造厂进行现场进行监造和抽检；安装阶段检验范围包括：安装技术资料、锅筒及其内部装置、联箱、受热面、承重部件、锅炉范围内的管道阀门及附件、支吊架及膨胀系统的安装质量。安装阶段检验分为锅炉整体超压水压试验前的质量监督检验和超压水压试验、锅炉机组整套启动试运行前、后质量监督检验。
3．1．2 新建锅炉投运1年后结合检查性大修进行的安全性能检查。检查重点是与热膨胀系统相关的设备部件和一年来设备运行常发生故障的部件以及同类设备运行初期常发生故障的部件。首次检查还要对技术资料做全面检查。
3．1．3 在役锅炉每次大修应进行定期检验。在役锅炉定期检验包括外部检验和内部检验。外部检验每年不少于一次，由电厂根据设备特点编制计划并实施。检验由电厂委托有资格的检验单位进行。电厂应与检验单位签订锅炉定期检验委托合同，内容包括：检验范围、依据、要求、双方责任、权利和义务、检验费用、违约责任及奖罚条款等项。检验项目要列入年度大修计划。 3．2 防止超温超压
3．2．1 严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。
3．2．1．1 按《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定》（国电发［2001]795号）文件的要求，锅炉汽包应配备2套就地水位表（其中一套可用电极式测量装置代替）和3套差压式水位测量装置。锅炉汽包水位的调节、报警和保护应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号，且该信号应进行压力、温度修正。
3．2．1．2 严格按照有关锅炉汽包水位测量装置及系统的安装、使用技术规定，对水位计、保护装置及其测量系统进行安装、检查、校对及维护，并制定相应规程及制度。测量或保护装置故障退出运行时，应严格执行工作票审批及限期恢复制度。 3．2．1．3 安全阀未经校验的锅炉在点火启动和在安全阀校验的过程中应有严格的防止超压措施，并在专人监督下实施。安全阀校验中，校验人员不得中途撤离现场。锅炉运行中禁止将安全阀及具有泄压保护功能的装置解列。
3．2．2 参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事效措施。
3．2．2．1 加强运行管理，定期进行技术培训和考核，要求运行人员进行调峰工况运行分析、调整操作训练，熟悉机组变负荷特性，并做好事政预想。
3．2．3 对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。
3．2．3，1 直流锅炉机组负荷不能低于最低循环流量，并应保证各循环回路流量分配均匀，合理控制煤水比，防止主、再热汽超温。
3．2．3．2 做好直流锅炉的燃烧调整工作，避免由于入炉燃料量不均、炉内局部结焦等造成炉内热负荷分配偏离设计状态，造成局部区域热负荷过高、相变点改变，导致受热面超温爆管。
3．2．4 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程执行。
3．2．4．1 大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。
3．2．4．2 锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入现场。 3．2．4．3 锅炉超压水压试验一般两个大修进行一次，根据设备的具体枝术状况，经上级监察部门同意，可适当延长或缩短间隔时间。
3．2．4．4 遇有下列情况之一者，也应进行内外部检验和超压水压试验： （1）停用1年以上的锅炉恢复运行时；
（2）锅炉改造、受压部件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50%以上，
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过热器、再热器、省煤器等部件组成更换及汽包进行了重大修理时； （3）锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时； （4）锅炉严重缺水后受热面大面积变形时；
（5）根据运行情况，使设备安全可象性受到影响时。
3．2．4．5 超压水压试验应根据《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）技术要求制定超压试验技术措施，经审查批准后执行。
3．2．4．6 安全阀校验过程中应有严格的防止超压措施，并在专人监督下实施，校验人员不得中途撤离现场。安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术登录簿中记录。安全阀一经校验合格应加锁或铅封；严禁用加重物、移动重锤、将阀瓣卡死等手段任意提高安全阀起座压力或使安全阀失效。 3．2．4．7 汽包和过热器上所装设安全阀的总排放量应大于锅炉最大连续蒸发量，当锅炉上所有的安全阀全开时，锅炉的超压幅度在任何情况下均不得大于锅炉设计压力的6％。再热器进出口安全阀的总排放量应大于再热器的最大设计流量。过热器、再热器出口安全阀的排放量在总排放量中所占的比例应保证安全阀开启时，过热器、再热器得到足够冷却。
