过热器减温水管道水压及冲洗措施
主蒸汽反冲冼
主汽门、调门活动试验
2压力急升急降，造成管材损伤。爆管伤人。
控制：严格按规定控制升（降）压速度，防止水压突升突降。压力达至6.0Mpa全面检查无异常后，现场撤出无关人员。超压试验严格按规定退出有关表计。
锅炉灭火
炉侧主要操作：
1首先查MFT动作正常，查汽机快卸保护动作。
2立即检查燃油快关阀关闭，减温水门关闭，给粉机停运，制粉系统停运，一次风机停运，一次风门全关。
高压遮断电磁阀试验
主要操作：
1在DEH上选择电磁阀试验。
2检查6YV、7YV、8YV、9YV均带电，4PS、5PS正常。
3选择电磁阀试验“允许”。
4逐一进行试验每一个电磁阀，并检查正常。
5试验结束后退出电磁阀试验。
危险点及控制：
1.泄压跳机
控制：试验前发现异常，停止试验并联系处理。试验过程中若某一电磁阀异常，停止试验并联系处理。某一电磁阀试验结束，带电正常且压力开关状态恢复正常后再进行下一个电磁阀试验
3气温骤降
控制：确认减温水电动门调整门全关，必要时关闭手动门。检查快卸动作正常。否则手动减负荷至10MW以下
高排逆止门
主要操作
1冲转后确证高排逆止门开启，状态显示正确，限制杆开启，否则联系处理正常开启。
2打闸后确证高排逆止门关闭，状态显示正确，限制杆关闭，否则联系处理正常关闭。
危险点及控制：
1冲转时打不开闷缸。
锅炉主汽、再热器减温水反冲洗流程
锅炉主汽、再热器减温水反冲洗流程下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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4#锅炉过热器系统及蒸汽管路吹洗措施
4#锅炉过热器系统及蒸汽管路吹洗措施1 编制目的1.1 新安装机组锅炉过热器及其蒸汽管道等系统中，不可避免地会有焊渣、锈垢和其它杂物。
在锅炉正式向汽机送汽前，必须将这些杂物尽可能吹洗干净，以确保机组的安全、经济运行。
1.2 锅炉首次点火前的各项检查、试验工作。
1.3 首次进行锅炉点火工作，对锅炉进行热态的全面检查。
1.4 为了指导锅炉吹管工作的顺利进行，制定本措施。
2 编制依据2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）2.2 《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇（1996年版）2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.4 《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）2.5 《火电机组启动蒸汽吹管导则》（1998年版）2.6 《电力工业锅炉监察规程》（DL612-1996）2.7 设计图纸及设备说明书3调试质量目标符合电力行业《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，满足机组整套启动要求。
靶板的检验按《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》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0.8m，且肉眼可见的斑痕不多于8点，检验靶板为铝板或铜版。
4 蒸汽吹洗范围、方案、参数、临时设施4.1 蒸汽吹洗范围4.1.1 锅炉过热器系统，主蒸汽管道。
4.1.2 过热器一、二级减温水管,反冲洗管路。
4.1.3 主蒸汽母管。
4.2 蒸汽吹洗方案4.2.1 对锅炉过热器、主蒸汽管、主蒸汽母管等主要系统采用降压法吹洗。
汽包-->过热器-->主蒸汽管道--->主蒸汽母管-->4号机侧--->临时管--->临时电动门-->临时管-->靶板器-->消音器排大气。
4.2.2 过热器一、二级减温水系统、反冲洗管路系统在操作台调节阀及流量装置处断开, 调节阀后由蒸汽反吹，接临时管排大气；流量装置前管道由给水冲洗，接临时管。
某热电项目主蒸汽管道冲洗方案_secret
####环保热电安装调试工程 过热器、主蒸汽管道吹洗方案目 录一、吹洗的目的二、编制依据三、点火冲管前应具备的条件四、吹洗的方法及参数五、吹洗的质量标准六、吹洗的系统布置七、吹洗的安全注意事项及安全措施八、冲管的组织与分工九、主要机具及材料十、主蒸汽冲管K 值计算书一、吹洗的目的 *****安装调试工程锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的循环流化床锅炉，目前1#锅炉水压试验、烘煮炉结束，1#机主蒸汽管道安装完毕。
新装锅炉范围内的过热器及蒸汽管道，因结构和布置方面的原因，一般不宜化学清洗。
