锅炉蒸汽管道吹扫调试措施

1、编号：大唐抚州/锅炉-002-2015江西大唐抚州电厂新建工程2×1000MW机组锅炉蒸汽管道吹扫调试措施华北电力科学研究院有限责任公司二一五年七月1 设备系统概述江西大唐抚州电厂新建工程设计2×1000MW超超临界燃煤发电机组，配套建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊型结构锅炉，型号为DG3060/27.46-1。锅炉设有带炉水循环泵的内置式启动系统。配套汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、八级回热抽汽凝

2、汽式汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600；配套发电机为东方电机厂有限责任公司制造的水氢氢冷却、自并励静止励磁发电机，型号为QFSN-1000-2-27。自给水管路出来的水由炉侧一端进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱中部两个引入口，水流经水平布置的省煤器蛇形管后，由叉型管将两根管子合二为一引出到省煤器吊挂管至顶棚管以上的省煤器出口集箱。工质由省煤器出口集箱从锅炉两侧引出到集中下水管进入位于锅炉下部左、右两侧的集中下降管分配头，再通过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、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

3、壁出口混合集箱汇集，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离。湿态运行时从分离器分离出来的水从下部排进储水罐，蒸汽则依次经顶棚管、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。转直流运行后水冷壁出口工质已全部汽化，汽水分离器仅做为蒸汽通道用，启动系统投入暖管系统处于备用状态。汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器，经过水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至高温过热器之间。再热器调温以烟气挡板调节

4、为主，同时在低温再热器出口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。为消除汽温偏差，屏式过热器至高温过热器汽水管路左右交叉布置，低温再热器至高温再热器汽水管路左右交叉布置。同时为减小流量偏差使同屏各管的壁温比较接近，在屏过进口集箱上管排的入口处、高过进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈管子外）、高再进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈管子外）均设置了不同尺寸的节流圈。每台机组配置2×50%容量的汽动给水泵，2台机组公用一台30%容量的电泵。机组旁路为45%容量的高低压串联二级旁路。锅炉过热器出口管道上装设了2只动力控制泄放阀（ERV阀），2只弹簧安全阀，在屏式过热器进口管道上装设了6只弹

5、簧安全阀。再热器进、出口管道上分别设置了8只和2只弹簧安全阀。在启动初期，通过炉膛出口烟温探针的监控来实现对过热器和再热器的保护，当炉膛出口烟温高于540报警，高于580自动退回。锅炉采用前后墙对冲燃烧方式的旋流煤粉燃烧器，分前墙3层、后墙3层布置，每层8只旋流煤粉燃烧器，总共48只旋流煤粉燃烧器。燃烧器采用OPCC新型低NOx燃烧器，煤粉燃烧器将燃烧用空气被分为四部分：即一次风、内二次风、外二次风（也称三次风）和中心风。在前后墙燃烧器的上方，各布置了3层燃尽风，每层8只燃尽风喷口，并在前、后墙靠近两侧墙处各布置了6只贴壁风喷口。本工程A层煤粉燃烧器采用等离子点火方式，其余燃烧器保留常规两级点

6、火系统，即高能点火器点燃轻柴油，轻柴油点燃煤粉。常规油点火系统采用简单机械雾化方式，40支油枪的总出力按锅炉BMCR所需热量的20%设计。制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹式系统，配置6台北方重工集团有限公司制造的MP245G型磨煤机，每台磨煤机配置1台北京电力设备总厂制造的DPG120型电子称重式给煤机。燃烧设计煤种时，BMCR工况下5台运行，1台备用。每台锅炉配有2台豪顿华工程有限公司生产的33.5VNT2450型三分仓回转容克式空气预热器，2台上海鼓风机厂有限公司生产的PAF19-13.3-2型双级动叶可调轴流一次风机，2台上海鼓风机厂有限公司生产的FAF28-15-1型动叶可调轴流送风机

7、，2台成都凯凯凯电站风机有限公司生产的HU27446-BB型双级动叶可调轴流引风机。锅炉排渣系统是由阿尔斯通四洲电力设备（青岛）有限公司生产制造的干式除渣系统，除尘系统是由福建龙净环保股份有限公司设计制造的2台三通道六电场静电除尘器，锅炉除灰系统采用北京国电富通科技发展有限责任公司设计制造的正压浓相气力除灰系统，两台锅炉共设原灰库、粗灰库、细灰库三个灰库以及飞灰分选系统。烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR），“2+1”模式布置蜂窝式催化剂，配套液氨储存、蒸发及氨气制备系统。油罐区设2个300m³钢制拱顶油罐，3台供油泵，2台卸油泵及附属设备，用以满足机组正常燃油需要。锅炉配有炉膛安

