目次
1 目的 (2)
2 依据 (2)
3 设备系统简介 (2)
4 吹管范围 (2)
5 吹管质量标准及其参数选择 (3)
6 临时设施的安装及技术要求 (3)
7 吹管方式与吹管方法 (3)
8 吹管工艺实施要点 (4)
9 安全措施 (5)
10 职责分工 (5)
11 附表 (6)
1．吹管目的
锅炉过热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运的重要工作，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系统及汽管道中的各种杂物（例如：砂粒、石块、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。
2．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 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）；
2.3 《电力建设施工及验收技术规范》（1996年版）；
2.4 《火电机组启动蒸汽吹管导则》；
2.5 有关设备、设计资料。
3．设备系统简介
3.1锅炉设备的基本情况
锅炉概述
九江煤炭储运有限公司电厂本期工程完成2炉2机建设，配备江西锅炉厂生产的JG-130/3.82-Q型煤气锅炉，本锅炉采用单锅筒、集中下降管、膜式水冷壁、自然循环式，锅炉采用正四角旋流式煤气燃烧器。省煤气和空气预热器各为两极上下布置，空气预热器为钢管式，构架采用钢结构，前部炉膛及水平烟道采用悬吊结构，尾部受热而采用支撑结构，锅炉按7度地震设计。锅筒内部采用旋风分离器，高低温过热器之间设置减温器，锅炉采用平衡通风方式。
3.2锅炉主要参数
锅炉主要参数
4．吹管的范围
4.1 吹管的主要范围
4.2 锅炉过热器及其系统。
4.3主蒸汽管道及主蒸汽母管。
4.4至汽轮机主汽门前蒸汽管道。
5．吹管质量标准及其参数选择
5.1 吹管质量标准
按《火电机组启动蒸汽吹管导则》1998版规定：过热器及其管道各段的吹管系数大于1；在被吹洗管末端的临时排气管内（或排汽口处）装设靶板，靶板用铝板制成，其宽度约为排气管内径的8%,长度纵贯管子内径，在保证吹管系数的前提下，连续两次更换靶板检查，靶板上冲击斑痕粒度不大于0.8mm，且肉眼可见斑痕不多于8点即认为吹洗合格。
5.2 吹管参数选择
5.2.1用锅炉自动主汽门做为控制门，吹管时控制门应全开；本方案采用降压法吹管，控制门的启闭时间应小于1分钟。
5.2.2 被吹洗系统各处的吹管系数均应大于1。
5.2.3吹管过程中，应用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。
5.2.4吹管时，汽包压力保持在2.5—3.0MPa范围内，保证吹管效果。
6．临时设施的安装及技术要求
6.1临时排汽管的内径宜大于或等于被吹洗管的内径。
6.2锅炉主汽流量孔板在吹管期间不安装；用相同直径的短管代替。
6.3 吹洗结束，正式系统恢复时，必须采用可靠的措施，严禁造成二次污染。
7．吹管方式与吹管操作
7．1 吹管方式
根据本工程的系统特点，确定吹洗流程。
过热器集箱→锅炉主汽门→主汽管道→＃3炉来汽门→＃3机来汽门→临时管道
→排大气
7.2 吹管操作
7.2.1点火具备条件
7.2.2检查风量调节挡板是否完好，启动应灵敏，指示应正确。
7.2.3各温度测点热电偶及表盘用各仪表完好，指示正确。
7.2.4点火系统及正常，点火观察孔完好。
7.2.5检查炉膛、过热器、省煤器、空预器等处烟风道各人孔门、防爆门、检查门等完整良好，确认无人后，密闭各孔门。
7.3启动引风机、送风机，调节风量挡板，维持炉膛负压在-20Pa，开启煤气调节阀，调节风量，点燃如实器；观察火焰的燃烧情况，调节煤气和风量。
7.4 采用降压吹洗，在吹洗基本合格后，进行一次停炉冷却（时间12h以上）冷却过热器及主汽管道，再次进行吹洗，以提高吹洗效果。
7.5 降压吹洗时，升压到吹洗压力，保持燃烧量，并迅速开启控制门，利用压力下降产生的附加蒸汽吹管，根据压降关闭控制门。
7.6 每小时吹洗不超过4次。
7.7 在吹洗时，应避免过早的大量补水。
7.8每次吹洗时因压力、温度变动剧烈，有利于提高洗效果。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。
7.9吹洗过程中，应按要求控制水质。在停炉冷却期间，可进全炉换水。
8．吹管工艺实施要点
8.1 吹洗前的基本条件
8.1.1 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，具备必要的现场条件。
8.1.2 机组蒸汽吹洗前，应根据部颁有关规定，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）。
8.1.3 在试运指挥部主持下，调试、运行、施工各方按照《锅炉启动调试导则》及启动试运有关技术文件，已完成吹管前各项准备工作。
8.2 吹洗工艺要点
8.2.1 按有关规程和措施完成全面检查及各项试验。
8.2.2 按有关规定和措施进行点火升压。
8.2.3 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。
8.2.4吹管时汽包压力为2.5—3. 0MPa。
8.2.5 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。预吹洗的压力分别为1.0MPa、1.5MPa、2.0MPa。
