锅炉蒸汽管道蒸汽吹管技术措施(降压)方案

1、设备系统概述天津国投津能发电有限公司一期工程2机组锅炉为上海锅炉厂引进美国ALSTOM公司的技术生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，型号为SG3102/2746M532，单炉膛双切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、半露天型布置。设计煤种为平朔安太堡煤，校核煤种I为晋北烟煤，校核煤种II为云峰混煤。采用中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统，配6台MPS275辊盘式磨煤机，正常运行，5运1备，其中A磨采用微油点火方式。燃烧方式采用低NOX同轴燃烧系统（LNCFS），48只直流燃烧器分6层布置于炉膛下部四角和中部，在炉膛中呈双切圆方式燃烧。炉膛宽度34290MM，深度155448MM。炉膛由膜式壁组成，炉底冷灰斗角度为55，从炉膛冷灰斗进口集箱（标高7500MM）到标高519965MM处炉膛四周采用螺旋管圈，在此上方为垂直管圈。螺旋管圈与垂直管圈过渡采用中间混合集箱。炉膛上部及水平烟道从前至后分别布置分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器、末级再热器，后烟井分成前后两个分隔烟道，前烟道布置有低温再热器和省煤器，后烟道布置有低温过热器和省煤器，在前后烟道中省煤器下部布置调温挡板，用于调节再热汽温。锅炉采用机械干式出渣系统。锅炉启动系统采用带循环泵的内置式启动系统，锅炉炉前沿宽度方向垂直布置4只汽水分离器和2个贮水箱。当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30BMCR时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器，而饱和水则通过每个分离器下方连接管道进入贮水箱中，贮水箱上设有水位控制。贮水箱下疏水管道引至一个三通，一路疏水至炉水循环泵入口，另一路接至大气扩容器疏水系统中。过热器汽温通过煤水比调节和三级喷水来控制，第一级喷水布置在低温过热器出口管道上，第二级喷水布置在分隔屏过热器出口管道上，第三级喷水布置在后屏过热器出口管道上，过热器喷水取自省煤器进口管道。再热器汽温采用尾部挡板调节，燃烧器摆动仅作为辅助调节手段，另外低温再热器出口管道上设置微量喷水，微量喷水取自给水泵中间抽头。锅炉一次汽系统采用100高压旁路（三用阀）65低压旁路配置，过热器系统不设安全阀，再热器出口设有4只带有控制安全功能的安全阀。每台锅炉配有两台上海锅炉厂有限公司制造的2/34VIT2080型容克式三分仓空气预热器、两台豪顿华工程有限公司生产的ANT2100/1400F型动叶可调轴流一次风机、两台上海鼓风机厂有限公司生产的FAF28141型动叶可调轴流送风机、两台上海鼓风机厂有限公司生产的SAF40202型动叶可调轴流引风机、两台MDNARCH火检冷却风机、两台M6002型密封风机。机组热控设备采用美国西屋公司生产的分散控制系统（DCS）。锅炉主要设计参数如表格1所示，锅炉燃用煤质特性如表格2所示。表格1项目单位BMCRBRL过热蒸汽流量T/H31022940过热器出口蒸汽压力MPAG27462733过热器出口蒸汽温度605605再热蒸汽流量T/H25632420再热器进口蒸汽压力MPAG631594再热器出口蒸汽压力MPAG611575再热器进口蒸汽温度378367再热器出口蒸汽温度603603锅炉规范给水温度299295锅炉计算热效率（低位）93809386排烟温度（修正前）131129排烟温度（修正后）127125热平衡燃料消耗量T/H39213770干烟气热损失448441氢燃烧生成水的损失018018燃料中水份引起热损失003003空气中水分热损失007007未完全燃烧热损失062062散热损失017019不可测量热损失030030制造厂裕度035035热损失总热