8、全监控系统(FSSS)、炉膛火焰电视监视装置、炉膛出口烟温探针、炉管泄漏检测装置等安全保护装置。机组热控设备采用ABB公司的分散控制系统（DCS）和子控制系统。锅炉主要设计参数见下表1。表1 锅炉主要技术参数项 目单 位BMCRBRL锅 炉 规 范过热蒸汽流量t/h3060.002914.20过热器出口蒸汽压力MPa(g)27.4627.34过热器出口蒸汽温度605605再热蒸汽流量t/h2537.072411.48再热器进口蒸汽压力MPa(g)4.974.71再热器出口蒸汽压力MPa(g)4.774.53再热器进口蒸汽温度344341再热器出口蒸汽温度603603给水温度305302热 平

9、衡锅炉计算热效率（低位）%94.0794.09排烟温度（修正前）125125排烟温度（修正后）121120燃料消耗量t/h425.43407.73热 损 失干烟气热损失%4.444.42氢燃烧生成水的损失%0.330.33燃料中水份引起热损失%0.120.12空气中水分热损失%0.080.08未完全燃烧热损失%0.700.70辐射及对流热损失%0.160.16不可测量热损失%0.100.10总热损失%5.935.91制造厂裕度%0.49保证热效率%93.6汽水系统过热器一减喷水量t/h122.40116.57过热器二减喷水量t/h91.8087.43过热器三减喷水量t/h再热器喷水量t/h00

10、过热器减温水温度340337再热器减温水温度180180分离器出口蒸汽温度424424风烟系统省煤器出口过量空气系数1.181.18出空预器烟气量t/h3956.253797.11出空预器一次风量（含旁路）t/h674.9662.8出空预器二次风量t/h2703.12573.3一次风旁路风量t/h144.5156.0空预器进口烟气温度370367空预器进口一次风温度3030空预器进口二次风温度2525空预器出口热一次风温度314314空预器出口热二次风温度337336燃烧系统投运磨煤机台数台55一次风率%20.6521.18二次风率%79.3578.82NOx排放浓度（6%氧量）mg/Nm32

11、80煤粉细度R90%2020容积热负荷kW/m379.6876.37截面热负荷MW/m24.484.29设计煤种为内蒙满世蒙泰混煤，校核煤种1为内蒙满世煤，校核煤种2为内蒙伊泰煤，煤质成分以及灰渣成分分析资料见表2。表2 煤质分析项目名称符号单位设计煤校核煤种1校核煤种2收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg201532271018300收到基水分Mar%11.348.713.8空气干燥基水分Mad%3.931.984.16收到基灰份Aar%20.4116.2720.8干燥无灰基挥发份Vdaf%39.8638.8241.62收到基碳Car%52.8157.8149.19收到基氢Har%3.4

12、23.693.23收到基氧Oar%10.4811.7511.8收到基氮Nar%0.751.240.52收到基硫Sar%0.790.540.66磨损冲刷指数Ke1.921.852.1灰成份分析SiO2%47.8242.3057.29Al2O3%33.9538.3728.80Fe2O3%3.362.493.12CaO%5.537.893.32MgO%0.420.320.54K2O%0.590.361.00Na2O%0.200.060.35TiO2%1.071.130.92SO3%2.954.131.94P2O5%0.340.320.12其他%3.772.632.6变形温度(弱还原性)DT12401

13、4201460软化温度(弱还原性)ST12801430>1500半球温度HT12901440>1500流动温度(弱还原性)FT13001450>1500本工程点火及助燃油为0#轻柴油，其特性数据如下表3。表3 油质分析项 目单 位数 据油种0号轻柴油运动粘度（20°C时）mm²/s3.08.0凝固点°C0闭口闪点°C55机械杂质%无硫份%0.5水份%痕迹灰份%0.01比重kg/m3820850低位发热值Qnet,arkJ/kg418002 编制依据2.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T 5437-2009）2.2 火力发电