8.2.6 在首次预吹洗时安装靶板，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。
8.2.7 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。
9．安全措施
9.1 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。
9.2 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。
9.3 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（尽量配置备用设备），运行精心操作十分重要。
9.4 更换靶板时有可靠的安全措施。
9.5 暖管疏水要充分，严防水冲击。
9.6 锅炉首次点火升压应按规程进行热膨胀检查并作记录。发现膨胀受阻，应停止升压，查明原因，清除缺陷。
9.7 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。
9.8 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。
9.9参加调试的所有人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠的进行。
9.10如在锅炉吹管过程中危及人身及设备安全时，应立即停止吹管工作，必要时停止机组运行。分析原因，提出解决措施。
9.11如在调试过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。
10．职责分工
按照《启规》有关规定，各方职责如下：
10.1安装
10.1.1负责吹管临时系统的设备、材料的选用；临时系统的配置、安装。
10.1.2负责靶板的加工、抛光；靶板架的安装；吹洗时靶板的装、取。
10.1.3负责试运设备的检修、维护及消缺工作。
10.1.4负责临时系统、排气口周围的安全警戒工作。
10.1.5负责该系统分部试运后的签证工作。
10.1.6在试吹洗及吹洗过程中，监视吹管系统特别是临时系统的膨胀及受力情况，如发现异常，即时汇报，应停止吹洗进行处理，保证安全。
10.2调试
10.2.1负责试运方案的编制工作；并进行技术交底；
10.2.2参与吹管临时系统布设方案的选定，临时系统的检查验收；
10.2.3负责吹洗操作的技术指挥工作；
10.2.4负责锅炉吹洗参数的记录及整理工作；
10.2.5参加分部试运后的验收签证；
10.2.6负责编写调试报告。
10.3生产单位
10.3.1负责系统试运中的启停、运行调整及事故处理；
10.3.2负责系统试运期间的运行操作工作；
10.3.3准备运行规程、工具和记录报表等；
10.3.4负责试运中的巡检及正常维护工作。
附表一：吹管前检查验证单
调试文件修改登记表
调试文件修改通知单
XXX发电有限责任公司 机组甩负荷事故预案 发电运行部
XXX发电有限责任公司 甩负荷事故处理 注意事项 发电运行部 2011年6月
机组甩负荷事故预案 注意事项 在运行中，汽轮发电机组的负荷突然大幅度减少或降到零，把这种现象称为汽轮发电机组甩负荷事故。在DCS和DEH的设计中，为了提高机组保护动作的灵敏性和准确性，汽轮机TSI系统及ETS系统的保护设置庞大而复杂，在为了提高机组保护系统动作灵敏性的同时，也增加了保护误发、误动的可能性。如果造成汽轮发电机组甩负荷的原因属于机组保护信号误发的暂态扰动，例如，就地保护接线遭到人为碰触而松脱、短路；长期运行中机组保护信号的检测探头损伤或工作不良；在线更换发电机碳刷等定期工作的操作中不小心触发保护动作等等原因，都有可能造成机组甩负荷事故发生。而当这种扰动在短时间内得到消除后，机组便可立即进行重新挂闸和再次并网发电，从而避免停机停炉的事故发生。 典型案例回顾： 以下为发生在我厂#1、#2机组主机保护动作引起汽机跳闸，机组甩负荷后在短时间内故障得到消除，然后重新启动并网的几次成功案例： 案例分析一： 2008年12月22日09：23分，我厂#1机组带120MW负荷运行，电气工作人员在线更换发电机励磁装置碳刷，操作过程导
致转子一点接地保护动作，发电机主开关跳闸引起机组甩负荷。确认故障原因，消除跳闸信号后，09：31分机组重新挂闸运行，09：37分负荷带至120MW。事故前后历时15min。甩负荷后，由于低压旁路卡塞打不开，致使锅炉超压，主、再热蒸汽管道安全门频繁动作，大量蒸汽排入大气，工质损失严重，排汽装置水位一度降低至1580mm。幸好整个事故过程处理迅速，否则，导致的直接后果就是锅炉上水中断，不得不停机停炉。 经验总结：今后检修工作中凡涉及有可能造成机组保护动作的项目，在办理工作票和执行安全措施中，必须经总工同意和批准后，将相应的保护退出，方可开工。 案例二： 2008年11月21日，#1机组带80MW负荷运行，03：45分，汽轮发电机励端回油温度高（96℃）保护动作，机组跳闸甩负荷。运行人员立即检查事故情况，判断为保护信号误发，转速降至1500rpm后，检查机组无异常后复位跳机信号，重新挂闸，03：57分，负荷带至80MW稳定运行。 案例三： 2009年3月24日，22：31分，#2机五瓦下部瓦温【TE5519】异常波动，DCS显示数值由45℃突然升至97℃，及时通知热工人员解除该点保护，避免了信号误发导致机组掉闸事故发生。 可见，在机组运行中，由于保护信号误发而导致机组掉闸或故障甩负荷的情况在停机事故中占有相当比例。所以，运行人员