3．2．4．8 对于脉冲式安全门的校验，安全门校验时应在表盘上设立校验状态提示标志，安全门校验完毕后，应有系统恢复、检查和安全门的投运记录，检查完毕后方可在表盘上撤除校验状态标志，以防运行人员不了解安全门系统的实际状态而发生误操作。
3．2．4．9 检修过的安全阀及机组大修后必须进行安全阀校验。主安全阀每年应进行一次排汽试验，试验一般可安排在停炉前进行。对于采用液压助跳法整定的安全阀，应按有关规定，每个系统至少选择一个安全阀进行实启，以校验其整定值的准确性，并不断积累调校经验。
3．2．5 应保证在机组运行中锅炉各受热面管壁金属温度能够得到正确监测。
3．2．5．l 注意正确选择各受热面管壁温度测点布置，炉外壁温测点安装位置应根据锅炉受热面计算壁温、受热面使用管材、热负荷、介质温度等因素，选择管壁温度高的管圈的出口管段上。使用不同管材的同一片受热面，应根据上述因素分别装设相应的壁温监测点，并制定各自的允许使用温度。 3．2．5．2 壁温测点应正确安装。
（1）保证测温元件与测点处的管壁面良好接触。
（2）炉外壁温测点装好后，应对测温元件和测点处的管段进行局部保温。
3．2．6 在再热器未通汽时，炉膛出口烟温应小于厂家规定值。机组甩负荷后，严禁在旁路无法投入时采用不停炉的运行方式，以避免锅炉受热面干烧损坏。 3．3 防止设备大面积腐蚀。
3．3．1 严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（ GB121 45－1999）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（ DL／T561—1995）、《关于防止火力发电厂凝汽器铜管结垢腐蚀的意见》［（81）生技字 52号］和《防止电厂锅炉结垢腐蚀的改进措施和要求》［（88）电生字81号、基火字75］以及其他有关规定，加强化学监督工作。 3．3．2 凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结器铜管发生泄漏凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。
3．3．2．1 机组启动时，应投入凝结水精处理运行，保证凝结水精处理出水质量合格。再生时要注意阴阳树脂的安全分离，防止再生过程的交叉污染。阴树脂的再生剂宜采用高纯碱，提高树脂的再生度。注意凝结水混床和树脂捕捉器的完好性，防止凝结水精处理在运行过程中发生跑漏树脂。
3．3．2．2 凝结水精处理设备在机组带负荷运行阶段严禁全部退出运行。如遇系统故障必须退出运行，应该加强对凝结水水质的监督。如果精处理设备退出运行后导致给水质量劣化，则应按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB／TI 2145－1999）
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中关于水汽质量劣化时的“三级”处理原则进行处理。
3．3．3 品质不合格的给水严禁进入锅炉、蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。
3．3．3．1 锅炉上水时要及时通知化学运行人员。严禁未启动化学加药系统上水。化学人员要认真分析各水样，除氧器水箱水质合格后，才允许向锅炉上水。炉水达到点火标准时，才允许锅炉点火。锅炉点火后应进行热态冲洗，汽包锅炉进行炉内处理，通过排污尽快换水合格；直流锅炉应进行严格的热态冲洗，至炉水合格。
3．3．3．2 汽机冲转前的蒸汽标准严格按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145－1999）的 12．1条执行，严禁蒸汽质量不合格时进行汽机冲转。
3．3．3．3 机组启动时，凝结水回收按《大力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145－1999）的12．3条执行。
3．3．3．4 机组启动时，严格监督高、低加疏水质量。
3．3．3．5 加强补给水处理设备的运行监视，在制水周期的后期，加强出水的电导率及二氧化硅含量测试，严禁一级除盐或混床失效运行。禁止向锅炉补给不合格的除盐水。
3．3．3．6 加强补给水再生管理，严禁再生酸碱进入锅炉。
3．3．3．7 当水汽质量劣化时，严格按《大力发电厂水汽化学监督导则》（DL／T561－1995）中的4．3条处理，严格执行“三级处理”原则。 3．3．3．8 结垢量超标的锅炉，应进行化学清洗。
3．3．4 按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（ SD223－87）进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。在机组停运，循环水泵检修时，要做好凝汽器停运保护工作，尤其是钛管凝汽器、不锈钢管凝汽器。停运时间超过三天，要将循环水排净；停运时间超过一周以上，循环水排净后，还要用清水冲洗干净，并通风干燥。防止发生粘泥沉积、有机物兹生、氧的浓差腐蚀。 3．3．4．l 机组大修期间，必须按《大力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561－1995）要求，对热力设备各部位进行化学检查，真实反映热力设备的腐蚀结垢实际情况，并作好记录。
