.输粉机、粉仓吸潮门关。q.四角各三次风冷却风门开。4.4.1.7燃油系统: a、来油总门及回油总门关，供回油调整门，速关阀关

b蒸汽吹扫总门，调整门关闭； c各油枪吹扫蒸汽手动门关 d各油枪油阀、手动门关 4.5点火前准备

4.5.1锅炉大小修后，具备条件时，点火前2小时投入底部加热；投入底部加热之前，应先开启火检冷却风机。4.5.1.1投入底部加热步骤如下：

a.检查汽包水位已上至－100mm。b.汇报班长、值长，锅炉准备投加热。c.开启锅炉底部加热联箱疏水门。

d.联系机侧稍开厂用汽至炉底部加热母管总门，进行疏水暖管，充分疏水暖管后关闭加热母管疏水门，联系机侧逐渐全开厂用汽至炉底部加热门。

e.缓慢开启锅炉底部加热来汽总门，疏水暖管后关闭加热联箱疏水门。f.逐渐开启底部加热联箱来汽总门，缓慢开启底部加热联箱的各加热分门，利用底部加热来汽总门控制加热集箱压力在0.4MPa以上，控制炉水温升速度。

g.汽压升到0.2MPa，空气门冒汽后，依次关闭炉顶各空气门。

h.汽压升到0.4MPa，冲洗校对水位计，通知热工人员冲洗压力表管，联系检修热紧螺丝。关闭包墙管过热器各疏水门 4.5.1.2停底部加热步骤：

a通知机侧锅炉准备停止底部加热。

b依次关闭锅炉底部加热联箱各加热分门，关闭底部加热联箱来汽总门。c开启加热联箱疏水门。

d疏水完毕后，关闭上述疏水门。投入加热时的注意事项：

a.投入底部加热时，如发生水冲击及撞管，应相应关小加热总门。b.投入底部加热时，汽包上下壁温差不大于50℃。

c.投入底部加热期间，注意维持汽包水位，汽包水位高于＋200mm时可用下降管的分集箱放水门放水，特殊情况下，用事故放水门进行放水。

d.新装或大修后锅炉在投加热前，停加热后，记录膨胀指示一次。e.加热过程中，机侧调整加热来汽门时应联系供汽锅炉值班人员。

f.加热过程中，必须保证锅炉底部加热联箱来汽总门前压力大于锅炉汽包压力0.4MPa以上。

g.点火前停运底部加热。

4.5.2联系热工，将各仪表、声光报警、保护电源、程控装置及计算机等送电，投入运行。

4.5.3联系电气将各动力装置送电。

4.5.4检查吸风机、送风机,制粉系统具备启动条件，原煤斗有足够煤量。4.5.5检查燃油系统油压、油温正常，燃油、蒸汽各阀门法兰和盘根应不渗油，不漏汽；油系统具备供油条件后，投入炉前油循环，（注：油枪各手动门应关闭），冬季应投入伴热。

4.5.6应试验各油枪推进、点火、雾化良好。

4.5.7如粉仓无粉，联系邻炉向本炉输粉，粉位输至1米，开启＃1－＃8给粉机下粉插板。

4.5.8通知除灰人员，将除渣系统投入运行；投入炉底水封及捞渣机水封，并保持捞渣机内一定的溢水量；捞渣机在点火前2小时投入运行。4.6锅炉点火

4.6.1接到值长点火通知后，停止底部加热。4.6.2联系热工人员投入火焰监视电视。4.6.3联系热工人员投入锅炉联锁、保护。

4.6.4启动一台引风机，送风机，正常后启动另一侧引风机(禁止在无送风机运行的情况，启动两台引风机运行)，维持炉膛负压－50～－100Pa，并适当调整风量不小于额定风量的30％。

