吹管导则
1．吹管的目的和范围
1.1 吹管的目的
锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（例如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。应强调指出，不能期望吹管能清除所有杂物，首先应从制造、安装工艺上消除杂物的积存，吹管只能作为最后的一道补充手段。
1.2 吹管的主要范围
1.2.1 锅炉过热器、再热器及其系统。
1.2.2 主蒸汽管、再热蒸汽冷段管及热段管。
1.2.3 高压旁路系统。
1.2.4 汽动给水泵汽源管路。
2．吹管质量标准及其参数选择
2.1 吹管质量标准
2.1.1 按《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）（下称锅炉篇）10.5.8条规定：过热器、再热器及其管道各段的吹管系数应大于1；在被吹洗管末端的临时排汽管内（或排汽口处）装设靶板，靶板可用铝板制成，其宽度约为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径；在保证吹管系统的前提下，连续两次更换靶板检查，靶板上冲击班痕粒度不大于0.8mm，且肉眼可见斑痕不多于8点即认为吹洗合格。
2.1.2 当采用二段法吹洗时，检查主蒸汽管道吹洗合格后，再进行再热器及其管道的吹洗，并检查吹洗质量合格。当采用一段法吹洗时，应分别检查主汽及再热汽管道的吹洗质量，均符合标准要求。
2.2 吹管参数选择
2.2.1 吹管系数按下式计算：
吹管系数=（吹管时蒸汽流量）2×（吹管时蒸汽比容）/（额定负荷蒸汽流量）2×（额定负荷时蒸汽比容）
2.2.2 锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统吹洗时应符合下列要求。
2.2.2.1 所有临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积，临时管应尽量短，以减少阻力。
2.2.2.2 吹洗时控制门应全开；用于蓄热降压法吹洗时，控制门的开启时间一般应小于1 min。
2.2.2.3 被吹洗系统各处的吹管系数均应大于1。
2.2.3 吹管时，汽包压力在5～7Mpa范围内一般可满足要求。
2.2.4 过热器、再热器及系统阻力偏大，吹管汽包压力应选择上限。
2.2.5 采用二段法吹管时，吹管压力可采用相同的压力（参见附表A）。
2.2.6 吹管过程中，应有各段压差与额定负荷时的各段压差之比，校核吹管系数，并对吹管压力进行必要的调整。
3．吹管方式与吹管方法
3.1 吹管方式
3.1.1 吹管方式一般分为一阶段吹洗和二阶段吹洗两种。
3.1.2 二阶段吹洗：第一阶段吹洗过热器、主汽管路及冷段再热蒸汽管路；第二阶段进行全系统吹洗（简称二步法）。
3.1.3 一阶段吹洗：全系统吹洗一次完成（简称一步法）。
3.1.4 再热机组采用一步法吹洗时，必须在再热蒸汽冷段管上加装集粒器。集粒器应符合下列条件。
3.1.
4.1 强度满足蒸汽参数要求。设计压力不小于3Mpa、温度450℃。
3.1.
4.2 阻力小于0.1 Mpa 。
3.1.
4.3 收集杂物性能好。滤网孔径不大于12mm，且主汽流不能直吹网孔，并有足够大的收集杂物的空间。
3.1.
4.4 集粒器安装位置应尽可能装在再热器入口。
3.1.
4.5 集粒器的设计应具备结构紧凑合理、便于制作及安装等特点。
3.2 吹管方法
蒸汽吹管其基本方法有两种：稳压吹洗；降压吹洗。
3.2.1 稳压吹洗要点
3.2.1.1 一般适用于一阶段吹洗。
2.2.1.2 吹洗时，锅炉升压至吹洗压力，逐渐开启吹管控制门。再热器无足够蒸汽冷却时，应控制锅炉炉膛出口烟温不超过500℃或按制造厂家规定。
3.2.1.3 在开启吹管控制门的过程中，尽可能控制燃料量与蒸汽量保持平衡，控制门全开后保持吹管压力，吹洗一定时间后，逐步减少燃料量，关小控制门直至全关，一次吹管结束。
3. 2.1.4 每次吹管控制门全开持续时间，主要取决于补水量，一般为15～30min。一次吹管结束后，应降压冷却，相邻两次吹洗宜停留12h的间隔。
3.2.2 降压吹洗要点
2.2.2.1 降压吹洗时，用点火燃料量升压到吹洗压力，保持点火燃料量或熄火，并迅速开启控制门，利用压力下降产生的附加蒸汽吹管。
2.2.2.2 降压吹洗一般采用燃油或燃气方式，燃料投入量以再热器干烧不超温为限。
3.2.2.3 每小时吹洗不宜超过4次。
3.2.2.4 在吹洗时，应避免过早地大量补水。
3.2.3 每次吹洗时因压力、温度变动剧烈，有利于提高吹洗效果。但为防止汽包寿命损耗，吹洗时汽包压力下降值应严格控制在相应饱和温度下降不大于42℃范围以内。
2.3.4 每段吹洗过程中，至少应有一次停炉冷却（时间12h以上），冷却过热器、再热器及其管道，以提高吹洗效果。
3.2.5 吹洗过程中，应按要求控制水质。在停炉冷却期间，可进行全炉换水。
3.3 提高吹管效果
3.3.1 为提高吹管效果，可在基本的蒸汽吹洗方法中加入一定量的氧气，有利于锈垢脱落及保护膜的生成。
4．临时设施的安装及技术要求
4.1 吹洗临时控制门的选用与安装
4.1.1 临时控制门是影响吹洗工序正常进行的重要部件之一，吹洗时控制门将承受比额定工况下更大的压差和扭矩。吹洗控制门宜选用：公称压力不小于16MPa、温度为450℃、与主蒸汽管通径相配的电动闸阀。
4.1.2 为保护临时控制门和暖管，应加设旁路门，其规格为：公称压力不小于10MPa、温度为450℃、公称直径不小于28mm。
4.1.3 临时控制门应水平安装，并搭设操作平台。
4.1.4 临时控制门应在主控制室内进行远方操作。
4.2 临时连接管及排汽管的要求
4.2.1 临时控制门前的临时连接管，设计压力应不小于9.8MPa、温度应不小于450℃、管径与主蒸汽管相同；临时排汽管的内径宜大于或等于被吹洗管的内径，设计压力为1.5MPa、温度为450℃。
4.2.2 热段临时排汽管，在选择与热段管等径有困难时，可选用总截面积大于热段管截面积2/3的临时排汽管。
4.2.3 制造厂家提供高压和中压自动主汽门保护设备时，连接管和排汽管应从门盖上引出。
4.2.3.1 高压门盖位于临时控制门前时，其强度应按：压力不小于9.8MPa、温度为450℃设计；位于门后时按：压力为4MPa、温度为450℃设计。中压门盖可按：压力为1.6 MPa、温度为450℃设计。
4.2.3.2 高、中压自动主汽门堵板安装时要保证质量，必须由质检人员确认。
