锅炉吹管措施

第一篇：锅炉吹管措施

330MW机组锅炉吹管措施

参加技术交底人员：

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编写：

电厂发电部

热电厂发电部#1锅炉吹管措施

为确保吹管工作的顺利进行，不发生人身安全及设备损坏事故，针对目前的设备现状及分试运情况，制定以下措施：

1、吹管期间应尽量加强监盘质量，盘前要求副值以上人员进行监视，发现相关参数异常应及时联系处理,就地设备检查、操作必须有巡检以上人员监护，学员无权独立进行检查、操作；

2、在吹管期间，应注意除氧器加热的连续投入，锅炉给水温度不宜波动较大，尽量维持在70 ℃左右，应加强监视除氧器水位、除盐水箱水位，及时除氧器补水，当补水不足，除氧器水位维持不住时，应及早联系停炉；

3、锅炉吹管时，加强配风确保燃烧稳定，炉膛热负荷均匀并确保燃烧充分及完全；

4、吹管过程中应加强锅炉燃烧调整，控制蒸汽压力、过热器出口温度、再热器出口温度，本次主汽、再热汽降压吹管参数确定为：汽包压力5.0～6.0 MPa，主汽温度（420～450）℃，再热汽温（480～520）℃；

5、锅炉点火吹管期间监视空气预热器后烟温，空预器吹灰应保持连续吹灰，防止空预器发生二次燃烧，保证空气预热器的安全。经常检查炉内燃烧情况，防止不完全燃烧。，发现烟温急剧升高着火时，立即按运行规程处理，紧急停炉，关闭空气预热器烟风道进出口挡板，投入消防水系统；

6、加强制粉系统的检查和监视，防止燃煤、煤粉自燃和爆炸；每次降压吹管结束停炉冷却期间对锅炉尾部烟道和空气预热器进行检查，发现积灰及时进行清理；

7、等离子点火投运A、B层煤粉燃烧器时，为了防止炉膛压力过大（正压），启动时应注意控制好磨煤机的出力；

8、运行操作人员应做好充分事故预想，如给水泵故障、MFT动作导致锅炉灭火等，应能够果断、正确地进行事故处理；

9、在升温、升压以及吹管过程中，水冷壁、汽包及受热面壁温应控制在规定值内，严密监视炉膛出口、尾部烟道各处烟温；加强对过热器、再热器管壁金属温度的监视和记录，防止再热器、过热器壁温超过允许值，在再热器干烧时应控制炉膛出口烟温小于540℃；

10、吹管期间遇到临吹门故障关不上，此时汽包为假水位，要注意锅炉连续补水，并同时减弱燃烧，及时联系处理，必要时及早联系停炉；

11、吹管期间遇到给水泵跳闸，备用泵未联启，及时关闭临吹门，减弱燃烧，保持水位，及时处理给水泵，必要时要联系停炉；

12、锅炉吹管期间，主汽温度超过450℃或再热蒸汽温度超过520℃时必须紧急停炉；

13、加强磨煤机出口温度监视，由于来煤热值较高，磨煤机出口温度应控制在70℃以下运行，磨煤机出口温度超过110℃应停磨，必要时投入磨煤机消防蒸汽，停运磨煤机应注意监视磨出口温度情况，并尽快安排磨通风吹扫，防止发生制粉系统自燃、爆炸事故；

14、定期通知安装或外委单位进行省煤器放灰和磨煤机排渣，防止积灰、积煤自燃；

15、在点火吹管期间，运行人员应加强对锅炉各部的膨胀检查，并做好各阶段的膨胀记录，特别是临时管道的支吊架，应加强检查，如发现有影响锅炉膨胀的地方应停止继续升压并联系处理；在吹管阶段分别记录以下各阶段锅炉的膨胀值：锅炉上水前、上水后，汽包压力分别达到0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa、3.0 MPa、4.0 MPa、5.0 MPa、6.0 MPa表压力时，应稳定压力给膨胀检查以充足的时间，确认膨胀正常后方可继续升压；

16、在吹管开始阶段应注意管道的充分预暖和疏水，防止水击；

17、升温、升压按照以下要求控制：

主汽压力≤0.98MPa ≤0.5℃/min ≤0.03 MPa/min 主汽压力大于0.98≤3.92 MPa ≤0.93℃/min ≤0.03 MPa/min 主汽压力大于3.92≤9.8 MPa ≤0.5℃/min ≤0.05MPa/min；

18、汽包水位应控制在±50mm范围内，给水的调整应平稳，给水量不应大幅度变化，给水投自动时，仍应加强对水位表计的监视；当自动失灵时应及时解除自动，手动调节水位在正常范围内，各水位计必须指示正确，运行中至少应有两台以上指示正确的水位计供监视，每个班就地水位计至少校对2次，定期试验汽包水位高、低信号，报警可靠；

19、吹管期间每次停炉时，宜进行带压放水，可以加快炉本体系统内的清洁。放水压力一般控制在0.6～0.7 MPa；

20、鉴于4月2日水压过程辅汽联箱返水情况，经厂领导同意：本次吹管锅炉底部加热系统停运，采用除氧器加热给水；底部加热两侧进汽手动总门关闭上锁，底部加热两侧进汽电动总门关闭、手动校严后停电，底部加热24路手动分门全部关闭，无关人员严禁在底部加热区域逗留；

21、防止汽轮机汽缸进汽的各项措施已实施，并经检查验收合格：所有可能进入汽缸及疏水扩容器的汽源和疏水必须全部断开；所有疏水管道不进疏水扩容器或排汽装臵，设一根临时疏水母管排至厂房外；汽机本体各热工测点及显示表计投入齐全、完整，指示准确；

22、吹管期间保持一台电泵出力，一台电泵带10％勺管运行备运，在电泵运行期间应注意以下事项：

a 严密监视处理电泵的运行参数，尤其是前臵泵、主泵入口滤网差压，电泵电流的监视，若差压达到报警值，及时向试运指挥部主管人员汇报。

b 滤网差压达到报警值后，严密监视投运系统设备运行状况，尽量维持稳定，锅炉不升压，不升温，出力电泵维持较小出力。c 在试运指挥部有关人员下达出力电泵退出命令后，运行人员在调试人员的指挥下，缓慢、平稳的退出带负荷电泵，同时备用电泵逐渐投入运行带负荷。d 退出运行的电泵在勺管位臵小于5％后停泵，通知电建人员迅速组织人员清理滤网，滤网恢复后运行人员立即恢复系统。

