锅炉蒸汽吹管调试方案.doc

锅炉蒸汽吹管调试方案1 概述有限公司2600MW锅炉系北京巴威锅炉厂生产的BW2028/17.4-M亚临界参数、自然循环汽包锅炉。为了清除在制造、运输、贮存、安装过程中，在汽水系统管道里遗留的一些氧化皮、焊渣或其它施工杂物。根据电力建设施工及验收技术规范（管道篇）的要求，在机组整套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障汽轮机设备的安全。为减少冲管次数，节省燃油，拟采用过热器、再热器一阶段吹管方式。过热器、再热器一阶段吹管方法是指：在临时吹管控制门后加装集粒器，连接过热器与再热器冷段，从过热器管内清除的杂质可被集粒器收集并从排污管排出，这样可以避免过热器管内的杂质冲到再热器管内，经过集粒器的蒸汽可以继续冲洗再热器。2 蒸汽吹管的目的及原理新安装的锅炉机组在向汽轮机供汽之前，必须完成蒸汽管路的吹洗工作，使安装时遗留的什物及粘附于管道内壁的焊渣、锈垢、氧化铁皮等杂物能被高速汽流冲刷干净，保证机组能安全可靠地运行。利用高温汽流的动量带走受热面管子、联箱内的遗留物；利用高温汽流冲刷受热面管子和联箱的热胀冷缩现象，使粘附于管道内壁的焊渣、锈垢、氧化铁皮等杂物松弛，并在高温汽流的冲刷下剥落下来，排出系统。3 蒸汽吹洗的范围、流程3.1 吹洗范围： 包括：过热器、主蒸汽管道、再热器冷热段管、再热器、再热蒸汽管的低压疏水管、过热器再热器减温水管。3.2 主要吹洗流程3.2.1一阶段吹管流程 汽包顶棚过热器热回收区过热器水平烟道过热器中隔墙过热器低温过热器一级减温器大屏过热器 二级减温器高温过热器-主蒸汽管临时管临冲门临时管集粒器低再进口管道（含再热器事故喷水减温器）低温再热器进口联箱高温再热器高温再热器出口联箱临时管靶板排大气3.2.2过热器、再热器减温水管过热器、再热器减温水管采用稳压反冲洗的方法。其流程是：二级减温水喷口减温水联箱（13.7米）临时管排大气；一级减温水喷口减温水联箱（13.7米）临时管排大气；再热器减温水喷口再热器减温水联箱（13.7米）临时管排大气。从给水泵出口到过热器减温水总联箱之间的管道采用喷砂方法处理。从给水泵中间抽头到再热器减温水联箱的管道也采用喷砂方法处理。为了保护过热器和再热器减温水调节门以及流量孔板，过热器和再热器减温水调节门以及流量孔板在该系统冲管后投粉前再安装。4 依据标准4.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程4.2 DL/T5047-95电力建设施工及验收技术规范 锅炉机组篇4.3 1996年版火电工程调整试运质量检验及评定标准4.4 1998年版火电机组启动蒸汽吹管导则4.5 DT/L 852-2004 锅炉启动调试导则5 质量控制点5.1 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；5.2 质量控制点: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#1炉过热器、再热器蒸汽吹洗工作；5.3 检验方法：5.3.1在吹管时，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K1)，连续两次打铝靶合格，即：在铝靶上无0.8mm以上的冲击斑痕，0.50.8mm的斑痕不多于8点，0.20.5mm的斑痕均匀分布，0.2mm的斑痕不计。5.3.2 吹管过程中发现设备问题，调试人员应填写检修通知单，并由相关单位反馈检修结果。5.3.3冲管结束后，对大屏过热器的汇集联箱和进口联箱进行割孔或割封头检查和清理。