火电机组启动蒸汽吹管导则.docx

火电机组启动蒸汽吹管导则.docx

《火电机组启动蒸汽吹管导则.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《火电机组启动蒸汽吹管导则.docx（9页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

火电机组启动蒸汽吹管导则

中华人民共和国电力工业部

火电机组启动蒸汽吹管导则

一九九八年三月

电力工业部文件

电综[1998]17号

关于颁发《火电机组启动蒸汽吹管导则》

和《火电机组启动验收性能试验导则》的通知

各电管局,各省（自治区、宜辖市）电力局，华能集团公司,华能国际电力开发公司,上海电建局,西北电建总公司,西安热工研究院：

为规范火电机组的启动蒸汽吹管工作和试生产期间的性能试验工作,提高火电机组建设的质量和水平,我部组织编写了《火电机组启动蒸汽吹管导则》和《火电机组启动验收性能试验导则》。

现颁发给你们，请贯彻执行,并将执行中的问题及时上报。

附件：

一、火电机组启动蒸汽吹管导则

二、火电机组启动验收性能试验导则

中华人民共和国电力工业部（章）

一九九八年三月十日

编写说明

为做好火电机组吹管工作,电力工业部组织编写了《火电机组启动蒸汽吹管导则》。

本导则是对《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）、（锅炉机组篇）有关蒸汽吹洗部分的补充和细化,各单位应根据导则的精神,针对机组的具体情况,制定详细的蒸汽吹管措施。

本导则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、标准、参数、方式、方法、实施要点及安全注意事项等。

将压差法在吹管工艺中的应用、排气管的反力计算、靶板器、集粒器的选用设计等编入了附录。

本导则适用于100MW及以上采用汽包锅炉的国产机组,其它形式的机组可参照执行。

本导则自颁布之日起实施,解释权在国家电力公司。

本导则编审单位：

国家电力公司工程建设局

主编单位：

西北电力建设调试施工研究所

华北电力科学研究院

参编单位：

电力工业部电力建设研究所

国家开发银行

华北电力集团公司

北京电力建设公司

主审：

徐扬段喜民

主编人员：

崔明儒徐元载

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。

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）×（吹管时蒸汽比容）/（额定负荷蒸汽流量）×（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所用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1min。

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（参见附录A）。

2.2.6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。

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阻力小干0.1MPa。

3.1.4.3收集杂物性能好。

滤网孔径不大于l2mm,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集粒器安装位量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。

3.2.1.2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

3.2.2.1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。

3.2.2.2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。

3.2.4每段吹洗过程中,至少应有一次停护冷却（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1.6MPa、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,防止再热器内存水汽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）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吹洗临时连接管,安装前应进行检验,并按正式管道的施工工艺施工。

4.3集粒器的技术要求

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。

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）。

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l0.l.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在试运指挥部主持下,调试、运行、施工各方按照《火电工程启动调试工作规定》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,特剂在吹洗初期,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烧工况,油枪的检查与维护、合理配风是确保燃烧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作记录。

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。

附录A

压差法在吹管工艺中的应用

蒸汽吹洗过程是极为复杂的热力过程,难以用简单的、准确的方法估计吹洗时蒸汽的动量;直接测量动量亦难以实现,这是监测、调整、控制吹洗过程必须要解决的首要问题。

用压差法来监测吹洗工况是常用简易方法之一。

1.1压差比（阻力比）与吹管系数的关系

取吹洗系统中某一小区段,当该区段足够小时,可视该区段中蒸汽比容是一常数,此时流经该区段的阻力（△P）可用一般的流体力学求得：

△P=[C2/（2g.V）]

式中△P一阻力（压差）;

-阻力系数;

C-平均流速;

y-蒸汽比容;

g—重力加速度。

若以下角标0表示额定工况,此时,

△P/△P。

=g[C2/（2g.V）]/g[C;/（2g.U。

）]

=（G2.V）/（G;.U。

）

=吹管系数

式中F-通流截面积;

G—质量流量;

G。

-额定质量流量。

某一小区段吹洗过程中流动压差（阻力）与额定工况下流动压差（阻力）之比即等于吹管系数（动量比）。

1.2压差法在吹管中的应用

1.2.1在实际吹管系统中不可能将系统分成许多小区段并测量其压差,一般只能测量过热器及再热器入出口压差。

这么大的区段与小区段有较大的差异,吹冼过程是蒸汽膨胀流动过程,从汽包开始蒸汽压力逐渐下降,蒸汽比容增大,流速增加,到排汽口达到临界条件。

因此,要按小区段的理论直接引用到过热器或再热器有较大误差,主要反映在吹洗系统入口段吹洗动量不足,如能保证入口段压差比不小于1即成为符合吹洗标准的基本条件。

经过理论验算及试验,当吹洗时过热器压差与额定工况时过热器压差之比值不小于1.4即能保证吹管符合动量比不小于1的要求。

1.2.2过热器、再热器额定工况下的压差值,可按制造厂家

提供的设计值或同类型机组额定工况下的实际压差值。

1.2.3在采用二段法吹管时,第二段的吹洗压力可保持与第

一段吹洗压力相同,一般能满足再热器动量比的要求。