5.5.1安装临时吹管管道，临时管道介质流向出口应朝向偏僻位置，出口周围应设置围栏，并在吹管 过程中有专人到场监护。 5.5.2压缩空气系统中不能参加试验的设备仪表、管道附件等应隔离，安全门、防爆板应拆除，加置 盲板的部位应有明显的标记和记录。 5.5.3吹管排气出口应设置白布或涂有白漆的标靶，若试验中5min内无明显铁锈、尘土及其他脏污， 则确认吹管合格。 5.5.4吹管用气可用外接气源或空气压缩机通过储气罐后供给，若用外接气源，应在吹管前将压缩机 及干燥装置隔离。

5.6压缩空气系统试压

5.6.1试压工作准备，包括主要机具、测量仪器等。 5.6.2管道系统压力充压试验的阀门打开后，派专人巡视，系统应无明显泄漏点，否则试验中止。 5.6.3向管道系统加压。 5.6.4管道系统先升至工作压力的1.25倍，观察各部位无破裂、渗漏时，稳压1h，压力降不得超过 0.05MPa，然后在工作压力的1.15倍状态下稳压2h，压力降不得超过0.03MPa，表明系统强度试验合格。 然后再将试验压力缓慢降至工作压力，再较长时间观察，此时全系统的各部位仍无渗漏，试压合格。

5.7压缩空气系统试运行

6.1新安装水泵组须进行不少于2h的电动机单体试运行，合格后再连接水泵试运行。 6.2水泵试运行时，必须满足下列条件： 6.2.1与水泵试运行相关的设备已安装合格，水泵进口、出口、再循环等阀门完好，开关灵活。 6.2.2水泵及电动机地脚螺栓紧固，联轴器连接完好，联轴器防护罩完好，电机接地线完好，绝缘合 格，转动方向符合设计要求。 6.2.3已按设备厂家要求，向水泵及电机轴承加入适量、合格的润滑油或润滑脂。 6.2.4对有强制油循环的水泵组，润滑油系统已投入，油箱油位、油温、油压符合设备厂家要求，油 质应符合GB/T7596要求。 6.2.5水泵冷却水系统运行正常，压力、温度符合要求，冷却水进、回水门开启，各轴承冷却水畅通， 6.2.6轴承温度、振动，电机线圈温度等测点投入运行，指示准确。 6.2.7水泵压力表计、流量计、电机电流表等表计投入运行，指示准确。 6.2.8水泵组热控及电气保护传动试验正常，保护可靠投入。 6.2.9给水泵要在除氧器水位符合要求情况下试运行管材标准，炉水循环泵要在锅炉汽包水位符合要求下运行。 6.3开启水泵进口门，开启水泵排空气门，排尽空气后关闭排空气门。 6.4全开出口再循环阀门，启动水泵，检查水泵运行平稳，电流指示正常，无异声、摩擦、撞击；轴 承温度与轴承振动符合规定，轴承无漏油及甩油现象；水泵出口压力、流量符合要求。 6.5给水泵试运行期间，汽包不需要补水时，可以全开给水泵再循环阀门，关闭锅炉上水阀门。 6.6在额定负荷下运转4h，经确认合格后，停止水泵运行。 6.7详细记录水泵试运行过程的各种检查数据。 6.8水泵试运行应符合设备技术文件规定，并应符合下列要求： 6.8.1轴承及转动部分无异声、摩擦、撞击。 6.8.2轴承工作温度应稳定，滑动轴承不高于65℃，滚动轴承不高于80℃。 6.8.3振动应符合GB/T11348.2要求。 6.8.4无漏油、漏水现象。

7.1锅炉受热面系统安装完成后，应进行整体水压试验。水压试验压力按制造厂规定执行 定，试验压力应符合下列要求： 7.1.1汽包锅炉一次系统试验压力应为汽包工作压力的1.25倍。

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7.1.2再热器试验压力应为进口集箱工作压力的1.5倍。 7.2锅炉水压试验前至少应做好以下工作： 7.2.1进行所试部件的内部清理和表面检查。 7.2.2锅筒内部的汽水分离器在水压试验前应全部取出，清除内部的杂物。 7.2.3安装已校验合格的压力表。 7.2.4排水管道和排空气门已装置完成。 7.2.5检查所有仪表、就地水位计是否都已隔离，不会由于超压而损坏。 7.2.6审核安全门和压力释放阀（PCV）说明书中的水压试验工艺，并按安全门和PCV说明书的要求 在锅炉水压试验时对安全门采取保护措施。 7.2.7试验范围内受热面及锅炉本体管路的管道支吊架应调整加固的措施。 7.3锅炉水压试验前，可进行一次0.2MPa～0.3MPa的气压试验，试验介质为压缩空气。 7.4锅炉水压试验时的环境温度应在5℃以上，环境温度低于5℃时应有可靠的防冻措施；水压试验用 的水应保持高于周围露点的温度以防锅炉表面结露，但也不宜温度过高以防引起汽化和过大的温差应 力，一般为20℃～70℃。 7.5根据高压汽包下内壁温度情况，保证水压试验用的水温高于汽包下内壁温度且不大于50℃。 7.6水压试验的水质和进水温度应符合设备技术文件规定。无规定时，应按DL/T889、DL647和 DL612有关规定执行。 7.7水压试验时，锅炉上应安装不少于两块经过校验合格、精度不低于1.0级的弹簧管压力表，压力 表的刻度极限值宜为试验压力的1.5倍～2.0倍。试验压力以汽包或过热器出口联箱处的压力表读数为 准。再热器试验压力以再热器出口集箱处的压力表读数为准。 7.8水压试验压力升降压速度不应大于0.3MPa/min；当达到试验压力10%左右时，应做初步检查，清 除异常；如未发现泄漏，可升至工作压力检查有无漏水和异常现象；然后继续升至试验压力（超压升 降压速度应小于0.1MPa/min），保持20min后降至工作压力进行全面检查，检查期间压力应保持不变。 水压试验合格的标准是： 7.8.1受压元件金属壁和焊缝无泄漏及湿润现象。 7.8.2受压元件没有明显的残余变形。 7.9锅炉水压试验合格后应办理签证；应尽量缩短水压试验到酸洗的时间，若需保养应按照DL/T889 中水压试验后防腐蚀保护的规定执行

