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华润电力登封有限公司超临界2×600MW机组HG-1970/25.4-PM18型锅炉运行说明书编号F0310YX001C331编写：校对：审核：审定：批准：哈尔滨锅炉厂有限责任公司二〇一一年三月目录1、前言 (3)2、化学清洗 (3)2.1概述 (3)2.2清洗范围 (3)2.3清洗介质的选择 (4)2.4清洗工艺 (4)2.5清洗质量标准 (5)2.6清洗废液处理 (5)2.7清洗流速和水容积 (5)2.8注意事项 (5)3、蒸汽吹管 (6)3.1概述 (6)3.2吹管范围 (6)3.3吹管系数 (7)3.4两种吹管方式及其比较 (7)3.5吹管质量评价 (8)3.6注意事项 (8)3.7吹管后的检查 (8)4、锅炉启动 (9)4.1概述 (9)4.2启动前的检查和准备 (9)4.3锅炉启动允许条件 (10)4.4锅炉水清洗 (14)4.5锅炉点火 (15)4.6升温升压 (16)4.7汽机冲转—并网 (18)4.8升负荷 (18)5、锅炉运行的控制和调整 (19)5.1蒸汽与给水 (19)5.2 过热汽温控制 (23)5.3 再热汽温控制 (23)5.4锅炉排气和疏水 (24)5.5 金属温度监测 (25)5.6 燃烧控制 (25)5.7回转式空气预热器 (26)5.8锅炉汽水品质 (27)5.9锅炉运行的报警值和跳闸值 (27)6.锅炉的停运 (29)6.1正常停炉和减负荷 (29)6.2熄火后炉膛吹扫和锅炉的停运 (30)7、锅炉非正常运行 (31)7.1 主要辅机丧失 (31)7.2 锅炉主燃料跳闸（MFT） (31)7.3 锅炉管道泄漏 (32)17.4 单台引风机，送风机或一次风机故障 (32)7.5 锅炉给水泵故障 (33)7.6 磨煤机故障 (33)7.7 空气预热器故障 (33)7.8飞灰含碳量高 (33)7.9 NOx排放量高的原因 (34)7.10 灰处理系统故障 (34)7.11 锅炉燃烧不稳定 (34)7.12 空气预热器着火 (35)8、锅炉停炉保护方法 (36)附图1冷态启动曲线 (39)附图2温态启动曲线 (40)附图3热态启动曲线 (41)附图4极热态启动曲线 (42)21、前言本锅炉运行说明书提出了哈锅600MW超临界锅炉运行的原则性要求，针对哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源有限公司技术，设计制造的超临界直流锅炉的技术特点，介绍了锅炉运行和维护保养的注意事项。
600MW超临界锅炉旋流燃烧器说明书三井巴布科克低NO轴流式燃烧器 X(包括过燃风喷嘴)06325/B800/OC/3000/X./0001BTSB/O34/0032004年1月B版三井巴布科克技术服务处目录序言健康和安全1 煤和燃烧过程1.1 排放1.2 NO的形式 X1.3 低NO技术 X2 三井巴布科克低NO轴流式燃烧器 X2.1 LNASB的布置和转向2.2 LNASB的装配2.3 中心风管组件2.4 煤粉燃料和一次风2.5 一次风管2.6 燃烧器面板2.7 二次风2.7.1 二次风室和挡板2.7.2 二次风旋流器2.8 三次风2.8.1 三次风锥体、风室和挡板组件2.9 点火燃烧器组件和点火器2.10 火焰监视器2.11 过燃风喷口3 低NO轴流燃烧器的运行 X3.1 LNASB结渣的防止3.1.1 除渣工具3.1.2 除渣步骤 