对减温水联箱和喷嘴进行割管和封头检查。对高温过热器进口联箱和其它联箱进行抽查（具体位置和比例由相关会议定），并由监理验收。6 人员分工6.1锅炉调试技术人员参加运行倒班，并分别负责整个吹管阶段中每班的指挥与协调，提供对设备操作的要求及试验的技术指导，同时完成整个吹管过程的测试、记录工作；全部参加试验的调试人员都持有相应的资格证。6.2 化学监督人员随运行倒班。6.3 吹管期间运行人员根据吹管方案和调试人员要求负责设备的运行操作。6.4 安装单位负责吹管工作所要求的临时设施安装、集粒器的清理，并负责设备维护、现场检查。7 蒸汽吹管参数控制参数吹管参数按DL/T5047-95电力建设施工及验收技术规范 锅炉机组篇第10.5.5条规定选取。7.1吹管采用投油不灭火的冲管方法。7.2 减温水系统采用稳压吹洗：压力为3.0MPa，温度不超过420。7.3 过热器和再热器系统采用降压吹洗：初压为5.86.2MPa，终压为3.2MPa，温度不超过450，吹管压降以汽包内饱和温度降低不超过40为准。注：降压吹洗初始压力最终确定根据吹管时汽包压力与过热器出口压力的压降来确定，使最终冲管系数大于1.4。目前该冲管参数应在1.2以上。K（P，汽包P，过热器）/ （P汽包P过热器）。其中，P，汽包P，过热器为汽包与过热器冲管时压降，P汽包P过热器为正常运行额定负荷下汽包与过热器压降。8 吹管系统的临时措施8.1 吹管临时控制电动门8.1.1该系统的过热器、再热器蒸汽吹洗工作需要两只公称压力不小于16MPa、温度450、与主蒸汽管通径相匹配的临时控制电动门。建议采用进口的快速启闭电动门，开启时间应小于40s，且能在中间位置停止，并能承受开启或关闭时产生的差压作用力，控制门不会因差压大而致使阀芯变位。为便于操作，临时门控制装置应设在主控室内。8.1.2在临时控制门处加装旁路管，并装设手动截止阀，其公称压力不小于10MPa、温度应不小于450、公称直径不小于28mm，用以控制升压速度及系统暖管，阀门型号由火电公司确定。8.2 临时连接管8.2.1汽机侧主汽管不专门断开，从主汽门和中主门加设堵板后旁路引出。8.2.2过热器、再热器减温水管的流量孔板拆下，用一段临时管代替；在过热器、再热器减温水集箱上各新安装一临时管通向大气，通过该临时管进行减温水管的反冲洗。为了保护减温水调门，在冲管前调门不安装。8.2.3 临时控制门前后的临时连接管，设计压力应不小于9.8MPa、温度应不小于450、内径应大于或等于主蒸汽管内径；临时排汽管的内径应大于或等于再热器热段管的内径，设计压力应不小于1.5MPa、温度为450。临时连接管壁厚的选取以强度计算为依据，且应留有较大的安全裕量。8.2.4 临时管道的焊接必须用氩弧打底，并由高压合格焊工完成。8.2.5靶板前的临时管段必须经过除垢处理，且经质检部门的严格检查，其内部不存在任何杂物后，方可进行焊接，以免影响打靶的质量，增加吹管的次数。8.2.6 所有临时连接管均需敷设保温层。8.2.7 临时连接管的布置位置根据现场情况确定。8.2.8 临时管道、支吊架由火电公司按正式管道设计、强度校核、施工，并经监理验收签证。火电公司应提供临时系统具体的安装措施核强度校核计算书。8.3 临时支架8.3.1为保证临时管道系统能自由膨胀，在垂直管段上应装设强有力的固定支架，在水平段上装设有稳定滑动支架。8.3.2 临时支架的装设只允许临时管沿汽流方向膨胀，不允许反方向移动。8.3.3临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样，能承受吹管时产生的冲击力与反作用力，防止临时管在吹管时摇动。