锅炉吹管方案

洛阳热电厂2×300 MW 热电联产
技改工程
锅炉蒸汽吹管方案
（方案一）
目录
一、设备概况
二、编制依据
三、吹管目的
四、吹管方式
五、吹管参数和质检标准
六、吹管范围及流程
七、吹管临时系统
八、对临时系统的要求
九、锅炉吹管前应具备的条件
十、吹管前的检查及准备工作
十一、吹管的操作步骤
十二、吹管过程中的技术要求及注意事项
十三、吹管结束后系统的恢复
十四、组织与分工
十五、附录
洛阳热电厂2×300 MW 热电联产
技改工程
锅炉蒸汽吹管方案
（方案一）
1. 设备概况
洛阳热电厂热电联产技改工程为2×300MW供热机组，其中锅炉岛为东方锅炉厂制造的DG—1025/18.2—Ⅱ4型亚临界、一次中间再热、单炉膛、Π型布置、四角切圆燃烧、平衡通风、半露天布置、固态排渣、自然循环汽包型燃煤锅炉。

锅炉最大连续蒸发量为1025t/h，过热器、再热器出口蒸汽温度为540℃，过热蒸汽压力为18.2MPa(g)，再热蒸汽进口/出口压力为3.92/3.74 MPa(g)，再热蒸汽进口温度为327℃，给水温度281.4℃。

锅炉设计煤种为义马煤：新安煤=1：1的混煤，校核煤种为：义马煤：新安煤=7：3 混煤。

锅炉燃烧、制粉系统采用离心式冷一次风机、正压直吹式制粉系统，配三台型号为BBD4060B的双进双出钢球煤，采用耐压计量式给煤机。

烟风系统采用两台容克式三分仓回转空气预热器，配两台轴流式动叶可调送风机、两台轴流式静叶可调吸风机。

除尘排烟系统采用两台双室四电场静电除尘器，两台炉合用一座烟囱。

燃油点火系统采用0号轻柴油，高能点火器二级点火方式。

当锅炉燃用设计煤种时，最低不投油稳定燃烧负荷为40%BMCR。

过热汽温的调节方式采用两级喷水减温调节，再热蒸汽调温在再热冷段管装设了两只喷水减温器。

另外，也可以采用改变过量空气系数的方法调节过热汽温和再热汽温。

2. 编制依据
2.1《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）
2.2《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电综{1998}179号）
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《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》
3. 吹管目的
在汽机冲转前，锅炉点火，利用本炉产生的蒸汽动能清除在制造、运输、保管、安装过程中遗留在过热器和再热器系统及主蒸汽、再热蒸汽管道中各种杂物，防止机组启动后，系统内杂质被带入汽机，冲击并损伤汽机叶片，保障机组的安全稳定运行。

4. 吹管方式
根据洛阳热电厂2×30MW热电联产技改工程的要求，结合本机组的特性，确定本工程锅炉蒸汽吹管方式采用燃油蓄能降压法、过热器、再热器串联一段吹扫。

同时为保证吹管质量，缩短工期，节约燃油，也可在吹管过程中适时投入磨煤机，采用投磨稳压－降压联合冲洗方法吹管。

5. 吹管参数和质检标准
5.1吹管参数：
对于过热器、再热器系统串联吹扫，根据过热器、再热器及其管道各段的吹管系数大于1的原则，经过计算吹管参数如下：
初压：5.5～6.0MPa；（汽包压力）
终压：3.8～4.0 MPa；
主汽、再热蒸汽温度：350℃ 450℃
5.2吹管质检标准：
依据《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）规定：
5.2.1过热器、再热器及其管道各段的吹管系数大于1；
5.2.2在被吹洗管末端的临时排汽管内（或排汽口处）装设靶板，靶板可用铜板或铝板抛光制成，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，连续两次打靶检查，第二次靶板上冲击斑痕点数应少于第一次；靶板上冲击斑痕粒度不大于0.5mm，且0.2-0.5 mm斑痕不多于5点即认为吹管合格。