4 LNASB的维护4.1 预防性维护i4.2 LNASB定期检查项目清单4.2.1 从燃烧器平台进行的外部检查4.2.2 从炉膛进行的检查4.2.3 从风箱内进行的检查4.2.4 从锅炉上拆下的燃烧器进行的附加检查5 检修维护5.1 安全5.2 拆卸LNASB前的准备5.3 燃烧器的拆卸5.3.1 拆下点火器和雾化器组件5.3.2 拆下中心风管5.3.3 拆下一次风管桥5.3.4 拆下燃烧器面板5.3.5 拆下二次风室组件5.3.6 拆下三次风锥体、风室、挡板和二次风喷口组件5.3.7 拆卸一次风管组件5.3.8 拆卸一次风管桥5.3.9 拆卸蜗壳组件5.3.10 拆卸二次风室组件5.3.11 拆卸三次风套筒挡板 5.4 燃烧器大修5.5 重装燃烧器5.5.1 重装三次风套筒挡板5.5.2 重装二次风室组件5.5.3 重装蜗壳组件5.5.4 重装一次风管5.5.5 重装中心风管组件5.5.6 三次风锥体、风室、挡板和二次风喷口组件复位5.5.7 二次风室组件复位ii5.5.8 燃烧器面板复位5.5.9 一次风管桥复位5.5.10 中心风管复位5.5.11 点火器和油枪组件复位 5.6 燃烧器投运准备5.7 个别齿片更换步骤6 故障分析6.1 煤粉火焰未着点6.2 煤粉火焰变形6.3 NO排放水平高 X6.4 飞灰含碳量高6.5 油火焰无显示6.6 油火焰未点着6.7 油火焰变形6.8 燃油效率差7 推荐的备件8 低NO轴流式燃烧器和过燃风喷嘴的试运 X 8.1 安装检查和质量保证 8.2 基本安全要求8.3 总的要求8.4 LNAS煤燃烧器8.4.1 静态检查8.4.2 燃烧器安装尺寸检查8.4.3 过燃风喷嘴8.4.4 过燃风喷嘴安装后的检查8.4.5 过燃风喷嘴安装尺寸检查表9 燃烧器和过燃风的优化 9.1 概述iii9.2 控制室表盘读数9.3 第一阶段燃烧器的优化9.3.1 装置状态要求9.3.2 保护措施9.3.3 方法9.3.4 测量9.3.5 评价9.4 第二阶段过燃风喷嘴优化9.4.1 装置状态要求9.4.2 保护措施9.4.3 方法9.4.4 测量9.4.5 评价9.5 第三阶段燃烧器区域过剩空气系数9.5.1 装置状态要求9.5.2 保护措施9.5.3 方法9.5.4 评价iv序言本文件包含有关三井巴布科克低NO轴流式燃烧器的资料，本文件的内容是X 为指导专职工程师而准备的。
600MW超临界机组总体介绍
首先，600MW超临界机组是一种燃煤发电机组，采用超临界锅炉及超
临界蒸汽参数运行。
其设计能力达到了600兆瓦，是一种大型的发电机组。
它采用了先进的燃煤发电技术，具有较高的发电效率，可以最大限度地利
用煤炭资源。
600MW超临界机组的核心设备是超临界锅炉。
它采用了高温高压的工质，将锅炉内的水蒸汽压力提高到临界值以上，使得蒸汽温度大幅度提高。
这种工艺使得机组的热效率得到提高，能耗减少。
同时，超临界锅炉还具
有较小的包容性和快速启停的特点，适合应对电网负荷波动和需求峰谷的
变化。
此外，600MW超临界机组还采用了先进的自动化控制系统。
通过实时
监测和分析各项参数，调整机组的工作状态，使其保持在最佳的工作状态。
这种自动化控制系统能够有效地提高机组的稳定性和可靠性，减少人工干
预的需求。
总的来说，600MW超临界机组是一种现代化、高效能的发电设备。
它
不仅具有高热效率和低耗能的特点，还具有较低的排放量和高度自动化的
控制系统。
这使得600MW超临界机组成为了目前燃煤发电的首选，为能源