因此，新安装锅炉在正式运行前应采用物理的方法，清除积留在上述管路系统内的残留杂物，如：沙、泥灰、铁屑、焊渣、氧化铁皮等，以获得洁净的蒸汽管道系统，保证机组的安全经济运行。
二、编制依据1、《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）DL5031-94。
2、《电力建设施工及验收技术规范》（火力电厂焊接篇）DL5007-92。
3、《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇）DL5011-92。
4、《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉篇）DL5047-95。
5、北京国电华北电力工程有限公司设计图纸及设备制造厂随机图纸。
6、国家建筑安装工程质量评定标准。
7、我公司有关施工技术标准。
三、点火冲管前应具备的条件1、给水泵、给水操作台及除氧器等给水系统全部安装完毕，并具备启动条件，需开孔的管子全部开好；2、化水处理能够生产足够的除盐水；3、锅炉减温水、加药、取样、排污、疏水系统安装保温完毕，水压试验合格；4、各处的膨胀间隙正确，膨胀位移时不受阻碍，各联箱、汽包的膨胀指示器安装正确，牢固在冷态下调整到零位；5、水位计的标志清晰、位置正确、照明良好、电源可靠，能清楚看到水位，控制室内能可靠地监视水位；6、吹洗管道安装保温完毕，经严密性试验合格；7、有关工业水、排水系统按设计安装完，能投入使用；8、必须的热工仪表均已调校完毕，能投入使用；9、锅炉机组范围内各辅机的事故按钮、连锁和保护的检查试验合格；10、所有参与吹洗管路系统已安装完毕，吹洗的临时设施安装完毕并经验收合格，支吊架安装正确经检查无误，必要时应进行加固。
减温水操作注意事项,那些你还不知道的气温调节！
减温水操作注意事项,那些你还不知道的气温调节！锅炉汽温调节的一些经验总结，很值得学习:汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。
在机组工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。
下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。
由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。
锅炉汽温调整1 锅炉机组运行中，应注意调整过热蒸汽温度，主蒸汽温度应保持在485±5℃。
2 汽温变化时，应相应调整减温水量，调整时幅度要小，严禁猛加猛减减温水，做到勤观察、勤调整，防止汽温大幅度波动及减温器损坏。
3 前后减温器应均匀投入，严禁只投入一台减温器运行。
4 当汽温投入自动调节时，应密切监视汽温变化，如锅炉机组异常或自动调节失灵时应将自动调节切换为手动调节。
5 下列情况应特别注意汽温变化① 锅炉负荷异常变化时。
②给水温度、给水压力异常变化时。
③ 安全阀动作时。
④ 水位过高、过低时。
⑤ 锅炉机组发生故障或燃烧不稳时。
机组正常运行中的汽温调节汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。
因此正常运行过程中，应保持减温器具有一定的开度；如果减温器已经关完或开度很小时，应及时对燃烧进行调整，可适当加大风量，或设法使火焰中心上移，使汽温回升，减温器开启，在吹灰过程中出现汽温低时，应先停止吹灰；使汽温回升稳定后再考虑是否继续吹灰。
如果各级减温器开度均比较大时，同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。
总之，在机组正常运行时，各级减温器后的温度在不同工况下是不相同的。
应加强对各级减温器后温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。
过热器减温水流量大原因分析及对策
过热器减温水流量大原因分析及对策摘要：目前绝大多数300mw 等级锅炉，从机组运行情况表明，无论负荷水平高低，锅炉过热器减温水量都是设计值3～4倍。
引起过热器减温水量过大的原因很多，本文对其原因进行分析并采取可行性对策。
关键词：过热器减温水量原因分析1 概述锅炉运行过程中，蒸汽温度过高会降低蒸汽管道的使用寿命，影响安全运行，蒸汽温度过低，则会降低机组的循环效率，影响经济性。
运行中一般规定汽温偏离额定值范围是-10～+5℃。
通过汽温调节，维持稳定的过热汽温和再热汽温是锅炉运行的重要任务。
锅炉蒸汽温度调节分为烟气侧温度调节和蒸汽侧温度调节。
烟气侧调节是通过改变烟气同受热面之间换热量的大小来改变蒸汽吸热量，从而改变蒸汽温度，常用方法有摆动式燃烧器、分隔烟道挡板、改变炉膛出口过量空气系数等。
