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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》 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 火电机组启动验收性能试验导则》
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 徐元载 主编人员:崔明儒

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 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 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。

压差比(阻力比) 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=[C /(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。
2

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。


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