锅炉等离子体点火系统调试措施.doc

酒泉钢铁（集团）有限责任公司嘉峪关2350MW自备热电联产工程锅炉等离子体点火系统调试措施烟台龙源电力技术股份有限公司 2012年12月措施名称： 嘉峪关2350MW自备热电联产工程等离子体点火系统调试措施业主方： 签字：（必须）调试单位： 签字：（必须）监理单位： 签字：（可无）电建单位： 签字：（可无）烟台龙源： 签字： 试验日期：目 录1. 前言32. 机组简介42.1 锅炉主要参数：42.2 烟风系统主要设计参数：52.3 煤种52.4 燃烧系统62.5 制粉系统72.6 等离子体点火系统构成73. 等离子体点火系统各分系统单体调试113.1 冷却水系统的调试113.1.1 冷却水系统简介113.1.2 调试前准备123.1.3 水泵调试123.1.4 冷却水管道冲洗123.2 载体介质（空气）系统133.2.1载体介质（空气）系统简介133.2.2 调试前的准备143.2.3减压阀门组的调试143.2.4载体工质（空气）系统管路吹扫143.3 控制系统153.3.1等离子体点火控制系统基本功能153.4 壁温监测系统153.5 煤粉/空气混合物气流速度在线监测系统153.6 冷炉制粉系统的调试步骤163.6.1冷炉制粉系统简介163.6.2冷炉制粉系统调试173.7电源系统的调试223.7.1 电源系统简介223.7.2 试验前检查223.7.3整流柜上电233.7.4 LYKG1型整流柜234.等离子体点火系统各分系统整体调试244.1运行条件检查244.2 就地拉弧试验244.3远方拉弧试验254.3.1 DCS系统254.3.2保护、联锁的传动试验255. 等离子体点火系统的整套启动试运285.1启动前应做好如下准备工作285.2 等离子体启动试运步骤：295.2.1直吹式、中速磨制粉系统启动步骤295.2.2等离子体点火燃烧器整套启动试运过程中的注意事项336. 组织与分工34一附件：等离子等离子体点火调试安全注意事项（见附件）-343锅炉等离子体点火系统调试措施（直吹中速磨）1. 前言为保证工程名称等离子体点火系统正常投运，特编写本调试措施。本措施的核心是以锅炉防爆规程和等离子体点火应用指南为根据，按照等离子体点火的设计思想，在确保安全、稳定地点燃；不发生炉膛爆破、不发生二次燃烧；满足机组启动曲线的要求为前提，以具体措施实施等离子体点火。本措施由业主及工程监理单位、调试单位、电建公司、烟台龙源电力技术股份有限公司共同讨论通过后，纳入机组调试大纲实施。本措施不替代各相关单位的相关措施。本措施依据为： DL/T1127-2010等离子体点火系统设计与运行导则。本措施只是在符合国家电力安全规程以及电力系统两票三制等保证安全的规章制度下，对现场等离子体点火的一种指导性措施。2. 机组简介 本期工程装设2350MW燃煤超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、固态排渣、前煤仓布置、紧身封闭、全钢悬吊结构型锅炉. 超临界，电厂燃用煤源为烟煤，吐鲁煤（参考）,点火系统采用等离子点火，保留助燃油系统. 锅炉最大连续蒸发量（BMCR）：1200t/h 最小稳燃负荷：； 辅助蒸汽参数:1.06MPa，362.9（暂定）2.1 锅炉主要参数： 锅炉主要参数：（设计煤种）炉膛型式膜式、气密、单炉膛、固态排渣炉膛尺寸 (宽深高)mm5101.213678.858000炉膛容积m310641炉膛总受热面积m24897炉膛辐射受热面积m24816炉膛卫燃带面积m2/炉膛计算热输入量kJ/h炉膛容积热负荷kW/m385.61炉膛设计计算断面面积m2炉膛断面热负荷MW/m24.41炉膛出口温度(B-MCR)C956炉膛有效的投影辐射受热面热负荷（EPRS） （B-MCR）kW/m219213燃烧器区域面积热负荷（B-MCR）kW/ m21470炉膛设计压力Pa 5800炉膛正负压动作保证值mm水柱短时不变形承载压力Pa 8700后屏底处烟温（B-MCR）1080燃烧器型式前后墙对冲旋流燃烧燃烧器数量 层数每层数量5X4燃烧器上配有何种稳燃装置燃烧器组高度m7.77（不含燃尽风）最上排燃烧器中心到屏下端的距离m23.0最上排燃烧器中心到烟窗中心的距离m33.29最下层燃烧器中心距主灰斗上沿尺寸m2.3425过热器调温方式，级数煤水比控制，喷水减温，2级再热器调温方式，级数烟气挡板/ 设计煤粉细度(R90)%15煤粉在燃烧室内停留时间S点火及低负荷用油枪型式机械雾化2.2 烟风系统主要设计参数：项 目 类 别单位设计煤种校核煤种预热器入口风温度一次风速m/s10.9912.5一次风温3030二次风速m/s11.3810.8二次风温2525一次风率%24.9324.63二次风率%75.0775.372.3 煤种电厂燃用煤源为烟煤，点火系统采用等离子点火，保留助燃油系统。