水泵强制性标准有哪些

一、结构不同

1、给水泵：锅炉给水泵的拖动方式，一般分电动机与汽轮机二种拖动方式。电动机多采用交流电动机，所以给水泵的转速是定速的，锅炉给水调节经过“节流”调节。

2、凝结水泵：首级壳为碗形壳或螺旋壳，次级、末级壳为碗形壳；泵轴设有多处径向支承，泵转子轴向负荷可由泵本身推力轴承承受，也可由电机承受；轴封可以为填料密封或机械密封，泵转子轴系含两根轴，轴间联接为卡环筒式联轴器。

泵机联接为弹性柱销联轴器或刚性联轴器联接；进口与出口分别位于泵筒体和吐出座上，并呈180°水平布置（可按15°的整数倍任意变位）。

二、运行方式不同

1、给水泵：B0.25-3.5/0.98额定功率：250KW进汽压力：3.5MPa进汽温度：450℃

进汽量：7t/h 排汽压力：0.98MPa排汽温度：330℃ 排汽焓值：3176Kj/kg

2、凝结水泵：工作部用多级叶轮同向排列构成的泵转子和在其外围形成导流空间的导流壳组成。泵转子由叶轮、泵轴、键、轴套等件组成。

叶轮是将原动机的能量转换成泵送液体能量的核心元件。泵轴既做为叶轮的载体，又传递着转子的全部负荷。导流壳的作用是以最小的损失将流出叶轮的液体导向后均匀地进入下一级叶轮。导流壳的联接是止口定位，最后用螺栓把紧。

三、定义不同

1、给水泵：由于除氧器是混合加热设备，所以其后必须有水泵提高压力进入锅炉，这个水泵就称为给水泵。

2、凝结水泵：凝结水泵是立式筒袋型双层壳体结构，首轮为单吸或双吸形式，次级叶轮与末级叶轮通用，为单吸形式。

参考资料来源：百度百科-凝结水泵

参考资料来源：百度百科-给水泵

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330MW汽轮机凝汽器的作用及结构

5.1.1 凝汽器技术规范及结构

5.1.1.1 技术数据

凝汽器压力0.0049 MPa

凝汽量626.5 T/h

冷却水进口温度 20 ℃

冷却倍率 61

冷却水量 38268 M3/h

冷却水管内流速 1.9 m/s

流程数1

清洁系数 0.85

冷却水管数 24220

管长 12410 mm

水室设计压力： 0.45MPa

汽轮机排汽量： 695.83t/h

冷却管径：Φ19×1

凝汽器进出水管径： Φ2020×11

凝汽器冷却面积： 17500m2

凝汽器水阻： 4.5MH2O

凝汽器管材： HSn70－1B

5.1.1.2 对外接口规格

循环水入口管径DN2000

循环水出口管径DN2000

空气排出管径 Φ273×6.5

凝结水出口管径Φ529×7

5.1.1.3 凝汽器主要部件重量

凝汽器长宽高 17338×8300×12960

凝汽器净重(不包括减温器) 400T

凝汽器运行时水重 265T

汽室中全部充水的水重 530T

管子重 147T

　

序号

名 称

规 格

重 量Kg

材 料

1

壳体板及附件×2

12068×4431.5×16

6270×2

20g

2

水室×4

3250×4690×2485

8151×4

20g 16Mn

3

热井

12132×3781×2041

18904＋19252

20g

4

上接颈

7890×6710×1900

13740

20g

5

下接颈

12132×6710×3800

33954

20g

6

管束

Φ19×1.2×12410(1180)

0331

HSn70-1B

管束

Φ19×1×12410(1286)

0835

B30

管束

Φ19×1×12410(21754)

129654

HSn70-1B

7

23×隔板

4400×3440

33822

20g

8

4×管板

4400×3250

3104×4

20g

9

抽汽管路s1

2044.6×2

20g

10

抽汽管路s2

1532

20g

11

抽汽管路s3

1279

20g

12

水位筒

162.1

20g

13

凝结水出口装置

1448

20g

　

5.1.2 功能与结构

5.1.2.1 凝汽器主要功能

a)凝汽器凝结从低压缸排出的蒸汽。

b)热井储存凝结水并将其排出。

c)凝汽器也用于增加除盐水（正常补水）以及抽空气等。

5.1.2.2 结构说明

凝汽器结构为单壳体、对分、单流程、表面式。

凝汽器为单壳体对分单流程表面式凝汽器，它在低压缸下部横向布置。凝汽器壳体置于弹簧支座上，其上部与汽机排汽缸采用刚性连接。循环水流经凝汽器管束使凝汽器壳体内汽机排汽凝结，凝结水聚集在热井内并由凝结水泵排走。

凝汽器壳体内布置管束，热井置于壳体下方,正常水位时其水容积为不少于4分钟凝结水泵运行时流量。

凝汽器由外壳和管束组成单流程,管子为铜合金管,用淡水冷却。

凝汽器管束布置为带状管束，又称“将军帽”式布置

凝汽器喉部和汽轮机低压缸排汽管连接，上接径口尺寸：7532 ×6352 分两半制造，即7890×3355×1980，接颈壁板用厚16mm、20g钢板。内焊肋板（δ16）加强，侧板间用18号角钢，20a槽钢φ102--φ159的20号钢管加强，使之有足够的刚度。

接颈下部呈截锥四方形,分三段制造,左右两段的尺寸是12100×2600×3841，中间段尺寸是12100×2300×3841，接颈下部侧板用厚20mm的20g钢板，内焊肋板，管斜支撑加强。接颈下部右侧（冷却水进水管侧）装有两个减温器。属低压旁路装置供货范围。

汽轮机六七八段抽汽管道，经由接颈右侧（冷却水出口管侧）向外引出。管道热补偿采用伸缩节。

凝汽器管板间距12330mm，中间设置不同标高隔板14块，冷却管板在管板间以5‰斜度倾斜。同时管板安装斜度也是5‰，以保证两者垂直，这样进出水室中心标高差62mm。管板与壳体通过一过渡段连在一起，过渡段长度为300mm。

每块隔板下面用三根圆钢φ102×6支撑，隔板与管子间用220×110×7.5 的工字钢及一对斜铁，用以调节隔板安装尺寸。隔板底部在同一平面上。

壳体与热井通过垫板直接相连，热井高度为2041，分左右两部分制造。在热井中有工字钢，支撑圆管，刚度很好。热井底板上开三个500×1000的方空与凝结水出口装置相连。隔板间用三根φ89×5的钢管连结，隔板边与壳体侧板相焊。每一列隔板用三根φ70的圆钢拉焊住，圆钢两端还与管板过渡段相焊。凝结水出口装置上部设网格板，防止杂物进入凝结水管道，同时防止人进入热井后从此掉下。

空冷区上方设置挡板，阻止汽气混合物直接进入空冷区。空气挡板两边与隔板密封焊。每列管束在三个挡板上开199×100方孔，用三根方管合拼联成φ273×6.5的抽气管。

弧形半球形水室，具有水流均匀，不易产生涡流，冷却水管充水合理，有良好换热效果等特点。水室侧板用25mm厚的16Mn钢板，水室法兰用60mm厚的16MnR，并与管板，壳体用螺栓联接。φ24“O”形橡胶圈作密封垫，保证水室的密封性。进出水管直径φ2000。在水室上设有人孔，直径为φ450，检修时为防止工人进入人孔后不掉入 循环水管里，在进出水管处加设一道网板，由不锈钢薄板组成既不增加水阻又能保证安全。水室上有放气口、排水孔、手孔及温度、压力测点。水室壁涂环氧保护层，并有牺牲阳极保护。

在凝汽器最上一排管子之上300mm处设8个真空测点，测量点是用两块5mm厚板，组成30mm间隔的测量板，从板中间接头上引φ14×3管至接颈八个测真空处进行真空测量。

凝汽器热井放于汽机房下，它装于弹簧和底板上。弹簧由汽机允许力进行设计。考虑到弹簧摩擦角产生的水平力，78个弹簧采用一半左旋一半右旋，以使力平衡。

为防止运行时凝汽器前后、左右移动，造成凝汽器、低压缸不同心，对低压缸不利，热井底板上焊固定板使地板与弹簧基础柱上埋入的钢板粘合，这样凝汽器只能上下移动。

5.1.2.3 水压试验

试验前先将凝汽器支撑在千斤顶上，弹簧不受力，每个弹簧支撑上有两个千斤顶，千斤顶是焊在底板上的。

——把所有管道全部堵住（除接颈抽汽管外）

——把水位指示计隔离

测试用水：除盐水

5.1.2.3.1 汽侧

凝汽器充水水位至防护层作壳体泄漏试验，水位在管束上500mm。壳体泄漏试验在水压试验前进行，通过接颈人孔进行充水。检查时应保持水位，检查主要针对焊缝、板等。检查时可在水中加入荧光粉。检查后将水放掉。

5.1.2.3.2 水侧

每半个凝汽器的水压试验应单独进行。

进出水室中放气管打开，放水管关闭。所用压力计经过标定刻度0—1MPa。

每半个凝汽器装三个压力表：在进水管上一个，入口水室的充水管上一个，出

口水室的充水管上一个。

安全阀的校准值为试验压力（0.7 MPa），它装在充水回路上。阀门口径

的选择至少应为充水管截面直径的1.5倍。

通过管道充水,至排汽管口溢水时立即停止充水。关闭排气管，用试验泵

提高压力，仔细检查压力表指示，不能超过试验压力值。维持试验压力，在大

容量水压实验中，微小压力波动是不可避免的，此时不应认为是有泄漏。而很难维持压力或压力突然下降的情况可认为有泄漏。先检查外部，如系统中阀门

和水回路的严密性。如压力维持试验压力不变，则可检查焊缝、垫片、板件和

所有可能产生泄漏的部件。

实验检查应持续30分钟。

检查完后，缓慢降低至大气压，打开排气管将水从排水管排出。

低压给水系统的冲洗通常分为两步：

①低压脱氧器的冲洗

低压脱氧器的冲洗采用换水的方法：冲洗时先向低压脱氧器充除盐水至水位计最高点，再将除氧器中水全部排放掉。如此反复，直至除氧器排水中含铁量小于1000μg/L时，开始低压给水系统的冲洗。

