1×1000MW机组工程锅炉蒸汽吹管措施.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除 xxxx发电有限公司六期扩建第二台11000MW机组工程锅炉蒸汽吹管措施xx热工研究院有限公司目 录1 编写目的12 编写依据13 调试质量目标14 系统及主要设备技术规范15 锅炉吹洗范围、流程、参数及临时设施36 锅炉吹管前应具备的条件67 锅炉吹洗步骤98 职责分工129 工作危险源及环境和职业健康管理1410 附录17 此文档仅供学习与交流1编写目的1.1 新安装机组锅炉的过热器、再热器及其蒸汽管道中，不可避免地存有焊渣、锈垢和其它杂物，锅炉正式向汽机供汽前，必须将这些杂物吹洗干净，以确保机组安全、经济地运行。1.2 锅炉首次点火前的各项检查和试验工作。1.3 直流锅炉首次点火前/后的冷/热态水冲洗。1.4 为了指导锅炉吹管工作顺利进行，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编写依据2.1火力发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T5437-2009）2.2火力发电建设工程机组调试验收与评价规程（DL/T5295-2013）2.3火力发电建设工程机组调试技术规范(DL/T5294-2013)2.4锅炉启动调试导则（DL/T852-2004）2.5火力发电建设工程机组吹管导则（DL/T1269-2013）2.6 设计图纸及设备说明书3调试质量目标符合电力行业火力发电建设工程机组调试验收与评价规程（DL/T 5295-2013）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%，满足机组整套启动要求。靶板的检验按火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则第8节和电站锅炉压力容器检验规程（2004年版）的规定，在吹洗系数大于1的条件下，连续两次靶板上最大冲击斑痕粒径不大于0.8mm，且肉眼可见的斑痕不多于8点（0.20.8mm），检验靶板为铝板，靶板的宽度为排汽管内径的8%且不小于25mm，厚度不小于5mm，长度纵贯管子内径，靶板表面粗糙度应达到Ra100。4 系统及主要设备技术规范本期工程锅炉为超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢结构、全悬吊结构塔式锅炉。机组同步建设全容量石灰石-湿法烟气脱硫装置和脱硝装置。电厂燃煤设计煤种选用淮南新集煤，校核煤种选用淮北矿业集团煤。锅炉采用中速磨正压直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，五运一备，设计煤粉细度R90=20%。锅炉设置带启动循环泵的内置式启动系统，系统设计同时满足启动循环泵故障时锅炉启动的要求。锅炉采用等离子点火方式，等离子按两台磨（B磨和D磨）设置，燃油系统设置下三层油枪备用。机组配置250%BMCR调速汽动给水泵，不设电动给水泵，采用100%BMCR容量高压旁路和50%BMCR容量低压旁路系统。锅炉性能数据见表1。表1 锅炉性能数据项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2BMCRBRLBMCRBMCR1、蒸汽及水流量过热器出口t/h3100305131003100再热器出口t/h2556251225562556省煤器进口t/h2914286829142914过热器一级喷水t/h93.091.593.093.0过热器二级喷水t/h93.091.593.093.0再热器喷水t/h00002、蒸汽及水压力/压降过热器出口压力MPa27.927.8727.927.9一级过热器压降MPa0.68二级过热器压降MPa0.21三级过热器压降MPa0.36过热器总压降MPa1.89再热器进口压力MPa6.226.106.226.22一级再热器压降MPa0.08二级再热器压降MPa0.07再热器出口压力MPa6.025.916.026.02启动分离器压力MPa29.79水冷壁压降MPa1.88省煤器压降（不含位差）MPa0.07省煤器重位压降MPa0.13省煤器进口压力MPa31