5.2.3过热器、再热器分别打靶，且均应合格。

6. 吹管范围及流程
6.1吹管范围：
•锅炉过热器、再热器所有受热面及管路
•主蒸汽管道、冷段、热段再热蒸汽管道
•机组高压旁路
•锅炉吹灰器主汽汽源管道
•主汽减温水系统管道
注：其它不参加吹扫的蒸汽管道在安装前要清理干净，经检查合格。

6.2吹管流程：
6.2.1过热器、再热器系统串联吹扫
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6.2.2高旁及冷段再热蒸汽管路吹扫
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→→
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7. 吹管临时系统
本锅炉吹管方案采用过热器、再热器一段吹扫，其系统布置见附录之吹管原则系统图，并将关键内容简述如下：
7.1汽机高压、中压自动主汽门前的滤网应摘除；
7.2将汽机两侧高压自动主汽门的门芯取出，装上厂家提供的专用门芯（即临时堵），并从门盖上引出两根与主汽管等径的临时管，临时管和门盖的连接采用临时法兰连接。

在两根临时管水平段上分别装一个吹管临时电动截止门及暖管用小旁路（ 76），两个临冲门后的临时管汇成一根与再热段管等径的临时管。

7.3在吹管临时门后的临时管水平段装靶板架。

靶板架后的临时管与高排逆止门后的冷再管相连（高排逆止门先不装，见附图）。

两根高压缸排汽管（与汽缸相连部分）未参加吹扫，需仔细清理干净，高压缸排汽逆止门在吹管结束后恢复系统时安装。

7.4为了减少吹管排汽口的噪音污染，本措施考虑在排汽口布置消音器，排汽方向向上。

7.5高旁减温减压阀先不装，代之以一个临时电动门控制吹扫。

7.6两个再热器事故喷水减温器先不装，代之以集粒器，周围应布置平台，以便于清理集粒器。

7.7再热蒸汽热段管与排汽管的连接：将两个中压自动主汽门的门芯取出，装上厂家提供的专用门芯（即临时堵），并从门盖上引出两根临时管，临时管和门盖的连接采用临时法兰连接，分别引至主排汽管。

在两根排汽管水平段安装两套靶
板架，靶板架的位置应尽量靠近正式管路，并离开上游弯头4 6米。

7.8低旁管路的处理：
本方案低旁管路不参加吹扫，要求仔细清理该部分管路。

两个低旁减温减压阀先不装，加两个临时堵，从而实现和凝汽器的可靠隔绝。

7.9锅炉吹灰器主汽汽源管路的吹扫：
详见本专业调试措施《吹灰器调试措施》。

吹扫时机可选择在吹扫末期进行。

7.10主汽、再热汽减温水系统的吹扫：
考虑到本次吹管可能要投入磨煤机，为了有效控制汽温，主汽、再热汽减温水系统的吹扫拟采用辅汽吹扫或水冲洗，排汽口选择在炉顶减温器前。

调节阀、流量孔板均不能参加冲洗。

7.11主汽至轴封、冷再至轴封、冷再至辅汽等管路的吹扫方案详见汽机专业《辅汽吹扫措施》。

7.12与吹管有关的机侧疏水在进凝汽器前断开，引至厂房外安全区域排放；
8. 对临时系统的要求
8.1吹管临时门前的临时管、焊口应该能承受10.0MPa压力，500℃温度；吹管临时门后的临时系统应能承受6.0MPa压力，450℃温度。

为此要求吹管临时门前的临时管采用合金钢管，临时门后临时管采用碳钢管。

8.2对吹管临时门的要求：临时门宜采用合金门，选用两个公称直径为300mm，公称压力16.0MPa ，承受温度500℃的电动截止门。

全行程时间小于60秒，且阀门严密、可靠性高。

能电动控制，引至主控室操作，可中间停。

吹管临时门应安装在管路水平段上，并搭设操作平台；临时门旁路门应该满足：公称压力10.0MPa，公称直径76 mm。

8.3对高旁管路吹扫临时电动门的要求：公称压力16.0MPa，温度500℃, 公称直径200 mm的合金门。

高旁管路吹扫临时管应该能承受10.0MPa压力，450℃温度。

8.4对集粒器的要求：应能承受6.0MPa压力，450℃温度；阻力小于0.2MPa，体积尽量小，便于布置和清理。

8.5对消音器的要求：阻力小于0.2MPa；消音效果良好；体积尽量小；有疏水装
置。

8.6临时管道管径应大于或等于上游与之相连的正式管道管径；
8.7临时管道与正式管道、临时管道与临时管道安装对口前应进行严格检查，并对其内部进行清理，确保内部清洁，无杂物。

