dd1兴义项目锅炉吹管调试技术方案(讨论版).doc

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1、 兴义市清水河工业园热电联产动力车间兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2350MW 机组机组 锅炉吹管调试技术方案锅炉吹管调试技术方案 (讨论版) 编号：编号： 编写：编写： 审核：审核： 批准：批准： 西安兴仪启动发电试运有限公司西安兴仪启动发电试运有限公司 2014 年年 10 月月 目 录 1. 设备系统概述1 2. 编制依据. 2 3. 调试范围及目的3 4. 调试前应具备的条件4 5. 调试工作内容及程序9 6. 调试质量验收及标准. 16 7 调试仪器设备. 16 8. 组织与分工. 17 9. 安全注意事项 18 10. 环境、职业健康安全风险因素控制措施. 19 11. 附录

2、. . 20 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 1 1设备系统概述设备系统概述 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组新建工程，锅炉是由哈 尔滨锅炉厂有限责任公司设计制造的型号为：HG-1115/25.4-WM3 型一次中间再热、超临 界压力变压运行直流锅炉，双拱单炉膛、W 形火焰燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢构架、 全悬吊结构、 型露天布置。 锅炉采用 W 火焰燃烧方式，采用正压直吹式冷一次风机制粉系统，配 4 台带动静分 离器型式的双进双出钢球磨煤机，R90=7%，煤粉均匀性系数：=1.15。 排渣方式：炉底除渣采用干式

3、除渣方式 。 给水调节：机组配置 1100% BMCR 容量调速汽动给水泵；配置 1 台 50%BMCR 容 量的电动调速给水泵，用于机组启动和备用。 汽轮机旁路系统：采用 40%BMCR 两级旁路系统。 锅炉设计蒸汽流程为： 汽水分离器过热器主蒸汽管道经汽轮机高压缸做功 高压旁路 高压缸排汽再热冷段管道再热器再热热段管道 进汽中压缸、低压缸凝汽器 低压旁路 1.1.锅炉主要技术规范（燃用设计煤种） 名称单位BMCRBRL 主蒸汽流量t/h11001038.5 主蒸汽温度 571571 主蒸汽压力MPa（g）25.425.28 再热器进口压力MPa（g）4.564.27 再热器进口温度 325

4、318.1 再热器出口压力MPa（g）4.374.09 再热器出口温度 569569 再热蒸汽流量t/h936880.8 给水温度 285276 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 2 1.2.煤质分析 序号名 称符号单 位设计煤种校核煤种 1煤料品种无烟煤无烟煤 2工业分析 收到基水分Mar%8.010.0 空气干燥基水分Mad%1.681.88 收到基灰分Aar%32.9833.42 干燥无灰基挥发分Vdaf%8.978.16 收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg1945018500 3元素分析 收到基碳Car%52.7352.05 收到基氢

5、Har%1.351.02 收到基氧Oar%0.420.21 收到基氮Nar%0.530.65 收到基硫Sar%3.992.65 4灰熔融性 变形温度DT 10951107 软化温度ST 11681174 半球温度HT 12051207 流动温度FT 12781278 5哈氏可磨系数HGI6565 6冲刷磨损指数Ke3.303.30 1.3.燃油特性 项 目 油品0号轻柴油 恩氏粘度（20）1.21.67E 运动粘度（20）3.08.0厘沱 灰份0.025% 水份无痕迹 硫份0.2% 机械杂质无 凝固点0 闭口闪点65 比重0.830.87t/m3 低位发热量41030kJ/kg（9800kca

6、l/kg） 2编制依据编制依据 2.1.GB_26164.1-2010电业安全工作规程(第一部分：热力和机械) 2.2. DL 5277-2012火电工程达标投产验收规程 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 3 2.3. DL/T 5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程 2.4. DL/T 5294-2013火力发电建设工程机组调试技术规范 2.5. DL/T 5295-2013火力发电建设工程机组调试质暈验收及评价规程 2.6. 2011 年版工程建设标准强制性条文(电力工程部分) 2.7. DL/T 852-2004锅炉启动调试导则

7、 2.8. DL/T1004-2006质量、职业健康安全和环境整合管理体系规范及使用指南 2.9. 国家电网生2007883 号国家电网公司发电厂重大反事故措施 2.10. DL/T 5210.2-2009电力建设施工质量验收及评价规程(第 2 部分：锅炉机组) 2.11. DL/T 5210.5-2009电力建设施工质量验收及评价规程(第 5 部分：管道及系统) 2.12. DL/T 1269-2013火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则 2.13. 锅炉制造厂、设计院图纸等技术资料。 3调试范围及目的调试范围及目的 3.1.调试范围 3.1.1. 主蒸汽管道 3.1.2. 再热蒸汽管道 3.1

