锅炉旁站监理实施细则.docx
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锅炉旁站监理实施细则
锅炉旁站监理实施细则
批准：
年月日
审核：
年月日
编写：
年月日
南京苏安建设监理咨询有限公司
二O一一年五月二十日
旁站监理实施细则
1、编制目的
为贯彻《电力建设工程监理规范》和履行好SCJ热电一期工程监理合同，指导监理人员在锅炉安装监理过程中对工程施工质量进行旁站监理。
2、适用范围
本细则适用于SCJ热电一期工程锅炉安装项目过程中旁站点的旁站监理工作。
3、编制依据
3.1电力建设工程监理规范
3.2《电力建设施工质量验收及评价规程》DL/T5210.2第2部分锅炉机组
3.3监理合同
3.4监理规划
4、定义
旁站监理:
指监理人员在规定的旁站监理点的施工作业现场,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全过程的质量监督管理活动。
就是在施工活动现场，对施工单位的施工活动全过程进行见证，包括所用原材料、施工工艺等是否符合施工验收规范和强制性条文的要求。
5、职责
5.1总监理工程师负责审查工程的旁站监理点,检查督促监理人员切实执行旁站监理职责。
5.2专业监理人员要认真掌握旁站监理内容、标准,坚守岗位,切实贯彻执行旁站监理规定,并认真填写旁站监理记录。
6、工作程序
6.1施工单位根据监理企业制定的旁站监理方案，在需要实施旁站监理的关键部位、关键工序进行施工前24小时，应当书面通知监理部并附施工单位各级值班人员名单及联系方法。
项目监理部应当安排旁站监理人员按照旁站监理方案实施旁站监理。
6.2旁站前充分了解和掌握施工所用材料、设备的质量情况以及施工图纸、设计要求、标准、规范等。
6.3工程施工作业进行到旁站监控点时,监理人员检查上道工序已经验收合格,方可进行下道工序的旁站监理。
6.4监理人员执行旁站前,监理工程师向其明确交代旁站项目范围、质量标准、注意事项及突发事件处置要点。
6.5监理人员按规定时间到达现场并与施工单位负责人接头,旁站检查的重点是:
施工人员是否按标准、规范,按图纸、按工艺进行施工,是否认真执行"三检制"（自检、互检、专检）。
不但要对主要工序进行旁站,而且要对施工单位的重要试验进行旁站,但监理人员不得在施工单位试验报告上签字（以见证员身份签字除外）。
6.6按总监理工程师批准的监理实施细则逐项执行或按商定的工艺质量标准进行监督检查,并作好施工情况质量记录。
旁站监理人员必须在施工点现场持续进行监理,必要时监理人员可轮流旁站,但须做好交接工作。
6.7旁站监理如发现质量不合格时,应通知施工单位停工并处理。
旁站监理是施工过程中在现场观察、监督与检查，旁站监理人员是总监理工程师或专业监理工程师安排在施工活动的见证人，应注意及时发现质量问题、可能出现的质量事故苗头和影响质量的因素、潜在的质量隐患和危险。
旁站人员不能代替施工单位的质量员和施工员，直接向现场施工人员下达指令，发现质量失控或事故苗头应及时阻止，及时向专业监理工程师或总监理工程师汇报。
6.8旁站监理结束后,监理人员应将旁站监理记录填写完整并归档。
旁站监理记录应真实、及时、准确、全面反映关键部位或关键工序的真实情况。
内容应包括施工活动时的天气情况、现场人员活动情况、施工内容、施工起止时间、施工部位、完成的工程量等。
文字书写应工整、清晰，语言表达应简明扼要，措辞严谨。
旁站监理记录应采用专业术语，基本情况要详实，所做资料要完整。
7、旁站监理项目
7.1、受热面管道通球试验
7．2、锅炉水压
7.3、主要辅机试转
7.4、锅炉吹管
7.5、安全阀整定
7.6、燃油系统吹洗、水压试验
