#1机组锅炉整套启动调试方案.doc

甲级调试证书单位（证书号：第1036号）通过GB/T19001-2000、GB/T28001-2001、GB/T24001-2004调试方案日期 2011-04-09 XTS/F39(1)TG-GL-01国电湖南宝庆煤电有限公司2660MW工程项目名称#1机组锅炉整套启动调试方案 湖南省湘电试验研究院有限公司 投诉电话：5542836编写： 初审： 复审： 调 试 部： 批 准： 目 录1 调试目的12 系统及设备概况13 技术标准和规程规范94 锅炉整套启动调试工作的进行步骤95 投入整套试运的设备及系统106 整套启动应具备的条件107 锅炉整套启动程序138 质量控制点199 职业健康及环境因素控制2010 安全风险因素识别和控制措施2011 组织措施22附录1 危险源辨识24附录2 系统试运条件检查确认表27附录3 锅炉整套启动调试操作卡29附录4 MFT联锁保护试验记录单33附录5 整套启动阶段试运参数记录表35附录6 分项调整试运质量检验评定表37附录7 整套启动机组启停记录一览表63附录8 整套启动系统投运记录表64附录9 整套启动MFT动作记录表65附录10 锅炉整套启动试运流程图66国电湖南宝庆煤电有限公司2660MW工程#1机组锅炉整套启动调试方案1 调试目的依据火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）（简称新启规）的规定和国电湖南宝庆煤电有限公司调试技术合同的要求，在#1机组锅炉安装结束经过分部试运之后，整套启动试运行是锅炉进入生产运行必须步骤。通过整套启动试运行，对锅炉所有系统设备进行考核，检验其设计性能、安装质量是否达到国家规定的标准；同时，对设计、安装当中的欠妥之处及存在的问题进行整改，使机组移交生产后能安全、经济、稳定运行。为保障整套启动调试工作的顺利进行，特编写本方案。2 系统及设备概况国电湖南宝庆煤电有限公司2660MW工程#1锅炉为东锅制造的国产超临界参数复合变压本生直流锅炉，锅炉型号DG2070/25.4-9型，一次再热、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架、全悬吊结构，平衡通风、露天布置,前后墙对冲燃烧。每台炉共配有24个低NOx旋流式煤粉燃烧器，与之配套的是6台沈阳重型机械厂生产的BBD4360双进双出磨煤机。锅炉的设计煤种烟煤和本地无烟煤3：7混煤。锅炉点火用油为0号轻柴油。锅炉采用定压运行，也可采用定滑定的运行方式，在保证锅炉热效率的前提下，不投油的最低稳燃负荷在使用设计燃料时为不大于45%MCR。锅炉同步配套烟气脱硫、脱销系统。2.1 主要设计参数表1主要设计参数汇总 负 荷项 目单位BMCRBRLTHA75%THA50%THA高加切除过热蒸汽出口流量t/h2070.01962.21837.31348.8900.41617.9过热器蒸汽出口压力MPa25.4025.2625.2319.8113.1725.00过热器蒸汽出口温度571571571571571571再热蒸汽流量t/h1760.01664.61571.71175.3800.61598.6再热蒸汽进口压力MPa4.574.324.103.172.164.36再热蒸汽出口压力MPa4.384.143.953.082.114.20再热器蒸汽进口温度319313308309319317再热器蒸汽出口温度569569569569558569给水温度282278274256235188过热器一级喷水量t/h82.8078.4973.4953.9554.0364.71过热器二级喷水量t/h82.8078.4973.4953.9554.0364.71再热器喷水量t/h0.000.000.000.000.000.00空预器出口一次风温342339336318297301空预器出口二次风温355351347326303312排烟温度（修正）12111811710899107实际燃料消耗量t/h295.75283.36268.58205.94141.29273.29锅炉计算热效率%92.3092.4692.5193.3994.1493.51省煤器出口过剩空气系数1.191.191.191.281.401.192.2 燃料特征：表2 煤质特征项 目单 位设计煤种校核煤种1.