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②低压给水系统的冲洗：

A.保持除氧器正常水位进行循环冲洗。

B.循环冲洗路线：低脱→给水泵→凝汽器→凝结水泵→低脱。

C.除垢剂生产厂家发现冲洗过程中，为了使冲洗水形成钝化状态减少冲洗腐蚀，应对冲洗水进行氨-联氨处理，调节冲洗水pH=8.5~9.5，联氨至50~100μg/L。

D.有凝结水处理装置的凝结水，在凝结水泵出口水中含铁量小于1000μg/L时，可投入凝结水处理装置，以尽快降低冲洗水中含铁量。

E•冲洗过程中应定期化验低压脱氧器出口和凝结水泵冲洗水中的铁、PH和二氧化硅(二氧化硅含量作参考)。

F. 冲洗标准：除垢剂生产厂家建议凝结水泵出口水含铁量小于100〜200μg/L。

此外，热态冲洗由于提高水温可以把残留在水、汽系统内的杂质(主要是铁的腐蚀产物和硅化物)尽可能多的冲洗下来，所以大型锅炉在化学清洗后的第一次点火时，要进行升温升压条件下的热态冲洗。

机组保护配置及试验管理规定为确保国电华北公司所管辖机组主、辅设备安全运行，通过在机组启动前、后和运行期间对机组的主、辅设备进行试验和切换工作，达到检验机组主、辅设备的一次设备及其控制、保护联锁装置回路是否处在正常状态，特制定以下机组保护配置及试验管理工作规定。一、 引用标准1、 电力工业技术管理法规2、 DL/T435—2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程3、 DLGJ 116—93 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定4、 DL 435—91 火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程5、 DRZ/T 01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定6、 DL/T 5190.5—2004 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇)7、 DL/T 5175—2003 火力发电厂热工控制系统设计技术规范8、 DL 400—91继电保护和安全自动装置技术规程9、 DL/T 863—2004 汽轮机调试导则10、 DL/T 609—1996 300MW 级汽轮机运行导则11、 DL/T 611—1996 300MW 级锅炉运行导则12、 DL/T552—95火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法13、 DL612—1996 电力工业锅炉压力容器监察规程14、 火力发电厂高压加热器运行维护守则(1983)15、 中国国电集团公司二十九项重大事故预防措施二、 机组试验内容要求与指导办法1 总则1.1 本规定与国家、行业标准相抵触时，执行国家和行业标准。1.2 公司属发电单位要根据本规定的要求，完善和修订本单位的运行规程和检修规程。1.3 因各发电单位机组的主、辅设备厂家不同，单机容量不同，主、辅机保护联锁的项目与定值，应按设备制造厂家的要求设置；如厂家未做要求的，应遵循保证设备安全、保障机组运行稳定的原则，参照同类型机组进行设置，并参照以下各项目的试验要求进行试验。1.4 设备保护联锁的测点位置的安装、管路的铺设必须符合DL/T 5190.5—2004 《电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇)》的要求。1.5 检修后的热工自动调节装置、热工程序控制、信号、保护联锁装置，应进行系统检查和试验，确认正确可靠，方可投入运行。

1.6 在试验前必须进行确认被试验项目应具备试验条件。确认试验设备或阀门对已运行系统无影响，联系相关人员(热控、机械检修人员、电气检修人员等)共同进行。1.7 对设备或系统进行技术改造后，应重新对其保护、联锁的配置、项目、定值进行核对，使其满足运行和备用要求。并经试验来检验确认保护联锁的动作正常。1.8 试验时，热控人员对不满足的条件进行强制或恢复后，应在专门的保护联锁停、投记录本上按保护联锁停、投的有关规定进行详细的记录。记录本应包括保护联锁停、投具体时间，名称，点明细，联系人(值长或运行值班负责人)，批准人(值长或生产主管领导)等内容。1.9 运行中设备的试验，应做好隔离工作，不得影响其它运行设备的安全。试验前应进行危险点分析，对于试验中可能出现的问题，应充分做好事故预想。对有可能影响机组主机或重要辅机安全运行的试验，应编制有关试验措施指导运行人员的试验操作。1.10 试验期间，若出现异常情况，应立即停止试验并恢复原运行方式，待故障消除并经有关领导批准后方可继续进行试验。1.11 各发电单位应根据本单位的实际状况，在进行机组A、B、C级检修时，事先编制出符合实际、齐全的启动前阀门（挡板）试验记录本、启动前主、辅机保护联锁试验记录本。试验记录本应包括试验项目，开、关时间，试验结论，参与试验人员的签字等内容，通过试验来检验阀门（挡板）的严密性和可靠性。在每项内容试验正常合格后，由机械检修人员、热控人员、运行人员共同签字。1.12 运行部门应设置机组定期试验记录台帐。记录台帐应包括试验具体时间，试验项目，试验结果，试验执行人和监护人签字，试验项目停做或延期试验原因等内容。对所需进行试验项目试验正常后，负责主持试验的运行人员应在机组定期试验记录台帐进行记录。1.13 对存在的问题运行人员应在运行日志中记录清楚，生产管理人员应督促相关人员进行处理，使其达到相关要求。2 机组启动前需进行的试验项目和要求：2.1 电（气）动阀门（挡板）试验要求2.1.1 机组进行A、B、C级检修后，必须进行所有电（气）动阀门（挡板）开关试验。

2.1.2 机组D级检修或备用中，检修后的电（气）动阀门（挡板）必须进行开关试验。2.1.3 阀门附件在检修后应进行1.25倍工作压力的严密性试验。在检修时不能拆下的阀门就地修理后，对检修质量应进行认真检查。2.1.4 电（气）动阀门（挡板）阀门关位、开位行程由机械检修人员依据保证阀门关闭严密（应考虑到热膨胀因素），开启不节流的原则，与热控人员预先进行设定。2.1.5 试验时，记录电（气）动阀门（挡板）全开、全关时间和电动门关严后关位富裕行程圈数。就地、远控指示应一致。2.1.6 检修后的阀门(档板)应能开、关到位，开关灵活，方向正确，远方与就地开度指示一 致，开关过程中无卡涩，连杆、销子无松动、弯曲和脱落现象。2.1.7 设备的液控蝶阀油泵电机与热控电源不得在同一电源柜上。互为备用设备的液控蝶阀电机、热控电源不得在同一电源柜上。各机组重要辅机和重要公用辅机的液控蝶阀电机与热控电源必须有两路电源并设置有备用自投装置。液控蝶阀试验时应根据管线具体布置等具体条件调整其关闭时间及角行程范围。并注意蓄能器保压时间达到设备说明书要求。2.1.8 对于烟风系统的挡板，试验时必须打开人孔门检查实际位置、就地标记及远方操作相符，各个叶片动作保持一致。2.1.9 试验时，应操作阀门（挡板）开关两次，分别比较其开关时间，相差时间不得超出±2秒。若阀门带中停功能，开关试验过程中，应试验其功能正常。2.1.10 远控对风机的动(静)叶进行调节，方向正确，动作灵活，无卡涩， CRT画面上开度指示在0～100％时，与风机就地动(静) 叶角度指示应相对应。2.1.11 应设以下阀门(挡板)联锁：2.1.12 引风机、回转式空预器和送风机与相关的烟风道挡板开、关联锁；2.1.13 设备启、停或跳闸时，相关的进、出口阀门(挡板)开、关联锁。2.1.14 相关工艺参数达到规定值时，自动打开(关闭)相应的电动阀门、电磁阀。2.2 辅机保护联锁配置及试验要求2.2.1 机组进行A、B、C级检修后，必须进行所有辅机项目保护联锁试验。2.2.2 机组D级检修或备用中，对辅机有关的保护联锁、控制回路进行检修后，必须进行其保护联锁试验。

2.2.3 设备试验前应检查润滑(控制)油油位正常，油质化验合格，带强制循环的应检查油循环正常。2.2.4 10kV（6kV）、380V辅机的开关送至试验位。开关未带有试验位的380V辅机待系统条件具备后，带负荷进行试验。2.2.5 辅助设备的低油压、低液位保护装置应设置单独的测量回路。其管路的选择和敷设应注意减少信号响应的迟延时间。可通过试验来进行验证，迟延时间不得超过1秒。低油压保护联锁的定值应考虑到保护开关的安装标高对其影响。2.2.6 辅机的保护测点应选用开关量，不得单独使用模拟量。主要保护应设置为满足条件三取二后动作。2.2.7 辅机出口母管压力低、辅机低油压禁启与跳闸保护测点应选用母管滤网后测点。母管压力低联锁的定值设定应考虑系统用户的实际需求。2.2.8 就地油站控制盘上有切换开关的辅机，机组启动前应进行在就地切换开关的试验，确认在就地切换开关过程中或就地与远控位置不对应是否跳辅机。对发生跳辅机的应进行保护联锁和操作方式的改进，并经试验确认正常。2.2.9 辅机系统设置有滤网时，必须设置滤网前后差压大报警装置并保证其正常动作。2.2.10 辅机试验过程中由热控人员配合强制所试验的不满足条件，进行逐项试验。试验完毕，恢复所强制内容。2.2.11 进行辅机启动允许条件试验时，应使任一启动条件不满足时，辅机开关合不上。并报警。全部启动满足后，方能合上辅机开关。2.2.12 进行辅机跳闸条件试验时，应使该辅机的启动条件均满足，辅机在合闸状态；具备该辅机任一跳闸条件时，辅机开关跳闸，并发出报警。2.2.13 进行辅机顺控启、停试验时，当该辅机的条件满足时，发出顺序操作指令后，辅机应按顺序启、停步序自动进行，完成辅机启、停操作指令。当任一顺序启、停条件不满足，指令会在不满足的条件处中断，并报警。2.2.14 做辅机事故跳闸互联试验时，应预先强制其母管压力低联锁条件。2.2.15 变频方式运行的凝结水泵跳闸后，备用凝结水泵应联启，发出报警，同时将主凝结水调整门开度置于工频运行方式下、当时负荷时所对应的开度。应选择3-4个负荷工况点进行主凝结水调整门开度置位的验证。

