余热发电系统试车方案.docx

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余热发电系统试车方案

2000t/d水泥生产线技改工程

余热发电系统

试车方案

编制：

审核：

批准：

编制单位:

施工组织设计（方案）报审表A－2

工程名称：

红河州紫燕水泥有限公司2000t/d水泥生产线技改工程编号：

致：

重庆赛迪工程咨询有限公司紫燕2000t/d水泥技改工程项目监理部

我方已根据施工合同的有关规定完成了余热发电系统试车方案的编制，并经我单位上级技术负责人审查批准，请予审查。

√

附：

余热发电系统试车方案1份

承包单位（章）：

项目经理：

日期：

项目监理机构审查意见：

（专业）监理工程师：

日期：

项目监理机构审查意见：

总监：

项目监理机构（章）

日期：

建设单位审查意见：

建设单位（章）：

业主代表：

日期：

一、工程概况

二、试车方法

三、机械设备单机试车方案

四、分系统空负荷联动试车方案

五、锅炉试压方案

六、煮炉方案

七、冲管方案

八、联动试车方案

九、日常维护及保养

十、安全注意事项

十一、试车工作领导组织机构及职责

一、工程概况

1、工程概况

红河州紫燕水泥有限公司2000t/d水泥生产线技改工程余热发电系统是利用熟料水泥生产线生产过程中所产的纯低温余热发电，在水泥线的窑头、窑尾各设置1台AQC炉、SP炉，配备1套3.5MW的汽轮发电机组。

主要包括以下几个工艺流程：

窑头余热锅炉（N470-703-PEC）、窑尾余热锅炉（N470-702-PEC）、汽轮发电机房（N470-711-PEC）、锅炉水处理（N470-704-HC）、室外汽水管线（N470-706-PEC）等工艺流程。

2、工艺流程简介：

1）烟气流程：

出窑尾一级筒的废气（约330℃）经SP炉换热后温度降至210℃左右，经窑尾高温风机送至原料磨烘干原料后，通过除尘器净化达标排放，取自窑头篦冷机中部的废气（约360℃）经沉降室沉降将烟气的含尘量由50g/Nm3降至8~10g/Nm3后进入AQC炉，热交换后与篦冷机尾部的废气混合后进入收尘器净化达标后由引风机经烟囱排入大气。

2）水、汽流程：

原水经预处理后进入锅炉水处理车间，由反渗透及钠床装置进行处理，达标后的水作为发电系统的补充水补入发电系统的除氧器。

经化学除氧后的软化水由锅炉给水泵送至AQC炉的省煤器段，经过省煤器段加热后的约170℃的热水按一定比例分别进入AQC炉、SP炉的蒸发段、过热段后，AQC炉产1.1Mpa、330℃的过热蒸汽，SP炉产1.1Mpa、300℃的过热蒸汽，混合后进入汽轮机主进汽口，供汽轮机做功发电。

经汽轮机做功后的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水后，由凝结水泵送至化学除氧器除氧，再由锅炉给水泵将除氧后的冷凝水和补充水直接送至AQC炉，完成一个汽水循环。

3）排灰流程：

SP炉的排灰为窑灰，可回到水泥生产工艺流程中，与窑尾除尘器收下的窑灰一起用输送装置送到生料均化库或入窑提升机。

AQC炉产生的粉尘和窑头收尘器收下的粉尘一起回到熟料输送机进入工艺流程。

4）窑头余热锅炉（AQC炉）:

本锅炉采用立式结构，自然循环，单压设计。

锅炉本体由省煤器、蒸发器和过热器组成。

受热面采用螺旋鳍片管作为受热面，传热效果好，受热面均采用逆流顺列的布置结构形式。

5）窑尾余热锅炉（SP炉）:

本锅炉采用立式结构，自然循环，单压设计。

锅炉本体由蒸发器和过热器组成。

受热面受到自上而下的烟气横向冲刷。

受热面管束均采用锅炉钢管，由水平前后方向弯制成的上下蛇形管束组成，采用逆流顺列布置形式。

为防止烟气颗粒磨损，烟气入口截面上管束与弯头等受气流冲刷严重的位置均设置防磨罩。

6）汽轮发电机系统：

余热锅炉过热器产生的过热蒸汽，经电动隔离阀、主气门、调节阀进入汽轮机做功后，排至凝汽器。

乏汽在凝汽器中凝结成水后，汇入热井，然后由凝结水泵送往除氧器，再经给水泵泵入余热锅炉循环使用。

循环冷却水泵将水池中冷却水打入凝汽器后，再排往冷却塔进行冷却，经过冷却的水最后回到水池循环利用。

发电机冷却介质为空气，冷却方式为闭式循环通风冷却。

汽轮机热力系统主要由主蒸汽系统、轴封系统、疏水系统、凝结水系统、真空系统和循环水系统等组成。

（1）主蒸汽系统：

来自余热锅炉的新蒸汽经隔离阀至主汽门，再经调节阀进入汽轮机作功，做完工后的乏汽进入凝汽器凝结为水，经凝结水泵、除氧器、给水泵送回锅炉。

汽轮油泵、汽封加热器、均压箱所需新蒸汽的管道，连接在主蒸汽主汽阀前，为防止汽封加热器喷嘴堵塞，汽封加热器前蒸汽管道上装有滤汽器。

（2）轴封系统：

为了减少汽轮机汽缸两端轴封处的漏气损失，在轴伸出气缸的部位均装有轴封，分别由前汽封、后汽封和隔板汽封，汽封均采用高低齿型迷宫式。

（3）疏水系统：

在汽轮机启动、停机或低负荷运行时，要把主蒸汽管道及其分支管道、阀门等部件中集聚的凝结水迅速地排走，否则进入汽轮机通流部分，将会引起水击，另外会引起其它用汽设备和管道发生故障。

汽轮机本体疏水设计有：

a.自动主汽阀前疏水；b.前后汽封疏水；c.自动主汽阀杆疏水；d.自动主汽阀后疏水、汽轮机前后汽缸、轴封供汽管疏水，引至疏水膨胀箱。

（4）凝结水系统：

凝汽器热井中的凝结水，由凝结水泵经汽封加热器送至除氧器。

汽轮机启动和低负荷运行时，为了保证有足够的凝结水量通过汽封加热器中的冷却器，并维持热井水位，在汽封加热器后的主凝结水管道上装设了一根再循环管，使一部分凝结水可以在凝汽器及汽封加热器之间循环，再循环水量的多少由再循环管道上的调节阀门来控制。

汽轮机启动时，凝汽器内无水，这时应由专设的除盐水管向凝汽器注水。

（5）真空系统：

汽轮机运行需要维持一定的真空，必须抽出凝汽器、凝结水泵中的空气，它们之间均用管道相互联通，然后与射水抽气器连在一起，组成一个真空抽气系统。

（6）循环水系统：

凝汽器、冷油器以及发电机的空气冷却器必须不断地通过冷却水，以保证机组的正常工作，冷却水管道、循环水泵、补充用的工业水管道及冷却循环水的冷却设备总称为循环水系统。

（7）给水除氧系统：

锅炉补充水和汽轮机回收的凝结水进入除氧器，进行除氧，杜绝水中的溶解氧对锅炉受热面的氧腐蚀。

7）给水系统：

电站部分给水分为循环冷却给水系统、化学水处理系统、生产、生活及消防给水系统。

（1）循环冷却水系统

本工程设备冷却用水采用循环系统。

机组的循环冷却水系统包括循环冷却水泵、冷却塔、循环水池及循环水管网。

系统运行时，循环冷却水泵自循环水池抽水送至各生产车间供生产设备冷却用水，冷却过设备的水利用管网的余压送至冷却塔降温，再进入循环水池，供循环水泵继续循环使用。

为确保该系统良好、稳定的运行，系统中设置了加药和旁滤设备。

（2）化学水处理系统

本工程余热锅炉属于低压蒸汽锅炉，为满足锅炉及机组的正常运行，锅炉给水指标应满足《中华人民共和国水质标准》（GB1576-2001）中的低压锅炉的给水水质指标要求和业主的特殊要求。

为了满足余热锅炉电站给水水质标准，同时考虑避免频繁清洗锅炉，本工程的化学水处理方式采用“预处理+反渗透+钠床”系统。

处理流程为：

自厂区给水管网送来的水进入过滤器处理，出水经反渗透处理后进入钠床处理，达标后软化水进入除盐水箱，再由除盐水泵将水送至除氧器除氧后供锅炉使用。

锅炉汽包水质的调整，是采用药液直接投放的方式，由加药装置中的加药泵向余热锅炉汽包投加Na3PO4溶液来实现。

（3）生产、生活、消防给水系统

电站汽轮发电机房火灾危险分类为丁类，耐火等级为二级（变压器室耐火等级为一级），化水车间和冷却塔火灾危险分类为戊类，耐火等级为三级。

电站建成后全厂仍按同一时间内发生一次火灾、灭火历时2小时计，电站消防水量室内10L/s，室外15L/s，合计25L/s，即每次270m3/次。

由于本工程电站设在水泥厂内，水泥厂的消防用水量为40L/s，即432m3/次，且电站区域内已敷设有相应的不小于DN100的消防给水管道，在100m范围内均布置有2只室外消火栓，消防给水可以满足余热发电区域消防需要。