4.6.5调出炉膛吹扫画面，当同时满足下列条件时，绿色的吹扫允许窗口变红，吹扫条件具备：

a送风机已运行； b有引风机运行 c燃油快关阀关； d油枪油阀均关； e给粉机均停； f排粉机均停；； g一次风挡板均关；

h所有层3／4火检均无火； i无锅炉跳闸指令。

j汽包水位满足（－200～＋200mm）

吹扫条件具备后，吹扫自动开始进行，时间窗口由300秒进行倒计时，时间到零后，吹扫完成窗口变红，表示吹扫完成，MFT信号自动复归，即可进行点火。吹扫结束，开启供油速关阀、回油速关阀，利用供、回油调整门调整油压正常（一般保持油压2.0～2.5MPa）。4.6.6锅炉点火步骤

4.6.6.1锅炉吹扫结束，开启各油枪的来油手动门。

4.6.6.2在FSSS操作画面上调出油系统画面，检查油压正常。选择所投油枪，启动油枪，油枪进行自动点火，对应的油枪火焰指示变为红色。

4.6.6.3投油后立即检查油枪着火情况，油枪未着或雾化不良时应停止该油枪，查明原因并消除后，方可重新启动。

4.6.6.4点燃油枪后应调整风量，使燃烧稳定。4.6.6.5点火时注意事项：

a点燃油枪必须逐支进行，不得同时投入两支油枪。b视升温升压情况，对冲投入油枪。

c 点火后，应设专人负责定期检查油枪的雾化、燃烧情况，发现异常及时联系调整，保证燃烧良好。同时注意油系统运行状况的检查，发现油系统泄漏应及

时解列并联系检修处理。

d锅炉点火后，注意监视水位；

e点火时，开关供、回油调整门调整油压时，应与邻炉密切联系，避免系统油压波动过大。

f如果锅炉点火失败，必须重新进行炉膛吹扫后重点。4.7升温升压

4.7.1锅炉点火后，应严格按照炉水饱和温升率控制升温升压速度（见升温升压曲线），升压期间的操作：

a.汽压升至0.2MPa时关所有空气门，此时对空排汽不得关闭；

b.汽压升至0.4MPa冲洗，校对冲洗水位计，联系热工冲洗压力表管，联系检修热紧螺丝；

c.汽压升到0.5Mpa时关闭包墙过热器疏水门，锅炉开始暖管，锅炉暖管指对锅炉主汽门到锅炉隔离门之间的管道进行预暖，冷态启动时锅炉暖管和升压应该同时进行。

暖管方式一般采用正暖的方式，即点火升压前将锅炉主汽门开启，同时开启隔离门前的疏水，蒸汽通过锅炉主汽门暖到锅炉隔离门前，通过隔离门前的疏水排出，暖管前必须先通知机侧值班员充分疏水。采用倒暖的方式：锅炉主汽门及旁路门关闭，锅炉升压后，开启隔离门的旁路门，利用母管蒸汽进行暖管。压力平衡后，逐渐关小疏水门，全开隔离门并关闭旁路门。采用此方法必须注意升压期间过热器的冷却，防止管壁超温,(暖管操作应缓慢小心，发生撞管现象时，应立即停止操作，开大疏水，正常后才可继续操作。)4.7.2冷态蒸汽管道的暖管时间一般不少于2小时；热态蒸汽管道的暖管时间一般不少于0.5小时。暖管升温速度可控制为2～3℃/分钟。4.7.3预热器出口风温在200℃以上运行情况良好，可进行制粉，待粉位升至1m，炉内燃烧良好，可进行投粉。投粉时应对角投入，严禁两台给粉机同时投入，此时应注意参数变化，尤其注意过热器管壁温度上升情况，严格杜绝超温现象。4.7.4.投粉时应注意着火情况。如投粉不着，应停止给粉，增大炉膛负压进行充分抽粉，待热风温度升高后再投。