2.2.16 压力容器的远方、就地液位测量装置和其保护装置的液位应标定一致，能正确反应其实际液位。2.2.17 辅机动态试验必须在静态试验合格后进行。辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前完成并确认试验合格。2.2.18 辅机应设以下保护联锁：2.2.18.1 主要辅机必须装设轴承温度高跳辅机保护，保护定值根据轴承型式（或设备厂家给定值）确定。2.2.18.2 锅炉引、送、一次风机采用轴流式风机的，应装喘振(振动)保护。给水泵组（含给水泵汽轮机）应装轴承振动保护。2.2.18.3 引风机、回转式空预器和送风机之间在启、停和跳闸时的顺序联锁。2.2.18.4 两台并列运行的引风机(送风机)中的一台跳闸时，应自动隔离已跳闸的风机；在两台运行的引风机均跳闸时，必须联锁跳闸所有运行的送风机和一次风机，并保证炉膛自然通风。2.2.18.5 一次风机送粉时，一次风机全部跳闸时，应联锁停止全部给粉机。排粉机送粉时，任一台排粉机跳闸时应联锁停止所对应的给粉机。2.2.18.6 对于钢球磨煤机仓储式制粉系统。2.2.18.6.1 当排粉机跳闸时应联锁停止相应的磨煤机；2.2.18.6.2 当磨煤机跳闸时应停止相应的给煤机，并联锁关闭磨煤机进口热风挡板，打开其进口冷风挡板；(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)；2.2.18.6.3 当磨煤机出口温度高至规定值时，联锁打开磨煤机进口冷风挡板。(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)。2.2.18.7 对于中速(钢球)磨煤机正压直吹系统。2.2.18.7.1 一次风机跳闸时，应停止相应的磨煤机并关闭其进、出口挡板；2.2.18.7.2 磨煤机跳闸时，应停止相应的给煤机；2.2.18.7.3 当磨煤机出口温度高于高一规定值时，联开磨煤机进口冷风挡板；(以炉烟为干燥介质，磨制有爆炸危险的煤种除外)。在磨煤机出口温度高于高二规定值时，磨煤机应立即跳闸并按制造厂规定的磨煤机着火处理程序进行处理。2.2.18.8 风扇磨煤机跳闸时，应停止相应的给煤机，并关闭磨煤机进口热风挡板。2.2.18.9 风机或磨煤机的润滑油系统应设以下联锁：2.2.18.9.1 工作润滑油泵跳闸或润滑油压(油箱油位)低至低一规定值时，应联锁启动备用润滑油泵；2.2.18.9.2 润滑油压(油箱油位)低至低二规定值时，应停止相应的风机或磨煤机。

2.2.18.10 锅炉给水泵应设以下联锁：2.2.18.10.1 当工作给水泵跳闸或给水母管压力(定压运行的机组)低于规定值时，应联锁启动备用给水泵；2.2.18.10.2 当润滑油压达到规定以上时，方可启动给水泵；2.2.18.10.3 当润滑油压低至第一规定值时，应联启备用润滑油泵；2.2.18.10.4 当润滑油压低至第二规定值时，应保护动作停止给水泵；2.2.18.10.5 当除氧器水位过低至规定值时，应保护动作停止给水泵；2.2.18.10.6 设备厂家规定的联锁项目。2.2.18.11 当采用汽动给水泵时，其小汽机保护联锁试验应参照汽轮机的保护联锁试验要求进行。2.2.18.12 经常运行并设有备用的水(油)泵、风机或工艺要求根据参数控制的水(油)泵、风机应以下联锁：2.2.18.12.1 工作泵(风机)事故跳闸时，应自动投入备用工作泵(风机)；2.2.18.12.2 相关工艺参数达到规定值时，自动投入(切除)相应的泵(风机)；2.2.18.13 辅机的电动机保护：2.2.18.13.1 电压为3kV以上的电动机，对下列故障及异常运行方式，应装设相应的保护：2.2.18.13.1.1 定子绕组相间短路；2.2.18.13.1.2 定子绕组单相接地；2.2.18.13.1.3 定子绕组过负荷；2.2.18.13.1.4 定子绕组低电压；2.2.18.13.1.5 相电流不平衡。2.2.18.13.2 对电动机的定子绕组及其引出线的相间短路故障，应按下列规定装设相应的保护：2.2.18.13.2.1 2MW以下电动机，装设电流速断保护。保护宜采用两相式；2.2.18.13.2.2 2MW以上电动机，或2MW以下，但电流速断保护灵敏系数不符合要求的电动机，装设纵联差动保护。2.2.18.13.2.3 上述保护应动作于跳闸。2.2.18.13.3 对单相接地，当接地电流大于5A时，应装设单相接地保护。单相接地电流为10A及以上时，保护带时限动作于跳闸；单相接地电流为 10A以下时，保护可动作于跳闸，也可动作于信号。2.2.18.13.4 下列电动机应装设过负荷保护：2.2.18.13.4.1 运行中易发生过负荷的电动机。保护应根据负荷特性，带时限动作于信号或跳闸；2.2.18.13.4.2 起动或自起动困难，需要防止起动或自起动时间过长的电动机。保护动作于跳闸。2.2.18.13.5 下列电动机应装设低电压保护，保护应动作于跳闸：2.2.18.13.5.1 当电源电压短时降低或短时中断后又恢复时，为保证重要电动机自起动而需要断开的次要电动机；2.2.18.13.5.2 当电源电压短时降低或短时中断后，不允许或不需要自起动的电动机；2.2.18.13.5.3 需要自起动，但为保证人身和设备安全，在电源电压长时间消失后，须自动断开的电动机；

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机组保护配置及试验管理规定

为确保国电华北公司所管辖机组主、辅设备安全运行，通过在机组启动前、后和运行期间对机组的主、辅设备进行试验和切换工作，达到检验机组主、辅设备的一次设备及其控制、保护联锁装置回路是否处在正常状态，特制定以下机组保护配置及试验管理工作规定。

一、 引用标准

1、 电力工业技术管理法规

2、 DL/T435—2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程

3、 DLGJ 116—93 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定

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4、 DL 435—91 火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程

5、 DRZ/T 01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定

6、 DL/T 5190.5—2004 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表自动化篇。

汽轮机本体辅助设备(汽封冷却器、冷油器、储油箱、有关风机、油泵、水泵及其他辅机)

表5 汽轮机辅助系统技术规范

表5-1 调节和保护系统

名称 单位 数 值

1.调节系统型式 DEH

2.主蒸汽阀

数量 只 2

接管口径 mm Φ292

阀体、阀杆材料 9%Cr锻钢、NiCoCrTiMo钢

3.主蒸汽调节阀

型式 单座球头

数量 只 4

通流口径 mm Φ223.35

阀体、阀杆材料 9%Cr锻钢、NiCoCrTiMo钢

4.负荷限制器 在DEH内实现

5.全周进汽 是

6.高压缸排汽逆止阀

数量 只 1

接管口径 mm 900

阻力 Pa.g 9800

阀体、阀杆材料 A216 WCB、A564 TP630 H1150

7.再热主汽阀

数量 只 2

接管口径 mm 540

阀体、阀杆材料 CrMo铸钢、NiCrMoWV钢

8.再热蒸汽调节阀

数量 只 4

通流口径 mm Φ430.89

阀体、阀杆材料 CrMo铸钢

NiCrMoWV钢

9.危急保安器

型式 电子式、机械式

数量 只 各1

10.跳闸装置

推力轴承保护装置 具备功能

真空失常跳闸装置 具备功能

轴承低油压跳闸装置 具备功能

11.真空破坏装置

型式 真空破坏阀

接管口径 mm Φ150/2

12.初压调节器 无硬件设备

功能在DEH内完成

13.大气释放膜

直径,厚度 mm φ876.5/0.8

材料 Pb-5

14.汽轮机排汽缸喷水量 t/h 20

表5-2 抽汽逆止阀规格（一联会最后确定具体阀门规格）:

抽汽级数 公称直径 工程压力 设计流量(t/h) 设计温度 ℃ 制造商

1级 DN200 PN10 123.9 368.8 A&M/Dewrance/岗野

2级 DN250 PN6.4 159.37 320.8 A&M/Dewrance/岗野

3级 DN300 PN4.0 81.82 473.6 A&M/Dewrance/岗野

4级（2个） DN600 PN2.5 101.03 367.6 A&M/Dewrance/岗野

5级 DN600 PN1.0 100.34 251.4 A&M/Dewrance/岗野

6级 DN700 PN1.0 51.52 136.5 A&M/Dewrance/岗野

制水抽汽逆止阀 DN700 PN2.5 100 367.9 A&M/Dewrance/岗野

高压缸排汽逆止阀 DN900 PN6.4 1764.24 320.8 A&M/Dewrance/岗野

表5-3 润滑油系统

名称 单 位 数值

1.采用的油牌号、油质标准 32L-TSA/GB11120-89 NAS7级

2.油系统需油量 t 45

3.轴承油循环率 8

4.轴承油压 MPa.g 0.118±0.0098

5.主油箱

型式 焊接、卧式圆筒型

容量 m3 50.4

尺寸 mm×mm×mm φ3032×7000

设计压力 MPa.g 0.1

材料 Q235-A

油箱重量 Kg 16000

回油流量 Kg 285296

6.主油泵

型式 蜗壳式离心式

制造厂 哈尔滨汽轮机厂

容量 kg/h 332000

出口压力 MPa.g 2.06

入口压力 MPa.g 0.098

材料

壳体 ZG230-450

轴 34Cr1Mo1A

叶轮 ZG230-450

总重 kg 984

7.继电器控制阀 无

型式

内径 φmm

8.冷油器

型式 管式

制造厂 哈尔滨汽轮机厂

数量 台 2

冷却面积 m2 425

冷却水入口设计温度 ℃ 33

进/出口油温 ℃ 65／45

冷却水流量 kg/h 650000

水侧流动阻力 kPa 46

油量 kg/h 287000

管子尺寸(外径×壁厚) φmm×mm φ19×0.5

设计压力

管侧 MPa.g 0.4

壳侧 MPa.g 0.4

设计温度:

