300MW锅炉运行规程(修编版）.doc

-第一章 锅炉主机运行规程 1. 锅炉设备规范1.1 锅炉设备简要特性1.1.1 设计规范锅炉型号SG1025/17.4M847锅炉型式亚临界中间再热自然循环煤粉炉锅炉特点单炉膛、型布置、切向燃烧、仓储式钢球磨制粉系统、露天布置、全钢架悬吊结构、平衡通风、固态机械排渣制造厂家上海锅炉厂（按美国CE公司技术生产）制造日期#1炉：2000年3月#2炉：2000 年7月锅炉编号 #1炉：84718601#2炉： 安装日期 #1炉：99年 6月6日 #2炉：99年11月1日投产日期#1炉：2001年6月#2炉：2001年12月燃烧方式四角切圆燃烧燃烧器布置四组直流式宽调节比（WR）摆动式喷燃器，每组四层一次风喷咀，9层二次风喷咀，2层三次风喷咀组成，其中在3层二次风喷咀中设置了轻油枪，并相应配备一只高能点火器。（2003年大修将B层摆动式喷燃器改为少油煤粉直接点火燃烧器）通风方式平衡通风设计燃料设计煤种为郑州矿务局统配煤贫煤校核煤种为密县地方矿煤校核煤种为河南混煤调温方式过热汽系统调温采用二级喷水减温；再热汽系统调温主要靠烟气挡板，微量喷水作为消除汽温偏差的手段，事故喷水只在非正常工况下控制再热器进口汽温。 1.2 主要设计参数（设计煤种）1.2.1 主要设计参数表一：名称单位锅炉最大连续出力(BMCR)锅炉额定出力(100%) 过热蒸汽蒸汽流量t/h1025901.9出口蒸汽压力MPa17.517.31出口蒸汽温度540540再热蒸汽蒸汽流量t/h849.6753.4蒸汽压力出/进MPa3.72/3.93.31/3.46蒸汽温度出/进540/327540/314给水温度277269一次热风温度346341.7二次热风温度352.8347.8排烟温度131.7127.8锅炉效率%94.9892.22炉膛深度12.8m炉膛宽度11.89m炉管中心标高60m表二：名称风率（%）风速（m/s）风压(Pa)一次风15.524500二次风63.6421000三次风16.9502600表三：燃烧器布置风室层号名称火焰监测风室高度（mm）备注15顶部二次风OFA2540手动摆动14顶部二次风OFA1540手动摆动13三次风喷咀F810手动摆动12三次风喷咀E810手动摆动11带油枪二次风喷咀DE 440电动摆动10一次风煤粉喷咀D 710电动摆动9二次风挡板 CD440电动摆动8一次风煤粉喷咀C 710电动摆动7带油枪二次风喷咀BC3 440电动摆动6二次风挡板BC2440电动摆动5二次风挡板BC1440电动摆动4一次风煤粉喷咀 B 710固定3带油枪二次风喷咀AB390电动摆动2一次风煤粉喷咀A 710电动摆动1底部二次风AA390手动摆动 1.2.2 热力设计参数1.2.2.1 受热面结构尺寸表序号受热面名称管径（mm）节距（mm）受热面积（m2）横向S1纵向S21水冷壁60707691.227672前炉顶过热器511142103后炉顶及包覆过热器451149421134过热器吊管542289225低温过热器5711478112111606分隔屏过热器5423943078636737后屏过热器60(外圈)5457068463(66,74)13528高温过热器54(外圈)51 22863(74,154)16409低温再热器57114781141037610高温再热器60228108188211省煤器（低过侧）51114100102146712省煤器（低再侧）5111410010212641.2.2.2 设计参数序名称设计煤校核校核 单位号MCR100%定压70%定压75%滑压50%滑压300MW高加全切MCRMCR1过热蒸汽流量1025901.92609.76649.4436.43790.2510251025t/h2过热蒸汽温度5405405405405405405405403过热蒸汽压力17.517.3114.2716.959.5317.1217.517.5MPa4给水温度2772692462502281722772775给水压力19.619.115.4217.7610.2718.4519.619.6MPa序名称设计煤校核校核 