燃机余热锅炉在制造 受热面内表面会出现氧化皮、焊 查、油污、腐蚀、结垢，通过化学清洗，使热力系统的受热面内表面清洁，防止因腐蚀和结垢而引起 事故，提高机组的热效率和改善机组水汽品质， 产和安全经济运行

8.2化学清洗范围的确定

8.2.1基建阶段启动试运前余热锅炉化学清洗范围的确定主要依据DL/T794中的相关规定。对于过热 蒸汽压力为9.8MPa及以上的余热锅炉，投产前应进行化学清洗；而对于过热蒸汽压力为9.8MPa以下 的余热锅炉，投产前只进行碱煮。特殊情况下可进行化学清洗。 8.2.2余热锅炉的清洗范围如下。

8.2.2余热锅炉的清洗范围如下

a）余热锅炉高压部分的高压省煤器、高压蒸发器、高压汽包及高压下集箱应进行化学清洗 b）余热锅炉中压部分的中压省煤器、中压蒸发器、中压汽包及中压下集箱宜进行化学清洗

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c）余热锅炉低压部分的低压省煤器、 低压蒸发器、

8.3化学清洗介质的选择原则

8.3.1化学清洗介质的选择，应根据垢的成分，锅炉设备的结构、材质等，通过试验确定。 8.3.2在保证清洗及缓蚀效果的前提下，化学清洗介质的选择应综合考虑其经济性及环保要求等因素。 8.3.3为了确保化学清洗的质量，应选择经过大量实践应用的、成熟的清洗介质为宜。 8.3.4如确实受客观条件限制，需要使用新药剂或复合药剂时，其性能应达到DL/T794中的相关要求。 8.3.5被清洗设备中如含有奥氏体钢时，选用的清洗介质和缓蚀剂，不应含有易产生晶间腐蚀的敏感 离子CI、F和S元素，同时还应进行应力腐蚀和晶间腐蚀试验。

a）锅炉汽水系统、烟气系统施工结束。锅炉本体、管道保温及防腐工作结束，临时管道保温工作 完成，具备化学清洗的条件。 b）锅炉补给水系统正常运行，供水量及供水品质满足清洗要求。 c）化学清洗所用正式系统上的电动门、气动门调试完毕。 d）化学清洗系统已按化学清洗系统图正确安装完毕，并经水压试验合格。 e）化学清洗系统的临时加热系统的安装调试工作结束。 f）凡能接触到化学清洗液的设备不能含铜材质，需拆除的设备已拆除。 g）化学清洗系统的热工测量仪，如压力、温度、流量均已校验合格，具备投用测量条件。 h）凡与化学清洗系统相连且不参加化学清洗的系统应有相关有效的隔离措施。 i）汽包需安装的临时水位计已安装完毕。 j）废水系统运行正常或临时废水箱已就位，监视管、取样管都按要求安装连接完毕。 k）与清洗有关的系统设备、阀门挂好标示牌。 1）清洗现场应满足化学分析的需要。 m）在化学清洗前，应选择锅炉蒸发器和省煤器同类型材质的长1m管段各一根按照DL/T523加 工制作监视管，并采用同材质材料制作腐蚀指示试片，以便进行酸洗小型试验。 n）拆下汽包内部的旋风分离器、水洗板及挡板等，并清扫汽包内部。 化学清洗相关药品应符合的条件如下。 a）所有化学清洗药品都必须有制造厂提供的产品质保书。 b）所有化学清洗药品都必须在清洗前15天运到清洗现场。 c）运到清洗现场的药品必须进行现场取样化验，验收。 d）运到清洗现场的药品必须有防潮、防晒、防冻及相应的安全措施。 e）部分药品如缓蚀剂要在清洗前进行小型的性能试验。 3化学清洗人员应具备的条件如下。 a）清洗操作人员已熟悉清洗方案、清洗系统，并经培训上岗。 b）化验用药品、仪器、仪表按清洗措施准备完毕。 c）分析人员已熟练掌握化学清洗的分析方法。