蒸汽侧温度调节主要通过改变蒸汽的焓来改变蒸汽温度，现在多采用喷水减温。
喷水减温是将减温水直接喷入过热蒸汽中，降低蒸汽的热焓，以达到调节过热汽温的目的。
鲁北发电有限责任公司1、2号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司根据美国abb-ce燃烧工程公司设计制造的hg-1020/18.58-ym23型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。
设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉。
锅炉采用摆动式燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，燃烧器一、二次风喷嘴均可上下摆动，最大摆角约±300。
过热蒸汽温度主要靠一、二级（各两点）喷水减温器调节，再热蒸汽温度主要以燃烧器摆动调节为主。
2 过热器减温水运行现状鲁北1.2号机组投产运行以来，锅炉过热器减温水量一直居高不下，远远大于设计值要求。
锅炉设计额定负荷工况时过热器减温水量是13.3t/h，75%负荷下过热器减温水量设计为59.1t/h。
实际1.2号锅炉减温水量过大，以鲁北2号机组炉运行参数为例，数据见下表：从以上数据可见，2号炉在不同负荷工况下，主蒸汽温度均能控制在设计值左右，但为保证受热面管壁不超温，必须采用大量减温水降温。
锅炉给水减温水管道冲洗调试方案
目录1.概述 ........................................ 错误!未定义书签。
2.冲洗目旳..................................... 错误!未定义书签。
3.冲洗范围..................................... 错误!未定义书签。
4.调试应具有旳条件............................. 错误!未定义书签。
5.冲洗临时系统布置阐明......................... 错误!未定义书签。
6.冲洗方式..................................... 错误!未定义书签。
7.检查验收原则................................. 错误!未定义书签。
8.注意事项..................................... 错误!未定义书签。
9.所执行旳有关规程、规范、规定、原则等文献清单 . 错误!未定义书签。
1.概述抚顺石化企业热电厂“以大代小”扩能改造工程所采用旳锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任企业生产旳HG-460/9.8-YM21型锅炉。
本锅炉为单锅筒、集中下降管、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣旳自然循环锅炉，采用前吊后支、П型布置。
制粉系统为钢球磨中间储仓式干燥剂送粉系统，设计煤粉细度R90不不小于22%。
本锅炉采用正四角直流式煤粉燃烧器，假想切圆直径为Φ814旳逆时针切圆。
燃烧器设置3层共12只一次风喷口、8层共32只二次风喷口、下两层二次风喷口兼做油配风器，单个喷嘴热功率为52.5MW。
两级汽温调整均采用给水喷水减温，可以保证锅炉在70%负荷运行时，汽温仍可到达额定参数。
喷水取自给水操作台前锅炉给水，用电动调整阀调整喷水量。
本锅炉额定工况一级喷水量27.4t/h，作为粗调，降温25℃；二级喷水量11.7t/h，作为细调，降温19℃。
过热器反冲洗方案
过热器反冲洗方案
1#炉于5月3日停炉检修更换部分省煤器、过热器管子～为了清除过热器管子内的铁锈以防蒸汽品质不合格～特对过热器管子进行反冲洗～反冲洗的流程是过热器集箱—高过—低过—汽包—水冷壁,定排排出,—省煤器,水冷套疏水排出,～具体措施如下: 一、锅炉小修后～应根据化验室人员要求以及锅炉车间、生产技术科技术负责人的指示由运行人员操作～在化验人员的监督下进
行反冲洗。
二、具体操作程序
1、联系化验人员检测疏水箱水质合格、水温在正常范围内,疏
水箱水温60?以下,通知汽机人员启动疏水泵。
2、关闭对空排气门、电动主汽门、主汽旁路门、加药门、连排
一二次门、省煤器再循环门、事故放水门、主给水一二次门、
调节门、大旁路一二次门、调节门～联系汽机人员关闭1#
炉机侧来汽门～开启疏水门。
3、开启定期排污总门。
4、开启过热器反冲洗一二次门向锅炉上水。
5、轮流开启水冷壁下联箱定期排污一二次门进行排水～打开水
冷套疏水排出省煤器内的杂质。