8、旁站要点
8、1受热面管道通球试验旁站要点：
8.1.1现场复核通球管道的内径、壁厚、弯曲半径。
8.1.2检查实际用球与理论计算用球球径是的否相符（用游标卡尺测量。
实际用球不得小于理论用球球径）
8.1.3清点领用和回收钢球数量，不得缺少，防止钢球遗忘在管内。
8.1.4先用压缩空气吹扫管内，再通球。
通球结束及时封闭管口。
8.1.5做好通球试验记录。
管排做好标识。
8.1.6锅炉受热面的弯曲半径（通球）
Item
位置
品名
材质
口径O.D.（mm）
最小管厚M.W.T（mmT）
角度
弯曲半径（mm）
01
过热器
TUBE
SA213T91
50.8
4.55
180
75
02
过热器
TUBE
SA213T91
50.8
4.2
180
75
03
过热器
TUBE
SA213T12
50.8
6.125
180
75
04
过热器
TUBE
SA213T12
50.8
4.2
180
75
05
垂直过热器
TUBE
SA213T12
44.45
5.58
85
140
06
后炉侧墙管排
TUBE
SA213T12
44.45
5.08
0
无弯曲
07
后炉前墙管排
TUBE
SA213T12
44.45
4.55
90
160
08
后炉后墙管排
TUBE
SA213T12
38.1
5.08
0
无弯曲
09
前炉管排
TUBE
SA210Gr.C
63.5
5.08
85
305
10
前炉炉底管排
TUBE
SA210Gr.C
63.5
4.2
73
305
11
省煤器悬吊管
TUBE
SA210Gr.C
50.8
10.06
90
140
12
省煤器
TUBE
SA210Gr.C
50.8
4.2
180
75
通球试验的球径mm
弯曲半径
管子外径
D1≥60
32＜D1＜60
D1≤32
R≥3.5D1
0.85D0
0.80D0
0.70D0
2.5D1＜R＜3.5D1
0.85D0
0.80D0
0.70D0
1.8D1＜R＜2.5D1
0.75D0
0.75D0
0.70D0
1.4D1＜R＜1.8D1
0.70D0
0.70D0
0.70D0
R＜1.4D1
0.65D0
0.65D0
0.65D0
注：
D0—管子内径（进口管子D1应为实测内径）；D1—管子外径；R—弯曲半径。
8.2、水压试验旁站要点：
8.2.1系统试验压力按台塑重工水压测试程序的要求：
系统需要通过1.5倍设计压力的初始水压测试，1.5x11.7=17.55MPa
8.2.2水压试验环境温度不低于5℃，水温不低于露点温度和锅炉金属脆性转变温度,也不宜过高引起温差应力，现场以台塑重工水压测试程序的要求为准（21℃-50℃）
8.2.3水压试验用水要有水质合格报告。
具体水质指标要求为经过处理的合格除盐水，加入氨水（浓度20%）和联氨（浓度40%）,使混合溶液的PH值达到10-10.5，氯离子含量小于0.2mg/L，联氨浓度为200-300ppm。
8.2.4系统试验压力以靠近汽包的就地压力表为准，水压试验用压力表采用精度为0.4级经过校验的压力表，并不少于两块。
8.2.5升压速度0.2MPa/min-0.3MPa/min,系统压力大于设计压力时升降压速度应≤0.2MPa/min。
8.2.6系统至超压试验压力17.55MPa，保持试验压力20min。
当确定水压试验符合要求后，方可降压。
注意：
降压速度≤0.2MPa/min。
当降至设计压力即11.7MPa时停止泄压，再对系统进行检查。
检查期间压力应保持不变；检查中若无破裂、无变形和漏水现象，则认为水压试验合格。
8.2.7水压试验前后要进行膨胀指示器检查；吊杆受力情况检查；大板梁挠度检查。
并做好记录。