燃煤特性、灰份特性分析见下表：序号名 称设计煤（100哈密煤）校核煤（30%吐鲁煤70%哈密煤)吐鲁煤（参考）1收到基碳 Car64.00%58.36%45.19%2收到基氢 Har3.23%3.17%3.02%3收到基氧 Oar10.21%10.81%12.21%4收到基氮 Nar0.68%0.76%0.94%5收到基硫 Sar0.23%0.55%1.28%6全水份 Mt14.24%11.77%6.00%7收到基灰份 Aar7.41%14.60%31.36%8空气干燥基水份 Mad3.46%4.05%5.43%9干燥无灰基挥发份 Vdaf28.80%32.98%42.72%10收到基低位发热量 Qnet.ar23.9221.8917.1511哈氏可磨系数435612灰变形温度 DT1060126013灰软化温度 ST1110129014半球温度 HT131015灰熔化温度 FT11301380灰成分16二氧化硅SiO233.87%41.11%58.00%17三氧化二铝Al2O314.62%16.58%21.15%18三氧化二铁Fe2O317.70%14.87%8.25%19氧化钙CaO20.28%15.27%3.58%20氧化镁MgO3.76%3.21%1.92%21氧化钠Na2O0.82%0.81%0.80%22氧化钾K2O0.93%1.21%1.85%23二氧化钛TiO20.66%0.95%1.64%24三氧化硫SO36.44%5.08%1.90%25二氧化锰MnO20.00%0.01%0.02%26五氧化二磷P2O50.13%0.09%0.00%27其它0.79%0.82%0.89%2.4 燃烧系统燃烧器布置方式为前后墙对冲，前墙三层，后墙两层，共20个燃烧器，每台磨煤机对应同一层4台燃烧器。空气予热器型式：三分仓、回转式炉膛出口过剩空气系数：1.18锅炉运行方式：带基本负荷并可调峰。锅炉最低稳燃负荷为30%B-MCR，锅炉在此负荷下能长期安全稳定运行。2.5 制粉系统制粉系统型式 中速磨冷一次风正压直吹式磨煤机型式 ZGM95G- 燃烧制粉系统制粉系统拟采用中速磨煤机正压直吹式冷一次风机制粉系统。每台炉配5台中速磨，4台运行，1台备用；设置5台100%出力的给煤机；5只钢煤斗；煤粉细度R90=15%。主要附属设备选择：（1）每炉配两台50%容量的送风机及两台50%容量的动叶可调轴流式引风机（三合一）。每炉配两台50%容量的离心式冷一次风机。（2）每炉设置两台50%容量的布袋除尘器，除尘效率不小于99.7%。（3）两台炉设置一座180米高、出口直径7.60米（暂定）的钢内筒单套筒烟囱。（4）采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术。脱硫装置和烟囱在同一中心线。取消GGH。（5）空气预热器进风加热方式：加装暖风器。（6）辅汽参数：1.06MPa，362.暂定。侧煤仓室内零米布置，给煤机层在 15.0 m层平台，煤仓间跨度 18 m，柱距 9.0 m，每档布置一台磨煤机。 运行环境温度: 20 。每台磨煤机出粉管数： 4 个磨煤机主要数据汇总表（按1台炉计列）序号项 目单位设计煤种校核煤种1磨煤机出力最大出力t/h41.9745.88计算出力（BMCR）t/h34.730.5保证出力t/h38.1733.55最小出力t/h10.4912.182磨煤机通风量最大通风量t/h84.1775.02计算通风量（BMCR）t/h77.3663.29保证出力下的通风量t/h80.6465.59最小通风量t/h54.7248.743磨煤机转速r/min32.74磨煤机通风阻力(包括分离器、煤粉分配箱)最大通风阻力Pa63406340通风阻力(保证出力)Pa59765261计算通风阻力（BMCR）Pa564449945磨煤机密封风系统磨煤机的密封风量(单台磨)Nm3/min83.74磨煤机的密封风压(或与一次风压的差值)Pa20006磨煤机单位功耗（BMCR）kW.h/t9.729.79保证出力下的单位磨煤功耗kW.h/t9.369.377磨煤机单位磨损率（磨辊辊套）g/t煤4-6表3.1.3 磨煤机性能数据表2(除特别注明外，均为一台磨煤机的数据)序号项 目单位数据1磨煤机型号ZGM95G-2分离器型号型式静态挡板式煤粉细度调节范围%（R90）12 %R90 40 %额定出力（R90=15 %）t/h52.1落煤管管径/壁厚mm61010分离器出粉管内径/壁厚mm63012分离器密封风用量kg/s1.33采用前后墙对冲燃烧方式，锅炉的不投油最低稳燃负荷为30%BMCR。