管侧 ℃ 90

壳侧 ℃ 90

材料:

管子 TA1

壳体 Q235-A.F

水室 316L

管板 TA2＋20g

油侧隔板 不锈钢

管板尺寸(外径×壁厚) φmm×mm 1306/50+5

冷油器外形尺寸 φmm×mm 6591*4660*1460

每台总重 kg 22205／2

9.交流辅助油泵

型式 立式离心泵

制造厂 卖方外购

数量 台 1

容量 m3/h 292.7

出口压力 MPa.g 0.283

转速 r/min 1500

材料

外壳 ZG230—450

轴 25Cr2MoVA

叶轮 ZG1Cr13

电动机

型式 三相交流异步防爆

容量 kW 40

电压 V 380

转速 r/min 1500

总重 kg 1094

10.直流事故油泵

型式 立式离心泵

制造厂 卖方外购

数量 台 1

容量 m3/h 292.7

出口压力 MPa.g 0.283

转速 r/min 1500

材料

泵壳 ZG230—450

轴 25Cr2MoVA

叶轮 ZG1Cr13

电动机

型式 直流防爆

容量 kW 40

电压 V 220

转速 r/min 1500

总重 kg 1085

11.密封油备用油泵

型式 螺杆泵

制造厂 天津工业泵厂

数量 台 1

容量 kg/h 42700

出口压力 MPa.g 1

转速 r/min 2930

材料

壳体 QT42-10

轴 16MnCrS5

叶轮

电动机

型式 三相交流异步防爆

容量 kW 22

电压 V 380

转速 r/min 2930

总重 kg 153

12.顶轴油泵

型式 轴向塞柱泵

制造厂 日本油研

数量 台 2

容量 kg/h 2.25

出口压力 MPa.g 工称压力20.58

最大工作压力32

转速 r/min 1500

材料

壳体 ZG230—450

轴 38CrMoAl

柱塞 25Cr2MoVA

电动机

型式 三相异步电动机

容量 kW 18.5

电压 V 380

转速 r/min 1500

总重 kg 271

13.润滑油电加热器

型式 电加热式

制造厂 哈尔滨江城电器厂

数量 台 4

负荷 kW 24

电压 V 380

总重 kg 251

14.主油箱排烟风机

型式 离心式

制造厂 余杭特种鼓风机厂

数量 台 2

容量 m3/h 1500

风压 kPa

电动机:

型式 三相交流异步防爆

容量 kW 4

电压 V 380

转速 r/min 2890

总重 kg 798

表5-4 盘车装置

名称 单位 数值

型式 蜗轮、蜗杆式

电动机容量 kW 45

电压 V 380

转速 r/min 980

盘车转速 r/min 3.35

盘车程控装置：

PLC形式规范

输入/输出信号标准 输入24VDC

电源电压 V 380VAC

输入功率 1KW

程控柜防护等级 IP32

其它

表5-5 汽封系统设备

名称 单位 数值

1.汽封蒸汽调节器

a．冷段蒸汽供汽调节阀

形式

公称直径 英寸 2.5

压力调节范围 MPa. （g） 0.021～0.031

设计流量 Kg/h

b．辅助蒸汽供汽调节阀

形式

公称直径 英寸 2.5

压力调节范围 MPa.（g） 0.021～0.031

设计流量 Kg/h

c．轴封溢流蒸汽调节阀

形式

公称直径 英寸 4

压力控制范围 MPa. （g） 0.021～0.031

设计流量 Kg/h

2.汽封蒸汽冷却器

型式 管壳卧式

制造厂 哈尔滨汽轮机厂

冷却换热面积 m2 150

最小冷却水流量 t/h 600

最大可通过流量 t/h 1452.68

设计最高冷却水温 ℃ 38

管子尺寸和厚度 mm φ25×1

管子根数 根 487

传热系数 kcal/h•m2•℃ 250

管阻 MPa. 0.0187

设计压力:

管侧 kPa.g 4600

壳侧 kPa.g 300

设计温度:

管侧 ℃ 90

壳侧 ℃ 300

材料:

管子 TP304

壳体 Q235-A

水室 16MnR

管板 16Mn

设备外形尺寸:

壳体直径 φmm 820

设备总长度 mm 5548

设备宽度 mm 1100

设备总高度（包括风机） mm 2590

总重 kg 4407

3.汽封排气风机

型式 离心式

制造厂 杭州科星股份有限公司／杭州余杭特种风机厂

数量 台 2

容量 m3/h 2400

排汽压力 kPa.g 3

转速 r/min 2930

材料:

壳体 Q235-A

轴 45#

叶轮或齿轮 1Cr18Ni9

电动机

型式 Y160M1-2(三相异步防爆)

容量 kW 11

电压 V 380

转速 r/min 2930

总重 kg 300

表5-6 汽机液力控制系统

名 称 单位 数 值

1.抗燃油泵组及油箱的外形尺寸 m×m×m 2.45×1.72×2.23

抗燃油系统需用油量 kg 1600

系统储备容量 kg 147

抗燃油设计压力 MPa.g 14

抗燃油储油量 m3 1.43

抗燃油牌号、油质标准 Reolube Fluid GLCC 46X MOOG2 、NAS 5级

抗燃油泵

型式 塞柱式变量泵

数量 台 2

出力 kg/h 6.6

入口压力 MPa.g 0.1

出口压力 MPa.g 14

电动机

型式 QA200L4-B35

容量 kW 30

电压 V 380VAC

转速 r/min 1470

2.滤油器： 并联

型式 立式

数量 台 2

3.抗燃油冷却器

型式 列管式GLC-2.6

数量 台 2

冷却面积 m2 2.6×2

设计水量 t/h

设计最高冷却水温 ℃

冷却器水阻 kPa

设计压力

管侧 MPa.g 0.26<P<1

壳侧 MPa.g 1.4

设计温度

管侧 ℃ <38

壳侧 ℃ 38<T<60

材料

管子 1Cr18Ni9Ti

壳体 1Cr18Ni9Ti

水室 1Cr18Ni9Ti

外形尺寸 mm Φ175×1000

壳体直径 φmm Φ175

总长 mm 1000

总重 kg 35×2

4.抗燃油再生装置

型式 硅藻土+精滤

数量 1

再生油量 kg/h 600

电动机

容量 kW 1.5

电压 V 380AC

转速 r/min 1450

5.蓄能器

蓄能器形式

高压蓄能器数量 个 4台高压、

低压蓄能器数量 个 2台低压

蓄能器有效容积(高/低压) m3 高压0.4/低压0.1

高压蓄能器充氮压力 MPa.g 9.8

低压蓄能器充氮压力 MPa.g 9.4

6.抗燃油输油泵

型式 齿轮泵

数量 台 1

出力 kg/h 2.4

压力 MPa.g 6.3

电动机 QA90L4A

型式 三相异步B35

容量 kW 1.5

电压 V 380

转速 r/min 1500

总重 kg 50

表5-7 DEH控制系统(电子部分)

名 称 单位 数 值

形 式 DEH

生产厂家 待定

电源电压 220VAC

输入功率 2.4

环境要求 0～55

输入/输出信号标准 24VDC 48VDC 4～20mA 110VAC 110VDC

I/O点数

模拟量输入信号精度 0.1%

模拟量输出信号精度 ±0.25%

模拟量输入阻抗 >1MΩ

模拟量输出阻抗 <750Ω

人机接口 Conductor NT CAD

监视器形式规范 21″

打印机形式规范 按用户要求

工程站形式规范 21″Composer

程控柜防护等级

其 它

新建锅炉化学清洗（酸洗）必要性

新建锅炉在运行前进行化学清洗，以清除设备制造和加工过程中形成的高温氧化皮和氧化硅皮，以及在储存、运输和安装过程中产生的腐蚀产物、沉积物、油脂涂层和焊渣污染物等。经论证，如果在新锅炉投运前未进行化学清洗，则锅炉投运后，水、蒸汽的各类杂质和装置存在如下危害：

请点击输入图片描述

一、它直接抑制管壁传热或产生结垢，造成炉管金属过热和损坏，缩短锅炉寿命。

二、在锅炉运行过程中，促进了贮存场所的腐蚀，导致炉管稀释穿孔，引起炉管爆炸。

三、在炉水中形成的沉积物和沉积物阻碍或破坏了蒸汽和水的正常流动。

四、锅炉水的硅、铁等水质指标不合格，延长了电厂的启动时间，危及汽轮机的正常运行，相反，新锅炉投运前的化学清洗不仅有利于锅炉的安全运行，但也能改善锅炉启动阶段的水汽质量，使其迅速达到正常标准，从而大大缩短从启动到正常运行的时间。