8.4.3化学清洗人员应具备的条件如下。

8.5化学清洗工艺过程

8.5.1化学清洗的工艺步骤

化学清洗的步骤主要是根据清洗介质、垢的成分，以及现场及周边环境等综合因素而制定的，其

工艺步骤为水冲洗（包括

8.5.2系统的水冲洗

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a）新建锅炉在化学清洗前必须进行水冲洗。冲洗正式设备之前，应先冲洗干净临时管路。正式系 统的冲洗，应按照从小管径管道向大管径管道的方向冲洗。 b）对于无奥氏体钢的设备，可用过滤后的澄清水或工业水进行分段冲洗，冲洗流速为0.5m/s~ 1.5m/s。冲洗终点以出水达到透明无杂物为准。 c）有奥氏体钢部件的设备，应使用氯离子含量小于0.2mg/L的除盐水冲洗。 d）升温试验：水冲洗合格后，系统充满水、循环，投加热，进行升温试验。测量升温速度、摸管 检查隔离阀门是否有内漏、系统是否存在短路。所有试验合格后，才能进行下一步清洗工艺。

.3碱洗或碱煮清洗的工

a）碱洗、碱煮时药液的控制温度、时间和控制条件符合DL/T794的要求。 b）新建锅炉进行碱煮清洗时，在煮炉过程中，需由下集箱排污2次～3次。煮炉结束后进行大量 换水，待排出水和正常炉水的浓度接近，且pH值降至9.0左右，水温降至70℃～80℃，即可 将水全部排出。 煮炉后应对锅炉进行内部检查，要求金属表面油脂类的污垢和保护涂层已去除或脱落，无新生腐 蚀产物和浮锈，且形成完整的保护膜 集箱等处的污物

a）循环酸洗：加药前，应循环加热至酸洗要求温度的下限。缓蚀剂应在浓酸液注入前加入清洗系 统，缓蚀剂的加入速度应根据泵流量在一个循环周期内均匀加入。酸洗工艺的控制条件根据 DL/T794执行。 b）若注酸后在2h内乙二胺四乙酸（EDTA）或柠檬酸液浓度小于1.5%，应补加酸并使其酸浓度 为3.0%左右，通常在6h左右可完成酸洗。盐酸清洗时，接触酸液总的时间应小于10h。 c）在清洗系统进酸30min前，应将监视管段投入循环系统，并控制监视管内流速与被清洗锅炉 蒸发器管内流速相近。 d）当每一回路循环清洗到预定时间时，应加强进出口的酸洗液浓度和铁离子浓度的分析，检查其 是否达到平衡，并通过观察监视管内腐蚀指示试片检查清洗效果。当酸洗液中铁离子浓度趋于 稳定时，监视管段内基本清洁，再循环1h左右，即可停止酸洗。 循环配酸过程中应定时测定清洗回路出入口酸浓度，不应瞬间浓度过高。 ? 酸洗过程应注意控制酸液温度、循环流速、汽包及清洗箱的液位。

8.5.5酸洗后水冲洗

a）为防止酸洗后活泼的金属表面产生二次锈蚀，酸洗结束时，不宜采用将酸直接排空、上水的方 法进行冲洗。 b）可用纯度大于97%的氮气连续顶出废酸液，也可用除盐水顶出废酸液。 c） 缩短冲洗时间以不影响最终的清洗效果，不会产生二次锈蚀为宜。采用保持最大进水流量和对 蒸发器管间歇式大流量排放的方法冲洗；如条件允许也可采用大流量冲洗。 d）酸液排出后采用交变流量连续冲洗，直至冲洗合格。 e）冲洗终点，冲洗水电导率小于50μS/cm，含铁量小于50mg/L，pH值为4.0～4.5。在冲洗的后 期还可加入少量柠檬酸，有助于防止二次锈蚀的生成。冲洗合格后立即建立整体大循环，并用 氮水将pH值迅速调整至90以上

DL/T1698—2017 当冲洗水量不足时，可采用反复排空和上水的方法进行冲洗，直至出水pH值为4.0～4.5。但 采用此方法冲洗后，应及时对锅炉进行漂洗。必要时，第一次冲洗排水后，用0.2%～0.5% Na3PO4溶液循环中和残留酸度，排出中和溶液后，再进行钝化。如果排水方式采用氮气顶 排，可不进行漂洗，直接钝化。

a）采用氮气或水顶酸，炉内金属在未接触空气的情况下，冲洗至出水pH值为4.0～4.5，含铁量 小于50mg/L。冲洗结束后立即建立锅炉系统水循环，并在30min内完成pH值由4.5提至 9.0，此时观察监视管段内的金属腐蚀指示片应为银灰色，按DL/T794相关控制条件进行钝化 后，应立即排空系统中钝化液，或用加有200mg/LN2H4、氨水调节pH值大于10.0的除盐水 顶出钝化液。 b）漂洗：采用浓度为0.1%～0.3%的柠檬酸溶液，并加0.1%缓蚀剂，加氨水调整pH值至3.5~ 4.0后的漂洗液进行漂洗。溶液温度维持在55℃～80℃，循环2h左右。漂洗液中总铁量应小 于300mg/L，若超过该值，应采用热的除盐水更换部分漂洗液，直至铁离子含量小于该值后， 方可进行钝化。