8、.3. 高压旁路 3.1.4. 锅炉过热器一、二级减温水管道、再热器减温水管道 3.1.5. 锅炉吹灰系统蒸汽管道 3.1.6. 小汽机高压进汽管道 3.2.调试目的 3.2.1. 锅炉过热器，再热器管内及其蒸汽管道内部的清洁程度，对机组的安全经济运行及 能否顺利投产关系重大。为了清除在制造、运输、保管、安装过程中残留在过热器、 再热器及管道中的各种杂物(如焊渣、旋屑、氧化铁皮、泥砂等)，锅炉正式向汽机 供汽前，必须对锅炉的过热器、再热器及蒸汽管道进行蒸汽冲洗，以防止机组运行 中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行 期间的蒸汽品质。 3.2.2. 检查锅炉首次

9、投煤前的各项试验工作，对锅炉制粉系统进行热态调试，检查输煤、 除灰、除渣系统运行的可靠性。 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 4 3.2.3. 为了指导#1 锅炉冲管工作的顺利进行，保证与锅炉冲管有关的系统及设备能够安全 正常投入运行，制定本措施。 4.调试应具备的条件调试应具备的条件 4.1. 锅炉专业 4.1.1. 吹管的临时管道系统 临时管道安装完毕 (包括疏水. 保温等工作 )。 临时电动门、旁路门、疏水门等安装调试完。 靶板器安装完毕、靶板备好。 临时电动门的开/关试验、灯光讯号试验合格。 临时管道的反力支撑架、固定及滑动支吊架安装完毕，

10、验收合格。 集粒器制作完成并正确安装。 吹管临时系统加装的压力表、温度计安装、调校结束。 4.1.2. 烟风系统 锅炉风压试验结束，并经验收合格。 锅炉本体及烟风道安装、保温工作结束。 引、送、一次风机、空预器的单体调试及分系统试运工作结束。 烟风系统各风门、挡板的检查、调整工作结束，经验收合格。 锅炉烟风道内检查清理完毕，内部无杂物。 各人孔门、看火孔、检查孔门等完整良好。 锅炉冷态通风试验完毕。 4.1.3. 火焰检测系统 火检冷却风机单体试运完毕，验收合格。 工业电视系统调试完毕，能随时投入。 锅炉烟温探针调试合格。 4.1.4. 除尘系统 除尘器的安装、保温工作结束，验收合格。 除尘器

11、灰斗加热装置安装完毕，检查验收合格。 4.1.5. 燃油及点火系统 油库及炉前燃油系统安装、保温工作结束，单体试运结束。 炉前燃油系统水压试验结束，经水冲洗或蒸汽吹洗合格。 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 5 燃油系统蒸汽吹扫管道安装、吹扫完毕，各吹扫阀调试完毕。 燃油系统各电、气动阀门调试完毕，验收合格。 燃油系统各有关联锁保护 ( MFT、OFT ) 模拟试验合格。 各油枪、高能点火器的进退试验结束。 各油火检静态调试完毕。 4.1.6. 锅炉本体部分 锅炉本体的安装、保温工作全部结束，验收合格。 锅炉水压试验结束，验收合格。 疏放水、放空气

12、系统安装、保温工作全部结束。各电动阀门调试完毕，验收合格。 各汽水管道的弹簧支吊架完整、完好，水压试验用的固定销子拆除。 各汽水管道的电、气动阀门调试合格。 锅炉本体膨胀系统，经各方联合检查，确认无妨碍膨胀之处，各膨胀指示器完备， 并调整到零位。 锅炉本体各处梯子、平台、栏杆完整，照明充足，炉本体清理干净。 锅炉酸洗结束后，水冷壁联箱内部杂质清理干净。 临时设施拆除，并已恢复正式系统。 汽水分离器的储水罐水位计安装完毕，调试好能随时投入。 锅炉启动循环泵及系统已分部试运合格。 锅炉疏水扩容器出口疏水泵已分部试运合格。 锅炉省煤器入口、储水罐出口水质取样以及加药、充氮系统安装完好。验收合格， 能

13、投入使用。 锅炉本体各人孔门、检查孔门完备，并封闭。 锅炉燃烧器冷态调整完毕，具备正常投入条件。 4.1.7. 除灰、渣系统、输煤系统 炉底干渣机安装、保温工作结束，验收合格。 除渣系统各设备单体试转结束，液压关断阀开、关试验合格。 除灰系统安装工作结束，分部试运结束，并能投入使用。 锅炉输煤系统各设备单体试运结束，发现的缺陷已消除，具备投入条件。 4.1.8. 吹灰器系统 锅炉本体及对流烟道的吹灰器及其管 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 6 道安装、保温工作结束(包括疏水管道、阀门)。验收合格。 吹灰器汽源管道上的电、气动门安装、调试完毕，并处