23、吹管期间启动凝泵前，凝泵机械密封水闭式水泵供水，当凝泵压力正常后打开凝结水泵供水，除氧器水位采用凝泵变频和除氧器上水调阀联合控制，任何时候必须保证凝结水压力＞1.2MPa，保证凝结水泵机械密封水压力在0.2～0.6MPa；

24、辅机冷却水系统在冷却塔出口温度＞32℃时应及时投入冷却塔风机运行，塔池水位低时应及时联系化学补水；

25、吹管期间应严密监视除氧器、排汽装臵水位，严密监视各运转辅机正常，发现问题及时汇报调试人员，积极配合调试人员处理；

26、在吹管期间应及时按规定抄录有关表计参数，密封油运行期间严密监视密封油扩大槽液位及油水漏液检测仪信号，严防发电机进油，任何人不得私自调整差压阀，盘车运行期间每30分钟抄录一次缸温表，发现缸温上升应及时汇报调试人员，如发生盘车跳闸无法投运现象时，应及时联系电建人员手动盘车，防止大轴弯曲；

27、在吹管期间所有人员禁止靠进入临吹管警戒线，所有人员尽可能避免在可能受到烫伤的高温高压管道附近长时间停留，防止发生人身伤害事故；

28、所有人员严格执行巡回检查制度，提高巡检质量，发现缺陷及时汇报调试人员，所有缺陷必须填写缺陷联系单并及时跟踪缺陷消除情况；

29、吹管期间各值人员应服从值长的统一安排，禁止私自进入吹管现场，各人员必须做的“四不伤害”即：不伤害自己，不伤害他人，不被他人伤害和保护他人不被伤害；

30、吹管期间，一切操作听从电科院指挥，如无调试人员的特殊命令，各参数控制严格按运行规程的要求控制，确保吹管工作顺利进行。热电厂发电部

第二篇：电厂锅炉吹管措施

＃ 机组吹管运行操作措施

一、吹管的目的

锅炉的过热器、再热器和主蒸汽、再热蒸汽管，在施工过程中内部可能残留杂物以及由于管道大气腐蚀产生的氧化物等杂质，将对机组的安全运行造成巨大危害，所以在机组启动前必须进行蒸汽吹扫，以保证机组的安全经济运行。

二、锅炉吹管范围

锅炉吹管范围主要包括过热器系统、再热器系统、高旁管路-冷再管路系统、小机高压系统。

本次吹管采用加装消音器的方法降低吹管噪音。

三、吹扫系统介绍

1、第一阶段，过热器、主蒸汽、高压旁路吹扫： 1)汽机中压、高压自动主汽门前的滤网应摘除。

2)将汽机两侧的高压自动主汽门的门芯取出，装上临时堵板，并从门盖上引出两根临时管。在两根临时管水平段上装一个吹管临时电动截止门及暖管用小旁路，吹管临时门后的两根临时管与冷段管相连，在冷段再热器减温器后接两根临时管向空中排汽，排汽口向上倾斜。

3)过热器、主蒸汽管道、低温再热管道系统吹扫。（图中加黑部分）排汽管水压至辅助蒸汽堵阀再阀心拆除热器阀心拆除排汽管高压缸排汽低旁汽包过热器至二抽高旁轴封供汽高旁门主汽门M中联门中联门主汽门M临时电动门 消音器消音器

4)吹扫高压旁路（不加靶板排气口清洁即可）

在高排逆止门后两根冷再管上分别加装临时堵板。在冷段至辅助蒸汽系统、至＃2高加及至轴封供汽管道上加装临时堵板。高旁电动阀用作吹管控制阀。两个再热器减温器先不装，用等径的临时管引出后排入大气，排汽管方向朝斜上方安全区域，并应考虑排汽口的反作用力。高旁—冷段再热蒸汽管路的吹扫在4～5次。吹扫流程图见下图（图中加黑部分）

排汽管水压至辅助蒸汽堵阀再阀心拆除热器阀心拆除排汽管高压缸排汽低旁汽包过热器至二抽高旁轴封供汽高旁门主汽门M中联门中联门主汽门M临时电动门 消音器消音器

2、第二阶段：过热器、再热器串联吹扫（加靶板验收）

1)恢复第一阶段吹管临时系统。

2)拆除再热器减温器处的临时管，把再热器减温器安装完。

3)主汽管与冷再管的连接：高压缸排汽逆止门先不装，将靶板架后的两根临时管与高排逆止门后的两根冷再管相连。

4)再热蒸汽热段管与临时主排汽管的连接：将两个中压自动主汽门的门芯取出，装上临时堵板，并从门盖上引出两根临时管，引出的两根临时管和两根临时主排汽管相连。在从中压缸引出的两根临时管水平段安装两套靶板架，靶板架的位置尽量靠近正式管路，并离开上游弯头4～6米。

水压至辅助蒸汽再再热器减温器堵阀阀心拆除热器阀心拆除低旁汽包高压缸排汽过热器至二抽高旁轴封供汽高旁门主汽门M中联门中联门主汽门M临时电动门 消音器消音器 5)低压旁路不参与吹扫。

四、吹管应具备的基本条件

1、吹管前应检查下列工作完成

1)检查所有辅助系统分步试运合格，验收资料齐全。

2)锅炉本体及其附属设备安装、保温工作结束，支吊架符合要求。3)锅炉膨胀指示器安装结束，影响锅炉的临时设施拆除。

4)冷态通风试验结束，风量标定试验完成，炉膛及烟风道系统内部脚手架拆除，内部杂物清理干净。

5)锅炉化学清洗完，酸洗用的临时设施拆除，设备系统恢复正常。6)锅炉燃油系统、空预器的蒸汽吹灰系统调试完。7)炉膛出口烟温探针可以投用。

8)运行设备及系统的参数在DCS上调试好，正确投入。9)试运设备系统周围照明充足。

10)吹管现场整洁，道路畅通，妨碍运行操作的脚手架拆除，无孔、洞等不安全因素。

11)平台、栏杆、沟盖板齐全。12)设备、阀门挂牌正确、齐全。

2、吹管前下列系统及设备应投入运行 1)厂用电系统已恢复正常，并投入运行。2)水源地供水设备投入运行或完好备用(根据厂区蓄水池水位决定)。3)辅机冷却水系统投入运行。4)空压机冷却水泵投入运行。