损失620614过热器一减喷水量T/H15651488过热器二减喷水量T/H526494过热器三减喷水量T/H390367再热器喷水量T/H00过热器减温水温度299295汽水系统再热器减温水温度192192省煤器出口过量空气系数1212出空预器烟气量KG/S106662102557出空预器一次风量KG/S1061310577出空预器二次风量KG/S7376370267一次风调温风量KG/S84128167空预器进口烟气温度363356空预器进口一次风温度2828空预器进口二次风温度2424空预器出口热一次风温度328323风烟系统空预器出口热二次风温度336330投运磨煤机台数台55投运燃烧器个数个4040燃烧系统煤粉细度R901616表格2项目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2平朔安太堡煤晋北烟煤云峰混煤收到基灰分AAR21319772916干燥无灰基挥发分VDAF37732313623收到基低位发热量QNET，ARKJ/KG220002244120990收到基碳CAR573758565394收到基氢HAR419336344收到基氧OAR757728952收到基氮NAR14079087收到基硫SAR087063047可磨性指数HGI56576458灰成分分析二氧化硅SIO2523150414505三氧化二铝AL2O333515733968二氧化钛TIO207159063三氧化二铁FE2O33602346581氧化钙CAO465393380氧化镁MGO081127108氧化钾K2O067067氧化钠NA2O049233046五氧化二钒V2O5无三氧化硫SO3167128224二氧化锰MNO20020001其它1580579灰熔融性变形温度DT150011101500软化温度ST1190半球温度HT熔融温度FT1270锅炉点火采用0号柴油，其特性如下表所示表格3序号项目单位数值1燃料油0号轻柴油2粘度MM2/S30803灰份00254水份痕迹5闭口闪点656凝固点07比重T/M3088低位发热量KJ/KG425702、联锁保护清单这里主要列出了锅炉主保护、OFT及炉膛吹扫条件，其它FSSS及SCS联锁、保护、报警、程控等逻辑见各分项措施。表格4MFT条件序号项目逻辑关系定值备注1锅炉总风量低25BMCR2炉膛压力低低2V31780PA3炉膛压力高高2V31520PA4火检冷却风压力低低2V3延时300S5手动MFT负荷300MW6机跳炉汽机跳闸（2V3）AND7两台送风机均停AND8两台引风机均停AND9两空预器主辅马达全停延时60S两台一次风机均停任一煤燃烧器运行锅炉负荷3010两台一次风机全停油角阀全关ORAND有燃料投入所有煤层停运油跳闸阀已关11燃料丧失所有油角阀关闭ORAND12DCS5控制器故障13给水流量低低807T/H延时10S14全炉膛火焰丧失15螺旋水冷壁出口金属壁温高高（前后墙463，左右墙460）8V11416过热器出口蒸汽温度高高63417再热器出口蒸汽温度高高63218分离器出口蒸汽温度高高47119分离器贮水箱A水位高高1604M20分离器贮水箱B水位高高1604MA汽泵停止B汽泵停止21所有给水泵跳闸电泵停止ANDOR主燃料量25额定燃料量炉膛出口烟温538高旁关闭高主门关闭AND低旁关闭22再热器保护丧失中主门关闭ANDOR脱硫进口挡板关闭脱硫出口挡板关闭23脱硫挡板全关脱硫旁路挡板关闭AND表格5锅炉吹扫条件一次吹扫条件序号项目逻辑关系定值备注A一次风机停1B一次风机停ANDA空预器运行2B空预器运行ORA引风机运行3B引风机运行ORA送风机运行4B送风机运行OR进油快关阀关5所有油角阀关AND6燃油泄漏试验完成7所有磨煤机停运8所有磨煤机出口快关门全关9所有给煤机停运过热器烟气挡板开5010再热器烟气挡板开AND5011电除尘器停运12所有火检无火13火检冷却风压力正常14无MFT动作条件AND任意一台送风机运行任意一台引风机运行15无自然通风请求无MFT动作AND任意一台送风机运行任意一