锅炉燃烧设备主要技术参数炉膛型式膜式、气密、单炉膛、固态排渣炉膛尺寸 (宽深高)mm5101.213678.858000炉膛容积m310641炉膛总受热面积m24897炉膛辐射受热面积m24816炉膛卫燃带面积m2/炉膛计算热输入量kJ/h炉膛容积热负荷kW/m385.61炉膛设计计算断面面积m2炉膛断面热负荷MW/m24.41炉膛出口温度(B-MCR)C956炉膛有效的投影辐射受热面热负荷（EPRS） （B-MCR）kW/m219213燃烧器区域面积热负荷（B-MCR）kW/ m21470炉膛设计压力Pa 5800炉膛正负压动作保证值mm水柱短时不变形承载压力Pa 8700后屏底处烟温（B-MCR）1080燃烧器型式前后墙对冲旋流燃烧燃烧器数量 层数每层数量5X4燃烧器上配有何种稳燃装置燃烧器组高度m7.77（不含燃尽风）最上排燃烧器中心到屏下端的距离m23.0最上排燃烧器中心到烟窗中心的距离m33.29最下层燃烧器中心距主灰斗上沿尺寸m2.3425过热器调温方式，级数煤水比控制，喷水减温，2级再热器调温方式，级数烟气挡板/ 设计煤粉细度(R90)%15煤粉在燃烧室内停留时间S点火及低负荷用油枪型式机械雾化2.6 等离子体点火系统构成等离子体燃烧器具有锅炉启动点火和低负荷稳燃的功能，等离子体点火在使用过程中应不影响锅炉的安全和出力，不影响锅炉的基本性能。酒泉钢铁（集团）有限责任公司嘉峪关2350MW自备热电联产工程2350MW机组锅炉采用的等离子点火系统由等离子点火设备及其辅助系统组成，等离子点火设备由等离子发生器、等离子燃烧器、隔离变压器、电源柜等组成，辅助系统由载体空气系统、冷却水系统、图像火检及冷却风系统、热控系统、冷风加热系统、一次风在线监测系统、燃烧器壁温监测系统等组成。根据锅炉燃烧器的结构特点，基于要求等离子改造对锅炉的性能影响最小同时改造工作量最小的原则，并保证原燃烧器的设计性能3. 等离子体点火系统各分系统单体调试等离子体点火系统的安装详见等离子体点火装置使用及维护说明书2011版调试前应由业主组织，由烟台龙源电力技术股份有限公司向业主和调试单位交底，安装完毕验收合格后方可调试，系统的各分系统调试内容和步骤如下。3.1 冷却水系统的调试3.1.1 冷却水系统简介等离子点火器需要冷却水进行冷却，水质要求为除盐水，运行时等离子点火器进出口冷却水压差不小于0.2MPa，水温40。单台等离子点火器设备最大用水量为 8 t/h。现场水源取自锅炉闭式冷却水压力管道，回水到回水母管。为保证系统压力稳定需增加二台管道泵，水泵电机为380VAC/ 15 KW。需提供2路380V AC15KW三相三线电源（取自不同段）至每台炉的冷却水泵控制柜。3.1.2 调试前准备（1）冷却水系统安装完毕、对管道、水泵、暖风器、阀门、压力表、压力开关等进行外观检查，确认没有安装缺陷，同时确定各阀门的开关都处于关闭状态；（2）水泵及水泵控制柜接线完毕； （3）闭式循环水已经试运或冷却水箱已经充水完毕。3.1.3 水泵调试（1）确认水泵轴系的对正度，手动盘转无卡涩；（2）检查水泵润滑，若润滑度不足，应适当补充润滑油；（3）检查冷却水泵控制箱内接线、绝缘，检查合格后给冷却水泵控制箱送电；（4）在就地点动一台冷却水泵进行试转，确认水泵电机旋转方向正确，同样确定另一台水泵旋转方向正确；（5）启动水泵时注意检查水泵的振动（水平、垂直、轴向）、温度及电流变化，试运过程中每隔30分钟检查一次，并记录相关数据；（6）水泵试运期间，不允许空转，要通水，不能长时间憋压运行，同时可进行管路冲洗；用同样方法对另一台冷却水泵进行试转。3.1.4 冷却水管道冲洗（1）将等离子体发生器前的冷却水进水、回水金属软管用直通接头短接，同时将冷却水仪表组件滤网拆除；（2）将冷却水回水母管排污阀打开，利用闭式除盐水压力进行冲洗管道10分钟，然后关闭排污门，防止系统管道内的杂物进入闭式循环水系统； （3）缓慢开启进水阀门给系统进水，检查管路中各阀门、法兰、仪表接口处有无渗漏现象，依次开启各角进、回水阀门，启动水泵进行冲洗；（4）冷却水管路冲洗时间应大于30分钟，而后将各角仪表组件滤网装回并继续冲洗，待冲洗一段时间后应对滤网进行检查，以确定冲洗是否合格（观察冲洗后的出水清洁无杂物）；（6）管道冲洗合格后，停止水泵；（7）正确连接等离子体发生器与进、回水软管，按顺序逐一打开等离子体发生器的进、回水阀，此时可启动一台水泵检查等离子发生器内部、软管、接口的严密性，证明所有回水管均有水流出，并将管道系统内空气排净，并对各压力表计管道进行放气、冲洗。3.2 载体介质（空气）系统3.2.1载体介质（空气）系统简介等离子体发生器采用稳压、洁净、干燥的空气作为等离子体点火载体，本方案采用仪用压缩空气为等离子体点火发生器提供载体风。仪用压缩空气母管压力0.50.8MPa，在等离子体压缩空气母管上安装进口减压阀组，对仪用压缩空气进行减压和进一步稳定压力。