九江#7锅炉吹管调试措施2.docx
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九江#7锅炉吹管调试措施2
国电九江发电厂“上大压小”
2×660MW扩建工程
#7机组锅炉蒸汽吹管调试措施
编写：
会签:
审核：
审定:
批准：
2012年6月20日
目录
1.方案编制依据2
2.方案编制目的3
3.调试对象和范围3
4.吹管质量目标4
5.吹管前应具备的条件和准备工作4
6.吹管方法、工艺、步骤及作业程序10
7.精细化调试质量控制措施15
8.危险点/危险源控制与安全技术措施15
9.环境、职业健康安全风险因素控制措施17
10.组织分工18
11.国家相关强制性条文20
附录1吹管前应具备的条件检查确认表24
附录2危险源辨识（1/2）27
附录3吹管参数记录表29
附录4锅炉膨胀值记录表30
附录5分项调整试运质量检验评定表31
附录6分系统调试验收签证书33
附录7吹管临时设施材料一览表34
附录8吹管系统流程图35
附录9吹管计划及耗水耗煤估算：
37
附录10不参与蒸汽吹管的管道处理：
38
附录11吹管时机侧需冲洗的疏水管道阀门38
1.方案编制依据
1.1DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》
1.2DL/T5210.2-2009《电力建设施工质量验收及评价规程》（锅炉篇）
1.3DL/T5210.5-2009《电力建设施工质量验收及评价规程》（管道篇）
1.4GB/T19001-2008《质量管理体系要求》
1.5GB/T28001-2001《职业健康安全管理体系规范》
1.6GB/T24001-2004《环境管理体系要求及使用指南》
1.7DL612—1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》
1.8DL647—2004《电力工业锅炉压力容器检验规程》
1.9DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》
1.10《电力工程达标投产管理办法》（2006版）
1.11.DL/T5210.2-2009《电力建设施工质量验收及评价规程第2部分：
锅炉机组》
1.12.《中国国电集团公司火电厂基本建设工程启动及验收管理办法》（2006版）
1.13.《中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006版）
1.14.《中国国电集团公司火电工程启动调试工作管理办法》（2006版）
1.15《电力建设安全健康与环境管理工作规程定（2002年版）》；
1.16.DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程（第1部分：
火力发电厂）》
1.17.《国家电网公司安全工作规程（火电厂动力部分）》
1.18.国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
1.19.《中国国电集团公司二十九项重点反事故措施》
1.20.《中国国电集团公司工程建设安全健康与环境管理工作规定》（试行）（国电集工[2004]122号
1.21.DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》
1.22.《火电机组启动蒸汽吹管导则》（1998年版）
1.23.业主与供货商签订的有效技术合同文件和设备技术资料
1.24.国电九江发电厂“上大压小”2×660MW扩建工程#7机组有关文件、图纸
1.25.《工程建设强制性标准条文 电力工程部分 2006年版》（建标[2006]102号建设部）
2.方案编制目的
2.1.锅炉过热器，再热器管内及其蒸汽管道内部的清洁程度，对机组的安全经济运行及能否顺利投产关系重大。
为了清除在制造、运输、保管、安装过程中残留在过热器、再热器及管道中的各种杂物（如焊渣、旋屑、氧化铁皮、泥砂等），锅炉正式向汽机供汽前，必须对锅炉的过热器、再热器及蒸汽管道进行蒸汽吹洗，以防止机组运行中过、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。
2.2.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，制定本方案。