电站循环冷却系统的补充水、锅炉水处理用水、生产、生活给水均由水泥厂生产、生活及消防给水管网提供。

8）排水系统

本工程电站排水系统包括化学水处理车间、余热锅炉排污、循环水排污等生产废水和雨水及少量的生活污水。

电站使用的锅炉为小型低压锅炉，锅炉补充用水采用反渗透+钠床工艺，制水过程中使用少量的酸和碱，废水经中和池处理后PH值达标排放，排水量月1t/d；锅炉水处理车间主要废水为过滤器反洗水，无毒无害，可以直接排放，排水量约为8t/d；余热锅炉排污总水量约为15t/d，进入排污降温井处理后排放；循环水系统最大排污水量10t/d，除浊度略有提高外，基本不含有毒有害成分，可以直接排放，也可处理后供生产线增湿塔喷水；电站部分新增少量生活污水，水量约为3t/d，经化粪池处理后排入工厂现有污水处理系统，经处理达标后排放。

3、余热发电电气

1）电力系统

（1）电源：

设有总降压站，总降室内设有主变。

（2）余热电站接入系统：

本项目厂内用电电压为10kV，本项目发电机出口电压也选用10kV，经过电缆进入原水泥线总降压站配电室与系统并网运行。

（3）直流系统：

直流系统的负荷包括正常工作负荷和事故负荷，考虑投资、维护和管理费用，余热发电系统设独立的直流系统，供控制、保护用，容量为150AH，设充电装置一套，直流分流屏一套。

（4）启动电源：

3500kW余热发电系统启动功率大约为360kW，由水泥厂总降压站通过余热电站10kV母线倒送提供。

（5）二次线、继电保护、自动装置：

根据余热发电的特点，将采用机、电、炉集中的控制方式，10kV母线设备、汽轮发电机、余热锅炉及其他电站用辅机将在中央控制室进行集中控制。

化学水处理设单独的控制室。

发电机的继电保护系统及控制：

发电机继电保护

A）发电机纵联差动保护；

B）发电机复合电压启动过流保护；

C）发电机定子接地保护；

D）发电机过负荷保护；

E）发电机转子一点、两点接地保护。

发电机控制

A）发电机控制集中在中央控制室；

B）发电机励磁系统采用可控硅励磁装置，具有电压自动调节（AVR）功能；

C）发电机同期系统采用手动及自动控制，对发电机运行设有工作、警告、事故的信号；

D）汽轮机事故停机时，通过联锁装置使发电机主断路器自动跳闸；

E）发电机运行故障时，通过联锁装置给汽轮机热控进行处理；

F）监控发电机系统的运行参数，设发电机电压、电流、功率回路监视、中央信号报警等。

（6）过电压保护及接地

过电压保护

A）雷电过电压保护：

根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997的有关要求及电厂的实际情况，主厂房为钢筋混凝土结构，屋顶为钢制结构，锅炉为钢制结构，可利用主厂房钢制屋顶、余热锅炉的钢柱、屋顶避雷带的接地来防止直击雷。

B）侵入雷电波保护：

采用电缆进线的保护层一端直接接地，另一端采用保护间隙接地，同时采用在发电机出口装设避雷器、在发电机10.5kV母线装设避雷器和消谐器来限制侵入雷电波、母线振荡、感应所产生的过电压。

