91二十五项反措-第3页
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设、生产等各方验收合格后方可投入运行；5.3回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装Z、；5.4在锅炉设计时，油燃烧器必须配有调风器及稳燃；5.5精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防；5.6锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在；5.7运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同；5.8回转式空气预热器出入口烟／风挡板，应能电动；5.9回转式空气预热器
设、生产等各方验收合格后方可投入运行。5.3回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装Z、完善的水冲洗系统和必要的碱洗手段，并宜有停炉时可随时投入的碱洗系统。消防系统要与空气预热器蒸汽吹灰系统相连接，热态需要时投入蒸汽进行隔绝空气式消防。回转式空气预热器在空气及烟气侧应装设消防水喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。5.4在锅炉设计时，油燃烧器必须配有调风器及稳燃器，保证油枪根部燃烧所需用氧量。新安装的油枪，在投运前应进行冷态试验。5.5精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。5.6锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内，保证油枪雾化良好、燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理检修。5.7运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制值，当烟气温度超过规定值时，应立即停炉。利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。5.8回转式空气预热器出入口烟／风挡板，应能电动投入且挡板能全开、关闭严密。5.9回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短时间启动试验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。5.10若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装Z.若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。5.11锅炉负荷低于25％额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于25％额定负荷时至少每8h吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。5.12若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，可根据具休情况利用停炉对回转式空气预热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。5.13锅炉停炉1周以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵塞的现象，应及时清理并进行通风干燥。5.14锅炉采用等离子点火装Z或少油、微油点火装Z时，在锅炉启动点火阶段，应加强尾部受热面的吹灰和电除尘器的疏灰操作。（锅炉）6防止锅炉炉膛爆炸事故为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行《大型锅炉燃烧管理的若干规定》、《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》(DL/T435―2004)以及其他有关规定，并重点要求如下：6.1防止锅炉灭火。6.1.1根据《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》(DL/T435-2004)中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，应包括煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。6.1.2加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质情况通知司炉，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。6.1.3新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。6.1.4当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪当锅炉灭火后，要立即停止燃料(含煤、油、燃气、制粉乏气风)供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。严禁手动对MFT复位。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫。以排除炉膛和烟道内的可燃物质。（热工）6.1.5100MW及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装Z.加强锅炉灭火保护装Z的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。