5)厂用压缩空气系统投入运行，且仪用和杂用气压力正常。6)消防水系统已投入并运行正常。

7)煤场存煤充足、原煤仓上满煤，输煤系统程控完好备用。

8)化学制出充足、合格除盐水，并且锅炉补给水系统投入运行或完好备用 9)除灰、除渣系统正常可随时投入运行。10)燃油系统投入运行。

11)除盐冷却水泵运行，除盐冷却水系统投入运行。12)启动锅炉运行正常，机组辅助蒸汽系统投入运行 13)DCS系统及其声光报警系统。

3、下列设备联锁试验合格，满足运行要求 1)辅机冷却水系统及其空压机冷却水泵。2)除盐冷却水泵及其系统。

3)凝结水泵、凝结水补充水泵及凝结水系统。4)电动给水泵组及辅助油泵。5)给水系统。

6)BOP、MSP、EOP、油箱排油烟机、主机润滑油系统。7)密封油主油泵、密封油事故油泵、密封油排油烟风机。8)除氧器及除氧器上水泵。9)主机盘车电机。

10)主机顶轴油泵及其顶轴油系统。11)引风机、轴承冷却风机及电机油站。12)送风机、风机油站及电机油站。13)空气预热器。14)火检冷却风机。15)暖风器疏水泵。16)炉膛出口烟温探针。17)空气预热器吹灰器。18)制粉系统。

19)过热汽减温水、再热汽减温水。20)锅炉疏水系统。

4、下列系统试运合格，并达到投运条件： 1)凝结水系统 2)给水系统

3)汽轮机润滑油系统 4)电动给水泵润滑油系统 5)顶轴油系统 6)发电机密封油系统 7)除氧器

8)汽轮机本体及管道疏放水系统 9)锅炉疏放水系统 10)主、再热蒸汽系统 11)风烟系统 12)燃油系统

13)炉水泵注水及冷却水系统 14)暖风器系统 15)空予器吹灰系统 16)吸、送风机油系统 17)制粉、等离子系统

18)除氧器水位、凝汽器水位、各低压高压加热器水位、主油箱油位、电动给水泵油箱油位、各疏水罐水位 19)吹管所加临时系统（一公司负责）

5、下列主要电动门、调节阀、挡板已调试完毕且动作正常

1)辅机冷却水系统：A、B辅机冷却水泵出口电动门，主机润滑油温度调整阀，A、B、C给水泵润滑油温度调整阀。

2)凝结水系统：除氧器水位主、辅调整阀及旁路门，凝汽器水位调整阀及旁路门，凝水再循环阀及旁路门，凝汽器高水位溢流阀，凝结水泵出入口电动门，低压加热器进出口及旁路电动门。

3)给水系统：电动给水泵出入口门、电动给水泵出口旁路门，电动给水泵最小流量阀，高旁温度水电动门，高压加热器入口三通阀及出口电动门，过热器减温水电动门，再热器事故喷水电动门。

4)高低压加热器系统：所有低压加热器、高压加热器的正常、危急疏水门。5)汽轮机本体及疏放水系统：汽轮机各抽汽逆止门关闭，确认与疏水扩容器连接的与吹管无关的疏水门全部关闭，并挂“禁止操作”牌，汽轮机本体在高中压调节阀前的疏水门开启。

6)风烟系统：送风机动叶，引风机调节挡板，辅助风调节挡板，燃料风调节挡板，过燃风调节挡板。

7)燃油系统：启动炉油压调节阀，供油泵出口电动阀，燃油压力调节阀，燃油跳闸阀，燃油再循环阀，油枪电磁阀。

8)空气预热器吹灰系统：辅汽至空气预热器吹灰电动阀，空气预热器吹灰电动疏水阀。

9)锅炉疏放水系统：连排至连排扩容器调节阀，连排至定排扩容器电动阀，连排扩容器至除氧器调节阀，锅炉前墙水冷壁放水电动门，锅炉后墙水冷壁放水电动门。

10)制粉系统：一次风机入口调节挡板，一次风机出口联络挡板，冷一次电动挡板，空预器出口一次风挡板，磨煤机冷一次风调节挡板，磨煤机热一次风调节挡板为，磨煤机关断档板，磨煤机出口门，密封风机入口挡板，磨煤机密封风门。

五、各系统及设备投入注意事项

1、水源地供水系统及设备的投入

供水系统投入运行时，主要是防止发生水锤和高位水池溢流。投入时一定要确认供水管道尾端的阀门在开启位置，供水管线入口压力在1.0～1.1MPa，升压泵出口持压泄压阀的动作值正常在1.05～1.1 MPa，并且投入运行。在升压泵启动时一定要确认出口门在关闭位置，供水管线入口总门开度在10%。

2、除盐冷却水系统投入

除盐冷却水系统投入时，确认除盐冷却水泵联锁试验合格，化学已准备足够的除盐冷却水。在凝汽器补水或凝结水系统注水时一定要注意各主要辅机的冷却水压力的变化，特别是炉水循环泵的清洗水压力变化。

3、辅机冷却水系统投入

各主要辅机在投入冷却水时在注意冷却水压力，对主冷油器、电动给水泵冷油器、汽动给水泵冷油器、投入冷却水时一定要先投入油侧后投入水侧，防止油中进水。

4、凝结水系统投入

凝结水泵启动前一定要检查凝汽器水位正常在800mm以上，凝结水系统已恢复正常并注水完毕，启动时一定要先开启凝结水泵出口门10%再启动泵，除氧器已具备投入条件。

5、给水系统投入

给水系统投入运行时，一定要确认除氧器水位正常，电动给水泵已进行各项静态联锁试验合格，在用电动给水泵上水时一定要确认给水系统的隔离措施正确，防止其它系统进入高压给水。

6、辅助蒸汽系统的投入

辅助蒸汽系统投入时一定要确认高压辅助蒸汽联箱、低压辅助蒸汽联箱与#2机之间的隔离门关闭，并上锁。

7、汽轮机润滑油系统顶轴油系统的投入

确认主油箱油质合格，油箱油位正常，投入主油位排烟机，润滑油系统联锁试验合格，启动MSP、TOP油泵，EOP投联锁，检查运行正常。在盘车投入前，一定要确认顶轴油压力正常，油泵运行，润滑油压力正常。投入盘车运行后，一定要检查各轴承回油及回油温度、轴承温度、转子偏心正常，并记录初次盘车电流。

