B09渭河煤化工有限公司三期锅炉吹管措施

合同编号：TPRI/TB-CA-024-2010A 措施编号：TPRI/TB-CA-B09-2010

陕西渭河煤化工集团有限责任公司 三期2×240t/h循环流化床锅炉

蒸汽管道吹洗措施

西安热工研究院有限公司

二〇一〇年六月

编 写： 审 核：

批 准：

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目录

1. 编制目的 .............................................................................................................. 1 2. 编制依据 .............................................................................................................. 1 3. 调试质量目标 ...................................................................................................... 1 4. 系统及主要设备技术规范 .................................................................................. 1 5. 锅炉吹洗范围、流程、参数、临时设施 .......................................................... 2

5.1. 锅炉吹洗范围 ........................................................................................... 2 5.2. 吹洗流程 ................................................................................................... 2 5.3. 吹洗的蒸汽参数 ....................................................................................... 2 5.4. 吹洗的临时设施 ....................................................................................... 3 5.5. 吹管方法和质量标准 ............................................................................... 4 6. 锅炉首次点火前应具备的条件 .......................................................................... 4

6.1. 机务应具备的条件 ................................................................................... 4 6.2. 电气、热控应具备的条件 ....................................................................... 6 6.3. 土建应具备的条件 ................................................................................... 7 6.4. 其它应具备的条件 ................................................................................... 7 7. 锅炉吹洗程序 ...................................................................................................... 8 8. 锅炉吹洗步骤 ...................................................................................................... 8 9. 职责分工 ............................................................................................................ 12

9.1. 安装单位 ................................................................................................. 12 9.2. 生产单位 ................................................................................................. 12 9.3. 调试单位 ................................................................................................. 12 9.4. 监理单位 ................................................................................................. 13 10. 安全注意事项 .................................................................................................... 13

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1. 编制目的

1.1在新机组启动之前对过热器、主蒸汽管路进行吹扫，是为了去除过热器及蒸汽管道内在安装完毕后所残留的一切外来杂质。如果这种杂质在初始运行时进入蒸汽设备系统，将会引起重大事故。

1.2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，制定本措施。

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）； 2.2《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇（1996）； 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996）； 2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996）； 2.5《火电机组启动蒸汽吹管导则》（1998）； 2.6《电力工业锅炉监察规程》； 2.7 设计图纸及设备说明书。

3. 调试质量目标

符合电力行业《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996）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。

专业调试人员、专业组长应按附录1（调试质量控制点）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。

4. 系统及主要设备技术规范

陕西渭河煤化工集团有限责任公司2×240t/h循环流化床锅炉是无锡华光锅炉股份有限公司生产的UG-240/10.8-M型单锅筒横置式、单炉膛、自然循环、全悬吊结构、全钢架π型布置、高温高压循环流化床燃煤锅炉。炉膛采用膜式水冷壁，采用蜗壳式汽冷旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级三组对流过热器，过热器下方布置三组光管省煤器及一、二次风各两组空气预热器。

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锅炉设计主要参数

锅炉设计主要参数见表1。

名 称 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 给水温度 锅炉排烟温度 排污率 燃料消耗量 锅炉计算热效率 锅炉保证热效率 单 位 t/h MPa ℃ ℃ ℃ % t/h % % 数值 240 10.8 525 158 139 ≤2.0 32.2 90.4 ≥90.0 5. 锅炉吹洗范围、流程、参数、临时设施

5.1. 锅炉吹洗范围

5.1.1 锅炉过热器系统、主蒸汽管道。 5.1.2 锅炉主蒸汽一、二级减温水管道。

5.2. 吹洗流程

本次蒸汽吹洗的流程如下：

汽包 → 过热器 → 主蒸汽管 →临时管 →临时控制门→靶板架→消音器排大气。

一、二级减温水管道随主管道一起吹洗。 吹管阶段如条件具备，可投煤运行。 吹洗系统图见附录3。

5.3. 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5.0～7.0MPa开临时控制门。控制门全开时，吹洗时间在60s左右关临时门（应保证汽包压力不

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低于3.0～3.6MPa）。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过热器出口温度，监视和记录汽包压力、内外壁温差等（见附录2）。

5.4. 吹洗的临时设施

按吹管临时系统图接装临时管路，加临时排汽门，选择管道合适位置加装靶板架，吹管临时系统管路见附录3。

按当地环保要求安装消音器，以减少排汽口的噪声。吹洗蒸汽流程中的最低处应增加疏水。

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差压和扭矩。吹洗控制门宜选用：公称压力不小于16MPa、温度为450℃、与主蒸汽管通经相配的电动闸阀，全开全关时间应在60秒以内。