台引风机运行无MFT动作16无风量冻结无风量30信号AND二次吹扫条件1SOFA风门挡板关2CCOFA风门挡板关3二次风门挡板在吹扫位3545锅炉总风量30BMCR4锅炉总风量40BMCRAND5摆动喷嘴在水平位50AND4555表格6OFT条件序号项目逻辑关系定值备注1进油快关阀关脉冲任一油角阀开2燃油母管压力低低AND18MPA3MFT4手动OFTOR3、编制依据1电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）2火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）3华北电力集团公司关于贯彻火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程的实施规定和管理制度汇编4火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）5国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求6华北电力集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则7天津北疆电厂一期工程21000MW二号机组超超临界火电机组调试大纲8天津北疆电厂一期工程21000MW超超临界机组锅炉技术协议书9天津北疆电厂一期工程21000MW超超临界机组锅炉主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统流程图10天津北疆电厂BMS设计说明书11天津北疆电厂一期工程21000MW超超临界机组锅炉说明书12天津北疆电厂一期工程21000MW超超临界机组锅炉使用说明书13天津北疆电厂一期工程21000MW超超临界机组锅炉炉膛安全监控说明书14天津北疆电厂一期工程21000MW超超临界机组锅炉热力计算汇总15天津北疆电厂一期工程21000MW超超临界锅炉调节控制系统的基本技术要求4、吹管目的锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（例如砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），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。应强调指出，不能期望吹管能清除所有杂物，首先应从制造、安装工艺上消除杂物的积存，吹管只能作为最后的一道补充手段。5、吹管方式、范围及流程51吹管方式根据天津北疆电厂2号机组的特点，本次锅炉蒸汽吹管方式拟采用燃油、燃煤相结合蓄能降压法，过热器、再热器分两段进行吹扫。为保证吹管质量，缩短工期，节约燃油，采用微油点火方式适时投入A磨煤机，进行降压冲洗方法吹管。52吹管范围吹管范围主要包括1锅炉过热器、再热器所有受热面及管路2主蒸汽管道，冷段、热段再热蒸汽管道3机组高压旁路管道4锅炉吹灰器主汽汽源管道5主汽减温水系统水冲洗6再热汽减温水系统水冲洗注其它不参加吹扫的蒸汽管道在安装前要仔细清理干净，经检查合格，汽机小机汽源管道及汽机范围内管道的吹扫由汽机专业考虑。53吹管流程531过热器及主蒸汽管道吹扫（第一阶段）分离器过热器主蒸汽管道临时管吹管临时门临时管靶板消音器532过热器、再热器系统串联吹扫（第二阶段）分离器过热器主蒸汽管道临时管吹管临时门临时管冷再管道再热器热再管道中压自动汽门临时管靶板消音器533高旁及冷段再热蒸汽管路吹扫（第二阶段）分离器过热器主蒸汽管道高旁调节门冷再管道再热器热再管中压自动汽门临时管消音器6、组织与分工61生产单位全面协助试运指挥部做好锅炉点火、升压、吹管全过程的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决吹管过程中的问题和外部关系等。