8、发电机密封油系统投入

发电机油系统投入时，确认密封油真空泵电机接线正确，分离器油位正常，密封油真空泵启动条件具备。主密封油泵启动前一定要开启出口门，溢流阀投入，密封油差压阀解列。

9、炉水泵注水排空气

炉水泵注水排空前一定要确认管道冲洗经化验合格后，炉水泵方可注水排空气。检查暖风器疏水泵运行正常，注水前检查关闭＃1炉凝结水至＃1炉炉水循环泵清洗及充水隔离门，并上锁。炉水循环泵注水管路冲洗合格后，对炉水循环泵放水一、二次门关闭并上锁。对炉水循环泵注水放空气结束后，对炉水循环泵进出口放水总门关闭并上锁。待锅炉给水水质化验合格后，锅炉方可上水。

10、引风机、送风机、一次风机投入

引风机、送风机、一次风机投入运行前一定要检查各风机油站已投入运行，联锁试验完毕正确，油压正常，风机各动叶、静叶角度在最小，风门、挡板位置正确。

11、投入燃油及蒸汽吹扫系统

燃油系统投入运行时，应确认关闭燃油至＃2炉供油总门，并上锁。关闭＃2炉回油至燃油泵房总门，并上锁。

12、投入汽包水位和炉膛火焰电视。

13、锅炉上水（每次上水均要通知化学加药）

锅炉上水用电泵上水，在启动电动给水泵前，检查电泵启动条件满足，泵组排空气完毕。锅炉上水时要注意控制上水时间，汽包水位至+200mm时停止上水，启动炉水泵。上水水质必须合格。

14、投入火检冷却风机，检查运行正常。

15、启动空气预热器，检查运行正常。

16、送、引风机投入

送、引风机启动后，检查运行正常，调整风量在＞25%最大风量，辅助风挡板投自动，维持大风箱/炉膛差压在380Pa，调整炉膛负压为-100Pa。

六、吹管的方法和步骤

1、锅炉点火升压

1)按冷态点火条件检查锅炉各汽、水阀门位置正确，联系燃料往＃1炉A原煤仓上煤质符合要求的好煤。

2)检查暖风器、炉水循环泵系统正常，进行炉水泵清洗注水，炉水泵清洗注水放空气后，投入连续注水。

3)检查除氧器水温与汽包壁温差＜90℃，启动电动给水泵，调节电动给水泵转速，控制给水流量60～120t/h，进水全部时间＞2小时。4)在汽包水位计出现水位时，降低电动给水泵转速，使水位缓慢上升至＋200mm，关闭电动给水泵出口门，停止上水。

5)启动B炉水循环泵，当汽包水位降至最低可见水位时，停止B炉水循环泵，上水至＋200mm。启动A炉水循环泵，水位稳定后，启B、C炉水循环泵。6)启动一台火检冷却风机，将另一台火检冷却风机投入备用。7)投入炉膛烟温探针。8)启动A、B空气预热器。

9)启动A、B吸、送风机，调节送风机和风箱挡板使送风量＞25％BMCR，使大风箱与炉膛间的压差为380Pa，并维持炉膛负压－100Pa。10)进行炉膛吹扫，并进行5min倒计时。11)炉膛吹扫完成后。

12)确认所有点火条件满足后，并检查A制粉系统等离子点火系统正常，投入A磨煤机等离子暖风器，使A磨煤机入口风温达160℃。

13)将A制粉系统切至等离子点火模式，进行磨煤机暖磨程序，当A磨煤机分离器出口温度达65℃，投入A磨煤机等离子装置并四角拉弧正常。14)启动A磨煤机和给煤机，确保磨煤机分离器出口温度，锅炉点火。15)点火成功后，及时做好燃烧调整工作；并以检查燃烧情况，对燃烧不正常应找出原因予以消除。

16)控制好磨煤机出力，确保过剩空气系数在正常范围内，使炉膛热负荷均匀，升温、升压符合要求；升压速度＜0.05MPa/min，升温速度＜1.5℃/min。17)当汽包压力升至0.1MPa，进行水位计冲洗。18)当汽包压力升至0.15MPa，关闭汽包空气门。

19)当汽包压力升至0.2MPa，关所有空气门。

20)当汽包压力升至0.5MPa，关闭顶棚管入口集箱疏水电动门。21)汽包压力维持0.5MPa，进行锅炉热紧螺栓工作。

22)汽包压力升至0.7MPa，打开临时吹管电动门旁路门，进行暖管工作。23)汽包压力升至1.0MPa，关闭过热器系统所有疏水门，打开临时吹管系统的所有疏水门，打开机侧所有疏水门。

24)汽包压力升至1.5MPa，维持此压力，进行热工仪表吹扫工作，完成后投入仪表。

25)汽包压力升至2.0MPa时，稳定压力不变。进行临时管道暖管工作，缓慢开大吹管临时电动门，当排汽口蒸汽量很大且很少有水滴，且排汽温度大于120℃时，暖管结束，缓慢关小临时管道及汽机侧各部疏水门，锅炉开始升压，在升压时应控制好主汽温度。

26)锅炉开始吹管前，检查汽包水位保护已解除。

2、第一阶段吹管(过热器系统、高旁管路-冷再管路)初压：4.0MPa；（汽包压力）终压：3.0MPa；

主汽温度：350℃～450℃

1)过热器系统的吹扫

1.1 汽包压力升至3.8MPa，检查全关汽包连排及吹管临时电动门。

1.2汽包压力升至4.0MPa，全开吹管临时电动门试吹一次，当汽包压力降至3.0MPa时，关闭吹管临时电动门。试吹的目的在于检查临时系统支撑及固定情况，掌握锅炉补水规律，掌握吹管临时电动门全关过程中汽包压降值，从而确定正式吹管时关门时间，并校核吹管参数。1.3 检查吹管临时系统没问题后，进行连续吹扫4－5次。

1.4 在本阶段吹扫末期，选择适当时间进行主汽减温水管路的蒸汽反吹扫，控制汽包压力在4.0MPa，每条管线吹扫20分钟。2)高旁管路-冷再管路的吹扫

2.1 汽包压力升至4.0MPa，全开高压旁路临时控制电动门，试吹一次，约2分钟后，关闭高压旁路临时控制电动门；

2.2 当汽包压力升至5.0MPa，正式吹扫高旁-冷再管路，当汽包压力降至3.5MPa时，关闭临时电动控制门，停止吹扫。本阶段共吹扫5次，不加靶板。

3、第二阶段吹管(过热器、再热器串联吹扫)初压：6.0MPa；（汽包压力）终压：3.0MPa；

主汽、再热蒸汽温度：350℃～450℃

1)在第一阶段吹扫结束后，锅炉降压放水。2)维持适当的升温、升压速率升压至4.0MPa，全开吹管临时门，试吹一次。当汽包压力降至3.0MPa，关吹管临时门。3)吹管临时门全关后，锅炉继续升压。