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。

临时排汽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。临时排汽门设置“开”、“关”、“停”三个控制按钮，“开”、“关”具有自保持功能，按“停”后可立即中止临时门的动作。

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。临时排汽管道技术要求：临时排气管的内径宜大于或等于主蒸汽管的内径，设计压力为9.8MPa，温度为450℃。

靶板架安装技术要求：靶板架前要求有≥2m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。

靶板加工尺寸：长度贯穿临时管内径；宽度为临时管内径的8%；由厚10mm的铝质材料打磨光亮制成。

汽水系统所有的流量孔板、流量喷嘴暂不安装，此处用与蒸汽管道材质、规格相同的短管相连接，给水流量表投用。吹管后安装时应有防止异物进入的有效措施。

临时管道的焊接必须用氩弧焊打底，确保管内无焊渣、焊瘤。

临时管道的支吊架由施工单位根据现场条件确定。支吊架应有足够的强度，且在直径方向、管线方向热膨胀自由（直径方向的热膨胀量按5mm，管线方向热膨胀量按5mm/m估算）。

高压主汽门前处分别接临时管。

临排门后的临时连接管，引至零米，选取合适位置接消音器，在临时管至消音器之间选取合适位置装设靶板器。在消音器前的临时管上装一压力取样管和温度测点，并连接到0~10MPa的压力变送器和0~500℃温度变送器，在压力

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变送器和温度变送器上接记录仪，以记录吹管时的排汽压力和排气温度。

减温水系统管路：各级减温水调整门暂时不装，由此引临时管排大气。 在第二阶段吹管合格后恢复系统。恢复系统时应注意防止杂物进入系统内；吹洗蒸汽流程以外的蒸汽管道，应采取其他措施清理干净。

5.5. 吹管方法和质量标准

5.5.1吹管方法

本次冲管采用稳压—降压—稳压法混合冲洗方法，用串吹（即一步法）进行吹洗。

稳压法：用于吹管试吹阶段。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冲洗，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。目的是冲洗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。

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冲洗内壁，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，使压力上升到冲管所需压力，进行下次吹扫。如此反复，直到冲洗合格（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）。

稳压法：在降压冲洗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的稳压冲洗除盐。

5.5.2 吹管质量合格标准

蒸汽吹洗按《火电机组启动蒸汽吹管导则》（1998）实施。合格标准为：“吹洗效果用安装在临排管(内径为Dn)内的铝制靶板（宽度0.08Dn，长度纵贯管内径）进行检查。在保证吹洗动量比Ｋ＞1.0的前提下，如果连续两次更换靶板检查，靶板冲击班痕的粒度不大于0.8mm，且斑痕不多于8点时即认为吹洗合格。

6. 锅炉首次点火前应具备的条件

6.1. 机务应具备的条件

6.1.1 吹管的临时管道系统

? 临时管道安装完毕(包括疏水、保温等工作 )。

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? 临时电动门、旁路门、疏水门等安装调试完。 ? 靶板架安装完毕、靶板备好。

? 临时电动门的开/关试验、灯光讯号试验合格。

? 临时管道的反力支撑架、固定及滑动支吊架安装完毕，验收合格。 6.1.2 烟风系统

? 锅炉本体及烟风道安装、保温工作结束。 ? 系统各风机分系统试运工作结束。

? 烟风系统各风门、档板的检查、调整工作结束，验收合格。 6.1.3 除尘系统

? 除尘器的安装、保温工作结束，验收合格。 ? 除尘器的清灰系统、调试试验合格。 ? 除尘器排灰系统安装完毕，检查验收合格。 6.1.4 燃油系统

? 油库及炉前燃油系统安装、保温工作结束，单体试运结束。 ? 炉前燃油系统水压试验、水冲洗或蒸汽冲洗合格。 ? 燃油系统蒸汽管道安装、水压试验和吹扫合格。 ? 燃油系统各电、气动阀门调试完毕，验收合格。 ? 燃油系统各有关联锁保护模拟试验合格。