8.5.7清洗后内部检查和系统的恢复

a）清洗后，应对汽包、下联箱进行内部检查，并彻底清除沉渣。 b）对蒸发器、省煤器进行割管检查，判断清洗效果。割管位置应在酸洗前确定，并同时割去翅 片。清洗后割管时不应使用火焰切割，用手工锯割管样长度不应小于150mm，如必须用砂轮 切割时，管样长度不应小于400mm；应在清洗流速最低处割取管样。 C） 检查完毕后，将汽包内和系统中拆下的装置和部件全部恢复，并撤掉堵头、隔板、节流装置 等，使系统恢复正常。

8.5.8清洗后的防腐保护

后如在20天内不能投入运行，应进行防腐保护

8.6化学清洗废液的排放

学清洗废液的排放必须符合GB8978的规定。

8.7化学清洗质量指标

8.7.1清洗后的金属表面应清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出的过洗现象，不 应有镀铜现象 8.7.2用腐蚀指示片测量的金属平均腐蚀速度应小于8g/（m·h），腐蚀总量应小于80g/m。 8.7.3残余垢量小于30g/m为合格，残余垢量小于15g/m为优良。 8.7.4清洗后的表面应形成良好的钝化保护膜。 8.7.5固定设备上的阀门、仪表等不应受到腐蚀损伤。

8.7.1清洗后的金属表面应清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出的过洗现象，不 应有镀铜现象。 8.7.2用腐蚀指示片测量的金属平均腐蚀速度应小于8g/（m·h），腐蚀总量应小于80g/m。 8.7.3残余垢量小于30g/m为合格，残余垢量小于15g/m为优良。 8.7.4清洗后的表面应形成良好的钝化保护膜。 8.7.5固定设备上的阀门、仪表等不应受到腐蚀损伤。

9余热锅炉启动前水冲洗

9.1.1锅炉启动过程中，应对热力系统进行冷态水冲洗和热态水冲洗。 9.1.2锅炉上水前水位计应投入，除盐水水质应合格，上水温度及上水时间应符合相关的运

9.1.3在冷态及热态水冲洗过程中，当凝汽器与除氧器间建立循环后，应投入凝结水泵出口加氨处理 设备，控制冲洗水pH值为9.0～9.5，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。当凝汽器与汽包建立循环后， 应投入给水泵入口加氨处理设备，调节冲洗水的pH值为9.0～9.3。 9.1.4在冷态及热态水冲洗的整个过程中，应监督给水、炉水、凝结水中的铁、二氧化硅及pH值。

9.2水冲洗应具备的条件

9.2.2氨和联氨的加药设备能正常投运。 9.2.3热态冲洗时，除氧器能通汽除氧，应使除氧器水尽可能达到低参数下运行的饱和温度

9.3.1余热锅炉的凝结水和低压给水系统的冷态水冲洗。当凝结水及除氧器出口水含铁量大于 1000μg/L时，应采取排放冲洗方式；当冲洗至凝结水及除氧器出口水含铁量小于1000μg/L时，可采取 循环冲洗方式。当除氧器出口水含铁量降至小于100ug/L时，凝结水系统、低压给水系统冷态冲洗结束。 9.3.2余热锅炉的冷态水冲洗采取排放冲洗，由低压给水系统经高（中）压给水系统至锅炉。当锅炉 水含铁量小于200ug/L时，冷态水冲洗结束，

9.4.1冷态冲洗结束后，给水的含铁量小于100μg/L后，燃气轮机点火，开始进行热态冲洗。 9.4.2余热锅炉热态水冲洗依靠锅炉排污换水（或整炉换水），冲洗至锅炉水含铁量小于200μg/L时， 热态冲洗结束。

9.5余热锅炉水冲洗要点

9.5.1凝水加热器前凝结水管路冲洗，关闭凝水加热器进口门，打开凝水加热器进口门前 门，启动凝结水泵进行冲洗

门，启动凝结水泵进行冲洗。 9.5.2低压系统冲洗。 a）打开低压汽包进水门，缓慢打开低压汽包上水调节门，当低压系统放空门有连续水流流出，关 闭低压系统放空门，上水到最高可见水位，打开低压系统集箱排污门冲洗低压系统。 b）冲洗完毕，关闭低压系统上水调节门，关闭各排污门。 9.5.3高（中）压系统的冲洗。 a）启动高（中）压给水泵，打开高（中）压汽包给水电动门，缓慢打开高（中）压汽包上水调节 门，当高（中）压系统放空门有连续水流流出时，关闭高（中）压系统放空门，上水至最高可 见水位，打开高（中）压系统排污门冲洗高（中）压系统。 b）冲洗完毕，关闭高（中）压系统上水调节门，关闭各排污门。

9.5.2低压系统冲洗。

10.1锅炉机组启动前，建设、监理、调试、运行、检修人员应按本规程的有关规定对设备进行重点 检查。 10.2外部检查。 10.2.1工地安装接口应仔细检查以确认安装正确，验证安装接口应满足膨胀的要求。 10.2.2外部隔热层完好。 10.2.3检查门、人孔门关闭紧密，密封良好。

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10.9.3脚手架应全部拆除。 10.9.4在锅炉附近备有足够的、合格的消防用品。 10.10上述检查完毕后，应将检查结果记录在有关的记录簿内，对所发现的问题，应通知相关人员予 以消除。