3.调试对象和范围
国电九江发电厂“上大压小”2×660MW扩建工程#7机组锅炉系上海锅炉厂有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、四角切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊、Π型锅炉。
3.1锅炉主要参数
过热蒸汽：
最大连续蒸发量（B-MCR）
1965t/h
额定蒸发量（BRL）
1908t/h
额定蒸汽压力（过热器出口）
28.0MPa（g）
额定蒸汽压力（汽机入口）
27.0MPa（a）
额定蒸汽温度
605℃
再热蒸汽：
蒸汽流量（B-MCR/BRL）
1656/1601t/h
进口/出口蒸汽压力（B-MCR）
5.89/5.69MPa（g）
进口/出口蒸汽压力（BRL）
5.68/5.49MPa（g）
进口/出口蒸汽温度（B-MCR）
366/603℃
进口/出口蒸汽温度（BRL）
360/603℃
给水温度（B-MCR）
296℃
给水温度（BRL）
294℃
注：
压力单位中“a”表示绝对压力（以后均同）。
3.2.吹管范围
3.2.1.锅炉受热面管束（蒸汽部分）及其联络管；
3.2.2.主蒸汽管道；
3.2.3.冷段再热蒸汽管道；
3.2.4.热段再热蒸汽管道；
3.2.5.高压旁路管道；
3.2.6.炉本体吹灰系统管路；
3.2.7.主蒸汽减温水系统管道；
3.2.8.再热蒸汽减温水系统管道；
4.吹管质量目标
4.2.符合《中国国电集团公司火电厂基本建设工程启动及验收管理办法》（2006版）、《火力发电建设工程启动试运及竣工验收规程》（2009年版）中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。
4.3.靶板的检验按《中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006版）、《火电机组启动蒸汽吹管导则》（1998年版）规定，在吹管系数大于1的条件下，连续两次靶板上没有大于0.8mm的斑痕，0.2～0.5mm的斑痕不大于5个，0.2mm以下的斑痕不计，检验靶板为铝板。
4.4.专业调试人员、专业组长对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。
5.吹管前应具备的条件和准备工作
5.2.对工作场所的要求
5.2.1.与尚在继续施工的现场及有关系统之间已有可靠的隔离。
5.2.2.吹管临时管道、消音器周围已设置明显的警戒线和警示牌，并安排专人值守，禁止人员靠近；消音器排汽口应朝向安全处，避免近距离朝向建筑物、重要设施以及人员工作区域。
5.2.3.妨碍通行和有着火危险的脚手架及障碍已拆除。
5.2.4.沟道盖板、梯子及平台拦杆齐全，地面平整清洁，工作人员能安全通行。
5.2.5.具备充足可靠的照明、通风及消防设施，消防通道畅通。
5.2.6.锅炉房电梯投用。
5.3.对公用系统的要求
下列公用系统已经分系统试运结束，且已经投运，施工已完成的部分应关闭相关联络阀，未完成安装的部分应进行可靠封堵。
5.3.1.厂用电系统（厂用动力电源、事故电源和照明电源）
5.3.2.工业水系统
5.3.3.仪用压缩空气系统
5.3.4.输煤系统
5.3.5.消防系统
5.3.6.空调暖通系统
5.3.7.全厂通讯联络相关部分系统
5.3.8.闭路电视监控系统（特别是能够监控吹管临时系统的监控系统）
5.4.对锅炉侧的要求
锅炉侧下列系统的分系统调试应结束并具备投用条件。
5.4.1.锅炉酸洗已结束，酸洗阶段的临时设施已全部拆除，系统恢复完成。
5.4.2.锅炉启动系统调试已结束并具备投运条件，分离器正式水位计装好可投用。
5.4.3.烟风系统分系统调试已结束，脱硫脱硝系统具备投运条件。
5.4.4.轻油管道经吹扫和打压试验验收合格，且油循环已结束，油枪具备投用条件。
5.4.5.等离子系统调试结束，可以投运。
5.4.6.具备投入6套制粉系统的条件，吹管时将投用4套，2套备用。
5.4.7.锅炉各疏水管道恢复完毕，疏水泵及疏水、放空气各阀门已调试结束，疏水扩容器水箱水位计装好可投用。
5.4.8.布袋除尘器的安装、调试工作结束，验收合格，可投运。
5.4.9.锅炉灰渣系统具备投用条件。