4.7.5 汽压升到6MPa时，通知化学化验蒸汽品质。如不合格，停止升压，加强下部联箱及后竖井联箱放水。蒸汽品质合格后方可继续升压。

4.7.6暖管升压期间应严格控制汽包上、下壁温差不超过50℃，如超过，应立即停止升压，在升压过程中应注意以下事项：

a注意调整燃烧，保持炉内温度均匀上升，承压部件受热均匀，膨胀正常，从以上曲线可以明显看出，在低压阶段升压速度很慢，而在高压阶段，压力越高，升压越快。

b升压过程中，严禁关小过热器出口集箱疏水门或对空排汽门赶火升压，以免过热器管壁温度急剧升高。

c在升压过程中，应开启过热器出口集箱疏水门、对空排汽门，使过热器得到足够的冷却。同时，应监视过热器温度及过热器管壁温度的变化，蒸汽温度不得超过其额定值；管壁温度不得超过金属允许承受的温度。

d在升压期间，停止上水后省煤器再循环门必须开启，在锅炉进水时，应将再循环门关闭。

e在升压过程中，应利用膨胀指示器监视各承压部件的膨胀情况。4.8锅炉并列

4.8.1具备并列条件后，汇报机长，值长，在机长指挥下并炉，注意监视汽压和汽温的变化

4.8.2并列前，冲洗水位计，校对各水位计和压力表的指示，并试验高低水位报警信号，验证其可靠性。

4.8.3锅炉并列应具备下列条件：

a锅炉设备和主要辅机运转正常，燃烧稳定，各给粉机处于良好的备用状态 b汽压低于母管压力0.3－0.5Mpa，即8.5～8.8 Mpa c汽温低于母管温度10－20℃

即520℃～530℃

d汽包水位计和DCS画面水位指示完好并指示正确，保持汽包水位在负50毫米左右

e各表计已投入并指示正确 f蒸汽品质合格

单元式滑参数启动时，锅炉的汽压汽温按汽机要求保持。

4.8.5进行并列时，逐渐开启锅炉隔离门的旁路门，当启动炉压力与母管压力平衡时，缓慢开启隔离门，开完1/3开度后，可以加快，直至全开，然后关闭旁路

门。并列时缓慢增加锅炉蒸发量，注意汽温汽压水位的稳定。

并列过程中，如引起汽机的汽温急剧下降或发现蒸汽管道水冲击，要立即停止并列，减弱燃烧，加强疏水，恢复正常后，重新并列。

并列后，应再次检查水位计和汽压表的准确性，注意观察各参数的变化趋势。4.8.6 锅炉并列后，视汽温关闭各疏水门和对空排汽门。

4.8.7并列后，为确保锅炉水循环正常，应及时增开给粉机，将蒸汽量逐渐增加到额定值的50%以上。

4.8.2根据燃烧情况逐个停用油枪，及时调整风量达到燃烧稳定。主汽流量到80％上时，应停用全部油枪，油枪停用以后应用蒸汽逐个吹扫干净，并将其移至炉外，油枪全部停用以后，要及时汇报值长。联系热工人员检查各保护及自动装置，热工人员检查正确、无误后，运行人员方可投入保护及各自动装置。4.8.3主汽流量升到额定时，所有控制仪表，自动装置均应运行正常。4.8.4 对锅炉全面检查一次，作好记录。4.9锅炉启动注意事项：

4.9.1点火时油枪应逐步投入，点着后应经常检查油枪燃烧情况，如发现油枪熄灭，或投油时油枪不着，应迅速将油枪退出，经吹扫后重新投入。

点火初期炉膛温度较低，应加强检查和燃烧，调整二次风压为适当值，保证油、粉充分燃烧，同时严格检查风烟系统温度，以防尾部烟道发生再燃烧。4.9.2启动过程中，合理调整燃烧，加强烟气温度监视，烟温差≯30℃。

4.9.3投粉或启动制粉系统时，要经常检查燃烧情况，防止煤粉不着而引起炉膛爆燃。

4.9.4启动过程中应严格监视汽包壁温差不得超过50℃，否则，应停止升压，采取措施消除，待温差小于50℃时再继续升压，并做好记录。

4.9.5启动过程中注意控制汽包水位在0±50mm范围，给水泵倒换和切换主给水阀时，操作要缓慢，避免汽温、水位大幅度波动。

4.9.6启动过程中严格监视过热器壁温情况，避免超温运行，发现异常情况及时调整燃烧，减慢升压速度或停止升压。4.9.7新装或大修后的锅炉，应在压力0.5MPa、1MPa、2MPa、4MPa、6MPa、10MPa、时，分别记录膨胀指示值一次，如发现异常，应停止升压，查明原因，消除后方可继续升压。