6.l.6严禁随意退出火焰探头或联锁装Z，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。6.1.7加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、给粉机下粉不均匀和煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤(特别是单元式制粉系统堵粉)、直吹式磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。6．1．8 加强点火油系统的维护管理，按要求进行燃油泄漏试验，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。（热工）6．1．9
送引风控制系统应具有方向闭锁和超弛控制功能，减小炉膛压力波动。（热工）6.1.10
炉膛负压保护信号的检测宜选用压力变送器，便于随时观察取压管路堵塞情况和灵活改变保护策略。（热工）6.2防止严重结焦。6.2.1采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。6.2.2运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。6.2.3大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。6.2.4受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。 7防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》(DL/T435―2004)有关要求以及其他有关规定，并重点要求如下：7.1防止制粉系统爆炸。7.1.1要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。7.1.2根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对输粉管道要充分进行抽粉；有条件的，停用时宜对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。对褐煤热炉烟制粉系统应在风扇磨入口安装氧量测量装Z。（锅炉）7.1.3加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查，发现异常及时处理。7.1.4当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投入灭火系统，防止因自燃引起粉仓爆炸。7.1.5根据粉仓的结构特点，应设Z足够的粉仓温度测点和温度报警装Z，并定期进行校验。7.1.6设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。7.1.7热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出人口风箱的连接，应达到防爆规程规定的抗爆强度。7.1.8加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采取其他隔离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。7.1.9定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板KK大梁搁Z部位有无积粉死角。7.1.10粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻运行中粉仓要保持适当负压。7.1.11制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。7.2防止煤尘爆炸。7.2.1消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。7.2.2煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行试验(试验时灭火剂不进入粉仓)。7.2.3煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未作过严密性试验的要补做漏风试验，如发现有漏风、漏粉现象要及时消除。8防止锅炉汽包满水和缺水事故8.1汽包锅炉应至少配Z两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配Z应采用两种以上工作原理共存的配Z方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。8.2汽包水位计的安装。8.2.1取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装Z。8.2.2汽包水位计水侧取样管孔位Z应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。8.2.3水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。8.2.4新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位Z、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。8.2.5差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器)，再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。8.3对于过热器出口压力为13.5MIPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。8.3.1差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。8.3.2汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。8.4汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8―1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考。表8.1