4.2.4 汽机高压逆止门处，应采取明显可靠的隔离措施，严防吹洗时高压缸进汽。
4.2.5 当热段排汽管从中压主汽门前接出，此时门后的管路必须采用其他措施，保证内部清洁、无杂物。
4.2.6 高压自动主汽门后的导汽管，如不能参加吹洗时，应采取措施保证内部清洁、无杂物。
4.2.7 当采用二段法吹洗冷段管作为排汽管时，再热器入口应加装堵板，热段排汽管也应安装完毕，防止再热器内存水汔化喷出伤人及损坏设备。
4.2.8 临时排汽管宜水平安装，排汽口稍向上倾斜，避开建筑物及设备。
4.2.9 临时连接管及排汽管支吊架设置合理、加固可靠。承受排汽反力的支架强度应按大于4倍的吹洗计算反力（参见附录C）（略）考虑。
4.2.10 吹洗时不宜安装蒸汽流量测量元件，吹洗结束后安装时应注意工艺，严禁铁渣及氧化皮落入管内。对于喷嘴型测量元件，建议在吹洗过程中、停炉冷却时进行安装。
4.2.11 吹洗临时连接，安装前应进行检验，并按正式管道的施工工艺施工。
4.3 售粒器的技术要求
4.3.1 集粒器宜水平安装。安装时应注意汽流方向，并设置操作平台。集粒器结构参
见附录B（略）。
4.3.2 集粒器前后应安装压力表或差压表，以监视其阻力。
4.4 靶板器的安装
4.4.1 靶板器用于放置靶板，要注意靶板器的结构与工艺，并具有足够的强度，其结构应简单，密封性好，操作灵活，换取靶板应安全方便（参见附录D）（略）。
4.4.2 常用的靶板器结构有法兰式、直轴式、串轴式及框架式，前三种为内试靶板，框架式为外试靶板。
4.4.3 内试靶板装在吹洗连接管或排汽管中，尽量靠近吹洗管的末端，并距离弯头4-6m的直管上。
4.4.4 采用二段吹洗方式时，第一阶段吹洗合格后，应将靶板器拆除，进行第二阶段吹洗时不宜在第一段处再装靶板。
4.4.5 为正确检验吹管质量，靶板应抛光，无肉眼可见斑痕。
4.5 高压旁路的吹洗
4.5.1 吹洗高压旁路时，装设临时门，暂缓安装调整门。
4.6 汽动给水泵汽源管道的吹洗
4.6.1 汽动给水泵汽源管道及其他管路的吹洗，可根据现场具体情况，参照上述原则配置临时吹洗管路。
4.7 吹洗结束注意事项。
4.7.1 吹洗结束，临时系统恢复时，必须采取可靠的措施，严禁造成二次污染。
5．吹管工艺实施要点
5.1 吹洗前的基本条件
5.1.1 锅炉机组、与吹洗相关的系统设备和临时系统的安装及土建工作基本结束，并按锅炉篇10.1.5条，具备必要的现场条件。
5.1.2 机组蒸汽吹洗前，应根据部颁有关规程、设备技术文件、启动调试方案及吹洗措施，完成锅炉点火升压及需投入的相关设备系统的分部试运、调试及试验工作（包括：锅炉辅助机械和各附属系统；补给水及凝结水管路冲洗；给水管路冲洗；锅炉化学清洗；热工测量、控制和保护系统调试等）。
5.1.3 防止汽机进汽的各项措施已落实。汽机一般应具备盘车及抽真空的条件。
5.1.4 在试运指挥部主持睛，调试、试行、施工各方按照《火电工程启动高度工作规定》及启动试运有关技术文件，已完成吹管前各项准备工作。
5.2 吹洗工艺要点
5.2.1 按有关规程和措施完成全面检查及各项试验。
5.2.2 按有关规程和措施进行点火升压。
5.2.3 在锅炉点火升压及吹洗过程中，应按试运机组汽、水品质要求进行监督。
5.2.4 在正式吹洗前，应进行2～３次低于选定吹洗压力的预吹洗，以检查吹洗临时设备系统的状况及熟悉控制操作。一般预吹洗的压力分别可按选定吹管压力的30%～40%、50%～60%、70%～80%选取。
5.2.5 在首次预吹洗时可安装靶板，投入靶板器，以检查吹洗系统污脏程度及靶板器的使用性能。
5.2.6 在吹洗过程中，可根据排汽情况、蒸汽品质或为了解吹洗情况投入靶板。
5.2.7 在吹洗过程中，必须监视过热器及再热器的差压，保证在控制门全开状态下，其差压大于额定工况下的差压值的1.4倍。
5.2.8 应监视集粒器的前后压力，特别在吹洗初期，应加强集粒器内部的检查及清理工作。
5.2.9 其它系统的吹洗，一般应在主蒸汽管路吹洗结束后进行，并防止已吹洗结束的管路再被污染。
6．吹管工作的安全及注意事项
6.0.1 为防止吹洗时蒸汽漏入汽机，应投入汽机盘车及真空系统。当上述条件不具备时，必须有可靠的防止蒸汽漏入汽机的措施。
6.0.2 主汽和再热汽管道为双根时，不宜采用单根交替吹洗方式，这不仅会降低过热器、再热器吹洗效果，而且易将杂物吹入联箱一端的死区。
6.0.3 吹洗时，排汽口汽流应避开建筑物及设备，应设警戒区，并有专人看守。
6.0.4 吹洗期间，应发布安民告示、调整施工作业范围，不宜进行高空作业，尽量避开午夜吹洗。
6.0.5 制定可靠的防火措施。备足消防器材，并有专人检查，发现问题，及时处理。
6.0.6 锅炉燃油吹管时，要注意监视及调整燃料工况，油枪的检查与维护、合理配风是确保燃料稳定及完全的必要条件。严防油漏入炉膛及未燃烬油雾在尾部积聚，造成炉膛爆
炸及尾部再燃烧。注意空气预热器后烟温的监视、吹灰器的投入及其内部检查，必要时应停炉冲洗。
6.0.7 采用投粉稳压吹洗方法时，应监视、调整炉内煤粉着火及燃烧工况，防止灭火打炮，灭火后应注意炉内通风清扫。
6.0.8 蒸汽吹洗过程是锅炉水动力工况剧烈变化过程，维持汽包水位及水动力工况正常是确保锅炉安全的重要环节。因此，确保锅炉供水设备、系统可靠（包括尽量配置备用设备），运行精心操作十分重要。
6.0.9 临时控制门应有专人维护，停用时切断电源。
6.0.10 更换靶板时有可靠的安全措施。
6.0.11 暖管疏水要充分，严防水冲击。
6.0.12 再热器无蒸汽通过时，应严格控制炉膛出口烟温不超过500℃（或按制造厂的要求）
6.0.13 锅炉首次点火升压应按规程进行热膨胀检查并记录。发现膨胀受阻，应停止升压，查明原因，消除缺陷。
6.0.14 严格执行操作票、工作票制度及巡回检查制度，注意运转设备的检查维护，进行管道支吊架和隔离系统的检查。
6.0.15 制定好反事故措施。吹管运行操作及事故处理应按运行规程、吹管措施及事故处理措施执行。
6.0.16 吹洗结束后，应会同有关人员确定防腐防冻措施。
电站蒸汽吹管方案
目录 1 蒸汽吹管的目的 (3) 2 编制依据 (3) 3 吹管的流程和范围 (3) 4 蒸汽吹管的方式和控制参数等 (3) 5 蒸汽吹管的系统要求 (4) 6 蒸汽吹管前应具备的条件和准备工作 (4) 7 吹管的操作步骤 .........................................................................................................