等离子体发生器前有载体风仪表组件，组件上安装手动阀、压力表和压力开关用来控制载体风压力，经过仪表组件后，压力满足信号送到控制系统，单台发生器压缩空气流量为60Nm3/h。等离子载体空气可取自现场的仪用压缩空气系统。仪用压缩空气系统设计的主要参数（单台等离子发生器）最低气压：0.5MPa；最高气压：0.8MPa；消耗量： 60Nm3/h压缩空气调试前的准备（1）载体工质（空气）系统安装完毕、对风机、管道、各阀门、压力表、压力开关等进行外观检查，确认没有安装缺陷；（2）风机及风机控制柜接线完毕； （3）仪用压缩空气已经接通，可以满足调试要求。3.2.3减压阀门组的调试（1）将减压阀门与管道解裂，用压缩空气进行管路吹扫，结束后用金属软管与等离子体发生器连接完毕；（2）关闭阀门组阀门及就地各等离子体发生器前手动阀门；（3）将一角等离子体发生器前手动阀门全开，缓慢打开减压阀入口和出口阀门，缓慢调整减压阀，使该角载体工质（空气）仪表组件压力表达到满量程（25kPa）。3.2.4载体工质（空气）系统管路吹扫（1）在等离子体发生器前将载体工质（空气）金属软管处松开排空并将载体工质（空气）仪表组件滤网拆下；（2）如载体工质（空气）系统取自仪用压缩空气，管路吹扫时应将减压阀前截止阀关闭，使用旁路进行排空吹扫；吹扫时应将压力表、压力开关前针形阀关闭；（3）吹扫完毕后恢复等离子体发生器前软管的连接并将载体工质（空气）滤网回装，将等离子体发生器各角载体工质（空气）压力调整到工作压力。3.3 控制系统3.3.1等离子体点火控制系统基本功能a) 等离子体点火控制系统与DCS连接方式：硬接线；b) 等离子体点火控制系统基本功能： 等离子体发生器的启动与停止控制； 等离子体发生器功率调节； 等离子体发生器保护逻辑； 系统运行参数显示，包括等离子体发生器电流、电压显示； 阴阳极寿命计算，及更换提醒； 等离子体燃烧器壁温监测及超温报警； 附属设备的控制及各种数据显示。3.4 壁温监测系统（1）调试前系统应安装完毕，接线正确；（2）通过DCS显示屏确定各角燃烧器壁温测点数据正常（冷态时为环境温度）；（3）就地通过插拔热电偶快换接头，对照触摸屏或DCS显示屏上对应壁温测点的变化确定燃烧器壁温测点与各角壁温显示对应正确。3.5 煤粉/空气混合物气流速度在线监测系统（1）检查系统确定靠背管、风压导管 、压缩空气管路、测量柜及接线安装完毕，系统完整； （2）确认靠背管安装的粉管序号与测量柜内变送器序号一一对应，并确定靠背管引出的各风压导管正、负端与差压变送器的正负端口对应相连；（3）给测量柜送电，将仪用压缩空气在送至柜内；（4）在DCS显示屏对煤粉/空气混合物气流速度在线监测系统反吹扫进行操作，确保反吹扫符合逻辑要求。3.6 冷炉制粉系统的调试步骤3.6.1冷炉制粉系统简介 冷炉制粉方案采用本炉制粉，其系统简单、运行方便，关键是解决制粉用热风的来源问题。热风的来源采取热源自制热风，保证锅炉冷态启动时，磨煤机入口风温满足磨煤机干燥出力的要求，根据燃用煤质的实际情况，经核算，磨煤机入口热风温度需180（暂定）才能满足磨煤机启动原煤干燥的的要求，冷风蒸汽加热器的蒸汽汽源设计采用邻炉所供的辅助蒸汽，压力约1.2MPa。冷风加热器加热面积等热力设计按辅助蒸汽参数，承压能力等强度设计按再热器进口蒸汽参数计算。使用辅助蒸汽做为汽源时，加热器入口风温在-20时，保证出口风温可以达到170，（保证辅助蒸汽温度320，压力1.0MPa情况下）。冷风蒸汽加热器有以下布置方案：在锅炉的热一次风母管旁路上设置一台冷风蒸汽加热器，冷风蒸汽加热器满足在400以下热风长期运行,在热风母管上设置电动热风隔绝风门。共设置一台冷风蒸汽加热器和三台电动热风隔绝风门。3.6.2冷炉制粉系统调试 3.6.2.1 冷风蒸汽加热系统1. 电动/气动隔绝门、调节门调试（1）手动检查插板/调节挡板开启和关闭动作过程，确认正常无误；（2）手动检查插板的锁紧和松开动作过程，确认正常无误；（3）电动（气动）装置驱动隔绝门，点动操作插板启闭和锁紧过程；电动（气动）装置驱动调节式门，点动操作挡板叶片启闭过程，确认动作正常后，才能投入正常运行；（4）电动隔绝门开启和关闭插板的阀门电动装置与锁紧插板的阀门电动装置必须在DCS系统中设置电气联锁，防止误操作;（5）气动隔绝门配供就地控制箱，启闭插板的气缸和锁紧气缸设置电器联锁在就地控制箱内设置完成;（6）保证首先松开锁紧插板的电动（气动）装置，才能操作开启或关闭插板的电动（气动）装置；启闭插板的阀门电动（气动）装置关闭插板到位后，锁紧阀门电动（气动）装置才能驱动锁紧机构向锁紧位置动作；锁紧阀门电动（气动）装置驱动锁紧机构向松开插板的位置动作到位后，启闭插板的阀门电动（气动）装置才能开启插板；2冷风蒸汽加热器调试（1）冷炉制粉系统的冷态调试可安排在锅炉冷态通风试验过程中进行，也可安排在锅炉吹管前的试点火过程中进行；（2）一次风系统安装完毕