组织协调锅炉启动前烟风系统、炉膛、及各辅机的大检查，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；负责点火后的煤质及水质分析；参加分部试运及分部试运后的验收签证；在启动试运中负责设备代管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。运行人员负责操作，设备巡检，运行参数记录。62施工单位完成启动所需要的建筑和安装工程及吹管临时系统的安装与恢复工作，编审临时系统的方案和措施，负责完成单体试运工作及单体试运后的验收签证；提交单体试运记录和有关文件、资料；做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施；负责锅炉启动前烟风系统、炉膛、及各辅机的大检查；配合输煤、除灰、除渣等系统的投入与退出；负责锅炉支吊架的检查与消缺；负责现场的安全、消防、消缺检修、治安保卫和文明启动等工作；配合汽水、烟风系统各热工测点、火焰电视的投入及调整；在点火升压过程中，负责锅炉巡视、螺栓紧固及各膨胀指示器的记录；在吹管过程中，负责设备维护、消缺、消防、靶板安装更换等工作。63调试单位负责编制锅炉蒸汽吹管调试措施；提出或复审分部试运阶段的调试方案或措施；参加吹管后验收签证；全面检查锅炉启动所有系统的完整性和合理性；协调并完成启动试运全过程中的调试工作；负责锅炉启动前各联锁、报警、保护的传动；负责锅炉点火、升压、吹管过程中对运行人员的指导和监督；负责点火后的燃烧调整；负责提出启动试运中重大技术问题的方案或建议；负责吹管临时电动闸阀的操作，填写调整试运质量验评表、提出调试报告和调试工作总结。64监理单位进行机组启动试运阶段的监理工作，监督本措施的实施，参加试运工作并验收签证。7、调试前应具备的条件71吹管临时系统本锅炉吹管方案采用两段吹扫，其系统布置见附图1天津北疆发电厂一期工程21000MW锅炉吹管临时系统示意图，并将关键内容简述如下711过热器吹扫主汽管道进入汽机两侧高压自动主汽门前断开，接临时管，在两根临时管的水平段上分别安装1个临吹门及暖管小旁路（76）及相应等级手动阀门，2个临吹门后接临时管汇合后，在水平段装设一套过热器靶板架，靶板架的位置应尽量靠近正式管路；靶板后接临时管至消音器排向大气。712过热器、再热器串联吹扫中压自动主汽门前滤网摘除；主汽管道进入汽机两侧高压自动主汽门前断开，接临时管，在两根临时管的水平段上分别安装1个临吹门及暖管小旁路（76）及相应等级手动阀门，临吹门后的临时管汇合后与冷再管连接；高排逆止门后管道断开并加装临时堵，保证与汽机的可靠隔绝；汽机两侧中压自动主汽门的门芯取出，装上厂家提供的专用门芯（即临时堵），并从门盖上引出两根临时管，临时管和门盖的连接采用临时法兰连接；在中压自动主汽门后的两路临时管汇合后，在水平段装设一套过热器靶板架，靶板架的位置应尽量靠近正式管路；靶板后接临时管至消音器排向大气。两个低旁减温减压阀先不装，加两个临时堵，实现和凝汽器的可靠隔绝；从中压主汽门引出的临时管分两路经消音器排向大气。713高旁管道吹扫高旁减温减压阀先不装，代之以等径的临时管；由于高旁管路较短，吹扫压力相对较低，故高旁液动调节门作为高旁管路吹扫控制门。高旁蒸汽管路的吹扫可与过热、再热器系统串联吹扫交叉进行，吹扫56次即可。714锅炉吹灰器主汽汽源管路吹扫锅炉吹灰器主汽汽源管路的吹扫视现场具体布置情况预留断口，在各母管尾部预留断口并加装手动门，遵循的原则是先吹母管，后吹各吹灰器汽源支管，最后吹扫疏水管路。吹扫时机可选择在吹管末期进行，具体见天津国投津能发电有限公司21000MW超超临界机组2锅炉吹灰器冷、热态调试措施。715主汽减温水系统水冲洗4个主汽级减温水调节阀、4个主汽级减温水调节阀、4个主汽级减温水调节阀及减温水流量孔板先不装，在减温水调节阀断口处接等径三通，再接临时管引至安全处排放。主汽减温水系统的水冲洗在酸洗之前的炉前水冲洗时一并进行，冲洗合格标准为排水透明清亮。716再热汽减温水系统水吹洗水冲洗时间安排在汽机专业电泵试运行期间进行，减温水流量孔板及再热器事故喷水调节门先不装，在再热器事故喷水减温器前将事故喷水减温管道断开，并用等径临时管引至地沟排放，冲洗合格标准为排水透明清亮。