8.4 汽机侧各电动、调节门的临时处理8.4.1 高压主汽门、中压主汽门的处理汽机侧主汽管不专门断开，从主汽门和中主门加设堵板后旁路引出。 8.4.2 高压缸排汽逆止门的处理高排逆止门应做可靠隔离。8.4.3 30%旁路的处理30%旁路进行机械处理不参加吹管，旁路安装前进行处理，经质检部门合格认可后，方可安装就位。8.5 靶板8.5.1两靶板装在再热器热段的临时管段上，为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有510倍管径的距离，防止携带杂质的蒸汽通过弯头时与杂质分离，影响吹管质量的检验。8.5.2 靶板距排汽口距离至少应在10米以上，靶板采用铝质板制成，其宽度约为临时管内径8%，长度纵贯管子内径。8.6 堵板或临时门主蒸汽管上的高压旁路电动门及调节门暂时不装，其门与旁路管的两头接洽处暂用堵板封死（或用临时门代替，吹管时关闭），吹管结束后去掉堵板（或临时门）并经清理签证后方可恢复。8.7 集粒器集粒器应符合以下要求：阻力小于0.1MPa；强度满足蒸汽参数；收集杂物性能好。建议采用外进内出结构。8.8 消音器为减小吹管期间的噪音，在排汽口必须安装消音器，消音器所需减温水在冲管前应及时打开。9 吹管应具备的条件9.1 锅炉具备点火升压的条件9.2 吹管临时系统安装完毕，经质检部门检验合格。9.3 主要运行监视仪表如压力、温度、流量、水位等均已调试完毕，能随时投入运行，且指示正确。锅炉所有的联锁保护回路安装完毕，经过静态试验，所有的联锁保护、报警定值按要求整定好，声光报警系统安装完毕。9.4 吹管用的临时压力表、温度计、传感器等均经校验安装完毕，能投入运行，且指示正确。为便于观察，表计应集中布置，并远离临时管道。9.5 燃油系统调试完毕，所有油枪均能随时投入运行。9.6 电动给水泵调试完毕，能随时投入运行。9.7 除氧器能投入运行，且尽量提高水温，保持高水位。9.8 化学准备足够的除盐水。9.9 由于在冲管期间要试投粉，在冲管前，6套制粉系统完成分系统试运，具备投粉条件。9.10输煤系统能投入使用。9.11除渣系统能投入使用。9.12在试投粉阶段煤质要好，即发热量高，挥发份高。9.13 电除尘系统能投入使用。9.14 汽机盘车应具备投入条件。9.15 凝汽器、除氧器、补水箱、汽机侧给水管道应进行清理和水冲洗，并经监理验收签证，以保证给水品质尽快合格，缩短吹管次数。9.16 给水泵至过热器减温水总门和给水泵中间抽头至再热器减温水总门之前的管道喷砂安装后还应进行水冲洗。9.17 油枪雾化片应配备出力分别为600kg和1000kg的数套。10 吹管的实施步骤10.1 根据试运行规程和首次点火升压试运行措施进行锅炉的启动操作。10.2 当压力达0.2MPa，温度为150左右时，关闭点火排汽门，同时开启主蒸汽管道疏水门及临冲门旁路阀，进行主蒸汽管、再热器系统的暖管，应同时开启汽机相关疏水阀，防止积水。10.3 升压暖管期间，检查临时管路的膨胀及固定支撑情况。10.4升压至4.0MPa，全开临冲门降压试吹管路一次。当汽包压力降至2.2MPa时，开始关闭临冲门，要求临冲门完全关闭时，压力不低于 1.9MPa。10.5 在压力为4.0 MPa下，冲洗过热器和再热器减温水系统。10.6检查临时管道的膨胀、支撑及固定情况，无异常则继续升压进行吹管。10.7 当汽包压力达到5.8MPa，主蒸汽温度不超过460时，全开临冲门进行降压吹管，当汽包压力降至3.5MPa左右时，开始关闭临冲门，要求临冲门完全关闭后，汽压不低于3.0MPa。然后再次检查临时管路情况，作好进行下次吹管的准备。10.8 要求每两次吹管的时间间隙不少于半小时。