5.4.10.各系统的管道、阀门、挡板等调试和保温工作已完成，各人孔门、看火孔、检查孔门等完整良好，所有阀门、挡板开关灵活，指示正确。
5.4.11.烟温探针和火焰电视监视系统均调试完毕，可以投用。
5.4.12.锅炉各膨胀点膨胀时不受阻碍，膨胀指示器安装正确，校好零位。
5.4.13.吹灰器全部在退出位置；
5.4.14.空预器蒸汽吹灰器、清洗系统已能正常投用。
5.5.对汽机侧的要求
汽机下列系统的分系统调试应结束，具备投用条件，高压主汽门及中压主汽门前短接，并做好吹管系统与汽机本体的隔离工作。
5.5.1.循环水、开/闭式冷却水系统
5.5.2.凝结水系统、给水系统
5.5.3.除氧器系统
5.5.4.辅助蒸汽系统（邻炉供汽管道、辅助蒸汽至除氧器加热、辅助蒸汽至小机调试用汽、辅助蒸汽至小机轴封用汽、辅助蒸汽至空预器吹灰、辅助蒸汽至磨煤机灭火蒸汽、辅助蒸汽至暖风器），须保证辅汽能连续供应
5.5.5.主机润滑油/盘车系统/发电机密封油系统/顶轴油系统
5.5.6.小汽机及汽动给水泵具备投运条件
5.5.7.凝汽器热井及除氧器水箱（凝汽器底部在灌水检查时设置的支撑全部保留）
5.5.8.汽机低压缸排汽温度测点
5.5.9.汽机后缸喷水系统
5.5.10.高压旁路系统
5.6.对仪控侧的要求
5.6.1.FSSS系统：
静态试验合格，包括炉膛吹扫条件的试验、MFT试验及MFT后的联动试验、燃油OFT试验及OFT后的联动试验、燃油泄漏试验。
5.6.2.SCS系统：
各辅机的顺控及联锁、保护试验合格。
5.6.3.CCS系统：
燃油控制；炉膛压力控制；分离器贮水箱、扩容器集水箱、热井、除氧器水位控制等均可投用。
5.6.4.DAS系统：
参与吹管过程控制的参数指示（螺旋水冷壁出口金属壁温、上部水冷壁出口、汽水分离器筒体、过热器、再热器壁面温度等）应投用。
5.6.5.SOE系统：
与投运辅机及系统相关的，及MFT信号中除汽机、发电机外的所有SOE记录功能已具备投用条件。
5.6.6.所有投运设备和系统的联锁、保护投入，定值整定正确。
5.6.7.DCS中试验数据报表采集功能调试完毕，采集记录表已做好，并确认能正常工作。
5.7.对燃煤的要求
吹管采用等离子点火方式，鉴于等离子点火存在燃烧不完全，且煤质较差时不易着火的现象，要求吹管期间燃用煤质较好的煤种，在保证稳定着火的前提下尽量提高煤粉燃烬度，以保证锅炉的安全。
锅炉点火吹管期间煤质要求和煤量估算见附录9。
5.8.对化学要求
5.8.1.化学备制水补水设备、取样系统、加药系统、精处理系统能正常投用；
5.8.2.化学在线监测仪表
5.8.3.吹管开始前，化学除盐水箱需备满除盐水，在吹管期间化学除盐水的制备必须同步进行，以满足吹管用水要求。
吹管用水量估算及水质要求见附录9。
5.9.吹管临时设施的要求
5.9.1.本次锅炉吹管系统流程见附录8，关键内容简述如下：
5.9.2.一阶段吹管临时系统：
1）从高压主汽门前短接，引出两根临时管，两根临时管水平段上分别装一个吹管临时电动闸阀（临冲门1和2）及暖管用小旁路的旁路管，并装设手动截止阀，用以控制升压速度及系统暖管；
2）吹管临冲门后两路临时管合并一路母管接出，在临时母管上选取合适位置装设靶板器1，靶板器1后的临时管道汇入靶板器2后的临时母管进消音器排大气。
靶板器2前须加装堵板。
5.9.3.二阶段吹管临时系统：
1）一阶段吹洗时靶板器1后的母管汇入靶板器2后的母管，二阶段吹洗时将该段母管断开，靶板器1后的临时母管接入低温再热汽进口母管。
2）从中压主汽门前短接，引出两根临时排汽管，之后将两路临时管合并一路临时母管接出，在临时母管上上选取合适位置装设靶板器2，靶板器2后的临时母管进消音器排大气。
3）二阶段吹洗时靶板器1、靶板器2前的堵板拆除。
5.9.4.临时管材质要求：
1）内径大于或等于原正式管道内径。
2）所有临时管均必须满足吹管要求参数。
3）临冲门前的临时管按9.8MPa、450℃的使用要求选取管材。
4）临冲门后至冷段再热管道之间的临时管按8MPa、450℃使用要求选取管材。
5）中压主汽门后的临时管按5MPa、500℃的使用要求选取管材。
5.9.5.临时管安装要求及工艺：
1）临时管内部在安装前要检查、清理干净，以防脏物进入正式管道。
靶板前的管道焊接采用氩弧焊打底，喷砂处理，并进行100％无损检测
2）临时管路支吊架和限制滑块要求设置合理安装牢固，保证能承受排汽时的反作用力，并不妨碍管道的热膨胀；承受排汽反力的支架强度应按大于4倍的吹洗计算反力.