14、于退出状态。 空预器吹灰器操作试验结束，可随时投入使用。 4.1.9. 制粉系统 制粉系统安装工作结束，保温结束。 密封风机试运合格 制粉系统一次风调平合格 磨煤机入口风量表标定合格 磨煤机润滑油系统试运完成 磨煤机、给煤机试运完成，具备投运条件 制粉系统所有挡板、风门传动试验完成。 给煤机煤量称重系统校核、调整结束 燃烧器各项系统已经预调完毕。 4.1.10. 暖风器系统 暖风器的安装、保温工作结束。 暖风器系统的单体试运工作结束，具备投入条件。 暖风系统管道已用辅助蒸汽冲洗。 4.1.11. 压缩空气系统 仪用、杂用空压机单体及分系统试运结束。 各仪用、杂用储气罐安装结束，安全阀校验完毕。

15、 各仪用、杂用空气管道吹洗合格。 4.1.12. 消防系统 消防水系统安装结束。 各消防设施齐备，消防水通水试验合格。 消防系统及设备通过发证机关验收合格，可以投入使用。 控制室、电子间及燃油系统各处消防工具齐备。 4.1.13. 工业水系统 工业水系统安装工作结束，水压试验合格。 工业水泵及工业水分系统试运结束，可随时投运。 4.1.14. 辅助蒸汽系统 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 7 启动锅炉已调试完毕，已具备向机组的辅助蒸汽联箱供汽。 各辅汽系统安装、保温工作完毕。 辅汽系统的电动门确认合格，可以使用。 汽机辅助蒸汽联箱到锅炉燃油系统的

16、吹扫管道、空预器吹灰管道、暖风器进气管 道已经蒸汽吹扫完毕，系统恢复完毕。 4.1.15. 脱硫、脱硝安装工作结束，具备冷热态通风、通烟气的条件。 4.1.16. 有关的公用系统与二号机组隔离工作完备。 4.2.汽机专业 4.2.1. 凝汽器、热水井经清理合格, 凝结水泵经试转合格，系统冲洗合格，能向除氧器供 水。 4.2.2. 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。 4.2.3. 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，具备正常投运条 件。 4.2.4. 防止汽机进汽的各项措施已实施，并经检查验收合格。 4.2.5. 汽机润

17、滑油、密封油、顶轴油、真空系统调试工作完成，盘车系统具备正常投入条 件。 4.2.6. 汽机主汽管道，冷再、热再管道，高、低压旁路疏水阀确认合格，可以使用。 4.2.7. 汽机缸温测点调试校验完毕，可以正确显示缸温。 4.2.8. 各抽汽电动截止门确认合格，关闭严密。 4.2.9. 所有引入凝汽器的各处疏水均被可靠隔绝。 4.2.10. 低压缸喷水可以投入。 4.3.热控、电气专业 4.3.1. 锅炉 FSSS 静态试验完成 火检冷却风机联锁试验。 炉膛吹扫条件的检查试验。 MFT 试验及 MFT 后的联动试验。 燃油 OFT 试验及 OFT 后的联动试验。 燃油泄漏试验。 兴义市清水河工业园

18、热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 8 各油枪的投退试验。 磨煤机的控制及联锁试验。 投粉条件模拟试验。 4.3.2. 各辅机的顺控及联锁、保护试验完成 空预器（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。 引风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。 送风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。 一次风机（A/B）的启动条件、跳闸条件、程启、程停。 密封风机的启动条件、跳闸条件、程启、程停。 磨煤机的启动条件、跳闸条件。 锅炉再循环泵联琐保护试验。 4.3.3. DAS 系统静态试验完毕，锅炉各级受热面金属壁温测点安装完毕，并经冷态检查、 验收合格，专业人

19、员已做原始记录；DAS 系统与吹管工作有关的项目调试工作完 成，指示准确可靠：分离器、储水罐、过热器、再热器压力，汽温、壁温、给水压 力、温度，给水流量、双平衡水位计、炉膛火焰电视、炉膛负压表、炉膛烟温探针、 二次风、一次风风量，风压及风温、汽水及烟风系统其它各热工测点、燃油压力、 燃油温度、流量计及各辅机电流、轴承温度、轴承振动等。 4.3.4. 各项保护、报警、光字牌声光信号调试传动完毕，能正常报警。 4.3.5. 保安电源具备投运条件。 4.3.6. 吹管临时画面已按要求在 DCS 上完成。 4.4.土建专业 4.4.1. 试运现场道路畅通、照明充足、事故照明可靠。 4.4.2. 试运现