5 8 吹管质量评定标准 (6) 9 吹管的组织与分工 (6) 10 安全注意事项 (7)
1. 蒸汽吹管的目的： 锅炉过热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、蒸汽管道中的各种杂物（如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组运行中过热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改进运行期间的蒸汽品质。应强调指出的是，不能期望吹管能清除所有杂质，首先应从制造、安装上消除杂物的积存，吹管只能作为最后一道补充手段。 2. 编制依据： 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(电力工业部，1996年版)； 2.2《火电工程启动调试工作规程》（电力工业部，1996年版）； 2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（电力工业部，1996年版）； 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）DL/T5047-95； 2.5《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）DL5031-94； 2.6《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电力工业部 1998年） 2.7《电业安全工作规程》（热力机械部分）； 2.8制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等； 3. 吹管的流程和范围； 3.1 吹管范围：过热器、主蒸汽管道；
蒸汽吹管方案 1蒸汽吹管的目的 锅炉受热面在制造、储存及安装过程中,其内部不可避免地存在焊渣、砂石等杂物，在启动投运之前必须通过蒸汽吹管，将其内部吹扫干净，以保证合格的蒸汽品质。 2 吹管的方式、流程及控制参数 根据系统的结构特点，采用降压法吹管方式。 2.1第一阶段吹扫过热器、主蒸汽管道及蒸汽母管系统，流程如下： （1）汽包→过热器→过热器出口集箱→炉主汽门→炉侧电动门→主蒸汽管道→临时管道→吹管临时控制门→临时管道→排大气。 吹管控制参数：开启吹管临时控制门时汽包压力： 3.5-4 MP 关闭吹管临时控制门时汽包压力： 2.5-3 MPa 过热器出口蒸汽温度：≤450℃ 2.2第二阶段吹扫减温减压站系统，流程如下： 汽包→过热器→过热器出口集箱→炉主汽门→主蒸汽管道→机侧母管联络门→ 减温减压器入口电动门→临时管道→排大气。 吹管控制参数： 开启吹管临时控制门时汽包压力： 2.0 MPa。 关闭吹管临时控制门时汽包压力：1.5 MPa 过热器出口蒸汽温度: ≤450℃ 3 吹管前应具备的条件 3.1 锅炉侧应具备的条件： 3.1.1厂区燃油系统、炉前燃油系统、炉前燃气系统、蒸汽系统及压缩空气系统调试结束。 3.1.2 锅炉定排、连排、疏放水、排空气系统调试结束。 3.1.3 锅炉化学清洗工作结束，临时系统恢复完毕。 3.1.4 锅炉冷态通风试验完毕，油枪雾化试验、燃烧器冷态调试结束。 3.1.5 汽水阀门、烟风挡板调试完毕，开关灵活；经过检查确认。 3.1.6 油枪、气枪及点火枪操作试验合格。锅炉点火试验结束。 3.1.7送、引风机的联锁保护试验完毕, 试验合格。 3.1.8 炉本体及各系统保温工作完毕, 人孔门、看火孔封闭并且开关灵活。 3.1.9 膨胀指示器安装校正完毕。 3.1.10 减温水调节系统，调整完毕，能随时投入。 3.1.11锅炉MFT联锁保护试验结束, 试验合格。 3.3 热控侧应具备的条件 3.3.1 控制室内与投运设备有关的主要运行监视仪表如：压力、流量、液位和温度等表计已调试完毕，指示正确，能随时投入。 3.3.2 BMS系统应调试完毕, 可以投入。 3.3.3 DAS系统与吹管过程的相关参数指示准确。 3.3.4 MCS系统的炉膛压力控制、燃油控制、水位控制等均可以投入。 3.3.5 汽包水位高、低发生MFT保护暂时解除。 3.3.6 用于吹管排汽管上的临时表计安装校验完毕，正确指示。 3.4 吹管临时系统应具备的条件 3.4.1 临时管道的焊接必须用氩弧焊打底，保证管内无焊渣和焊瘤。临时管道的截面积应大
德国VGB吹管标准的应用 发表时间：2018-11-02T22:08:54.113Z 来源：《电力设备》2018年第17期作者：王博良许继生李生魁 [导读] 摘要：以阿曼新建发电机组使用德国VGB标准完成锅炉吹管的实例为基础，介绍了在国外项目执行欧美标准遭遇经历的主要难题以及克服过程和经验，分析了困难形成的因素，总结了规避风险的方法。 （青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 266100) 摘要：以阿曼新建发电机组使用德国VGB标准完成锅炉吹管的实例为基础，介绍了在国外项目执行欧美标准遭遇经历的主要难题以及克服过程和经验，分析了困难形成的因素，总结了规避风险的方法。该项技术突破的经验教训总结以及执行数据可为后续使用欧美标准的项目提供借鉴依据，有利于项目锅炉吹管的顺利执行。 关键词：联合循环三压再热锅炉吹管 VGB标准难题及对策技术突破 1 简介 1.1机组概况 阿曼某447.8MW燃气联合循环电站全厂设计两套二拖一机组，主机配置分别为：（1）法国产GE 6FA单轴燃机；（2）捷克斯柯达产双轴三压双缸、再热、轴排直接空冷式汽轮机；（3）杭州锅炉产三压再热无补燃余热锅炉。锅炉的高压蒸汽额定压力135bar，温度567.2℃，流量86.3t/h；中压过热器蒸汽额定压力20.8bar，温度308.8℃，流量21.3t/h；再热蒸汽额定压力18.8bar，温度565.3℃，流量105.4t/h；低压蒸汽额定压力1.6bar，温度209.5℃，流量9.3t/h。 1.2 VGB标准 VGB_R_513e_2006和VGB_S_513_00_2014_07_EN是德国电力技术协会（VGB Power Tech e.V.）发布的两版用于发电厂锅炉化学清洗和吹管的标准，旨在指导锅炉化学清洗和吹管，并作为这些工作的验收合格标准。本文仅介绍发电站执行VGB标准进行锅炉吹管工作。 2 吹管工作经历的难题及对策 2.1 确定吹管方法一波三折 最初，通过解读EPC合同发现一个BLOCK的三台发电机是同一天并网发电的，这就决定了锅炉吹管时燃机是不并网的，吹管的方法就被限定为降压法，于是方案的制定就按降压法推进。之后因施工工期紧张，而稳压法比降压法耗时要少，经高层与业主确认吹管时燃机可以并网，按要求开始制定稳压吹管方案。经过核算，使用稳压法为了满足再热器的吹管系数必须把高中压系统串接将高压蒸汽引入再热器才能使再热器的蒸汽流量达到要求，在这个条件的基础上，满足吹管系数所对应的参数也与常见的吹管参数有很大区别，再热蒸汽压力 1bar，温度400℃的吹管参数可以使吹管系数大于1。但是该方案最终没能通过总部审批，归结原因主要有：（1）公司无该类型锅炉稳压吹管经验，技术不成熟存在不确定风险；（2）吹管压力太低可能无法吹扫干净。稳压方案不被总部接受，于是再次策划降压法吹管。 