并具备投运条件，对冷风蒸汽加热器前后风道、冷风蒸汽加热器、进汽及疏水管道、阀门、本层燃烧器及风箱等进行外观检查，确认系统完整且没有安装缺陷；（3）对冷风蒸汽加热器蒸汽及疏水管道上的阀门、疏水阀逐个进行开关操作，确认冷风蒸汽加热器进汽管道上的阀门、疏水阀等调整灵活、方向正确、开关到位；（4）对冷风蒸汽加热器风侧的调节门、电动插板门逐个进行开关操作；确认电动/气动插板门开关灵活和严密，并根据DCS的要求，检查联锁是否有效（按照规范进行试验）；确认电动调节门开关灵活，开关到位指示准确；（5）在冷风蒸汽加热器投运时要逐步暖管，检查蒸汽、疏水系统的严密性；（6）冷风蒸汽加热器投入初期应通过疏水阀旁路进行疏水，待疏水水质洁净后再通过疏水阀进行疏水；（7）在一次风系统具备通风条件后，检查冷风蒸汽加热器前后风道、燃烧器及风箱周围系统的严密性；（8）对等离子体点火系统对应的磨煤机进行暖磨，记录磨煤机入口风量、进出口风温、辅助蒸汽温度压力等参数，初步考核暖风器的性能。（9）要求各一次风粉管的风速基本平衡，其误差在5%以内，以使热态运行时各一次风管的风量、风速、煤粉携带量基本平衡，各燃烧器的热负荷均匀，以免造成过大的偏差；（10）在磨煤机通风过程中检查风速测量装置指示是否正确。 3.7电源系统的调试 3.7.1 电源系统简介需方每台炉提供4路150KVA 380 V电源用于的等离子点火器电源。分别送至4台隔离变压器。包括隔离变在内的所有等离子点火用整流（控制）柜全部由供方设计并供货。进出线方式为下进下出。整流柜内主要有由六组大功率晶闸管组成的三相全控整流桥、大功率直流调速器、直流电抗器、交流断路器、交流接触器、控制柜等组成。整流柜内断路器选用施耐德NSX系列。水泵电机为380VAC/ 15 KW。需提供2路380V AC15KW三相三线电源（取自不同段）至每台炉的冷却水泵控制柜。3.7.2 试验前检查（1）干式变压器各项试验完成，参数合格并且通过验收；（2）干式变压器高低压开关及相关保护、测量回路良好且通过验收；（3）干式变压器高压侧电缆绝缘正常，并且通过验收；（4）母线安装良好，绝缘正常，并且通过验收；（5）配电房周围场地平整，通道畅通，电缆沟盖板齐全，门窗齐全，防水、防火、防小动物措施良好，电缆进线洞口已封堵；相关安全措施已撤除；（6）在受电设备旁设专人监护，保持密切联系，如发现异常立即通知指挥人员停止试验。3.7.3整流柜上电（1）检查整流柜，一次回路接线及对应关系正确，交流电缆相序正确，直流电缆极性正确。（2）用1000kV摇表检查电源柜，一次回路绝缘良好；（3）整流柜控制电源合闸，检查状态指示灯、电源指示灯、柜内直流调速器、PLC的状态，指示灯在控制柜正常时闪烁，直流调速器显示正常，PLC无报警信号。3.7.4 整流柜（1）确认系统上电，旋出急停按钮；（2）将准备按钮置于“1”位置后，柜面显示表出现电压、电流显示，此时电流显示为设定电流；（3）观察电流表显示数值是否所需要的电流值，根据实际工况、利用柜面电流增减按钮调节设定电流值；（4）手动进阴极确认发生器阴极进退系统是否正常，一段时间后电压表显示变为零，然后再退阴极，电压显示恢复至24V 左右；若该过程正常，说明阴极进退系统正常；（5）就地操作关闭载体风和冷却水，确认整流柜内风压、水压满足的继电器信号是否与就地对应，并显示正常。具体调试详见整流柜说明书。4.等离子体点火系统各分系统整体调试4.1运行条件检查（1）等离子体电源系统调试完毕，系统带电；（2）载体工质（空气）系统调试完毕；（3）冷却水系统调试完毕；（4）控制系统调试完毕；（5）锅炉系统无MFT。4.2 就地拉弧试验（1）首次拉弧将设定电流值为250A；（2）按柜面启动按钮启动等离子体电源系统，主接触器合闸，电源启动，运行指示灯亮，电流显示切换为实际电流，电压显示为实际输出电压，发生器启弧成功；（3）按柜面停止按钮，使电源退出运行状态，发生器停弧；（4）依次完成其他各角等离子体发生器拉弧；（5）各角发生器一次拉弧完毕后，可一次将各角一次拉起，同时观察各角运行状态是否正常，如有条件最好进行长时间拉弧试验（长时间拉弧必须开启一次风）。注意：（1）风扇的起停与主电接触器合分闸动作同步，注意启动后各风扇运行是否正常；（2）特殊情况或发生与安全相关的紧急情况时直接按下急停按钮，系统立即进入停止状态，确认紧急情况消除后，按急停按钮上面的箭头指示右旋，即可退出紧急停止状态。4.3远方拉弧试验4.3.1 DCS系统（1）在完成整流柜就地拉弧实验后，将整流柜柜门“本控/遥控”旋钮切至“遥控”；（2）确认DCS操作盘各角等离子体拉弧条件满足，可以进行拉弧；（3）通知就地该角进行拉弧；（4）在操作盘上启动该角进行拉弧，盘上实际电流、电压达到运行值，拉弧成功信号反馈到盘上，该角拉弧成功，手动停止该角；（5）依次完成其他各角DCS拉弧。