单位号MCR100%定压70%定压75%滑压50% 滑压300MW高加全切MCRMCR6再热蒸汽出口温度5405405405405155405405407再热蒸汽出口压力3.723.312.302.441.663.463.723.72MPa8再热蒸汽进口温度3273142933053083263273279再热蒸汽进口压力3.93.462.402.551.733.623.93.9MPa10过热器喷水温度16916415115313916816916911一级喷水量23.1714.465.1117.2438.44103.7851.3625.31t/h12二级喷水量7.724.821.705.7512.815.4617.128.44t/h13排烟温度（修正后）131.7127.8123.9127.8119.4125.6122.8132.8注： 表中压力均为绝对压力 - 117 -1.2.2.3 损失及热负荷数据序名称符号设计煤校核煤A校核煤B单位号MCR100%定压70%定压75%滑压50%滑压300MW高加全切MCRMCR1排烟损失q25.5975.3645.4145.45.7675.2715.4595.796%2机械不完全燃烧损失q4202.02.02.03.02.02.51.5%3散热损失q50.20.20.3360.3160.470.20.20.2%4不可估计损失q0.2210.2210.2210.2210.2210.2210.2210.221%5计算效率91.98292.21592.02892.06390.54292.30891.6292.283%6燃料量B135.00121.2786.5792.1465.54125.40156.05125.39t/h7计算燃料消耗量Bj132.30118.8484.8490.3063.58122.90152.15123.51t/h8炉膛容积热负荷419.94377.23269.21286.80201.80390.21422.45421.19KJ/m3h 9炉膛断面热负荷18.7116.8112.012.778.9917.3818.8218.76KJ/m2h10再热器侧烟气份额r0.420.500.650.650.440.440.350.4111低再侧烟气挡板开度51.6443.9330.3530.3550.7650.1857.7052.81度12炉膛出口过量空气系数11.251.251.321.251.501.251.251.2513省煤器出口过量空气系数1.251.251.321.251.51.251.251.2514空气预热器过量空气系数1.351.351.421.351.61.351.351.35注： 低再侧烟气挡板开度为相对于垂直中心线的角度1.2.2.4 工质温度序名称设计煤校核煤A校核煤B单位号MCR100%70%定压75%滑压50%滑压300MW高加全切MCRMCR1给水温度2772692462502281722772772省煤器蛇形管出口温度284.5277.0256.4260243.7193.1285.4284.73前炉顶入口温度360.8359.1354.5342.3311.1357.0360.9360.84包覆入口温度362.5361.3347.3357.9322.4360.8362.8362.45低过入口温度371.0370.7364.70370.4363.7378.6373.2371.16低过引出管入口温度399.0393.5382.9384.4420.7426.5413.1402.47一级减温器入口温度399.9394.3384.2385.4424.1426.8414.5403.48分隔屏入口温度391.2388.3372382.4351.9371.6392.4393.49后屏入口温度434.4434.5434.2436.2436.7416.8434.3437.710二级减温器入口温度489.9489.5492.0495.2509.9486.0492.7491.811高过入口温度483.8485.1487.0489.6477.6474.5479.3485.112高过出口温度54054054054053554054054013低再入口温度32731429330530832032732714低再出口温度468.1471.1480480.9453.5470.1461.5468.415高再出口温度5405405405405155405405401.2.2.5 