供应提供了可靠支持，同时也对环境保护做出了贡献。
600MW超临界锅炉调试介绍首先，在进行600MW超临界锅炉的调试前，需要进行准备工作。
首先是对锅炉的环境进行检查，确保周围没有明火和易燃物品。
然后对各个设备进行检查、清洁和润滑，确保设备运行正常。
接下来是对锅炉参数进行调整，包括炉膛温度、压力、流量等参数，以及煤粉、空气等供给量进行调整。
在调试过程中，需要注意以下几个方面：1.炉膛调试：首先要对炉膛进行预热，调整炉膛的温度和压力，使其达到设计要求。
然后进行炉膛的点火和燃烧调试，确保燃烧稳定、烟道温度合理，并进行适当的焚烧空气调整。
2.热交换器调试：对各个热交换器进行调试，包括空气预热器、锅炉水壁、过热器和再热器等。
调试过程中要注意调整热交换面积、温度、压力等参数，确保热交换效率高、传热均匀。
3.蒸汽调试：对蒸汽管道、阀门等进行检查和调试，确保蒸汽流量和压力达到设计要求。
同时要注意蒸汽的排放和回收，防止能源浪费。
4.控制系统调试：对锅炉的控制系统进行调试，包括炉温、压力、水位等参数的控制。
确保控制系统稳定可靠，能够自动控制锅炉运行。
5.安全保护调试：对锅炉的安全保护系统进行调试，包括过热保护、低水位保护等多重保护系统。
确保锅炉在异常情况下能够及时停机，避免事故发生。
在进行600MW超临界锅炉的调试过程中，需要严格按照设计要求和操作规程进行操作，做好各项安全措施，确保人员和设备的安全。
同时要关注锅炉运行数据，及时调整参数，优化运行效率。
通过系统的调试和检验，确保锅炉正常运行，达到预期的发电效果。
总之，600MW超临界锅炉的调试是一个复杂而重要的工作，需要专业技术人员进行操作，并严格按照流程和规定进行调试，以确保锅炉运行安全稳定、高效节能。
通过调试过程的努力，将确保锅炉能够正常运行，为电力生产提供稳定可靠的保障。
超超临界锅炉煤粉摆动燃烧器(一) 燃烧器的布置(二) 喷嘴布置(三) 空气喷嘴及其摆动机构(四) 煤粉喷嘴及其摆动机构(五)外摆动机构(六)顶部燃烬风喷嘴及其摆动机构(七)点火油燃烧器(八)燃烧器风箱(九)A-A风燃烧器(十)燃烧器起吊装置(十一)燃烧器区域平台(十二)伸缩式油枪(十三)高能电弧点火器(十四)油枪的投停和维修(十五)摆动式燃烧器的安装和调整煤粉摆动燃烧器(一)燃烧器的布置超超临界600MW锅炉炉膛为近似正方形结构，其燃烧器采用前后两侧墙布置，共布置4只燃烧器，前墙、后墙、两侧墙各布置一只燃烧器，逆时针排列，顺序为No.1～No.4。
四只燃烧器为逆时针单切圆摆动式燃烧器，附图-01。
超超临界1000MW锅炉炉膛为长方形结构，其燃烧器采用前后墙布置，共布置8只燃烧器，前墙布置四只燃烧器，后墙布置四只燃烧器，逆时针排列，顺序为No.1～No.8。
八只燃烧器为反向双切圆摆动式燃烧器，即由燃烧器No.1，No.2，No.7，No.8在炉膛左半部分中心形成顺时针旋向的两个直径稍有不同的假想切园；由燃烧器No.3，No.4，No.5，No.6在炉膛右半部分中心形成逆时针旋向的两个直径稍有不同的假想切园，附图-02。
按照炉膛尺寸的大小选取的燃烧器出口射流中心线和前后墙水冷壁中心线的夹角。
反向双切圆的燃烧方式，保证了燃烧室良好的空气动力场，并使出口温度场比较均匀，炉膛出口转向室两侧对称点间的烟温偏差小于50℃。
同时，由于反向双切圆的燃烧，使煤粉燃烧器只数增加，降低了单只喷嘴热功率，有效地防止了炉膛结焦。