成分分析（收到基）碳Car%54.9447.7氢Har%2.261.68氧Oar%0.70.71氮Nar%2.752.13硫Sar%1.111.36灰分Aar%29.7440.32水分War%8.56.1空气干燥基水份%1.431.15干燥无灰基挥发份%13.0211.83低位发热量Qnet,arkJ/kg2030017280可磨系数（HGI）/90822.灰分析SiO2%62.2262.19Al2O3%24.4623.24Fe2O3%6.257.03CaO%1.290.88MgO%1.011.14TiO2%1.331.34SO3%0.730.85Na2O%0.50.61K2O%1.612.093.灰熔点变形温度DT13801400软化温度ST15001500熔化温度FT150015002.3 燃烧及制粉系统锅炉制粉系统采用6台双进双出钢球磨煤机，冷一次风机正压直吹系统。正常情况下磨煤机6台运行，无备用。燃烧器采用24个低NOx旋流式煤粉燃烧器。在燃烧器中，将燃烧用空气被分为四部分：即一次风、内二次风、外二次风和中心风(见图1“燃烧器结构示意图”)。锅炉共设有20只机械雾化点火油枪和4只压缩空气雾化微油点火油枪，C磨配有微油点火装置。油点火采用二级点火，先用高能点火器点燃点火油枪，然后由点火油枪点燃煤粉。图1燃烧器结构示意图煤粉及其输送用风(即一次风)经煤粉管道、燃烧器一次风管、文丘里管，煤粉浓缩器后喷入炉膛；二次风(兼作停运燃烧器的冷却风)经二次风大风箱、燃烧器内、外二次风通道喷入炉膛；其中内二次风通过手柄调节套筒位置来进行风量的调节，内二次风通道内布置有轴向旋流器使经过的二次风产生旋转，离开燃烧器后旋转的气流在离心力的作用下扩张，从而在中心区域产生负压，使高温烟气回流，为煤粉气流的着火提供能量。内二次风旋流器为固定式，不作调节，叶片倾角60 度。进入每个燃烧器的外二次风量可通过燃烧器上切向布置的叶轮式风门挡板进行调节。调节外二次风门挡板的开度，即可得到适当的外二次风量和外二次风旋流强度，以获得最佳燃烧工况。燃烧器内设有中心风管，其中布置油枪、高能点火器等设备。一股小流量的中心风通过中心风管送入炉膛，在油枪运行时用作部分燃油配风（必要时应投运相应的一次风系统，防止燃油冒黑烟）；在油枪停运时（指同一磨煤机层的一排油枪全部停运）用作调节燃烧器中心回流区的位置，控制着火点，获得最佳燃烧工况；同时还起到冷却、防止烟气倒灌及灰渣积聚的作用。每个燃烧器的中心风由该层中心风母管提供，中心风母管入口处设有风门挡板用以调节风量，风门挡板在该层油枪运行阶段应手动操作，油枪停运后投入自动调节。燃烧器和磨煤机连接关系见图2。前墙后墙A4A3A2A1D1D2D3D4左侧墙B4B3B2B1右侧墙右侧墙F1F2F3F4左侧墙E4E3E2E1C1C2C3C4121212121212磨A磨B磨C磨D磨E磨F343434343434图2 燃烧器和磨煤机连接关系图（锅炉燃烧系统资料不全，暂参照湘潭电厂东锅资料）2.4 汽水流程自给水管路出来的水由炉前左侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱，水流经省煤器受热面吸热后，由省煤器出口集箱右端引出经下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、中间混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集，后经引入管引入汽水分离器进行汽水分离，循环运行时从分离器分离出来的水进入储水罐，然后排往冷凝器，蒸汽则依次经过顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。进入直流运行时全部工质均经过汽水分离器进入顶棚管。调节过热蒸汽温度的喷水减温器装于低温过热器出口到屏式过热器进口连接管和屏式过热器出口到高温过热器进口连接管上。汽机高压缸排汽先后进入位于后竖井前烟道内的低温再热器和水平烟道内的高温再热器后，从高温再热器出口集箱引出至汽机中压缸。再热蒸汽温度的调节手段主要通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气调节挡板进行控制。在低温再热器出口到高温再热器进口连接管道上布置的再热器喷水减温器是作为事故调节手段。2.5 启动系统锅炉启动分离器系统为内置式，不带炉水循环泵（见图3），锅炉负荷小于25%BMCR的最低直流负荷时，启动系统为湿态运行，分离器起汽水分离作用，分离出来的过热汽进入过热器，水则通过水连通管进入分离器贮水箱，通过再循环系统再循环，当机组渡膨胀时，贮水箱中的水由两只水位控制阀（361阀，也即分离器疏水调节阀）排入锅炉扩容系统或汽机冷凝器系统（根据炉水水质情况决定），锅炉负荷达到25%BMCR后，锅炉运行方式由再循环模式转入直流运行模式，启动系统也由湿态转为干态，即分离器内已全部为蒸汽，它只起到一个中间集箱的作用。