4)当汽包压力升至6.0MPa，打开吹管临时电动门开始正式吹管，当汽包压力降至3.5MPa时，关闭临时吹管门，结束本次吹管。5)重复上述正式吹管过程，直至系统靶板合格为止；

4、注意事项

1)检查暖风器疏水泵运行正常，炉水循环泵注水管路冲洗合格后，对炉水循环泵放水一、二次门关闭并上锁，对炉水循环泵进出口放水总门关闭并上锁。2)锅炉上水、点火过程中，应注意汽包上、下壁温差＜46℃，当汽包上、下壁温差≥46℃时，应减缓锅炉上水或升压速度，控制炉水温升率＜1.5℃/min。3)加强巡检，每小时检查一次锅炉膨胀情况，并记录锅炉膨胀指示器指示值。4)当炉膛出口烟温至538℃时，必须立即退出烟温探针。

5)吹管过程中，要解除汽包水位保护，但需严密监视汽包水位，保持较高汽包水位，防止汽包水位过低，影响炉水循环泵正常运行；当汽包水位过高时，应通过降低开启后墙水冷壁下集箱放水门和开大连续排污调节门进行放水。6)锅炉整个吹管期间等离子点火，控制制粉系统出力维持燃烧，应投入空气预热器连续吹灰。

7)吹管运行中，运行人员要经常就地检查炉内燃烧情况，当发现燃烧不完全时，应立即汇报进行燃烧调整。

8)吹管运行中，要确保参数：P≤6.0MPa，t≤430℃，以保证吹管安全，当达到吹管压力时应迅速打开吹扫门。

9)运行时应密切注视再热器入口压力≤3.4MPa。

10)吹管过程中，当吹管临时电动门关闭时，应加强排污以提高蒸汽品质，在打开吹管临时电动门时，停止排污。

11)当发生MFT时，应重新进行炉膛吹扫合格后才能点火。

5、吹管合格标准

1)过热器、再热器及其管道各段的吹管系数大于1。

2)在被吹洗管末端的临时排汽管内（尽量靠近正式管道）装设靶板。在保证吹管系数的前提下，连续两次打靶检查，第二次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，即认为吹管合格。

第三篇：锅炉吹管调试措施

锅炉吹管调试措施

2015-10-151、编制依据

1.1《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）DL/T 5047-96。1.2《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）DL 5031-96。1.3《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电力工业部）2002年 1.4《电力建设施工质量验收及评价规程（2009版）》及相关规程 1.5《全国地方小型火力发电厂锅炉运行规程》SD250-01

2、调试目的

新建机组在正式供蒸汽前，按《电力建设施工及验收技术规范.管道篇》的要求和规定，管道系统应进行吹扫以清除管道系统内部的污垢和杂物，保证机组投运后的安全运行。

3、设备概况

XXXX环保能源有限公司锅炉是由XXX有限公司提供生活垃圾焚烧厂所需的1×250t/d垃圾焚烧线余热锅炉焚烧炉。

本锅炉型号SLC250-3.9/400，为机械多级炉排炉（顺推），单锅筒自然循环，集中下降管，三通道和卧式布置。悬吊结构，过热器采用三级布置、二级喷水减温的结构型式，整体室内布置。配有布袋除尘器和烟气净化装置。炉渣由输送带送出后直接装车，烟灰由刮板输灰装置输送至灰库，再由飞灰固化制砖机压制成型用汽车装运填埋场。①锅炉设计规范

额定垃圾处理量： 250t/d 额定蒸汽蒸发量： 24.2t/h 汽包抽气量： 1.0t/h

额定蒸汽出口压力： 3.9MPa 额定蒸汽出口温度： 400+5/-10 ℃ 锅炉给水温度: 130℃ 排污率： 1% 排烟温度： 195℃ 锅炉热效率： ≥ 80.6% 热灼减率： ＜3%

4、试运前应具备的条件

4.1 锅炉煮炉合格，系统恢复完成。4.2 准备好足够的燃油，垃圾给料系统、炉排系统、出渣系统和引风机、一二次风机设备正

常，具备启动条件。

4.3 临时管道全部安装和固定好，排汽管的反冲力支架必须可承受足够的反冲力，安全可靠。

吹管用临时吹扫门控制。（启闭时间保证在<60秒之内）。准备好30块抛光的铝靶板，靶

板位置处于临时管道上，并近可能靠近主蒸汽管道。4.4 锅炉本体及辅助设备系统全面验收合格。

4.5 锅炉各部膨胀间隙正确，无卡、阻现象，膨胀指示器安装齐全，指示均在零位。

4.6 DCS操作系统已投入可用，并且可以远操。有关温度、压力、差压等运行表计齐全，并 经校验合格。

4.7 化学备足除盐水，其制水系统能正常投用。4.8 吹管前，给水泵、除氧器能正常投用。4.9 现场照明、通讯能正常投用。4.10 消防系统具备投入使用条件。

4.11 临时防护设施、照明及临时管道保温工作均已完成。4.12 生产准备就绪，运行人员经培训上岗，系统挂牌完毕。

4.13 点火吹管前，临时控制阀门（即临冲门）、主蒸汽系统各电动门、向空排汽门等操作校 验完毕。

4.14 各热工仪表能投用且指示正确，辅机联锁保护静态试验正常。

4.15 向锅炉上水，水质应化验合格，其水温<90℃，并控制进水温度与汽包壁温差<50℃，上

下壁温差<40℃。上水时间不得少于2小时，冬季不少于3小时。

4.16 上水至汽包高水位+250mm，进行放水，对汽包水位锅炉和水位计进行冲洗后，再继续 上水至正常水位。

5、吹管系统、设施的安装要求

5.1 锅炉吹管从汽机主蒸汽自动主汽门前断开，接临时管道吹扫至用靶板考核合格。

5.2 锅炉吹管考核合格后用短管连接，恢复系统吹扫供热管道。

5.3 拆除主汽集箱电动主汽门。更换临时吹管用的临时控制阀，待冲管结束后装复。或者在临时管道加装临冲门。5.4 拆除向空排汽阀自保持。5.5 吹管的临时排放口置于安全和避开设备，其临时排放管管径≥φ159×6，临时管道的布