.9启动循环泵入口压力（极热态启动时）MPa16.23启动循环泵出口压力（极热态启动时）MPa16.963、蒸汽和水温度过热器出口605605605605再热器进口371368371371再热器出口603603603603省煤器进口301300301301省煤器出口336335336337过热器减温水301300301301启动分离器4594594604584、燃料消耗量（实际）426.7419.8467.9447.45、NOX排放浓度mg/Nm32506、风率一次风率%21.121.421.320.7二次风率%74.974.674.775.3炉膛漏风率%4.04.14.03.97、过量空气系数炉膛出口1.201.201.201.20省煤器出口1.201.201.201.205 锅炉吹洗范围、流程、参数及临时设施本次锅炉过热器、再热器及其蒸汽系统吹洗，采用稳压法，在再热冷段管进再热器前加集粒器，按一阶段（即一步法）进行吹洗。低压旁路系统管道进行人工清理，经监理、安质部门验收签证。5.1 锅炉吹洗范围5.1.1 锅炉过热器系统、主蒸汽管道，再热器系统、冷段、热段再热蒸汽管道。5.1.2 高压旁路系统。5.1.3 锅炉本体吹灰系统的管道及系统。5.2 锅炉过热器系统、主蒸汽管道，再热器系统、冷段、热段再热蒸汽管道吹洗流程启动分离器过热器系统主蒸汽管道临时管（2路）临吹门1、2（2路）集粒器临时管（1路）冷再管道再热器热再管道临时管（2路）临时管（1路）靶板器消音器排大气5.2.2 高压旁路系统吹洗流程启动分离器过热器系统主蒸汽管道高旁管道临冲门3临时管（1路）消音器排大气高旁系统利用主系统吹洗的间隙进行。5.2.3 锅炉本体吹灰系统的管道及系统锅炉本体及脱硝的吹灰管路在吹洗结束消压阶段，利用余压吹扫，吹扫压力不大于3MPa。5.3 吹洗的蒸汽参数 根据火力发电建设工程机组吹管导则推导定义：吹管系数=（G2V）/（G02V0）上式中G、G0分别为介质质量流量、介质额定工况质量流量，V、V0分别为介质比容、介质额定工况比容。当吹管系数大于1时，即可保证吹管时的介质动量大于额定工况时的介质动量。为动态计算稳压吹管期间的吹管系数，可利用电厂DCS系统内部功能块根据介质温度和压力动态计算比容。G0=3051t/h，由于稳压吹管阶段锅炉转为干态运行，分离器蒸汽质量流量G等于省煤器入口给水流量。分离器出口后部蒸汽比容V逐渐增大，同时随着减温水的喷入蒸汽流量也逐渐增大，因此若能保证分离器出口处的吹管系数大于1，则能保证分离器出口后部整个系统的吹管系数也大于1。为确保受热面安全，必须控制再热器冷段入口蒸汽温度不超过450。蒸汽流量越低，为保证吹管系数大于1所需的蒸汽比容越大。蒸汽比容、压力、温度直接相关，根据额定工况下蒸汽参数，可以计算出不同蒸汽流量工况下为使吹管系数大于1所需的最低保证蒸汽比容。考虑到锅炉稳压吹管期间温度和压力等参数的可控性，分离器压力选取5.56.0MPa，过热度控制在515，蒸汽流量（含减温水流量）控制在45%50%额定蒸发量，即可达到较好的吹洗效果。由于稳压吹管给水流量为13001500t/h，本台机组现有补水能力难以满足长时间稳压吹管的耗水量，为此需增设一套临时补水系统：增设一台大容量补水泵通过临时管道从除盐水箱直接通入凝汽器，为防止大流量水流对凝汽器的冲击，在凝汽器内部出水口处增设一个临时挡水导流板。稳压吹管期间，在开启临吹门前，将除氧器和凝汽器均上至高水位，尽量增大缓冲水容积；开启临吹门后协调操作除氧器和凝汽器水位控制，保证其水位可以满足锅炉较长时间的稳压吹管。5.4 吹洗的临时设施5.4.1 高、中压主汽门：汽机高、中压主汽门门芯拆除，高、中压主汽门机侧进汽口用厂家提供（或临时加工）的堵板堵死。从高、中压主汽门的门盖法兰处分别接临时管。5.4.2 在高压主汽门门盖法兰处接临时管，接临时电动门（临吹门1、2），再接临时管至高排逆止门后与再热冷段管汇通。在消音器前的临时管选取合适位置装设靶板器（靶板器的制作见吹管导则）。5.4.3 在再热器的入口加装集粒器（集粒器的制作见吹管导则，为了便于污物的排放，在收集箱上接一个等径的排污管，引到锅炉下部，并在排放口上接一个阀门）。5.4.4 高压旁路调节阀暂不安装，用施工单位提供的临时门代替，作为高旁吹洗时的控制门（临吹门3），接等径临时管至消音器前的临时母管上。