注未参与吹扫的蒸汽管路需进行人工清理。72对吹管临时系统的要求1所有临时管道通径都要求大于等于上游管道通径；2临吹门前的临时管、临时疏水系统、焊口承压应不小于100MPA、温度应不小于500，要求采用优质无缝合金钢管；临吹门后的临时管采用优质无缝合金钢管，应能承受60MPA压力，500温度；从中压自动主汽门引出的临时管要求能承受20MPA压力，500温度；要求采用优质无缝合金钢管；高旁管路临时管应该能承受10MPA压力，450温度；3高压门盖承压不小于100MPA,温度应不小于500；中压门盖承压不小于20MPA，温度应不小于450；高、中压自动主汽门假门芯安装时要保证质量，需由质检人员确认；4临吹门宜采用合金门，选用公称压力不小于160MPA，承受温度不小于500的电动闸阀；全行程开关时间小于60秒，且阀门严密、可靠性高；能电动控制，引至主控室操作，可中停；5临吹门旁路门（76）承压不小于10MPA，温度应不小于500；6靶板装置应位于便于拆装的安全地带，尽量靠近正式管道，并离开上游弯头46米；靶板架及靶板都应装设牢固，保证不会在吹管期间被打飞；靶板采用抛光的铜板，长度纵贯管道内径，宽度28MM，无肉眼可见斑痕；靶板前的临时管道在安装前应彻底清理干净，最好经喷砂处理；7消音器阻力应小于02MPA，消音效果良好，体积尽量小，且有疏水装置；8第一阶段吹扫时，再热器入口应加装堵板，热段排汽管也应安装完毕，防止再热器内存水汽化喷出伤人及损坏设备；9自动主汽门后的导汽管不参加吹扫，应采取措施确保内部清洁、无杂物；10高压主汽门不参与吹扫，应采取措施确保内部清洁、无杂物；11临时管道与正式管道、临时管道与临时管道安装对口前应进行严格检查，并对其内部进行清理，确保内部清洁，无杂物；临时管的焊接工艺应按高压管路正式管道的施工工艺施工，焊口采用氩弧焊打底，不能残留焊渣；12在吹管临时系统各处管道的最低点装设临时疏水，并且一、二次汽疏水管道分开布置，引出至厂房外安全地带排放；13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；14排汽口消音器水平安装，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；15所有与吹管有关的法兰应连结严密，法兰垫要采用正式的材料；16在临时管打上100MM厚的保温，防止工作人员烫伤。73对公用系统的要求1厂用电系统调试完毕，可以投入使用；2开式冷却水、闭式冷却水系统调试完毕，可以投入使用；3化学补给水系统，取样、加药系统调试完毕，可以投入使用，并储备好足够合格的除盐水；4主控室空调系统调试完毕，可以投入使用；5燃油供油泵能安全稳定运行，供油泵再循环调节性能良好，具备正常投入条件；6生产单位准备充足的燃料；7输煤、除灰、除渣设备及系统安装、调试完毕并具备投运条件；8仪用、杂用压缩空气系统调试完毕，可以投入使用；9辅助蒸汽系统吹扫合格，调试完毕，可以投入使用；10燃油系统吹扫及油循环完成。74对生产准备工作的要求1生产准备工作就绪，运行、检修人员配备齐全，经过培训具备上岗条件；2有关各项制度、规程、措施、报表准备齐全；3检修与运行工具、备品、备件已备妥；4厂房已封闭，门窗安装齐全，能防风雨进入厂房；5有碍通行和脚手架已拆除，沟道盖板齐全，楼梯步道、平台栏杆完好，现场所有杂物清理干净，能保证工作人员安全通行；6上、下水道畅通，能保证供水、排水需要；7燃油、润滑油系统及电缆已采取可靠的防燃措施；8厂房内所有设备工作照明，事故照明完好，保证照明充足；9通讯系统调试完毕，保证通讯通畅；10锅炉本体电梯投入运行，安全可靠；11所有岗位消防器材齐全，消防通道畅通，消防系统能投入正常。75对锅炉的要求1锅炉酸洗工作结束，酸洗临时系统拆除，酸洗临时系统恢复完毕；2吹管临时系统安装工作结束，确认符合本措施对吹管临时系统的要求。