14、建设工程机组蒸汽吹管导则（DL/T 1269-2013）2.3 火力发电建设工程机组调试技术规范（DL/T 5294-2013）2.4 火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程（DL/T 5295-2013）2.5 火电工程达标投产验收规程（DL 5277-2012）2.6 电业安全工作规程 第1部分：热力和机械（GB 26164.1-2010）2.7 电力建设安全工作规程 第1部分：火力发电厂（DL 5009.1-2014）2.8 电力建设施工技术规范 第2部分：锅炉机组（DL 5190.2-2012）2.9 中华人民共和国工程建设标准强制性条文：电力工程部分（2011年版）2.10 电力

15、基本建设热力设备化学监督导则（DL/T 889-2004）2.11 防止电力生产事故的二十五项重点要求国能安全2014161号2.12 江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组启动调试大纲2.13 广东省电力设计研究院设计图纸2.14 江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组锅炉技术协议2.15 东方锅炉股份有限公司锅炉说明书、图纸、热力计算汇总等相关资料注：上述国家、地方、行业颁布的标准、规程、规范均应是现行有效版本，如以上版本更新，采用最新版本。3 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、

16、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，保障机组的安全稳定运行。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。4 吹管方式、范围及流程4.1吹管方式根据江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组启动调试大纲及火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则的要求，结合本机组的特点，确定锅炉蒸汽吹管采用等离子（燃油）点火、燃煤相结合，电泵、汽泵相结合，汽轮机具备投盘车、送轴封、

17、抽真空条件，降压、稳压相结合，过再热器联合一段吹管的方案。4.2 吹管范围 1) 锅炉过热器、再热器所有受热面及管路；2) 主蒸汽管道、再热冷段及热段蒸汽管道；3) 汽轮机高压旁路系统管道；4) 汽动给水泵高压汽源管道；5) 锅炉吹灰器主汽汽源管路。注：（1）其它不参加吹扫的蒸汽管道在安装前要人工清理干净，经检查验收合格；（2）其它未参与本次吹扫的管道，如轴封汽源管路等吹扫方案详见汽机专业措施；（3）本措施包含过、再热减温水系统的水冲洗。4.3 吹管流程主流程过 热 器主蒸汽管道高压自动汽门临 时 管 吹管临时门临 时 管过热器靶板临 时 管集 粒 器冷 再 管再 热 器热 再 管中压自动汽门

18、临 时 管再热器靶板临 时 管消 音 器高旁系统过 热 器主蒸汽管道高 旁高旁临时门临 时 管集 粒 器冷 再 管再 热 器热 再 管中压自动汽门临 时 管再热器靶板临 时 管消 音 器5 组织与分工参与机组分部试运的有关单位主要有建设单位、施工单位、调试单位、生产单位、设计单位、设备制造单位、质量监理部门等。依据火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）有关规定，现将参与机组分部试运的有关单位的主要职责分述如下：5.1 生产单位及建设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

19、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。负责点火过程中的煤质及水质分析；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。5.2 设计单位（EC总包）负责必要的设计修改和必要的设计交底工作；负责临时系统管道布置图设计，包括管径，管材和反作用校核等；配合处理机组分部试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作。除此以外，总包

20、单位还应按照调试大纲的要求完成职责范围内的其它工作。5.3 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，负责完成单体试运工作及单体试运后的验收签证；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。5.4 调试单位负责编制锅炉蒸汽吹

21、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；合同组织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、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、提交调试报告。5.5监理单位负责监理各自责任范围内的调试过程及调试过程中施工单位进行的各项工作；参与锅炉蒸汽管道吹管工作；负责吹管过程中缺陷的管理，建立缺陷台账，确定缺陷性质和消缺责任单位，组织消缺后的验收，实行闭环管理；组织或参加吹

22、管期间重大技术问题解决方案的讨论；负责组织吹管工作的质量验收、检查评定和签证工作。5.6 制造单位完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告；按合同规定对设备分部试运进行技术服务和技术指导；及时解决影响设备试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题；试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施，或做出相应结论，并提出专题报告。6 吹管临时系统及吹管前应具备的条件6.1吹管临时系统本锅炉吹管方案采用一段吹方案，其系统布置见附图1江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组锅炉吹管临时系统示意图