按总部批准的中文降压方案编制的英文版措施提交给业主后，被直接驳回，主要原因有：（1）不接受中国的吹管导则同时不认可导则中降压法的计算，要求使用国际通用的标准，使用国际标准中的计算方法；(2)需要汽机厂家对措施签字认可。 经过与业主、斯柯达谈判协商最终决定执行德国VGB吹管标准，该标准与我国吹管导则差别较大。它的吹管系数计算适用于稳压法，最终确定了稳压吹管打靶。这是我们首次执行VGB标准，也是首次进行三压再热余热锅炉的稳压吹管。最终顺利执行VGB标准完成本项目锅炉吹管积累了该类型锅炉稳压吹管的经验以及执行该标准的经验。 2.2 吹管系数的计算方法 最初要执行的降压方案是依据我国吹管导则进行吹管系数的计算，即：K=ΔP_b/ΔP_0；因业主及斯柯达不接受我国标准，另外，依据导则进行参数的核算过程存在一些经验估算值，像吹管临时管道阻力等，这类根据经验的估算值对方也不接受。即使拿出了其他多个项目执行过的资料数据佐证，通过将降压公式推算成稳压吹管公式K=（Db2*vb）/（D02*v0）也没能说服对方认可我们常用的降压法，分析原因就是他们根本不认同我国的标准，另外也没有我国吹管导则的英文版，现场将导则翻译成英文展示给对方看也没有起到说服效力，最后妥协仍以VGB标准中稳压吹管法进行计算。以后应借鉴这个经历，减少说服欧美人员认可我国标准的时间和精力。 2.3 靶板处的流速 之前执行过的诸多项目的吹管没有涉及过靶板处的流速事宜，在没确定执行VGB标准前提交给业主的方案中也未提及该流速，方案也没有提交给斯柯达审批，在确定使用VGB标准后，该标准规定吹管方案需要经过汽机厂家签字方可有效。而斯柯达强烈要求满足VGB中靶板处流速达到200m/s的规定。针对这个之前从未遇到的棘手问题，通读VGB标准和项目EPC合同，寻找有利的突破口，后来发现VGB标准2014版对2006升版后通篇未对靶板处的流速提出要求，仅在一处注脚提及。对比之后，执行2014版VGB标准成为首选。另外，通过估算，流速要达到200m/s也有风险，最后以2014版VGB标准为依据与斯柯达进行了数次谈判，斯柯达方不同意不考虑流速而同意按180m/s 的流速执行。为了达到这个目标，将靶板安装处的管道直径调整为与上游正式系统相同的管径（按标准要求临时管道直径不能小于正式系统管径）；为了计算该流速，在靶板前安装了临时的压力和温度测点，根据蒸汽流速与蒸汽流量、温度、压力、比容的关系计算出流速。计算过程为：通过压力和温度查出蒸汽比容v，由公式：c=fv/s 计算出流速，其中：c-靶板处蒸汽流速（m/s）；f-经过靶板的蒸汽流量(kg/s)；v-靶板处蒸汽比容(m3/kg)；s-靶板安装处管道的内表面截面积(m2)。后来，全厂四台锅炉吹管结束后，分析对比了吹管数据记录，发现流速大多处于190-200m/s，说明前期的分析推算是比较精确的，提前通过谈判手段也规避掉了一些可能发生分歧的风险。 2.4 VGB_R_513e_2006不严谨之处 萨拉拉项目余热锅炉22吹管打靶的数据记录，经过斯柯达、安装、调试、业主DGC、业主RAMBOLL五方共同见证合格后共同签字确认。其中CFR一列为吹管系数，vel一列为靶板处的流速，并且靶板处的临时管道直径与上游正式管道直径相同，即按照标准临时管道已经选择了能得到最高的流速的直径。由数据可知：当靶板处流速在190-200米/秒，吹管系数已高达1.9-2.02，四台锅炉的数据皆是如此。若按2006版VGB标准将流速调整到200m/s以上，则实际吹管系数还会更大，这个结果表明，2006版VGB标准中要求靶板处的流速200m/s，同时要满足吹管系数在1.2-1.7范围内的规定是不严谨的，2014版对其进行了修正。在对多个版本的VGB标准进行通读之后进行比较，选择执行2014版，这样避免了因2006版VGB对流速的严格要求而可能造成的风险。
1．编制目的 1.1 新安装机组锅炉的过热器及其蒸汽管道中，不可避免地会有焊渣、锈垢和其它杂物，锅炉正式向汽机供汽前，必须将这些杂物吹洗干净，以确保机组安全、经济地运行。 1.2锅炉首次点火前的各项检查和试验工作。 1.3为了指导锅炉吹管工作的顺利进行，保证与锅炉吹管有关的系统及设备能够安全正常投入运行，制定本措施。 2．编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009） 2.2《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》（DL/T 1269-2013） 2.3《锅炉启动调试导则》（DL/T852—2016） 2.4《电力建设施工质量验收及评价规程》（DL/T 5210.2-2009） 2.5《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》（DL/T 5295-2013） 2.6《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T 5294-2013） 2.7《电站锅炉压力容器检验规程》（DL 647-2004） 2.8《中华人民共和国工程建设强制性条文》（电力工程部分）（2011年版） 2.9设计图纸及设备说明书 3. 系统简介 略 4．锅炉吹洗范围、流程、参数、临时设施 4.1锅炉吹洗范围 锅炉过热器系统、主蒸汽管道。 4.2吹洗流程 本次蒸汽吹洗的主流程如下： 汽包→过热器→主蒸汽管→高压主汽门前→临时管→临时控制门→临时管→靶板架→消音器排大气。 4.3 吹洗的蒸汽参数 按部颁《吹管导则》，本次吹管选取吹洗压力为汽包压力4.5～5.5MPa开临时控制门。控制门全开时，汽包压力2.5～3.0MPa关临时控制门（或临冲门全开
后1分钟关临冲门）。吹管期间应控制汽包饱和温度温降不大于42℃。吹洗过程中严格控制主汽温度≤450℃，监视和记录汽包压力、内外壁温差等。 4.4 吹洗的临时设施 4.4.1临时排汽管道技术要求 ●所有临时管的管径应大于或等于被吹洗管道截面积，临时管应尽量短，以减 小阻力。 ●临时控制门前的临时管按10MPa、450℃的使用要求选取管材；临时控制门后 的临时管按6.0MPa、450℃的使用要求选取管材。 ●临时管道的架设应牢固，临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样，支 吊架的装设要考虑到膨胀及冲管时的反推力，临时支架的装设只允许临时管沿汽流方向膨胀，不允许反方向移动。 ●在可能积水的地方应设置疏水点，冲管系统的所有疏水一律放地沟，疏水管 道及阀门的设计要求不低于Pg60。 4.4.2 临时控制门的要求 ●临时控制门所能承受的压力不低于10MPa，温度不低于450℃，并能承受开 启或关闭时产生的差压作用力。 ●临时控制门全开、全关时间小于60秒。 ●临时控制门的操作装置应设在控制室控制盘上（或在控制盘附近），以方便 操作。临时控制门设置“开”、“关”、“停”三个控制按纽，“开”、“关”具有自保持功能，按“停”后可立即中止临时控制门的动作。 ●在临时控制门处加装￠76×8旁路管，并装设手动截止阀，用以系统暖管和 保护临冲阀，阀门选型要求：DN60、PN10MPa。 4.4.3靶板架安装技术要求 靶板架前要求有≥3m的直段，且尽可能靠近原蒸汽管；靶板架应安装在更换靶板作业方便的平台上，前、后管子保温段应≥3m。 4.4.4 消音器 ●要求消音器放置在浇铸好的基础上，基础上预埋件位置与消音器支撑相一致， 保证消音器滑动正常。 ●不装消音器时，临时管排大气出口1m处应上翘约30°。