3）在各临时管段的最低点应有疏水管，疏水管的安装位置及排汽方向应指向安全处。
4）在临时管上包上临时保温，保温厚度≮100mm，防止人员烫伤。
5）为确保吹管安全，要确保临时系统的材质合格，安装前需经光谱检查或其他工艺检查，并经过监理验收合格。
6）吹管所有临时管的走向、支撑、膨胀均须经过有资质的设计单位计算复核，并按正式管道的施工工艺施工。
5.9.6.临时控制门的要求如下：
1）所有临时控制门均为单闸板阀且必须开关灵活、可靠，严密不漏。
2）临冲门1、2参数：
Pg≥16MPa，适用温度450℃，与主蒸汽管径相配的电动闸阀。
3）临冲门1、2全开、全关时间均应小于60秒钟且需设置开、关、停三个控制按钮，并引至控制室操作台旁。
开、关具有自保持功能，按停止按钮后可立即中止临冲门的动作。
4）临冲门应水平安装并搭设操作平台。
5）临冲门加设旁路门，旁路门要求Pg≥10MPa，Dn≥28mm，适用温度450℃用于暖管和保护临时控制门。
6）高旁临时门参数：
Pg≥10MPa，适用温度450℃,与高旁管径相配的电动闸阀。
5.9.7.靶板器及靶板制作要求：
1）靶板器制作按照《火电机组启动蒸汽吹管导则》（1998年版）中的要求执行。
2）靶板采用铝板制作，其宽度为≥排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径，表面应进行抛光处理，无肉眼可见斑痕。
3）为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有4～6m的直管上，防止携带杂质的蒸汽通过弯头时与杂质分离，影响吹管质量的检验。
4）与靶板器1和2配套使用的靶板分别制作20块和30块。
5）靶板架以及靶板要求固定牢靠，拆装靶板方便，在更换靶板时可保证工作人员的安全
5.9.8.吹管前必须由监理组织各相关单位对吹管临时系统进行检查，合格后办理验收签证，方可进行吹管。
5.9.9.吹灰管道吹洗临时系统要求：
1）减温减压站上调阀必须在吹洗后安装；
2）减压站上电动截止阀已调试完毕，能正常开关；
3）由吹灰母管引出的仪表导压管上的截止阀关闭；
4）吹灰器本体阀门与管道连接的法兰应分离，法兰处应用铁皮封堵；
5.9.10.消音器要求满足吹管的排汽安全，按2.5MPa，500℃要求选材。
使用前应进行仔细检查，安装位置根据现场情况确定，放置在事现浇铸好的基础上，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。
5.9.11.热井加装临时水位计，运行单位派专人就地监视水位。
5.9.12.吹管时汽机侧各疏水一、二次阀全开（主汽管道疏水、再热汽管道疏水、主汽阀前疏水等共8个，见附录11），由疏水管二次阀后或疏水汇集管用临时管（满足5Mpa,450℃要求）引出至安全排放点。
为保证汽机侧尽量长的疏水管路被冲洗，临时管接口应尽量靠近疏水管路末端，。
所有低压疏水和高压疏水要求分别接至排放处，不能混接。
5.9.13.低旁管道加装堵板隔离，保证再热汽不进低旁管道。
5.10.正式吹管前要求结束的一些吹扫及清理工作（详见附录10）
5.10.1.小机轴封系统应事先用辅汽吹扫干净。
5.10.2.小机进汽及小机调试用汽管路，应事先用辅汽吹扫干净，吹管时尽量投运该系统。
5.10.3.冷再至辅汽和四抽至辅汽管路应事先安排用辅汽反冲吹扫干净
5.10.4.辅汽至除氧器加热管路应事先吹扫干净。