所有靶板前的焊口应采用氩弧焊打底，不残留焊渣。

8.8在吹管临时系统各处管道的最低点装设临时疏水，疏水管单独引出至厂房外安全地带排放。

一次、二次疏水应分开。

8.9临时管路支吊架和限制滑块安装合理坚固，保证能承受排汽时的反作用力，并不妨碍管道的热膨胀。

8.10排汽口消音器水平安装，排汽方向向上，排汽区域应避开建筑物及设备，同时设警戒区。

8.11靶板装置应位于便于拆装的安全地带，并尽量靠近正式管道，靶板架及靶板都应装设牢固，保证不会在吹管期间被打飞。

靶板前的临时管道在安装前应彻底清理干净，如有可能最好经喷砂处理。

8.12所有与吹管有关的法兰应连结严密，法兰垫要采用正式的材料。

8.13在集粒器进口、出口安装一套量程1.0MPa的差压变送器，用以监视集粒器阻力。

8.14在临时管排汽口末端便于观察处装一块就地压力表：量程 1.0MPa ，精度1.5级；一块就地温度计：量程 0-500℃。

压力表及变送器的安装应考虑吹管时排汽管的剧烈震动，应将压力表管引至稍远处，并设缓冲结构。

8.15高、中压自动主汽门假门芯安装时要保证质量，需由质检人员确认；
8.16在临时管上包上临时保温，防止烫伤。

8.17所有临时管相接处应远离靶板，两管之间夹角应小于90°，以30°～60°锐角相接最佳。

9. 锅炉吹管前应具备的条件
9.1对公用系统的要求：
•厂用电系统调试完毕，可以投入使用；
•辅机循环水系统、辅机冷却水系统调试完毕，可以投入使用；
•化学补给水系统，取样、加药系统调试完毕，可以投入使用，并储备好足够的合格除盐水：3000吨；
•主控室空调系统调试完毕，可以投入使用；
•燃油卸油泵、供油泵分部试运结束，供油泵再循环调节性能良好，具备正常投入条件。

•燃料车间准备充足的燃料：油500吨；煤200吨。

•输煤、除灰、除渣设备及系统安装、调试完毕并具备投运条件；
•仪用、杂用压缩空气系统调试完毕，可以投入使用；
•辅助蒸汽系统吹扫合格，调试完毕，可以投入使用；
9.2对生产准备工作的要求：
•生产准备工作就绪，运行、检修人员配备齐全，经过培训具备上岗条件；•有关各项制度、规程、措施、报表准备齐全；检修与运行工具、备品、备件备妥；
•厂房已封闭，门窗安装齐全，能防风雨进入厂房；
•有碍通行和容易引起火灾的脚手架已拆除，沟道盖板齐全，楼梯步道平台栏杆完好，现场所有杂物清理干净，能保证工作人员安全通行；
•上、下水道畅通，能保证供水、排水需要；
•燃油、润滑油系统及电缆已采取可靠的防燃措施；
•厂房内所有设备工作照明，事故照明完好，保证照明充足。

•通讯系统调试完毕，保证通讯通畅。

•锅炉本体电梯投入运行，安全可靠。

•所有岗位消防器材齐全，消防通道畅通，消防系统能投入正常。

9.3对锅炉的要求：
•吹管临时系统安装工作结束，确认符合本措施第八部分各项条款的要求。

吹管用靶板准备充足：靶板材质均为铜靶板，其中过热器靶板20块，宽度为35mm，长度纵贯管道内径；再热器靶板30块，宽度45 mm，长度纵贯管道内径；靶板表面必须经磨平抛光处理。

•锅炉本体安装工作结束，炉墙，管道保温完好；炉内脚手架拆除，灰渣室及烟风道内部应彻底清理干净；
•锅炉汽包、过热器、再热器等各级受热面金属壁温测点安装完毕，并经传动、验收合格，专业人员已做原始记录；
•炉底渣斗冷却系统、水封系统调试完毕，具备正常投入条件。