23、，关键内容简述如下： ·过、再热系统串联吹扫6.1.1汽机高压、中压自动主汽门前的滤网应摘除。6.1.2将汽机两侧高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。在两根临时管水平段上分别装一个吹管临时电动截止门，并安装暖管用小旁路（f76mm及相应等级的阀门。6.1.3过热器靶板的位置：在吹管临时门后临时管汇合后的水平段装靶板架。靶板架后的临时管与高排逆止门后冷再管相连，高排逆止门在吹管结束后恢复临时系统时安装。6.1.4两根高压缸排汽管（与汽缸相连部分）未参加吹扫，加堵板隔离，在吹管后恢复并清理干净。6.1

24、.5在临吹门后管道和高旁后管道汇合后安装集粒器，周围应布置平台，以便于清理集粒器；集粒器后面的冷再管道要进行人工清理，以保证没有大块物体； 6.1.6再热蒸汽热段管与排汽管的连接：将两个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），确保再热蒸汽与中压缸的隔绝；并从门盖上引出两根临时排汽管，临时排汽管和门盖的连接采用临时法兰连接。6.1.7高、中压主汽门的临时封堵装置必须安装牢固、严密，并应经隐蔽验收合格。6.1.8再热器靶板的位置：在两根排汽管水平段安装两套再热器靶板架，靶板架的位置应尽量靠近上游正式管路。6.1.9靶板架后的临时管道引至主厂房外安全地带设置排汽口；为了减少吹管

25、排汽口的噪音污染，在排汽口需加装消音器，排汽方向向上。低旁管路不参加吹扫，吹过过程中加临时堵板隔离，要求在吹管前后均要仔细清理该部分管路，并经监理验收合格。所有机侧主、再热系统及旁路系统去凝汽器疏水管道在凝汽器前断开，并用临时管引至安全地方排放。一、二次汽疏水临时管分别布置。·高旁管路的吹扫2高排逆止门应断开，在高排逆止门后的冷再管上加装临时堵。3高旁减温减压阀先不装，代之以等径的临时管，并安装一个高旁临时门以控制吹扫。4再热冷段至各用户（辅汽联箱，汽泵高压汽源，二抽等）的吹扫方案及隔离措施，详见汽机专业相关措施。5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，在降压吹管过

26、程中吹扫56次即可。·锅炉吹灰器主汽汽源管路的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。吹扫时机可选择在主、再热蒸汽管道吹扫合格在锅炉降压过程中进行。具体措施见江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组锅炉吹灰器冷、热态调试措施。·主汽、再热汽减温水系统的冲洗水冲洗时间安排在电泵试转期间进行；将主汽、级减温器和再热减温器的减温水管路从减温器前断开，接等径临时管，引至厂房外安全区域排放。冲洗时流量孔板及减温水调节阀先不装，代之以等径的临时管；减温器减温水管断开处应尽量靠近减温器；冲洗用临时管要不小于上游管道管径，以免增加阻力，影响冲洗效果。冲

27、洗到肉眼观察明净清澈为止。在水冲洗结束后、点火之前所有主汽和再热器减温水要求恢复正式系统。6.2对临时系统的要求吹管临时门及旁路门前的临时管、临时疏水系统、焊口应该能承受10.0MPa压力、500温度，要求采用优质无缝合金钢管；吹管临时门后的临时管应能承受6.0 MPa压力、500温度，要求采用优质无缝合金钢管；中压主汽门后的临时管要求能承受2.0 MPa压力，500温度，要求采用优质无缝合金钢管。对吹管临时控制门的要求：临时门宜采用合金门，选用两个公称压力16.0MPa，承受温度500的电动闸阀。公称直径为DN350mm或不小于主蒸汽管道内径，全行程时间小于60 s，且阀门严密、可靠性高，两

28、阀门动作时间应一致。临吹门要求电动控制，引至主控室操作，并具有中停功能。吹管临时控制门应安装在临时管路水平管段上，并搭设操作平台。为保护临时控制门和进行暖管，应加设控制门小旁路，其规格为：公称压力16MPa、温度500、公称直径不小于50mm。6.2.4高旁临时门前的临时管应能承受10.0MPa压力，500温度，临冲门后的临时管应该能承受6.0MPa压力，500温度。高旁临时门应采用合金门，公称直径为DN350mm，公称压力16.0MPa，承受温度500的电动闸阀。全行程时间小于60s，且阀门严密、可靠性高。临吹门要求电动控制，引至主控室操作，并具有中停功能。吹管临时控制门应安装在水平段上，并