烟气温度序号名称设计煤AB单位MCR100%70%定压75%滑压50%滑压300MW高加全切MCRMCR1理论燃烧温度1989.71987.51902.81976.417331982.219051954.72后屏进口1151.01116.01006.61023.1923.61125.81158.51138.63后屏出口1057.71028.2932.5946.2860.61035.41065.11051.54高过进口946.0922.3 846.2 852.4 783.4 928.2950.6945.45第一悬吊管出口941.6918.1773.5842.6715.1923.9946.1941.26高再出口841.7823.8756.4766.4399.4828.5843.8844.37水冷屏管出口822.5805.2748.6750.0692.3809.7824.2825.68第二悬吊管出口814.0796.9731.8742.4675.9801.4815.9817.19第一转向室出口799.9782.1685.9726.2636.9786.9802.0804.010低再引出管出口742.8727.9662.8681.4617.6732.3743.0748.511第二转向室出口726.3709.6649.5659.0607.5715.8727.4733.212隔墙引出管出口713.7697.1600.3646.1575.5703715.2720.713第三转向室出口686.1664.4503.9598.4519.7674691.0694.914低过引出管出口614.1585.0457.8502.5478608628.4625.215第四转向室出口572.8540.9458.9696.8646.3564587.2587.216低再进口762.1745.0692.1695.5368.5750763.7767.717低再出口402.3596.2580.1587.5561.9402396.5403.718低过进口670.1646.9578.5582.3393.2658676.4679.719低过出口409.6403.7386.9366.0335.9418416.9412.520省煤器出口（低再）376.7370.3359.5349.0335.6357371.0377.921省煤器出口（低过）382.6375.2351.4360347.2369.9389.2385.522预热器进口380372.8356.7127.8119.4364.4382.8382.223预热器出口131.7127.8123.9127.8119.4125.6122.8132.86）预热器序号名称设计煤校核煤A校核煤B单位MCR100%70%定压75%滑压50%滑压300MW高加全切MCRMCR1入口一次风量176.04157.03118.62118.3797.8962.88238.51198.29t/h2入口二次风量910.18820.54613.83612.21523.80847.98937.42913.46t/h3入口烟气量1302.611170.09878.68889.06742.01209.981335.091333.02t/h4一次冷风量64.3356.4239.7940.9632.055.3663.72t/h5出口一次风量106.6497.1675.9875.7366.59103.46167.75128.43t/h6出口二次风量881.15791.51583.44581.82494.31818.49909.75884.89t/h7出口烟气量1401.041258.99951.71962.09