图3 锅炉启动系统2.6 灰渣系统锅炉除渣采用刮板捞渣机机械除渣方式。锅炉除灰系统：采用双套管浓相气力除灰系统，将省煤器和电除尘飞灰输送至厂内飞灰库。2.7 主要辅机及设备规范2.7.1磨煤机：台 数：6 台型 号：BBD4360 双进双出磨煤机出 力：60 t/h（R90=6%）转 速：16 r/min最大钢球装载量：87t出口温度：75100 厂 家：上海重型机械厂电机型号：YTM710-6电机功率/电压： 1800kW/6000V2.7.2送风机：台 数：2台型 号：FAF25-12.5-1 (动叶可调轴流式)风 量（TB）：290.8m3/s 风机总压升（TB）：4592 Pa转 速：990 r/min电 动 机：YKK630-6 (2400 kW) 厂 家：上海鼓风机厂有限公司2.7.3一次风机：台 数： 2 台风机型号： PAF18-13.3-2厂 家： 上海鼓风机厂有限公司流 量： 103.3 m3/s风机全压： 18131 Pa风机轴功率：2103 kW风机转速： 1470 r/min电动机型号： YKK710-4功 率： 2200 kW转 速： 1470 r/min2.7.4引风机：型 式：HA46036-8Z (静叶可调轴流式)风 量（TB）：541.12 m3/s 风机总压升（TB）：8768 Pa转 速：990 r/min电 动 机：YKK710-4 (6000 kW)厂 家：成都电力机械厂2.7.5密封风机：台 数：2 台型 式：CMF6N8.1D125 (离心式)风 量：11.44 m3/s 风 压：7150 Pa 电 动 机：Y315-4 (160 kW)厂 家：武汉武鼓特种风机制造有限公司2.7.6其它：空气预热器：东方锅炉股份有限公司型号：LAP13494/2450 三分仓容克式给煤机：型号：CS2024HP； 出力范围：880t/h油 枪：油枪：201200kg/h 机械雾化空气吹扫 小油枪：4120kg/h 机械雾化空气吹扫2.7 锅炉给水及蒸汽品质2.7.1 锅炉给水质量标准补给水量：正常时（按B-MCR的1%计） 20.70 t/h 冷态启动清洗用水（按B-MCR的25%计）517.5 t/h补给水制备方式：一级除盐加混床系统锅炉给水质量标准(按CWT工况设计，即联合水处理工况设计)总硬度0mol/l溶解氧（化水处理后）30200g/l铁10g/l铜5g/l二氧化硅15g/l油0mg/lPH值8.09.0电导率250.2S/cm钠5g/l2.7.2 蒸汽品质钠5g/kg二氧化硅15g/kg电导率250.20S/cm铁10g/kg铜5g/kg3 技术标准和规程规范3.1 GB/T 19001-2008质量管理体系要求3.2 GB/T 28001-2001职业健康安全管理体系规范3.3 GB/T 24001-2004环境管理体系要求及使用指南3.4 DL/T54372009火力发电建设工程启动试运及验收规程3.5 电力工程达标投产管理办法（2006版）3.6 DL/T 5047-95 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）3.7 DL/T 852-2004 锅炉启动调试导则3.8 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3.9 中国国电集团公司火电厂基本建设工程启动及验收管理办法（2006版）3.10 中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006版）3.11 中国国电集团公司火电工程启动调试工作管理办法（2006版）3.12 电力建设安全健康与环境管理工作规程定（2002年版）；3.13 DL5009.1-2002电力建设安全工作规程（第1部分：火力发电厂）3.14 国家电网公司安全工作规程（火电厂动力部分）3.15 国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求3.16 中国国电集团公司二十九项重点反事故措施3.17 湘电公司安监2009568号等相关文件的80条严重违章界定3.18 业主与供货商签订的有效技术合同文件和设备技术资料4 锅炉整套启动调试工作的进行步骤4.1 第一阶段（空负荷试运）：锅炉启动，配合汽机冲转、超速试验，协助完成汽轮发电机组、电气设备并网前的各项试验。