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；
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。
锅炉煮炉及吹管方案 二．煮炉 1．煮炉的目的： 由于新安装的锅炉其受热面管系集箱及汽包的内壁上油锈等污染物，若在运行前不进行处理的话，就会部分附在管壁形成硬的附着物，导致受热面的导热系数减少。从而影响锅炉的热效率，另一部分则会溶解于水中影响蒸汽的品质，危害汽轮机的安全运行，根据《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）工作压力小于9.8Mpa的汽包锅炉，可不进行化学清洗，而进行碱煮炉。 2．煮炉已具备的条件： ①烘炉后期耐火砖灰浆样含水率小于7% ②加药、取样管路及机械已全部安装结束并已调试合格。 ③化学水处理及煮炉的药品已全部准备。 ④锅炉的各传动设备（包括厂房内的照明设施）均处于正常投运状态， ⑤锅炉、化学分析等各部分的操作人员均已全部到岗。 3．煮炉工艺： 1）烘炉后期，灰浆样含水率小于7%,用排污将水位降到中心线以下150mm. 2)NaOH 160KG,NaPO4 160KG混合配成20%的药液由加药泵打入锅炉内。 3）开启给水旁路门，向炉内送水，控制水位在中心线以上130mm,停止进水，关闭给水旁路门，开启再循环门，进行煮炉。 （2）煮炉共分3期： 第一期：1）再次检查锅炉辅机及各设备，处于启动状态，开启给煤机，引风机，送风机等，适当调整风量。 2）向锅炉预备好燃料点火升压，当压力升到1Kgf/cm2，敞开过热器疏水门，并冲洗就近水位计一只。 3)再次缓慢升压到4Kgf/cm2，要求安装人员对所有管道、阀门作全面检查，并拧紧螺栓，在4Kgf/cm2下煮炉8～12小时，排汽量为10%额定蒸发量。化验遇每隔4小时取样分析一次，并将分析结果通知运行有员。 4）根据现场确定全面排污一次的排污量和排污时间，排污时要严密监视水位，力求稳定，严防水循环破坏，并做好水位记录。 5）在第一期煮炉中，要求水位保持在+130mm下运行，运行人员对烟温、烟压、温度、水位及膨胀指示值等表计每小时抄表一次。 第二期：1）再次缓慢升压到达25 Kgf/cm2，然后对各仪表管路进行冲洗。在25 Kgf/cm2压力下煮炉10～12小时，排汽量为5%左右额定蒸发量。 2）运行值班人员应严格控制水位在+160 mm，并每隔2小时校对上下水位计一次，做好记录。 3）化验人员每隔断2小时取炉水验一次，炉水碱度不得低于45mgN/L，否则应加药液。同时根据经验通知，全面定期排污一次，在排污中要严格控制水位，要求水位波动小，并做好排污记录。
1 概况 公司1号汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的N135-13.24/535/535型超高压、双缸双排汽、单轴反动式纯凝汽汽轮机，其再热蒸汽采用高、低压两级串联旁路系统，配以上海汽轮发电机有限公司生产的QFS-135-2型双水内冷发电机。 该机调速保安系统采用低压透平油(DEH)数字电液控制系统、TSI 汽轮机监视系统、ETS紧急跳闸系统、以及防止汽轮机甩负荷超速的OPC保护系统。 按照启规的要求，1号汽轮机在启动调试期间，应进行甩负荷试验。为此,特制定本试验方案。 2 试验目的 对新投产机组应进行甩负荷试验，保证机组投入生产后能够安全稳定地运行。试验达到如下目的： 2.1 考核汽机的DEH控制系统在甩负荷时的控制性能，即能否控制机组转速不超过危急保安器动作转速，且能够维持空负荷运行。 2.2 测取机组甩负荷后的动态过渡过程特性曲线。 3 依据标准 3.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》［电力部电建(1996)159号］。 3.2 《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)［DL 5011-92］。 3.3 《汽轮机甩负荷试验导则》［电力部建设协调司建质（1996）40号］。 3.4 汽轮机相关设备制造厂家图纸、说明书及设计院设计的有关图纸和资料。 4 组织与分工 甩负荷试验因参加试验的单位多,涉及面宽,要做好试验,组织协调工作十分重要。 4.1 成立试验指挥组 组长：由生产单位副总经理担任
副组长：由调试单位，吐电工程部、监理单位、安装单位的主要负责人及建设单位运行部主任担任。 成员：建设单位、调试单位、监理单位，吐电工程部和安装单位各专业负责人，生产单位当班值长 4.2 分工 4.2.1 生产单位 负责甩负荷试验中厂内部各部门之间的协调及安全工作；负责与省调度中心联系运行方式及相关工作；负责甩负荷试验过程中的运行操作和设备巡检工作。 4.2.2 调试单位 负责甩负荷试验过程的组织指挥及技术工作。 4.2.3 吐电工程部 负责甩负荷试验过程中各参建单位的协调工作。 4.2.4 监理单位 负责甩负荷试验过程中质量的监督管理工作。 4.2.5 安装单位 负责甩负荷试验过程中的现场消缺、警戒等工作。 4.3 各监控岗位 4.3.1 设立汽机监视岗位(共5人) 汽机转速监视1人、危急时打闸停机1人、高中压主汽门和调门关闭监视2人、高排逆止门就地监视,必要时实施强关1人。 4.3.2 设立电气监视岗位(共4人) 在工程师站电厂电气人员手动跳发变组出口开关1人、保安段运行人员就地监视2人、灭磁开关联跳监视必要时在监控盘手动跳灭磁开关1人。 4.3.3 热工岗位 汽机控制盘、工程师站、热控电子间设专人值班，配合调试人员。 5 试验前具备的条件 5.1 汽机专业 5.1.1 主汽门、调门在线活动试验合格。 5.1.2 高排逆止门、抽汽逆止门、抽汽电动门活动及联关动作正常，