802.781298.891433.521431.45t/h8入口一次风温23232323232323239入口二次风温181818181818181810入口烟温380372.8356.7360347.2364.4382.8382.211出口一次风温346.1341.7330333.3321.7332.8340.6347.212出口二次风温352.8347.8333.9336.7324.4338.9349.4354.413排烟温度（未修正）141.1136.7132.8137.2128.3133.9131.1141.714排烟温度（修正后）131.7127.8123.9127.8119.4125.6122.8132.815一次风阻力161.913787.287.274.7149.5348.7224.2Pa16二次风阻力747.3610.3348.7348.7261.5647.6784.6747.3Pa17烟气阻力1108.4921.6572.9585.4423.5971.41145.81158.3Pa18空气到烟气漏风量98.4388.9173.0373.0360.7888.9198.4398.43t/h19二次风到一次风（或一次风到二次风）8.914.089.539.5312.704.540.450.45t/h20二次风到烟气漏风量28.1228.1220.8720.8716.7824.9527.2228.12t/h21一次风到烟气漏风量70.3170.3163.9652.1644.063.9671.2270.31t/h22空气到烟气漏风系数10.010.311.911.213.210.010.010.1%1.2.2.7 燃料特性名称符号单位设计煤种校核煤种校核煤种应用基低位发热量QyDWKJ/Kg(kcal/kg)21523(5141)18823(4496)23113(5520)工业分析（质量%）应用基水份Wy%7.929.48.3分析基水份Wf%0.471.481.69可燃基挥发份Vr%15.9811.4619.74应用基灰分Ay%28.2135.3721.64元素分析（质量%）碳Cy%56.6549.261.26氢Hy%2.512.453.08氧Oy%3.621.974.42氮Ny%0.810.990.85硫Sy%0.280.620.45可磨性系数KBTUkm1.211.321.48灰分特性变形温度T1132014631280软化温度T2144015001330熔化温度T314001450灰分析（干燥基质量%SiO2%53.7458.5550.01Al2O3%26.5325.4129.85Fe2O3%6.064.025.47CaO%5.143.544.36K2O%1.531.380.95NaO%0.350.280.20SO3%1.922.712.50MgO%1.680.813.598）点火及助燃油特性，0轻柴油项目指标十六烷值50恩氏粘度（20时）1.21.67E灰份0.025机械杂质无水份1%闭口闪点65凝点0低位发热量4103141870KJ/Kg汽轮机的规范及主要技术特性：型号：N30016.7/537/5376型（合缸）型式：亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机额定功率：300MW最大功率：330MW额定蒸汽参数：新蒸汽 16.7MPa/537 再热蒸汽 3.2MPa/537 背压 5.19KPa额定蒸汽流量：903.1t/h转速 3000r/min制造厂家 东方汽轮机厂发电机规范及技术特性型号：QFSN300-2-20有功功率：300MW额定视在功率：353MVA额定电压：20KV额定电流：10900A额定功率因数：0.85额定频率：50Hz制造厂家： 东方电机厂2. 锅炉启动2.1 总则2.1.1 新安装和大修后的锅炉必须完成主设备和辅助设备系统的分部试运，分部试验和调试工作。2.1.2 锅炉机组大小修后，所有工作票应完工，且有检修报告及设备变动报告。2.1.3 锅炉大修后的启动必须接到总工程师签发的操作票，备用机组接值长命令后方可进行启动。