燃烧器上端OFA燃烬风室的布置，控制了NOx的排放量，另外PM煤粉分离器的使用和主燃烧器上方A—A风的设置更进一步减小了NOx的排放量。
采用燃烧器分组拉开式布置及合理配风形式，可有效控制NOX排放量。
超超临界锅炉在燃烧器高度方向上，根据燃烧器可摆动的特点，考虑到燃烧器向下摆动时，保证火焰充满空间和煤粉燃烧空间，从燃烧器下排一次风口中心线到冷灰斗拐角处留有较大的距离，为了保证煤粉的充分燃烧，从燃烧器最上层一次风口中心线到分隔屏下沿设计有较大的燃烬高度。
600MW火电机组HG-2070/17.5-YM9型锅炉设计说明书目录一. 锅炉设计主要参数及运行条件1.锅炉容量及主要参数1.1BMCR 工况1.2额定工况2. 设计依据2.1 燃料2.2 锅炉汽水品质3. 电厂自然条件4. 主要设计特点5. 锅炉预期性能计算数据表二. 受压部件1. 锅炉给水和水循环系统2. 锅筒3. 锅筒内部装置4. 省煤器4.1 结构说明4.2 维护5. 过热器和再热器5.1 结构说明1) 过热器2) 再热器5.2 蒸汽流程5.3 保护和控制5.4 运行5.5 维护5.6 检查6. 减温器6.1 说明6.2 过热器减温器6.3 再热器减温器6.4 减温水操纵台6.5 维护7. 水冷炉膛7.1 膜式水冷壁结构7.2 冷灰斗7.3 运行7.4 维护三. 燃烧器四. 空气预热器（删除）五. 门孔、吹灰孔、烟风系统仪表测点孔六. 汽水系统测点布置七. 锅炉膨胀系统八. 锅炉构架说明九．炉水循环泵十．锅炉对控制的要求一. 锅炉设计主要参数及运行条件陕西铜川发电厂2×600MW机组锅炉是采用美国燃烧工程公司(CE)的引进技术设计制造的。
锅炉为亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架的∏型汽包炉。
1. 锅炉容量及主要参数1.1 B－MCR工况过热蒸汽流量2070 t/h过热蒸汽出口压力17.5 MPa.g过热蒸汽出口温度541 ℃再热蒸汽流量1768 t/h再热蒸汽进口压力 4.041 MPa.g再热蒸汽出口压力 3.861 MPa.g再热蒸汽进口温度334.4 ℃再热蒸汽出口温度541 ℃给水温度283.4 ℃过热器设计压力19.95 MPa.g再热器设计压力 4.65 MPa.g1.2 额定(THA)工况过热蒸汽流量1876.4 t/h过热蒸汽出口压力17.45 MPa.g过热蒸汽出口温度541 ℃再热蒸汽流量1642.5 t/h再热蒸汽进口压力 3.685 MPa.g再热蒸汽出口压力 3.521 MPa.g再热蒸汽进口温度325.3 ℃再热蒸汽出口温度541 ℃给水温度277.1 ℃2. 设计依据2.1 燃料：2.2锅炉汽水品质：炉给水质量标准p H值 9.0～9.5（无铜系统）硬度μmol/L 0溶氧（O2）μg/L ≤7铁（Fe）μg/L ≤20铜（Cu）μg/L ≤5油mg/L ≤0.3联氨（N2H4）μg/L 10～30导电率（25℃）μS/cm ≤0.3 炉水：pH值9～10 硬度μmol/L 0总含盐量mg/L ≤20二氧化硅（SiO2) mg/kg ≤0.25 氯离子Cl-mg/L ≤1磷酸根mg/L 0.5～3导电率（25℃）μS/cm ＜503. 电厂自然条件3.1气象条件水文气象条件表：3.2岩土工程条件根据区域地质资料，本区出露地层主要有：上部为第四系风积黄土，厚度100m左右；下部为石炭、二叠系海陆交互相的煤层、泥岩、砂岩、页岩、石灰岩沉积层。