6、通知化验人员取样分析水质～待水质合格后结束冲洗～关闭
反冲洗一二次门～关闭定期排污一二次门、总门保持锅炉水
位～开启各集箱疏水门。
7、通知汽机人员～过热器反冲洗结束～可停止疏水泵。
三、冲洗要求及注意事项
1、此操作由值长统一协调各专业进行。
2、过热器反冲洗应用合格的除盐水。
3、化验人员检测水质各项指标须合格方可停止冲洗。
4、省煤器冲洗可以用锅炉给水进行。
动力分厂
二〇一一年五月十八日。
过热器减温水调节阀故障分析及处理
过热器减温水调节阀故障分析及处理摘要：本文主要通过某1000MW超超临界机组过热器减温水调节阀在运行过程中,出现阀门泄漏、卡涩、无法开关的情况。
针对这些问题，本文对造成调节阀泄漏、卡涩的原因进行分析，结合电厂实际检修情况对该类问题展开详细分析探讨，确认该调节阀泄漏、卡涩的主要原因，通过对该阀的检修，消除了该阀泄漏、卡涩无法开关的情况。
保证了系统汽温的稳定调节，为机组的稳定运行提供了可靠的保证。
关键词：电动调节阀；故障；分析；处理某发电厂#1机组是一台1000MW超超临界燃煤直流锅炉发电机组，锅炉型号为DG3024/28.35-Ⅱ1。
机组于2013年投产。
过热器减温水调节阀是调整减温水流量大小起到对锅炉过热器系统蒸汽温度的控制阀，该阀门连接方式为焊接，驱动方式为电动。
型号为ASNI2500.SPL;WC9:通径为1.5″。
该型号阀门为平衡笼式调节阀。
在机组运行过程中，阀门出现填料涵泄漏，过热器系统温度在调节阀关闭状态下汽温仍然下降，阀门在运行时出现卡涩，导致电动执行器力矩保护动作无法开关的情况。
严重影响了机组的运行经济性以及安全性。
本文通过对造成调节阀泄漏、卡涩的一般原因结合该阀门运行工况的分析，找到了造成阀门泄漏、卡涩的原因，提出了相应解决方案。
1电动调节阀卡涩的可能原因电动调节阀卡涩是机组运行过程中的一种较易出现的故障。
故障原因多种多样，可能会有多种故障原因同时出现，一般可以从电动执行器和阀体内部两方面来查找原因。
1.1电动执行器问题1）执行器在运行过程中，蜗轮蜗杆由于过载或质量问题造成损坏。
2）执行器控制系统由于高温，出现故障。
3）推力器出现故障。
1.2阀体内部问题1）阀门内有铁锈、焊渣、污物等造成阀塞与笼套卡涩。
2）由于安装或组合不当造成各种应力。
例如，高温介质产生热应力，安装时紧固力不平衡造成应力等。
应力的不平衡作用在调节阀上，导向支架变形、偏斜，使调节阀阀杆弯曲。
阀杆材质不对或加工质量（热处理工艺）不良造成弯曲形成卡涩。
300MW燃煤火电机组过热器减温水的影响因素及优化运行
温初压可以极大的提高热循环的效率袁 可以有效的降低低温过 热器出口温度袁从而降低过热器减温水量遥 这一条无疑义袁但是 汽压提升的原则应是汽温稳定达标遥升压过程应稳定柔和袁防止 因为升压过快导致减温水量暂时性剧烈增长遥
2.2 尽量开大底层风开度 在环保参数允许的前提下袁尽量增大底层风开度袁尽量提升 锅炉蒸发段热负荷袁在低氮燃烧改造之后袁锅炉燃烧较传统燃烧 方式而言袁同样风量的的情况下袁主燃烧区域严重缺风遥 在锅炉 热负荷降低的工况下袁炉膛燃烧温度较低环袁环保参数的维持本 身不是问题袁我们完全可以关小顶层风门袁这样造成燃烧中心的 事实下移袁 与主燃烧区域良好的燃烧遥 经观察在 C 磨停运时袁 700th 往下袁我们就可以将顶层风试探性关小袁多数情况下能达 到目的遥 2.3 加强对负荷变动的预判 对工况提前预判袁如加负荷尧涨主汽压等上升工况时袁提前 增大减温水量袁 尽可能避免为控制汽温超限而大幅度短暂性增 加减温水的情况遥 就青岛厂而言袁一般在早晨 6 点之后袁晚上 23 点之后袁多数会有一波规律性的负荷上涨过程遥在这之前一段时 间袁我们可以将温度适当放低袁将减温水的幅度转化为减温水的 时间广度袁从而保证了减温水的精确少量使用袁在总量上对减温 水实现减少应用遥 启动制粉系统和滑压到位的过程中也是同样 的操作袁这不仅仅降低了减温水的用量袁对机组的稳定运行也大 有裨益遥 2.4 合理调整燃烧器摆角位置 合理摆动燃烧器摆角位置袁就燃烧器摆角而言袁#3尧4 机组有 一定的共性袁当摆角往上摆动的时候减温水流量有明显的升高袁 但因为摆角对再热汽温的偏斜和壁温的不均衡有较大的影响袁 所以摆角无法长期放置在低位袁需要综合考虑各项因素的影响遥 一般而言在锅炉蒸发量 850th 以下时袁 燃烧器摆角我们倾向于 放置在低处遥 在进行此类调整时袁尤其应注意袁摆角长期处于低 位导致的锅炉底部渣船区可燃气体聚集的的危险袁 需要定期进 行摆角活动遥在四角切圆锅炉中袁摆角的位置对再热器温度和锅 炉管壁温度的偏斜有着巨大的影响袁 所以在调整中我们需要适 当的妥协以寻找锅炉效率的总体最优位置遥 2.5 合理调整燃尽风摆角位置 燃尽风摆角的位置以往而言我们是认知不够的袁由于燃尽
过热器静泡冲洗方案