4.3.2保护、联锁的传动试验4.3.2.1载体工质（空气）压力保护试验（1）等离子体点火系统已经完成DCS拉弧试验；（2）在DCS对任意角进行等离子体发生器拉弧；（3）通知就地逐渐关小该角载体工质（空气）手动阀，观察就地压力表关至压力开关定值压力时，该角等离子体发生器断弧，DCS操作盘报“故障断弧”，且该角等离子体发生器禁启；（4）依次完成其他各角载体工质（空气）压力保护试验。4.3.2.2冷却水压力保护试验（1）等离子体点火系统已经完成DCS拉弧试验；（2）在DCS对任意角进行等离子体发生器拉弧；（3）通知就地逐渐关小该角冷却水进水手动阀，观察就地压力表关至压力开关定值压力时，该角等离子体发生器断弧，DCS操作盘报“故障断弧”，且该角等离子体发生器禁启；（4）依次完成其他各角冷却水压力保护试验。4.3.2.3锅炉逻辑修改为保证机组的安全及等离子体点火系统的正常运行，结合嘉峪关2350MW自备热电厂23500MW机组FSSS的设计特点，对FSSS逻辑暂进行以下修改，待根据实际运行情况予以修正：（1）FSSS中对C磨煤机设计有“等离子体点火模式”与“等离子体稳燃模式”两种运行模式，并可在操作员站进行模式切换，从而在点火期间实现磨煤机FSSS逻辑切换功能。对应C磨投运后，由运行人员选择适当时机切换到“等离子体稳燃模式”；（2）在“等离子体稳燃模式”下C磨煤机维持原有的FSSS逻辑；（3）C磨煤机启动前，运行人员需先手动单个拉弧；（4）“等离子体点火模式”运行时，等离子体燃烧器对应的C磨煤机FSSS启动条件中，增加等离子体4只电弧均运行条件；（5）“等离子体点火模式”运行时，任何一角等离子体发生器断弧时，自动关闭相对应的煤粉管的磨煤机出口快关门,故障消除后恢复；任意两个等离子体断弧时，联锁停该磨煤机（6）“等离子体点火模式”下，如磨煤机跳闸联跳等离子体发生器，同时联关磨出口快关门；（7）“等离子体点火模式”下，等离子体点火系统进行点火时，给煤机启动后，180秒内任两角断弧且没火焰，磨煤机跳闸，延时触发MFT；（8）锅炉MFT时，按FSSS方式保护动作，同时所有等离子体发生器跳闸，并禁止拉弧；（9）在主控室光字牌上设计有“有等离子体发生器跳闸”、“载体工质（空气）压力低”、“燃烧器壁温高”等报警信号；（10）在等离子体点火系统操作画面上，显示其他的报警信息；（11）在“等离子体点火模式”下的等离子体燃烧器、“等离子体稳燃模式”下的燃烧器按照FSSS正常保护进行控制； (12)“等离子体稳燃模式”运行时，若启动等离子体稳燃，等离子体断弧不触发MFT，不连锁磨煤机出口关断门（13）等离子体燃烧器超温报警功能 （14）设置“等离子体点火模式”和“等离子体稳燃模式”切换提示功能；(15)保持原有的火检系统装置和火检逻辑不变.4.3.2.4锅炉联锁、保护试验（1）冷态试验等离子体点火系统对应磨煤机在“等离子体点火模式”下的启动条件；（2）冷态试验等离子体点火系统保护停止条件：“等离子体点火模式”锅炉MFT、磨煤机停；（3）在“等离子体点火模式”下，任意角等离子体发生器故障断弧，联关对应磨煤机出口粉管插板门；（4）在“等离子体点火模式”下，任意角两角等离子体发生器故障断弧，联跳等离子体点火系统对应的磨煤机。（5）在“等离子体稳燃模式”下，任意角等离子体发生器故障断弧，对应磨煤机出口粉管插板门不动作；（6）在“等离子体稳燃模式”下，任意角两角等离子体发生器故障断弧，不联跳等离子体点火系统对应的磨煤机。5. 等离子体点火系统的整套启动试运5.1启动前应做好如下准备工作（1） 对于运行各有关岗位人员及调试单位进行必要的技术交底、安全注意事项交底及调试意见交底。（2） 了解现有电厂实际燃用的煤质是否符合设计煤种，在煤进场前与业主沟通，了解入厂煤的存储环境，上煤之前，电厂需提供入炉煤的煤质报告，如发现煤质较差，及时与业主沟通，如存在沟通问题，及时向公司汇报，由公司协调。如电厂如没有煤质报告，要向电厂出具书面报告，如果入炉煤与设计煤种偏差太大，后续出现的问题，概不负责； （3） 确认等离子体点火系统安装与调试对总体施工及调试的要求已满足，包括： 等离子体点火系统冷态调试的所有工作已完成，具备等离子体发生器拉弧条件； 确认电源、监测控制、载体工质（空气）和冷却水系统的各参数满足等离子体点火系统的启动条件； 具备锅炉运行规程要求的启动条件，特别是燃煤的煤质，以及输煤、制粉、送引风机、除灰、除尘和吹灰系统满足要求。5.2 等离子体启动试运步骤：等离子体启动主要分两个阶段，各阶段核心内容如下：第一阶段：在锅炉启动过程中进行等离子体点火燃烧器的启动和热态性能试验，验证等离子体点火燃烧器的点火性能、单（只）角等离子体点火燃烧器断弧复燃能力、不同煤粉量下的燃烧火焰温度测定、等离子体点火燃烧器配合磨煤机的出力范围试验及各项联锁和保护的可靠性。