锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管路吹洗措施.doc

锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管路吹洗措施1蒸汽吹洗的目的和范围1.1蒸汽吹洗的目的由于新建成的锅炉受热面及汽水管道内，在制造、运输、贮存、安装过程中不可避免地会进入杂物，如铁屑、焊渣、砂石、化学清洗后存留的难溶物质和其它杂物产生的氧化物及其它遗留的杂物，为保证蒸汽品质及汽轮机的安全经济运行，根据《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》（DL/T5047—95）的规定，在向汽轮机供汽之前，应用蒸汽对锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统进行最后的吹洗，防止这些杂物被蒸汽带进汽轮机而引起通流部分的损坏。吹洗效果的好坏，将直接影响汽轮机运行寿命及经济性。1.2蒸汽吹洗的范围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主蒸汽一、二级减温水各路支管。（主蒸汽减温水总管及再热蒸汽事故减温水管路的冲洗结合炉前系统水冲洗进行。）2方案编制依据2.1《中国电力投资集团公司火电建设工程调试管理手册》；2.2中国电力投资集团公司《火电工程达标投产考核办法》；2.3《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》；2.4《火电工程启动调试工作规定》；2.5《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》；2.6《火电工程调整试运质量验收及评定标准（1996年版）》；2.7《火电机组启动蒸汽吹管导则》；2.8“锅炉产品说明书”、“锅炉热力计算汇总表”、“汽水阻力计算汇总表”；2.9设计院编制的“主蒸汽、再热蒸汽和汽机旁路蒸汽系统图”。3蒸汽吹洗的质量标准及其参数选择3.1吹管的质量标准3.1.1过热器、再热器及其管道各段的吹管系数应大于1。3.1.2在被吹洗管末端的临时排汽管内，装设宽度不小于25mm、长度纵贯管子内径的铝制抛光靶板来检查汽流的清洁程度。在保证吹洗系数＞1的前提下，若连续二次更换靶板检查，第二次靶板斑痕点数应少于第一次，靶板上的冲击斑痕粒度不大于0.2～0.5mm，且肉眼可见斑痕不多于5点时，即认为吹洗合格。3.2吹管参数选择3.2.1吹管系数吹洗时蒸汽对管壁的冲刷力，应大于额定工况下蒸汽对管壁的冲刷力，即被吹洗系统各处的吹管系数大于1。3.2.2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。3.2.3临时电动吹洗控制门的开启应小于1min。3.2.4本次降压吹管参数控制如下：汽包压力6.0MPa时全开临时控制门，主蒸汽温度450℃～480℃，汽包压力4.5MPa时关闭临时控制门，此时吹管系数平均为1.65，符合规程要求。在正式吹管前，分别在汽包压力升至2.0MPa和4.0MPa时开启临时控制门，进行两次试吹，以检查临时系统的牢固情况，确认无问题后，继续升压进行正式吹洗。3.2.5吹管压力由计算得出，在吹洗过程中必须监视过热器及再热器的压差，保证在控制门全开的状态下，其过热器差压值大于额定工况下差压值的1.4倍。额定工况下过热器的总阻力值为1.59MPa,所以吹管期间的过热器差压值应该大于2.226MPa才能够保证吹管系数大于1的要求。3.2.6本次稳压吹管参数为汽包压力4.3MPa。4吹管方式与吹管方法4.1吹管方式采用一段吹洗方式，系统包括：过热器、主蒸汽管路、冷段再热蒸汽管路、再热器和热段再热蒸汽管路，详见“附录A锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管路吹洗系统图”。4.2吹管方法：本次吹管采用纯燃油蓄能降压吹管为主，试投磨、煤油混烧稳压吹管为辅的方式。4.3升温、升压过程中，再热器处于干烧状态，应控制炉膛出口烟温不超过538℃。4.4降压吹洗过程中，操作主要集中在开关临时控制门和保持锅炉水位上：4.4.1由于临时控制门的快速开启，蒸发量骤增，炉水膨胀，水位迅速上升至超过水位表可见水位，这时往往容易造成蒸汽带水；因此，开启临时控制门前锅炉宜保持较低水位（正常或略低于正常）。4.4.2临时控制门全开后，由于汽水流量不平衡，水位要开始回降，这时应增大给水流量，保持水位在较高水平上（+50mm～+100mm）。4.5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。4.6吹洗过程中，至少应有一次停炉冷却（时间为12h以上），冷却过热器、再热器及其管道，以提高吹洗效果。4.7吹洗期间给水品质要执行《电建化学导则》的有关规定：给水pH值(25℃)：8.8～9.3炉水磷酸根含量：2～10mg/l炉水含铁量：≯3000μg/l4.8在停炉冷却期间，进行全炉换水。5临时设施的安装及技术要求5.1吹洗临时控制门的选用与安装5.1.1临时控制门采用温度为450℃、公称压力≥16MPa、与临时蒸汽管道通径相配的电动闸阀。5.1.2为保护临时控制门和暖管，加设温度为450℃、公称压力≥10MPa、公称直径≥28mm的旁路门。5.1.3临时