4.2 第二阶段（带负荷试运）：机组带负荷运行，在此期间锅炉要完成6台磨煤机、吹灰系统、除灰除渣系统、电除尘器投运、汽水品质调整、制粉系统调整试验、锅炉安全阀校验及蒸汽严密性检查、燃烧初调整试验等各项工作，以及配合其他专业进行烟气脱硫、脱销系统调试和RB试验、甩负荷试验等。4.3 第三阶段（168小时试运）：锅炉启动，升温升压，完成满负荷168小时试运行。5 投入整套试运的设备及系统机炉整套联合启动时，应将下列所有配套设备投入运行或备用：5.1 锅炉本体及燃烧设备；5.2 制粉系统及配套设备（6套）；5.3 燃油系统以及高能电点火装置5.4 送风机、一次风机及引风机各两台及其风烟系统；5.5 再生式三分仓空气预热器2台；5.6 烟气脱销、脱硫系统5.7 火检冷却风系统； 5.8 给水泵（3台）及给水系统；5.9 减温水系统；5.10 疏水系统及排污系统；5.11 高、低压旁路系统；5.12 启动锅炉及辅助蒸汽系统；5.13 补给水系统和凝结水精处理系统；5.14 输煤系统；5.15 电除尘器及除灰除渣系统；5.16 蒸汽吹灰系统；5.17 汽水加药、取样系统，排空气系统；5.18 消防水系统；5.19 工业水系统；5.20 仪用及厂用压缩空气系统；5.21 锅炉热工表盘和控制盘，BMS、DAS、SCS、CCS等计算机控制系统；5.22 锅炉范围内的厂用动力与控制电源，正常与事故照明等系统；5.23 锅炉范围内外的通讯系统。6 整套启动应具备的条件6.1 整套启动的现场条件6.1.1 场地基本平整，消防、交通及人行道畅通，厂房各层地面应完成，试运现场应设有明显标志和分界（包括试运区和施工区分界），危险区应有围栏和警告标志。6.1.2 试运区的施工脚手架应拆除，现场清扫干净，保证安全操作。6.1.3 试运区的梯子、平台、栏杆、护板等应按设计安装完毕，正式投入使用。6.1.4 消防系统具备投用条件,已经当地政府消防部门验收通过并已投入正常使用.试运区域的消防水源可靠,消防设施齐全。6.1.5 厂内、外排水设施能正常投运，沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全。6.1.6 试运范围的工业、生活用水系统和卫生安全设施应能投入正常使用。6.1.7 试运现场具有充足的正式照明，事故照明应能在正式照明故障时及时自动投入。6.1.8 所有投运的设备、管道和阀门已命名，并挂好标志牌，有关电气设备已配齐标志牌。6.1.9 各运行岗位都应有正式的通讯装置，根据试运要求增设的临时岗位，应有可靠的通讯联络设施。6.1.10 保温、油漆及管道色标工作已按设计完工，并经验收合格。6.1.11 在严寒季节试运，现场应有防冻措施，厂房温度一般不得低于5，确保设备不冻坏，室外管道的防冻措施应符合设计要求。6.1.12 空调装置、采暖及通风设施应按设计正常投用。6.2 整套启动系统及设备条件6.2.1 烟风系统6.2.1.1 送、引风机、一次风机、空预器试转合格，签证齐全，能满足满负荷试运要求；6.2.1.2 锅炉冷态通风检查试验结束，风门挡板消缺完毕，风门挡板位置正确，风烟道已封闭；6.2.1.3 送风机、引风机、一次风机、空预器轴承润滑系统正常，冷却系统能正常投用；6.2.1.4 空预器径向、轴向密封、旁路密封初调整工作结束，蒸汽吹灰系统、清洗系统、消防系统及火灾报警已能正常投用；6.2.1.5 炉膛烟温探针、烟气挡板调试合格；6.2.1.6 电除尘器冷态调试合格，具备投用条件；6.2.1.7 烟气脱硫、脱销系统分系统试运合格，具备投用条件。6.2.2 汽水系统6.2.2.1 汽水阀门调试完毕，锅炉各部件严密不漏；6.2.2.2 再热器安全门投入运行；6.2.2.3 锅炉疏水系统、放空系统安装结束，具备投运条件；6.2.2.4 膨胀指示器齐全，冲管过程中发现的膨胀问题已整改；6.2.2.5 锅炉酸洗、冲管临时系统已恢复；6.2.3 制粉系统6.2.3.1 磨煤机安装完成，加球试转合格，磨煤机静态检查完成；6.2.3.2 给煤机单体调试完成，皮带秤校验合格；6.2.3.3 密封风机试转完成，签证齐全；6.2.4 燃油系统6.2.4.1 燃油泵房系统（包括卸油、出油系统，消防，冷却系统）已验收合格，由生产单位代保管；6.2.4.2 炉前油系统以及风道小油枪、少油点火系统经试压、蒸汽吹扫验收合格；6.2.4.3 各油枪及点火器位置正确，所有油枪能正常程控投入；6.2.4.4 油枪吹扫系统能正常投用。