29、搭设操作平台。6.2.5高压主汽门临时堵板、临时短管和法兰一般应由制造厂提供，且设计压力应不小于10.0MPa，设计温度应不小于500，临时短管应采用优质无缝钢管。中压主汽门临时堵板、临时短管和法兰应由制造厂提供，且设计压力应不小于4.0MPa，设计温度降压吹管时应不小于500，临时短管应采用优质无缝钢管。6.2.6所有临时管道内径都要求不小于上游正式管道内径。6.2.7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，靶板前的临时管道在安装前宜进行喷砂处理。6.2.8 临时管道焊接应符合DL/T 868、DL/T 869的规定，焊口应进

30、行100%无损检测；异种钢焊接应符合DL/T 752的规定；靶板前焊口应采用氩弧焊打底。6.2.9 长距离临时管道应有0.2%的坡度，并在最低点设置疏水，主蒸汽、再热蒸汽等管道疏水应分别接出排放（包括机侧疏水），且不得排入凝汽器。6.2.10临时管道宜采用Y型的汇集三通，避免采用直角弯头，两管之间夹角宜选择30°60°锐角。6.2.11临时管道支吊架应设置合理、牢固可靠，其强度应按大于4倍的吹管反力计算。2 临时管道固定支架应安装牢固，滑动支架应满足管道膨胀要求，并验收合格。3靶板装置应位于便于拆装的安全地带，并尽量靠近正式管道，靶板架及靶板都应装设牢固，保证不会在吹管期间

31、被打飞。4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。5临时排汽管宜水平安装，排汽口稍向上倾斜，排汽区域避开建筑物及设备，同时设警戒区。6在临时管排汽口末端便于观察处装一块就地压力表及远传压力变送器：量程2.0MPa，精度1.5级；一块就地温度计：量程0500。压力表及变送器的安装应考虑吹管时排汽管的剧烈震动，应将压力表管引至稍远处，并设缓冲结构。7吹管临时系统应进行保温处理，保温厚度不小于100mm。8集粒器应水平安装并搭设操作平台，且便于清理。安装时应注意汽流方向。集粒器应符合下列条件： 1）设计压力不小于6MPa，温度不小于500，阻力小于0.1MPa；2）集粒器通流总截面积

32、应不小于主蒸汽管道有效截面积的6倍；3）收集杂物性能好。滤网孔径不大于12mm，且主汽流不能直吹网孔，并有足够大的收集杂物的空间； 4）集粒器应靠近再热器安装；布置在汽机房时，再热冷段管道应进行清理，并验收合格。靶板器用于放置靶板，要注意靶板器的结构与工艺，并具有足够的强度，密封性好，操作灵活，并留有靶板的膨胀间隙。为正确检验吹管质量，靶板应抛光，无肉眼可见斑痕。靶板器宜采用法兰式或串轴式结构。靶板器应靠近正式管道，靶板器前直管段长度宜为管道直径的45倍，靶板器后直管段长度宜为管道直径的23倍。消音器应经有资质的设计单位进行设计计算，通流面积应满足吹管参数、降噪和阻力要求。消音器设计压力应不小

33、于1.0MPa，500。消音器安装前，其焊缝、密封部件、通流孔等应经检验合格，焊接应进行100%无损检测。对于重复使用的消声器，应对受力集中部位焊口进行加强。 消声器和集粒器等在接入临时系统之前，均需提供相应的合格证和检测证明，保证设备的可靠、安全。6.3对公用系统的要求6.3.1 厂用电系统调试完毕，可以投入使用。6.3.2 工业水，循环水，开式水系统调试完毕，可以投入使用。6.3.3 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。（取样冷却部分未完）6.3.4 主控室空调系统调试完毕，可以投入使用。6.3.5 燃油系统吹扫及油循环完成；燃油卸油泵、供油泵能