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：××××××××、××××××、××××××××、××××××、××××××××、××××××。
汽轮机甩负荷试验导则 编写说明 1. 本导则受电力部建设协调司的委托，于1995年5月完成讨论稿，10月完成送审稿，12月完成报批稿。1996年元月经审批，由电力部建设协调司审核通过。 2. 本导则是在200MW机组甩负荷试验方法的基础上，经修改补充编写的，适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 3. 试验目的暂为考核汽轮机调节系统动态特性，在不断总结甩负荷试验经验的基础上，再加以完善、补充，以及适应大容量、高自动化机组的要求。 4. 在讨论和送审稿中的其它甩负荷方法，如测功法等，暂不呈现在导则中，待进一步取得经验后再作补充。 1.适用范围 适用各种容量的机组，为机械型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则 的基本精神编写具体的试验措施。 2.目的 考核汽轮机调节系统动态特性。 3.要求 3.1 机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。 3.2 调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。 4.试验条件 4.1 主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 4.2 调节系统静态特性符合要求。 4.3 保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常。 4.4 主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。 4.5 抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。 4.6 高压启动油泵、直流润滑油泵联锁动作正常，油系统油质合格。 4.7 高压加热器保护试验合格。 4.8 利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组，其备用汽源应能自动投入。 4.9 汽轮机旁路系统应处于热备用状态(旁路系统是否投入，应根据机、炉具体条件决定)。 4.10 锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。 4.11 热工、电气接线正确，动作可靠，并能满足试验条件的要求，如：解除发电机主开关跳闸联锁主汽门关闭。 4.12 厂用电源可靠。 4.13 发电机主开关和灭磁开关跳合正常。 4.14 系统频率保持在50±0.2Hz以内，系统留有备用容量。 4.15 试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统。 4.16 试验领导组织机构成立，明确了职责分工。 4.17 已取得电网调试的同意。 5.试验方法 5.1.突然断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。 5.2.凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩50%、100%额定负荷两级进行。当甩50%额定负荷后，转速超调量大于或5等于%时，则应中断试验，不再进行甩100%
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
XX 造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程汽轮机甩负荷试验方案 工作人员：XXX 编写人员：XXX 审核：XXX 批准：XXX XX 电力建设第二工程公司 二O—三年九月
摘要 本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要针对XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1 X 50MW汽轮发电机组、350t/h 循环流化床燃煤锅炉机组调试工作提出具体方案。依据相关规定，结合本工程具体情况，给出了汽轮甩负荷试验需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。 关键词：汽轮机；甩负荷试验；调试方案
目录 一、编制目的 (4) 二、编制依据 (4) 三、机组概况 (4) 四、设备规范 (4) 五、调试质量目标 (4) 六、调试前必须具备的条件 (5) 七、调试项目及方法 (7) 八、控制验收的技术标准 (11) 九、安全注意事项 (11) 十、组织分工 (12) 十一、仪器、仪表 (12) 十二、安全防范措施 (13) 附录1 (25) 附录2 (26) 附录3 (27)