新建锅炉化学清洗（酸洗）参考规范

《电力建设施工技术规范  第2部分：锅炉机组》    DL 5190.2-2012  

《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T   794-2012  

《锅炉化学清洗规则》TSG   G5003-2008  

《锅炉水(介)质处理监督管理规则》TSG   G5001-2010  

《发电厂热力设备化学清洗单位管理规定   》DL/T 977-2013  

《电力基本建设热力设备化学监督导则》DL/T   889-2015  

《锅炉化学清洗单位能力评定》T/CBWQA   0005-2017   

新建锅炉化学清洗（酸洗）单位要求

电力行业颁发的A级资质证书

中国锅炉水处理协会颁发的A级资质证书

新建锅炉清洗（酸洗）后的质量保证：

1、新建锅炉化学清洗应对清洗准备、清洗实施、清洗后的保护进行全过程质量管理，应包括清洗样管采集、清洗小型试验、清洗单位选择、清洗方案制定、清洗药品检验、临时系统安装、清洗条件确认、清洗工艺实施、清洗化学检测、清洗质量评定、清洗废液处理、临时系统拆除、锅炉清洗后防锈蚀保护等所有环节。

2、清洗单位应监理相应的质量保证体系，在人员、设备设施、物资采购、清洗服务、项目分包、防止清洗质量事故、作业文件和记录等方面做到有效管理和控制。

3、新建锅炉清洗项目负责人应由具有相应资质和能力的人员承担。

4、新建锅炉化学清洗实施前应由业主、监理和清洗单位联合做好清洗条件的检查确认。

因此，新建锅炉化学清洗非常有必要性

离心泵的分类：离心泵的种类很多，分类方法常见的有以下几种方式

1、 按叶轮吸入方式分：单吸式离心泵双吸式离心泵；

2、 按叶轮数目分：单级离心泵多级离心泵；

3、 按叶轮结构分：敞开式叶轮离心泵半开式叶轮离心泵封闭式叶轮离心泵；

4、 按工作压力分：低压离心泵中压离心泵高压离心泵；

5、 按泵轴位置分：卧式离心泵边立式离心泵。

ISG生活给水泵,生活用泵,小区水泵,生活给排水设备,根据 IS、 IR型离心泵性能参数和立式泵的独特结构组合设计,并严格按照 ISO2858 要求进行设酒制造,采用国内优质水力模型进行设计而成,是最理想的新一代卧式泵产品。该产品一律采用硬质合金机械密封。 应用范围： ISW 型泵适用于工业和城市给排水,如高层建筑增压送水,园林喷灌,消防增压,远距离输送,暖通制冷循环、浴室等增压及设备配套,使用温度不超过 85oC。ISWR 型泵广泛适用于：冶金、化工、纺织、造纸、以及宾饭馆店等锅炉热源水增压、输送、及城市采暖系统,SGWR型使用温度不超过 120oC。

管道离心泵的安装关键技术：离心泵安装高度即吸程选用

一、离心泵的关键安装技术

管道离心泵的安装技术关键在于确定离心泵安装高度即吸程。这个高度是指水源水面到离心泵叶轮中心线的垂直距离，它与允许吸上真空高度不能混为一谈，水泵产品说明书或铭牌上标示的允许吸上真空高度是指水泵进水口断面上的真空值，而且是在1标准大气压下、水温20摄氏度情况下，进行试验而测定得的。它并没有考虑吸水管道配套以后的水流状况。而水泵安装高度应该是允许吸上真空高度扣除了吸水管道损失扬程以后，所剩下的那部分数值，它要克服实际地形吸水高度。水泵安装高度不能超过计算值，否则，离心泵将会抽不上水来。另外，影响计算值的大小是吸水管道的阻力损失扬程，因此，宜采用最短的管路布置，并尽量少装弯头等配件，也可考虑适当配大一些口径的水管，以减管内流速。

应当指出，管道离心泵安装地点的高程和水温不同于试验条件时，如当地海拔300米以上或被抽水的水温超过20摄氏度，则计算值要进行修正。即不同海拔高程处的大气压力和高于20摄氏度水温时的饱和蒸汽压力。但是，水温为20摄氏度以下时，饱和蒸汽压力可忽略不计。

从管道安装技术上，吸水管道要求有严格的密封性，不能漏气、漏水，否则将会破坏离心泵进水口处的真空度，使离心泵出水量减少，严重时甚至抽不上水来。因此，要认真地做好管道的接口工作，保证管道连接的施工质量。

二、离心泵的安装高度Hg计算

允许吸上真空高度Hs是指泵入口处压力p1可允许达到的最大真空度。

而实际的允许吸上真空高度Hs值并不是根据式计算的值，而是由泵制造厂家实验测定的值，此值附于泵样本中供用户查用。位应注意的是泵样本中给出的Hs值是用清水为工作介质，操作条件为20℃及及压力为1.013×105Pa时的值，当操作条件及工作介质不同时，需进行换算。

1 输送清水，但操作条件与实验条件不同，可依下式换算

Hs1＝Hs＋Ha－10.33 － Hυ－0.24

2 输送其它液体当被输送液体及反派人物条件均与实验条件不同时，需进行两步换算：第一步依上式将由泵样本中查出的Hs1；第二步依下式将Hs1换算成H΄s

2 汽蚀余量Δh

对于油泵，计算安装高度时用汽蚀余量Δh来计算，即泵允许吸液体的真空度，亦即泵允许的安装高度，单位用米。用汽蚀余量Δh由油泵样本中查取，其值也用20℃清水测定。若输送其它液体，亦需进行校正，详查有关书籍。

吸程=标准大气压（10.33米）-汽蚀余量-安全量（0.5米）

标准大气压能压管路真空高度10.33米。

例如：某泵必需汽蚀余量为4.0米，求吸程Δh？

解：Δh=10.33-4.0-0.5=5.83米

从安全角度考虑，泵的实际安装高度值应小于计算值。当计算之Hg为负值时，说明泵的吸入口位置应在贮槽液面之下。

例2-3 某离心泵从样本上查得允许吸上真空高度Hs=5.7m。已知吸入管路的全部阻力为1.5mH2O，当地大气压为9.81×104Pa，液体在吸入管路中的动压头可忽略。试计算：

1 输送20℃清水时离心泵的安装；

2 改为输送80℃水时离心泵的安装高度。

解：1 输送20℃清水时泵的安装高度

已知：Hs=5.7m

Hf0-1=1.5m

u12/2g≈0

当地大气压为9.81×104Pa，与泵出厂时的实验条件基本相符，所以泵的安装高度为Hg=5.7-0-1.5=4.2 m。

2 输送80℃水时泵的安装高度

输送80℃水时，不能直接采用泵样本中的Hs值计算安装高度，需按下式对Hs时行换算，即

Hs1＝Hs＋Ha－10.33 － Hυ－0.24

已知Ha=9.81×104Pa≈10mH2O，由附录查得80℃水的饱和蒸汽压为47.4kPa。

Hv=47.4×103 Pa＝4.83 mH2O

Hs1＝5.7+10－10.33－4.83+0.24=0.78m

将Hs1值代入 式中求得安装高度

Hg=Hs1－Hf0-1=0.78－1.5=－0.72m

Hg为负值，表示泵应安装在水池液面以下，至少比液面低0.72m

单级双吸离心泵

单级双吸离心泵为新型高效节能水泵，同等用能条件下，其运行效率可高出原水泵近20%

1. 结构紧凑 外形美观，稳定性好，便于安装。

2. 运行平稳 优化设计的双吸叶轮使轴向力减小到最低限度，且有优异水力性能的叶型，并经精密铸造，泵壳内表面及叶轮表面极其光华具有显著的抗汽蚀性能和高效率。

3. 轴 承 选用SKF及NSK轴承保证运行平稳，噪音低，使用寿命长。

4. 轴 封 选用BURGMANN机械密封或填料密封。能保证8000小时运行无泄漏。

5. 安装形式 装配时不需调整，可根据现场使用条件。分立式或卧式安装。

6. 加装自吸装置，可实现自动吸水，即不需安装底阀，不需真空泵，不需倒灌，泵可以启动。

延长离心泵使用寿命的方法

1、离心泵的选择及安装

离心泵应该按照所输送的液体进行选择，并校核需要的性能，分析抽吸，排出条件，是间歇运行还是连续运行等。离心泵通常应在或接近制造厂家设计规定的压力和流量条件下运行。泵安装时应进行以下复查：

①基础的尺寸，位置，标高应符合设计要求，地脚螺栓必须恰当和正确地固定在混凝土地基中，机器不应有缺件，损坏或锈蚀等情况；

②根据泵所输送介质的特性，必要时应该核对主要零件，轴密封件和垫片的材质；

③泵的找平，找正工作应符合设备技术文件的规定，若无规定时，应符合现行国家标准《机械设备安装工程施工及验收通用规范》的规定；

④所有与泵体连接的管道，管件的安装以及润滑油管道的清洗要求应符合相关国家标准的规定。

2、离心泵的使用

泵的试运转应符合下列要求：

①驱动机的转向应与泵的转向相同；

②查明管道泵和共轴泵的转向；

③各固定连接部位应无松动，各润滑部位加注润滑剂的规格和数量应符合设备技术文件的规定；

④有预润滑要求的部位应按规定进行预润滑；

⑤各指示仪表，安全保护装置均应灵敏，准确，可靠；

⑥盘车应灵活，无异常现象；

⑦高温泵在试运转前应进行泵体预热，温度应均匀上升，每小时温升不应大于500℃；泵体表面与有工作介质进口的工艺管道的温差不应大于4090；

⑧设置消除温升影响的连接装置，设置旁路连接装置提供冷却水源。

离心泵操作时应注意以下几点：

①禁止无水运行，不要调节吸人口来降低排量，禁止在过低的流量下运行；

②监控运行过程，彻底阻止填料箱泄漏，更换填料箱时要用新填料；

③确保机械密封有充分冲洗的水流，水冷轴承禁止使用过量水流；

④润滑剂不要使用过多；

⑤按推荐的周期进行检查。建立运行记录，包括运行小时数，填料的调整和更换，添加润滑剂及其他维护措施和时间。对离心泵抽吸和排放压力，流量，输入功率，洗液和轴承的温度以及振动情况都应该定期测量记录。