6.2.5 输煤系统单体调试完成，验收合格，签证齐全；6.2.6 除灰除渣系统6.2.6.1 所有设备已经单体调试完成，验收合格，已办签证；6.2.6.2 电除尘器及其辅助设备能正常运行，满足满负荷试运要求；6.2.6.3 气力除灰系统冷态调试完成； 6.2.6.4 干出灰系统冷态调试完成；6.2.6.5 水力输灰系统冷态调试完成，至灰场的灰管路通畅；6.2.6.6 除渣系统冷态调试完成，正常建立炉底水封。6.2.7 疏放水系统所有的疏放水管道、阀门、表计安装工作结束；6.2.8 取样、加药系统取样、加药系统具备投运条件；6.2.9 工业水、消防水系统工业水、消防水系统经过试运，已交生产单位代管；6.2.10 仪用和厂用空压机系统仪用和厂用空压机系统经过试运，已交生产单位代管；6.2.11 热工控制系统6.2.11.1 锅炉及其辅助系统设计的所有就地仪表、DCS上仪表全部安装调校完毕，达到投入条件；6.2.11.2 锅炉所有的联锁保护回路经过静态试验，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；6.2.11.3 计算机监控系统的BMS、SCS、FSSS、DAS全部调整试验完毕，完成预操作签证；6.2.11.4 炉膛火焰电视装置调整试完毕，及其风冷系统调试完毕。6.2.11.5 火检系统，炉膛火焰监视系统能正常投用；6.2.11.6 MFT功能检查合格。6.3 其它条件6.3.1 准备足够的试运用燃油、燃煤。其中：燃油5000吨；燃煤200000吨，且煤质符合设计要求，并有成份分析报告；6.3.2 生产准备工作就绪，运行人员经培训考试合格并已配齐上岗。应配备齐全运行所需的记录表格、运行日志、规程制度、系统图等；6.3.3 施工单位应组织好检修人员，并准备好检修用的备品备件、材料、工具等。7 锅炉整套启动程序7.1 锅炉第一阶段调试7.1.1 锅炉启动前的检查7.1.1.1 全面检查锅炉本体、烟风系统，确认内部无人、无杂物后封住各人孔门、检查门。7.1.1.2 全面检查锅炉膨胀系统和膨胀指示器，膨胀间隙应与设计值相符，膨胀指示器指示值冷态下应调整到零位，并进行记录。7.1.1.3 检查各吹灰器是否全部在退出位置，并且处于待运行状态。7.1.1.4 检查锅炉的吊杆和支架是否符合要求，弹簧吊架的固定销是否拆除。7.1.1.5 检查炉膛火焰监视电视及其风冷系统是否正常，应处于投入状态。炉膛出口烟温计应处备用状态。7.1.1.6 对炉前油系统进行全面检查，对各油枪及点火器进行操作试验，在确认系统无缺陷后，可进行炉前油系统循环试验。7.1.1.7 锅炉烟风系统、汽水系统、制粉系统各阀门、档板处于点火前状态。7.1.1.8 对送、引、一次风机和磨煤机等转动机械进行全面检查，地脚螺丝是否有松动，油箱油位应正常，工业冷却水应处于投运状态。7.1.1.9 上水系统处于备用状态，疏水、排污及排空气系统门应处于上水前状态。7.1.1.10 按照制粉系统启动调试方案和制粉系统运行规程中的要求全面检查制粉系统。7.1.2 整套启动前的试验7.1.2.1 锅炉所有电动、气动阀门及挡板操作试验，确认动作良好，就地与表盘指示一致。7.1.2.2 转动机械拉合闸及事故按钮试验。7.1.2.3 锅炉各项程控联锁保护试验：送、引、一次、密封风机联锁保护试验制粉系统热工联锁与保护试验锅炉MFT试验机炉电大联锁试验7.1.3冷态启动前的准备7.1.3.1 联系化学准备充足的除盐水。7.1.3.2 联系燃运向煤仓上煤。7.1.3.3 联系启动工业水系统和厂用压缩空气系统。7.1.3.4 联系燃油泵房按规程要求投入燃油系统运行，并进行炉前油循环，调整炉前油母管压为约3.5MPa，投入燃油压力自动控制，对油枪进行检查。7.1.3.5 联系启动锅炉点火、升压，向辅汽联箱供汽；7.1.3.6 联系汽机做好机组启动前的准备，投入除氧器加热，将水温加热到80，启动电动给水泵。7.1.3.7 联系化学视水质情况投入凝结水精处理装置；7.1.3.8 投电除尘器振打和加热装置。7.1.3.9 投入炉底水封。7.1.3.10 锅炉辅机油系统投入运行。7.1.4 锅炉上水及冷态水清洗新机组首次启动时锅炉清洗时间和清洗水量见下表（估计值）。