20、场通讯设备方便可用，保证通讯通畅，并备有足够的消防器材。 4.4.3. 空调系统调试好，可以投入使用，以满足计算机设备的要求。 4.5.化学专业 4.5.1. 化学具备连续制水条件。 4.5.2. 补水系统试运完成。 4.5.3. 凝结水精处理调试完成。 4.6.其它应具备的条件 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 9 4.6.1. 组织安装、建设、监理、运行、调试等各有关方面进行联合大检查，发现的问题处 理完。确认具备点火条件。 4.6.2. 生产试运准备工作就绪，操作人员配齐并经培训考试合格。运行规程，系统图经审 批，运行工具备齐，运行日志备好。

21、 4.6.3. 试运用的化学药品、材料准备好，准备充足的化学水和燃油、燃煤。 4.6.4. 准备必要的检修工具和材料。 4.6.5. 试运指挥组织系统健全、分工明确。 5.调试内容工作及程序调试内容工作及程序 5.1.吹管原则 本次吹管采用降压一段吹管方式，吹管系统采用一阶段形式布置。在再热冷段A、B 侧上加装集粒器，防止过热器中杂物进入再热器。 降压法是利用锅炉的蓄热短时释放进行吹管的方法。其特点为：操作简单，每次吹管 时间较短，耗水量小；锅炉各部分参数变化大，有利于管壁上的金属氧化物及焊渣的剥落。 5.2.吹管范围 5.2.1. 主蒸汽管道 5.2.2. 再热蒸汽管道 5.2.3. 高压旁

22、路 5.2.4. 锅炉过热器一、二级减温水管道、再热器减温水管道 5.2.5. 锅炉吹灰系统蒸汽管道 5.2.6. 小汽机高压进汽管道 5.3.吹洗流程 5.3.1. 主管道吹洗流程 启动分离器-过热器-主蒸汽管-汽机主汽门芯-临时管-临时控制门-临 时管-冷再管-集粒器-再热器-热再管-汽机中缸主汽门芯-临时管-靶板器 -临时管-消音器-排大气。 5.3.2. 高压旁路系统吹洗流程 启动分离器-过热器-主蒸汽管主管道-高旁管道-高旁临时控制阀-高旁 管道-冷再管道-再热器-热再管-汽机中缸主汽门芯-临时管-靶板器-临时 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调

23、试措施 10 管-消音器-排大气。 5.3.3. 小汽轮机高压蒸汽吹洗流程 启动分离器-过热器-主蒸汽管主管道-高旁管道-高旁临时控制阀-高旁 管道-冷再管道-小汽机主蒸汽管道-小汽机高压进汽电动门临时排汽管。 5.4.吹洗的蒸汽参数 5.4.1. 降压吹管参数。在启动分离器压力为 6.57.5 MPa、高过出口蒸汽温度 380430 时打开吹管控制门，启动分离器压力为 3.54.5 MPa 时关闭吹管临时控制门。 5.4.2. 锅炉吹管过程中，根据具体情况，可对吹管参数作适当调整。 5.5.吹洗的临时设施 5.5.1. 利用汽机厂家提供高压主汽门吹管专用堵板隔离（以及专用的临时管道）通向汽轮

24、 机侧蒸汽，接临时管道引出，加临时控制电动门。临时门后管道与高排逆止门后管 道汇通（高排逆止门不装，此处断开，汇通焊口在高排逆止门处）。堵板安装按厂 家说明书进行，保证安装质量，实行三级验收。 5.5.2. 对于中压汽门的处理同高压主汽门，临时管引出（在适当位置加装一个靶板器）至 排汽管到汽机房外排出。 5.5.3. 在排汽口附近（一般离出口 1.5 米左右）的临时管道上加装 02.0MPa 的压力表 （1.5 级，检查消音器的阻力及对所选吹管参数的校核）一块和 0500温度表一 块。 5.5.4. 高压旁路电动门不装、原位置安装临时电动临吹门。 5.5.5. 在小汽机高压蒸汽管上的电动门接上

