锅炉吹管调试方案.doc

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1、目 录1.设备概况12.编写依据13.调试目的24.调试前必须具备的条件25.调试项目及调试工艺46.质量标准97.危险点分析和预控108.调试仪器仪表129.调试组织分工1210.质量控制点12附录1 调试现象记录13附录2调试质量控制实施情况表14广东国华粤电台山发电有限公司5号机组锅炉蒸汽管路吹管调试方案1.设备概况广东国华粤电台山发电有限公司一期工程5号机（600MW机组）锅炉为上海锅炉厂生产的亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动式燃烧器，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统，单炉膛，型露天布置，全钢架悬吊结构，平衡通风，固态排渣。设备规范、特性、参数见表1。表1设备规

2、范、参数名称单位BMCRBECR汽包压力MPa18.8718.33过热器出口压力MPa17.5017.26过热器出口温度541541再热器进口压力MPa3.843.38再热器进口温度323310再热器出口压力MPa3.643.24再热器出口温度541541省煤器进口给水压力（表）MPa19.2618.68省煤器进口给水温度279270过热蒸汽流量t/h20281771再热蒸汽流量t/h1677.71479.32.编写依据2.1制造厂产品说明书。2.2火电工程启动调试工作规定1996年版。2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准1996年版。2.4火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程1996

3、年版。2.5广东国华粤电台山发电有限公司一期工程调试大纲。2.6蒸汽吹管导则。3.调试目的新安装的机组因为制造、安装、储存、运输等方面的原因，在过热器,再热器系统及蒸汽管道内不同程度地残存着沙粒、氧化铁皮、铁屑、焊渣、未冲洗掉的化学清洗物，通过锅炉吹管可清除上述杂物。避免机组投产后，这些物质存在于受热面内，引起受热面管子堵塞、爆管及高温腐蚀，或被带入汽轮机内，将危及汽轮发电机组的安全运行。4.调试前必须具备的条件4.1锅炉水压试验结束，并经验收合格，系统恢复正常。4.2锅炉风烟系统辅机分系统试转、冷态通风试验结束，火检冷却风机试转结束，并经验收合格，系统恢复正常。4.3锅炉酸洗工作结束，并经验

4、收合格，系统恢复正常。4.4吹管临时管路安装结束，并且在装设靶板位置前所有临时管道的焊接用亚弧焊打底，临时系统保温完整、支撑稳固、膨胀自由，并经验收合格。4.5吹管系统的阀门经验收合格。其中临冲门控制开关接至控制室，启闭时间符合吹管要求60秒(临冲门及靶板装置布置于汽机房运转层)。4.6排汽口（消音器）周围用红围带设警戒区，落实保卫部门专人看守(排汽口布置于汽机房固定端外20米处)。4.7蒸汽吹管用铝质抛光靶板已经全部备齐（60块），小机吹管用铝质抛光靶板已经全部备齐（30块）并经过验收单位确认。靶板长度纵贯管道内径，靶板宽度内径的8%。4.8给水系统及锅炉水冲洗合格。4.9减温水管道上流量孔

5、板及调节阀不装并接临时排放口。4.10燃油系统验收合格，油循环正常，油枪经试点火后具备点火投运条件。4.11 等离子燃烧器冷态调试完毕，具备投运条件，冷态拉弧参数正常。4.12 一次风机、密封风机、F磨煤机、F给煤机单体试转结束，具备投运条件。4.13吹管系统疏放水畅通。4.14吹管系统命名挂牌结束。（包括临时系统）4.15电视火焰、电视水位、炉膛出口烟温探针具备投用条件，且能自动退出。4.16预热器吹灰系统，灭火装置具备投用条件。4.17凝结水泵试转结束，经验收合格，凝结水系统具备投用条件;补水系统(包括凝补水箱,补水泵及系统)也要具备投用条件。4.18电动给泵试转结束，经验收合格，除氧给水

6、系统具备投用条件。4.19真空泵试转结束，经验收合格，真空系统具备投用条件。4.20汽机油系统正常盘车试转合格，盘车具备投用条件。4.21高旁采用冲管专用阀心。4.22高排逆止门不装，用短管连接。4.23至凝汽器的疏水管断开，接至大气。4.24化学加药、取样、制水系统具备投用条件。4.25汽包就地水位计、DCS水位计具备投用条件，但汽包水位高、低保护经批准后解除。4.26吹管用测点、表计安装调试结束，能投入使用。4.27吹管期间运行的辅机及系统可在计算机系统内操作。4.28下列吹管相关系统的保护投入。4.28.1风烟系统送、引风机、一次风机、密封风机、空预器、火检冷却风机及其系统联锁保护投入，