10.9 吹管八小时后，首次停炉，进行大冷却，整炉换水，时间为十二小时以上。在这期间恢复减温水系统。10.10 再次启动点火吹管，同时试投制粉系统，冲管2530次后，停炉大冷却一次，时间为十二个小时以上，整炉换水。然后，启动点火吹管，直至靶板合格。10.11 小汽机供汽管路的冲洗方法详见汽机调试方案。10.12 在下列情况下记录锅炉膨胀指示：上水前、上水后、0.5MPa、3.0MPa、4.5MPa、5.5MPa11 吹管工作安排11.1 拟采用白班吹管，夜间停炉大冷却及整炉换水的方法进行。11.2 在第一次正式吹管前，试吹洗23次。11.3进行过热器和再热器减温水系统冲洗。11.4 降压吹洗1520次。11.5首次停炉大冷却一次，整炉换水，时间为十二小时以上，恢复过热器和再热器减温水系统。11.6点火升压，试投制粉系统，降压吹洗2030次左右，再次停炉大冷却，整炉换水，时间为二十小时。11.7点火升压，降压吹洗多次后，结合化学专业对当时炉水及蒸汽品质的测定情况，再决定是否继续进行停炉大冷却。11.8降压吹洗直至打靶合格。11.9 冲管结束后，对大屏过热器的汇集联箱和进口联箱进行割管、割封头检查和清理。对减温水联箱和喷嘴进行割管和封头检查。对高温过热器进口联箱和其它联箱进行抽查（具体位置和比例由相关会议定）12 吹管的控制12.1降压吹洗12.1.1 当汽包压力达到吹管压力时，全开临冲门进行吹管。12.1.2 为防止因补水不及时而造成锅炉缺水事故，在开启临时控制门后，即可开始补水，逐渐加大给水量，直至该次吹管结束。12.1.3当临冲门全关时，汽包水位应在可见水位处，应防止出现缺水、满水事故。12.2 稳压吹洗12.2.1当汽包压力达到3.0MPa时，开启各有关控制门，对系统进行吹洗。12.2.2由于汽包压力升降缓慢，补水的操作可根据汽包水位的高低进行。13 吹管过程中的化学监督13.1 在每次吹洗过程中，由化学取样测定蒸汽品质。13.2 每小时取样分析炉水品质一次，要求吹管时炉水品质应在规定的范围内。 PO43：210mg/l Fe ：3000ug/l 13.3 当蒸汽中的铁腐蚀物急剧降低后，通知锅炉装靶检查。13.4 当蒸汽中Fe为200ug/l时，装靶检验。13.5 当蒸汽中Fe为100ug/l时，进行连续打靶检查。14 危险点危险源安全控制措施14.1为防止漏油引起火灾造成设备损坏和人身伤亡事故，必须采取下列控制措施。14.1.1 油泄漏试验成功后才能点火；14.1.2 现场有关消防设施完善后才能点火；14.1.3 进行油枪清理，提高雾化效果；14.1.4 仔细检查燃油系统与吹扫蒸汽联络门，防止燃油进入蒸汽吹扫系统；14.1.5 加强现场巡视，防范于未然，尤其是在集控室和现场之间建立通讯联系。14.2 在点火升压过程中为防止膨胀受阻造成设备损坏事故，必须在锅炉点火升温、升压的过程中，应特别注意受热面各部分的膨胀情况，加强现场检查，及时消除妨碍受阻的地方；按规定记录膨胀指示，分析有关数据，及时消缺。监视过热器、再热器管壁温度和汽包上下壁温。此外，在升压过程中，应小心调整进水，保持水位稳定，避免大幅度调整，防止省煤器中水的汽化。14.3 为防止发生水冲击造成设备损坏事故，冲管前，必须进行充分的暖管和疏水，只有确认主蒸汽温度具有一定过热度且系统管道无积水后，才可进行冲管；冲管时，要严密注意汽包的变化，注意假水位，防止满水和缺水。14.4 为防止排汽口位置不当造成设备损坏和人身伤亡事故，冲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，且冲管时排汽口设有专人监视，开设警