5.4.5 高压、中压、高旁阀的临时封堵装置必须安装牢固、严密，并经隐蔽验收合格。5.4.6 汽轮机超高压缸排汽止回阀处管道应断开。5.4.7 在吹洗临时系统的每个最低点加装疏水管路及疏水阀，对压力等级不同的临时系统分别引临时母管至安全排放处，防止压力堵塞。5.4.8 吹管临时控制门应靠近正式管道垂直安装在水平管段，并搭设操作平台。5.4.9 吹洗的临时管道需进行保温，并验收合格。5.4.10 消音器的安装参照厂家的消音器安装、使用维护说明书。5.4.11 吹管临时控制门应完好，临吹门的操作开关引至控制室适当位置。为便于暖管和保护临时门，临时控制门应加设旁路门（PN10MPa，DN50mm）。5.4.12 吹洗的临时管应装牢固可靠的支吊架，并考虑管道的热膨胀和吹洗时汽流反作用力。5.4.13 吹管前，再热蒸汽冷段管人工清理干净。吹管后，未参加吹洗的管道，人工清理干净。5.4.14 汽机侧蒸汽管道吹洗临时设施参照汽机专业相关措施。5.4.15 对临吹门1、2的要求：1) 全开全关时间均应小于60秒；2) 设临时门开、关、停三按钮，能停在中间任意位置。3) PN10MPa，温度500。4) 单闸板阀。5.4.16 临时管的选择：1) 临冲门1、2前的临时管按10MPa、500的使用要求选取管材。2) 临冲门1、2后的临时管按6MPa、500的使用要求选取管材。3) 中压主汽门后的临时管按2 MPa、500的使用要求选取管材。4) 管道尺寸及材质须经设计院核算。5.4.17 集粒器的要求：1) 强度满足蒸汽参数要求。设计压力不小于6Mpa、温度500。2) 阻力小于0.1 Mpa 。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。集粒器宜水平安装，安装时应注意气流方向，并设置操作平台。4) 集粒器前后应安装压力表，以监视其阻力。5.4.18 临时管道宜采用Y型的汇通三通，两管之间夹角宜选择3060的锐角。5.4.19 长距离临时管道应有0.2%的坡度，并在最低点设置疏水，主蒸汽、再热蒸汽管道疏水应分别接出排放，且不得排入凝汽器。5.4.20 临时管道内部应清洁、无杂物，靶板前的临时管道在安装前宜进行喷砂处理。5.4.21 临时管道所有焊口应进行100%无损检测；靶板前焊口应采用氩弧焊打底。5.4.22 临时管道支吊架应设置合理、牢固可靠，其强度应按大于4倍的吹管反作用力进行计算。5.4.23 临时管道固定支架应安装牢固，滑动支架应满足管道膨胀要求，并验收合格。5.4.24 靶板器的制作按照火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则DL/T1269-2013中的要求执行。靶板采用铝板制作，其宽度为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径，表面应进行抛光处理，无肉眼可见斑痕。5.4.25 吹管结束后管道恢复时，必须采取可靠措施，严禁造成二次污染。5.4.26 消音器设计压力不小于0.1MPa；设计温度不小于450。5.4.27 消音器安装前，其焊缝、密封部件、通流孔应经检验合格。5.4.28 吹灰管道吹洗的准备工作：1) 减温减压站后的调门必须在吹洗后安装。2) 由吹灰母管引出的仪表导压管上的截止阀关闭。3) 吹灰器本体吹灰管道与吹灰器进口的法兰应分离，法兰处应用薄铁皮封堵。4) 吹洗过程中蒸汽排放口要有人监视。5) 吹灰蒸汽管道吹洗结束后，应及时恢复被解列的设备。6 锅炉吹管前应具备的条件6.1机务应具备的条件6.1.1 吹管的临时管道系统1) 临时管道安装完毕（包括疏水、保温等工作）。2) 临时控制门、旁路门、疏水门等安装调试完成。3) 靶板架安装完毕并确保在热态下易于拆、装靶板器，靶板按要求备齐。4) 临时控制门的开/关试验、灯光讯号试验合格。5) 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1) 锅炉本体及烟风道安装、保温工作结束。2) 引、送、一次风机分系统试运工作结束。3) 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 火焰检测系统1) 火检冷却风机单体试运完毕，验收合格。2) 工业电视系统调试完毕，能随时投入。3) 炉烟温探针调试合格。