? 各油枪、高能点火器的进退试验结束，油枪头位置适宜。 ? 各油枪火检静态调试完毕。 6.1.5 给煤系统

给煤系统安装调试完毕，具备投煤条件。 6.1.6 输煤系统

输煤系统安装调试完毕，具备上煤条件。 6.1.7 锅炉本体部分

? 锅炉本体的安装、保温工作结束，验收合格。 ? 疏放水、放空气系统安装、保温工作全部结束。 ? 锅炉安装水压试验验收合格。

? 水压试验后，过热器各安全门的水压试验堵头拆除，恢复正常。 ? 各汽水管道的弹簧支吊架完整，完好，销子拆除。 ? 蒸汽管道的蠕胀测点按要求装好，并做好原始记录。 ? 炉酸洗结束，系统恢复。

? 汽包水位计安装、调试完毕，能随时投入。 ? 炉水取样系统安装完好。验收合格。

? 除氧、给水、减温水、事故放水系统安装完毕。水冲洗合格，各电、气动

阀门调试完毕，经检查确认合格，可投入使用。

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? 炉本体膨胀系统，经各方联合检查，确认无妨碍膨胀之处。各膨胀指示器

完备，并调整到零位。

? 炉本体各处梯子、平台、栏杆完整，照明充足，炉本体清理干净。 ? 炉本体各人孔门、检查孔门完备，并封闭。 6.1.8 除灰、渣系统

? 炉底冷渣器、输渣机，斗式提升机、渣仓等安装结束，验收合格。 ? 正压除灰系统安装工作结束，调试完成。 6.1.9 吹灰器系统

? 锅炉对流烟道的吹灰器及其管道安装工作结束，验收合格。 ? 吹灰器气源管道上的各电（气）动门安装、调试完毕。 ? 吹灰操作试验结束，可随时投入使用。 6.1.10 暖风器系统

? 暖风器的安装、保温工作结束，具备投入条件。 6.1.11 压缩空气系统

? 仪用、杂用空压机单体及分系统试运结束。 ? 各仪用、杂用空气管道气冲洗合格。 6.1.12 消防系统

? 消防水消防系统安装结束。 ? 各消防设施齐备，验收合格。 ? 控制室、电子间各消防工具齐备。 6.1.13 闭式冷却水、工业水系统

? 闭式冷却水、工业水系统安装工作结束，水压试验合格。 ? 闭式冷却水泵及工业水分系统试运结束，可随时投运。 6.1.14 辅助蒸汽系统

? 辅汽系统安装、保温工作完毕。 ? 辅汽系统的电动门及安全门调校完毕。 6.1.15补水、凝结循环水具备投入条件。

6.2. 电气、热控应具备的条件

6.2.1 锅炉 FSSS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。 ? 各油枪的燃烧管理试验。

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6.2.2 各辅机的顺控及联锁、保护试验合格。

6.2.3 DAS系统静态试验完毕，烟风系统挡板、汽水系统阀门动作试验合格。

6.3. 土建应具备的条件

6.3.1试运现场道路畅通照明充足，事故照明可靠。

6.3.2试运现场通讯设备方便可用，并备有足够的消防器材。

6.3.3空调、通风系统调试好，可以投入使用以满足计算机设备的要求。

6.4. 其它应具备的条件

6.4.1 生产试运准备工作就绪，操作人员配齐并经培训考试合格。运行规程、系统图经审批，运行工具备妥，运行日志备好。 6.4.2 准备必要的检修工具和材料。

6.4.3 试运用的化学药品、材料准备好，准备充足的化学水和燃油。

6.4.4 应组织安装、运行、调试等各有关方面进行联合大检查，发现的问题处理完。

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7. 锅炉吹洗程序

锅炉过热器、主蒸汽管道蒸汽吹洗工作按如下所示流程图进行：

调 试技 术方 底案确 认 和交 底 调试应满足条件的确认联锁保护及报警静态试验联合大检查临时吹扫管系统支撑固定炉点火、试吹洗正式吹洗、中间冷却再次点火吹洗至合格文件资料的整理归档 8. 锅炉吹洗步骤

8.1 MFT静态试验 8.2阀门动作试验

确认吹管临时电动门、高旁临时门等就地及LCD开、关动作正常，状态显

示正确，并测试其开、关时间。 8.3 联锁保护及报警试验 8.4 锅炉冷态水冲洗

接通知后，按运行规程要求向锅炉上合格除盐水。建议上水时间：通常冬季≮4小时，夏季≮2小时。上水水温应为20～70℃，上水过程汽包内外壁温差<42℃。在锅炉上水至汽包水位-50mm后放水，排空，再上，再排，直至化学专业人员认为炉水合格为止。 8.5 锅炉点火前的准备