置要求尽量减少弯头和不允许直角弯头。

5.6 靶板装置设在排放总管上，并尽可能地靠近正式管道，排放总管采用20G管材，要求靶

板装置前的所有焊口必须采用氩弧焊打底。临时排放最低点加装DN25疏水阀。5.7 吹管前准备150×20×5的铝制抛光靶板20块。

5.8 临时管道的架设应牢固，做好临时保温，支吊架的架设应考虑热膨胀及吹管时的反推力。

6、吹管范围及系统

吹管范围包括：锅炉各级过热器、主蒸汽管道和减温水管道反冲洗。6.1吹管系统如下：（见附图二）

6.1.1 汽包--保护性蒸发屏--低温过热器--(减温器)-----中温过热器--(减温 器)--高温过热器--主蒸汽出口集汽联箱--主蒸汽管道--电动主汽门--主蒸汽管（φ159×7）--临时控制阀------临时管道（>φ159×6）--靶板--大气 吹管工作还包括一些旁路和辅汽管道：

① 母管至凝汽器旁路管道，在主汽管吹扫合格后，将该段管道所有电动阀门关闭，开启

旁路，稳压吹10分钟，全开所有电动阀门，关闭旁路门，稳压吹10分钟后反复4-5次，视为吹扫合格，吹扫压力保持在1.5-2.0MPa。② 母管至一次风机蒸汽加热器，方法同上。③ 母管至除氧器，方法同上。

7、吹管参数选择及冲管质量

7.1 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,即:

K=（G2吹·V吹）/（G2额·V额）=△P吹/△P额 式中：K吹管系数

G（吹/额）：吹管/额定时的蒸汽流量 V（吹/额）：吹管/额定时的蒸汽比容 △P（吹/额）：吹管/额定时的压降

7.1.1 根据锅炉汽包至各管道及受热面的额定参数、临时管的材质，在保证吹管系数的前提下，锅炉的吹扫采用降压吹管方式，汽包压力参数选择在3.5MPa、过热蒸汽温度～350℃，终参数为2.0MPa。

7.1.2 锅炉吹管用靶板考核合格后恢复系统。7.2 吹管质量标准： a 吹管系数>1；

b 靶板上最大击痕粒度不大于0.5mm，且肉眼可见斑痕少于5点； c 靶板表面呈显金属本色：

连续两次更换靶板检查达到上述标准方为合格，应整理记录，办理签证。7.3 安全措施

7.3.1 冲管临时系统应有必要的保障措施，支吊架的装设应考虑管道膨胀及能承受冲管时的反

推力。冲管系统安装完毕后应对冲管回路进行检查，确认临时管路的支撑、吊杆满足要

求，无影响膨胀之处，疏水管布置合理，否则在冲管阶段点火前必须加以整改。7.3.2 冲管临时系统应进行保温，冲管系统附近不得有易燃物品，并应配备必要的消防设施。

7.3.3 自点火开始，必须严格控制汽包上、下壁温差小于50℃；

7.3.4 点燃油枪后(或用木材点火)有专人观察着火情况，如发现雾化情况不好或着火不良经调

整无效后，必须立刻停用该油枪；

7.3.5 冲管过程中，应注意汽包假水位现象，防止锅炉缺水，满水事故发生，冲管期间，应解 列汽包水位保护；

7.3.6 如遇临冲阀关闭失灵，应立即关闭电动隔离门；

7.3.7 冲管前应认真检查，隔离所有无关的阀门、管路，并对要冲的管路进行充分的暖管，加 强疏水，严防水击。

7.3.8 第一次点火期间一定要认真检查锅炉各部膨胀，在升压过程中如遇管道或炉本体膨胀不

畅，应停止升压，及时汇报指挥部，并予以处理；首次冲管后，应对冲管系统进行详细 的检查，确认一切正常后方可进行下面的冲管。冲管临时系统应有临时疏水设施，该疏

水系统应满足冲管参数的安全要求。

7.3.9 每次更换靶板应事先通知，待靶板更换完毕后方可继续升压。

7.3.10 冲管排放口处应有围栏设施,并要求挂有醒目的警示标志。在冲管期间，应有专人值班，禁止一切人和车辆通行。在一期的机房窗户区域采取遮挡等安全措施，确保运行设备 不受影响； 7.3.11 在运行过程中，当发生危及人身和设备安全的紧急情况时，调试、运行人员应按照《运

行规程》及《安全规程》处理，并及时通知调试当班人员。7.3.12.严禁在受压管道上进行任何工作或敲击；

8、组织分工

8.1 试运行人员在试运指挥部的统一领导下进行工作。

8.2 电厂运行人员应按照锅炉运行规程及本措施进行运行操作，记录冲管数据，定期检查各

主要辅机的运行情况确保设备的安全运行。

8.3 安装公司负责临时管道、测点、表计等设施的安装工作，并负责靶板的准备、冲管期间 的设备维修及更换靶板等工作。

8.4 调试人员按照本措施及运行规程规定的各项要求，发布操作指令，分析冲管过程中出现 的问题并提出解决问题的方法。

9、环境、职业健康安全风险因素识别和控制措施

9.1 可能造成的不良环境因素：管道吹扫时产生噪音。

9.1.1 可能造成不良环境因素所采取的对策：采取排放口安装消音器降低噪音，工作人员离开

噪音区，工作人员佩戴防护耳塞进行防护。9.2 可能出现的危险源识别如下：

9.2.1生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽；

9.2.2调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好 9.2.3生产场所未按照规定着装； 9.2.4高温介质； 9.2.5冲管时产生噪音。

9.3 对可能出现的危险源采取的控制措施:

9.3.1在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽； 9.3.2进入现场时，注意警戒标志，对明显危及人生安全的工作场所，禁止进入，照明不良的

场所不得进入和工作。9.3.3生产场所按照规定着装；

9.3.4为了防止高温介质，参加操作的工作人员，应该穿好防护服，带手套； 9.3.5冲管时产生噪音，工作人员离开噪音区，工作人员佩戴防护耳塞进行防护。9.4防止系统阀门操作错误，采取对策：辅汽系统各阀门应按照系统图挂牌； 9.5冲管系统管道安装结束，静态检查验收，符合规范要求。管道保温验收合格； 9.6冲管系统疏水与汽轮机本体疏水扩容器连接的疏水在冲管时可能进入冷凝器，采取对策：