6.1.4 电除尘系统1) 电除尘器的安装、保温工作结束，验收合格。2) 电除尘器的升压、振打试验合格。3) 电除尘器灰斗加热装置安装完毕，检查验收合格。6.1.5 燃油系统1) 油库及炉前燃油系统安装、保温工作结束，单体试运结束。 2) 炉前燃油系统水压试验结束，经水冲洗或蒸汽冲洗合格。3) 燃油系统蒸汽吹扫管道安装、吹扫完毕，各吹扫阀调试完毕。4) 燃油系统各电、气动阀门调试完毕，验收合格。5) 燃油系统各有关联锁保护（MFT、OFT）模拟试验合格。6) 各油枪、高能点火器的进退试验结束。7) 各油枪火检静态调试完毕。6.1.7 锅炉本体部分1) 锅炉本体的安装、保温工作全部结束，验收合格。2) 锅炉水压试验结束，验收合格。3) 疏放水、放空气、水位调节阀管路系统安装、保温工作全部结束。各电动阀门调试完毕，验收合格。4) 水压试验后，过热器、再热器各安全门的水压试验堵阀拆除，恢复正常。5) 各汽水管道的弹簧支吊架完整，完好，销子拆除。6) 各汽水管道的电、气动门调试合格。7) 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。8) 炉本体各处梯子、平台、栏杆完整，照明充足，炉本体清理干净。9) 炉酸洗结束，系统恢复。10) 启动分离器水位计安装完好，调试完毕，能随时投入。11) 炉水取样、加药系统安装完好。验收合格。12) 启动循环系统具备投入条件。13) 减温水系统安装完毕，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。14) 给水泵具备投入条件。15) 炉本体各人孔门、检查孔门完备，并封闭。6.1.9 制粉及除灰、渣系统1) A、B、C、D制粉系统应具备投入条件。2) 炉底渣斗安装、保温工作结束，验收合格。3) 除渣系统具备投入条件。4) 正压除灰系统安装工作基本结束，具备投入条件。6.1.10 吹灰器系统1) 炉本体、对流烟道及空气预热器的吹灰器及其管道安装、保温工作结束。验收合格（包括疏水管道、阀门）。2) 吹灰器汽源管道上的安全门、各电、气动门安装、调试完毕。3) 空预器吹灰操作试验结束。可随时投入使用。6.1.11等离子点火系统1) 等离子点火系统冷却水泵、火检冷却风机单体试运结束，验收合格。2) 等离子点火器冷却水系统安装完成，水冲洗合格。3) 等离子点火器压缩空气系统安装完成，吹扫合格。4) 等离子暖风器系统安装保温工作结束，验收合格。5) 等离子点火器火检系统调试结束，可投入使用。6) 等离子点火器拉弧试验完成，可投入使用。6.1.12 脱硫系统具备通烟气条件；脱硝系统稀释风机试运合格，具备投入条件，催化剂暂不安装。6.1.13 压缩空气系统1) 仪用、杂用空压机单体及分系统试运结束。2) 各仪用、杂用储气罐安装结束。安全门校验完毕。3) 各仪用、杂用空气管道气吹扫合格。6.1.14消防系统1) 消防水系统安装结束。2) 各消防设施齐备，消防水通水试验合格。3) 控制室、电子间各消防工具齐备。6.1.15 闭式冷却水、工业水系统1) 闭式冷却水、工业水系统安装工作结束，水压试验合格。2) 闭式冷却水泵及工业水分系统试运结束，可随时投运。6.1.16 辅助蒸汽系统1) 各辅汽系统安装、保温工作完毕。2) 各辅汽系统的电动门调校完毕。6.1.17汽机循环水、凝结水、给水等系统调试完毕，具备投运条件。汽机盘车具备投入条件。6.1.18为了保证汽水品质，将机侧主/再汽管道及临时管道的疏水接临时管排大气。6.2电气、热控应具备的条件6.2.1 锅炉 FSSS （燃油部分） 静态试验。1) 炉膛吹扫条件的检查试验。2) MFT试验及 MFT后的联动试验。3) 燃油 OFT 试验及 OFT 后的联动试验。4) 燃油泄漏试验。5) 各油枪的燃烧管理试验。6.2.2 各辅机的顺控及联锁、保护试验 （即SCS部分） 1) 空预器（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。2) 引风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。3) 送风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。4) 一次风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。