这一阶段调试的关键是确保初始投入功率不超过允许的初始投入功率，点火过程不能发生爆燃和二次燃烧。采用等离子体煤粉点火装置进行锅炉冷态点火时，满足上述机组冷态启动要求，关键在于控制点火初期燃料的初始投入功率，实际运行中即控制匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机出力，使其满足燃烧的要求。第二阶段：进行等离子体点火燃烧器均稳定燃烧后第二台磨的投入运行试验、在锅炉低负荷运行时采用等离子体点火装置进行稳燃试验、采用等离子体点火燃烧器点火时锅炉温升试验等。这一阶段调试的关键是投入第二台磨能保证其对应的燃烧器被可靠的引燃，满足机组启动曲线。两个阶段的启动步骤和注意事项如下：5.2.1直吹式、中速磨制粉系统启动步骤5.2.1.1锅炉点火过程中等离子体燃烧器的启动试运（1）严格按照运行规程要求的上水温度、上水时间对锅炉进行上水；（2）检查匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机冷态调试完毕具备投运条件，确认炉前煤种符合设计要求，并根据设计煤粉细度设置旋转分离器的转速（分离器本体转速100r/min左右）或分离器档板的开度（开度在40%左右）； （3）启动预热器，启动一台吸、送风机。调整炉内通风量30%；（4）适当开启磨煤机出入口门、空预器一次风系统对应风门，启动一台一次风机，电流返回后调节风压、风量、风机运行稳定；（5）启动一台密封风机。调整密封风压。调整磨煤机两侧密封风挡板，以保证磨煤机不漏风、不漏粉为原则，尽力降低等离子燃烧器对应磨煤机密封风压差(2kPa左右)；（6）投入磨煤机入口蒸汽加热器及风道燃油加热器，检查热风蒸汽加热装置的各项参数必须与设计的启动工况相符；（7）调整一次风母管压力在5KPa左右，首次启动时调节C磨煤机入口风量，维持4只一次风管风速在1820m/s左右（一次风速要根据实际入炉煤的煤质情况，范围可调），分别记录磨煤机入口风量、四管风速及风温，核算在最佳工况下的给煤量（新型燃烧器按照0.25kg/kg核算）；（8）维持厂用蒸汽压力在较高压力（蒸汽母管压力应大于1.0MPa），打开C磨煤机热风入口蒸汽加热器来汽阀门、疏水阀门，投入蒸汽加热器运行，对匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机进行暖磨，同时注意维持磨煤机出口温度为80（按照磨煤机运行规程要求）（建议将C磨启动条件中出口风温限制改为高些），为保证稳定高效地点燃煤粉，建议适当增加暖磨时间；（9）投入冷风油加热器增压风机，油枪点火；（10）投入预热器吹灰器并保持连续吹灰方式；投入电除尘灰斗加热、启动各灰斗、灰库排、卸灰装置；（11）首次点火关闭等离子体燃烧器周界风门、相邻二次风门开度调整至25%左右，开大其它层二次风门，调整总通风量在锅炉额定通风量的3035%，待等离子点火成功燃烧稳定后，根据燃烧情况和燃烧器温度逐步开大等离子体燃烧器层周界风门和二次风门；（12）按等离子体发生器启动按钮启动等离子体发生器，调节其电弧功率在最佳功率。等离子体载体风压缩空气管路要提前排污、除油以防止断弧；（13）煤火检经调试后具备投入条件，将匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机的运行模式切换到“等离子体点火模式”；（14）磨煤机内无煤时，在磨煤机满足启动条件的情况下启动C磨煤机，磨煤机运行稳定后启动C给煤机，按照核算煤量给煤（如低于磨煤机最低出力可按略高于最低出力给煤，保证磨煤机正常运行）；（15）如磨煤机内有煤时，必须先拉弧，启弧成功后再进行磨煤机及管道通风、通风后进行磨煤机的启动操作。（运行中磨煤机跳闸、MFT后的恢复操作，在磨煤机通风、启动前，必须先拉弧，启弧成功后再进行磨煤机及管道通风、磨煤机的启动操作。）启动磨煤机后，十余秒左右等离子燃烧器可将煤粉点燃，应视燃烧情况适时启动给煤机，将给煤量调整到核算煤量；（16）维持磨煤机出口温度在5070。目的是保证点燃浓度，着火后可根据温升、燃烧稳定性适当调低。并根据着火状态和燃烧器壁温升高速率调整一次风速，当燃烧状态不佳时，适当降低一次风速，在保证煤粉细度的前提下风速可降至16-18m/s，当燃烧状态良好，燃烧器壁温升高速率较快时，立即提高一次风速，直至燃烧器壁温稳定，在保证较高燃烬率前提下可适当提高一次风速；（17）点火初期必须有专人就地观察等离子体点火燃烧器的煤粉燃烧情况，记录各角从投煤至点燃的时间。当任何一个燃烧器超过180s未点燃应立即停止启动，进行全炉膛和尾部烟道吹扫并分析未能点燃的原因后再次启动。