5.10.5.辅汽至磨煤机灭火蒸汽、至暖风器管路应事先吹扫干净。
5.10.6.辅汽至空预器吹灰管路应事先用辅助蒸汽吹扫干净，吹管期间必须连续投用空预器吹灰系统。
5.10.7.不参加吹管及辅汽吹扫的管道，如主汽联络管、高排逆止阀前的管路、中低压缸联通管、低压旁路管路，需由安装单位安排进行人工清理。
6.吹管方法、工艺、步骤及作业程序
6.2.吹管方式：
本次锅炉蒸汽吹管方式拟采用二阶段方式进行。
6.3.吹管方法：
一阶段降压吹洗，二阶段稳压、降压吹洗相结合进行。
6.4.吹管参数选择：
6.4.1.吹管参数的选择必须要保证在蒸汽吹管时所产生的动量大于额定负荷时的动量；吹管系数的计算公式如下：
K=（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）
6.4.2.被吹洗系统各处的吹管系数大于1，吹管有效。
6.4.3.吹洗时，临时控制门全开，用于降压法吹洗时，临时控制门的全开持续时间控制在1min以内。
6.4.4.根据锅炉启动分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数和临时管道材质的要求，在保证吹管系数的前提下，所取的吹管压力要合适。
降压吹管时，启动分离器压力控制在6.0～7.0MPa，启动分离器压力下降至3.5～4.5MPa时关闭临时控制门。
稳压吹管时，启动分离器压力控制在5Mpa左右。
吹管过程中控制主汽温度在420℃范围内，再热蒸汽温度在480℃范围内。
6.5.吹管步序：
6.5.1.吹管作业流程：
6.5.2.按吹管条件检查确认表检查条件满足要求。
6.5.3.联锁保护及静态保护试验。
1）主要辅机联锁保护试验；
2）锅炉FSSS试验；
3）OFT静态试验；
6.5.4.锅炉冷态水冲洗：
1）投除氧器加热，启动小汽轮机，锅炉上水，控制上水速度，夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
推荐上水温度105℃-120℃，锅炉给水温度与锅炉金属温度的温差不超过111℃。
给水品质要求见附录9。
2）分离器水位上升至12m时，进行锅炉开式冷态清洗，直至启动分离器贮水箱出口水质含Fe量小于500µg/L、SiO2小于100μg/l时，锅炉开式冷态清洗结束，进行锅炉冷态循环清洗，当启动分离器贮水箱出口水质含Fe量小于100µg/L、SiO2小于50μg/l时，锅炉冷态循环清洗结束。
6.5.5.锅炉点火，进行热态水冲洗：
1）锅炉冷态循环清洗结束后，维持锅炉启动循环系统稳定运行，调节给水流量不小于589t/h，建立水循环，投入炉膛出口烟温探针，锅炉A磨等离子点火，升温升压。
升温、升压速度根据锅炉冷态启动升温升压曲线控制，升温速度控制1.5℃/min。
2）当水冷壁出口水温达到190℃时，对锅炉进行热态清洗。
当启动分离器贮水箱出口水质含Fe量大于100µg/L、SiO2大于50μg/l时，开启锅炉疏水扩容器排污阀门，进行热态开式清洗；当启动分离器贮水箱出口水质含Fe量小于100µg/L、SiO2小于50μg/l时，开启锅炉疏水扩容器到凝汽器电动阀门，进行热态循环清洗，直到启动分离器贮水箱出口水质含Fe量小于50µg/L、SiO2小于30μg/l时，热态清洗结束。
6.5.6.一阶段吹管：
1）一阶段吹管流程：
启动分离器→过热器→主蒸汽管道→临时管→临时门1、2→靶板器1→一阶段临时管→消音器→排大气
2）一阶段采用降压吹管方式，降压吹管方法如下：