25、临时开关及控制设备后作吹管控制门使用。 5.5.6. 低压旁路进行人工清理比较可行，但所有焊口必须氩弧焊打底，喷砂处理。在人工 清理时必须有监理单位见证。 5.5.7. 排汽口处引至汽机房外，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，并派人监护。 5.5.8. 过热器一、二级减温水系统、再热器事故喷水系统调节阀不装，对汽侧、水侧分别 用临时管引出进行冲洗。在第一阶段吹管后期用蒸汽对汽侧进行吹洗，水侧冲洗在 给水泵启动后即可进行。水侧的临时排水管应该引道零米层，排至地沟；汽侧临时 的蒸汽排汽管固定牢固，并接至炉本体外斜向上。 5.5.9. 所有吹洗系统中的流量装置不装，用相同管径

26、短管代替连接。 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 11 5.5.10. 在装靶板前的所有临时管道都需全部采取氩弧焊打底，并进行粗保温（不包白铁皮） 。全部管子内部清理干净，并有监理人员见证。 5.5.11. 吹管临时控制门应检修好，临控门的操作开关应引至集中控制室的适当位置。为便 于暖管和保护临时门，临时控制门加设旁路门（P10Mpa,76mm，t450）。 5.5.12. 吹洗的临时管路及排汽管支吊架设置合理、加固可靠，承受排汽反力的支架强度应 按大于 4 倍的吹洗计算反力考虑。 5.5.13. 主蒸汽、再热蒸汽（冷、热段）、高、低旁路管道等疏水

27、与疏水扩容器断开，接专 用临时疏水管排大气。 5.5.14. 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。 5.5.15. 集粒器安装在再热器冷段处，A、B 侧各装一个，取渣位置搭设牢固的操作平台， 在集粒器前端合适的位置加装压力测点和温度测点，在集粒器后冷再管道上合适的 位置加装压力测点，并引到机组集控室的 DCS 的吹管画面上。集粒器技术参数要 求：压力大于 6.0MPa，温度450。 5.5.16. 临时控制电动门技术参数要求： 同临时系统管径相匹配、P16.0MPa、温度500； 全开全关时间为 60 秒； 临控门可实现点动操作。 5.5.17.

28、临时管道选择原则： a. 所用临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积。 高压主汽门到高排逆止门临时管径ID35020； 中压主汽门到蒸汽汇集处（三通）临时管径ID47020 蒸汽汇集处（三通）到排气管的临时管径ID71020 小机主汽门临时排气管道15910 b. 承温承压要求： 临时控制门前临时管道设计压力 P10.0Mpa，t500； 临时控制门后至高排逆止门临时管道设计压力 P6.0Mpa，t450； 排汽管临时管道设计压力 P4.0Mpa，t450； 小机主汽门临时排气管道设计压力 P4.0Mpa，t450； 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调

29、试措施 12 c. 管材要求 火电公司提交吹管临时系统材质、规格、支吊架详细设计资料，交电厂工程部、监理 审查，并由设计院校核计算。见附表。 5.5.18. 靶板规格： 铝板：长度：纵贯管道内径； 宽度：为管道内径的 5%-8% 且25mm； 厚度：7mm 50 块 ； 所有靶板表面均须磨平抛光处理。 5.5.19. 消音器阻力应小于 0.2MPa，消音效果良好，体积尽量小，且有疏水装置。 5.5.20. 为了减小吹管过程中，低压旁路对再热器靶板的扰动，由低旁临时堵引一根 7611 的临时管至排气管。 5.5.21. 未能参加吹洗的管道,应进行机械清处理。 5.6.点火前的试验 5.6.1.

30、阀门动作试验 确认汽水阀门、烟风挡板就地及 CRT 开、关动作正常，状态显示正确，并测试其开、 关时间。 5.6.2. 联锁保护及报警试验 空气预热器及其系统 引风机及其系统 送风机及其系统 一次风机及其系统 密封风机及其系统 磨煤机及其系统 给煤机试验 启动循环泵及其系统 疏水泵及其系统 炉膛烟温探针进退试验 MFT 试验 OFT 试验 燃油泄漏试验 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 13 5.7.锅炉上水冲洗 5.7.1. 采用开式清洗与闭式清洗相结合的方式对锅炉进行清洗，直至锅炉水质合乎要求。 5.7.2. 待除氧器水温达到 7080时，水质

31、满足：Fe200ug/l；溶氧7ug/l；PH 值 9.29.5；硬度 0umol/l 后，通过给水旁路向锅炉上水，通过储水罐、分离器水位计 排污管观察上水情况。上水期间，通知热工投主给水流量计、省煤器入口流量计。 上水结束后，通知热工投储水罐水位计并校验 5.7.3. 锅炉上水前、后抄录锅炉上水后的膨胀指示器 5.7.4. 通知值长，除氧器、凝汽器水位补高水位，锅炉以 300t/h 的给水流量对锅炉进行大 流量冲洗。期间，通知化学密切注意机组排水槽水位。 5.7.5. 当储水罐出口水含铁量500g/L 时，开启锅炉疏水扩容器至凝汽器电动隔离门， 将炉水回收至凝汽器，关闭疏水扩容器至循环水放水