就地水位计的正常水位示值和 8.5按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。8.6严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、测试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。8.7当一套水位测量装Z因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。8.8锅炉高、低水位保护。8.8.1锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期(8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。8.8.2锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。8.8.3在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计(变送器)中水位差值的影响。8.8.4锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。8.8.5 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位信号不准确、水位保护不完整严禁启动。（热工）8.9对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复(不宜超过8h)。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运行。8.10当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。8.11高压加热器保护装Z及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装Z时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。8.12给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。8.13 建立锅炉汽包水位测量、控制和保护系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。（热工）8.14运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。8.15 在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设Z一套独立于DCS且配备独立电源的汽包水位后备显示仪表(或装Z)。200MW以上机组要求必须配Z水位电视。（热工）8．16 锅炉配Z的水位测量装Z宜选用先进可靠的、能消除汽包压力影响、全程准确测量水位的产品。（热工）8．17应精心调整汽包水位控制系统，并定期进行必要的扰动试验，确保RB 工况等大负荷扰动时，不会引起水位越限（或流量低）保护动作。（热工）8．18 由设备制造厂确定的汽包水位保护定值（含动作延时时间），使用单位不能随意更改。（热工）9防止汽轮机超速和轴系断裂事故为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》，并提出以下重点要求：9.1防止超速。9.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。9.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。9.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不准确或失效，严禁机组起动，运行中的机组，必须停止运行。9.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。在清洁度、酸值、电阻率等油质不合格的情况下，严禁投盘车与机组起动。机组运行中发现油质不合格，应及时处理。9.1.5 主汽门和调节汽门解体检修时，应重点检查门杆弯曲度和动静间隙，检查阀碟和阀座的接触情况，不符合标准的必须进行处理。在调节部套、高中压主汽门、调节汽门存在有卡涩、严重泄露、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组起动，运行中的机组，必须停止运行。9.1.6 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，应定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。以防主油泵轴与汽轮机主轴脱离，导致调节系统开环控制。9.1.7 机械液压型调节系统的汽轮机，应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的轴段位Z上。9.1.8 电液型调节系统，在机组起动过程中，应有在转速测量系统故障情况下的判断和限制功能。