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化学人员化验合格。 6.6.4 锅炉点火前的准备
6.6.4.1 冷态冲洗完成后，将汽包水位放至约-150mm。 6.6.4.2 接到点火命令按规程进行点火前的准备。 ? 给将要投入的辅机，电动风门挡板，电动门送电。
? 压缩空气系统，冷却水系统投入，联系值长给辅助蒸汽母管供汽。锅炉冷灰斗水封投
入。燃油在炉前打循环。
? 启动两台空预器，投入联锁开关，启动引风机、送风机。 6.6.4.3 吹扫炉膛，复归MFT。 6.6.5 锅炉点火升温升压
6.6.5.1 MFT复归后，调整总风和二次风门开度， 炉膛负压-50Pa左右。
6.6.5.2 检查风道和烟道上所有挡板的开度应在正确位置，检查烟风系统的所有表计，其指示应当正确，对于有问题的表计应当及时处理。
6.6.5.3 视情况在就地盘或控制室点火投对称油枪2支，点火后及时调风使燃烧稳定正常。点火后应注意检查油管路及雾化情况，调整油枪，雾化良好，火焰清晰，不冒黑烟，每隔30～60分钟对各层油枪逐只轮换，以确认各油点火装置工作正常。
6.6.5.4 初期升温升压速度要缓慢，以便对锅炉进行全面检查，升温、升压速率应按锅炉启动曲线进行控制；
6.6.6.5 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。 6.6.5.6 控制汽包上、下壁温差＜50℃。 6.6.5.7 投入烟温探针。
6.6.5.8 升温升压时，有关疏水阀应打开，并注意监视过热器管壁不超温。 6.6.5.9 汽包压力升至0.4～0.6MPa时维持压力，进行热紧螺栓工作。
6.6.5.10 汽包压力升至0.9～1.1MPa时，投连排，此时连排应通至定排扩容器。
6.6.5.11 汽包压力升至1.5MPa时，开临冲门的旁路门进行暖管。暖管时应检查管道的膨胀和
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支吊架的受力情况，发现问题及时汇报处理。
6.6.5.12 汽包压力升至2.0MPa时，检查汽水系统的所有表计，对发现的问题应当及时处理。 6.6.6 吹洗程序
6.6.6.1 主蒸汽系统的吹洗：汽包压力2.0MPa时，开临时控制门进行第一次试吹。检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况，特别加强对临时设施检查。发现问题及时汇报研究消除。若有重大问题立即汇报，并关闭临时控制门停止吹洗，采取措施后再试吹洗。然后在3.0、4.0MPa进行2次试吹，每次试吹后检查管道系统及支吊架。试吹没有问题，升压至预定的吹洗压力进行正式吹扫。期间油枪轮换试验完成后留微油点火枪投运，并依据《制粉系统调试方案》投运A制粉系统（投运时应经常观火及时调整燃烧，必要时增加油枪稳燃并兼顾尾部二次燃烧相关措施的落实）。
6.6.6.2 在锅炉吹管期间，汽包压力在5.0～6.0MPa左右开临时门，汽包压力在3.0～4.0MPa左右关临时门，关闭后汽包压力下降2.0MPa左右为宜，主汽温度维持在350℃以上，每次吹洗关门后的压力变化以汽包饱和温度变化不大于42℃为原则。 6.6.6.3 第一阶段吹管，预定30次左右，检查靶板无明显大渣。
6.6.6.4 完成第一阶段吹管降压至2.0～2.5MPa时开减温水总门，对减温水管路进行2～3次吹洗（20分钟），目测合格。完成后。冷却12小时以上，期间恢复减温水系统。另在此工况下进行锅炉本体吹灰系统吹洗。 6.6.6.5 锅炉再次点火升压，暖管。
6.6.6.6当暖管结束，锅炉压力升至吹管压力后，开临时门进行第二阶段预吹洗。确认临时系统安全、可靠后，进行第二阶段吹管，方法与前相同。
6.6.6.7 主蒸汽吹管二阶段结束后，降压至2.0～2.5MPa时进行各供热管道吹扫，每路管道1～2次，目测排汽。
6.6.6.8 吹管期间应保持热态冲洗，汽水品质监督应作为重点工作进行。 6.6.6.9 锅炉吹管结束前，经有关各方检验，确认合格后，办理签证。
6.6.6.10 正常停炉，依据停炉时间确定停炉后的保养工作，方案暂定为：汽包降压至0.6MPa，汽包温度小于170℃带压放水，余热烘干（放水顺序为应优先考虑蛇形管排后水冷
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壁，放水完毕后打开疏水、排污及放空门烘干，当压力接近常压时关闭各疏水、排空门避免空气倒灌）。
6.6.7 填写调试记录表及验评表。 7 质量控制点
7.1 吹管前严格对系统进行全面检查确认。
7.2 吹管过程中，调试人员对自己班组所有调试工作负责,认真填写各阶段的原始记录，并在记录上签字，锅炉专业调试负责人对各项记录进行核对并签字。检验吹洗效果的靶板经有关部门按有关规定检查认可后才能结束锅炉蒸汽吹洗工作。