32、门，开式清洗结束。 5.7.6. 冲洗期间，化学定期化验锅炉水质，当循环清洗进行到储水罐下部出水水质达以下 标准时，锅炉循环清洗结束：电导率1s/cm，Fe100g/L，pH9.39.5，锅炉 冷态清洗完成，具备点火条件。冲洗期间，视情况而定是否对锅炉进行整炉放水。 5.7.7. 当分离器储水罐出口水质含铁量100g/L 时，锅炉冷态清洗完成。 5.8.锅炉点火前准备 5.8.1. 联系电气给将要投入的转机，电动风门挡板，电动门送电。 5.8.2. 热控将计算机、表盘和要投入表计送电。 5.8.3. 压缩空气系统，工业冷却水系统投入，联系值长给辅助蒸汽联箱供汽，锅炉冷灰斗 水封建立，燃油在炉前

33、打循环。 5.8.4. 储水罐水位升至约 1000mm。 5.8.5. 启动两台空预器，火检冷却风机，投入联锁，启动引风机和送风机。 5.8.6. 做燃油系统泄漏试验。 5.8.7. 吹扫炉膛，复归 MFT。 5.9.锅炉点火 5.9.1. 调节引风机，送风机挡板开度，维持炉膛压力在-50-100Pa 之间，调整送风机风 量在 30%40BMCR 范围内。 5.9.2. 投入炉膛温度探针和炉膛火焰电视。 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 14 5.9.3. 锅炉吹扫完成后点火，投入油枪，开启环形集箱疏水阀。 5.9.4. 视情况点火投油枪 12 支

34、，前后对角投油枪，初期每 1 小时切换油枪一次，点火 后及时调风使燃烧稳定正常。 5.9.5. 点火后应注意检查燃烧及雾化情况，及时调整油枪运行工况，确保雾化良好，火焰 清晰，不冒黑烟。 5.9.6. 制粉系统出口一次风温度达到 150时，对 B 磨煤机暖磨。当 B 磨煤机出口温度达 到 150时，启动 B 给煤机，启动微油点火器点火。增加给煤量至各角燃烧器着火。 给煤机启动后，及时调整给煤量及二次小风门开度，确保燃烧正常、稳定。监视 B 磨煤机出口温度、压力、料位、进出口差压等参数，必要时对给煤量、入口风量进 行适当的调整，确保 B 制粉系统运行正常、稳定。 5.9.7. 炉膛出口烟温探针投

35、入，控制炉膛出口烟温不超过 560。 5.9.8. 根据升温升压速度要求增投油枪、增减煤量。升温升压速度根据分离器饱和温升率 及升压率控制： 主蒸汽压力MPa0.980.983.923.926.0 温 升 率/h285630 升压率MPa/min0.030.05 5.9.9. 锅炉点火后，应注意由于汽水系统受热膨胀和系统汽压变化而导致产生储水罐水位 发生突变现象，此时应密切注意分离器及储水罐水位，及时调整溢流阀，确保启动 分离器储水罐水位正常，必要时可适当降低升温速率。 5.9.10. 锅炉首次启动应特别注意监视各部膨胀情况，安装及运行指定专人记录膨胀。发现 有妨碍膨胀或膨胀异常，应及时汇报，

36、停止升压。分析原因并采取措施后方可继续 升压。 5.9.11. 升温升压时，有关疏水阀应打开，并注意监视过热器、再热器管壁不超温。临冲门 旁路门应开启对临时系统进行暖管。暖管时应检查管道的膨胀和支吊架的受力情况， 发现问题及时汇报处理。 5.9.12. 当汽水分离器压力达到 0.2MPa 时，关闭锅炉排空气阀。 5.9.13. 当汽水分离器汽压力达 0.4MPa 时，关闭尾部竖井集箱疏水门、水平烟道包墙集箱 疏水门及尾部竖井烟道包墙集箱疏水门。 5.9.14. 分离器压力升至 0.40.6MPa 时维持压力，在热态下对各承压部分的连接螺栓进行 热紧工作。 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2

37、*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 15 5.9.15. 分离器压力升至 1.0MPa 时，开临时控制门的旁路门进行暖管。暖管时应检查管道 的膨胀和支吊架的受力情况，重点检查高、中压主汽门堵板严密性及临时系统的膨 胀、受力情况。发现问题及时汇报，采取措施处理。 5.10. 吹洗程序 5.10.1. 试吹洗： 待启动分离器压力升至 2.5MPa 时，开启临时控制门，按第一阶段冲管流程进行 第一次试冲管。试冲管的目的是检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况，检验临 时设施能否满足进一步冲管的要求。若发现有缺陷，应关闭临时控制门停止冲管， 采取措施后再冲管。 继续升压，待启动分离器压力升至 4.0