锅炉蒸汽吹管安全技术交底及危险点分析(最新版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0143
锅炉蒸汽吹管安全技术交底及危险点分析 (最新版) 一、交待吹管过程中的分工及各方职责（口述）。 二、提出环境条件和环保要求（口述）。 三、项目特点及关键点： 1．进入吹管阶段是锅炉所有系统设备已具备整套启动条件，为下一阶段机组整套启动创造条件。 2．吹管期间锅炉各项参数首次达到一个较高的水平，对锅炉各系统设备都是一个很好的考验机会，利于提前发现锅炉各系统设备还存在的问题，并及时处理；对运行操作人员也是一个很好的锻炼机会。 3．吹管临时管道符合要求，固定牢固可靠，预留膨胀间隙合适。 4．掌握所燃用的燃料特性，实际燃料品种符合设计燃料要求，
如果偏离设计燃料成份较大，达不到锅炉吹管燃用燃料要求时，应通知业主及时更换燃料，以符合锅炉点火吹扫方案的燃料为主，以保障锅炉启动和吹扫的安全顺利进行。 5．吹扫过程中，注意控制过热汽温不超过540℃，过热器管束壁温不得有超温现象。 6．汽包水位的控制，防止水位过低引起锅炉缺水故障。 7．调整锅炉燃烧率，控制炉膛各部温度，防止锅炉后部左右两侧的温差过大。 5．吹扫过程中，应加强对锅炉各部和临时系统膨胀装置的监视，膨胀异常应及时处理。 四、危险点分析及措施： 1.吹管现场有明显的警示标志和防保措施，吹管临时系统保温，防止烫伤。 2.吹管期间油和燃料有混燃现象，容易造成燃烧不稳定，应有专人监视给料。 3.吹管期间锅炉发生灭火，必须对炉膛吹扫不少于15分钟后再
DL 中华人民共和国电力行业标准 DL/T××××—201× 火电机组启动蒸汽吹管导则 Guide of steam-blowing for thermal power station startup
目次 前言 (ⅱ) 1 吹管目的和范围 (1) 2 吹管方式 (1) 3吹管参数选择及其质量标准 (1) 4 吹管方法 (2) 5 吹管临时系统 (3) 6 吹管工艺实施要点 (6) 7吹管过程安全、健康、环保技术要求 (8) 附录A （资料性附录）压降法在吹管工艺中的应用 (10) 附录B （规范性附录）蒸汽管道、集箱和受热面钢管常用钢号、特性及其主要应用范围 (12) 附录C （资料性附录）吹管时排汽管的反力计算 (13) 附录D （规范性附录）集粒器的典型结构 (14) 附录E （资料性附录）常用靶板器的结构 (15) 参考文献 (17)
前言 本标准是根据中国电力企业联合会2010年度电力行业标准编制、修订计划项目（××××号文）的安排，对中华人民共和国电力工业部1998年3月颁布的《火电机组启动蒸汽吹管导则》进行修订而编制的。 本标准的修订目的是随着火电机组新型高效锅炉型式的应用和火电机组容量的不断发展而进行的，是为了更好的规范电力行业不同类型的新火电机组的吹管作业，规避系统和运行风险，提高机组投产的安全和经济水平，确保新机组吹管作业的安全和质量。 本标准是在总结和吸收锅炉制造厂及不同容量、不同炉型机组的吹管经验基础上制订的。 本标准适用于100MW及以上汽包锅炉、直流锅炉、循环流化床炉及余热锅炉，其它形式的机组可参照执行。 各单位应根据本导则，结合本厂机组的具体情况，制订详细的蒸汽吹管措施。 本标准经来自全国的有关专家多次讨论后定稿。主要内容包括吹管范围、吹管方式、吹管参数选择及质量标准、吹管临时系统技术要求、吹管工艺实施要点及安全、健康、环保技术要求等。将压降法在吹管工艺中的应用、排气管的反力计算、靶板器、集粒器的选用设计、蒸汽管道常用钢号、特性及其主要范围等编入了附录。: 本标准与国家电力工业部1998年版《火电机组启动蒸汽吹管导则》相比，其编写与主要技术内容变化如下： - 根据实际吹管经验和机组投产后运行情况及国内、外吹管质量评定标准的对比，本着既确保吹管质量又避免浪费的原则，将吹管合格标准重新进行了界定，以期更符合工程实际的安全、经济和质量要求。 - 随着火电机组型式和容量的发展，本标准相应增加和补充了稳压吹管要点、直流炉稳压吹管工艺实施要点、循环流化床吹管工艺实施要点、余热锅炉吹管工艺实施要点等内容。 - 对原导则中“吹管工作的安全及注意事项”进行了内容整合和增加，更改为“吹管过程安全健康环保注意事项”内容。 - 对吹管临时系统相关内容进行了完善和补充，增加了异种钢焊接的技术要求、临时管道支吊架和临时管道疏水相关的技术要求及靶板固定及安装位置的技术要求，增加了关于消声器的安装及技术要求。 - 对附录中关于靶板器结构中增加了较常用的法兰式直轴靶板器结构，并增加关于“蒸汽管道、集箱和受热面钢管常用钢号、特性及其主要应用范围”的附录内容。 本标准的附录A、附录C、附录D均为资料性附录。 本标准的附录B、附录E为规范性附录。 本标准实施后代替国家电力工业部1998年版《火电机组启动蒸汽吹管导则》。 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由电力行业电站锅炉标准化技术委员会归口并负责解释。 本标准起草单位：华北电力科学研究院有限责任公司、××××××××、×××××××××××× 本标准主要起草人：××××××××、××××××、××××××××、××××××、××××××××、××××××。
吹管试验方案 一、吹管目的： 吹管是利用具有一定压力的蒸汽吹扫过热器、主蒸汽管道，并将这部分蒸汽拍向大气，通过蒸汽吹扫，将管内的铁锈、灰尘油污等杂物除掉，避免这些杂物对锅炉、汽机安全运行造成危害。 二、吹管的参数方式： 本次吹管压力采用0.75mpa,流量不得低于30T/h,温度 280-300℃，蒸汽吹管分二期，第一期6-8次，第二期6-8次，吹管方式采用降压吹管。 三、吹管的准备工作 1、煮炉结束，验收合格，关闭汽包阀门，调整进水操作，关闭再循环门。 2、启动给水泵，微开给水旁路门，冲洗汽包内残余化学药品，然后排污，排污量由化学分析决定。 3、炉水取样分析，当水质达到要求时，停止冲洗。 4、将主蒸汽管道从母管隔离门前安装临时管道，接到主厂房外面，并在临时管道口安装“靶板”靶板暂时可不安装上。 四、吹管操作程序： 1、向汽包里进水到-50mm，然后打开进气风门，缓慢升压。 3、当压力升到3-4kgf/cm2时，调整水位在+20mm，进行全面排污一次，
4、试吹管三次，气压在6-8kgf/cm2. 5、缓慢升压，调整风门开度和烟气量，严格控制烟温，当压力升到0.75mpa (额定工作压力的60%)，控制汽温在280-300℃（汽温比额定汽温低60-80℃）时，打开过热器出口门，蒸汽流量应不小于30T/H（额定蒸发量的65%），采用降压吹管，连续吹管 6-8次，每次吹管时间5分钟，间隔0.5-1小时，以便冷却主蒸汽管道，使铁锈松脆。 6、停炉冷却8-12小时，等待过热器冷却。 7、按照上述程序吹管6-8次 8、然后，将管道出口装上“靶板”，其宽度为排气管内径的8%，长度纵贯内径。 9、依照吹管程序再吹管3-4次。 10、关闭进烟风电动挡板，取出铝板，甲乙双方有关人员检查，铝板表面有无斑点，决定吹管是否合格，并做好记录。 五、吹管注意事项： 1、临时管的截面积应大于或等于被吹扫管的截面积，临时管应尽量短，以减少阻力。 2、临时管应引到室外，并加明显标记，管口应朝上倾斜，保证安全，放临时管时应具有牢固的支承承受其排空反作用力。 3、吹管前锅炉升压过程中，应严格按照升压过程的要求控制升压、升温速度。 4、吹管过程中，要严格控制汽包水位的变化，尤其在吹管开始