7、炉水循环泵的低水位保护不投入。4.28.2锅炉保护除汽包水位保护不投入外，其它保护如无异常都要投入。4.28.3给水系统给泵、凝泵、循泵、盘车、真空泵、闭式泵系统保护。4.28.4锅炉PCV阀可正常投用。4.29 DCS控制系统具备冲管系统数据采集，打印机可正常工作。4.30公用系统投入运行（包括仪用压缩空气系统，闭冷水系统，循环水系统，消防水系统，辅助蒸汽系统）。4.31准备设计煤种1500t，轻柴油8001000t（备用）。4.30电除尘系统调试结束（如空升、振打、均布试验）。4.31锅炉进水和升压过程中，由施工单位、运行人员定期检查记录锅炉膨胀指器的指示值。4.32柴油发电机具备投用条件

8、。4.33辅助蒸汽具备投用条件。4.34再热汽至小机的电动汽门不装，用短管连接。4.35吹管时锅炉全烧煤粉。上煤系统、除灰、出渣、除尘、制粉系统的试运转及系统的保护试验工作结束，并经验收合格，具备投用条件。5.调试项目及调试工艺5.1吹管的方式、方法。锅炉一、二次蒸汽系统串接吹扫，在燃油吹管阶段主要采用降压吹管方法，在投粉吹管阶段主要采用稳压吹管方法。5.2 吹管范围5.2.1锅炉各受热面管束及其联络管道。5.2.2主蒸汽管道及冷、热段再热蒸汽管道。5.2.3高压旁路管道。5.2.4小机高压蒸汽管道。5.2.5冷段至轴封汽管道。5.2.6一、二次汽减温水管道。5.2.7锅炉5启动旁路至凝汽器管

9、道。5.2.8吹灰系统的管道。5.3吹管系统的主要特点5.3.1在再热器的冷段设置有集粒器以收集一次汽系统吹扫出的杂物，以便实现一、二次汽系统串联吹管。5.3.2排汽口设置消音器，以减少噪声污染。5.3.3高压主汽门采用冲管阀套（由制造厂提供），以简化系统，减少系统恢复中的二次污染。5.3.4吹管采用快速启、闭的临冲门控制，以减少临冲门启闭过程中的热力损失。5.4 吹管系统流程5.4.1一、二次汽串吹系统（见附录3）汽包过热器主蒸汽管主汽门临冲门靶板冷再管集粒器再热器热再管中联门靶板排汽管消声器。5.4.2高压旁路系统（见附录4）汽包过热器主蒸汽管高压旁路管（临冲门关闭）冷再管再热器中联门靶板

10、排汽管消声器。5.4.3 5%启动旁路系统（见附录5）汽包过热器5%启动旁路管道排汽管。（临冲门关闭）5.4.4小机高压蒸汽系统（见系统图一）汽包过热器主蒸汽管临冲门小机高压蒸汽管小机临冲门靶板排汽管消声器。（集粒器再热器热再管中联门靶板排汽管消声器）5.4.5减温水系统（见附录6）主蒸汽减温水管道：给泵出口给水管道减温水管道减温水一次隔绝门临时排水管（水侧）。主蒸汽减温水管道减温水二次隔绝门临时排汽管（汽侧）再热蒸汽减温水管道：给泵中间抽头减温水管道减温水一次隔绝门临时排水管（水侧）。再热蒸汽减温水管道减温水二次隔绝门临时排汽管（汽侧）5.4.6吹灰系统的管道冲洗，其中空预器吹灰系统的辅助汽

11、源管道已经吹扫干净，本体汽源的管道要在和辅汽汽源管道接口处开口，单独吹本体汽源部分的管道，减压站不装，用临时管连接，辅助汽源管道在这期间要能够投入使用。炉本体吹灰系统冲管应用自身蒸汽，调门不装，用短管短接，排放口在各吹灰器的蒸汽进口法兰处断开排放。每次冲洗一至两层吹灰器。 5.4.7 低压旁路不参加吹管，由安装单位在安装阶段采取措施，清除干净低压旁路。5.5吹管工作程序5.5.1投入炉底水封，启动空气预热器、引风机、送风机、火检冷却风机、等离子系统增压水泵、载体风机，并投入相关表计。5.5.2给水泵运行，并循环加热至40-60。5.5.3锅炉进水，启动炉水泵循环冲洗至水质合格。5.5.4同时可