•吹灰器安装完毕已处退出位置，空气预热器吹灰器能正常投运；
•电除尘灰斗加热系统调试完毕，电除尘器气流分布试验、振打、升压试验完毕，具备正常投入条件。

•锅炉疏放水排污系统，排空气系统，减温水系统调试完毕，具备正常投入条件。

•锅炉所有烟风系统风门挡板，汽水系统阀门检查传动、逻辑试验完毕，具备正常投入条件。

•锅炉空气预热器、吸风机、送风机、一次风机、磨煤机密封风机、火检探头冷却风机分部试运结束，锅炉风烟系统具备正常投入条件；
•完成炉膛冷态通风试验、一次风调平试验；
•锅炉膨胀系统各处膨胀指示器安装完毕，齐全、牢固，检查合格，并标出零位；
•锅炉本体膨胀间隙检查工作结束，确认无妨碍锅炉膨胀的地方；
•锅炉汽水系统、烟风系统及燃烧系统各支吊架应按设计调整，临时加固设施应拆除；
•锅炉暖风器汽源管路吹扫完毕，系统调试完成，具备正常投入条件；
•空气预热器辅助蒸汽吹灰系统，消防水系统调试完毕，具备正常投入条件；•燃油泵房及炉前的燃油系统、蒸汽吹扫系统管道吹扫完毕，水压试验合格；•锅炉燃烧器冷态调试完毕，具备正常投入条件；
•考虑到投粉吹管，制粉系统A、B两台磨煤机、给煤机调试好并具备投入条件；•炉膛出口烟温探针安装、调试完毕，联锁保护投入，具备投运条件；
9.4对汽机的要求：
•凝结器、热水井经清理合格, 凝结水泵经试转合格，能向除氧器供水；
•除氧器内部清理干净，并经水冲洗，蒸汽加热管道经吹洗结束，恢复正常，具备加热和投运条件；
•锅炉电动给水泵试转合格，给水管路经全系统冲洗合格，并恢复。

•防止向汽机进汽的各项措施已实施，并经检查验收合格；
•汽机真空系统调试工作完成，具备正常投入条件。

•汽机盘车系统调试工作完成，具备正常投入条件。

•汽机主汽管道，冷再、热再管道疏水阀传动完毕，可以投入使用。

•汽机缸温测点调试校验完毕，可以正确指示缸温。

•各抽汽电动截止门关闭严密。

•所有引入凝汽器的各处疏水均被可靠隔绝。

•低压缸喷水可以投入。

9.5对热控专业的要求：
•锅炉BMS系统的炉膛吹扫程序、油泄漏试验、油点火程序控制及煤粉投运条件、磨煤机启动、停止控制程序、磨煤机联锁保护等调试工作完成。

•锅炉主保护MFT传动工作完成，保护动作正确，报警、音响信号正确。

•各主要辅机联锁、保护动作正确；报警、音响信号可靠；
•D AS 系统与吹管工作有关的项目调试工作完成，指示准确可靠：汽包、过热器及再热器压力、汽温、壁温；给水压力、温度、给水流量；汽包远传水位计、云母水位计（就地）监视系统；炉膛火焰电视、炉膛负压、炉膛烟温探针；二次风风量、风压及风温；燃油压力、燃油温度、流量计及各转机电流、轴承温度等。