6.2.3 DAS系统静态试验完毕。6.2.4 空预器密封间隙调好。6.2.5 保安电源具备投运条件。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供暖、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（除盐水箱全部制满合格的除盐水）、燃油（100吨）、燃煤（2000吨设计煤）。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，调试单位办理系统条件检查确认表。7 锅炉吹洗步骤7.1阀门动作试验确认电动阀就地及DCS开、关动作正常，状态显示正确，并测试其开、关时间。阀门清单详见锅炉阀门挡板验收检查表。7.2联锁保护及报警试验7.2.1引风机及其系统： 1) 引风机启动试验。2) 引风机跳闸试验。3) 引风机及其系统联锁试验。7.2.2送风机及其系统： 1) 送风机启动试验。2) 送风机跳闸试验。3) 送风机及其系统联锁试验。7.2.3一次风机及其系统： 1) 一次风机启动试验。2) 一次风机跳闸试验。3) 一次风机及其系统联锁试验。7.2.3空预器及其系统：1) 空预器主辅电机联锁。2) 空预器挡板联锁。7.2.4 OFT试验7.2.5 MFT试验。7.2.6 MFT 联动设备。7.2.7 MFT继电器复位条件。7.2.8油泄漏试验。7.3 锅炉冷态水冲洗汽机侧低压给水系统冲洗合格后，锅炉开始上水，启动分离器水位至可见水位，进行开式水冲洗，待分离器入口水质Fe500g/L时，开式水冲洗完成，启动炉水循环泵。切至凝汽器的水循环回路进行闭式水冲洗。当分离器水质达到Fe200g/L，冷态冲洗结束。7.4 锅炉点火前的准备7.4.1 A、B、C、D煤仓上满煤。7.4.2 冷态清洗完成后，锅炉维持最小给水流量930t/h（30%BMCR）。7.4.3 接到点火命令按规程进行点火前的准备：1) 联系电气给将要投入的转机，电动风门挡板，电动门送电。2) 热控将计算机和表盘要投入的表计送电。3) 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。4) 启动两台空预器，投入联锁开关。启动电动引风机、两台送风机。启动一台火检冷却风机。5) 燃油系统泄漏试验。6) 投入B磨等离子暖风器暖管。7) 空预器吹灰器投入蒸汽暖管，点火时连续投入运行。8) 点火前12小时投入电除尘加热装置，点火前2小时投入电除尘振打装置，灰斗气化风机投入运行。9) 气力除灰系统投入运行。10) 除渣系统投入运行。11) 脱硝系统稀释风机投入运行。7.4.4 吹扫炉膛，复归MFT。7.5 锅炉点火升温升压和热态水冲洗 7.5.1MFT复位后，调整总风量为35%左右和二次风门开度，炉膛负压-50-100Pa。7.5.2 检查风道和烟道上所有挡板的开度应在正确位置。7.5.3启动一台一次风机、一台密封风机。7.5.4 当B制粉系统暖风器出口一次风温度达到150时，抬起磨辊，启动B磨煤机暖磨，各角等离子点火器拉弧，拉弧完成后调整各等离子点火器的电流，确保各等离子点火器运行正常、稳定。7.5.5锅炉点火7.5.5.1等离子点火1) 投入等离子点火系统运行，暖B磨煤机。等离子暖风器后热风温度150，B磨煤机出口温度暖至7585时，启动B制粉系统运行。2) 制粉系统启动后，观察各燃烧器着火情况，及时调整给煤量及一次风量，确保燃烧正常、稳定。7.5.5.2油枪点火1) 逐一试点油枪，务必使每支油枪都处于备用状态2) 投入油枪运行，油枪点火成功，根据升温升压要求，调整油系统出力。3) 油枪雾化良好，燃烧稳定，不冒黑烟。4) 油枪点火稳定后，按程序启动相应制粉系统。7.5.6 热态冲洗1) 控制水冷壁出口温度不大于190。2) 当分离器储水罐出口水质Fe含量小于100g/L热态冲洗合格。3) 热态冲洗合格后继续升温升压。7.5.7锅炉首次启动要特别注意监视各部膨胀情况。安装及运行要有专人记录膨胀。发现有影响膨胀或膨胀异常，应及时汇报，停止升压，经研究采取措施消除后方可升压。7.5.8 投入烟温测量装置，控制炉膛出口烟温不超过540。7.5.9 升温升压时，有关疏水阀应打开，并注意监视过热器、再热器管壁不超温。