注意观察火焰的燃烧情况、电源功率的波动情况，调整一次风量、二次风门开度，确定合理的一次风速及二次风门开度，做好事故预想，发现异常，及时处理；（18）等离子燃烧器燃烧调整稳定后，必须全开A燃烧器下二次风门，开大上二次风门至45-60%，满足A燃烧器煤粉完全燃烧所需的氧量，关小或关闭不参与燃烧的二次风门，并保持锅炉总通风量在额定通风量的3035%；（19）等离子点火成功燃烧稳定后，建议每0.51小时取一次飞灰样进行化验，检测煤粉燃尽率。空预器蒸汽吹灰器应连续投入，并及时清除省煤器、电除尘器灰斗、灰库的积灰；（20）调整等离子体发生器功率，确定等离子体发生器的最低稳燃功率，在保证燃烧效果的条件下适当降低（电弧）功率，以尽量延长阴极的使用寿命；（21）根据机组试运要求增大或减小匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机的出力，试验等离子体点火燃烧器配合磨煤机的出力范围，同时根据火焰燃烧情况对一、二次风进行调整，逐步摸索运行经验；（22）发现炉膛负压波动较大、燃烧不稳等异常情况时，要及时调整；（23）停炉时必须对所有一次风管进行吹扫。5.2.1.2第二台磨的投入及稳燃（1）确认匹配有等离子点火燃烧器层的燃烧器燃烧稳定，就地火焰明亮，炉膛压力波动较小。（2）在等离子体点火燃烧器不超温的前提下，尽可能将其出力在可以保证点燃的范围内加到最大，再投入第二台磨煤机。为保证第二台磨煤机所提供的煤粉被等离子体点火燃烧器可靠点燃，第二台磨煤机投入功率可略高于其最低出力。在第二台磨煤机所对应的燃烧器燃烧稳定后，将第一台磨煤机的出力适当降低。（3）磨煤机增加出力后应随时观察燃烧工况的变化，对于挥发份高的煤种要注意防止燃烧器超温、结渣，严密监视等离子体点火燃烧器的壁温，燃烧器壁温最高不允许超过300，当壁温超过250时应注意加强调整以及时控制。（4）磨煤机增出力的过程应严密监视锅炉各项参数是否满足机组启动曲线的要求，如不能满足机组启动曲线的要求，应立即采取措施加以调整。（5）投入的第二台磨煤机所带的燃烧器，原则上应该是与第一台磨煤机相邻或对应的燃烧器。（6）如发现负压波动较大、燃烧不稳等，及时进行调整。（7）两台磨投运后，由运行人员选择适当时机切换到“等离子体稳燃模式”。当锅炉的负荷超过最低稳燃负荷后，应逐次停止等离子体发生器。（8）当一台磨煤机的燃烧器不能全部投入时，如需继续投入其它的燃烧器必须确认一次风管中没有积粉，才可投入其它的燃烧器。5.2.2等离子体点火燃烧器整套启动试运过程中的注意事项（1）启动前认真阅读等离子体点火安全注意事项，并做好事故预想。（2）每次锅炉点火之前，根据等离子体使用情况要检查省煤器、电除尘器落灰斗、预热器出口一、二次风道等处飞灰含碳量大小，并及时清理落灰。（3）要求点火前投入预热器吹灰器并保持连续吹灰方式。（4）在点火前，要根据给煤量与磨煤机入口风量等参数，做好一次风管内风粉速度、煤粉浓度等重要参数的预测，并在点火的过程中，根据煤粉着火情况，予以调整。（5）遇有意外情况需要及时进行调整，应仔细检查预热器积灰、积粉情况。（6）在整个启动过程中，应对下列参数进行全过程跟踪： 蒸汽加热器：蒸汽参数、热风参数（温度、风量、阻力）； 磨煤机：出入口温度、风量、出力； 机组启动曲线； 锅炉的膨胀； 空气预热器一、二次风出入口温度； 入炉煤质的工业分析； 飞灰及大渣的可燃物分析点火初期每半小时一次； 对于启动过程应作全过程阴极头寿命记录，有关阴极工作的简况记录和存在问题的记录； 燃烧器壁温。7）当匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机在“等离子体点火模式”下运行，1只角断弧时，关相应煤粉管道的气动插板门，同时降低总风量和煤量，对发生器重新手动启弧，如不能起弧，对发生器进行检查，查明原因重新启弧，4只等离子体发生器中的2只断弧时，保护将停止匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机的运行，此时应仔细检查断弧原因，待问题解决后再继续进行试运。8）当锅炉负荷升至断油负荷以上且等离子体发生器在运行状态时，应及时将匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机运行方式切至“等离子体稳燃方式”，防止因等离子体发生器断弧造成匹配有等离子点火燃烧器的磨煤机跳闸。6. 组织与分工1. 生产单位：负责完成各项生产准备工作，特别是煤种的准备及吹灰装置的投运准备工作为等离子体发生器提供合适的电源；在启动试运中负责设备及系统的操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的问题提出处理意见或建议；参加分部试运及分部试运后的验收；做好运行设备和试运设备的安全隔离措施。2. 施工单位：确保输煤、制粉系统、除灰系统、除尘系统能够及时投入，负责等离子体燃烧器、等离