38、MPa 时，开启临冲阀，进行第二次试冲管， 组织各方检验临时设施能否满足进一步冲管的要求。 继续升压，待启动分离器压力升至 5.0MPa 时，开启临冲阀，进行第三次试冲管， 组织各方检验临时设施能否满足进一步冲管的要求。 继续升压，待启动分离器压力升至 6.0MPa 时，开启临冲阀，进行第四次试冲管， 组织各方检验临时设施能否满足进一步冲管的要求。 继续升压，待启动分离器压力升至 6.5MPa 时，开启临冲阀，进行第五次试冲管， 组织各方检验临时设施能否满足进一步冲管的要求。 5.10.2. 第一阶段吹洗（降压吹洗） 开临时门的分离器压力在 6.57.5MPa 左右，分离器压力在 3.54.0

39、MPa 左右关 临时门,调整给水流量，防止省煤器入口流量低低 MFT 动作。吹管期间按差压法 对吹管系数进行核算，调整吹管压力至合适值。 反复按照上述步骤进行吹洗，第一阶段预计吹洗 20-30 次停炉冷却。 第一阶段吹洗期间穿插进行高压旁路管道吹洗，压力控制在 4.05.0MPa，吹洗 3-5 次。 在第一阶段吹管后期稳压吹洗过热器一、二级减温水及再热器事故喷水系统汽侧 管路，压力控制在 2.02.5MPa。 5.10.3. 第一次停炉冷却 12 小时以上，冷却期间进行下列工作： 锅炉冷却后带压放水。 人工清理集粒器。 5.10.4. 第二阶段吹洗 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*35

40、0MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 16 系统冷却结束后，锅炉再次点火升压，暖管。 分离器压力 3.04.0MPa ，进行试吹洗，使系统充分暖管，检查膨胀、受力情况。 如无异常，继续升压到 6.57.5MPa 进行降压吹洗。 锅炉投入制粉系统运行，根据分离器压力、给水量、过热器出口温度决定投入的 制粉系统套数及给煤量。 反复正式吹洗，具体次数依据现场情况待定。 5.10.5. 第二次停炉冷却 12 小时以上，冷却期间进行下列工作： 锅炉冷却后带压放水。 人工清理集粒器。 5.10.6. 第三阶段吹洗 系统冷却结束后，锅炉再次点火升压，暖管。 分离器压力 3.04.0MPa ，进行试吹洗，使系统

41、充分暖管，检查膨胀、受力情况。 如无异常，继续升压到 6.57.5MPa 进行降压吹洗。 反复正式吹洗，直至靶板合格。 吹管合格后，分离器压力控制在 4.05.0MPa，对高旁再次吹洗 3-5 次。 冲管后期利用锅炉余汽对锅炉本体吹灰管路进行吹扫。 锅炉吹管合格后，关闭临时控制门电源，锅炉泄压至 0.8MPa,进行热炉放水。 拆除吹管临时系统，恢复机组的正式系统。 填写调试记录表及验评表。 6.调试质量及验收标准调试质量及验收标准 依据火电工程调整试运质量检验及评定标准兴义市清水河工业园热电联产动力车 间 2*350MW 超临界机组锅炉蒸汽吹管执行以下标准： 6.1.过热器、再热器及其管道各段

42、的吹管系数大于 1。 6.2.过热器出口和再热器出口应分别装靶板。 6.3.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 度纵贯管道内径；靶板表面粗糙度应达到 Ra100。 6.4.选用铝质材料靶板，应连续两次更换靶板检查，无 0.8mm 以上的斑痕，且 0.2mm0.8mm 范围的斑痕不多于 8 点。 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 17 7.调试仪器设备调试仪器设备 序号设备数量型号状态 1红外线测温枪1F63正常 2振动表1VC63正常 3手持对讲机2-正常 4秒表1-正常 8.组织分工组织分工 安全措

43、按照国电新启规的有关规定，各方职责如下： 8.1.安装单位职责 8.1.1. 参与吹管阶段试运的组织、指挥工作。 8.1.2. 负责吹管临时系统的设备、材料的选用；临时系统的配置、安装。 8.1.3. 负责靶板的加工、抛光；靶板器加工、安装；吹洗时靶板的装、取。集粒器的加工 安装。 8.1.4. 负责试运设备的检修、维护消缺及临时系统的操作工作。 8.1.5. 参加锅炉吹管工作。 8.1.6. 负责该系统分部试运后的签证工作。 8.1.7. 在试吹洗及吹洗过程中，监视吹管系统特别是临时系统的膨胀及受力情况，如发现 异常，及时汇报，停止吹洗进行处理，保证安全。 8.2.生产单位职责 8.2.1.