过热器静泡冲洗方案一: 过热器冲洗时间的确定①根据锅炉运行期间蒸汽品质合格程度，结合本厂实际，暂定为每季度冲洗一次。
②对发生蒸汽品质劣化较严重的锅炉选择一定机会，有计划停下来立即进行反冲洗。
二：过热器冲洗方式的确定采用公共式冲洗法公共式冲洗法是将冲洗水送入过热器的出口联想，流经所有管子后，由过热器的进口联想流出。
（如果进口联想上有泄水管时，冲洗水可由此泄水管直接排放，这种效果最好）根据我厂实际，过热器流出的水送入汽包，通过定排方式排放。
三：过热器冲洗示意图四：过热器冲洗对水质的要求过热器冲洗一般用凝结水进行（这种水质最好）也可用除盐水或给水来冲洗，单含盐量不超100-150mg/L结合我厂实际选用给水冲洗。
五：过热器冲洗对水温的要求为了提高冲洗效果，减少冲洗水耗，水温尽可能的提高，最低不得低于70-80℃。
六：过热器冲洗前的准备工作⒈检查确认软水箱满水⒉检查确认除氧器水箱满足运行⒊检查确认分析仪器、药品正确可靠⒋检查确认取样装置良好七：过热器反冲洗步骤⒈将冲洗水充满整个过热器（判断汽包水位有明显上升时，证明过热器已上满水）停止上水，静置浸泡一段时间，结合我厂实际，暂定为4-6小时。
⒉浸泡结束后，进行流动反冲洗，先开反冲洗水，再开定排门，在保证汽包水位不低于+100mm的情况下，连续冲洗（水位太低是我，难以采集水样）。
⒊冲洗时，化验人员每15-20分钟化验一次水样，监督指标为电导率，冲洗到出水水质和进水水质相近为止，过热器冲洗工作结束，通知值长、锅炉人员、并做好记录。
八：组织领导工作⒈在整个冲洗过程中，值长负责组织协调，保证安全顺利进行。
⒉锅炉、化学双方各确定一名负责人，做好联系，调整工作，确保在最佳时间内达到良好的冲洗效果。
2004.9.5年。
锅炉范围内管道系统----减温水管路
锅炉范围内管道系统----减温水管路
过热器喷水系统：减温水取自省煤器出口连接管，过热器减温水总管路出来后分成两路，一路至一级减温器，一路至二级减温器，一、二级减温水总管路上均设置有流量测量装置；一级、二级减温水又分别分成两路，每路上均设置有调节阀，供调节减温水流量用，在调节阀后设置有截止阀。
再热器喷水系统：作为再热器系统事故状态下控制再热蒸汽温度的喷水减温装置，设置于低温再热器出口连接管上，减温水源取自给水泵中间抽头，主路上设置有闸阀，后分成两路，每路上均设置流量测量装置和调节阀，调节阀后设置有截止阀。
高压给水管路冲洗措施
目录1.冲洗目的 (1)2.冲洗范围 (1)3.冲洗前的准备和检查 (2)4.冲洗标准 (3)5.冲洗的程序 (3)6.冲洗后的工作 (3)7.安全注意事项 (4)8.职责分工 (4)9.附图： (5)1.冲洗目的为了彻底消除在制造，加工，运输，存放，安装和水压试验过程中造成的脏物和杂物，以保证锅炉和机组的安全运行，所以在投产前必须对高压给水，减温水管路系统进行水冲洗。
2.冲洗范围2.1.给水泵出口至锅炉省煤器入口（详细流程见冲洗水流程图及详解）；第一阶段：2.2.高压给水冷母管至炉减温器入口处减温水管路（详细流程见冲洗水流程图及详解）。
第二阶段：3. 冲洗前的准备和检查3.1. 环境条件3.1.1. 场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通，冲洗现场有明显的标志和分界，危险区设有围栏和警告标志。
3.1.2. 设备周围的施工脚手架已全部拆除，环境已清理干净。
3.1.3. 现场的沟道及孔洞盖板齐全，试运区的梯子、平台、走道栏杆等已按设计安装完毕，正式投入使用。
3.1.4. 厂内、外排水设施能正常投运。
3.1.5. 消防系统能正常投入，现场配置有足够的消防器材。
3.1.6. 冲洗现场具有足够的正式照明、事故照明。
3.1.7. 通风设施良好，通讯系统完善。
3.1.8. 厂房内温度要求≥5℃。
3.2. 设备及系统具备条件3.2.1. 所需要冲洗管线及设备已安装完毕，所有阀门均处于关闭的位置。
3.2.2. 按冲洗配管图要求接好临时冲洗及排放管线，冲洗水通过地沟排放。
3.2.3. 将冲洗系统内的流量孔板、节流孔板、调节阀阀芯及逆止阀芯取出。
3.2.4. 联系水处理岗位能提供足够的冲洗用水。
3.2.5. 给水泵已具备试运条件。
3.2.6. 汽包、除氧器、凝结水箱、低位水箱、疏水箱、凝结水疏水箱、定排扩容器、连排扩容器已经机械清扫完毕。
3.2.7. 各气动/电动阀门经热工调试完毕，动作灵活可靠。
3.2.8. 就地监视仪表经校验合格投用。
锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管路吹洗措施
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/T 5047—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。