3．3．4．2 对于主蒸汽压力<5.8MPa，当锅炉结垢量达到600g／m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过12年时，应在大修期间进行化学清洗；对主蒸汽压力为5．88~12．64MPa，当锅炉结垢量达到400g／m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过10年时，应在大修期间进行化学清洗；对于主蒸汽压力＞12．7MPa，当锅炉结垢量达到300g／m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过6年时，也应在大修期间进行化学清洗。 3．3．5 加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。
3．3．5．l 对于长期燃用易产生高温腐蚀的煤种的锅炉，应在设计上和运行规程中考虑防止高温腐蚀的措施，必要时应进行合理的燃烧调整，防止火焰直接冲刷炉墙或炉内产生还原性气氛。
3．3．5．2 若锅炉改燃与设计煤种不同的煤时，应进行相应的试验研究工作。 3．3．6 安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。 3．3．6．l 安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行涡流探伤和内应力检查（ 24小时氨熏试验），必要时进行退火处理。铜管试胀合格后，方可正式胀管，以确保凝汽器铜管及胀管的质量。电厂应结合大修对凝汽器铜管腐蚀及减薄情况进行检查，必要时应进行涡流探伤检查。
3．3．6．2要根据循环水的水质，通过试验，选用合理的循环水处理工艺，防止铜管腐蚀、结垢。钛管凝汽器、不锈钢管凝汽器也应认真做好监督管理工作，管内表面不应结垢、沉积粘泥、滋生有机物。
3．3．6．3 胶球清洗系统必须投运正常。要设专人负责，并制订有胶球系统投运规程。胶球投送数量应满足机组参数及股球系统运行方式要求，收球率应在90%以上。
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3．3．6．4 严格控制给水的加氨量，以防凝汽器铜管产生氨蚀。 3．4防止炉外管道爆破。
3．4．1 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。
3．4．2 定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷（如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题）应及时采取措施。
3．4．2．1 运行50kh后，对导汽管做外观检查，应无裂纹、腐蚀等现象，测量弯头圆度及复圆情况。进行外弧面测量，超声波探伤时，应无裂纹或其它缺陷，每次检验高温过热器出口导汽管50％，其他导汽管各1－2根。100kh后增加硬度和金相检验。 3．4．2．2 运行50kh后，下降管做外观检查，应无裂纹、腐蚀等现象。每次检验抽检10－20％。100kh后应对弯头两侧用超声波探伤检查。
3．4．2．3 定期检查给水、减温水的弯头、三通、阀门及其焊缝进行超声波探伤检查。
3．4．3 加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。
3．4．3．1 检查内容为宏观、测厚、光谱、硬度检查，必要时进行探伤检查。 3．4．3．2 检查过热器出口联箱、集汽联箱引出的空气、疏水、压力信号等小口径管，运行100kh后，应予更换。
3．4．3．3 抽查排污管、疏水管的弯头，外壁应无裂纹、腐蚀等缺陷，50k后增加排污管割管检查项目。
3． 4． 4 按照《火力发电厂金属技术监督规程》（ DL438－2000），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其焊缝进行检查。
3． 4． 5 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（ DL／T616—1997）的要求，对支吊架进行定期检查。对运行 100kh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。
3．4．5．1 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道首次试投运时，在蒸汽温度达到额定值8小时后，应对所有的支吊架进行一次目视检查，对弹性支吊架荷载标尺或转体位置、减振器及阻尼器行程、刚性支吊架及限位装置状态进行一次记录。发现异常应分析原因，并进行调整或处理。
3．4．5．2 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道的重要支吊架在每次大修时应做以下检查：
