火电机组启动蒸汽吹管导则.doc

《火电机组启动蒸汽吹管导则.doc》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.doc（12页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、火电机组启动蒸汽吹管导则 目录1吹管的目的和范围2吹管质量标准及其多数选择3吹管方式与吹管方法4临时设施的安装及技术要求5吹管工艺实施要点6吹管工作的安全及注意事项附录A压差法在吹管工艺中的应用附录B集粒器的典型结构附录C吹管时排汽管的反力计算附录D串轴式靶板器结构 1吹管的目的和范围 1.1吹管的目的 锅炉过热器、再热器及其蒸汽管遣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。

2、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；在被吹洗管未端的临时排汽管内（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

3、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）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；

4、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57MPa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）

5、。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450C。3.1.4.2阻力小于0.1MPa。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人口。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

6、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500c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1530min，一次吹管结柬后，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

7、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

8、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栗求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

9、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23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

10、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，再热器人口应加装堵板，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

11、束后安装时应注意工艺，严禁铁渣及氧化皮落人管内。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

12、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46m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

13、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在试运指挥部主持下，凋试、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

14、。 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23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3040、5060、7080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

15、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，而且易将杂物吹人联箱一端的死区。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

16、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，井有专人检查，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。严防油漏入炉膛及末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

17、。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

18、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。 1998年3月10日附录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。1.1压差比（阴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（DP）可用一般的流体力学求得：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

19、.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人出口压差。这么大的区段与小区段有较大的差异，吹洗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l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，般能满足再热器动量比的要求。附录B集粒器的典型结构附录C吹管时排气管的反力计算附录D串轴式靶板结构