登封600MW超临界锅炉运行说明终华润电力登封有限公司超临界2×600MW机组HG-1970/25.4-PM18型锅炉运行说明书编号F0310YX001C331编写：校对：审核：审定：批准：哈尔滨锅炉厂有限责任公司二〇一一年三月目录1、前言 (4)2、化学清洗 (4)2.1概述 (4)2.2清洗范围 (4)2.3清洗介质的选择 (5)2.4清洗工艺 (5)2.5清洗质量标准 (6)2.6清洗废液处理 (6)2.7清洗流速和水容积 (6)2.8注意事项 (6)3、蒸汽吹管 (7)3.1概述 (7)3.2吹管范围 (7)3.3吹管系数 (8)3.4两种吹管方式及其比较 (8)3.5吹管质量评价 (9)3.6注意事项 (9)3.7吹管后的检查 (9)4、锅炉启动 (10)4.1概述 (10)4.2启动前的检查和准备 (10)4.4锅炉水清洗 (15)4.5锅炉点火 (16)4.6升温升压 (17)4.7汽机冲转—并网 (19)4.8升负荷 (19)5、锅炉运行的控制和调整 (20)5.1蒸汽与给水 (20)5.2 过热汽温控制 (22)5.3 再热汽温控制 (22)5.4锅炉排气和疏水 (22)5.5 金属温度监测 (22)5.6 燃烧控制 (22)5.7回转式空气预热器 (22)5.8锅炉汽水品质 (22)5.9锅炉运行的报警值和跳闸值 (22)6.锅炉的停运 (22)6.1正常停炉和减负荷 (22)6.2熄火后炉膛吹扫和锅炉的停运 (22)7、锅炉非正常运行 (22)7.1 主要辅机丧失 (22)7.2 锅炉主燃料跳闸（MFT） (22)7.4 单台引风机，送风机或一次风机故障 (22)7.5 锅炉给水泵故障 (22)7.6 磨煤机故障 (22)7.7 空气预热器故障 (22)7.8飞灰含碳量高 (22)7.9 NOx排放量高的原因 (22)7.10 灰处理系统故障 (22)7.11 锅炉燃烧不稳定 (22)7.12 空气预热器着火 (22)8、锅炉停炉保护方法 (22)附图1冷态启动曲线 (39)附图2温态启动曲线 (40)附图3热态启动曲线……………………………………………………………………………4 1 附图4极热态启动曲线…………………………………………………………………………4 21、前言本锅炉运行说明书提出了哈锅600MW超临界锅炉运行的原则性要求，针对哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源有限公司技术，设计制造的超临界直流锅炉的技术特点，介绍了锅炉运行和维护保养的注意事项。
本说明书只是指导锅炉运行的导则，锅炉配合汽轮发电机组运行的详细规程，应由运行部门根据电厂具体情况和锅炉及辅助设备性能，结合有关法规、规程和拥有的成熟经验另行编制。
2、化学清洗2.1概述新建电站锅炉在投运前必须进行化学清洗，以清除受热面、集箱和连接管道内表面所有疏松的残渣，诸如：油渍、油脂、磨屑、氧化皮、焊渣等，并在内表面形成一薄层钝化膜。
这一过程保证了锅炉在试运阶段及早地达到最佳炉水工况和蒸汽纯度，以降低设备在寿命期内严重腐蚀的危险。
本章所述适用于锅炉本体及其范围内辅助设备和管道投运前的化学清洗，不包括其它回路，如凝汽器、低压给水系统等。
2.2清洗范围本锅炉化学清洗范围原则上包括：高压给水管路、省煤器系统、水冷壁系统、启动循环回路、过热器系统和主蒸汽管道。
若选用的清洗介质和缓释剂含有易使奥氏体管材产生晶界腐蚀的氯离子、铁离子和硫元素，则过热器系统不参与清洗，仅用蒸汽吹扫。