12、冲洗过热器和再热器减温水水侧至合格。5.5.5在进行等离子点火前，要对油枪进行试点火，确保油枪点火及火检正常。5.5.6 油枪试点火结束后，准备启动等离子点火系统。5.5.7启动一台一次风机、密封风机；启动一次风机前打开AE中的一台磨煤机的出口门，保证一次风道通畅。5.5.8检查等离子点火器启动条件满足后，按顺序启动14号等离子点火器，调节电弧功率在90100kW左右；5.5.9检查5F磨煤机冷态调试完毕，具备投运条件。将5F磨煤机的运行模式切换到“等离子运行方式”，在磨煤机满足启动条件的情况下启动5F磨煤机；调节5F磨煤机入口风量大于最低通风量（68.9t/h），投入暖风器开始暖磨，暖磨时间

13、控制在10分钟左右，暖磨至磨煤机出口温度达到65705.5.10磨煤机运行稳定且出口温度达6570后，启动F给煤机，初始给煤量18t/h，维持磨煤机出口温度在6570，根据燃烧情况调整给煤量，控制初始燃烧率不大于5（约为16t/h）；5.5.11等离子点火燃烧器投入运行的初期，应注意进行二次风的调整，找出给煤量与风门挡板开度的关系；为控制温升，上部二次风门要适当开大，注意观察、记录烟温探针的温度，防止吹管临时系统、再热器系统超温；总风量控制在700t/h左右。5.5.12锅炉点火升压后各典型阶段的操作。5.5.12.1锅炉进水前、后及汽包压力每升高1MPa各抄录、检查锅炉膨胀指示一次。5.5.

14、12.2汽包压力至0.1MPa，冲洗汽包就地水位计。5.5.12.3汽包压力至0.2MPa，关闭各级空气门，打开临冲门旁路门临冲管暖管。（至第一次稳压试吹前关闭）5.5.12.4汽包压力至0.5MPa，热紧倒门螺栓，检查系统膨胀；关闭顶棚进口集箱疏水；冲洗仪表管道，投用汽水系统相关表计。5.5.12.5 汽包压力至0.81.0MPa，切换炉水泵冷却水至自循环。5.5.12.6汽包压力至2.5MPa，第一次稳压试吹，检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况。（试冲前应装上第一块靶板）5.5.12.7汽包压力至3.5MPa，第二次稳压试吹，进一步检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况；并摸索临冲

15、门开启和关闭过程汽包水位的控制规律（试冲前应装上第二块靶板）5.5.13锅炉第一阶段，一、二次汽系统串联降压吹管：锅炉升压至5.05.5MPa，主汽温度至约360400，开启临冲门吹管，汽包压力至3.5MPa左右，关闭临冲门。维持锅炉稳定燃烧，给煤量控制在2426t/h,重复上面吹管过程，至靶板基本合格，清理集粒器。5.5.14停炉冷却12小时（期间根据炉水品质进行锅炉热炉放水或换水）。5.5.15锅炉第二阶段，一、二次汽系统串联降压吹管： 锅炉点火升压至5.05.5MPa，主汽温度至约360400，开启临冲门吹管，汽包压力至3.5MPa左右，关闭临冲门。空预器要投入连续吹灰。要注意监视炉膛出

16、口温度不要超过540，。维持锅炉稳定燃烧，重复上面吹管过程，至靶板合格。5.5.16降低汽包压力至4.0MPa，吹扫高压旁路蒸汽管道、小机高压蒸汽管道、本体吹灰管道。5.5.17 5%旁路管道、减温水汽侧、轴封汽利用停炉时锅炉余压进行吹扫。5.6吹管操作要点及注意事项。5.6.1汽包水位及给水量控制。5.6.1.1吹管阶段汽包水位保护解除，吹管阶段设专人监视汽包水位。5.6.1.2第一次降压吹管，临冲门开启前控制汽包水位在正常水位（指示表）以下约50mm，并停止进水，汽包压力4.55.5MPa、过热器出口温度约360400，开启临冲门，约15秒，向锅炉进水，并快速增加给水量，至汽包压力4.03