7.6 吹洗程序7.6.1启动分离器压力升至0.5MPa时，打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。确认一次再热器、二次再热器系统所有的排气门、疏水门开启。7.6.2 试吹洗缓慢升压，待启动分离器压力升至2.0MPa、4.0MPa、5.0MPa时，开启临时控制门，按流程打开临吹门进行试吹洗。试吹洗的目的是检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况，检验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，采取措施并处理合格后再吹洗。7.6.3稳压吹管准备阶段试吹洗完成后，调整机组工况进入稳压吹管准备阶段：1) 除氧器加热系统投入运行，将给水温度提高至100120。2) 凝汽器、除氧器水位均补至高水位，尽量增加系统的缓冲水容积。3) 启动两套制粉系统（B和C）运行，并将第三套制粉系统（A或D）处于热备用状态。7.6.4稳压吹管阶段1) 试吹洗完成后，关闭所有临吹门，升压至5.5MPa，然后点动开启临吹门1、2约10秒，根据分离器压力下降趋势，及时增加燃料量，同时根据分离器出口温度变化趋势及时加大给水量。2) 待工况稳定后，再点动开启临吹门1、2约10秒，同步增加燃料量和给水量以维持分离器出口压力在5.56.0MPa范围内。3) 随着临吹门1、2的逐渐开启，燃料量和给水量也相应增加，并根据需要启动第三套制粉系统。4) 给水切主路，锅炉转入干态运行。5) 临吹门1、2全开后，锅炉进入稳压吹管阶段。7.6.5稳压吹管过程注意事项1) 稳压吹管前减温水系统必须冲洗合格，可随时投入，以控制主汽和再热汽温，避免超温。2) 控制好凝汽器及除氧器补水操作，防止水位低跳泵。3) 随着稳压吹管时间的持续，末级过热器出口气温会逐渐升高并较难控制在450以内，所以一次稳压吹管持续时间不宜过长。7.6.6 锅炉停炉前，开启临吹门3对高压旁路管道进行吹洗。7.6.7 锅炉冷却12小时后，再次点火，暖管。7.6.8 按以上吹洗程序重复进行第二次、第三次稳压吹管。7.6.9 试打靶：第三次正式稳压吹管10min后加靶板，再5min后取靶板检测。7.6.10 试打靶基本合格30min后，再次加装靶板，并且连续两次打靶合格后，吹管结束。7.6.11 利用锅炉余压（不超过3MPa）对吹灰系统进行冲洗，每次约3分钟，冲洗3至5次。7.6.12 锅炉吹管结束后，正常停炉，恢复系统。7.6.13 停炉时应尽量将原煤仓存煤烧空。正常停炉，冷却、恢复系统。 7.6.14 吹管过程中，至少停炉冷却两次，每次停炉冷却时间不得小于12小时。停炉冷却期间锅炉带压放水。7.6.15锅炉吹管结束时，经有关各方检验，确认合格后，办理签证。7.7深度调试内容及方案7.7.1临时系统需由有资质的单位进行设计；7.7.2点火前应完成锅炉四管泄漏装置的初步调试；7.7.3吹管期间至少安排两次12h以上停炉冷却，并带压放水；7.7.4吹管结束后，必须对过热器联箱、再热器联箱手孔、水冷壁下集箱等具有代表性的联箱进行割管检查，并对联箱端部进行拍片透视检查；7.7.5吹管后应对尾部烟道积粉情况进行检查、清理。 7.8填写调试记录表及验评表。8 职责分工按照火力发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T5437-2009）规定，参建单位各方职责如下：8.1 施工单位8.1.1 负责分系统试运的组织工作，8.1.2 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。8.1.3 负责靶板的加工、抛光；靶板器的安装；吹洗时靶板的装、取。8.1.4 负责试运设备的检修、维护及消缺工作。8.1.5 负责该系统分部试运后的签证工作。8.1.6 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。8.2 生产单位8.2.1 负责系统试运中的启停，运行调整及事故处理。8.2.2 负责锅炉吹管期间的运行操作工作。8.2.3 准备运行的规程、工具、和记录报表等。8.2.4 负责试运中的巡检及正常维护工作。8.3 调试单位8.3.1 负责试运措施的编写工作，并进行技术交底。