11.1.1临时管道系统已根据工程实际情况由有资质的单位按照DL/T5054进行设计并安装，临时管已 采取保温措施 11.1.2吹管系统和汽轮机应进行有效隔离，防止蒸汽进入汽轮机，并视隔离情况，投入汽轮机盘车， 真空系统备用。 11.1.3吹管系统命名挂牌结束（包括临时系统）。 11.1.4吹管前，燃气轮机完成冲转且全速空载，在第二阶段吹管时能够带最小负荷运行的条件。相关 的热控仪表经校验合格，安装完毕，接线工作已完成，各压力开关、压差开关、液位开关整定合格。 燃气轮机启动前余热锅炉连锁保护试验完成。 11.1.5吹管过程中，除锅炉烟气挡板保护及配置尾部烟道压力保护的必须投入外，其余锅炉主保护均 解除。 11.1.6锅炉侧高（中）、低压主蒸汽阀门开关正常。 11.1.7所有的放汽门及疏水门开关正常，以保证吹管过程中可以很好地暖管及控制压力。 11.1.8锅炉升温升压速度参照制造厂技术要求执行。 11.1.9吹管永久系统可在DCS上操作，电动临冲门控制线路应引进控制室，在控制室内操作，吹管 用测点、表计安装调试结束，可投入使用。 11.1.10计算机具备吹管系统数据采集（每秒一次，并编制简单程序，实时反映吹管系数K值，必要 时可将采集率提高）。 11.1.11公用系统投入运行（包括仪用、厂用压缩空气系统，闭式冷却水系统，开式冷却水系统，循 环水系统等）。 11.1.12试验场地清理于净，并具有照明、消防等条件

根据余热锅炉的特点，高压、再热系统（若含再热系统）宜以蓄能降压方式进行蒸汽吹管。当压 力达到吹管条件时打开临冲门，吹管系数下降到1.2时关闭临冲门（试吹管不按此要求，根据实际情况 定）。中压过热器和低压蒸汽系统以稳压和降压吹管方式结合进行，并且进行适当的扰动。高压旁路管 道在再热器系统吹管的同时进行吹管，中、低压旁路管道在主蒸汽管道吹管结束前降压吹管。

11.3.1整个吹管过程包括锅炉过热器、再热器（若含再热系统）所有受热面及主蒸汽管道、冷段、热 段再热蒸汽管道、旁路管道等（其他不参加吹管的蒸汽管道在安装前要进行机械清理干净，经联合检 查验收确认合格后才能恢复系统）。 11.3.2高、中压及再热系统吹管分两个阶段进行。 a）第一阶段：高压系统及中压过热器单独进行蒸汽吹管（高压旁路减压阀前管道在第一阶段结束 前吹管5次~8次）。 b）第二阶段：高压过热器、高压旁路、中压过热器、再热器串联吹管（高压旁路在第二阶段拆除

.1整个吹管过程包括锅炉过热器、再热器（若含再热系统）所有受热面及主蒸汽管道、冷段、 热蒸汽管道、旁路管道等（其他不参加吹管的蒸汽管道在安装前要进行机械清理干净，经联合 收确认合格后才能恢复系统）。

a）第一阶段：高压系统及中压过热器单独进行蒸汽吹管（高压旁路减压阀前管道在第一阶段约 前吹管5次~8次）。 b）第二阶段：高压过热器、高压旁路、中压过热器、再热器串联吹管（高压旁路在第二阶段折

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假门芯，让内部直通，与再热器一起吹管，中压过热器到冷再热 无压力 打开，并吹管4次～5次）。 c）中压旁路管道在第二阶段结束前进行降压吹管。 d）低压系统主要根据实际情况进行稳压或者降压吹管（低压系统在整个过程间断进行，直到靶板 验收合格为止）。

a）高压过热器参数。蒸汽压力：3.0MPa～3.5MPa，蒸汽温度：300℃～350℃。 b）中压过热器参数。蒸汽压力：1.0MPa～2.0MPa，蒸汽温度：230℃～250℃。 c）再热器参数。蒸汽压力：3.0MPa～3.5MPa，蒸汽温度：300℃～350℃。 d）低压过热器参数。蒸汽压力：0.25MPa~0.50MPa，蒸汽温度：180℃～200℃。

a）高压过热器参数。蒸汽压力：3.0MPa～3.5MPa，蒸汽温度：300℃～350℃。 b）中压过热器参数。蒸汽压力：1.0MPa～2.0MPa，蒸汽温度：230℃～250℃。 c）再热器参数。蒸汽压力：3.0MPa～3.5MPa，蒸汽温度：300℃～350℃。 d）低压过热器参数。蒸汽压力：0.25MPa~0.50MPa，蒸汽温度：180℃~200℃。