第三篇：商业运行前监检汇报汇总

黄骅德润100MW风电场项目110kV升压站安装调试工程商业运行前质量监督检查

施工单位汇报材料

河北省安装工程有限公司

二O一七年七月

一、工程项目责任主体

建设单位：黄骅市德润新能源开发有限公司 勘测单位：河北省电力勘测设计研究院 设计单位：河北省电力勘测设计研究院 监理单位：北京中景恒基工程管理有限公司

施工单位：河北省安装工程有限公司

二、工程概况

黄骅德润100MW风电场项目110kV升压站安装调试工程位于黄骅市杨常庄村西侧，升压站土建工程主要包括：GIS设备基础，主变基础，事故油池，10KV站变基础，接地变压器基础，接地电阻柜基础，SVG成套设备基础，室外电缆沟，避雷针基础及35米高避雷针，进线构架基础、进线构架及避雷针。升压站主要设备有ZF12-126(L)六氟化硫组合电器1套，110kV（SZ11-100000/110）电力变压器1台，接地变压器、接地电阻柜1套，10KV站用箱式变压器1套，SVG成套设备1套，35KV高压柜9台，0.4KV低压柜7台，继电保护柜、直流屏、UPS电源柜、通讯柜、监控柜、风功率柜共计36台，全站动力电缆约7350米，控制电缆约10000米，通讯双绞线约4000米，全站接地系统由兄弟单位施工，设备接地由我公司连接全站接地网完成，继电保护装置采用南瑞继保的设备，后台组态程序由南瑞厂家提供，全站的测量、信号、控制、有载调压、视频传输由操作室计算机完成。

该工程与2015年12月7日开工建设，余2016年7月30日竣工。

三、施工组织实施情况

我公司承接该工程任务后，积极组织工程技术人员勘察现场，审阅图纸，编制施工组织方案，安全施工方案，基础施工前组织相关单位技术人员进行图纸会审，施工配备了优良的施工机械和人员，项目部分权负责现场技术、工程质量、施工安全、工程机械材料的采购和调度、施工进度、现场管理等各方面的工作。

对施工使用的建筑原材料，先送建筑检测站进行材料的检验检测，合格后方可进场使用，对施工操作的每一个工序，都严格执行有关技术质量规范要求，对工程进行严格把关，特别是隐蔽工程，必须经建设单位、监理单位专业工程师验收合格后，方可进行下道工序施工，以保证工程质量符合设计及规范要求。

四、原材料抽样检验

制定严格的材料进场制度，所有材料进场都必须有出厂检验报告和合格证，不合格的材料或构件不得进入现场，构配件的采购是与华源电力公司常年合作的厂家购买，电力器材及电力金具的采购选择电力系统认可的经销商购买，这样可以确保材料的质量。

主要材料试验和试块强度试验

1、水泥、型材、砂石试验全部合格。

2、混凝土采用商品砼，在施工过程中，砼、砂浆分层分段按收批进行见证取样，试块试压全部合格。

3、金属构架检验全部合格。

4、管材、型钢、线材检验全部合格。

5、电力金具检验全部合格。

6、防火涂料，防火堵料，防火隔板检验全部合格。

五、分项工程质量情况

1、设备基础工程：本工程采用打孔装基础，施工中严格按照图纸及施工方案施工，符合要求方进行下道工序。施工中从钢筋的绑扎，支模的安装，混凝土浇筑，每个环节严格把关，对重点部位进行严格的控制，反复测量，确认无误后方可浇筑混凝土，确保设备基础的准确性。