2.1.4 机组启动时，严禁解列重要保护，因设备问题确实不能投入的须经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施。2.1.5 启动程序严格按操作票及运行规程规定进行。2.1.6 值长是机组启动工作的统一指挥人，控制员是机组的主要操作负责人，各值班员要服从值长、控制员的指挥。2.1.7 燃煤、燃油、除盐水充足，且质量合格。各类消防设施齐全，照明电源可靠。2.1.8 遇到下列情况，严禁锅炉启动运行。1） 机组的数据采集系统（DAS）、DCS系统、协调控制系统（CCS）微机监控及事故追忆系统，汽包水位监视，炉膛火焰监视，事故报警，灯光、音响信号等不正常，无法采集，显示各种参数时。2） 锅炉安全监控系统FSSS不正常，保护投不上时。3） 锅炉联锁试验不正常。4） 锅炉跳闸保护有任意一项不正常。5） 整体检修工作票未销及影响启动的局部工作未完工时。6） 设备有重大缺陷及隐患，影响设备及人身安全时。2.2 启动前的试验及规定2.2.1 试验规定1） 工作未完的转机和系统不能试验。2） 和已投入运行的系统相连，未采取隔离措施的电动门、调节门不能试验。3） 按试验分类，要求有关检修人员会同参加，运行人员不允许单独试验。4） 高压电机一般只做静态试验，若必须做动态试验，严禁解列其保护。5） 锅炉转动机械做各项保护试验时，均应联系电气和热工人员，由热工将滑差电源停掉，并将各有关仪表信号送上电源，根据试验要求由电气值班员将6KV、380V转机开关送试验电源位置或工作位置。2.2.2 试验分类1） 常规试验a. 锅炉水压试验。b. 转机静态联锁试验。c. 锅炉和转机单项保护跳闸试验。d. 辅机拉合闸和事故按钮试验。e. 程控装置试验。f. 各电动门、调节门及挡板单项试验。2） 验收试验a. 锅炉超水压试验。b. 转机动态试转试验。c. 转机动态联锁试验（磨煤机除外）。d. 锅炉冷态空气动力场及漏风试验。e. DCS、FSSS功能冷态模拟试验。f. 转机单项逻辑试验。g. 电除尘器性能试验。h. 锅炉安全门定砣试验。3） 新安装或大修后锅炉启动前须做上述验收试验和常规试验。4） 小修或停用7天后的锅炉启动前只做常规试验。2.2.3 电动门、调节门、气动门、风门及挡板的试验1） 联系热工和电气人员送上各电动门（就地或远方控制）、调节门、风门及挡板电源和气源，解除有关闭锁条件，检查CRT及就地指示正确，开度指示一致。2） 调出相关画面，进行全开全关试验，开关方向、开度指示与就地相符，红绿灯指示正确，并记录全程开关时间。3） 远、近手操开关灵活、限位开关动作正常。4） 气动装置动作灵活，无泄漏及卡涩现象。5） 带三断自锁的气动门，应做三断自锁试验。6） 各辅机的冷却系统、润滑系统、液压系统及遥控机构都应试运行合格。7） 试验完时，应做好详细记录。2.2.4 转动机械动态试验1） 检修后和新安装的380V转动机械，必须进行不少于2小时的试运转，6KV转动机械必须进行不少于8小时的试运转。2） 试转前应核实检修工作已结束，检修人员已撤离，检修工作票已注销，电气拉合闸试验正常。3） 启动后，定速时间、空载电流正常，电流无摆动，转动方向正确。4） 转动部分无异音，振动、串轴在规定范围内。5） 各部轴承温度、电机温度正常，无漏油、甩油现象，油位正常，油质良好。6） 试转结束，应对试转情况做好详细记录。2.2.5 分部试运2.2.5.1 空气预热器逻辑试验1） 检查空预器导向、推力润滑油泵及系统正常，润滑油泵电源已送至工作位，主辅电机已送电；油箱加热电源送上。2） 空预器机械盘动灵活，各油站冷却水畅通，油质、油位正常，各压力、温度仪表投入正常；3） 检查空预器外形完整，密封装置良好，各人孔门已关闭；水冲洗管道阀门完整，不漏水。4） 顺控启、停试验；a.按顺控启动预热器，检查空预器支持轴承油泵及导向轴承油泵联启正常后，主电机启动正常，空预器出口二次风挡板及入口烟气挡板联开，检查空预器各部运行正常。b.顺控停止空预器，查空预器入口烟气挡板及空预器出口一、二次风挡板联关，空预器主电机停运。