8.5.1 接到点火命令，按规程进行点火前的准备。

8.5.1.1联系电气给将要投入的转机，电动风门挡板等送电。

8.5.1.2压缩空气系统，冷却水系统投入，联系值长给辅助蒸汽联箱供汽。锅炉冷渣器冷却水系统投入。燃油打循环。

8.5.1.3 启动风机的顺序是：引风机→高压风机→一次风机→二次风机 。 8.5.1.4做燃油系统泄漏试验。 8.5.1.5 吹扫炉膛，复归MFT。 8.6 锅炉点火升温升压

8.6.1?MFT复归后，点火初期，保持主一次风量≥临界流化风量、较小的二次

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风量，随着床温升高，逐步加大循环物料量，以提高分离器温度；炉膛负压-100Pa左右。

8.6.2 检查风道和烟道上所有挡板的开度应在正确位置。

8.6.3?在就地盘或控制室点火，启动床下燃烧器。先启动一只床下油枪，根据情况投入另一支点火油枪。

8.6.4 点火后注意检查油管路及每只油枪的雾化情况，调整油枪头的位置，使其雾化良好，火焰稳定，不冒黑烟。

8.6.5?根据升温升压要求增投油枪，升温升压速度根据炉水饱和温升率及升压率控制。

主蒸汽压力MPa ＜0.98 0.98～3.92 3.92～6.0 温 升 率℃/h ＜28 ＜56 ＜30 升压率MPa/min ≤0.03 ≤0.05

8.6.6?锅炉首次启动应特别注意监视各部膨胀情况，安装及运行指定专人记录膨胀。发现有妨碍膨胀或膨胀异常，应及时汇报，停止升压。分析原因并采取措施后方可继续升压。记录膨胀时间为：上水前、后，汽包压力1.0～1.5MPa， 5.0～6.0MPa时。

8.6.7 控制汽包上下壁温差≤42℃。

8.6.8 投入烟温测点，控制炉膛出口烟温不超过540℃。

8.6.9 升温升压时，有关疏水阀应打开，并注意监视过热器管壁不超温。 8.6.10汽包压力升至0.5MPa左右时维持压力，在热态状态下对各承压部分的连接螺栓进行热紧工作。

8.6.11 汽包压力升至0.8～1.0MPa时，投连排，此时连排应通定排扩容器。 8.6.12汽包压力升至1.5MPa时，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。

8.6.13汽包压力升至2.0MPa时，检查汽水系统的所有表计，对发现的问题应当及时处理。 8.7锅炉点火

接到试运指挥部点火命令后，运行人员按运行规程检查设备，准备点火。 依顺序启动各风机，一次风量不低于临界流化风量。

开启各燃油快速启闭阀，投入A或B床下启动燃烧器，调整进油压力，使启动燃烧器油枪出力调整到300Kg/h，启动燃烧器油枪点燃后，迅速调整风量，使燃烧风量与燃油量相匹配，油枪雾化良好，无混合烟层，监视氧量以便确定是否实现完全燃烧。

确认着火，燃烧稳定30分钟后，投入另外一只油枪，并调整油量和风量，使油枪雾化良好，燃烧稳定。

点火升温过程中，床温上升速率最大为150℃/h（取决于耐火材料制造商

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的要求）。汽包上下壁温差<50℃，主蒸汽温升不超过2.5℃/min。

按升温、升压曲线，逐步提高2只油枪的出力，调节一次风量，使燃烧风量与燃油量相匹配。

控制床下启动燃烧器烟温在800～850℃，任何情况下不得大于900℃（由耐火材料厂家定）！

锅炉点火过程中，应密切注意油枪的着火情况，如果点火失败，应按正常启动程序重新点火。如果点火失败次数较多，应进行炉膛吹扫，必要时应检查启动燃烧器内的积油量，进行必要的处理。

锅炉投产初期，油系统中杂质较多，易发生油枪雾化片部分堵塞（或堵塞）现象，不仅造成启动燃烧器内的积油、爆燃，而且可烧损启动燃烧器、大量炭黑会污染除尘器，应定期清理滤油网和清理油枪雾化片。

某厂在投床上第二个启动燃烧器时，油枪未点燃，而火检器检查到炉膛火焰，发生炉膛积油、严重爆燃事故，应引以为戒。

当床压小于6.0kPa时，应补充床料。

8.8 投煤

8.8.1当锅炉床温达到550℃时，则可断续地少量试投煤，观察着火情况，如果不着火，则床温提高到580℃、600℃等试投煤试验，以确定煤的着火温度。 8.8.2原煤斗疏松装置检查，投入联动，可减少给煤机断煤次数。