吹管用靶板准备80块（主汽40块，再热40块），靶板表面经磨平抛光处理；3锅炉本体安装工作结束，炉墙、管道保温完好；4炉内脚手架拆除，灰渣室及烟风道内部经彻底清理；5锅炉各级受热面金属壁温测点安装完毕，并经传动、验收合格；6炉底排渣系统、水封系统调试完毕，具备正常投入条件；7吹灰器安装完毕已处退出位置，空气预热器吹灰器能正常投运；8电除尘灰斗加热系统调试完毕，电除尘器气流分布、振打、升压试验完毕，具备正常投入条件；9锅炉疏放水排污系统、排空气系统、启动循环系统调试完毕，具备正常投入条件；10锅炉所有烟风系统风门挡板，汽水系统阀门检查传动、逻辑保护、报警试验完毕；11锅炉各设备挂铭牌，具备正常投入条件；12锅炉启动循环泵、空气预热器、引风机、送风机、一次风机、磨煤机、密封风机、火检探头冷却风机分部试运结束，锅炉风烟系统具备正常投入条件；13完成炉膛冷态通风、风量标定、一次风调平及炉膛冷态空气动力场试验；14锅炉各处膨胀指示器安装完毕，齐全、牢固，检查合格，并标出零位；15锅炉本体膨胀间隙检查工作结束，确认无妨碍锅炉膨胀的地方；16锅炉汽水系统、烟风系统及燃烧系统各支吊架应按设计调整，临时加固设施应拆除，弹簧吊架已处于正常工作状态；17锅炉暖风器汽源管路吹扫完毕，系统调试完成，具备正常投入条件；18空气预热器辅助蒸汽吹灰系统，消防水系统调试完毕，具备正常投入条件；19燃油泵房及炉前燃油系统、雾化空气系统调试完毕，具备正常投入条件；20FSSS相关逻辑全部检查传动完毕；21锅炉燃烧器冷态调试完毕，具备正常投入条件；22微油系统冷态调试完毕，具备投入条件；23制粉系统逻辑保护传动完毕，分部试运结束，具备投入条件；24锅炉输煤、除渣、除灰系统调试完毕，并可投入使用；25炉膛出口烟温探针安装、调试完毕，联锁保护投入，具备投运条件。76对汽机的要求1凝汽器、除氧器经清理合格,凝结水泵经试转合格，能向除氧器供水；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；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保证一台汽动给水泵调试工作完成，具备正常投入条件；5防止向汽机进汽的各项措施已实施，并经检查验收合格；6汽机真空系统调试工作完成，具备正常投入条件；7汽机盘车系统调试工作完成，具备正常投入条件；8汽机主汽管道，冷再、热再管道，高、低压旁路疏水阀传动完毕，可以使用；9汽机缸温测点调试校验完毕，可以正确指示缸温；10各抽汽电动截止门关闭严密；11所有引入凝汽器的各处疏水均被可靠隔绝；12低压缸喷水可以投入。77对热控专业的要求1锅炉FSSS系统的油点火程序控制、油泄漏试验及煤粉投运条件、磨煤机启动、停止控制程序、磨煤机联锁保护逻辑等调试工作完成；2锅炉主保护MFT、OFT传动工作完成，保护动作正确，报警、音响信号正确；3炉膛吹扫条件、程控逻辑检查传动完毕；4各主要辅机联锁、保护动作正确，报警、音响信号可靠；5DCS系统与吹管工作有关的项目调试工作完成，指示准确可靠，包括分离器、过热器、再热器压力、主、再汽温、各金属壁温、磨入口风量、出口温度、各辅机电流、轴承温度等、给水压力、温度、给水流量、各二次风风量、风压及风温、燃油压力、燃油温度、流量、汽水及烟风系统所有热工测点；6炉膛火焰电视、炉膛烟温探针具备投运条件；7锅炉CCS系统的启动贮水箱水位自动、炉膛负压自动、一次风压自动、燃油压力自动、磨煤机入口温度自动、磨入口风量自动、除氧器水位、凝汽器水位自动调试工作完成，调节品质良好；8各项保护、报警、光字牌声光信号调试传动完毕，能正常报警；9微油点火系统的逻辑组态工作完成并传动完毕；10锅炉四管泄漏报警系统调试完毕，具备投入条件。