⑥离心泵的主机是依靠大气压将低处的水抽到高处的，而大气压最多只能支持约10.3m的水柱，所以离心泵的主机离开水面12米无法工作。

3、离心泵的维护

3.1、离心泵机械密封失效的分析

离心泵停机主要是由机械密封的失效造成的。失效的表现大都是泄漏，泄漏原因有以下几种：

①动静环密封面的泄漏，原因主要有：端面平面度，粗糙度未达到要求，或表面有划伤；端面间有颗粒物质，造成两端面不能同样运行；安装不到位，方式不正确。

②补偿环密封圈泄漏，原因主要有：压盖变形，预紧力不均匀；安装不正确；密封圈质量不符合标准；密封圈选型不对。

实际使用效果表明，密封元件失效最多的部位是动，静环的端面，离心泵机封动，静环端面出现龟裂是常见的失效现象，主要原因有：

①安装时密封面间隙过大，冲洗液来不及带走摩擦副产生的热量；冲洗液从密封面间隙中漏走，造成端面过热而损坏。

②液体介质汽化膨胀，使两端面受汽化膨胀力而分开，当两密封面用力贴合时，破坏润滑膜从而造成端面表面过热。

③液体介质润滑性较差，加之操作压力过载，两密封面跟踪转动不同步。例如高转速泵转速为20445r/min，密封面中心直径为7cm，泵运转后其线速度高达75 m/s，当有一个密封面滞后不能跟踪旋转，瞬时高温造成密封面损坏。

④密封冲洗液孔板或过滤网堵塞，造成水量不足，使机封失效。

另外，密封面表面滑沟，端面贴合时出现缺口导致密封元件失效，主要原因有：

①液体介质不清洁，有微小质硬的颗粒，以很高的速度滑人密封面，将端面表面划伤而失效。

②机泵传动件同轴度差，泵开启后每转一周端面被晃动摩擦一次，动环运行轨迹不同心，造成端面汽化，过热磨损。

③液体介质水力特性的频繁发生引起泵组振动，造成密封面错位而失效。

液体介质对密封元件的腐蚀，应力集中，软硬材料配合，冲蚀，辅助密封0形环，V形环，凹形环与液体介质不相容，变形等都会造成机械密封表面损坏失效，所以对其损坏形式要综合分析，找出根本原因，保证机械密封长时间运行。

3.2、离心泵停止运转后的要求

①离心泵停止运转后应关闭泵的人口阀门，待泵冷却后再依次关闭附属系统的阀门。

②高温泵停车应按设备技术文件的规定执行，停车后应每偏20一30min盘车半圈，直到泵体温度降至50℃为止。

③低温泵停车时，当无特殊要求时，泵内应经常充满液体；吸入阀和排出阀应保持常开状态；采用双端面机械密封的低温泵，液位控制器和泵密封腔内的密封液应保持泵的灌浆压力。

④输送易结晶，易凝固，易沉淀等介质的泵，停泵后应防止堵塞，并及时用清水或其他介质冲洗泵和管道。⑤排出泵内积存的液体，防止锈蚀和冻裂。

3.3、离心泵的保管

①尚未安装好的泵在未上漆的表面应涂覆一层合适的防锈剂，用油润滑的轴承应该注满适当的油液，用脂润滑的轴承应该仅填充一种润滑脂，不要使用混合润滑脂。

②短时间泵人干净液体，冲洗，抽吸管线，排放管线，泵壳和叶轮，并排净泵壳，抽吸管线和排放管线中的冲洗液。

③排净轴承箱的油，再加注干净的油，彻底清洗油脂并再填充新油脂。

④把吸人口和排放口封起来，把泵贮存在干净，干燥的地方，保护电机绕组免受潮湿，用防锈液和防蚀液喷射泵壳内部。

⑤泵轴每月转动一次以免冻结，并润滑轴承。

离心泵工作原理

离心泵的主要过流部件有吸水室、叶轮和压水室。吸水室位于叶轮的进水口前面，起到把液体引向叶轮的作用；压水室主要有螺旋形压水室(蜗壳式)、导叶和空间导叶三种形式；叶轮是泵的最重要的工作元件，是过流部件的心脏，叶轮由盖板和中间的叶片组成。

离心泵工作前，先将泵内充满液体，然后启动离心泵，叶轮快速转动，叶轮的叶片驱使液体转动，液体转动时依靠惯性向叶轮外缘流去，同时叶轮从吸入室吸进液体，在这一过程中，叶轮中的液体绕流叶片，在绕流运动中液体作用一升力于叶片，反过来叶片以一个与此升力大小相等、方向相反的力作用于液体，这个力对液体做功，使液体得到能量而流出叶轮，这时液体的动能与压能均增大。

离心泵依靠旋转叶轮对液体的作用把原动机的机械能传递给液体。由于离心泵的作用液体从叶轮进口流向出口的过程中，其速度能和压力能都得到增加，被叶轮排出的液体经过压出室，大部分速度能转换成压力能，然后沿排出管路输送出去，这时，叶轮进口处因液体的排出而形成真空或低压，吸水池中的液体在液面压力（大气压）的作用下，被压入叶轮的进口，于是，旋转着的叶轮就连续不断地吸入和排出液体。

不是

旁站监理记录填写要点

砼浇筑

1、气候：晴、雨、气温（平均气温）

2、部位或工序：平面位置（轴线区间）、楼层（或标高）

构件名称：柱、剪力墙、梁、板等砼浇捣。

3、施工情况

（1）砼强度等级：浇筑砼量立方米

（2）砼供应方式：商品砼（或现场搅拌砼）

（3）使用的机械设备：泵送砼（或塔吊料斗）、振动棒台数： 台

（4）施工人数：浇捣 人，看钢筋、模板 人。

4、监理情况：全过程旁站监理

（1）检查砼配合比通知单及送料单；

（2）检查记录现场质检员或岗位工长值班人，姓名：＿＿＿

（3）检查浇捣方法：符合施工方案要求，浇捣良好（或有问题）；

（4）观察浇捣过程中钢筋位置，模板变形情况；

（5）随机见证取样做砼试块＿＿＿组；

（6）观察砼和易性，抽捡砼塌落度为＿＿＿mm，严禁现场加水；

（7）到商砼搅拌站抽查电脑配比单＿＿＿份；

（8）现场搅拌时，抽查砼配料计量情况，记录实测水泥、砂、石、水及外加剂重量。

5、发现问题

（1）砼配合比与设计配合比不符；

（2）发现钢筋位置偏移过大或楼面钢筋踩塌严重或某处砼保护层厚度控制不好；

（3）发现有胀模、漏浆现象；

（4）砼浇捣顺序不连续，新旧砼连接不好；接搓处杂物未清理干净；砼振捣顺序不好，某处振捣力度不够，可能出现漏振；

（5）砼太稀或太干，影响浇筑或堵管；

（6）浇捣过程中遇大雨，防雨措施不力，造成砼泥浆流淌。

6、处理意见

及时通知现场质检员＿＿＿，值班人员＿＿＿。或带班人，采取措施，整改到位。或书面通知项目部整改。

7、施工单位当日值班签字。

2008年第七期 --- 工作交流

• 如何写好《旁站监理记录表》

喻学斌　(上海三维工程建设咨询有限公司)

摘　要：《旁站监理记录表》是一份全面而又真实的原始资料，也是反映监理工作水平、工作成效的一个依据，它既能体现旁站监理人员的技术素养、业务水平，也可以展示其履行监理职责的能力和工作成效，还可反映出监理企业的管理水平。

本文结合作者自身的实践经验，对如何写好《旁站监理记录表》进行了探讨。

关键词：工程建设　旁站监理　规范　旁站监理记录

引言

随着国家基础产业建设步伐的进一步加大、加快，监理工作的必要性和重要性也越来越凸显。作为监理工作重要内容之一的质量控制，一般主要是通过建立严密的质量监理程序和采取有效的监理手段这两个环节来实现的，而采取有效的监理手段是实现控制目标的关键，其中旁站监督是最常用的控制手段。在工程建设监理过程中，认真贯彻执行旁站监理并详细记录，这是监理单位的重要工作之一。

一、旁站监理

国家质量技术监督局和建设部联合发布的《建设工程监理规范》（GB 50319—2000）中指出：旁站是在关键部位或关键工序施工过程中，由监理人员在现场进行的监督活动。

对于那些施工难度大、技术要求高、出现问题后难以处理的关键部位或关键工序，以及对隐蔽工程下道工序完成后难以检查的重点部位，监理人员旁站实施跟踪监控，发现问题及时指令承包商予以纠正，以减少质量缺陷的发生，保证工程的质量、进度和安全。经工程实践证明，这是监理人员为控制工程质量、保证项目目标实现而运用的有效手段。

为如实反映当时的实际情况，旁站监理人员应及时填写《旁站监理记录表》。

二、《旁站监理记录表》

《旁站监理记录表》是由旁站监理人员根据旁站监理工作内容而填写的一份原始记录，是监理工程师或总监理工程师依法行使有关签字权的可靠依据，也是工程竣工验收后存档备案的一份重要资料。

《旁站监理记录表》与《监理日记》一样，都属监理工作的真实记载和原始凭证资料，但两者又有所不同。

在施工监理过程中，《监理日记》天天都要记录当日监理的内容，一般由专业监理工程师填写，并由总监理工程师签阅。《监理日记》填写的内容一般有以下几项：

（1）基本情况：日期、星期、气温及气候等情况。

（2）施工情况：当天施工内容、工程会议内容、主要材料、机械、劳动力进出场等情况。

（3）存在问题：如工程质量不达标或工程进度迟缓等。

（4）问题处理：对提出问题的处理情况及结果；签发的证书或单据备忘录、监理通知单及现场协调的内容。

（5）其它：包括安全、停工情况及合理化建议等。

而旁站监理记录只有在发生旁站监理行为的情况下才存在，没有则不需记录。《旁站监理记录表》记录的是关键部位或关键工序施工过程中的内容，需旁站监理人和施工单位现场质检员共同签字。