8.2.8升压过程禁止有人工作、检查，检查前后清点人员。
8.3主要辅机试转旁站要点：
（一、二次风机、引风机、流化风机、空压机、燃油泵）
8.3.1试运必须在该设备安装结束，有完整的安装记录，并经验收合格后方能进行。
8.3.2试运前应具备以下条件：
a）设备基础混凝土已达到设计强度等级，二次灌浆混凝土的强度等级已达到基础混凝土的设计强度等级；
b）设备周围的垃圾杂物已清除干净，脚手架已拆除；
c）有关地点照明充足，并有必要的通信设施；
d）有关通道应平整和畅通；
e）附近没有易燃、易爆物，并有消防设施；
f）润滑剂牌号及品质符合规定。
8.3.3试运前应进行下列检查：
a）检查机械内部及连接系统（如烟、风、煤、煤粉管道、炉膛等）内部，不得有杂物及工作人员；
b）地脚螺栓和连接螺栓等不得有松动现象；
c）裸露的转动部分应有保护罩或围栏；
d）轴承冷却器的冷却水量充足，回水管畅通；
e）按设备技术文件的规定及7.2.5.5检查轴承润滑油量，各摩擦部位应注以足够的润滑油剂；
f）电动机通风系统无杂物，封闭完好。
8.3.4能与机械部分断开的电动机，应先单独试运转不少于2h，转动方向正确，事故按钮工作正常可靠，合格后方可带机械试转.
8.3.4机械设备启动时，应注意下列安全事项：
a）联轴器指销（皮螺丝）全部安装完好；
b）盘动联轴器无异常状态
c）第一次启动时，当达到全速后即用事故按钮停下，观察轴承和转动部分，确认无摩擦和其他异状后方可正式启动。
8.3.5机械部分试运时间应按设备技术文件的规定，一般连续运行时间不少于8h；
8.3.6试运过程中，应注意检查机械各部位的温度、振动及电流表指示不得超过规定值，并详细记录；
8.3.7试运一般应符合下列要求：
a）轴承及转动部分无异常状态；
b）轴承工作温度应稳定，一般滑动轴承不高于65℃，滚动轴承不高于80℃；
c）振动一般不超过0.10mm；
d）无漏油、漏水和漏风等现象；
e）采用循环油系统润滑时，其油压、注油量应符合规定；油管路上有阀门时，应有防止误关和因振动自关的措施。
8.4、锅炉吹管旁站要点：
8.4.1冲管条件：
锅炉酸洗合格，系统恢复完成；水、气、油设备已能正常投用；热控仪表已安装并能正常投用；数据采集系统能投用，数据准确可信。
相关的联锁保护试验合格；临冲管系统安装、验收完毕。
8.4.2临时管的截面积大于被冲洗管的截面积。
8.4.3被吹洗系统各处的吹管系数均大于1
8.4.4吹管时汽包压力5—7Mpa之间。
8.4.5吹管方式采用一段吹洗。
8.4.6吹管方法采用稳压吹洗。
吹洗时控制门全开。
一次吹洗时间为15-30min.每小时吹洗不超过四次。
控制汽包压力下降值，不大于420C.
8.4.7吹洗过程至少有一次停炉冷却（不少于12H）以提高吹洗效果。
停炉冷却期间全炉换水。
8.4.8临冲门宜选用压力等级16Mpa、温度5400C、与主蒸汽管道相配套的电动闸阀。
8.4.9靶板可用铝板制成，宽度约为排汽管内径的8%
8.4.10连续二次检查靶板，靶板上冲击斑痕粒度不大于0.8mm的可见斑痕不超过8点就为吹洗合格。
8.5安全阀整定旁站监理要点：
8.5.1审查安全门整定方案。
确认预设整定值是否与设计相符。
SCJ安全阀起座、回座压力及排放量理论值：
8.5.2安全阀热校验定值记录：
起座压力（MPa）
回座压力（MPa）
汽包工作安全门（MPa）
汽包控制安全门（MPa）
过热器控制安全门（MPa）
8.5.3就地压力表与DCS压力表校对记录
汽包
1
2
3
4
5
6
7
8
就地（MPa）
DCS（MPa）
ΔP（MPa）
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