表3 锅炉水清洗用水量排到排污箱排到凝汽器冷态清洗约7.5h，4600t约25h，13500t热态清洗0h，0t约49h，26200t7.1.4.1 关闭主给水电动门，关闭361阀出口电动闸阀，关闭361阀出口至凝汽器电动闸阀，关闭所有锅炉疏放水阀，开启所有锅炉排气阀，开启361阀出口至排污箱管路电动闸阀，开启给水旁路调整门前后电动门，通过给水旁路调整门向锅炉上水；上水时间一般为：夏季不小于1小时，冬季不小于2小时；上水至贮水箱水位达到12米时，关闭锅炉水侧所有的排气阀。7.1.4.2 锅炉冷态开式清洗：贮水箱水位达到12米后，开启361阀出口至排污箱电动闸阀，开始开式清洗，清洗水排到排污箱，直至贮水箱下部出口水质优于下列指标值后，冷态开式清洗结束。水质指标： Fe 500 ppb 或混浊度 3 ppm 油脂 1 ppm pH值 9.5 7.1.4.3 循环清洗：开启361阀出口至凝汽器电动闸阀，同时关闭361阀出口至排污箱电动闸阀，维持25%B-MCR（约450t/h）清洗流量进行循环清洗，直至省煤器入口水质优于下列指标，冷态循环清洗结束：水的电导率1S/cm Fe 100 ppb pH值 9.3 9.5 7.1.5锅炉点火及热态清洗7.1.5.1 启动两台回转式空气预热器，开启有关烟气、空气侧风门挡板。7.1.5.2 启动一台火检冷却风机，投入联锁。7.1.5.3 启动引风机，送风机，调节挡板开度，维持炉膛压力在-50-100Pa之间，调整送风机风量在30%40BMCR范围内。7.1.5.4 投入炉膛温度探针和炉膛火焰电视。7.1.5.5 锅炉吹扫完成后点火，投入油枪，开启环形集箱疏水阀；7.1.5.6 投入给水旁路调整门自动，维持给水流量445t/h（21BMCR），热态清洗时清洗水全部排至凝汽器，通过361阀控制贮水箱水位。7.1.5.7 锅炉点火后控制升温率2/分，升温至170（顶棚出口）时应进行水质检查，检测水质时停止锅炉升温升压。7.1.6 锅炉升温升压7.1.6.1 当压力升到0.150.2MPa时，关闭炉顶各放空气阀，打开过热器和再热器的疏水门。7.1.6.2 当压力升到0.30.5MPa时：通知热工冲洗仪表管路；通知安装人员热紧螺栓一次。7.1.6.3 当压力升到0.78MPa时，关闭过热器、再热器所有疏水门，联系汽机投入高低旁路自动。7.1.6.4 微油点火装置、启动C制粉系统启动一台一次风机，打开C制粉系统风道，必要的话启动风道小油枪加热一次风，进行C磨煤机暖磨；投入C层燃烧器微油点火装置，当热一次风温达到160以上时，启动C套制粉系统，给煤机启动后，应密切注意炉膛压力变化和煤粉进入炉膛后燃烧情况，根据煤粉燃烧情况，进行适当的燃烧配风调整；注：考虑到首次启动锅炉水冲洗、汽机冲转时间较长，锅炉热负荷极低，为保证锅炉安全、防止空预器及尾部烟道着火，此阶段适当推迟微油点火和制粉系统投运，以后的启动过程微油点火和制粉系统投运时机根据实际情况确定。7.1.6.5 在点火升压过程中，应加强空预器的吹灰，防止尾部再燃烧。7.1.6.6 投入旁路系统，使蒸汽参数达到汽机冲转参数，升温升压速度按锅炉冷态启动曲线进行；按汽机冲转参数要求，在汽水品质符合要求的情况下，控制升温率为2/分，逐步增加燃料量；当压力达到1.2MPa时，通知汽机开高低旁路，高旁初始开度10，随压力升高逐步开大旁路，当压力达到5.5MPa左右时将旁路开大至60左右，投入过热器减温水，同时增加燃料量直至达到主汽压力为6.0Mpa，主蒸汽温度约420，再热蒸汽温度达400，满足冲转要求，维持燃烧稳定；7.1.6.7 当主蒸汽温度、压力达到冲转参数时，联系汽机进行冲转；7.1.6.8 汽机定速3000转/分以后，配合汽机、电气进行试验工作。7.1.6.9 根据火电工程调整试运质量检验及评定标准的要求，在本阶段作好锅炉点火升压、技术指标控制的记录，并按优良标准的要求进行各项工作。7.2 锅炉第二阶段调试接第一阶段步骤，汽机维持3000 r/min。7.2.1 所有试验工作结束后，机组并网。7.2.2 按汽机需要进行升负荷、暖机工作，增加燃料量，汽温、汽压按启动曲线提升。7.2.3 在负荷上升到15%20ECR负荷时，全部关闭高低压旁路阀；7.2.4 投入前墙下层油枪，启动E磨煤机，投入前墙下层火嘴。