8.8.3当床温达到试投煤温度时，启动刮板（皮带）给煤机空转5分钟；开给煤机出口落煤管插板，投入给煤口密封风；开给煤机入口落煤管插板，投入给煤机密封风；启动皮带给煤机，开皮带给煤机入口插板。

8.8.4手动启动第一台给煤机，给煤以15％的给煤量“脉动”给煤， 即给煤 60～90秒后，停止给煤，约3分钟后观察床温的变化，如床温有所增加，同时氧量减少时，说明煤已开始燃烧。再以“60～90秒给煤，停60～90秒”的脉动形式给煤三次，床温继续以大于4～6℃/min的速率增加，氧量持续减小，以炉内煤粒子燃烧发光等可视现象判断煤的点火是否成功。确认给入炉内的燃煤着火后，可以连续给煤，并及时调整炉内燃烧。 8.8.5床温控制

床温以密相区下部10只热电偶，密相区中部4只热电偶和上部4只热电偶作为温度监视点作。适当控制给煤量，使床温变化率≤6℃/min。

8.8.6当床温达到着火点。入炉煤能及时着火、燃烧稳定时，增加给煤量，在床温较高时，减少床下点火燃烧器油量，直至停用。

8.8.7床下启动燃烧器运行时，主一次风室温度可达700～800℃，在停止油枪运行时，冷一次风量突然增加，可造成床温快速下降，燃烧不稳现象。

减小热冲击的办法：床温较高时，逐渐减少床下点火燃烧器油量，同时增加给煤量，调整一次风量，保持较高床温；不要两支油枪同时停，使主一次风

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室温度逐渐下降。

8.8.8负荷低时，只投用1台给煤机，必须定期轮换，使给煤机都运行正常。 8.8.9保持汽包水位在-50～+50mm之间，上水时关闭省煤器再循环门，停止上水时开启省煤器再循环门。 8.8.10总风量控制

调整总风量，使一次风量至少达到设计满负荷一次风量的50%。调整并维持适宜的煤风比。设计炉膛空气过剩系数是a＝1.2。投煤初期，a较高，当锅炉并网后，随着投煤量的增加应及时逐渐加大二次风量，使a逐渐接近或达到1.2。 8.8.11停油枪

增加给煤量，当床温达到700℃以上，且床温持续升高，可逐步切除油燃烧器。切除燃烧器的操作要求尽量平稳，控制床温逐渐升高的同时，逐步减小各油枪出力，使其达到最小的燃烧率。然后，每隔10分钟停一只油枪。停油枪的过程中，总一次风量基本维持不变。

8.8.12控制床温在800℃左右稳定后开始逐渐提升负荷。

8.8.13通过冷渣器的运行或添加床料的手段，维持床压在9kPa左右。 8.9 吹洗程序

8.9.1 在锅炉升温升压期间，进行各级减温水管路的水侧冲洗，每根管路冲洗3～5分钟。

8.9.2主蒸汽系统的试吹洗：汽包压力达到3.0 MPa时，开临时控制门进行试吹洗。

第1次低压试吹洗

汽包压力3.0MPa，关闭对空排汽门及过热器疏水门，开启吹管系统中的临排门，汽包压力下降到2.0MPa时关闭临排门，继续升压蓄能。 第2次试吹扫

汽包压力4.0MPa，开启临排门；2.8MPa关闭临排门，继续升压蓄能。 第3次试吹扫

汽包压力5.0MPa开启临排门；3.5MPa关闭临排门，继续升压蓄能。 试吹洗的目的是检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况，特别加强对临时设施检查，检查临时设施能否满足进一步吹洗的要求。若发现有缺陷，应关闭临时控制门停止吹洗，采取措施后再吹洗。根据第一次吹洗的情况决定下次试吹洗的汽包压力，直至预定的吹洗压力。

8.9.3在试吹洗的基础上，继续升压，当汽包压力升至5.5MPa左右进行正式吹洗，汽包压力在4.0MPa左右关临时门。每次吹洗关门后的压力控制应以汽包饱和温度变化不大于42℃为原则。吹洗过程中控制过热器出口温度小于400℃。 8.9.4 在锅炉停炉前，进行过热器减温水管路的汽侧吹洗，每根管路吹洗3—5

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分钟。锅炉停炉。

8.9.5 锅炉再次点火升压，暖管。

8.9.6当暖管结束，锅炉压力升至3.0～4.0MPa后，开临时门进行第二阶段预吹洗。确认临时系统安全、可靠后，进行第二阶段吹管，方法与前相同。 8.9.7 锅炉吹管结束前，经有关各方检验，确认合格后，办理签证。 8.9.8 正常停炉，冷却、恢复系统。 8.10 填写调试记录表及验评表