2、构架安装工程：避雷针施工采用地面组装，在法兰接口处做接地跨接，保证焊接长度大于2.5倍的跨接扁钢，并做防腐 处理，吊装后，垂直度保证小于1度，弯曲

度小于2mm。垂直混凝土电杆，垂直度小于1度，人字混凝土电杆，中心垂度小于3mm，水平桁架中心垂度小于3mm,现场测量检查符合规范要求，确保了工程的质量。构架接地按照图纸施工，符合设计要求。

3、GIS安装工程：GIS成套设备采用整体吊装，附件零星安装，中心距、水平偏差符合设计规范要求，SF6气体微水合格，设备检漏合格，一次部分耐压合格，断路器开关特性合格，二次部分绝缘合格，接线正确，电气试验合格，符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006标准。设备接地按照图纸施工，符合设计要求。

4、主变压器安装工程：主变压器运输震动合格，水平、中心距偏差符合设计规范要求，附件安装符合厂家技术要求，油品试验合格，瓦斯继电器校验符合国家规范，油位符合规范要求，套管介损、绕组直流电阻、绕组耐压试验、变形试验、电流互感器、绕组及铁芯绝缘电阻，符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006标准。非电量测量、动作准确灵敏，有载调压传动灵活准确。设备接地按照图纸施工，符合设计要求。

5、接地变、接地电阻柜安装工程：接地变、接地电阻柜为成套设备，安装采用整体吊装，水平、中心距偏差符合设计规范要求，电气试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006标准。设备接地按照图纸施工，符合设计要求。

6、盘柜安装工程：35KV成套高压柜安装，垂直度小于2mm，平直度小于4mm，水平偏差小于2mm，柜间缝隙小于2mm，符合设计规范要求。0.4KV成套低压柜安装，垂直度小于2mm，平直度小于4mm，水平偏差小于2mm，柜间缝隙小于2mm，符合设计规范要求。继电保护柜、直流屏、UPS电源柜、通讯柜、监控柜、风功率柜安装，垂直度小于2mm，平直度小于4mm，水平偏差小于2mm，柜间缝隙小于2mm，符合设计规范要求。盘柜接地按照图纸施工，符合设计要求。

7、SVG成套设备安装工程：SVG功率柜、控制柜安装，垂直度小于2mm，平直度小于4mm，水平偏差小于2mm，柜间缝隙小于2mm，符合设计规范要求。室外成套设备安装，依据厂家技术资料严格施工，符合厂家技术资料要求。开关动作灵活，触头接触良好，同期性一致，符合设计规范要求。设备接地按照图纸施工，符合设计要求。8）电缆工程：电缆施工严格按照施工规范，高压电缆摆放在电缆沟底层，动力电缆摆放在中层，控制电缆摆放在上层，敷设电缆时做到电缆有序分层摆放，电缆无交叉，20 铠装电缆的钢铠必须接地，控制电缆屏蔽层必须接地，动力电缆终端头采用热缩，高压电缆头采用冷缩电缆头，控制电缆头采用干包与热缩相结合的方式，动力电缆接线端子采用镀锡端子，端子与线径相一致，相色一致，进行冷压，多股软芯控制电缆采用线径相一致的压接端子压接，控制电缆套相应的线号，备用线芯需套号，电缆两端需挂对应的机打电缆标牌。电缆绝缘测试符合安装规范。

9）防火封堵工程：电缆沟采用无极防火堵料浇筑成型防火墙，盘柜出口、防火墙两侧，电缆使用防火涂料喷涂，保护管、盘柜底部采用软质防火堵料封堵，电缆进出防火墙采用防火枕封堵相结合的方法进行防火封堵。防火封堵整体检查符合规范要求。10）电气试验工程：电气试验依据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006和设备厂家技术资料及设计规范进行，试验合格。二次部分设计依据保护定值试验，遥信、遥测、遥调、遥控、遥视动作灵活准确。