矸石热电厂12MW机组 主蒸汽管道吹管措施 1、目的： a、主蒸汽道系统的安装质量。 b、检查主蒸汽管道内部干净程度，使其洁净度达到机组运行要求。 2、范围：适用于大封煤矿矸石热电厂12MW（2#）机组锅炉过热器出口至汽机自动主汽门前的主蒸汽管道。 3、引用文件： a、《电力建设施工及验收技术规范》管道篇DL—5031—94 b、《电业安全工作规程》 c、《火电施工质量检验及评定标准》调试篇 4、试运程序： 4、1试运应具备的条件： 4、1、1试运现场应具备的条件： a、通往现场的道路畅通，现场的地面平整，周围盖板齐全、无孔洞。 b、现场的施工临时设施已经全部拆除，有正式的梯子、平台栏杆。 c、现场有足够的消防器材，并处于备用状态。 d、现场临时吹管管道安装完毕，保温符合要求，内径大于主蒸汽管道内径，支架安装牢固、能够承受排汽的反作用力（具体支架安装位置见下图），排汽管口朝上倾斜30o，在加装的临时管两侧3—5米处拉设警戒绳、悬挂醒目的警告牌，在排汽口方向两侧及正方向50米外拉设警戒绳、悬挂醒目的警告牌，并在吹管正式开始前设专人监护。 e、主蒸汽管道流量喷嘴等部件已拆除，等吹管结束后再安装。 f、现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。 g、在临时吹管门前加一路DN50的疏水管路，并加装DN50、PN4MPa 手动门一只来控制疏水，疏水管接至厂房外，疏水出口处加盖遮护装置，严防伤人、损坏其他。 h、现场在7M平台以下，接临时管道处加一支架作为管道的死点，从此至排汽口应向前自由膨胀，不可有与支架的固定点、焊点。 I、与主蒸汽管道相连的阀门、系统应采取响应的隔离措施。 J、联络畅通、职责明确有分工，并已对试运人员进行交底。 4、1、2系统应具备的条件： a、主蒸汽管道系统全部按图纸安装完毕，并经验收合格。 b、完成管道的保温工作，管道支吊架调整好，并采取了加固措施。 c、主蒸汽管道疏放水已安装完毕，电动阀门已经调试完毕。 d、热工测量仪表系统安装完毕。
蒸汽锅炉吹管方案 The Standardization Office was revised on the afternoon of December 13, 2020
蒸汽吹管方案 1蒸汽吹管的目的 受热面在制造、储存及安装过程中,其内部不可避免地存在焊渣、砂石等杂物，在启动投运之前必须通过蒸汽吹管，将其内部吹扫干净，以保证合格的蒸汽品质。 2 吹管的方式、流程及控制参数 根据系统的结构特点，采用降压法吹管方式。 第一阶段吹扫过热器、主蒸汽管道及蒸汽母管系统，流程如下： （1）汽包→过热器→过热器出口集箱→炉主汽门→炉侧电动门→主蒸汽管道→临时管道→吹管临时控制门→临时管道→排大气。 吹管控制参数： 开启吹管临时控制门时汽包压力： MPa 关闭吹管临时控制门时汽包压力： MPa 过热器出口蒸汽温度：≤450 ℃ 第二阶段吹扫减温减压站系统，流程如下：
汽包→过热器→过热器出口集箱→炉主汽门→主蒸汽管道→机侧母管联络门→减温减压器入口电动门→临时管道→排大气。 吹管控制参数： 开启吹管临时控制门时汽包压力： MPa。 关闭吹管临时控制门时汽包压力： MPa 过热器出口蒸汽温度：≤450 ℃ 3 吹管前应具备的条件 侧应具备的条件： 厂区燃油系统、炉前燃油系统、炉前燃气系统、蒸汽系统及压缩空气系统调试结束。 定排、连排、疏放水、排空气系统调试结束。 化学清洗工作结束，临时系统恢复完毕。 冷态通风试验完毕，油枪雾化试验、燃烧器冷态调试结束。 汽水阀门、烟风挡板调试完毕，开关灵活；经过检查确认。 油枪、气枪及点火枪操作试验合格。点火试验结束。 送、引的联锁保护试验完毕, 试验合格。 炉本体及各系统保温工作完毕, 人孔门、看火孔封闭并且开关灵活。 膨胀指示器安装校正完毕。 减温水调节系统，调整完毕，能随时投入。 MFT联锁保护试验结束, 试验合格。
一、吹管的主要范围 1、锅炉过热器、再热器及其系统。 2、主蒸蒸汽吹、再热蒸汽冷段管及热段管。 3、高压旁路系统。 4、汽动给水泵汽源管路 从理论上讲，在减温水管道冲洗时，下列设备一般不参加冲洗，以免杂物堵塞： 1、表面式减温器 2、混合式减温器 3、自冷凝减温水的冷凝器。 ───────────────────────────────────────────── 二、吹管系统 1、临时管道系统的设计应根据工程实际情况按照DL/T5054《火力发电厂汽水管道设计技术规定》进行设计计算，在保证吹管质量的前提下，尽量减少临时管道的长度、弯头、分叉管等，使系统阻力降低。 2、为了简化吹管系统，方便吹管过程中的系统切换，缩短吹管时间和节约燃料，宜采用过热器和再热器串吹即全系统吹洗一次完成的方案。但在再热器进口必须加装集粒器，防止蒸汽将过热器内杂物带入再热器。集粒器应符合下列条件： （1）强度满足蒸汽参数要求，设计压力不小于3MPa、温度450℃。 （2）阻力小于0.1MPa。 （3）收集杂物性能好，滤网孔径不大于12mm，且主汽流不能直吹网孔，并有足够大的收集杂物的空间。 3、当采用一段法吹洗时，应分别检查主汽及再热汽管道的吹洗质量，均符合标准要求。 ───────────────────────────────────────────── 三、吹管方式 1、吹管方式一般分为一阶段吹管和二阶段吹管两种。 2、二阶段吹管：第一阶段吹洗过热器，主汽管路及冷段再热蒸汽管路，第二阶段进行全系统吹洗（简称二步法）。 3、一阶段吹管：全系统吹洗一次完成（简称一步法）。 ───────────────────────────────────────────── 四、吹管方法选择 1、汽包炉宜采用降压吹管的方式，一般采用燃油或燃气的方式。 2、直流炉宜采用稳压吹管的方式，一般采用油煤混烧的方式。 3、吹管方式的选择及应注意问题 降压吹管法由于吹管系统简单，现场容易实现，一直被广泛采用，但是随着电力工业的发展，锅炉容量越来越大，参数越来越高，锅炉型式也越来越多，有汽包锅炉、直流锅炉和低倍率复合循环锅炉等，对于这些不同型式的锅炉，并非都可采用降压吹管法，而应根据锅炉的型式选择合理的吹管方式。吹管对于锅炉是一种特殊的运行工况，如果锅炉吹管方式选择不当，一方面吹管时锅炉的汽温和压力变化幅度大，汽温的变化速率大，势必给锅炉厚壁承压部件带来较大的热应力及交变应力，另一方面吹管的次数增多，相应的应力循环次数多，由此引起锅炉厚壁承压部件的疲劳寿命损坏，这种情况对于高参数大容量锅炉更为突出。 （1）吹洗质量准则 根据作用力等于反作用力原理，流体对杂物作用力等于杂物对流体的反作用力。 设冲洗时流体对杂物的作用力为[（F流→F物）吹]，额定运行工况时流体对杂物的作用力为[（F 流→F物）额]。令它们的比值为K
蒸汽吹管方案 1蒸汽吹管的目的锅炉受热面在制造、储存及安装过程中, 其内部不可避免地存在焊渣、砂石等杂物，在启动投运之前必须通过蒸汽吹管，将其内部吹扫干净，以保证合格的蒸汽品质。 2吹管的方式、流程及控制参数根据系统的结构特点，采用降压法吹管方式。 第一阶段吹扫过热器、主蒸汽管道及蒸汽母管系统，流程如下： (1)汽包—过热器—过热器出口集箱—炉主汽门—炉侧电动门—主蒸汽管道—临时管道—吹管临时控制门—临时管道—排大气。吹管控制参数：开启吹管临时控制门时汽包压力：MPa 关闭吹管临时控制门时汽包压力：MPa 过热器出口蒸汽温度： V 450 C 第二阶段吹扫减温减压站系统，流程如下： 汽包T过热器T过热器出口集箱T炉主汽门T主蒸汽管道T 机侧母管联络门T减温减压器入口电动门-临时管道—排大气。吹管控制参数：