7.2.5 增加E磨煤机出力，负荷加至25ECR，视燃烧情况退出部分油枪，暖机3小时；7.2.6 停磨煤机，降负荷，解列，汽机做超速试验；7.2.7 再次点火、冲转、并网，过程同上；7.2.8 机组负荷加至25ECR，升负荷过程中贮水箱水位逐渐下降，贮水箱水位调节阀（361阀）逐渐关小，当蒸发量大于445t/h时湿态完全转换成干态，锅炉进入直流运行，361阀全关，开启361阀暖管管路，此时给水转为根据中间点温度或煤水比调节，直流状态下控制中间点温度高于饱和温度1015；7.2.9 联系汽机启动一台汽动给水泵，并入汽泵；30%ECR负荷以上时滑压运行开始，并入另一台一次风机；负荷35%ECR左右时给水切到主路，投入第三台（F）磨煤机，机组负荷加至40ECR；进行燃烧初调整，逐步退出部分大油枪，试投减温水自动、一次风压自动、磨煤机料位和出口温度自动；7.2.10 在锅炉负荷达到40ECR负荷时，联系汽机并入另一台汽动给水泵，投入第四台（B）、五台（D）磨煤机，负荷加至85ECR，试投送风量自动、氧量自动、给水自动、燃烧自动、机炉协调，进行燃烧调整；主蒸汽压力维持24MPa，进行过热器安全阀、再热器安全阀整定，锅炉吹灰器调试；7.2.11 第六台（A）磨煤机投入，锅炉负荷达到100ECR负荷，试煤质及制粉系统运行状况可考虑停运一套制粉系统，5台磨煤机带100ECR负荷运行。7.2.12 锅炉进行燃烧及制粉系统调整，保持锅炉燃烧稳定，锅炉断油运行，热工投入全部自动。7.2.13 配合机组进行RB试验、50%甩负荷等试验；7.2.14 机组再启动，升负荷至660MW（100%ECR），进行100%甩负荷试验，停机、消缺；7.2.15 根据火电工程调整试运质量检验及评定标准的要求，在本阶段作好锅炉各系统带负荷调试和燃烧调整的记录，并按优良标准的要求进行各项工作。7.3 第三阶段试运（168小时满负荷试运）7.3.1 按第二阶段启动程序进行机组启动，升负荷至660MW；7.3.2 在机组达到额定负荷下，机组主辅设备无大的故障且汽、水品质合格，则经启动委员会决定，可开始进行168小时机组满负荷试运行。如因某种原因不能带满负荷，应由启动委员会确定机组最大负荷；7.3.3 在机组满负荷试运期间，所有辅助设备均应投入运行并工作正常，锅炉蒸汽参数均应达到设计要求。7.3.4 在试运期间，应详细作好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。7.3.5 机组满负荷试运行达到规定期限后，经过启动委员会验收认可后移交生产单位，可结束机组满负荷168小时试运行7.4 锅炉热态启动7.4.1 锅炉热态启动前必须确认停炉期间的检修工作已全部结束，有关设备和系统已恢复到启动前的状态。7.4.2 锅炉热态启动过程与冷态启动基本相同，但升温升压过程中锅炉疏水门的控制按如下要求：7.4.3 锅炉点火前疏水门均应关闭。7.4.4 锅炉点火后，联系汽机开启主汽门前疏水进行暖管，并用高、低压旁路配合控制升压、升温速度。7.4.5 锅炉点火后，开启环形联箱疏水，8分钟后关小，待汽机旁路投入后关闭。7.4.6 锅炉热态启动的升温升压、升负荷曲线见制造厂有关规定。7.5 锅炉停炉及其保养7.5.1 锅炉停炉试运期间，如机、炉、电等设备发现缺陷或故障，急需停炉时，可采用紧急停炉方法，以简化操作和确保设备安全。其它情况可采用正常停炉方式，程序如下：7.5.1.1 锅炉停炉前，应对系统进行一次全面检查、对各受热面进行一次全面吹灰。7.5.1.2 按规定降负荷率降低锅炉负荷，当负荷降低到85ECR负荷时，切停第一台磨煤机；7.5.1.3 当锅炉负荷降低到70ECR负荷时，切停第二台磨煤机，退出燃烧自动和机炉协调；7.5.1.4 45%50ECR负荷维持10分钟后，后墙中间层油枪逐步投入运行，通知电除尘退出部分电场，投入空预器连续吹灰；7.5.1.5 当后墙中间层各只启动油枪投入数量和燃烧率稳定后，切停第三台磨煤机，前墙中间层启动油枪逐步投入运行，此时可逐步降低锅炉负荷，当锅炉负荷从50ECR开始降低时，切停第四台磨煤机，同时切除磨煤机给煤自动，退出电除尘全部电场；7.5.1.6 切停第四台磨煤机，当锅炉负荷降低到35%40ECR负荷时维持负荷运行，此时给水切手动，启动电动给水泵，退出一台汽泵；关闭361阀暖管管路，开启361阀至凝汽器电动门，361阀投自动；7.5.1.7 当锅炉负荷降低到2530ECR并维持运行10分钟后，停最后一台磨煤机，退出另一台汽泵；7.5.1.8 当燃烧器前墙中层启动油枪及后墙中间层启动油枪全部投运且稳定带负荷运行后，可开始锅炉降负荷直至停炉。7.5.1.9 停炉后，保持30BMCR通风量，510分钟后按程序停止送风机、引风机运行；当空预器入口烟温下降至150时，可停止回转式空气预热器运行, 当炉膛温度低于80时，停止火检冷却风机运行。