六、工程实体质量的监督检查

6.1建筑专业的监督检查

6.1.1 混凝土强度等级、砂浆强度等级符合设计要求，试验报告齐全。

6.1.2 混凝土杆、钢管杆、钢构件等产品质量技术文件齐全，外观检查符合设计及规范要求。

6.1.3 钢结构用钢材、高强度螺栓连接副、地脚螺栓、防腐、涂料、焊材等材料性能证明文件齐全。

6.1.4钢结构现场焊接焊缝检验合格；钢结构、钢网架变形测量记录齐全，偏差符合设计及规范要求。

6.1.5 钢结构防腐（防火）涂料涂装遍数、涂层厚度符合设计及规范要求，记录齐全。6.1.6 主体结构实体检测合格，报告齐全。

6.1.7 建（构）筑物的栏杆、钢制门窗、幕墙支架等外露的金属物，应有可靠的接地，并有明显的标识。

6.1.8隐蔽工程验收记录、质量验收记录齐全。6.2电气专业的监督检查

6.2.1 带电设备的安全净距符合规定，电气连接可靠。

6.2.2 电力变压器（含油浸电抗器）箱体密封良好，油位正常；绝缘油检验合格； 事故排油和防火措施齐全； 气体继电器、温度计校验合格； 变压器本体外壳、铁芯和

夹件及中性点工作接地可靠，引下线截面及与主接地网连接符合设计要求；调压装置指示正确；报告齐全。

6.2.3 断路器、隔离开关、接地开关分合闸指示正确，接地可靠；油（气）操动机构无渗漏现象；隔离开关接触电阻及断路器三相同期值符合规定。

6.2.4 电容器布置、接线正确，保护回路完整，无损伤、渗漏及变形现象。6.2.5 互感器外观完好、油位或气压正常，接地可靠；电流互感器备用二次绕组短接并可靠接地。

6.2.6 避雷器外观及安全装置完好，排气口朝向合理，接地符合规范规定；在线监测装置接地可靠，安装方向便于观察。

6.2.7 无功补偿装置功能特性和电气参数符合设计要求，报告齐全。

6.2.8 母线的螺栓连接质量检查合格，软母线压接和硬母线的焊接验收合格。6.2.9 低压电器设备完好，标识清晰。

6.2.10 组合电器直接接地部分连接可靠，膨胀伸缩装置符合安装规范；充气设备气体压力、密度继电器报警和闭锁值符合产品技术要求，SF6 气体检验合格，报告齐全。6.2.11 电缆本体、附件和附属设施的产品技术资料齐全；电缆敷设符合设计及规范要求，防火封堵严密、阻燃措施符合要求，试验合格；金属电缆支架接地良好。6.2.12 防雷接地、设备接地和接地网连接可靠，标识符合规定，验收签证齐全。6.2.13 电气设备及防雷设施的接地阻抗测试符合设计要求，报告齐全。

6.2.14 室内外盘柜安装牢固、接地可靠；柜内一次设备的安装质量和电气距离符合要求，照明装置齐全；箱体变压器、室内外盘、柜及电缆管道封堵完好，应有防积水、防结冰、防潮、防雷等措施；操作与联动试验合格；二次回路连接可靠，标识齐全清晰，绝缘符合要求。

6.2.15 二次设备等电位接地网独立设置。6.2.16 电气设备防误闭锁装置齐全。

6.2.17 蓄电池组标识正确、清晰，充放电试验合格，记录齐全；直流电源系统安装、调试合格。

6.2.18 综合自动化系统配置齐全，调试合格。6.2.19 电测仪表校验合格，并粘贴检验合格证。

6.2.20 继电保护和自动装置按设计全部投入，继电保护和自动装置已按整定值通知单

整定完毕。

6.3 调整试验的监督检查

6.3.1 主变压器（电抗器）绕组连同套管相关交接试验（特殊试验）项目齐全、试验结果合格。

6.3.2 组合电器及断路器相关交接试验合格。

6.3.3 互感器绕组的绝缘电阻合格，互感器参数测试合格。6.3.4 金属氧化物避雷器试验及基座的绝缘电阻检测报告齐全。6.3.5 升压站接地网接地阻抗测试合格，符合设计要求。