11.5.1采用燃气轮机启动后使余热锅炉产生蒸汽进行吹管，须加强控制调整和监视设备运行，使整个 次管工作顺利进行。 11.5.2根据各系统的实际状况及所需达到的吹管系统要求，控制和调整吹管时的蒸汽参数，使吹管质 量得到保证。 11.5.3吹管前，汽包水位控制在比正常水位低50mm的水平，临冲门打开后，汽包水位会迅速上升到 水位计的量程之外，这时应加大给水量以保证汽包水位，汽包水位会迅速下降，当再次可以看得见水 位时，开始减少给水流量，并且最终控制在一50mm以下，等待下一次吹管。 11.5.4在吹管时应控制汽包饱和温降，最大不超过42℃，当出现临冲门故障不能关闭时，应及时关闭电 动主汽门，以避免压降过大，控制给水流量的增减时要注意给水量的升降速率，同时燃气轮机紧急停机。 11.5.5吹管过程中应保证吹管压力、温度。 11.5.6吹管期间，应严格控制蒸汽品质。 11.5.7锅炉吹管过程中，宜至少进行两次大于12h的停炉冷却，以利于焊渣、锈皮等杂质的充分剥 离，提高吹管效果。 11.5.8吹管期间应加强监视凝汽器水位、除盐水箱水位，及时对凝汽器补水。 11.5.9蒸汽吹管阶段应监督给水的含铁量、pH、硬度、二氧化硅，吹管时监督炉水的pH和磷酸根含 量；吹管前应检查炉水外观或含铁量，当炉水含铁量大于1000μug/L，应加强排污，当炉水含铁量大于 3000ug/L或炉水发红、浑浊时，应在吹管间隙以整炉换水方式降低其含量；吹管后期应监督蒸汽品 质，测定铁、二氧化硅的含量，并观察水样是否清亮透明。 11.5.10吹管结束后，以带压热炉放水方式排放锅炉水，并应清理凝结水泵、给水泵滤网。排空凝汽 熙热水除氧器水箱内的水，清理容器内的铁锈渣和其余杂物

11.5.1采用燃气轮机启动后使余热锅炉产生蒸汽进行吹管，须加强控制调整和监视设备运行，使整个 次管工作顺利进行。 11.5.2根据各系统的实际状况及所需达到的吹管系统要求，控制和调整吹管时的蒸汽参数，使吹管质 量得到保证。 11.5.3吹管前，汽包水位控制在比正常水位低50mm的水平，临冲门打开后，汽包水位会迅速上升到 水位计的量程之外，这时应加大给水量以保证汽包水位，汽包水位会迅速下降，当再次可以看得见水 位时，开始减少给水流量，并且最终控制在一50mm以下，等待下一次吹管。 11.5.4在吹管时应控制汽包饱和温降，最大不超过42℃，当出现临冲门故障不能关闭时，应及时关闭电 动主汽门，以避免压降过大，控制给水流量的增减时要注意给水量的升降速率，同时燃气轮机紧急停机。 11.5.5吹管过程中应保证吹管压力、温度。 11.5.6吹管期间，应严格控制蒸汽品质。 11.5.7锅炉吹管过程中，宜至少进行两次大于12h的停炉冷却，以利于焊渣、锈皮等杂质的充分剥 离，提高吹管效果。 11.5.8吹管期间应加强监视凝汽器水位、除盐水箱水位，及时对凝汽器补水。 11.5.9蒸汽吹管阶段应监督给水的含铁量、pH、硬度、二氧化硅，吹管时监督炉水的pH和磷酸根含 量；吹管前应检查炉水外观或含铁量，当炉水含铁量大于1000ug/L，应加强排污，当炉水含铁量大于 3000ug/L或炉水发红、浑浊时，应在吹管间隙以整炉换水方式降低其含量；吹管后期应监督蒸汽品 质，测定铁、二氧化硅的含量，并观察水样是否清亮透明。 11.5.10吹管结束后，以带压热炉放水方式排放锅炉水，并应清理凝结水泵、给水泵滤网。排空凝汽 器热水井、除氧器水箱内的水，清理容器内的铁锈渣和其余杂物。

11.6吹管步骤及主要操作

a）锅炉、汽轮机（燃气轮机）、化学、热控、电气等专业人员应按相应的运行规程对要投入的系 统、设备进行全面检查，确认具备条件。 b）对设备确认无误后，电气人员将设备送电。 c）热工人员将所需的仪表、自动调节系统、数据采集系统投入，完成所需的保护、连锁、报警信 号的传动检查后按规定程序投入。 d）投入厂用、仪用压缩空气系统。

11.6.2燃气轮机点火

a）全开高、中、低压临冲门及各主汽管、临时管的疏水门。 b）满足条件后，锅炉上水至点火水位，燃气轮机按启动曲线启动。 C 调整给水流量，控制汽包水位在正常范围。 d）按制造厂要求，锅炉进行升温升压，记录各部膨胀；开启过热器、主汽管各疏水门；开启主汽 管电动门及其旁路门进行暖管，同时开启冷段管最低点疏水门。 e）当汽包出口压力升到0.1MPa～0.2MPa（较小值对应低压锅炉）时，进行热态冲洗汽包水位 计，并校正水位计指示的正确性，冲洗压力变送器导管，并验证压力表读数的正确性。 f 当压力升至0.2MPa～0.4MPa（较小值对应低压锅炉）时，在热态下进行全面热紧螺栓工作， 包括汽包人孔及临时设施的电动门、主汽门法兰等