已取消机械危急保安器的机组，必须设Z有可靠的、冗余的电超速保护装Z和供电电源，以及就地可操作的手动停机装Z。9.1.9正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。9.1.10 在任何情况下绝不可强行挂闸。9.1.11 在机组正常起动或停机的过程中，应确保旁路系统按设计要求正常投用；在机组甩负荷或事故工况下，有事故保护功能的旁路系统必须能自动投入, 无事故保护功能的旁路系统应按运行规程规定的措施和条件操作；在机组甩负荷或事故工况下，低压旁路必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。9.1.12 抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设Z有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。9.1.13对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组，必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。9.1.14 机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。9.1.15 坚持按规程要求进行危急保安器试验（包括充油试验）；高中压主汽门和调节汽门严密性试验、门杆活动试验、油动机关闭时间测试；抽汽逆止门关闭时间测试；超速保护装Z（如AST电磁阀等）在线试验等保护试验。发现问题应及时消除，确保动作正常可靠，严禁设备带病运行。9.1.16 危急保安器动作转速一般为额定转速的100％±1％。试验应按DL/T 711―1999《汽轮机调节控制系统试验导则》的要求进行。9.1.17高中压主汽门和调节汽门严密性试验合格后，方可进行危急保安器试验，在试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。任何一只进汽阀门严重漏汽时,禁止进行超速试验。9.1.18
DEH(或MEH)电液控制系统，应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；包含各类专业文献、生活休闲娱乐、中学教育、专业论文、文学作品欣赏、外语学习资料、91二十五项反措等内容。　
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燃气燃油锅炉停炉后风机需要运行多长时间
燃气的不需要多长时间，炉子大小不一样，燃烧的气体也有差别，炉膛温度降下来到就可以了
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出门在外也不愁39电力工业锅炉压力容器监察规程(DL612-1996)-第5页
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39电力工业锅炉压力容器监察规程(DL612-1996)-5
运行管理制度；13.2除氧器应按《电站压力式除氧器安全技术规定；高压加热器在启动或停止时，应注意控制汽、水侧的温；启动过程中应特别注意锅炉各部的膨胀情况，认真做好；汽包锅炉应严格控制汽包壁温差；13.4锅炉应平稳地增减负荷，控制增减负荷的速度；13.5锅炉燃用的煤质应基本符合设计要求；13.6锅炉停炉的降温降压过程应符合停炉曲线要求；锅炉停炉后压力未降低至大
运行管理制度。13.2
除氧器应按《电站压力式除氧器安全技术规定》的要求，结合实际设备、系统，编制现场运行、维护规程。高压加热器在启动或停止时，应注意控制汽、水侧的温升、温降速度。
各类疏水扩容器应有防止运行中超压的措施。 13.3
锅炉启动、停炉方式，应根据设备结构特点和制造厂提供的有关资料或通过试验确定，并绘制锅炉压力、温度升(降)速度的控制曲线。启动过程中应特别注意锅炉各部的膨胀情况，认真做好膨胀指示记录。
锅炉启动初期流过过热器和再热器的蒸汽流量很小或者为零，应控制锅炉燃烧率、炉膛出口烟温，使升温、升压过程符合启动曲线。汽包锅炉应严格控制汽包壁温差。上、下壁温差不超过40℃。13.4
锅炉应平稳地增减负荷，控制增减负荷的速度。在增减负荷时应使风量先于燃料量的增加，后于燃料量的减少。但在整个运行期间应尽量保持燃料空气比在安全范围内。13.5
锅炉燃用的煤质应基本符合设计要求。其低位热值、灰熔点、挥发分、水分和灰分变化不应影响锅炉的安全运行。13.6
锅炉停炉的降温降压过程应符合停炉曲线要求，熄火后的通风和放水，应使受压部件避免快速冷却。锅炉停炉后压力未降低至大气压力以及排烟温度未降至60℃以下时，仍需对锅炉严密监视。13.7
锅炉应保持额定参数运行，不得任意提高运行参数和出力。在运行中出现超温超压情况时，应立即查明原因采取果断措施，并记录超温、超压的数值和时间。13.8
设计带基本负荷的锅炉改为调峰运行时，各部温度、温差的控制及其变化速度、负荷增减的速度、启动和停止时的温度、压力升(降)速度等，都仍应满足有关规程的规定。 13.9
运行中锅炉保护装置和联锁不得任意退出运行。主保护需要退出检查和维护时，应限定时间并经发电厂总工程师批准，记录退出运行的原因、时间和恢复时间。
水位和炉膛压力保护停用后在限定时间内不能恢复时，宜停止锅炉运行。
保护装置的备用电源或气源应可靠，备用电源或气源亦不应随意退出备用。 13.10
禁止向已经熄火停炉的锅炉炉膛内排放煤粉仓存粉。由于事故引起主燃料跳闸，熄火后未及时进行炉膛吹扫，应尽快实施补充吹扫。 13.11
锅炉运行操作人员的基本条件：
a)年满18周岁，身体健康；b)掌握所有控制装置的机理和作用；
c)了解锅炉原理，熟悉锅炉结构和系统；d)能以正确的方法进行锅炉点火、启动以及熄火、停炉的操作；