从记录内容方面来看，《旁站监理记录表》不如《监理日记》全面、连续、广泛，因此我们可以理解为《监理日记》是工程监理的连续性记录，而《旁站监理记录表》是工程监理的间断性记录、专项记要，所以两者应相互补充。旁站监理内容在《监理日记》之中有所反映即可，但在《旁站监理记录表》中要详细全面记载。

一份好的旁站记录不但可以使建设单位及时掌握工程动态，还可以获得建设单位对监理工作的肯定，同时监理人员也可从中听取建设单位的意见，及时改进监理工作，提高服务质量。因此，对每一位旁站监理人员来说，能真实、及时、准确、全面地记录好旁站监理情况，这是必须具备的基本素质。

下面笔者结合自身的实践，谈谈如何写好《旁站记录表》，以与同仁交流并求指正。

全文请订阅《上海建设工程咨询》

5.1.1土方回填质量监理

1)、承包单位应根据工程地质、水文等条件，选用先进的施工机具和合理的施工方法编制施工组织设计或施工方案，多快好省地进行施工。

2)、专业监理工程师根据土建施工图纸和工程地质勘察报告来审核土方回填工程的施工组织设计或施工方案并监督实施。其中关键是控制回填土土质、回填及夯实方法和回填土的干土质量密度等主要环节，使之达到设计要求和施工规范的规定。

3)、土方回填施工质量的事前监理

（1）研究工程地质勘察报告。

（2）审核承建商的施工组织设计或施工技术方案。

（3）审核回填土土质是否符合设计要求。

4)、土方工程施工过程中的质量监理

（1）回填土的土料必须符合设计要求和施工规范的规定。

（2）填方必须按规定分层夯压密实，取样部位、频次符合规范的规定。取样测定压实后的干土质量密度，其合格率不应小于90％、不合格干土质量密度的最低值与设计值的差不应大于80kg/m2，且不能集中于某一区域。

5.1.2防水混凝土工程质量监理

防水混凝土结构既是承重结构，又起防水作用。地下室渗漏主要是施工质量不佳所致。监理工程师要监督承建商严格地保证施工质量。

1)、防水混凝土施工工艺流程

施工准备→混凝土垫层→立一侧模板→绑扎钢筋→封另一侧模板→浇筑混凝土→养护→拆模。

2)、防水混凝土施工质量的事前监理

（1）审核承建商的施工组织设计或施工技术方案。

（2）根据地下水是否含有侵蚀性介质，审查选用的水泥品种是否合适；外加剂的品种、掺量应由试验确定；防水混凝土配合比、抗渗标号要经试配检测并达到设计要求；混凝土原材料的质量、各项指标必须符合施工及验收规范的规定。

（3）地下水位应降至防水工程底部最低标高下，基坑内不得有水。

（4）混凝土的供应必须满足底板连续浇筑，不留施工缝。

3)、防水混凝土施工过程中的质量监理

（1）复查防水混凝土工程的定位放线轴线和标高，使其符合设计要求。底板、壁板的模板工程、钢筋工程的监理，参照主体工程的有关部分。

（2）穿墙管件、预埋管件的数量、埋设位置及标高必须符合设计要求；不得漏放或施工后再凿眼打洞：预埋管件应清除铁锈和焊渣，埋件应焊止水环并固定牢固；单管预埋和穿墙套管均需加焊止水环并要满焊，预埋管要与纵横钢筋焊牢。验收合格后，办理隐蔽验收签证。

（3）孔洞周边应按规范要求设置加强钢筋；应采取措施，防止孔洞下边混凝土浇筑不密实，如在侧边开口、留洞，以确保浇筑密实。

（4）电线管应确保管内不进水 并严禁在振捣时将电线管、开关盒等理件位置挤偏。

（5）底板应连续浇筑，不得留施工缝。壁板的水平施工缝，应按设计要求和施工规范的规定部位设置：施工缝应按设计和施工验收规范的要求进行处理，即在浇筑混凝土前清除浮渣、凿毛，冲洗干净保持湿润，先铺同标号的水泥砂浆，再浇筑混凝土。

（6）后浇带的处理；后浇带两侧的模板一定要制作安装好，确保先浇的混凝土在后浇带两侧浇筑密实；后浇与先浇的混凝土时间间隔必须符合设计要求并不少于42天；根据设计要求用微膨胀混凝土浇筑后浇带，其强度等级不得低于先浇的混凝土，且需先试配，强度合格后才允许使用该配合比；浇筑后浇带时，必须按施工缝的方法处理，养护期不少于 28天。

（7）防水混凝土的抗渗标号和强度等级必须符合设计要求和施工规范的规定；防水混凝土浇水养护不得少于14昼夜；对防水混凝土的强度有怀疑时，可进行非破损检测。

（8）防水混凝土结构粉刷前和填土前，必须检查防水混凝土的外观质量应符合施工规范的规定，否则应进行缺陷修整。验收合格后，办理隐蔽工程验收签证。沥青胶结材料防水层的质量必须符合设计要求和施工规范的规定。验收合格后，办理隐蔽工程验收签证。

5.1.3混凝土工程质量监理

混凝土是由多种原材料组成的复合材料，混凝土的性能不仅与其组成的原材料性能有关，而且还与配合比特别是水灰比、外加剂的种类和掺量，混

凝土的搅拌运输、成型、养护等因素有关。在控制混凝上工程质量时，专业监理工程师要全面考虑上述影响混凝土性能的诸多因素或环节，从组织上、技术上采取措施确保混凝土工程的质量。

1)、混凝土工程质量的事前监理

（1） 审核施工组织设计

① 要熟悉建筑总平面图和土建施工图，根据工程的结构特点和施工现场的具体条件，审查施工组织设计有关混凝土工程所采取的组织措施和技术措施是否合理。其中应特别注意混凝土的生产、输送、浇筑顺序的设置。严冬、酷暑混凝土施工，以及大体积混凝土的浇筑，应专门制定施工方案，采取相应措施。

②若在施工现场拌制混凝土，应对混凝土搅拌站、水泥库、砂石堆场的布置通盘考虑，砂石堆场应分隔，砂石相互不混杂；有一定的储备量，能保证混凝上连续生产；砂石进场、卸料与称量应较方便。

③若使用商品混凝土，应选择运距不太远、有生产许可证的商品混凝土站。根据施工要求提出在卸车地点的混凝土质量要求。

（2）混凝土生产设备及施工机具进行检查

① 搅拌机的配备应能满足混凝土浇筑量的需要且应有备用搅拌机，搅拌机的加水系统应准确可*。

② 原材料必须过磅，计量装置应校验正确。

③ 混凝土的水平运输工具和垂直运输机械应满足混凝土浇筑数量的要求，运行应可*。振捣棒（器）性能要可*。

④ 检测混凝上坍落度及制作试块的试模要配套。

（3）对原材料的监理

① 有关水泥、砂、石、外加剂、混凝土质量标准、检验方法和认可程序须根据有关规定不得使用含有害矿物的骨料。

② 散装水泥要按品种分类贮存，袋装水泥要存放在离地面300mm2以上的木隔板上按品种分批存放；堆放高度不宜大高，要采取有效措施，避免受潮结块。

③ 砂、石要按品种、规格分别存放在不积水的平地上，避免混入异物。

④ 外加剂要按不同品种及各自的要求贮存，防上掺混，并应注意过期外加剂的失效问题。拌制混凝土用水，应符合相应的标准。

（4）审查混凝上配合比

根据结构设计要求，专业监理工程师检查混凝土配合比是否正确。

（5）签署混凝土浇捣令

总监理工程师在钢筋工程、模板工程、水、电、暖、通工程及混凝土浇筑准备验收认可后签署浇捣令。

2)、混凝土施工过程中的质量监理：

（1） 对混凝土拌制的检查

专业监理工程师对混凝土的拌制过程要进行跟班检查，检查内容有：

① 原材料称量及加水量控制应准确；

② 加料顺序及搅拌时间应符合规范要求；

③ 测量坍落度随机取样制作试块。

（2）混凝土运输

若使用商品混凝土，用混凝土搅拌车运输．在运输过程中受时间和温度

因素影响，混凝土和易性会降低。因此在浇捣地点要测量坍落度。在和易性降低后要注意混凝土浇筑振捣工艺，避免出现蜂窝、孔洞等振捣不密实问题。

混凝土从搅拌机中卸出到浇筑完毕的延续时间不得超过规范的规定。

（3）混凝土的浇筑、接槎、振捣

① 混凝土的浇筑顺序和方法事先应周密考虑。对于大体积、大面积混凝土的浇筑、分层、分段要合理；层、段间的间隔时间要计划好，在前一层、段混凝土初凝前，浇筑后一层、段的混凝土，振捣器要插入到下一层。

② 浇筑竖向结构要根据结构形式采用串洞、开门孔洞等方法，保证混凝土浇筑中不发生离析，并保证各部分浇筑密实。

③ 对配筋及预埋件多的地方要认真浇筑，把各处振捣密实，并避免碰动钢筋及预埋件。

④ 要督促承建商加强管理，使操作工人严格按照混凝土施工操作规程施工。

（4）混凝土的养护

督促承建商派专人对混凝土进行养护。混凝土在浇筑后，要避免受冻及温度急剧变化的有害影响，同时还要防止在硬化过程中受到冲击、振动及过早地加载。具体地讲，在混凝土强度末达到1.2N/mm2前不允许承建商在其上进行作业。