•锅炉MCS系统炉膛负压自动、燃油压力自动、磨煤机出口温度自动、除氧器水位、凝汽器水位自动调试工作完成，调节品质良好。

•B TG盘各项保护、报警光字牌声光信号调试传动完毕，能正常报警。

10. 吹管前的检查及准备工作
10.1锅炉、汽机、化学、燃料、热工、电气、计算机等各专业按照相应的运行规程对要求投入的系统、设备进行全面检查，确认具备投运条件；
10.2厂用蒸汽供汽，除氧器在点火前6小时应投入加热；
10.3对设备检查确认具备投运条件后，电气人员将要投入的设备送电；
10.4热工人员将所需的仪表、自动调节系统、数据采集系统投入；
10.5各专业分别完成机组主保护、各主要辅机联锁、保护、报警信号的传动检查后按规定程序投入各项联锁保护；
10.6仪用空气系统检查并投入运行；
10.7循环水系统、工业水系统、闭冷水系统检查并投入运行；
10.8燃油泵房向锅炉供给燃油，进行炉前油循环；
10.9锅炉炉底水封、渣斗注水完毕；
10.10化学专业准备好进行汽水取样及化验工作；
10.11吹管临时门传动检查工作完毕、吹管临时系统检查完毕；
10.12点火前进行建设（生产）、安装、调试、监理四方联合检查，确认具备点火条件；
11. 吹管的操作步骤
11.1锅炉点火升压阶段
11.1.1按冷态点火条件检查锅炉各汽水阀门状态：打开汽包及过热器、再热器系统空气门，打开过热器、再热器系统疏水；打开汽机侧的主汽门前疏水，准备锅炉上水、点火；
11.1.2启动电泵给锅炉上水，至正常水位，要求上水温度与汽包壁温差小于50℃。

11.1.3按运行规程启动空气预热器，引、送风机，调整好风量及炉膛负压，投入炉膛负压自动，投入空预器暖风器系统；启动探头冷却风机；根据需要对要启动的密封风机、一次风机及磨煤机进行检查；
11.1.4投入炉膛烟温探针；
11.1.5调整好二次风量及炉膛负压，进行锅炉炉膛吹扫；
11.1.6 炉膛吹扫完成后，MFT复位，打开燃油速断阀、回油阀，调整好燃油压力，油压自动调节投入，建立炉前油循环；
11.1.7投入连续排污系统，调整好汽包水位和给水流量，视情况投入汽包水位自动；
11.1.8具备点火条件后，锅炉点火；首支油枪点火成功后，进行每支油枪的试点火及燃烧调整工作，以检查每支油枪的雾化、燃烧情况，对燃烧不正常的应找出原因予以消除；
11.1.9在完成试点火后，开始正式升压，点火初期在保证雾化、燃烧良好的前
提下，应时常切换油枪，使炉膛热负荷均匀，升温、升压符合要求：升压速率 < 0.05 MPa/min，升温速率 <1.5 0C/min；
11.1.10当汽包压力升至0.2 MPa，关所有空气门；
11.1.11当汽包压力升至0.5 MPa，冲洗汽包水位计，校对就地水位计与水位变送器；
11.1.12汽包压力维持0.5 MPa，进行锅炉热紧螺栓工作：包括汽包人孔及临时设施的电动门、自动主汽门法兰等等；
11.1.13汽包压力升至0.7 MPa，打开临时吹管旁路门，进行暖管工作；
11.1.14汽包压力升至1.0 MPa，关闭过热器系统疏水门，打开临时吹管系统的所有疏水门，打开机侧所有疏水门；
11.1.15汽包压力升至1.5 MPa，维持此压力，进行热工仪表管吹扫工作，完成后投入仪表；同时冲洗化学汽水取样管；
11.1.16汽包压力升至2.0M Pa，加强临时管暖管工作,可逐步开大吹管临时电动门，当排汽口蒸汽量很大且很少有水滴，排汽温度大于100℃时，暖管即符合要求，可逐步关小吹管临时电动门及其它各处疏水，锅炉开始升压；
11.2过热器、再热器系统吹扫阶段
本次吹管拟采用燃油蓄能降压吹扫与投磨稳压－降压联合吹扫法交替进行，以期提高吹管效果，节约燃油并有效促进工期。

下面将吹扫过程中的关键步骤简要介绍如下：
11.2.1投入过热器、再热器靶板器，装上一套靶板；
11.2.2排汽口、汽包及过热器、再热器压力变化有专人记录，临时管路支架、汽机周围应设专人检查；
11.2.3汽包压力升至3.8 MPa，全关汽包连排；
11.2.4汽包压力升至4.0 MPa，全开吹管临时门试吹一次，当汽包压力降至3.0 MPa，关吹管临时门。