6.3.6 电流、电压、控制、信号等二次回路绝缘符合规范要求；断路器、隔离开关、有载分接开关传动试验动作可靠，信号正确；保护和自动装置动作准确、可靠，信号正确，压板标识正确。

6.3.7 保护及安全自动装置、远动、通信、综合自动化系统、电能质量在线监测装置等调试记录与试验项目齐全，试验结果合格；继电保护装置已完成整定；线路双侧保护联调合格，通信正常。

6.3.8不停电电源（UPS）供电可靠，切换时间和输出波形失真度符合要求

七、施工技术资料的管理

施工技术资料设专人管理负责制，技术资料的收集、整理贯穿于整个工程建设的全过程，严格按照《电力工程施工技术资料管理规程》、甲方及监理的要求，随工程进度及时收集整理，认真填写，确保及时、准确、真实、齐全、有效，真正反映了工程质量的情况，建立了一整套完整的施工技术资料。

八、工程检查与整改

该工程共进行三次各级专业部门进行检查（业主质检部门检查、地区电力质检部门检查、省电力质监站检查），共查出现场及资料不合格部分共35项，其中工程实体项目20项，工程资料项目15项。现已全部整改完毕，工程合格率100%。

九、工程质量综合评价

我公司组织了技术、质量部门，按照《施工质量验收规范》对整个工程进行了自查自检，设备基础工程、构架安装工程、GIS安装工程、主变压器安装工程、接地变、接地电阻柜安装工程、盘柜安装工程、SVG安装工程、电缆工程、防火封堵工程、电气试验工程10个分部工程质量评定全部合格，工程资料、质量控制资料齐全有效，安全和功能检验符合要求，感观、实际操作质量评价较好，单位工程综合评价合格。

第四篇：锅炉内部检验的准备工作

锅炉内部检验的准备工作

一、汽包：

1、打开汽包两侧人孔，通风冷却。

2、打磨汽包两侧封头与筒体拼接环焊缝和热影响区。

要求：去除表面锈迹、垢迹，打磨至露出金属光泽，热影响区为焊缝两侧各20cm。

3、打磨锅筒内部封头处预埋件焊缝。

要求：去除表面锈迹、垢迹，打磨至露出金属光泽。

4、选一个汽包安全阀管座，打开保温，并打磨管座角焊缝。

要求：去除保温材料，并清理干净。留出足够空间，便于进行磁粉探伤。去除表面锈迹、垢迹，打磨至露出金属光泽。

5、汽包导气管选取一处弯头，拆除保温，弯头背弧打磨，打磨宽度200×600。

6、打开汽包上的水冷壁给水管两个，和省煤器给水管一个。

要求：选取一处弯头，拆除保温，弯头背弧打磨，打磨宽度200×600。

二、水冷壁管：

1、炉膛内应搭好脚手架。

要求：应能检测到水冷壁管的所有部位（重点是燃烧器区域、折烟角区域、人孔门、吹灰孔区域等）。

2、清理水冷壁表面范围内积灰。

三、省煤器管：

1、清理省煤器范围内积灰。打开所有人孔。

四、过热器管：

1、清理过热器范围内积灰。打开所有人孔。

2、迎风面附近应搭设脚手架。

五、集箱：

1、水冷壁下集箱1只、水冷壁上集箱1只。

各选择集箱一端，打开保温，选取一个管座角焊缝打磨，至露出金属光泽。

2、省煤器进口集箱。

打开集箱一端手孔，检查内部情况。

3、低过出口集箱，屏过出口集箱，高再出口集箱，包墙出口集箱。打开安全阀管座附近保温，露出集箱表面。打磨安全阀管座角焊缝，露出金属光泽。拆除集箱一端保温400mm，露出集箱表面。