17、.5MPa，逐渐关闭临冲门，当汽包水位至可见水位时，逐渐减小给水，维持汽包正常水位。5.6.1.3 第二次降压吹管时：首先视第一次降压吹管主汽温度，若主汽温度下降至饱和温度，应延长吹管前暖管时间，以提高过热器出口温度，其次，视第一次降压吹管临冲门关闭后，锅炉低水位持续时间，若低水位持续时间较长，应适当增加锅炉进水流量，或缩短临冲门开启后的稳定时间。5.6.1.4当摸索到一定的规律后方可以正式进行吹管。操作人员必须注意的是：打开临冲门之后，汽包水位会骤然上升，这是虚假水位，这时不必将给水调门关小，相反要增加给水量，以保证临冲门关闭后汽包水位正常。增大给水流量的同时，应该注意监测电动给水泵前置泵进

18、出口差压大于电泵跳闸值，避免由于电泵流量增加速度过大而导致电泵跳闸。5.6.1.5锅炉吹管停炉间隙期间再次对集粒器进行清理。5.6.2汽包压力及燃料量控制。5.6.2.1按照每小时冲管次数不大于4次来决定煤粉量。5.6.2.2点火期间通过控制燃料量来控制温升率，点火初期控制温升率不大于1/min。当汽包压力大于3.43MPa以后阶段允许汽包温升率不大于3/min。5.6.2.3锅炉点火及熄火操作时，注意对空气预热器进行吹灰，锅炉吹管期间应连续对空气预热器进行吹灰，防止尾部受热面发生二次燃烧。5.6.2.4点火任何阶段，炉膛出口烟温不得大于540，否则应减少燃料的投用。5.6.3吹管期间为防止蒸

19、汽漏入汽缸，对汽机系统做如下要求。5.6.3.1锅炉点火吹管前，投入汽机真空、盘车系统。5.6.3.2所有疏水管道不进凝汽器，设一根临时疏水母管排至厂房外。5.6.3.3吹管期间主汽门、中联门上各门杆漏汽阀关闭严密，各抽汽电动门关闭严密。5.6.4由于神府煤熔点低，容易结焦，3，4号机组运行也证实了这一点。为避免和减缓结焦，在能够保证燃烧稳定和燃烬率的情况下应该尽量提高风速。在燃用神府煤时，一般一次风速要保持在2530m/s左右，不要太低。5.6.5利用等离子点火，虽然可以节省燃油，但是，煤粉的燃烬率比较低，为了设备安全起见，不要急于投入电除尘，以免含碳量大的飞灰进入灰库后引起其它不良影响。一

20、般在机组并网后两台磨运行时可投入电除尘，此时飞灰含碳量一般不超过5%，本次在负荷为80MW时飞灰取样分析，含碳量为3.32%。5.6.6如果闭冷水系统压力发生波动，应该适当调整等离子燃烧器4个角的冷却水压力，使之维持在0.5MPa左右。5.6.7等离子阴极使用寿命一般不超过80小时（3号炉最长一个为103小时），厂家承诺的使用寿命为50小时，当然，阴极使用寿命很大程度上受燃烧的影响，如果参数调整不当，阴极的使用寿命就会比较短，正常情况下，阴极使用超过了50小时，就要留意运行参数，特别是电流的波动情况，如果电流波动比较大（20A以上），最好考虑提前更换阴极。5.6.8等离子在使用过程中，要勤于调

21、整参数，特别是电流和电压，正常运行是，电流一般控制在270290A，电压一般控制在300V左右，一般不要超过310V，在电流波动比较大时，就表明等离子运行开始不稳定，这时要及时根据实际情况调整电压、电流参数，使电流波动幅度减少。6.质量标准序号系统名称控制参数验收标准备注1.一、二次汽串吹系统P包3.5MPaT过350临时系统膨胀、支撑良好12次2.一、二次汽串吹系统降压吹管（第一阶段）P包5.5MPaT过360400靶板斑痕粒度0.2-0.5mm。靶板斑痕数量5个。吹管系数1。靶板基本合格3.一、二次汽串吹系统降压吹管（第二阶段）P包5.5 MPaT过360400靶板合格4.小机高压蒸汽管道