汽轮机旁路、再热器和冷、热段再热蒸汽管道不需要化学清洗，仅用蒸汽吹扫。
还有其它一些管道，如减温水管道、启动系统中的过冷水管、暖管管路和溢流管路，以及锅炉本体和管道上的所有疏水、排气、取样和仪表管路应进行水冲洗。
2.3清洗介质的选择国内大型电站锅炉化学清洗介质通常选用盐酸、氢氟酸、柠檬酸和EDTA。
盐酸价格最便宜，货源广，清洗效果好，废液易处理。
但它含有氯离子，易使奥氏体管材发生氯脆。
因此对于水容积相对较小的直流锅炉不宜采用。
氢氟酸清洗效果好，而且对超临界锅炉的所有受热面管材都是相容的，故只有它过热器系统也可参与清洗，从而可显著缩短蒸汽吹管时间。
氢氟酸采用开式清洗，清洗系统简单。
清洗温度在50℃左右，因此清洗期间锅炉不用点火。
但氢氟酸有着较强的腐蚀性和毒性，需特别注意对设备和环境的保护，以及清洗人员的安全防护。
柠檬酸的清洗温度稍高，在90℃左右，且溶解氧化物的能力随温度的降低而迅速减弱。
柠檬酸清洗所需的清洗时间较长，但其危险性小，不需要对阀门采取防护措施，清洗废液可在炉内焚烧处理。
利用EDTA络合物的酸效应原理进行的清洗，清洗系统简单，不需要进行碱洗而缩短了清洗时间，耗水量小。
EDTA清洗废液可以回收再生。
缺点是清洗温度高（120℃左右），因而清洗时锅炉必须点火加热。
鉴于新建超临界电站锅炉受热面管内无化学盐垢，多为氧化铁等其它杂质，为此推荐选用腐蚀性相对较弱的柠檬酸和EDTA清洗。
2.4清洗工艺化学清洗工艺一般有以下几个阶段：最初的水冲洗碱煮碱煮后的水冲洗酸洗酸洗后的水冲洗钝化漂洗具体的清洗工艺根据选用的清洗介质按“火力发电厂锅炉化学清洗导则（ＤＬ／T794-2001）”的要求制定。
2.5清洗质量标准酸洗后的金属表面应清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶粒析出的过洗现象，不应有镀铜现象。
用腐蚀指示片测量的金属平均腐蚀速度应小于8g/m 2·h ，腐蚀总量＜80g/m 2。
清洗后的表面应形成致密的钝化保护膜，不应出现二次浮锈和点蚀。
固定设备上的阀门、仪表等不应受到损害，系统和设备全部恢复到清洗前的状态。
2.6清洗废液处理所有清洗废液必须采取相应的措施处理后排放，排放必须符合国家污水综合排放标准（GB8979）。
2.7清洗流速和水容积表1的数据是基于哈锅600MW 超临界烟煤锅炉的典型设计。
清洗水容积还应考虑锅炉本体外的一些设备，如除氧器、清洗水箱、临时管道等，适当增加一些余量。
表1 清洗流速和水容积部件材质 管径 水容积 名称 mm m 3主给水管道 WB36 φ508×45 68省煤器 SA-210C φ44.5×6 省煤器下水管 SA-106C φ559×80 螺旋管水冷壁 SA-213T12 φ38×6.5 79垂直管水冷壁 SA-213T12 φ31.8×5.5 折焰角水平烟道侧墙SA-213T12 φ44.5×6.1 启动分离器 WB36 φ610×65 25贮水箱 WB36 φ610×65 溢流管 SA-210C φ324×55 再循环管WB36φ457×602.8注意事项1） 用氢氟酸清洗时，启动循环泵先不装上。
在用柠檬酸或EDTA 清洗时，若使用启动循环泵进行省煤器和水冷壁循环清洗，则潜水电机应连续注水保护。
2）在加热和碱煮阶段，清洗液可由给水泵经除氧水箱循环，用辅助蒸汽注入除氧水箱加热。
若辅助蒸汽达不到升温要求，可点燃油燃烧器，以较小的热功率加热升温。