8.3.2 参与吹管临时系统布设方案的选定，审核施工单位吹管临时系统施工方案，参加临时系统的检查验收。8.3.3 负责锅炉吹管的指挥工作。8.3.4 负责吹管参数的记录及整理工作。8.3.5 填写试运质量验评表。8.3.6 参加分部试运后的验收签证。8.3.7 编写调试报告。8.4监理单位8.4.1 负责本专业监理工作的具体实施。8.4.2 负责锅炉吹管方案的审查工作。8.4.3 参与吹管临时系统布置方案的选定，参加临时系统的检查验收。8.4.4 核查进场材料、设备、构配件的原始凭证、检测报告等质量证明文件及其质量情况，根据实际情况认为有必要时对进场材料、设备、构配件进行平行检验，合格时予以签认。8.4.5 对承包单位的工艺过程或施工工序进行监督，对加工制作及工序施工质量检查结果进行记录。8.4.6 担任旁站工作，发现问题及时指出。8.5 总承包单位8.5.1 负责试运过程中日常会议主持及管理，及时发布试运信息，及时组织并主持事故分析会议及相关专题会。8.5.2 负责试运期间组织缺陷责任单位消缺、闭环。8.5.3 负责三级验收的检查、验收工作，并组织各方进行试运项目调试、试运条件检查、完成试运条件确认表。8.5.4 组织各方对调试方案、措施的讨论会签工作。8.5.5 负责试运期间厂家联系、厂家服务及现场管理。8.6 建设单位8.6.1 充分发挥工程建设的主导作用，全面协助试运指挥部，负责机组试运全过程的组织管理和协调工作。8.6.2 负责编制和发布各项试运管理制度和规定，对工程的安全、质量、进度、环境和健康等工作进行控制。8.6.3 协调做好试运现场的安全、保卫和消防工作，以及建设区域与生产区域的隔离措施。8.6.4 参加试运日常工作的检查和协调，参加试运后的质量验收签证。8.6.5 负责协调办理试运燃料、水、汽、酸、碱、化学药品等物质的提供。9 工作危险源及环境和职业健康管理9.1 安全文明调试保证措施9.1.1 严格执行电力建设安全工作规程及有关规程、规范要求的各项安全工作规定，严格执行现场各项管理制度及试运制度。9.1.2 系统试运前完成以下工作：1) 试运组织机构已成立，各参建单位试运人员配置齐备并且明确分工。2) 有关调试措施编写、审核、批准完毕并完成技术交底。3) 有关传动验收记录表、系统试运条件检查确认表、调试需用仪器已准备完毕；4) 已对设备和系统充分熟悉，无影响系统安全试运的设计及设备缺陷。5) 应按照系统试运条件检查确认表要求内容对试运系统进行全面检查，并完成确认签证。9.1.3系统试运过程执行以下试运要求：1) 在进行调试项目工作时，运行人员应按照有关调试措施和遵照专业调试人员的要求进行操作。在正常运行情况下，应按照运行规程进行操作。2) 在试运中发现故障时，如暂不危及设备和人身安全，应向试运负责人汇报，不得擅自处理或中断运行；如危及设备和人身安全，可直接处理并及时报告试运负责人。3) 试运期间，设备的送、停电等操作，应严格按照操作票执行。4) 试运期间，在与试运设备或系统有关的部位进行消缺和工作时，应按照工作票制度执行。9.2 安全文明调试技术保证措施9.2.1参加调试的所有工作人员应严格执行电力建设安全工作规程及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠地进行。9.2.2如在锅炉吹管过程中危机人身及设备安全时，应立即停止吹管工作，分析原因，提出解决措施。9.2.3 在调试过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。9.2.4 调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。9.2.5 吹洗时保持燃烧稳定，炉内火焰清晰。9.2.6吹洗阶段应确保锅炉受热面的安全，不发生过热器、再热器壁温超限现象。9.2.7 吹洗管线周围不应有易燃易爆物。排汽口（消音器）周围50米区域应设警戒线，派专人监视。9.2.8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。9.2.9吹洗时管线要充分暖管，正式吹洗时，主汽管上疏水门微开，其余全关。9.2.10吹洗时，汽机要派专人检查高、中压联合汽门的临时设施有无漏泄，严防蒸汽漏入汽轮机，如有应及时停止吹洗进行处理。9.2.11 为防止尾部受热面燃烧，空预器吹