（1）承受安全阀、泄压阀排汽反力的液压阻尼器的油系统与行程； （2）承受安全阀、泄压阀排汽反力的刚性支吊架间隙； （3）限位装置、固定支架结构状态是否正常； （4）大荷载刚性支吊架结构状态是否正常。
3．4．5．3 每次大修时应对机组主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道的支吊架进行检查，每年还应在热态时进行以下检查，并作好记录：
（1）弹簧支吊架是否过渡压缩、偏斜或失载；
（2）恒力弹簧支吊架状态是否异常； （3）弹性支吊架状态是否异常； （4）刚性支吊架状态是否异常； （5）限位装置状态是否异常；
（6）减振器及阻尼器位移是否异常。
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3．4．5．4 主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道运行 30－40kh以后的大修时，应对所有支吊架的根部、功能件、连接件和管部进行一次全面检查病已录。
3．4．5．5 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道运行80－120kh后的大修时，应对支吊架进行一次全面检查。检查的内容有： （1）承载结构与根部辅助钢结构是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹；
（2）弹簧支吊架的荷载标尺指示或恒力弹簧支吊架的转体位置是否异常； （3）吊架活动部件是否损坏或异常； （4）吊杆及连接配件是否损坏或异常； （5）刚性支吊架结构状态是否损坏或异常；
（6）限位装置、固定支架结构状态是否损坏或异常；
（7）减振器结构状态是否正常，阻尼器的油系统与行程是否正常； （8）管道零部件是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹。
对于在检查中发现有超过10％支吊架受力不正常的主蒸汽和再热蒸汽管应进行全面调整和应力核算。
3．4．5．6 膨胀指示器应完好，机组启动过程中应记录归档并进行分析。
3．4．6 对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行 100kh后，宜结合检修全部更换。
3．4．7 要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站管件制造单位应持有有关的资质证书。
3．4．7．l 要重点检查制造单位和安装单位的有关资质证书和质保体系的运行情况。 3．4．8 要认真进行锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。
3．4．9 加强焊工管理及完善焊接工艺质量和评定。杜绝无证（合过期证）上岗和超合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》（DL5007-1992）有关规定。
3．4．9．1 在机组投产后的各次检修中，应逐步对制造和安装焊口进行检查，检修焊口应进行100％探伤检查。对检查中发现问题的及运行中发生过泄漏事故的，还应扩大检查范围，对检查中发现的缺陷应及时处理，同时做好检查和处理记录。
3．4．10 在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。 3．4．11 定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。 3．4．12 加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前应及时填写锅炉登录簿，并必须到有关部门进行注册登记办理使用证。 3．5 防止锅炉四管漏泄。
3． 5．1 严格执行《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》（能源电［1992］ 1069号）。 3．5．1．1 各电厂应按照《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》的要求，做好锅炉承压部件的防磨防爆管理工作。
3．5．1．2 凡发生四管爆漏后均要进行爆口宏观分析、金相检查和机械性能试验（爆口前后管段必要时也应分析），对于有管内结垢和管内外壁发生腐蚀的还应对垢和腐蚀产物进行化学成分分析，分析破坏的原因。
3．5．2 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及时停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。
3．5．2．1 200MW及以上机组的锅炉在有条件的情况下，应尽可能采用漏泄监测装置。
3．5．3 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理。防止因水冷壁晃动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。 3．5．4 加强蒸汽吹灰设备系统的维护及管理。
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