3）各个阶段的水冲洗应使用优质的除盐水，在环境温度下进行，水速在0.5～1.5m/s 的范围内。
4）过热器系统不参与清洗时应用反冲洗泵充满除盐水（氯离子含量小于0.2mg/l），直到确信分离器水位上升。
清洗期间，若有清洗介质进入了过热器，则应用PH值9～10的除盐水进行过热器反冲洗。
5）贮水箱、分离器的水位表应换成临时的。
减温水调节阀、贮水箱溢流和循环泵控制阀在清洗之前先不装上，以避免杂质磨损或沉积在阀体内。
节流孔板应拆掉，以防杂质堆积。
6）系统清洗完成后，有选择地割开集箱手孔进行内部检查，并清除沉积物。
对水冷壁、省煤器割管检查，判断清洗效果。
但若从监视管段可以断定清洗效果良好，也可免做割管检查。
7）锅炉化学清洗应安排在临近蒸汽吹管前进行，以免受热面二次锈蚀。
3、蒸汽吹管3.1概述新建电站锅炉投运前必须进行过热器、再热器及其管道系统的蒸汽吹扫。
目的是去除在制造和安装期间产生的任何杂质（磨屑、金属切割物、焊渣、轧制氧化皮等）。
3.2吹管范围1）从分离器到末级过热器出口集箱的过热器系统2）主蒸汽管道3）高压旁路管道4）冷段再热器管道5）从冷段再热器入口集箱到热段再热器出口集箱的再热器系统6）热段再热器管道7）小汽轮机进汽管道及其它管道3.3吹管系数为了达到有效的吹扫，吹管时被吹扫表面所受的作用力必须大于锅炉最大连续出力（BMCR）下蒸汽对表面的作用力。
作用力越大吹管越有效。
吹管系数定义为吹扫工况和BMCR 工况下蒸汽动量之比。
“火电机组启动蒸汽吹管导则”规定，吹管时应保证被吹扫系统中各处的吹管系数均应大于1。
吹管系数的计算公式如下：DF=[W2purge ×Vpurge]/[W2MCR×VMCR]式中：W：质量流量 kg/sV：比容 m3/kgPurge：吹扫负荷MCR：最大连续负荷DF：吹管系数为了达到最有效的吹扫，三井-巴布科克公司推荐将要吹扫的锅炉和各段管道的吹管系数应达到1.3至1.7的范围内。
根据上面的理论公式，下面的公式可以用于在现场评估各吹扫管段每次吹扫的吹管系数：DF=[Pinpurge -Poutpurge]/[PinMCR-PoutMCR]式中：Pinpurge：吹扫管段吹扫期间的入口压力Poutpurge：吹扫管段吹扫期间的出口压力PinMCR：吹扫管段MCR工况下的入口压力PoutMCR：吹扫管段MCR工况下的出口压力3.4两种吹管方式及其比较蒸汽吹管有降压吹管和稳压吹管两种方式。
又有过热器、再热器系统串联吹扫，简称“一步法”，和分阶段吹扫，简称“二步法”两种方法。
稳压吹管通常采用“一步法”吹管，吹管压力（内置式汽水分离器出口压力）控制在5～6.5MPa范围内。
采用动量计算的方法，在保证被吹扫系统各段吹管系数K＞1的前提下，得出在选定吹管蒸汽压力下的吹管蒸汽流量。
稳压吹管操作简便，运行工况稳定，受热面承受较小的热冲击，且可以油煤混烧而节省了燃油，降低了吹管成本。
稳压吹管每次吹管的持续时间取决于储备的除盐水量。
稳压吹管锅炉的输入热负荷较高，为此要注意控制炉膛出口烟温，防止过热器和再热器超温。
降压吹管由于直流锅炉水容积和热容量较小，每次吹管持续时间不到1分钟，吹管有效时间短，因而累计吹管次数多。
降压吹管推荐采用“二步法”吹扫，可以获得更好的吹扫效果。
降压吹管时，可通过实测各吹扫管段的压降与BMCR工况下的设计计算压降之比来评估各吹扫管段达到的吹管系数。
3.5吹管质量评价吹管效果首先根据蒸汽的颜色来评价，一旦蒸汽变得透明了再装上靶板，按“火电机组启动蒸汽吹管导则”的规定进行评价。