44、 负责系统试运中设备的启停，运行调整及事故处理。 8.2.2. 负责吹管期间锅炉运行操作及正式系统的就地检查确认工作。 8.2.3. 准备运行的规程、工具、和记录报表等。 8.2.4. 系统正式挂牌、编号。 8.2.5. 负责试运中的巡检及正常维护工作。 8.2.6. 监视系统的运行参数，特别是汽轮机缸温、过热器、再热器壁温，炉膛出口烟温。 定时进行预热器吹灰等工作。 8.2.7. 完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。 8.2.8. 负责点火后的煤质及水质分析。 8.2.9. 提供电气、热控等设备的运行整定值。 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超

45、临界机组锅炉吹管调试措施 18 8.2.10. 参加该系统分部试运后的验收签证。 8.2.11. 联系当地政府有关部门，办理相关手续，并进行安民告示。 8.3.调试单位职责 8.3.1. 负责试运措施（方案）的编制工作，并进行技术交底。 8.3.2. 参与吹管临时系统布设方案的选定，参加临时系统的检查验收。 8.3.3. 负责锅炉吹管的技术指导工作。 8.3.4. 负责锅炉启动前各联锁、报警、保护的传动。 8.3.5. 负责锅炉点火、升压、吹管过程中对运行人员的指导和监督。 8.3.6. 负责点火后的燃烧调整。 8.3.7. 负责提出启动试运中重大技术问题的解决方案或建议。 8.3.8. 负责

46、吹管临时控制门的操作。 8.3.9. 负责吹管参数确定、记录及整理工作。 8.3.10. 填写试运质量验评表。 8.3.11. 参加吹洗合格后的验收签证。 8.3.12. 编写调试报告。 8.4.监理单位职责 8.4.1. 监理单位应按合同进行机组启动试运阶段的监理工作。 8.4.2. 监督本措施的实施，参加试运工作并验收签证。 9.安全注意事项安全注意事项 9.1.所有在现场的工作人员必须遵守电业安全工作规程的有关规定。 9.2.临时设施使用前必须经过检查，确认其安全性能。 9.3.各岗位的人员到位，操作程序明确。 9.4.机组各方面的硬件条件满足，如现场照明、安全通道、通讯等。 9.5.调

47、试的组织和管理程序已经明确。 9.6.现场的保卫工作已由安装公司落实。 9.7.冲管前要对所有的冲管回路进行检查，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；由调试单位在冲管前 一个月提供临时系统图。 兴义市清水河工业园热电联产动力车间 2*350MW 超临界机组锅炉吹管调试措施 19 9.8.每一阶段冲管均应认真检查，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，严防水击；严格执行点火期间运行规程。 9.9.冲管期间蒸汽排放口设有警戒线，并应有专人保卫监护，禁止无关人员在排放口附 近逗留。 9.10. 每次更换靶板应事先

48、通知，并执行工作票制度和签字确认，待靶板更换完毕后方可 继续升压。 9.11. 冲管期间，由于点火时间较长，一定要加强空预器的巡检，空预器要投入连续吹灰， 并且热点检测系统要能正常投入使用，冲管结束后要对空预器受热面作一次检查。 9.12. 点火冲管后密切注意汽轮机各点缸温，防止由于高、中压主汽门假门芯不严导致蒸 汽进入汽轮机。 9.13. 冲管期间，应密切注意锅炉水冷壁壁温，若有异常，应及时汇报当班调试人员。 9.14. 冲管期间，启动/停止磨煤机之前投油枪，应密切注意燃烧器二次风风量，以免油枪 燃烧不好。 9.15. 冲管过程中严格控制炉膛出口烟温、过热器、再热器出口温度以及各段热面管壁温 度不超过所规定的报警值，并记录启动分离器压力、温度，过热器出口压力、温度， 再热器进口压力、温度，再热器出口压力、温度，以及启动分离器水位、储水罐水 位、燃料量、给水流量、过热器一、二减温水流量、再热器减温水流量等参数。 9.16. 降压冲管的重点是控制好分离器、储水罐水位，确保不发生分离器缺水或满水事故。 9.17. 冲管期间由于给水流量较大，运行人员应尽量提高除氧器水温。 9.18. 投用过热器减温水操作应缓慢，