8、调试项目及程序81吹管前的检查及准备工作1锅炉、汽机、化学、燃料、热工、电气等各专业按照相应的运行规程对要求投入的系统、设备进行全面检查，确认具备投运条件；2向厂用辅汽系统供汽，锅炉暖风器、磨防爆蒸汽、燃油吹扫蒸汽等锅炉辅助蒸汽系统进行暖管；3除氧器在点火前6小时应投入加热；4对设备检查确认具备投运条件后，电气人员将要投入的设备送电；5热工人员将所需的仪表、自动调节系统、数据采集系统投入；6完成锅炉主保护、各主要辅机联锁、保护、报警信号的传动检查，燃油按规定程序投入各项联锁保护；7锅炉贮水箱水位指示正确；8启动循环泵冷却水投运正常，启动循环泵系统及其相关的控制设备完好；9空预器的传动装置、密封间隙、润滑油及冷却系统，各指示器均处于正常位置；10对仪用压缩空气系统进行检查并投入运行；11开式冷却水系统、闭式冷却水系统检查并投入运行；12锅炉启动系统备好，包括大气式扩容器、集水箱、疏水泵等；13燃油泵房启动供油泵，检查燃油管线有无泄漏；14燃料专业给A磨煤机煤斗上煤至中间煤位；15锅炉炉底水封投入；16化学专业准备好进行汽水取样及化验工作；17吹管临时门传动检查工作完毕、吹管临时系统检查完毕；18点火前进行建设（生产）、安装、调试、监理四方联合检查，确认具备点火条件。82吹管操作步骤821锅炉上水及循环冲洗1锅炉进水水质应满足除氧器出口水质的含铁量200PPB；2锅炉在进水时除氧器须加热，提高给水温度到100左右。锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过111；3如果锅炉金属温度小于38且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小；4贮水箱见水后电动给水泵保持最大出力运行，要求贮水箱水位稳定2MIN且溢流阀1开度100及溢流阀2开度大于15维持2MIN，确保空气完全排出；5当贮水箱水质含铁量FE500PPB，应进行排放，当含铁量FE500PPB时进行回收，启动锅炉疏水回收泵，建立循环清洗；6循环清洗期间，保持给水流量为1015BMCR，具体情况决定于清洗速度。清洗流程为省煤器螺旋管水冷壁垂直水冷壁汽水分离器贮水箱大气式扩容器集水箱疏水回收泵冷凝器；7当循环泵启动条件满足后，启动锅炉循环泵，具体见天津国投津能发电有限公司21000MW超临界机组2锅炉启动循环泵及其系统调试措施；8省煤器进口流量自动控制在最小设定值（30BMCR）；9当循环清洗进行到省煤器的入口含铁量50PPB，贮水箱含铁量100PPB，锅炉清洗工作完成，可以进行点火程序。822锅炉点火及热态冲洗1按运行规程启动空气预热器，引、送风机，进行膛炉正负压报警及炉膛正负压、总风量锅炉主保护动态传动；2调整好风量及炉膛负压，投入炉膛负压自动；启动探头冷却风机；3投入炉膛烟温探针；4调整好二次风量及炉膛负压，进行锅炉炉膛吹扫；5炉膛吹扫完成后，MFT复位；在燃油泄漏试验成功之后，打开供油油速断阀、回油阀，调整好燃油压力，油压自动调节投入，建立炉前油循环；6具备点火条件后，锅炉点火；首支油枪点火成功后，进行每支油枪的试点火及燃烧调整工作，以检查每支油枪的雾化、燃烧情况，对燃烧不正常的应找出原因予以消除；7进行微油点火油枪的热态调试，对其缺陷予以消除，具备正常投入条件；8点火初期在保证雾化、燃烧良好的前提下，应时常切换油枪，使炉膛热负荷均匀，升温、升压速率符合要求；9点火前，投入空预器辅汽连续吹灰；根据锅炉燃烧情况适时投入电除尘器；10当主汽压力升至02MPA，关所有空气门；11当主汽压力升至05MPA，冲洗贮水箱水位计，冲洗时注意与水位有关的联锁和保护；12主汽压力维持05MPA，进行锅炉热紧螺栓工作临时设施的电动门、自动主汽门法兰等；13主汽压力升至07MPA，打开临时吹管电动门旁路门，进行暖管工作；14主汽压力升至10MPA，视蒸汽过热度和金属壁温关闭过热器系统疏水门，打开临时吹管系统的所有疏水门，打开机侧所有疏水门；15锅炉升压过程中，需要加强对锅炉水质取样、化验，炉水铁离子含量不许超过锅炉说明书水质要求，当分离器压力达到10MPA时，维持此压力进行热态冲洗，当水质到达要求时，方可继续升压；16为了提高炉水水质、加快冲洗效果，在热态冲洗阶段要求投入凝结水精处理，凝结水精处理投入运行后，调节凝结水泵出口温度，不得超过精处理允许值；17主汽压力升至15MPA，维持此压力，进行热工仪表吹扫工作，完成后投入仪表；18主汽压力升至20MPA，加强临时管暖管工作，可逐步开大吹管临时电动门，为了防止出现撞管现象，应进行充分暖管。