11.6.3试吹管（检查临时设施的振动程度、反作用力和进行操作演习）

a）暖管至符合要求，可逐步关小各疏水门。 b）将吹管临冲门慢慢全关，当高压汽包压力升到2.0MPa，中压汽包压力升到0.5MPa，低压汽包 压力升到0.3MPa时，打开临冲门，维持一段时间进行检查，目的在于检查吹管临时系统，校 核吹管参数。 c） 然后关闭临冲门，当高压汽包压力升到2.5MPa，中压汽包压力升到1.0MPa，低压汽包压力升 到0.4MPa时，打开临冲门，维持一段时间再次进行检查。 d）关闭临冲门，当高压汽包压力升到3.0MPa，中压汽包压力升到1.5MPa，低压汽包压力升到 0.5MPa时，打开临冲门，维持一段时间再次进行检查。 e） 排汽口、汽包及过热器压力变化有专人记录，临时管路支架、汽轮机周围应设专人检查。 f）三次试吹管检查吹管临时系统没问题后，进入正式吹管阶段

a）按照吹管程序对各回路进行吹管。 b） 根据燃气轮机运行情况，计划每天吹管8h，然后停炉冷却，以利于焊渣、锈皮的剥落，总吹 管时间取决于系统内的清洁程度。 C）吹管合格，按有关规定评定吹管质量，并办理合格签证书。

11.7.1各系统蒸汽吹管验收标准如表1所示。

11.7.1各系统蒸汽吹管验收标准如表1所示。

表1各系统蒸汽吹管验收标准

表征蒸汽吹管过程中蒸汽对管子内壁的冲击力与实际运行中蒸汽对管子内壁的冲击力之比，过热 器、再热器及其管道各段的吹管系数大于1，吹管系数根据下式计算：

11.7.3高压/再热/低压主蒸汽管道进行靶板检

a）过热器、再热器的吹管系数应大于1.0。 b）过热器出口和再热器出口应分别装设靶板。 c）靶板宽度应为靶板安装处管道内径的8%且不小于25mm，厚度不小于5mm，长度级 径；靶板表面粗糙度应达到Ra100。 d）选用铝制（或铜质）材料靶板，应进行连续两次更换靶板检查，无0.8mm以上的 0.2mm~0.8mm范围的斑痕不多于8点。 e）采用钢、铜或其他材质靶板验收标准应参照制造厂的要求执行。

12蒸汽严密性试验及安全门调整

12.1在锅炉首次升压至过热器、再热器工作压力过程中，进行蒸汽严密性试验。 12.2蒸汽严密性试验应注意检查以下几部分。 12.2.1锅炉焊口、管接头、人孔和法兰的严密性。 12.2.2锅炉附件和全部汽水阀门的严密性。 12.2.3汽包、集箱、各受热面部件和锅炉范围内汽水管道的膨胀情况，以及支座、吊杆、吊架的受 力、位移和伸缩情况是否正常，是否有妨碍膨胀之处。 12.3在蒸汽严密性试验过程中，应维持锅炉汽水系统足够的通流量

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12.4蒸汽严密性试验的检查结果应详细记录，并办理签证。 12.5蒸汽严密性试验后升压进行安全门调整。 12.6安全门调整应在整套机组启动前进行，安全门校验采用助跳方式，安全门的最终整定值以就地压 力表为准。压力表精度应为0.5级及以上并经校验合格，且有误差记录。起座压力值与设计值偏差不超 过1%，回座压力比实际起座压力低4%～7%，最大不低于10%。现场须设专人监视，并保证现场与控 制室通信畅通。 12.7安全门调整的整定压力应符合TSGG0001的有关规定。 12.8安全门整定要逐个按压力由高至低顺序进行。为防止压力低的安全门先动作，应把压力低的安全 门用顶针顶紧。 12.9安全门按整定压力调整后做出标志，并加以铅封。在各阶段启动试验过程中，禁止将安全门隔绝 或楔死。 12.10安全门调整完毕后应整理记录，办理签证。

13.1余热锅炉整套启动技术要点

a）启动凝结水泵上水至除氧水箱的规定水位。 b）启动给水泵，开启给水调节门，投入给水泵连锁保护。 c）汽包上水至启动水位，达到启动锅炉条件。 d）充水一段时间，打开蒸发器的疏水门一段时间直到排完沉渣，检查汽包水位报警系统和设 定点。 e） 投入炉水循环泵，并将其投入自动。 f）锅炉具备启动条件，燃气轮机可以点火并带到最小负荷。 g）监测高（中）、低压、除氧汽包的温度和水位。 h）当高压、中压、低压系统过热蒸汽压力达到规定值时，关闭过热器疏水门。 燃气轮机带负荷的调整应按照满足余热锅炉制造商要求的温升速度进行，并保证汽包上、下壁 温差控制在制造厂要求之内，制造商无要求的，高压汽包不大于40℃，中、低压汽包不大于 50℃。 减温器隔离门应在燃气轮机基本负荷的25%时打开。 k）机组带到满负荷，控制锅炉参数不超限值。 D 锅炉进入稳定运行后，检查整台锅炉蒸汽流量、压力和温度不能超过设计值

a）启动凝结水泵上水至除氧水箱的规定水位。 b）启动给水泵，开启给水调节门，投入给水泵连锁保护。 c）汽包上水至启动水位，达到启动锅炉条件。 d）充水一段时间，打开蒸发器的疏水门一段时间直到排完沉渣，检查汽包水位报警系统和设 定点。 e） 投入炉水循环泵，并将其投入自动。 f）锅炉具备启动条件，燃气轮机可以点火并带到最小负荷。 g）监测高（中）、低压、除氧汽包的温度和水位。 h）当高压、中压、低压系统过热蒸汽压力达到规定值时，关闭过热器疏水门。 1 燃气轮机带负荷的调整应按照满足余热锅炉制造商要求的温升速度进行，并保证汽包上、下壁 温差控制在制造厂要求之内，制造商无要求的，高压汽包不大于40℃，中、低压汽包不大于 50℃。 j) 减温器隔离门应在燃气轮机基本负荷的25%时打开。 k）机组带到满负荷，控制锅炉参数不超限值。 D 锅炉进入稳定运行后，检查整台锅炉蒸汽流量、压力和温度不能超过设计值