电厂锅炉调试措施2-减温水
技术文件编号：****热电厂2×200MW机组扩建工程#1机组锅炉减温水管路冲洗措施目录1．概述 (11)2．冲洗目的 (11)3．冲洗标准 (11)4．冲洗条件 (11)5．冲洗范围 (12)6．冲洗临时系统布置说明 (12)7．冲洗方式 (12)8．注意事项 (12)9．附图 (13)1. 概述本锅炉为东方锅炉有限责任公司生产的670/13.7-20型一次中间再热，单汽包自然循环，单炉膛，平衡通风，固态排渣，煤粉炉。
制粉系统采用中间仓储式制粉系统，四角切圆燃烧方式，锅炉主要技术参数为：最大连续蒸发量： 670 t/h额定蒸汽压力： 13.7 MPa额定蒸汽温度： 540 ℃再热器蒸汽流量： 583t/h再热器进/出口压力： 2.6/2.4Mpa再热器进/出口温度： 320/540℃锅炉保证热效率： 92.62 %给水温度： 249 ℃为了控制过热器蒸汽温度，过热汽温度调节采用两级给水喷水调温。
再热蒸汽温度调节采用烟气档板，喷水作为细调。
2. 冲洗目的为了清除系统及设备内由于运输、安装遗留的杂物，防止汽水污染、防止阀门卡涩，确保正常运行。
3. 冲洗标准3.1. 冲洗水应为除盐水；3.2. 冲洗水流量大于正常运行时的最大水量；3.3. 当出水澄清，出口水质与入口水质相接近时为合格。
4. 冲洗条件4.1. 给水泵试运结束；4.2. 系统内所有调整门芯、逆止门芯、节流孔板应拆除或不安装；4.3. 汽机侧高压给水管道及设备事先冲洗干净，贮水能够满足冲洗要求；4.4. 临时系统安装完毕经检查验收合格；4.5. 排水系统具备及时排走冲洗水的能力；4.6. 通讯设施齐备。
5. 冲洗范围过热器减温水系统及再热器减温水系统管路。
6. 冲洗临时系统布置说明冲洗工作前一次汽减温支路上不装调整门，减温水电动门和手动门之间用临时管道连通；二次汽各减温支路至减温器前断开加临时管道引出后汇总于临时总管通向零米地沟。
关于_1炉过热器A侧二级减温水的使用规定和安全措施
关于#1炉过热器A侧二级减温水的使用规定和安全措施由于#1炉过热器A侧二级减温水调门故障造成阀门振动超限，正常运行期间无法消除。
为保证设备安全，经领导同意特制定以下措施，请运行各班认真学习，严格执行，确保机组、设备安全运行。
1、运行联系电仪车间将#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门自保持解除，CRT画面#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门操作界面增加暂停操作按钮。
修改完成后，电仪车间应作检修交待，详细说明修改后的操作方法。
2、使用调门后电动门调节运行期间，#1炉过热器A侧二级减温水调门解除自动开至100%保持不变，#1炉过热器A侧二级减温水调节使用本级调门后电动门进行调节，运行人员操作要谨慎，避免大幅操作，注意过热汽温、汽包水位、主汽压力变化，及时进行调节。
3、使用调门后电动门调节运行期间，#1炉过热器A侧汽温调节以一级过热器减温水调节为主，二级过热器减温水调节为辅，锅炉积极调整燃烧，在过热器不超温的情况下尽量保持#1炉A侧过热器二级减温水调门后电动门在全开位，同时应尽量减少#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门的操作次数。
4、如果#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门发生卡涩导致减温水量不足，应尽快调整燃烧，关小过热器烟气挡板和增加#1炉过热器A侧一级减温水量，就地检查，手动打开#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门，确保过热器不超温。
若打不开，导致汽温超限应按规程规定处理。
及时汇报相关领导，联系检修检查处理并填入缺陷。
5、如果#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门发生卡涩导致减温水量过大，应尽快调整燃烧，开大过热器烟气挡板，在保证一级过热器不超温的情况下适当减少#1炉过热器A侧一级减温水量，就地检查，手动关小#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门，确保过热器不超温。
若关不动，为保证汽温不超限，可短时将#1炉过热器A侧二级减温水调门关小或直接关闭，注意汽包水位、主汽温变化。