暖管结束后，可逐步关闭临吹门及其它各部疏水，锅炉开始升压，在升压时应控制好主汽温度。823锅炉降压吹管1主汽压力升至50MPA，逐渐开启吹管临时门进行试吹一次，以考验临时系统是否牢固，在此过程中运行人员熟悉本炉的汽水特性，如果发现临时系统有缺陷，应立即停止升压或灭火进行处理；2主汽压力升至7080MPA，解除溢流阀自动，手动控制贮水箱水位，开启吹管临时门进行第一阶段第一次正式吹管，临时门打开过程中，贮水箱水位不断上升（虚假水位），关闭溢流阀，维持当前电动给水泵出力，并密切监视炉膛燃烧状况；3主汽压力降至4550MPA时，关闭临吹门，临冲门关闭过程中，贮水箱水位急剧下降，增大电动给水泵出力，配合调整溢流阀，迅速恢复贮水箱水位至正常范围内；4吹管过程中注意检查锅炉膨胀及支吊架受力情况；5锅炉继续升压至吹管参数，进行下一次吹管；6如此反复，直至过热器靶板合格；7第一阶段吹管过程中，可启动A一次风机，对A磨进行通风，同时投入微油点火暖风器及微油点火枪，满足A磨启动条件后，可投运A磨煤机，煤量控制在3060T/H之间，煤量增加过程中，要注意燃烧调整，监视并控制控制好各受热面的金属壁温，同时根据燃烧状况可逐渐减少AB层投运油枪的数量，节省燃油；8第一阶段结束后，停炉放水，恢复临时系统，进行第二阶段吹扫；9第二阶段吹管参数及步骤同第一阶段，直至再热器靶板合格；10第二阶段吹管过程中，可根据升温升压及各受热面壁温情况，试投B磨煤机；11第二阶段吹管过程中，安排高旁吹扫，对高旁管道进行充分暖管，当分离器压力达到5MPA时，逐渐开启高旁液动调节门，当分离器压力降到30MPA，关闭高旁液动调节门，吹扫5、6次即可。9、吹管参数及质量检验标准91吹管参数根据火电机组启动蒸汽吹管导则，控制过热器、再热器各段的吹管系数大于1，确定吹管参数如下第一阶段及第二阶段吹扫初压7080MPA；（分离器出口压力）终压4050MPA；高旁管路吹扫初压5055MPA；（分离器出口压力）终压30MPA；吹灰器主汽源吹扫压力20MPA温度350左右92质量检验标准依据火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）规定天津国投津能发电有限公司1000MW超超临界机组2锅炉蒸汽吹管执行以下标准1过热器、再热器及其管道各段的吹管系数大于1；2在被吹洗管道末端的临时排汽管内装设靶板，靶板用紫铜板制成，其宽度为28MM、长度纵贯管子内径；在保证吹管系数的前提下，连续两次打靶检查，第二次靶板上冲击斑痕点数应少于第一次；靶板上冲击斑痕粒度不大于05MM，且肉眼可见斑痕不多于5点即认为吹管质量优良。10、安全注意事项1为保证锅炉启动分离器安全，建议每次蒸汽吹洗期间启动分离器出口汽温下降幅度不大于42；2在油枪投运初期应注意燃烧调整，加强就地检查、看火，如发现油枪雾化、燃烧不良时应及时找出原因并处理；3在投入煤燃烧器运行期间应进一步加强燃烧调整，及时、合理配风，保证煤粉燃烧完全，防止灭火放炮和尾部烟道再燃烧；4加强燃烧调整监视，合理配风，防止燃烧器被烧损。对于投运的燃烧器要加强就地火焰监视，观察着火距离，火焰颜色、亮度，及时调一、二次风配风比例，控制着火距离在合理的范围内，防止燃烧器被烧损；5停运磨煤机应注意监视磨出口温度情况，并尽快安排磨通风吹扫，防止发生制粉系统积粉自燃、爆炸事故，必要时可以投入磨煤机消防蒸汽；6A磨煤机停运后应关闭磨入口暖风器来汽门；7为防止尾部受热面特别是空气预热器再燃烧，发现烟温急剧升高时，对空气预热器严密监视，发现着火后立即按运行规程处理，紧急停炉，关闭空气预热器烟风道进出口挡板，投入空预器吹灰和消防水系统；8严密监视炉膛出口、尾部烟道各处烟温，加强对过热器、再热器、螺旋管圈出口管壁金属温度的监视和记录，防止各部金属壁温超过允许值，在再热器干烧时应控制炉膛出口烟温小于540；9在点火吹管期间以下各阶段应稳定压力分别记录锅炉的膨胀值锅炉上水前、上水后，分离器出口压力分别达到05MPA、1MPA、25MPA、5MPA、6MPA、7MPA、8MPA表压力时。运行人员、安装人员应