与汽轮机本体疏水扩容器连接的疏水应断开，并挂好警告牌。防止汽水进入冷凝器；

9.7临时技术措施、排放口处的警戒标志等安全措施应按照措施完成。

9.8系统冲管结束后，拆除各临时管道。在恢复各管道焊口时应做氩弧打底后焊接。

第四篇：锅炉吹管工作总结

＃2锅炉吹管工作总结

11月6号，南电＃2炉锅炉第一次吹管取得了成功，为＃2炉下一阶段的吹管起了一个好头。

＃2锅炉点火吹管于11月6日晚上开始到11月7日凌晨，共吹管30次。作为电气专业的学员，我们积极的配合了锅炉进行＃2炉的第一次吹管工作。在吹管前，我们对＃2炉甲、乙侧引风机，甲、乙侧送风机，甲、乙侧一次风机，甲、乙侧空预气，＃1角、＃2角、＃3角、＃4角就地点火柜，火检风机，＃3给水泵及其稀油站，＃3中继泵经行了送电操作，做好了＃2炉吹管的前期工作；在操作过程中，我们熟练了＃2炉辅助设备的停、送电操作，并对＃2炉相应设备的实际位置和就地操作机构有了更深刻的了解，为了＃2锅炉下一阶段的试验做好了准备。

我们在工作中也发现了一些问题，比如说在操作记录上还比较生疏，以后还应加强这方面的锻炼，为＃2炉下阶段的试验工作做好记录。

此次吹管工作极为艰巨，凝聚了南电全体职工的心血。在充满隆隆作响的现场，随处都可以看见步履匆匆干工作的感人场景，大家不顾连日来的极端劳累，睁着布满血丝的眼睛一直坚持在现场，各司其职，以饱满的热忱和激昂的斗志投身各项具体工作中，投入到＃2炉吹管工作中来。

第五篇：机组锅炉蒸汽吹管调试方案

机组锅炉蒸汽吹管调试方案

湖南湘潭发电有限责任公司二期工程2×600MW超临界机组 #3机组锅炉蒸汽吹管调试方案

中国大唐集团湘潭电厂二期扩建工程2×600MW燃煤机组锅炉系东方锅炉集团有限公司生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。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。锅炉拟采用过热器再热器一阶段联合稳压冲洗方案，以实现在确保吹管质量的前提下缩短整个工程工期、降低整个调试阶段的燃油耗量的目标。1技术标准和规程规范

1.1《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》

1.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》

1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《电力建设安全工作规程》

1.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 1.7大唐湘潭电厂二期工程有关文件、图纸 2蒸汽冲管的目的

由于制造、运输、贮存、安装等原因，在汽水系统管道里可能会遗留一些氧化皮、焊渣或其它施工杂物。根据《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》的要求，在机组整套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障以后汽轮机设备的安全。3调试对象

锅炉为超临界参数变压运行本生直流锅炉，采用单炉膛、π型布置，前后墙对冲燃烧方式，24只HT－NR3燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。锅炉设计煤种为贫煤。锅炉主要设计参数：

名

称 单位 BMCR THA BRL 过热蒸汽流量 t/h 1913 1664.1 1810.6 过热器出口蒸汽压力 MPa(g)25.4 25.0 25.3 过热器出口蒸汽温度 ℃ 571 571 571 再热蒸汽流量 t/h 1582.1 1388.2 1493.5 再热器进口蒸汽压力 MPa(g)4.336 3.802 4.087 再热器出口蒸汽压力 MPa(g)4.146 3.632 3.907 再热器进口蒸汽温度 ℃ 311 299 305 再热器出口蒸汽温度 ℃ 569 569 569 省煤器进口给水温度 ℃ 281 272 277 制粉系统：采用双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹系统，每炉配6台磨煤机（5台运行，一台备用），设计煤种煤粉细度按200目筛通过量为80%。

给水调节：机组配置2台50%B-MCR汽动给水泵和一台30% B-MCR容量的电动调速给水泵。

汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路。4蒸汽冲管的范围及方法 4.1冲管范围

锅炉受热面管束（蒸汽部分）及其联络管； 主蒸汽管道；

冷段再热蒸汽管道； 热段再热蒸汽管道； 高压旁路系统。4.2冲管方法

本次冲管采用稳压冲管。主系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽联箱→主蒸汽管道→高压主汽阀门室→临时管→临冲阀→临时管→低温再热管路（集粒器）→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。在进入消音器前安装考核靶板装置，冲管至靶板考核合格为止。

高压旁路系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→高压旁路管→高旁截止门→临冲门→低温再热管路→低温再热管路（集粒器）→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。其中高压旁路调整阀缓装用临冲阀代替，高旁回路不作靶板考核。

主系统吹洗大约持续30～60分钟（试化学制水情况而定）后打开高压旁路并关闭主系统临冲阀，高压旁路系统吹洗大约5分钟。在此之后打开主系统临冲阀同时关闭高旁临冲门；之后熄火停炉使之冷却。4.3冲管参数的选择

冲管参数的选择必须要保证在蒸汽冲管时所产生的动量大于额定负荷时的动量； 根据锅炉分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数，临时管道的材质的要求，在保证冲管系数的前提下，所取的稳压冲管压力要合适。稳压冲管汽水分离器压力5.5MPa～5.8MPa，在此过程中要严格控制主汽温度在427℃范围内，主蒸汽温度通过过热器蒸汽减温器减温至427℃以内，再热蒸汽温度通过再热器减温器和烟气挡板调至500℃以内。按照以上参数吹管，动量系数约为1.30～1.50，给水流量850t/h左右。

4.4 冲管中至少要保证停炉大冷却一次，停炉冷却时间24h以上。5冲管条件

5.1锅炉酸洗合格，系统恢复完成； 5.2锅炉各疏水管道恢复完毕；

5.3分离器及贮水箱水位计装好可投用；

5.4燃油管道经试压、吹扫，验收合格，所有油枪能正常投入运行； 5.5六套制粉系统具备投用条件；

5.6空气预热器蒸汽吹灰器、清洗系统已能正常投用； 5.7锅炉本体所有膨胀指示器安装完毕，校好零位； 5.8压缩空气系统能正常投用，工业冷却水系统能投用； 5.9汽机电动给水泵试转完毕能正常投用； 5.10主汽减温水管路、再热蒸汽减温水管路蒸汽冲洗完毕并恢复，调整门、流量孔板已安装；（考虑到吹管期间要投减温水，故过热器、再热器减温水管道需提前用辅汽吹扫干净，锅炉吹管前系统应恢复。）

5.11给水除氧加热系统正常投用；

5.12汽机盘车和真空系统投用，与汽机本体有关的管道应全部隔离； 5.13电除尘、除灰除渣系统必须再次正常投运； 5.14按冲管系统图将与冲管无关的系统隔绝完毕； 5.15冲管系统安装、验收完毕；