6、如果#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门发生卡涩导致减温水量过大，同时#1炉过热器A侧二级减温水调门和#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门均无法操作，可短时将#1炉过热器A侧二级减温水调门前电动门控制切至就地控制手动关小，或直接关闭#1炉过热器A侧二级减温水调门前电动门，注意汽包水位、主汽温变化。
主汽、再热管道冲管技术措施
作业指导书控制页：*注：项目主管工程师负责每项目上交一本已执行完成的、并经过完善有完整签名的作业指导书。
重要工序过程监控表作业指导书（技术措施）修改意见征集表回收签名（日期）：目录1 编制依据 (1)2 工程概况及施工范围 (1)2.1工程概况 (1)2.2施工范围 (1)3 施工作业人员配备与人员资格 (2)4 施工所需机械装备及工器具量具、安全防护用品配备 (2)4.1安全防护用品配备 (2)5 施工条件及施工前准备工作 (2)6 作业程序、方法及要求 (2)6.1作业程序流程图如下 (3)6.2作业方法及要求 (3)6.3专项技术措施 (4)7 质量控制及质量验收 (5)8 安全、文明施工及环境管理要求和措施 (6)表8-1职业健康安全风险控制计划 (7)表8-2环境因素及控制措施一览表 (8)9 附图 (9)9.1主汽、再热管道冲管系统图 (9)9.2主汽、再热管道冲管布置图 (9)1 编制依据1.1 DL/T5047-95《电力建设施工及验收技术规范锅炉机组篇》；1.2 DL/T5031-94《电力建设施工及验收技术规范管道篇》；1.3 1996年版《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；1.4 1998年版《火电机组启动蒸汽吹管导则》；1.5 中试所《#1锅炉吹管调试方案》1.6湖南省电力勘测设计院提供的《主蒸汽管道安装图》、《再热热段管道安装图》、《再热蒸汽（冷段）管道安装图》和《高压给水管道安装图》的设计施工图纸。
1.7《质量、职业健康安全、环境管理手册》第三版1.8本工程安装施工组织总设计1.9Q/501-103.01-2006《火力发电机组施工创优工艺质量手册》（安装部分）1.10《工程建设标准强制性条文（电力工程部分）》2006年版2 工程概况及施工范围2.1工程概况金竹山电厂扩建工程2×600MW锅炉系东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG2030/17.6-Ⅱ3型亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，平衡通风、固态排渣、单炉膛“ ”型布置，全钢炉架悬吊结构、三分仓回转式空气预热器、“W”型燃煤锅炉，本工程将采用过热器再热器一阶段联合冲洗方案，在临冲门后加装集粒器，连接过热器与再热冷段，在冲管过程中，从过热器管内清除的杂质可被集粒器收集并从排污管排出，这样可以避免过热器管内的杂质冲到再热器管内，同时经过集粒器的蒸汽可以继续冲洗再热器，主蒸汽系统、再热热段、•冷段系统均为1-1-2的形式。
过热器减温水在机组运行中控制
过热器减温水在机组运行中控制锅炉蒸汽温度是影响锅炉生产过程安全性和经济性的最重要的参数之一，过热汽温过高导致金属温度过高、蠕胀增强，降低管道寿命，经常超温可导致过热器管道超温爆管。
过热蒸汽温度过低将会降低全厂热效率，一般过热器汽温每降低5—10℃热效率减低1%。
运行规程要求对过热蒸汽温度的控制不超过额定值（给定值）的-10—+5℃。
蒸汽温度控制对象具有惯性大、滞后大、非线性、强耦合的特性，另外影响汽温的因素很多例如锅炉负荷、燃料量、烟气扰动（启停制粉）、减温水量（给水压力）等。
因此使用减温水稳定、准确、快速的控制汽温是非常有必要的。
一、过热器减温器的概述及特点1、减温水概述过热器喷水减温又称为混合式减温器，其原理是将减温水直接喷入过热蒸汽中使其雾化，吸热蒸发，达到降低蒸汽温度的目的。
大型锅炉减温水一般分为一、二级两级，过热器一级减温水量比二级减温水多50%左右，主要用于保护屏式过热器防止其管壁超温，同时对过热汽温进行粗调；二级减温水是在中间点温度稳定的基础上对过热汽温进行细调，两级减温水有助于减少左右两侧的汽温偏差。
2、减温水调节汽温的特点利用高压给水喷入过热蒸汽中调节汽温，结构简单，调节灵敏，减温器出口汽温延迟的时间仅5—10s；调节幅度可达100℃；压力损失小，一般不超过50KPa。
但由于减温水喷入后与过热器混合，要求减温水的品质不能低于蒸汽品质。
一级减温水投入的原则是保护屏过不超温兼顾汽温调整在正常范围，二级减温水量在保证汽温正常的尽量少投或不投，同时由于二级减温水靠近过热器出口。
水量变化对汽温变化影响较快、较大，运行中禁止大幅度操作，防止汽温突升突降。
喷水减温造成的能量损失是必然的，系统设计时应尽力减少这种损失，在给水压力能够满足喷入过热蒸汽要求时，应尽量采用高温度的减温水，减少不可逆能量损失，同时也能减少对过热器热冲击。