22、P包4.0 MPaT过350靶板斑痕粒度0.2-0.5mm。靶板斑痕数量5个。吹管系数1。靶板合格5.5%旁路P包4.0 MPaT过350目测排汽清晰46次6.高压旁路P包4.0 MPaT过350目测排汽清晰46次7一、二次汽减温水汽侧P包4.0 MPaT过350目测排汽清晰46次8一、二次汽减温水水侧P一次5.0MPaP二次3.0MPa排水口水质目测澄清46次9.吹灰系统P包3.0 MPaT过300目测排汽清晰*停炉冷却第一阶段靶板基本合格12小时一次7.危险点分析和预控7.1 加强巡视检查燃油、制粉系统及燃烧情况，防止熄火及漏油、漏粉事故。7.2 吹管期间应有专人监视汽包水位，并经常进行水

23、位计校对，防止汽包虚假水位。7.3 严禁吹管系统超压、超温（临冲门前压力不大于6.5MPa、温度不大于450）。7.4升压过程中，注意切换炉水泵的冷却水，同时要注意汽包水位较低时炉水泵振动。7.5投入炉膛出口烟温探针保护，严密监视炉膛出口温度不得大于540，防止再热器超温。7.6临时管道、消声器、集粒器、临冲门等临时系统的支撑、悬吊，必须考虑到管道的膨胀及反冲力。7.7 所有不参加蒸汽吹管工作的人员不得进入吹扫区域，特别是排汽口区域，临时管道、消声器、集粒器、临冲门等临时系统应采取保温措施及防烫标志，跨越临时管道处必须搭设临时过桥，排放设安全区，以防烫伤和击伤事故发生。7.8 拆换靶板应采用工

24、作票制度，以保证工作人员的安全。7.9 吹管期间，保证空气预热器吹灰投入，并定期进行吹灰；吹管结束后，对空气预热器，电除尘及其冷灰斗进行一次检查。7.10当发生水位太低造成炉水循环不良或水位太高过热器蒸汽带水造成过热器温度突降等异常情况时，采取紧急停炉的措施。7.11 吹管排放口加装消声器，减少排放噪音。7.12 吹管系统的疏放水集中排放至机组排水槽。7.13张贴安民告示。7.14安排加强吹管沿线关键点的保卫工作，防止到处干扰，各岗位需保持通讯畅通。7.15锅炉房、汽机房的消防系统已正常投入。7.16临冲门开启失灵。7.16.1停止锅炉升压,用锅炉向空排气门调节锅炉汽包压力。7.16.2检明临

25、冲门开启失灵原因,及时处理。7.16.3如短期内无法处理,采取锅炉降压,停炉。7.17临冲门关闭失灵,采取紧急停炉的措施。7.18电动给水泵勺管调整失灵,采取紧急停给水泵及紧急停炉的措施。7.19膨胀超过允许值时,采取停炉消缺。8.调试仪器仪表通过DAS监视系统。给水温度、压力、流量，汽包压力、壁温，过热器出口压力、温度，再热器进、出口压力、温度，风烟系统风压、风温、风量、电流开度，燃烧系统油压、油量，BCP马达的温度、差压，及各系统的状态反馈等均应准确投入。9.调试组织分工9.1调试单位负责措施的编写和实施，临时系统设计，临冲门的操作，现场的指挥及监护。9.2施工单位负责系统安装，设备系统的

26、维护检修及现场监控，安全保卫消防医疗工作及冲管靶板的安装。9.3生产单位负责系统的运行操作。9.4建设、生产、施工、调试、监理单位共同完成对吹管质量的验收。10.质量控制点10.1 QC1 熟悉有关图纸和资料。10.2 QC2 编写调试措施或方案，并按有关规定进行审核。10.3 QC3 对试运技术文件包进行确认。10.4 QC4 控制好临冲门开启和关闭，以保证吹管系数大于1。10.5 QC5 对系统进行技术评价，编写调试报告，并按有关规定进行审核。附录1 调试现象记录工程项目名称：台山发电厂5号机组(600MW)工程调试调试项目： 调试序号： 机组名称：台山发电厂5号机组(600MW)工程调试系统名称： 调试项目及工况：调试过程中出现的现象及处理情况：记录人员： 负责人： 日期： 年 月 日附录2调试质量控制实施情况表工程项目名称：台山发电厂5号机组(600MW)工程调试调试项目： 调试序号：质量控制点质 量 控 制 检 查 内 容完成情况及存在问题QC1熟悉有关图纸和资料QC2编写调试措施或方案及审核QC3对技术文件包进行确认QC4控制好临冲门开启和关闭，以保证吹管系数大于1QC5进行技术评价编写调试报告及审核记录人员： 负责人： 日期： 年 月