开启吹管临时控制门时汽包压力：MPa。 关闭吹管临时控制门时汽包压力：MPa 过热器出口蒸汽温 度：< 450 C 3吹管前应具备的条件 锅炉侧应具备的条件： 厂区燃油系统、炉前燃油系统、炉前燃气系统、蒸汽系统及压缩空气系统调试结束。 锅炉定排、连排、疏放水、排空气系统调试结束。 锅炉化学清洗工作结束，临时系统恢复完毕。 锅炉冷态通风试验完毕，油枪雾化试验、燃烧器冷态调试结束。 汽水阀门、烟风挡板调试完毕，开关灵活；经过检查确认。油枪、气枪及点火枪操作试验合格。锅炉点火试验结束。 送、引风机的联锁保护试验完毕, 试验合格。 炉本体及各系统保温工作完毕, 人孔门、看火孔封闭并且开关灵活。 膨胀指示器安装校正完毕。 减温水调节系统，调整完毕，能随时投入 锅炉MFT联锁保护试验结束，试验合格。 汽机侧应具备的条件： 准备好足够的靶板, 靶板抛光, 符合质量要求。 电动给水泵试转正常，流量试验结束, 能满足锅炉连续供水要求。吹管期间，应能保证有足够的除盐水供应。主蒸汽管道疏水阀可以投入, 疏水排至大气。
蒸汽吹管方案．
新兴铸管印尼镍铁电站项目吹管方案 2016年1月
：写编 核：审 准：批 9 ：2 of page: 调试方案． 新兴铸管印尼镍铁电站项目吹管方案 2016年1月
目录 1 蒸汽吹管的目的 (4) 2 编制依据 (4) 3 吹管的流程和范围 (4) 4 蒸汽吹管的方式和控制参数等 (5) 5 蒸汽吹管的系统要求 (5) 6 蒸汽吹管前应具备的条件和准备工作 (5) 7 吹管的操作步骤 (6) 8 吹管质量评定标准 (7) 9 吹管的组织与分工 (7) 10 安全注意事项 (8) 11附件吹管系统图 (10)
9 ：3 of page: 调试方案． 新兴铸管印尼镍铁电站项目吹管方案 2016年 1月 9 ：4 of page: 调试方案． 新兴铸管印尼镍铁电站项目吹管方案 2016年 1月 一. 蒸汽吹管的目的 锅炉过热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过热器和蒸汽管道中的各种杂物（如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组运行中过热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。应强调指出的是，不能期望吹管能清除所有杂质，首先应从制造、安装上消除杂物的积存，吹管只能作为最后一道补充手段。 二. 编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》2009版； 2.2《火力发电建设工程机组调试技术规范》2013版 2.3《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》2013版； 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）2009版； 2.5《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）2009版； 2.6《火电机组启动蒸汽吹管导则》2013版 2.7《电业安全工作规程》（热力机械部分）； 2.8制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等； 三. 吹管的流程和范围
编号锅炉蒸汽吹管调试方案共19页 调试措施 编制 审核 批准 变更单名称编号批准时间1 2 3
目 录 1、蒸汽吹管目的 (3) 2、编制依据 (3) 3、设备系统简介 (3) 4、冲管范围和流程 (5) 5、吹洗前的准备工作及临时设施要求 (6) 6、锅炉冲管应具备的条件 (7) 7、锅炉吹管步骤 (9) 8、冲管考核标准 (13) 9、吹管期间的组织与职责分工 (13) 10、环境、职业健康、安全风险因素控制措施 (15) 11、吹管流程图 (17) 12、吹管记录表 (18)
1、蒸汽吹管目的 通过对管道进行蒸汽吹洗，清除设备及管道在制造、运输和安装过程中残留在过热器、再热器、主蒸汽管道和再热蒸汽管道、高压旁路管道内部的锈垢、焊渣、氧化皮等杂物，防止锅炉运行时过热器和再热器堵塞爆管，同时避免异物进入汽轮机通流部分对叶片造成损伤，保证锅炉、汽轮机安全运行。 2、编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版） 2.2《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇（1995年版） 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版） 2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版） 2.5《火电机组启动蒸汽吹管导则》（1998年版） 2.6《电站锅炉压力容器检验规程》（2004年版） 2.7 制造、设计部门的图纸、设备安装及使用说明书等 3、设备系统简介 印度JHARSUGUDA 独立电站工程4×600mw火电机组锅炉为亚临界、中间一次再热、强制循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉，制粉系统采用6台正压直吹式双进双出钢球磨，两台50%容量的一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。24只切向摆动式水平浓淡燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈切圆燃烧。炉后设置两台回转空气预热器为VI型，三分仓半模式。 锅炉为固态排渣，炉底排渣系统采用机械出渣方式。3台德国KSB公司的湿式马达炉水循环泵。 锅炉启动至10%BMCR时所用的燃料为轻油；低负荷运行时，助燃油为重油，锅炉重油系统出力30%BMCR。过热器采用二级喷水。再热器的调温主要靠燃烧器摆动，再热器的进口导管上装有两只雾化喷嘴式的喷水减温器，主要作事故喷水用。锅炉在尾部竖井下集箱装有容量为5%的起动疏水旁路。在炉膛出口均装有烟温探针，炉膛左右侧配有炉膛火焰电视摄像装置，汽包配备有汽包水位计及水位电视摄像装置，炉膛安全监督系统（FSSS）等安全保护装置。
义马锦江矸石电厂2×135MW工程 蒸汽吹管措施 （Ａ版/0） 编制： 审核： 批准： 山东电力建设第三工程公司 2004年 5月 26 日