7.3 DL/T 1269-2013《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》的吹管考核标准如下：
? 在吹管时，吹管系统各段吹管蒸汽的动量应大于机组额定工况运行时蒸汽的动量(即
动量系数K＞1)。
? 斑痕粒度：没有大于0.8mm的斑痕，0.5mm～0.8mm（包括0.8mm）的斑痕不大于8
点，0.2mm～0.5mm的斑痕均匀分布，0.2mm以下的斑痕不计。
7.4 吹管后期炉水和蒸汽品质应满足如下要求：
? 炉水：Fe离子<50μg/L。 ? 蒸汽：Fe离子<100μg/L。
7.5 吹管过程中发现设备问题，调试人员应填写缺陷通知单，并由相关单位反馈检修结果。 8 环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施
8.1调试过程中应注意节约用电、用纸。调试用仪器暂时没用时，应及时关闭电源。 8.2 安全风险因素识别和控制
8.2.1 危险源辨识:严格执行本方案附表1的全部内容。
8.2.2 遵守强制性条文规定，调试，安全、技术方面还需遵守《电力建设安全工作规程》的相关要求。
8.3 防止膨胀受阻：按照《电力建设安全工作规程》第一部分火力发电厂25.4.14条要求，冲管前要对所有的冲管系统进行检查，确认临时管路的支撑、吊杆满足要求，无影响膨胀之处，疏水管布置合理，否则在冲管前必须加以整改。排汽管支架和固定支架的结构应能承受
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吹管时的最大推力。
8.4 防止发生水冲击：冲管前应隔离所有无关的阀门、管路，并对要冲的管路进行充分的暖管，加强疏水。
8.5 制粉系统及火嘴投运应注意事项（如条件允许）：
? 吹管期间进行制粉系统的启动，应严格认真执行有关操作规程，逐渐摸索和积累相
关的数据，及时总结经验。
? 在本次制粉系统投运后，制粉系统将有较长时间停运期，停磨之前必须将磨煤机内
煤粉抽空，以免发生煤粉自燃。
? 制粉系统运行中如发生受热面超温、燃烧不稳、积粉、煤粉自燃等现象应立即停止
制粉系统运行，并采取相应的处理措施。
? 应监视、调整炉内煤粉着火及燃烧工况，防止灭火打炮，灭火后应注意炉内通风清
扫。
8.6 防止空预器着火：由于吹管过程中较长时间燃油运行，尤其制粉和投粉时，容易导致空气预热器积油和积粉，应尽可能地投入空预器连续吹灰，同时密切监视空预器出口烟温，发现异常升高应及时处理。
8.7 排汽口的布置：按照《电力建设安全工作规程》第一部分火力发电厂25.4.13条要求，吹管的排汽口不能对准任何有可能危及设备或人身安全的地方，且排汽口设有专人监视。 8.8 在运行过程中，当发生危及人身和设备安全的紧急情况时，运行人员应按照《运行规程》及《电力建设安全工作规程》处理，并于事后及时通知调试当班人员。
8.9 防止火灾事故的发生：按照《电力建设安全工作规程》第一部分火力发电厂第4.0.1条、第4.0.4条要求：施工现场宜设独立电源的消防网，消防设施应有防雨、防冻措施，并定期进行检查、试验，确保消防水畅通、灭火器有效。
8.10 按照《电力建设安全工作规程》第一部分火力发电厂第3.1.7条、第8.1.10条要求：所有参加启动试运的人员进入现场必须要戴好安全帽、穿工作服，高空作业应系安全带。 8.11在上靶板及更换靶板期间，切断临冲门电源。听从值长的统一指挥。装靶人员戴隔热手套，并防止泄漏蒸汽烫伤。
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8.12 每吹管5次，检查临冲门的工作状况，防止螺栓松动，损坏临冲门。 9 强制性条文
调试过程中除需遵守《电力建设安全工作规程》外，还应遵守以下强制性条文： 9.1 《电站锅炉压力容器检验规程》DL 647—2004
5.20 锅炉机组整套启动试运行前监检应检查蒸汽系统的蒸汽吹洗工作并符合如下要求：
a）锅炉机组整套启动前对蒸汽系统必须进行蒸汽吹洗。 b）蒸汽吹洗质量标准：
? 被吹洗系统的吹洗系数均应大于1。
? 靶板材质为铝，长度大于或等于临时管内径，宽度为临时管内径8%。
? 连续二次靶板冲击斑痕粒度等于小于0.8mm，且斑痕不多于8点（小于0.2mm不
计数）。
9.2 《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T 561-2013）
3.15 蒸汽吹洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行监督，给水pH 值(25°C)控制在8.8～9.3，炉水pH值为9～10。当炉水含铁量大于1000μg/L时，应加强排污，或在吹管间歇时，以整炉换水方式降低其含铁量。采用磷酸盐处理时，还应控制磷酸根的含量为2～10mg/L。
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