4、高温过热器出口集箱，中间集箱。各拆除一端保温500mm，露出集箱表面。

5、减温器集箱

选一只减温器集箱，喷水管座前后筒体外表面打磨一圈，长400mm。减温器集箱应打开手孔。

六、锅炉范围内管道：

1、打磨主蒸汽管道一个弯头前（含弯头）及焊接焊缝的保温层；

2、打磨主给水管道一个弯头前（含弯头）及焊接焊缝的保温层；

3、打磨再热热段管道一个弯头前（含弯头）及焊接焊缝的保温层；

4、打磨再热冷段管道一个弯头前（含弯头）及焊接焊缝的保温层；

5、旁路管道选一弯头，拆除保温。

对上述焊缝、焊缝两侧及弯头背弧打磨，打磨宽度焊缝两侧各100，背弧300×600。

七、该锅炉的风、烟、水、汽、电、燃料系统必须可靠的隔断。

八、以上检测区域积灰、保温清理干净，搭设好必要脚手架，准备好安全照明和工作电源。

第五篇：锅炉启动时的检查准备工作

锅炉启动时的检查准备工作：

1、接到锅炉启动命令，电气及热机人员对锅炉设备进行全面检查。电气人员测量引风机绝

缘并送各个电动门、电动调节门、各闸板门、引风机电源，所有指示仪表一次门开启，热机人员试验各电动调节门开关情况，做到开关灵活、指示准确。在保证不漏流的情况下依次试验锅炉入口闸板门，引风机出、入口闸板门，烟道出口总门，事故烟道闸板门，做到开关到位，动作灵活无卡涩。

注意事项：各电动门、闸板门试验不得同时进行，应分别试验，做好记录，汇报领导。

2、检查阀门位置：

① 蒸汽系统：电动主汽门及旁路门关闭，对空排汽手动及电动门开启。

② 给水系统：热水器进口总门开启，给水总门开启，热水器至除氧器回水电调门及手

动门和旁路关闭，放水门关闭。

③ 放水系统：各集箱排污二次门，连续排污二次门，事故放水门关闭。定期排污、连

续排污一次门开启。

④ 疏水系统：主汽门前、后所有疏水门开启。

⑤ 蒸汽、炉水取样，汽包加药一次门开启，汽包空气门开启。

3、进入锅炉上水程序：

启动给水系统向锅炉上水，上水用旁路门控制，注意给水压力和流量的变化。上水至汽包水位计-50mm处停止，并观察水位有无变化。若有变化应查明原因予以消除，验证水位的真实性。

注意事项：上水速度以5t/h为宜，冬季上水时间不少于2-4小时，如水温超过100℃，应延时30min，上水过程中检查炉本体是否有漏水现象，若有时应停止上水予以消除。

4、升压：

① 启动风机后按每分钟增加3-5℃的速度进行，避免过快引起锅筒及受热面和炉墙、护板的热应力损伤。

② 汽包压力升至0.2MPa时关闭汽包空气门，各蒸发器集箱排污一次，加强锅炉自然

水循环，开电动主汽门之旁路，系统准备开始。

③ 汽包压力升至0.3MPa，冲洗校验水位计。

④ 汽包压力升至0.4MPa，如启动前有过检修，通知其热紧检修过的阀门、法兰、阀

门压盖螺栓。

⑤ 汽包压力升至0.8MPa时，全面排污一次，投入连续排污。

⑥ 汽包压力升至1.0MPa时，再次冲洗校验水位计，全面检查设备，通知化水取样。⑦ 汽包压力升至1.6MPa时，手动安全阀试验，全开电动主汽门，关闭旁路门。⑧ 汽包压力升至1.8MPa时，过热器温度380℃，准备并汽。

5、并列注意事项：主汽压力低于系统压力0.05-0.1MPa，温度低于系统温度5℃，如操作中

发现系统压力大幅降低应停止操作，加强疏水，事故恢复后再进行操作。

注意事项：严密监视锅筒水位，正常运行水位为±30mm，极限水位为±75mm，升压状态下水位可保持略低于-75mm，锅筒水位上升时应适当放水，汽温、气压上升速度要均匀，严禁采用关闭疏水门的方法来加快升压。