一、编制目的 1.1考核汽轮机DEH的控制功能，评定DEH及系统的动态品质； 1.2对相关自动/联锁/保护的特性进一步进行检验； 1.3考核机、炉、电各主、辅机的动作灵活性及适应性。 二、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范》电建[2009] 2.2《火电工程启动调试工作规定》建质[1996]40号文 2.3《电力建设施工及验收技术规范》电技[1994]20号文 2.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》2006 2.5《电力建设安全工作规程》 2.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2.7《汽轮机甩负荷试验导则》(1996年版) 2.8《DEH说明书》 2.9《EH系统说明书》 2.10有关图纸、文件、说明 三、机组概况 广州造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1X 50MW汽轮发电机组是为CC60- 8.83/1.27/0.49型双抽式汽轮机，采用数字式电液调节系统。 四、设备规范 汽轮机主要技术参数 型式冲动式、高温、高压、单缸、双抽凝汽式汽轮机 制造厂东方汽轮机有限公司 型号CC60- 8.83/1.27/0.49 型 汽轮机的额定蒸汽参数： (1) 主蒸汽压力8.83MPa 主蒸汽温度535 C
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
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。
汽轮机甩负荷试验导则 电力工业部建设协调司建质【1996】40号 一九九六年五月 编写说明 1本导则受电力部建设协调司的委托。于95年5月完成讨论稿，10月完成送审稿，12月完成报批稿。96年元月经审批，由电力部建设协调司审核通过。 2本导则是在200MW机组甩负荷试验方法的基础上，经修改补充编写的，适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 3试验目的暂为考核汽轮机调节系统动态特性，在不断总结甩负荷试验经验的基础上，再加以完善、补充，以适应大容量、高自动化机组的要求。 4在讨论稿和送审稿中的其它甩负荷方法，如测功法等，暂不呈现在导则中，待进一步取得经验后再作补充。 1适用范围 适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 2目的 考核汽轮机调节系统动态特性。 3要求 3.1机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。 3.2调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。 4试验条件 4.1主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 4.2调节系统静态特性符合要求。 4.3保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常。 4.4主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。 4.5抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。
4.6高压启动油泵、直流润滑油泵联锁动作正常，油系统油质合格。 4.7高压加热器保护试验合格。 4.8利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组，其备用汽源应能自动投入。 4.9汽轮机旁路系统应处于热备用状态(旁路系统是否投入，应根据机、炉具体条件决定)。 4.10锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。 4.11热工、电气保护接线正确，动作可靠，并能满足试验条件的要求，如：解除发电机主开关跳闸联锁主汽门关闭。 4.12厂用电源可靠。 4.13发电机主开关和灭磁开关跳合正常。 4.14系统周波保持在50±0.2Hz以内，系统留有备用容量。 4.15试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统。 4.16试验领导组织机构成立，明确了职责分工。 4.17已取得电网调度的同意。 5试验方法 5.1突然断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。 5.2凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩50％、100％额定负荷两级进行。当甩50％额定负荷后，转速超调量大于或等于5％时，则应中断试验，不再进行甩100％负荷试验。 5.3可调整抽汽式汽轮机，首先按凝汽工况进行甩负荷试验，合格后再投入可调整抽汽，按最大抽汽流量甩100％负荷。 5.4试验应在额定参数、回热系统全部投入等正常运行系统、运行方式、运行操作下进行。不能采用发电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、停机等试验方法。5.5根据机组的具体情况，必要时在甩负荷试验之前。对设备的运行状态及运行参数的控制方法等，可以作适当的操作和调整。 5.6甩负荷试验准备工作就绪后，由试验负责人下达命令，由运行系统进行甩负荷的各项工作。 5.7在机组甩负荷以后，调节系统动态过程尚未终止之前，不可操作同步器(具有同步器自动返回功能的电液调节系统除外)。
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。