（空预器停运条件必须满足）5） 空预器禁止停运条件：a. 空预器出口一次风挡板未关b. 送、引、一次风机未停c. 空预器入口烟气挡板未关d. 空预器出口二次风挡板未关e. 空预器出口温度大于1206） 各项联锁及保护试验：a. 预热器主电机工作，辅电机在联锁位置，事故切断工作电机，辅电机联动，事故切断辅电机工作，预热器停止，并发出报警。b. 预热器在停止状态，辅电机在联锁位置，模拟输出预热器入口烟温60，辅电机联动，并报警。2.2.5.2 制粉系统各逻辑试验（静态）2.2.5.2.1 通知值班员将磨煤机、给煤机、排粉风机开关在试验位；低压油泵、高压油泵、各风门电动挡板送电，开关试验正常。2.2.5.2.2 制粉系统（包括电机）所有保护联系热控投入。2.2.5.2.3 制粉系统顺控启动试验1） 调出制粉系统顺控启动画面，查顺控启动条件完备。2） 给出制粉系统顺控启动指令，查排粉风机入口挡板开启、排粉风机出口至各角的三次风挡板开启，查排粉风机启动正常。3） 查磨煤机油站顺控启动正常，查低压油泵运行正常（#1工作，#2备用或#2工作，#1备用，联锁投入），查高压油泵启动正常。4） 查磨煤机总风门、再循环风门开启，磨煤机出口温度投自动。5） 查磨煤机启动正常，6） 查给煤机启动正常，制粉系统顺控启动完毕。2.2.5.2.4制粉系统顺控停止试验1） 调出制粉系统顺控停止画面，查停止条件完备2） 给出制粉系统顺控启动指令，查给煤机停运。3） 查磨煤机停止，延时10秒后热风门关闭，总风门、冷风门开启，出口温度在自动。4） 10分钟后，磨煤机停止结束。5） 查排粉风机停止运行，查排粉风机入口挡板关闭、出口挡板及再循环挡板关闭。6） 制粉系统顺控停止程序结束。2.2.5.2.5制粉系统各项联锁试验1） 检查磨煤机油站正常，具备启动条件。2） 启动#1（#2）低压油泵，建立油压0.1MPa。3） 延时2030秒钟后，启#1或#2高压油泵，#1或#2高压油泵启动（若高压油泵在自动位时，低压油泵启动后30秒钟，两台高压油泵自动启动。4） 确认磨煤机具备启动条件a) 润滑油压0.1MPab) 磨煤机出入口瓦温63c) 电机轴承温度80d) 电机绕组1205） 当上述条件满足，高压油泵启动后，启动磨煤机，应显示合闸成功。6） 按下磨煤机停机按钮，应显示磨煤机停运。7）由热控模拟或检修调整达到以下条件。a)断开低压油泵联锁（#1、#2泵单独工作），调整油压0.1MPa;b)模拟输出轴瓦63c)模拟输出电机轴温80d)模拟输出电机绕组120运行值班员操作磨煤机合闸按钮，均应显示合闸不成功，事故音响报警，复归磨煤机，清除报警，以上启动闭锁条件应分别进行。2.2.5.2.6 辅助电机联动试验1） 低油压油泵联动试验；a) 将联锁切至手动位，启动#1油泵运行后，投联锁开关在联动位（#1工作，#2备用）；b) 事故停工作#1油泵，备用#2油泵联动正常。按以上步骤做一次#2运行，#1备用的联动试验，注意联动开关的切换；c) 调整油压0.1MPa备用泵联动，反向一次，注意联动开关切换；2） 油箱电加热试验a. 模拟输出油温40，电加热自动切除；3） 油箱冷却器试验a. 模拟输出油温高于50，冷却器自动投入；b. 模拟输出油温低于40时，冷却器自动切除。2.2.5.2.7 磨煤机跳闸试验1） 运行人员将磨煤机在试验位置合上。2） 断开低压油泵联锁，降低油泵压力63时，磨煤机跳闸；4） 运行人员将排粉风机停运，查磨煤机联跳正常。5） 模拟磨煤机电机轴温90，磨煤机跳闸；6） 模拟磨煤机电机绕组120，磨煤机跳闸；2.2.5.3 吸、送风机油泵油压和温度试验1） 做送风机、吸风机油泵的低油压试验，由专人将油泵出口压力调整至0.1MPa，备用油泵应自启动。2） 吸、送风机的启动条件满足后，启动吸风机、送风机。由热工人员将温度开关（即就地温度表）的接点接通，风机应跳闸，送、吸风机的出口挡板、入口挡板及各动叶调节自动关闭。3） 重新启动吸风机、送风机，热工人员将喘振报警接点接通，风机应跳闸，送、吸风机出口、入口档板及动叶自动关闭。