C）内过电压保护：

采用在配电装置装设过电压吸收装置作为内部过电压保护，同时采用避雷器作为内部过电压的后备保护。

采用消谐器增大对地电容以消除谐振过电压的生成。

接地：

本项目10kV高压系统为小电流接地系统，0.4kV低压系统中性点直接接地，采用高压和低压设备共用接地装置。

电力接地网由水平接地体和垂直接地极组成。

垂直接地极采用热镀锌角钢L50x50x5，长度为2.5m；接地体应防止腐蚀，满足接地系统30年的运行寿命。

4、余热发电自动化

发电系统设一套独立的控制系统。

控制系统均采用先进可靠的DCS计算机控制系统。

设一个控制室，即发电控制室。

在发电控制室对锅炉系统、汽轮机和发电机系统的设备进行集中操作、监视和管理。

（1）控制系统的设置

DCS系统由监控级操作站、现场控制站、远程控制站及高速数据传输总线组成。

发电控制室对电厂生产的运行数据进行处理、储存和管理，以分级显示的形式反映工厂的运行状况。

分级显示的画面一般有总貌显示、组显示、单回路细目显示、历史趋势显示、在线流程图画面显示、报警显示等。

发电控制室的人员通过计算机屏幕所显示的动态画面掌握全厂生产过程的现状和趋势，操作人员通过键盘，根据工艺操作要求调用所需显示的画面，控制现场设备。

现场站除了拥有逻辑控制、顺序控制以及检测报警功能外，拥有模拟控制系统的全部功能，能够接受来自现场设备的各种测量信号，把其转换成标准的系统内部信号进行各种运算和处理。

现场控制站通过高速数据总线向监控级操作站传输工艺过程的各种参数，同时接受监控级操作站的各种控制指令。

此外，DCS系统允许现场控制站独立进行数据采集、报警、检测和控制，从而避免了由于局部发生故障而导致全厂控制失灵的情况发生。

考虑到余热发电站与水泥生产线的关联性，DCS系统留有与水泥生产线计算机控制系统的通讯接口。

（2）控制室的设置

1）设发电中央控制室（CCR）。

2）纯低温余热发电系统DCS系统的现场控制站设置在发电中央控制室旁的电子设备间内。

DCS系统控制范围外的其它辅助车间与电气一道相应设控制室。

（3）控制水平

1）在集中控制室内，运行人员以计算机屏幕和键盘为监控中心。

a.对机组进行正常情况下的监视和调整。

b.异常工况下进行信号报警、紧急事故处理和事故追忆。

c.实现机组的启停。

（4）电源

为保证机组和DCS设备的安全运行，必须保证对热控设备供电的可靠性，机、炉、给水等DCS系统采用UPS供电。

二、试车方法

分为：

单机试车及联动试车，其中，单机试车包括机械设备单机试车、锅炉试压、煮炉、冲管。

三、机械设备单机试车方案

1、汽轮机油循环试车：

油系统的清洁与否直接关系到汽轮机组的安全运行，如果油系统中含有潜在的有害杂物，则不仅影响轴承的润滑还将影响调节系统的调节功能。

因此，为了清除系统内管道，设备内残存杂物，去除油中水份，使油质达到清洁合格，同时，也为了检查油系统管路和设备的安装质量（严密性），在油系统安装完毕后，需要对油系统进行循环冲洗。