2.1）启动分离器压力升至0.5MPa时，打开临时控制门的旁路门进行暖管。
暖管时应检查管道的膨胀和支吊架的受力情况，发现问题及时汇报处理
2.2）锅炉升温升压过程中对正式管路及高压主汽门后临时管路进行暖管，暖管充分后关闭疏水门。
2.3）逐步增加燃料量，维持给水流量589t/h，分别在汽水分离器压力3.0MPa、4.0MPa、5.0MPa左右对锅炉进行试吹管，相关人员检查临时系统是否安全，检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况，确定能满足进一步吹管的要求。
若发现有缺陷，应关闭临时控制门停止吹管，消除缺陷后再进行吹管。
2.4）试吹管检查各系统均正常后，继续增加燃料，维持给水流量589t/h，分离器压力升至6.0～7.0Mpa时打开临冲门，启动分离器压力下降至3.5～4.5MPa时关闭临时控制门。
开门时加大给水流量补水。
一次降压吹管过程完成。
重复此过程对过热器系统、主蒸汽管道、进行降压吹管。
6.5.7.视消音器排汽洁净程度，装靶板打靶。
6.5.8.一阶段吹管打靶合格后，锅炉降压至3.0Mpa，对主蒸汽减温水系统反吹洗。
6.5.9.主蒸汽减温水系统反吹洗：
1）主汽减温水系统流量孔板、两个Ⅰ级、两个Ⅱ及两个Ⅲ级减温水系统的六个调整门先不安装，代之以等径的临时管连通。
2）连通临时管管材按9.8Mpa,450℃要求选材。
3）在主汽减温水总管与给水母管连接处断开，并接临时排汽管引至安全处排放。
排放口拉设安全警戒线，吹洗时由电建派专人监护，禁止无关人员靠近。
4）临时排汽管管材按5.0Mpa,450℃要求选材。
5）打开主减温水系统所有电动门，进行反吹洗，排汽口排汽洁净视为吹洗合格。
6）吹洗结束后、二阶段冲管前须将主汽减温水系统恢复成正式系统。
二阶段稳压吹管时须投用。
6.5.10.一阶段吹管结束。
锅炉停炉，整炉带压放水，排尽凝汽器热井和除氧器的水，清除容器内滞留的锈渣和杂物。
6.5.11.停炉期间，断开一阶段连接靶板器1至靶板器2的临时管，靶板器1后的临时管接入低温再热器进口母管。
拆除靶板器1，并将靶板器2前的堵板取出。
6.5.12.二阶段临时吹管系统施工完毕，联合检查吹管临时系统，系统合格进行二阶段吹管。
6.5.13.锅炉冷态水冲洗、热态水冲洗。
6.5.14.二阶段吹管：
1）二阶段吹管降压、稳压交替进行。
2）二阶段吹洗流程：
启动分离器→过热器→主蒸汽管道→临时管→临时门1、2→二阶段临时管→冷段再热管道→再热器→热段再热管道→临时管→靶板器2→临时管→消音器→排大气
3）锅炉升温升压，暖管疏水。
分离器压力3.0MPa降压试吹，检查临时吹管系统。
若发现有缺陷，应关闭临时控制门停止吹管，消除缺陷后再继续吹管。
6.5.15.分离器压力3.0Mpa，进行高压旁路吹洗：
1）高压旁路系统吹洗流程：
启动分离器→过热器→主蒸汽管道→高压旁路管道→高旁临时门→高压旁路管道→冷段再热管道→再热器系统→热段再热管道→临时管→靶板器2→临时管→消音器→排大气
2）打开高旁临时门，吹洗高旁。
分离器压力降至2MPa，关高旁临时门。
一次吹洗结束。
反复吹洗3-5次，高压旁路吹洗结束，关闭高旁临时门。
6.5.16.锅炉继续升温升压，分离器压力4.0MPa，5.0MPa，6.0MPa各降压吹洗一次，检查临时吹管系统
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