9. 职责分工

按照部颁新《启规》有关规定，各方职责如下：

9.1. 安装单位

9.1.1 负责分系统试运的组织工作，

9.1.2 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。 9.1.3 负责靶板的加工、抛光；靶板器的安装；吹洗时靶板的装、取。 9.1.4 负责试运设备的检修、维护及消缺工作。

9.1.5 参加锅炉吹管工作及吹管期间系统的切换（指堵板的切换操作）。 9.1.6 负责该系统分部试运后的签证工作。

9.1.7 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，及时汇报，停止吹洗进行处理。保证安全。

9.2. 生产单位

9.2.1 负责机组试运中的启停，运行调整及事故处理。 9.2.2 负责锅炉吹管期间的运行操作工作。 9.2.3 准备运行的规程、工具、和记录报表等。 9.2.4 负责试运中的巡检及正常维护工作。

9.3. 调试单位

9.3.1 负责试运措施（方案）的编制工作，并进行技术交底。 9.3.2 参与吹管临时系统布设方案的选定，参加临时系统的检查验收。 9.3.3 负责锅炉吹管的指挥工作。

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9.3.4 负责吹管参数的记录及整理工作。 9.3.5 填写试运质量验评表。 9.3.6 参加分部试运后的验收签证。 9.3.7 编写调试报告。

9.4. 监理单位

参加各项试验，主持联合检查，签证等试验质量验评工作。

10. 安全注意事项

10.1参加调试的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠地进行。

10.2 在调试过程中发现异常情况，及时调整，并立即汇报指挥人员。 10.3吹管过程中出现危机人身及设备安全情况时，应立即停止吹管，必要时停止设备运行，分析原因，并采取措施。

10.4 吹洗全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备安全运行。 10.5 吹洗阶段严格控制汽包上下壁温差≤42℃。 10.6 吹洗时应保持燃烧工况良好。

10.7 吹洗管线周围不应有易燃易暴物。排汽口（消音器）周围20米区域不应有人，应设警戒线，派专人监视。

10.8?每次吹洗开控制门前要确认更换靶板人员已离开，无关人员离开吹洗管线。

10.9 吹洗时管线要充分暖管，正式吹洗时，主汽管上疏水微开，其余全关。 10.10?吹洗时，汽机派专人检查高、中压联合汽门的临时设施有无漏泄，严防蒸汽漏入汽轮机，如有应及时采取措施。 10.11 空预器吹灰每2～4小时吹灰一次。 10.12所有转动的机械都应有专人巡查、监护。

10.13 吹洗前，根据吹洗所需水量，由各方讨论制定补给水系统运行方式，生产配合制定除氧和补水措施。

10.14 吹洗期间汽水品质监督见化学专业相关措施。 10.15 锅炉吹管工作应统一组织、统一指挥、安全第一。

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附录

附录1 调试质量控制点

机组名称： 陕西渭河煤化工集团有限责任公司三期专 业： 锅 炉

系统名称： 锅炉吹管 调试负责人： 序号 1 2 3 4 控制点 编号 QC1 QC2 QC3 QC4 质量控制检查内容 调试方案的编写是否完成 调试仪器、仪表是否准备就绪 调试前的条件是否具备 调整试验项目是否完成 调试记录是否完整； 数据分析处理是否完成 调试质量验评表是否填写完毕 调试报告的编写是否完成 检查日期 完成情况 专业组长 签名 5 QC5 6 7 QC6 QC7 其他需要说明的问题： 14

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附录2. 锅炉吹洗参数记录表

锅炉吹洗参数记录表 吹洗阶段 启吹时汽序号 时间 包压力（MPa） 启吹时主汽压力（Mpa） 日期 主汽温度 关门时汽汽包壁温 包压力℃/℃ （Mpa） 关门时主汽压力（Mpa） 备注 记录人： 试验日期：

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附录3 锅炉吹管系统示意图

一级减温水二级减温水减温水调门减温水汽侧吹洗方向临时管

减温水吹洗流程

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附录4 锅炉过热器及蒸汽管道吹洗措施交底会记录

机组名称：陕西渭河煤化工集团有限责任公司三期 专 业：锅 炉 交底时间： 地 点： 参加人员签名： 调试负责人： 交 底 人： 技术交底内容： 备注：

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