（5）混凝土质量的检查和缺陷的修整

① 根据混凝土试块强度判定浇筑的混凝土是否达到设计要求的强度，对拆模后的混凝土结构检查其偏差是否超过规范要求；

② 当发现混凝土结构存在蜂窝、麻面、露筋甚至孔洞时，承建商不得自行修整，要做好详细记录，报请专业监理工程师检查，然后根据缺陷的严重程度，区别对待进行修整。对于影响结构性能的缺陷，必须会同设计单位共同研究处理。

6.1.4钢筋工程质量监理

钢筋工程是钢筋混凝土结构的筋骨。对钢筋工程的预验，就是要监督承建商的材料质量、钢筋加工到绑扎均要符合设计图纸和施工规范要求。

1)、熟悉结构施工图，明确设计钢筋的品种、规格、绑扎要求以及结构某些部位配筋的特殊处理。有关配筋变化的图纸会审记录和设计变更通知单，应及时在相应的结构图上标明，避免遗忘，造成失误。掌握规范中钢筋构造措施的规定。

2)、把好原材料进场检验关

（1）钢筋的品种要符合设计要求，进场的钢筋有出厂质量证明书和试验报告单，钢筋表面或每捆（盘）钢筋均应有标志。

（2）钢筋的性能要符合规范要求。进场的钢筋应按炉（批）号及直径分批检验。按有关标准的规定取样，作物理力学性能试验。

（3）督促承建商及时将验收合格的钢材运进钢筋堆场，堆放整齐，挂上标签，并采取有效措施，避免钢筋锈蚀或油污。

3)、钢筋的下料、加工，应要求承包方的技术员对钢筋工进行详细的技术交底。监理工程师应对成型的钢筋进行检查，发现问题，及时通知承建商改正。

4)、钢筋的焊接，专业监理工程师首先应检查焊工的焊工考试合格证，在正式焊接前，必须监督焊工根据现场施工条件进行试焊，检验合格后方可批准上岗。钢筋焊接接头应符合规范要求，并根据《钢筋焊接接头试验方法》的有关规定，抽取焊接接头的试样进行检验。

5)、钢筋绑扎过程中，专业监理工程师应到现场跟班检查，发现问题，及时指出，令其纠正。钢筋绑扎完毕经承建商自检合格后填报钢筋工程隐蔽验收单。

（1）专业监理工程师验收时，应对照结构施工图检查所绑扎钢筋的规格、数量、间距、长度、锚固长度、接头设置等等，是否符合设计要求及构造措施；

（2）框架节点箍筋加密区的箍筋及粱上有集中荷载作用处的附加吊筋或箍筋，不得漏放，具有双层配筋的厚板和墙板，应要求设置撑筋和拉钩。控制钢筋保护层的垫块强度、厚度、位置应符合规范要求。

6)、预埋件、预留孔洞的位置应正确，固定可*，孔洞周边钢筋加固应符合设计要求。

7)、钢筋不得任意代用。若要代用，必须经设计单位同意，办理变更手续。专业监理工程师据此验收钢筋。在浇筑混凝土时专业监理工程师应督促承建商派专人负责整理钢筋。

5.1.5卷材防水层工程质量监理

1)、卷材防水施工质量的事前监理

（l）检查卷材防水所用的材料是否符合设计要求和施工规范的规定，并检查合格证和试验报告。

（2）铺贴卷材的基层表面必须牢固、干燥，无起砂、空鼓现象；基层表面应平整，基层与2m 直尺间的最大空隙不应超过3mm，基层表面应清洁干净；阴阳角处均应做成圆弧形或钝角。

2)、卷材防水施工过程中的质量监理

（1）跟班检查防水材料是否符合要求，检查冷底子油是否符合施工规范的规定。验收合格后，办理隐蔽工程验收签证。

（2）卷材防水层及其变形缝、预埋管件、阴阳角、转折处等特殊部位细部做法的附加层，必须符合设计要求和施工规范的规定，验收合格后办理隐蔽工程验收签证。

（3）卷材防水层的铺贴方法和搭接、收头必须符合施工规范规定。做到粘结牢固紧密，接缝封严、无损伤、空鼓等缺陷。此外，还必须保证铺贴厚度。卷材防水层与保护层粘结牢固，结合紧密、粘度均匀一致。

（4）卷材防水层验收合格后，办理隐蔽工程验收签证。

3)、地下防水工程竣工验收时，承建商应提供以下资料

（1）地下防水工程定位放线测量记录和验收签证；

（2）原材料出厂质量证明文件、试验报告和检验记录、配合比通知单；

（3）施工过程中重大技术问题的处理记录和工程变更记录

（4）隐蔽工程验收记录和分项工程质量检验评定表。

5.2汽机安装工程

5.2.1汽轮发电机本体安装工程

1.）建筑交接安装汽轮发电机基础验收；

2）.低压缸与凝汽器连接（A.B）；

3）.发电机穿转子

4.） 汽机扣缸；

5）.顶轴油压力调整

6.） 凝结水泵台板二次灌浆（A/B）；

7）.循环水泵台板二次灌浆（A/B）

8.）小机扣缸；

9） 主蒸汽管道水压试验；

10. ）高压给水管道水压试验；

5.2.2汽机专业整套启动调试

1）.汽门、调门严密性试验；

2）.超速试验；

3.）真空严密性试验；

4.）甩负荷试验。

5）.桥式起重机负荷试验；

6.）凝结水泵启动（A/B）；

7）.循环水泵启动（A/B）

8）.小机启动

9）.低压旁路调门试验

10）.高压旁路调门试验

5.3电气安装旁站点

5.3.1发电机交、直流耐压；检查内容见DL/T5161.7-2002表2.1.2

5.3.2主变压器器身检查 检查内容见DL/T5161.3-2002表1.0.3-1

5.3.3重要电动机抽芯 检查面礼检查内容见DL/T5161.3-2002表1.0.3-2

5.3.4蓄电池充、放电 检查内容见DL/T5161.7-2002表2.1.2

5.3.5 主变反受压 检查内容见DL/T5161.9-2002表3.0.3

5.3.6 6Kv厂用电受电

5.3.7 0．38KV厂用电受电

5.3.8 柴油发电机试运

5.3.9 6KV厂用电源切换

5.3.10全厂接地电阻测试

5.3.11发电机定子三相短路试验

5.4 锅炉专业施工安装旁站点

5.4.1锅炉本体安装：

1)钢架基础检查及复测；

2)大板梁就位尺寸检查；

3)回转式空气预热器试运；

4)过热器蛇形管排组合后二次通球试验；

5)再热器管排二次通球；

6)省煤器管排二次通球试验；

7)锅炉整体水压试验；

5.4.2锅炉机组除尘装置：

1)电除尘钢结构基础交接复测；

2电除尘振打及传动装置试运；

5.4.3锅炉附属机械安装：

1)磨煤机轴承部件安装及试运；

2)各风机试运；

3)给煤机分部试运；

4)空气压缩机分部试运；

5.4.4全厂热力设备与管道保温、防腐：

1)高、中压缸主保温层敷设；

2)主循环水内壁防腐补漆。

5.4.5灰渣系统安装：

1)空气压缩机分部试运；

2)双轴搅拌机分部试运；

3)捞渣机分部试运；

5.4.6全厂起重设备安装：

1)磨煤机过轨吊荷载试验；

2)炉顶检修起吊设备荷载试验；

3)送风机区域起重设备荷载试验；

4)启动锅炉房起重设备荷载试验；

5)引风机起重设备荷载试验；

6)电除尘器起重设备荷载试验；

7)翻车机房电动双梁起重机荷载试验；

8)翻车机房电动葫芦荷载试验；

9)碎煤机室电动单梁起重机荷载试验；

10)T8转运站电动单梁起重机荷载试验；

11)T9转运站电动单梁起重机荷载试验；

12)T10转运站电动单梁起重机荷载试验；

13)T12AB皮带电动单梁起重机荷载试验；

14)T12CD皮带电动单梁起重机荷载试验；

15)推煤机库电动单梁起重机荷载试验；

16)电动给水泵组起重设备负载试验；

17)电动及汽动给水泵前置泵起重设备负载试验；

18)闭式循环热交换器起重设备负载试验；

19)开、闭式循环冷交换器起重设备负载试验；

20)除氧间起重设备负载试验；

21)地旁阀检修起重设备负载试验；

22)储氢站起重设备负载试验；

5.4.7锅炉燃油设备及管道安装：

1)螺杆油泵分部试运；

2)离心供油泵分部试运；

3)污油泵分部试运；

5.4.8输煤设备安装：

1)振动给煤机分部试运；

2)滚动筛煤机分部试运；

3)斗轮堆取料机分部试运；

4)入炉煤皮带秤及校验装置试运；

5)入厂煤皮带秤试运；

6)皮带输煤机分部试运；

7)转运站除铁器试运；

8)碎煤机室除铁装置安装；

9)输煤水力清扫系统试运；

10)煤场喷淋系统试运；废水设备试运；

5.4.9 焊接工程:、首批的首只焊口旁站。

1)焊接工艺评定的审核:开工前专业监理工程师首先审核施工单位的焊接工艺评定是否函盖施工单位合同范围内容；焊接作业指导书内容与焊接工艺评定内容是否符合。

3）核查焊接人员的焊工证件是否有效，考试内容与施焊内容是否一致；技术人员是否对作业指导书的内容进行了交底；

4）核查焊机及计量仪表是否符合要求；

5) 核查焊接材料合格证是否齐全,对合金焊材和母材要查光谱分析报告；

6）检查焊口组装质量是否符合要求；

7）热电偶固定方式是否符合要求，热处理工艺卡要求；

8）检查焊接工艺参数满足作业指导书要求，检查层间温度是否符合要求；

9）旁站点焊口检验结果是否符合要求。

5.4.10启动锅炉安装：

1)锅炉水压试验；

2)风机分部试运；

3)给水泵分部试运；

6.4.11整组启动调试

1）安全门校验；

2）膨胀检查。

5.5热控施工安装旁站点

5.5.1 DCS系统受电

5.5.2 RB试验；