根据系统管理、设备的设计安装情况，保证油循冲洗的全面性和冲洗质量，油循环将分系统、分阶段采取一定的措施进行。

1）油循环冲洗前应具备的条件

（1）油系统设备应全部装好，所有油管已酸洗回装并联接完毕。

设备或管道上与油路相通的各热工测点均已装完或封闭完，整个油系统处于封闭状态。

（2）备好灌油及油循环所需临时设施，各轴承进油管无虑油器加临时滤网，装好冲洗回路将供油系统中所有过滤器的滤芯，节流孔板等可能限制流量的部件均取出。

（3）备有足量符合制造厂要求的并经化验符合国家标准GB11120-89的汽轮机油。

系统上的排烟机经空载运行，情况正常。

（4）油系统设备，管道表面及周围环境清理干净，无易燃物，工作区域周围无明火作业。

备好砂箱、灭火器等消防用具。

（5）确信排油系统连接正确，阀门操作灵活并关严，加好保护罩，事故排油井内清理干净。

2）油循环工作主要内容

（1）清理油箱，经过滤油机向油箱内灌油。

（2）油系统有关设备试运行。

（3）系统严密性检查，油压初步调整。

（4）油系统各管道、各有关设备内部的反复冲洗、过滤。

（5）配合热工，电气人员进行油系统设备联锁保护装置的试验与整定。

（6）油质合格后，恢复油系统部套重新对系统充入合格的汽轮机油。

3）油循环的各阶段应注意事项

（1）管道系统上的仪表取样点除留下必须的油压监视点外都应隔断。

（2）进入油箱与油系统的循环油应始终用滤油机过滤。

（3）循环过程中油箱内滤网应定期清理，循环完毕应再次清理。

（4）冲洗油温宜交变进行，高温一般为35℃左右，但不得超过60℃（主油箱上带4个电加热器）。

（5）循环期间，应对油路的直管弯管及焊缝用铜棒、木锤（小于3.6kg）经常敲击，以利管壁上附着物脱落冲净。

（6）润滑油系统采用大流量冲洗的方法：

首先，将发电机两端轴瓦进油管用临时堵板堵住，只冲洗汽机轴承进油管道，经充分冲洗后，再将发电机轴瓦进油管堵板取掉，同理将汽机两轴承进油管用堵板堵住。

这样交替冲洗循环加大油管流量，冲洗效果更佳。

4）系统上油及滤油

（1）上油采用滤油机上油至主油箱高油位，同时检查油位计指示应灵活可靠，油位指示正确。

（2）从主油箱下过滤机接口支管接好至滤油机的进油管，滤油机出口管再接回主油箱上过滤机接口。

（3）油循环冲洗的同时进行滤油工作，滤油机设专人看护，按说明书要求进行启、停操作，并根据油质清洁程度及滤油时间更换和清扫滤网。

5）油循环冲洗

各系统循环冲洗油均需返回主油箱。

通过油箱内的滤网和与主油箱连接的滤油机进行滤油，为保证油循环的质量的和全面性，油系统循环将分阶段和路线进行。

（1）循环阶段：

第一阶段：

采用轴承外旁路方式冲洗，即油不通过轴承座，从轴承箱处短路，进油管与回油管临时接通，从回油管回油箱。

润滑系统（1、2号轴承进油和3、4号轴承进油交替进行）调节系统，冲洗循环。

第二阶段：

润滑系统全部进油，调节系统油循环至取样化验合格。

（2）循环路径：

启动直流电动油泵或交流电动油泵，为了提高循环效果，可通过交替使用交流电动油泵和润滑油泵，使温度升高或降低，或者二泵同时启动以加大油流量。

各系统管线恢复，按正常运行时的系统状态进行循环冲洗。

A、油质检验合格后，将各系统临时管道拆除系统恢复正常。

B、各轴承及前箱内进一步清理，轴承扣盖封闭，前箱盖好，以备做有关调速系统和各项试验。

6）油循环冲洗的有关技术安全要求

（1）此工作专人负责，明确分工。

（2）油循环前各有关专业及电厂有关部门应协同检查。

（3）参与人员应能熟练掌握和使用灭火器等消防器材。

（4）滤油机附近应保持清洁，使用过的破布不准乱扔乱放，定期清理滤芯。

油系统范围内禁止吸烟。

（5）参加油循环滤油的工作人员，应熟悉系统，掌握设备启、停要求和油冲洗运行路线，确保油循环工作正常进行。

（6）系统恢复后禁止在系统管路、设备开口连管。

（7）拉安全警戒线，非操作人员禁止入内。

7）油循环达到下列要求时方为合格：

（1）从油箱和冷油器放点油取样化验，油质透明，含水分合格。

（2）在通油4小时后滤网上无金属颗粒，铁锈，沙粒等杂质，纤维体仅有微量。

（3）油循环完毕，拆除各临时滤网。

2、泵类试车：

泵类试运转严禁在无试验介质情况下进行运行，只能作点动确定其运转方向，运转方向符合泵体上的标识，并符合下列要求：

附属系统运转应正常，压力、流量、温度和其它要求应符合设备技术文件的规定。

转子及各运动部件不得有异常声响和摩擦现象；

各密封部位不应泄漏；

各紧固连接部位不应松动；

运转中，滚动轴承的温升不得超过400C，最高温度不得超过75℃，填料函或机械密封的温度应符合技术文件的规定；