2.2.5.4 火检探头冷却风机单项试验1） 合工作风机#1（#2）投入联锁，事故停#1（#2），备用风机#2（#1）联动，反向一次。2） 合工作风机#1（#2），投风机联锁，调整降低冷却风压。与炉膛风压差50。4） 开启锅炉上部各空气门；5） 投入上部水位计及电视摄像系统；6） 关闭下列阀门：汽水系统所有疏水门、放水门、取样门、充氮门、排污门、流量变送器一次门、5%旁路（后烟井环形集箱四条疏水）、给水调门、减温水门、事故放水门、汽包加药门、炉底推动门、蒸汽吹灰门、省煤器再循环门。7） 通知汽机启动给水泵，调整水压12MPa，向锅炉进水。8） 上水时，应派专人看管空气门，当炉顶各空气门向外冒水12分钟后，依蒸汽流程关闭各空气门。2.2.6.4水压试验操作1） 维持水压12MP，当锅炉压力达0.81.0MPa时，暂停升压，检查确认上、下压力表工作正常，读数一致，炉本体检查无泄漏。2） 调整给水泵转速，继续升压，升压速度：6MPa前不大于0.5MPa/min，6MPa后不大于0.10.2MPa/min。3） 升压至6MPa，暂停升压经检查无异常后，再继续升压到工作压力（20.6Mpa），关进水门、高加出口门及旁路门，静观5分钟，做好降压记录，并对锅炉作全面检查，符合下列条件即为合格：a.静观5分钟压降不小于0.5MPa；b.承压部件无泄漏及渗漏；c.承压部件无变形。4） 新安装和大修后的锅炉工作水压试验时，应同时对其疏水门取样门、排污门、仪表及变送器阀门、事故放水门、推动器阀门分别做一、二次门严密性试验，方法如下：a.在一次门关闭情况下，开启其二次门（或一次门后排污放空气门）升压至工作压力，切断给水，记录5分钟压降值，并观察一次门后排污门，放空气门有无水流出，或根据一次门后温度及声音，确定一次门严密性。b.关闭上述二次门、一次门后排污门、放空气门，开启一次门，重新升压至工作压力，切断给水，记录5分钟压降值，观察二次门（或根据二次门后管道温度及声音）及二次门后排污门、放空气门的严密性。c.若压力表（或压力变送器）须做上述一、二次门严密性试验，必须分别进行，严禁同时解列压力表。d.超水压试验必须在工作压力试验合格后方可继续升压，升压速度0.1MPa/min，达到试验压力25.75MPa后停止上水，记录5分钟压降值，然后将压力降到工作压力，才允许对设备进行检查。2.2.6.5试验后的工作1） 水压试验结束后，通知热工、化学冲洗表管、取样管，降压速度0.5MPa，冲洗压力不小于工作压力的50%，必要时，可向锅炉进水，维持冲洗压力。2） 水压试验结束，根据试验情况和电网需要，试验负责人员应向值长报告试验结果，然后进行下列工作：a.水压试验不合格，继续转入检修时，开启包墙下部环形集箱疏水门、冷壁下部放水门、上部空气门，将炉水放尽，压力降到零，恢复安全措施。b.水压试验合格，转入备用时，采用自然降压方式，备用时间超过3天，水质为除盐水时，由总工决定防腐方式。c. 水压试验合格，立即启动时，水质为除盐水，首先开启包墙下部环形集箱疏水门，待压力降至零后，开启PCV阀，顶棚入口集箱疏水门，分隔屏集箱疏水门，以排尽过热器积水，开启下降管放水门及上部空气门，将水位放至100mm，若水质为联胺水，应将水全部放掉，重新上水至100mm。d. 联系检修人员拆除过热器出口隔绝挡板及安全门闭塞针，并做好记录。 2.2.6.7 再热器水压试验再热器上水是用给水泵抽头，通过事故喷水管道向再热器上水，通过再器冷段入口疏水门降压放水，其它操作同过热器水压试验。2.2.6.8 再热器上水1） 检查再热器水压试验措施与本规程前述规定相符；2） 联系值长，通知汽机等单位做好准备，开启汽机侧冷再堵板前、热再堵板后的空气门或疏水门，关闭高加出口及旁路门和门前疏水门；3） 开启再热器各压力表一次门，通知热工投入各压力表。4） 开启再热热段出口空气门。5） 关闭再热器试验范围系统下列阀门：所有疏水门、排污门、取样门、流量变送器一次门，减温水各阀门、充氮门。6） 通知汽机启动电动给水泵，调整1.01.5MPa抽头水压，向再热器减温水管道充压。7） 开启并调整再热器事故喷水阀，维持水压1.01.5M