试吹的目的在于检查临时系统支撑及固定情况，摸索锅炉补水规律，掌握门全关过程中汽包压降值，从而确定正式吹管时关门时机，并校核吹管参数；
11.2.5检查吹管临时系统没问题后，进入正式吹管阶段；首次试吹后，应及时清理集粒器，之后可以隔5～10次清理一次集粒器；
11.2.6吹管临时门全关后，开启汽包连排，锅炉继续升压；
11.2.7当汽包压力升至5.5 MPa，打开吹管临时电动门，开始正式吹管，当汽包压力降至3.8 MPa时，关闭临时吹管门，结束本次吹管；
11.2.8重复正式吹管过程，直至过热器、再热器系统靶板合格为止；
11.2.9在吹扫末期，选择适当时间进行锅炉吹灰器管路的吹扫工作，每支母管管线吹扫20分钟；
11.2.10投磨吹管时的具体操作步骤如下：
(1) 吹管前，投入四支油枪运行，当汽包压力达到 4.5 MPa 时，启动两
台一次风机、一台密封风机及磨煤机油站，对磨煤机进行通风暖磨，
使一台磨具备启动条件；
(2) 在吹管开门前3分钟，再投入2-4支油枪，并确认着火正常；
(3) 当汽包压力达到 5.5MPa，开启吹管临时门，在开门的过程中启动运
行油枪相应的给煤机、磨煤机，并将给煤量由12吨逐渐增加至24吨，
同时调整好入磨一次风量，保持合适的风煤比，控制磨煤机出口风粉
混合物温度在60－80℃之间；
(4) 当临时门全开，汽包水位不断上升时，提高电动给水泵出力，逐渐将
给水量提至360－400t/h，并密切监视炉膛燃烧状况；
(5)吹管过程中，可以根据过热汽温、再热汽温的情况，适时投入减温水，
调节好汽温；在关闭临时门前切除所有减温水；
(6) 当汽包压力降到4.5 MPa时，将给煤量降至最低，然后停运给煤机及
磨煤机；
(7)视汽包压力情况及时关闭吹管临时门，继续大量补水；
(8) 临时门全关后，停3～4支油枪，只保持3～4支油枪运行，缓慢升压，
控制汽温在较低的温度水平，当汽包水位在最低点开始回升时，迅速
将给水流量减下来，直至汽包水位稳定在＋50 mm左右；
11.3高压旁路管路吹扫阶段
11.3.1在过热器、再热器系统吹管结束前，进行高旁管路管路的吹扫工作；11.3.2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，试吹后应及时清理集粒器；
11.3.3检查此部分临时系统没问题后，开始第二阶段正式吹扫工作：当汽包压力升至5.0 MPa，正式吹扫高旁管路，当汽包压力降至3.8 MPa，关闭临时控制电动门，停止吹扫。

本阶段总共吹扫5次，不打靶。

12. 吹管过程中的技术要求及注意事项
12.1点火初期应注意燃烧调整，加强就地检查、看火，如发现油枪雾化、燃烧
不良时应及时找出原因并处理；
12.2为防止空气预热器因积油、积粉再燃烧，点火吹管期间应加强对空气预热
器的吹灰，吹灰频率每班两次；
12.3为防止尾部受热面特别是空气预热器再燃烧，发现烟温急剧升高时，应对
空气预热器严密监视，发现着火后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；
12.4严密监视炉膛出口、尾部烟道各处烟温；加强对汽包、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，在再热器无蒸汽通过前应控制炉膛出口烟温小于538℃；
12.5在点火吹管期间，运行人员、安装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立即解决，解决不了的立即停炉处理；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0.5MPa 、1MPa、2.5MPa、5MPa表压力时，在达到以上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；
12.6在吹管期间，应注意除氧器加热的投入，保证锅炉给水温度不低于100℃；
12.7在吹管开始阶段应注意管道的充分预暖和疏水，防止水击；热紧螺丝应均
匀，力度足够，防止泄漏事故发生；
12.8吹管过程中应控制汽包饱和温降最大不超过42℃；
12.9吹管过程中补水要及时，保证吹管临时门全关后，汽包水位可见；
12.10吹管期间，应严格控制给水及炉水品质，汽包连排要始终投入，当发现炉
水品质变差时，应及时停炉冷却，放尽炉水，整炉换水；点火吹管时水质。