填料的温升应正常，在无特殊要求的情况下，普通软填料宜有少量泄漏（每分钟不超过10-20滴）；机械密封的泄漏量不宜大于10毫升／时（每分钟约3滴）；

电动机的电流不应超过额定值；

泵的安全、保护装置应灵敏、可靠；

试运转结束后的工作：

关闭泵的出入口阀门和附属系统的阀门；试运转合格后排除试验介质，不得存留。

放净泵的积存的液体，防止锈蚀。

四、分系统空负荷联动试车方案

1、概况

紫燕水泥1×3500KW余热发电工程是属水泥生产线的配套项目工程，是响应国家的节能减排工项目。

主体配至有：

窑头锅炉：

蒸发量8.1t/h、压力1.17Mpa

窑尾锅炉：

蒸发量12t/h、压力1.17Mpa

汽轮发电机：

容量3.5MW、电压10.5KV、电流240.6A

高低压电气：

高、低压开关柜、变压器、中控操作保护系统、发电机、电动机

相应的辅助设备系统：

凝结水系统、循环水系统、除氧给水系统、油系统、化水系统。

以上主要设备已安装完毕，经自检合格现已具备单机试车条件。

2、目的

通过单机试运转,发现设备缺陷，暴露设备制造、安装过程中存在的缺陷及问题并进行消除、及时妥善处理使设备的整体性能达到系统整体投运的条件,为机组运行做好充分的准备。

3、项目

（1）试车前的准备工作

a、收集电气调试所需的技术资料。

b、熟悉电气一次主接线，全面了解机组的继电保护，自动装置。

c、熟悉电气设备的性能特点及有关一、二次回路图纸及接线。

d、准备校验和调试所需的试验设备及仪器、仪表。

e、熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点。

f、掌握所采用的热控设备的技术性能，对新型设备和有技术难题的设备进行学习、调研和收集资料。

g、审查热工控制系统的原理图和组态图。

（2）分系统试运：

a、厂用系统受电工作：

总降余热发电出线开关——余热发电联络开关——配电室高压母线——站用变——厂用低压母线

b、厂用辅机系统的试运：

给水除氧系统：

1#给水泵——2#给水泵——除氧器

化水系统：

1#原水泵—2#原水泵—反冲洗泵—管路—原水箱

1#软水泵—2#软水泵—管路—软水箱

凝结水系统：

1#凝结泵—2#凝结泵—管路

循环水系统：

1#循环泵—2#循环泵—管路—凝汽器—无阀过滤器

1#冷却风机—2#冷却风机

油系统：

油箱—辅助油泵—事故油泵—直流油泵—油管路

射水抽汽系统：

1#射水泵—2#射水泵—抽汽管路—射水箱

c、进行发电机励磁系统及装置的静态调试。

d、进行同期系统的检查与调试。

e、检查测量元件、取样装置的安装情况、仪表管路、表管、变送器防护措施。

f、检查执行机构的安装情况。

g、配合厂家进行集散系统的受电和软件恢复。

h、计算机硬件检查和I/O通道精度检查。

i、集散控制系统组态检查及参数修改。

j、有关辅机联锁及保护试验。

k、配合有关专业进行主、辅机联锁及保护试验。

五、锅炉试压方案

1、水压试验的标准

锅炉水压试验压力见下表。

试压过程中，必须严格按照表中标准。

名称

锅筒工作压力（MPa）

试验压力（MPa）

窑头锅炉本体

1.17

2.10

窑尾锅炉本体

1.17

2.06

2、水压试验具备的条件

1）锅炉本体所有受压部件安装工作全部结束；

2）供水管道畅通，法兰连结处严密，排污放水管已接至合适排放点，安全门已防止动作措施，空气门、压力表联通门应开启。

3）一切临时加固支撑、支架全部拆除；

4）各人孔、手孔关闭严密，各膨胀指示器安装好并调整至0位；

5）准备好试验用的水；

6）与其他系统连接的管道，一时无法连通的，应加好堵板；

7）准备好检查的照明设备；

8）准备好三块经过检验合格的压力表（量程0～4MPa，精度1.5级）；

9）安全阀已作好制动工作；

10）配备好试压人员，参加人员要熟悉试压的方法及规程，明确分工检查范围，准备好必需的检修工具和试压记录表格；

11）准备好水压方案，整理并准备好前一阶段锅炉安装的施工记录、焊接等记录，以便于锅检所检查验收。

3、水压试验措施

因化学水处理还没有生产，原水泥生产线也没有软水，所以本次水压试验用水采用原水泥厂工业水，做完水压试验后立即将锅炉里面的水排干。

1）水压试验的取水

窑头锅炉试验用水在锅炉右边原水泥厂磨机房旁的工业水接口取水，利用工业水自压向窑头锅炉进水（工业水压约0.6-0.8MPa，锅筒高为20米），锅炉进水由锅筒上的副汽管或者锅炉排水管进水；在锅炉进水端装设阀门控制进水量和待锅炉满水后关闭，锅炉水容积为16.7m3

窑尾锅炉试验用水在原水泥厂增湿塔加压泵预留接口取水（加压泵出口水压为0.7MPa，锅筒高为45米），锅炉进水由锅筒排水口进水，在进水端加装阀门控制，以不影响原生产线用水的情况缓慢向锅炉进水