7.5.1.10 根据情况决定停炉后采取热备用或放水，并采取锅炉防腐措施。7.5.2 停炉保护 调试期间锅炉停炉后，一般情况下采用热炉放水、余热烘干保护法，当锅炉压力降至0.8MPa时，进行放水，利用余热将炉管烘干。8 质量控制点8.1辅机分部试运完毕，才可进行锅炉冷态通风试验；8.2锅炉冷态通风试验结果符合要求，才可点火吹管；8.3检验吹洗效果的靶板经试运指挥部按有关规定检查认可后才能结束吹洗工作；8.4带负荷过程中进行蒸汽严密性试验和过热器安全阀、再热器安全阀整定工作，并办理签证手续；8.5当满足下列要求时，才能最终确认机组进入168小时试运：机组带满负荷；锅炉断油；制粉系统各故障消除，能安全稳定运行；投入高加运行；投电除尘器；热工各种自动、保护能正常稳定投入，自动投入率符合要求；汽水品质合格；在整个锅炉调试过程中发现的主要设备问题，都得到了处理。9 职业健康及环境因素控制表4环境因素及预控措施表序号环境因素环境影响排放去向预控措施1废电池重金属对土地污染土地回收废旧电池2用水，纸张资源消耗/节约用水和纸张3用电能源消耗/节约用电4粉尘锅炉制粉系统漏粉污染环境土地1）事先做好制粉系统严密性试验；2）及时指导消除煤粉泄漏缺陷；3) 调试前制定好相关技术措施。5燃油能源消耗/制订节油措施、燃烧调整10 安全风险因素识别和控制措施10.1 防止燃油系统发生火灾；l 燃油系统配备专门巡检人员，加强监视；l 消防系统投运；l 处理缺陷时严格执行工作票制度（包括滤网清洗等维护工作）。10.2 防止制粉系统着火、爆炸；l 选择试运用煤时，挥发份不宜太高；l 控制磨煤机出口温度不大于110；l 磨煤机停运前尽量将存煤吹扫干净；l 制粉系统消防系统投运；l 加强就地巡检。10.3 防止空预器和尾部烟道着火：l 锅炉点火初期，应严密监视油枪雾化情况和燃烧情况；l 在锅炉启动初期，应对空气预热器进行连续吹灰；l 在减负荷至停炉期间，空气预热器必须加强吹扫。10.4 防止蒸汽带水：l 汽机启动后，要防止汽温度急剧波动；l 投过热器、再热器减温水时应保证减温器后温度大于对应压力下的饱和温度2040。10.5 防止灭火、放炮：l 密切监视炉膛负压变化和炉内燃烧情况，尤其在停油枪及启停制粉系统、系统负荷增减和煤种变化时，更要加强监视和调整；l 当机组负荷低于45BMCR或燃烧不稳时，应及时投油助燃；l 燃油系统应处于随时备用状态；l 当锅炉灭火时应切断一切燃料，进行通风吹扫，严禁投油爆燃。10.6 防止超温爆管：l 控制升降负荷速度；l 投煤初期加强调整；l 尽早投用高加，提高给水温度；l 密切监视和控制水冷壁、过热器、再热器壁温。10.7 防止结焦、堵焦：l 保证煤质接近设计要求；l 加强燃烧调整，防止水冷壁严重结焦；l 及时投入炉膛蒸汽吹灰器；l 经常检查炉膛结焦情况，发现大块结焦要及时清除。10.8 防止转动设备损坏：l 加强润滑油、冷却水系统检查巡视；l 如发现剧烈振动或喘振、轴承温度超标、电流剧增等异常情况时，应及时处理；启动初期，升温升压应缓慢些，严格监视锅炉各部位的膨胀，定期检查，如有异常无法消除，应查明原因，待消除后再升压。在不同分离器压力时，应对膨胀系统及指示器进行检查并作好记录：在下列压力时，应对膨胀系统及指示器进行检查并作好记录：上水前、上水后、1.5MPa、5.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa。10.9 注意监视和调整汽温：过热蒸汽温度应控制在5715范围内过、再蒸汽温度应控制在5695范围内。应将过热器一、二级减温水，再热器喷水、尾部烟气挡板投入自动。加强对汽温自动控制系统的监视，若发现汽温偏离设计值较大或汽温控制失灵时，要迅速进行手动调整。直流状态下，可通过控制中间点温度对过热蒸汽温度进行辅助调节。下列情况易引起汽温变化，在调节时要注意采取延迟和超前调节措施：负荷波动；煤质变化；给水温度变化；送风量变化；启停制粉系统；锅炉吹灰；10.10 在锅炉启动初期，应对空气预热器进行连续吹灰，60BMCR负荷后空气预热器吹灰每班12次，炉膛和烟道的吹灰可根据情况每天进行一次。在减负荷至停炉期间，空气预热器必须加强吹扫；10.11 化学应加强对锅炉水、汽品质的监督，及时做好煤质化验工作；10.12 锅炉启动和试运期间，应按设计要求投入全部的热工联锁和保护，如因某些原因，需退出某项保护时，应由值班试运指挥批准方可退出；10.13 按照电力建设安全工作规程第一部分火力发电厂第3.1.7条、第8.1.10条要求：所有