a）检查水位报警系统的功能和每个汽包的水位，开启给水泵并打开高压、中压和低压的给水截止 阀门，按电厂的规程调整阀门的位置。 b）为了将温态启动的压力损失降低到最少，在给机组加热前可不开启过热器疏水门。 燃气轮机点火，其排气温度达到锅炉高压汽包的饱和温度时，打开所有压力系统的过热器疏水 门，系统的压力可以将过热器内的冷凝水排出。当冷凝水排出后（5min10min），关闭过热 器疏水门。 d）当过热器疏水门打开时汽包内水可能会扩容，运行人员在启动期间需要紧密观察汽包水位。 e）根据启动条件，汽包压力可能随燃气轮机无负荷全转速工况而降低，提高燃气轮机负直到汽

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包压力停止降低。 f）增加燃气轮机负荷，以达到机组的基本负荷，同时观察汽包温升速率

a）按上述温态启动13.1.2a）～f）步骤启动。 b）热启动时，余热锅炉有防干烧能力，锅炉汽包水温没有上升速度限制。 c）将机组带到基本负荷并检查整台锅炉蒸汽流量、压力和温度不能超过设计值。

停炉分为正常停炉和紧急停炉两大

高炉分为正常停炉和紧急停炉两大类。

13.2.2停炉操作要点

a）停炉前应进行缺陷统计，以便停炉检修。 b）停炉过程中的降温、降压速率应执行设备供货商的规定。 c）非炉本体承压部件损坏的事故停炉应控制降温、降压速率，保持良好的水循环和水动力工况 确保运行安全 d）用高、中、低压旁路来控制蒸汽压力，防止系统超压或降压过快。 e）停运时间较长，应考虑锅炉保养。

炉水循环时，其中的泥渣和其他物质呈悬浮状态。当水循环停止时，固体物质有可能堆积和附看 在内部表面。这会影响换热并加快腐蚀，可在停运前期通过以下步骤来避免。 a）增加10%的连续排污，并加倍底部排污频率。 b）适当增加炉水碱度和化学加药。 c）在受压状态下进行一次底部排污，以便排出聚集的水垢。 d）在切断锅炉热源之前，保证给水品质合格

a）按机组正常的停炉程序，逐步降低燃气轮机负荷，当锅炉蒸汽压、温度低于进入汽轮机的设 定值时，汽轮机停机，关闭主蒸汽截止门，打开主蒸汽旁路截止门（或锅炉对空排气门）。 b）燃气轮机停机后，将汽包水位上至高水位后再停运给水泵，在带压放水前水利常用表格，保持在最低水位以 上。 c）自身通风冷却锅炉。 d）停运给水泵及循环泵。 e）高压汽包压力低于0.5MPa时，可进行锅炉的带压放水操作。

13.2.5停炉后的强制换水冷却

a）停炉后，隔离锅炉水侧。 b）各压力系统上使用定期排污门来降低汽包水位到水位计可见的最低水位。关闭排污门， 5min，加入热除氧水到各压力等级的省煤器直到汽包内水位达到高水位。等5min后再重复程

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继续按照上面步骤直到压力达到0.07MPa邮政标准，开启放气门。此时，过热器、蒸发器和省煤器 可以开始疏水。

14余热锅炉满负荷试运行

14.1锅炉满负荷试运行应具备以下条件。 14.1.1发电机达到额定功率值。 14.1.2凝水加热器、除氧器已投运。 14.1.3热控保护投入率100%。 14.1.4热控自动装置投入率不小于95%、热控协调控制系统已投入，且调节品质基本达到设计要求。 14.1.5热控测点/仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%。 14.1.6满负荷试运行进入条件已经各方检查确认签证、总指挥批准。 14.1.7连续满负荷试运行已报请调度部门同意。 14.2满负荷168h试验标准。 14.2.1300MW及以上的联合循环机组，应连续完成168h满负荷试运行。 14.2.2300MW以下的联合循环机组分72h和24h两个阶段进行，连续完成72h满负荷试运行后，停 机进行全面的检查和消缺，消缺完成后再开机，连续完成24h满负荷试运行，如无应停机消除的缺 陷，也可连续运行72h+24h。 14.2.3机组满负荷试运行期间的平均负荷率不应小于90%额定负荷。 14.2.4达到满负荷试运行结束要求的机组，由总指挥宣布机组试运行结束，并报告启动委员会和电网 调度部门。 14.2.5由于电网或非施工和调试的原因，机组不能带满负荷时，由总指挥上报启动委员会决定满负荷 试运行期间应带的最大负荷。 14.2.6机组满负荷试运行期间，电网调度部门应按照满负荷试运行要求安排负荷，如因特殊原因不能 安排连续满负荷运行，机组也可按调度负荷要求连续运行，直至试运行结束。 14.2.7机组联合试运行进入满负荷试运行后，汽水质量执行GB/T12145有关规定