义马矸石电厂2×135MW机组工程大机吹管措施 一、施工准备报告 1工程概况 义马锦江矸石电厂2×135机组工程，高压管道主要包括主蒸汽、再热蒸汽、及高压给水系统、高、低压旁路。为保证蒸汽系统及过热器、再热器的清洁，保证机组试运及投产后的安全经济运行，本期工程吹管采用一阶段加氧降压吹管的方式进行，因传统的吹管排汽均采用对空排汽，噪音极大，给职工及周围居民的身心健康造成极大的损害，这种排汽方式已不适应科技进步和社会的发展。针对这种情况，拟在本次吹管过程中采用加装消音器的降噪措施。 2编制依据 1、设计院设计图纸； 2、《火电工程施工质量检验及标准》（2000年版管道篇）； 3、《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T5054/1996； 4、《火电机组启动蒸汽吹管导则》(98版)； 5、《电力建设安全工作规程》DL5009.1-2002(国家经贸委) 8、《施工组织总设计》；(义马项目部) 9、《施工组织专业设计》（汽机专业）； 10、《质量体系管理程序文件》；（B版） 11、《技术管理手册》；（2002 C版） 12、《质检工作手册》（原山东电力工业局1999） 3施工准备及作业条件 3.1人员配备： 吹管期间设总指挥1人，白班、夜班吹管指挥各1人，投入运行的各设备、系统设专人值班并做好记录。 事先应进行交底，每人要明确其职责范围。 3.2机具配备： 对讲机6部，各汽门、逆止门法兰专用紧固扳手1套，大锤2把，扳手1套，18″、14″、12″活扳手各2 把，耐热石棉手套10副，电火焊工具各2套。4吹管目的及系统简介
河南龙宇煤化工 锅炉主蒸汽管道及外管网蒸汽系统吹管方案编制： 审核： 会审： 审定： 批准： 河南龙宇煤化工 二0 0 七年六月
概述 河南龙宇煤化工热电厂F30001A/B/C系四川锅炉厂生产的CG-130/9。81-X9型循环流化床锅炉，配备Z30001A/B青岛捷能抽汽式汽轮机，同时向空分厂压缩机透平、甲醇厂氨冰机透平供9.8Mpa、540℃蒸汽，并通过高压减次高压减温减压器向合成器压缩机透平供5.0Mpa、400℃蒸汽、通过次高压减低压减温减压器向空分厂分子筛提供1.4Mpa、200℃蒸汽、通过高压减低压减温减压器和次高压减低压减温减压器以及汽轮机抽汽向空分厂及甲醇厂提供0.6Mpa、200℃低压蒸汽。锅炉主要设计参数如下： 为了确保热电厂新机组和透平机的安全运行，必须对过热器、蒸汽管道、外供高压、次高压蒸汽管网进行蒸汽吹扫，清除管道中的氧化皮、铁屑、焊渣、泥沙、油垢等（制造、运输、安装过程中带入的）杂物。 一、冲管方法及合格标准 1、热电厂界区本次吹管采用稳压—降压—稳压法混合吹扫方法。 1.1 稳压法：用于冲管试吹阶段。锅炉按规程启动、升压、暖管后，
用较低的汽包压力进行小流量的蒸汽稳压吹扫，此时蒸汽对管道内壁的冲刷力小于额定负荷时蒸汽的冲刷力，即动量比小于1。目的是吹扫管道中的粗大颗粒和松散杂物，避免损伤弯头或堵塞管道。同时可以全面检查支吊架在受热、受冲击后的受力情况，及时发现问题，进行处理。 1.2降压法：在汽包压力较高的情况下，迅速开启临时排汽门，使管道内形成爆发性气流吹扫内壁，一般采用的动量比达1～1.5。当汽压较低时，关闭临时排汽门，增加燃料投入量，使压力上升到吹扫所需压力，进行下次吹扫。如此反复，直到吹扫合格（若单纯用床下点火油枪加热床料升压，则应注意油枪雾化情况、油系统的运行参数以及水冷布风板冷却水系统）。 1.3 稳压法：在降压吹扫过程中不可避免地会出现蒸汽带水，管内少量集盐。对过热器运行安全和改善蒸汽品质不利。为此再进行动量比小于1。的稳压吹扫除盐。 2、甲醇厂采用稳压法吹管。 2.1 氨冰机透平、合成汽压缩机透平的临时管出口接吹扫控制阀，在管网全部导淋排空暖管至第一次吹管开始后管网不发生水冲击、不振动后关闭，保留临时吹扫控制阀旁路，升压至2.5MPa压力，再关闭旁路阀，打开临时吹扫控制阀进行吹扫，吹扫过程中保持母管压力不变。 3空分厂采用爆破式吹扫 3.1 空压机透平的临时管出口接临时吹扫电动控制阀，吹扫方法采用暖管-充压-吹扫-降温-再暖管的次序反复进行吹扫。 3.2提前将高压蒸汽管网上的全部导淋阀打开，锅炉具备外送高压
锅炉吹管措施
陕西华电瑶池发电有限公司#2汽轮机超速试验措施 批准： 审核： 会审： 编写： 陕西华电瑶池发电有限公司 生产技术部 二零一一年七月二日
目录 1．组织分工及工期控制 2．西北电建一公司组织机构及职责分工3．编制依据 4．调试质量目标 5．安全环保注意事项 6．系统简介 7．试验内容 8．调制前应具备的条件 9. 调试步骤 10.附录 附录 1.锅炉吹管措施交底会记录 附录 2.锅炉吹管临时系统示意图
#2锅炉吹管措施 #2锅炉尾部受热面整组更换，过热器、再热器及其蒸汽等系统中，不可避免会有焊渣、锈垢和其它杂物。在正式向汽机供汽之前，必须将这些杂物尽可能吹洗干净，以确保机组的安全、经济运行。为了锅炉吹管工作的顺利进行，特制定本措施。 1.组织分工及工期控制 1.1 华电瑶池发电有限公司组织分工 #2机组大修指挥部下设吹管指挥小组，指挥小组分工如下 1.1.1 总指挥：裴小明 1.1.2 夜班指挥：朱松柏 夜班成员：史新平、袁建斌、朱民科、肖淑芳、池眀乾、张虎峰、戚大洲、潘改琴、朱忠厚 1.1.3 白班指挥：王晓维 白班成员：刘彬科、张建锋、杨雪梅、曹忠宁、白满荣、焦海平、王宏信、连星、杨海杰、孙建峰 1.1.4 指挥小组负责吹管过程的监督实施、协调、验收工作。 安监环保部：负责吹管过程的安全、环保监督。 发电部：负责吹管中的运行调整及具体操作、事故处理、巡回检查、参数记录、锅炉点火后的水质化验、吹管用水的保证等。 设备维护部：负责吹管过程的监督、协调、验收及消缺工作。 燃料运行部：保证吹管用煤的供给。 西北电建一公司：负责临时系统的拆装以及靶板的更换、现场的巡检、系统的隔离工作。 1.1.5 操作人员：发电部、输煤当值运行人员。 1.2 工期控制 1.2.1从吹管开始计时，临时系统拆除，正式系统恢复的焊接、探伤、热处理、保温等工作时间不得超过98小时。 1.2.2 为保证临时系统的拆除工作按期完成，要求一公司至少安排10名或以上高压焊工同时连续作业，每次至少5个高压焊口同时作业。为缩短热处理时间，要求配
吹管导则 1．吹管的目的和范围 1.1 吹管的目的 锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（例如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。应强调指出，不能期望吹管能清除所有杂物，首先应从制造、安装工艺上消除杂物的积存，吹管只能作为最后的一道补充手段。 1.2 吹管的主要范围 1.2.1 锅炉过热器、再热器及其系统。 1.2.2 主蒸汽管、再热蒸汽冷段管及热段管。 1.2.3 高压旁路系统。 1.2.4 汽动给水泵汽源管路。 2．吹管质量标准及其参数选择 2.1 吹管质量标准 2.1.1 按《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）（下称锅炉篇）10.5.8条规定：过热器、再热器及其管道各段的吹管系数应大于1；在被吹洗管末端的临时排汽管内（或排汽口处）装设靶板，靶板可用铝板制成，其宽度约为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径；在保证吹管系统的前提下，连续两次更换靶板检查，靶板上冲击班痕粒度不大于0.8mm，且肉眼可见斑痕不多于8点即认为吹洗合格。 2.1.2 当采用二段法吹洗时，检查主蒸汽管道吹洗合格后，再进行再热器及其管道的吹洗，并检查吹洗质量合格。当采用一段法吹洗时，应分别检查主汽及再热汽管道的吹洗质量，均符合标准要求。 2.2 吹管参数选择 2.2.1 吹管系数按下式计算： 吹管系数=（吹管时蒸汽流量）2×（吹管时蒸汽比容）/（额定负荷蒸汽流量）2×（额定负荷时蒸汽比容）