e)能以正确的方法熟练地进行调整、运行和事故处理；f)掌握锅炉的给水方法，清楚地知道当汽包水位过高或过低时应采取的措施。对于直流锅炉能清楚知道中间点温度的控制方法。亚临界、超临界压力锅炉的主要运行操作人员，应具备大专或同等学历。13.12
对锅炉、压力容器运行人员，应按《电业生产人员培训制度》的规定进行安全、技术教育，并在跟班见习，考试合格，取得操作证书后方准独立值班。670t/h及以上锅炉的运行值班人员，除正常的培训考核外，还应经仿真机培训，取得操作证，并定期经仿真机轮训。13.13
锅炉运行时，值班人员应认真执行岗位责任制，严格遵守劳动纪律，不得擅自离开工作岗位，不做与岗位工作无关的事。任何领导人员不得强迫运行值班人员违章操作。13.14
锅炉运行中遇到下列情况，应立即停止向炉膛送入燃料，再视具体情况正确处理：
a)锅炉严重缺水；
b)锅炉严重满水；
c)直流锅炉断水；d)锅水循环泵发生故障，不能保证锅炉安全运行；
e)水位表失效；无法监视水位；f)主蒸汽管、再热蒸汽管、主给水管和锅炉范围连接导管爆破；
g)再热器蒸汽中断(制造厂有规定者除外)；
h)炉膛熄火；i)燃油(气)锅炉油(气)压力严重下降；
j)安全阀全部失效或锅炉超压；k)热工仪表、控制电(气)源中断，无法监视、调整主要运行参数；
l)严重危及人身和设备安全以及制造厂有特殊规定的其他情况。13.15
锅炉运行中，发生受压元件漏泄、炉膛严重结焦、液态排渣锅炉无法排渣、锅炉尾部烟道严重堵灰、炉墙烧红、受热面金属严重超温、汽水品质严重恶化等情况时，应停止运行。发生上述情况，停炉时间由发电厂总工程师确定。13.16
达到停炉条件而不及时停止锅炉运行，造成事故扩大，引起设备重大损坏和人身事故时，应追究有关人员的责任。13.17
发电厂应根据设备结构、制造厂的图纸、资料和技术文件、技术规程和有关专业规程的要求，编制现场检修工艺规程和有关的检修管理制度，并建立健全各项检修技术记录。 13.18
发电厂应根据设备的技术状况、受压部件老化、腐蚀、磨损规律以及运行维护条件制定大、小修计划，确定锅炉、压力容器及管道的重点检验、修理项目，及时消除设备缺陷，确保受压部件、元件经常处于完好状态。管道及其支吊架的检查维修应列为常规检修项目。 13.19
锅炉受压部件、元件和压力容器更换应符合原设计要求。改造应有设计图纸、计算资料和施工技术方案。涉及锅炉、压力容器结构及管道的重大改变、锅炉参数变化的改造方案、压力容器更换的选型方案，应报集团公司或省电力公司审批。有关锅炉、压力容器改造和压力容器、管道更换的资料、图纸、文件，应在改造、更换工作完毕后立即整理、归档。13.20
应建立严格的质量责任制度和质量保证体系，认真执行各级验收制度，确保修理和改造的质量。修理改造后的整体验收由电厂总工程师主持，锅炉监察工程师参加。重点修理改造项目应由专人负责验收。13.21
禁止在压力容器上随意开检修孔、焊接管座、加带贴补和利用管道作为其他重物起吊的支吊点。13.22
发电厂每台锅炉都要建立技术档案簿。登录受压元件有关运行、检修、改造、事故等重大事项。每台压力容器都要登记造册。13.23
发电厂应有标明支吊架和焊缝位置的主蒸汽管、主给水管、高温和低温再热蒸汽管的立体布置图，并建立技术档案，记载管道有关运行、修理改造、检验以及事故等技术资料。 14
锅炉、压力容器和管道按部颁《电力工业锅炉压力容器安全性能检验大纲》、GB150《钢制压力容器》、GB151《钢制管壳式换热器》、劳动部《在用压力容器检验规程》、DL5031《电力建设施工及验收技术规范》(管道篇)和DL438《火力发电厂金属技术监督规程》等规定进行检验。进口锅炉、压力容器和管道按合同规定的标准进行监造和商检。14.2
锅炉、压力容器的检验工作应纳入安装、设备检修计划。未经检验合格的锅炉、压力容器不准安装和投入运行。14.3
锅炉、压力容器及管道的安全性能检验包括：
a)锅炉产品制造质量监检；
b)锅炉安装阶段检验；
c)在役锅炉定期检验；d)压力容器产品质量监检；
e)压力容器安装阶段检验；
f)在役压力容器定期检验；
g)管道配制过程的监检；
h)管道安装阶段检验；i)在役管道的定期检验。14.4
运行锅炉应进行定期检验。定期检验的种类和检验间隔：
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，其正常检验内容应列入锅炉“检修工艺规程”，特殊项目列入年度大修计划。新投产锅炉运行一年后应进行内部检验。c)超压试验：一般二次大修(6～8年)一次。根据设备具体技术状况，经集团公司或省电力公司锅炉监察部门同意，可适当延长或缩短间隔时间。超压试验结合大修进行，列入该次大修的特殊项目。14.5
锅炉除定期检验外，有下列情况之一时，也应进行内、外部检验和超压试验：
a)新装和迁移的锅炉投运时；b)停用一年以上的锅炉恢复运行时；c)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，汽包进行了重大修理时；
d)锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时；
e)锅炉严重缺水后受热面大面积变形时；f)根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。 14.6
锅炉外部检验的主要内容：a)锅炉房安全措施、承重件及悬吊装置；
b)设备铭牌、管道阀门标记；
c)炉墙、保温；d)主要仪表、保护装置及联锁；
e)锅炉膨胀状况；
f)安全阀；g)规程、制度和运行记录以及水汽质量；
h)运行人员资格、素质；
i)其他。14.7
锅炉内部检验主要内容：a)汽包、启动分离器及其连接管；
b)各部受热面及其联箱；
c)减温器；d)锅炉范围内管道及其附件；
e)锅水循环泵；f)安全附件、仪表及保护装置；
g)炉墙、保温；
h)承重部件；i)大修后检验及调整工作；
j)工作压力下水压试验；
k)其他。14.8
在役锅炉超压试验一般在锅炉大修最后阶段进行。超压试验应具备以下条件：
a)具备锅炉工作压力下的水压试验条件；