5.16各路压力仪表管、蒸汽取样管接好；

5.17化学备足除盐水，制水设备、给水加药、精处理系统能正常投用。给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽、凝水取样分析能正常进行；

5.18与冲管有关的本体及辅助设备系统必须全面验收合格，包括汽机、热控、电气、仪表等有关部分；

5.19 BMS系统调试完毕。数据采集系统能投用，数据准确可信。相关的联锁保护试验合格； 5.20准备足够的燃油供冲管使用； 5.21厂内照明、通讯系统能投用；

5.22冲管现场配备足够数量的消防器材，消防系统能正常投用； 5.23临时防护设施、临时照明、临时系统的挂牌等均已完成。6吹管的临时系统及处理措施

6.1高压主汽门、中压主汽门的处理

主汽门及中压主汽门取出阀芯、阀杆等部件，安装假门芯，再在主汽门门盖处用专用法兰连接临时管。中压主汽门的处理同高主门的处理一样； 6.2临冲阀

6.2.1临冲阀分主系统临冲阀和高压旁路临冲阀两种规格；

6.2.2临冲阀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；

6.2.3临冲阀全开全关时间在60秒左右；

6.2.4临冲阀控制按钮接至集控室，可实现点动操作；

6.2.5在主系统临时阀处加装Φ76×8的旁路管，并装设手动截止阀，用以系统暖管，阀门型号为：DN50、PN10MPa。6.3临时管道系统

6.3.1根据吹管的流程，在高压主汽门、中压主汽门后部接临时管，临冲阀后临时管道接至高压缸排汽逆止门后，低压旁路管道暂时不连接，加堵板隔离。（见吹管临时系统示意图）。6.3.2所有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。6.3.3临时管道的架设应牢固，表面要作保温，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；

6.3.4靶板前的临时管段必须经过除垢处理，所有临时管的焊接要采用氩弧焊打底，切割时的渣物应清理干净；

6.3.5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，高低压疏水管道分开，疏水管道及阀门的设计要求不低于Pg60；

6.3.6冲管完成后，系统恢复时，立式管道严禁气体切割，并采取措施。水平管道切割时，一定要将渣物清理干净； 6.4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。6.5集粒器

集粒器尽量布置在靠再热器进口的冷再管道上，应符合以下要求：网孔径不大于12mm；阻力小于0.1MPa；强度满足蒸汽参数；收集杂物性能好。建议采用外进内出结构。6.6靶板

靶板装在中主门后的临时管段上，为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有5倍管径的距离，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。

靶板的材质为铝制靶板，其宽度约为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径；

6.7本次没有经过冲管的管道，如低压旁路管道、高排逆止门连接管道、高中压主汽门后导汽管等，电建公司进行机械处理，并用内窥镜检查，经验收后方可安装，有条件的话在冲管结束后应进行清理。7质量控制点

7.1吹管过程中,调试人员对自己班组所有调试工作负责,认真填写各阶段的原始记录,并在记录上签字,锅炉专业调试负责人对各项记录进行核对并签字；

7.2质量控制点:检验吹洗效果的靶板经有关部门按有关规定检查认可后才能结束锅炉蒸汽吹洗工作；

7.3冲管考核标准：

冲管系数△P冲/△P额>１；

靶板上最大击痕不大于0.8mm直径，整条靶板上肉眼可见斑痕少于8点； 靶板表面呈现金属本色；

在冲管系数大于1的前提下，两次靶板达到上述三条标准方为合格。

7.4吹管过程中发现设备问题，调试人员应填写检修通知单，并由相关单位反馈检修结果。8人员分工

8.1锅炉调试技术人员参加运行倒班，并分别负责整个吹管阶段中每班的指挥与协调，提供对设备操作的要求及试验的技术指导，同时完成整个吹管过程的测试、记录工作；全部参加试验的调试人员都持有相应的资格证。8.2化学监督人员随运行倒班。

8.3吹管期间运行人员根据吹管方案和调试人员要求负责设备的运行操作。8.4安装单位负责吹管工作所要求的临时设施安装和处理、集粒器的清理，并负责维护设备。9危险点/危险源分析与控制措施和安全注意事项

9.1防止膨胀受阻：冲管前要对所有的冲管系统进行检查，确认临时管路的支撑、吊杆满足要求，无影响膨胀之处，疏水管布置合理，否则在冲管前必须加以整改；

9.2防止发生水冲击：冲管前应隔离所有无关的阀门、管路，并对要冲的管路进行充分的暖管，加强疏水；

9.3避免超温：锅炉点火后，应全关再热器侧烟气挡板，使绝大部分烟气流经低温过热器，这既可保护再热器又可，缩短启动时间；吹管期间，高温再热器入口烟道烟温不得超过540℃，再热器入口蒸汽温度不得超过427℃，应避免超温； 9.4制粉系统及火嘴投运应注意事项： 吹管期间进行制粉系统的启动，应严格认真执行有关操作规程，逐渐摸索和积累相关的数据，及时总结经验；

在本次制粉系统试运后，制粉系统将有较长时间停运期，停磨之前必须将磨煤机内煤粉抽空，以免发生煤粉自燃；

制粉系统运行中如发生受热面超温、燃烧不稳、积粉、煤粉自燃等现象应立即停止制粉系统运行，并采取相应的处理措施；

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。9.5防止空预器着火：由于吹管过程中较长时间燃油运行，尤其制粉和投粉时，容易导致空气预热器积油和积粉，应尽可能地投入空预器连续吹灰，同时密切监视空预器出口烟温，发现异常升高应及时处理；

9.6防止汽缸进汽：为防止蒸汽漏入汽轮机，应将逆止门的阀芯压紧，门后疏水门处于常开位置；将汽缸壁温测点投入，以便监视；汽机盘车装置投入，以防万一；

9.7排汽口的布置：吹管的排汽口不能对准任何有可能危及设备或人身安全的地方，且排汽口设有专人监视；

9.8在运行过程中，当发生危及人身和设备安全的紧急情况时，运行人员应按照《运行规程》及《安全规程》处理，并于事后及时通知调试当班人员； 9.9人身安全及防护：

在冲管期间有较大噪音，需在排汽口加装消音器，降低噪音；同时参加冲管人员配备耳塞防护；

在高处作业（离地面2米及以上）容易发生坠落，应检查确认脚手架符合要求，正确使用安全带；

安全保卫人员、消防人员、医护人员及设备检修人员到现场值班，医护人员应根据吹管工作的特点备足急救药品。