减温水喷入量的大小一定要考虑到能否被完全汽化的问题，喷水后的蒸汽温度至少高于相应的饱和温度15℃。
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山西国际能源宏光发电有限公司联盛2×300MW机组工程
过热器减温水管道水压冲洗措施 Q.JDJ1/ YLGD -T3-W(HG-GD)004-2011
批准：
审核：
编制：
2011年10月28日
目录
1 编制依据 (2)
2 工程概况 (2)
3 管道水压前应具备条件 (2)
4 管道水压措施 (3)
5 管道系统的冲洗 (3)
6 安全保证措施 (5)
1编制依据
1.1 西南电力设计院设计《三段抽汽管道安装图》
1.2《电力建设施工及验收技术规范》管道篇
1.3《电力建设施工质量验收及评价规程》（管道及系统篇）
2 工程概况
山西国际能源宏光发电有限公司联盛2×300MW机组，过热器减温水管道设计规格为168×22 ，材质为20G。
管道从高压给水管道至过热器减温水操作台前，全长20.4米。
管道设计压力22MPa,设计温度183.3℃。
管道安装完毕，系统单独进行水压试验，水压试验压力为设计压力的1.5倍即33MPa。
3 管道水压前应具备的条件
3.1 管道安装完成，并符合设计要求及技术规范的有关规定；两侧打压堵板安装施焊完成。
3.2 管道支吊架按照设计安装完成，支吊架调整完毕。
弹簧吊架可以在水压后再拔掉弹簧销子进行调整。
经核算需要增加的临时支吊架及加固已安装完毕。
3.3 焊接工作完成后，并经检验合格。
3.5 管道排空放水管道接出一次阀门，能排气和放水。
3.6试验用压力表经检验、校准正确。
3.7 具有完善的试验技术、安全和组织措施并经审查合格。
3.8 高压管道系统试验前应对下列资料进行审查：
3.8.1 制造厂的管子、管件合格证明书；
3.8.2 管道安装前检验及补充试验结果；
3.8.3 阀门试验记录；
3.8.4 焊接检验及热处理记录；
3.8.5 设计修改及材料代用文件；
3.8.6 管道组装的全套原始记录。
4 管道水压措施
4.1 管道系统的严密性试验采用水压试验，用水水质要求洁净。
充水应保证能将管道系统内空气排尽。
4.2 管道系统在严密性试验时，应作检查的部位不得涂漆或保温。
4.3 管道系统试验时，应与试验范围以外的管道、设备、仪表等隔绝。
隔绝可
采用装设盲板的方法。
4.4 水压试验宜在水温与环境温度5℃以上进行，否则必须根据具体情况，采取防冻及防止金属冷脆折裂等措施，但介质温度不宜高于70℃。
4.5 管道临时升压管从管道放水阀门后面接出与水压泵连接，利用临时升压泵给管道升压，升压速度控制在每分钟0.3-0.5MPa左右。
4.7 管道系统水压试验时，当压力达到试验压力后应保持10min，然后降至设计压力，对所有接头和连接处进行全面检查。
整个管路系统阀门填料局部地方外均不得有渗水或泄漏的痕迹，且目测无变形。
4.8 在管道系统试验过程中，如发现渗漏，应降压消除缺陷后再进行试验，严禁带压修理。
4.9 结束试验后，应及时排净系统内的全部存水，并拆除所有临时支吊架、盲板及加固装置。
5 管道系统的冲洗
5.1 为清除管道系统内部的污垢和杂物，管道系统应进行水冲洗。
5.2 管道系统清洗应在系统严密性试验合格后。
5.3 过热器减温水管道由于分设计院和锅炉厂家管道两部分，本次认证管段只为设计院部分，且高压给水泵不具备启动条件，因此减温水管道冲洗等电动给水泵启动后和锅炉厂家设计管道一起冲洗。
具体冲洗措施由电力调试队编制的锅炉化学清洗措施。
5.5 水冲洗的放水管应接入可靠的排水井（沟）中，并应保证排泄畅通和安全。
放水管横截面积不应小于被冲洗管道的60％。
5.6 水冲洗应以系统内可能达到的最大流量进行，由系统电动给水泵供水。
冲洗作业应连续进行，直至出口处的水色和透明度与入口处的目测一致时为合格。
5.7 管道经冲洗合格后，除按技术、安全和组织措施进行检查及恢复工作外，不得进行其他可能影响管道内部清洁的工作。
清理工作应作为隐蔽工程进行检查验收。
5.8 冲洗工作应由施工、生产及其他有关单位共同检查及验收，并作检查签证。
6 安全保证措施
6.1 水压及冲洗试验设总指挥1人及成员等。
6.2 水压试验区域及水压泵周围应进行隔离，非工作人员不得入内，并设专人管理，禁止无关人员入内。
6.3 上水时，负责管理排空阀的人员不得擅离岗位，以免以水伤人或影响其它项目施工。
6.4 如有缺陷，一切消缺工作都必须在降压放水后进行。
检查、消缺后必须清点人数，待处理后再继续进行上水。
6.5 各参加人员应严格按照现场指挥的调遣进行操作，不得随意操作系统上的阀门。
6.6 升压时，所有人员严禁站在水压试验法兰对面或者升压区内堵板对面等。