b)需要重点检查的薄弱部位，保温已拆除；c)解列不参加超压试验的部件，并采取了避免安全阀开启的措施；
d)用两块压力表，压力表精度不低于1.5级。14.9
锅炉超压试验的压力，按制造厂规定执行。制造厂没有规定时按表10规定执行。14.10
锅炉进行超压试验时，水压应缓慢地升降。当水压上升到工作压力时，应暂停升压，检查无漏泄或异常现象后，再升到超压试验压力，在超压试验压力下保持20min，降到工作压力，再进行检查，检查期间压力应维持不变。水压试验时，环境温度不低于5℃。环境温度低于5℃时，必须有防冻措施。水压试验水温按制造厂规定的数值控制，一般以30～70℃为宜。 14.11
超压试验的合格标准：a)受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的漏泄痕迹；
b)受压元件没有明显的残余变形。14.12
在役压力容器的定期检验种类和周期规定如下：
a)外部检验：每年至少一次。
b)内外部检验：结合大修进行。压力容器安全状况等级1～3级，每隔6年检验一次；3～4级，每隔3年检验一次。14.13
有以下情况之一时，压力容器内外部检验周期应适当缩短：
a)多次返修过的压力容器；b)使用期限超过15年，经技术鉴定确认需缩短周期的；
c)检验员认为该缩短的。14.14
压力容器耐压试验是超过最高工作压力的液压试验或气压试验，其周期为10年至少一次。耐压试验的要求、试验压力、合格标准按劳动部《压力容器安全技术监察规程》执行。有以下情况之一时，经内外部检验合格后，必须进行耐压试验：
a)修理或更换主要受压元件；
b)对安全性能有怀疑时；
c)停用两年重新使用前；
d)移装；e)无法进行内部检验的。14.15
在役压力容器的外部、内外部检验内容按部颁《电力工业锅炉压力容器安全性能检验大纲》和劳动部《在用压力容器检验规程》执行。除氧器按《电站压力式除氧器技术规定》执行。14.16
在役主蒸汽管、再热蒸汽管和主给水管及其附件的技术状况应清楚明了。若无配制、安装等原始资料或对资料有怀疑时，应结合大修尽快普查，摸清情况。14.17
主蒸汽管、高温再热蒸汽管的蠕变测量应由专人负责。测量工具应定期校验，并及时正确地记录测量和计算结果。测量间隔、测量和计算方法按DL441《火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督导则》执行。主蒸汽管、高温再热蒸汽管的检验周期、更换标准按DL438《火力发电厂金属技术监督规程》的规定执行。14.18
工作温度为450℃的中压碳钢主蒸汽管应加强石墨化检验。运行10万h后应进行石墨化检查。当有超温记录、运行15万h或正常工况下运行达20万h时必须割管检查。
焊接接头、管材石墨化达3～4级时应进行更换。14.19
主蒸汽管、高温再热蒸汽管弯头运行5万h时，应进行第一次检查，以后检验周期为3万h。若发现蠕变裂纹、严重蠕变损伤或圆度明显复圆时应进行更换，如有划痕应磨掉。
给水管的弯头应重点检验其冲刷减薄和中性面的腐蚀裂纹。14.20
管道运行中应检查支吊架有无松脱、卡死以及管道的膨胀情况，检修时应按设计要求进行调整和修复，并做出记录。14.21
在役锅炉和主要受压管道检验后应将检验结果记入锅炉和管道技术档案，并填写锅炉登录簿。在役压力容器检验后应填写在用压力容器检验报告书。附
A (提示的附录)电厂常用钢材的化学成分和力学性能 表 A1
电厂常用钢材的化学成分和力学性能表包含各类专业文献、外语学习资料、生活休闲娱乐、各类资格考试、应用写作文书、专业论文、高等教育、39电力工业锅炉压力容器监察规程(DL612-1996)等内容。　
　《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612― 锅炉、压力容器及管道的设计、制造、安装、调试、修理改造、检验和化学 清洗单位按国家或部颁有关规定,实施资格... 　《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612-1996 《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》DL5031-94 《电力建设安全工作规程(热机安装篇)》SDJ62-82 《电力建设施工... 　《电力工业锅炉压力容器监察规程》 (DL612-1996) 、 《火力 发电厂金属技术监督规程》 (DL438-2009) 、 《火力发电厂与变电站设计防火规范》 (GB)... 　安全监察条例》(2009年国务院令597号) 《电力工业锅炉压力容器安全监督管理工作规定》(国电总 [ 号) 《电力工业锅炉压力容器监察规程》 (DL612-1996) 《... 　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〔 号《蒸汽锅炉安全 ... 　电力工业锅炉压力容器监察规程 Supervision code for boiler and pressure vessel of the power industry DL 612--1996 前 言 本规程是 SD167-85《电力工业锅炉... 　性试验规程》 (DL/T596-《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL612-《火电机组热工自动投入率统计方法》 (电建)[ 号 2... 　电力工业技术法规(暂行) (80)电技字 26 号 7 电力工业锅炉压力容器监察规程 DL612-1996 8 电力工业锅炉压力容器检验规程 DL647-1998 9 电力安全工作规程 电安... 　电站锅炉汽包的检验及评定规程(DL/T440-2004) 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程(DL/T435-2004) 电力工业锅炉压力容器监察规程(DL612-1996) 电力工业锅炉压力容器检验规程(...}