34、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。19号早上6.3.6 原煤仓检查、清理验收完毕，具备上煤条件；（OK）6.3.7 发电厂准备充足的燃料：油1000吨；煤6000吨，并提供油，煤化验报告。6.3.8 输煤、除灰、除渣设备及系统安装、调试完毕并具备投运条件。（除灰今天吹扫，打压完成，明天验收封闭）（除渣信号今天对完，液压门传动）6.3.9 启动锅炉调试完毕，经过大负荷试验，具备投入条件。6.3.10 仪用、杂用压缩空气系统调试完毕，可以投入使用。6.3.11 辅助蒸汽系统吹扫合格，调试完毕，可以投入使用；辅汽联箱疏水至机组排水槽6.3.12 厂房内所有设备工作照明，事故照

35、明完好，保证照明充足。6.3.13 通讯系统调试完毕，保证通讯通畅。辅控网电话通讯？输煤，除灰，化水，启动炉。6.3.14 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。6.3.15 有碍通行和容易引起火灾的脚手架已拆除，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。6.4对生产准备工作的要求6.4.1 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；6.4.2 有关各项制度、规程、措施、报表准备齐全；检修与运行工具、备品、备件备妥。 具备进行煤质、水质化验条件，在煤仓上煤时提供煤质报告，在锅炉冲洗过程中定时进行水质化验。6.5对锅

36、炉的要求6.5.1 碱洗、酸洗工作结束，酸洗临时系统拆除，临时系统已恢复正式；6.5.2 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；6.5.3 吹管用靶板已备好，准备80块（主汽30块、再热汽靶板50块），靶板表面经磨平抛光处理；6.5.4 锅炉本体安装工作结束，炉墙、管道保温完好；尾部烟道及炉膛内脚手架以全部拆除，灰渣室及烟风道（尤其是空预器）内部经彻底清理，锅炉本体及烟风系统人孔门经过检查后封闭；6.5.5 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，专业人员已做原始记录；6.5.6 炉底渣斗冷却系统、输送系统调试完毕，具备正常投入条件；6.5.7 吹灰器安

37、装完毕已处退出位置，空气预热器吹灰器能正常投运；6.5.8 电除尘器升压试验、振打、气流分布试验完毕；灰斗加热系统调试完毕，系统具备正常投入条件；6.5.9 锅炉疏放水排污系统、排空气系统、减温水系统、主蒸汽管启动放汽系统调试完毕，具备正常投入条件；6.5.10 锅炉启动系统调试完毕，炉水循环泵分部试运结束，循环泵相关管路阀门均已挂牌，具备正常投入条件；6.5.11 锅炉所有烟风系统风门挡板，汽水系统阀门检查传动、逻辑试验完毕，并挂铭牌，具备正常投入条件；6.5.12 锅炉空气预热器、引风机、送风机、一次风机、磨煤机密封风机、火检火检冷却风机分部试运结束，锅炉风烟系统具备正常投入条件；6.5.

38、13 完成炉膛冷态通风及空气动力场试验；6.5.14 锅炉膨胀系统各处膨胀指示器安装完毕，齐全、牢固，检查合格，并标出零位；6.5.15 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；6.5.16 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；6.5.17 空预器辅助蒸汽吹灰系统、火灾报警系统调试完毕，具备正常投入条件；消防水系统正式管路连接完成，消防喷头安装方向经厂家检查确认正确，消防水管道带压，具备随时投入条件，空预器冲洗水排水管路通畅；6.5.18 FSSS油系统静态传动完毕，油枪及点火定位正确，具备投用条件；6.5.19 锅炉燃烧器冷态调试完毕，具

39、备正常投入条件；6.5.20 等离子点火系统调试完毕，具备投入条件；6.5.21 完成制粉系统A、B、D、F至少4台磨煤机（包括应用等离子的磨煤机）及相应给煤机调试，并具备投入条件；有关磨煤机FSSS静态传动试验完成；6.5.22 锅炉输煤、除渣、除灰系统调试完毕，并可投入使用；6.5.23 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；6.5.24 过热器减温水，再热减温水系统具备投运条件；6.5.25 脱硫、脱硝系统应满足锅炉点火要求。6.6对汽机的要求6.6.1凝汽器、热水井、除氧器经清理合格，凝结水泵经试转合格，能向除氧器和杂项减温水供水；6.6.2 除氧器内部清理干净，

40、并经水冲洗，蒸汽加热管道经吹洗结束（辅汽系统），恢复正常，具备加热和投运条件；6.6.3汽动给水泵调试完毕，给水管路经全系统冲洗合格，并恢复，具备给锅炉上水条件；6.6.4防止向汽机进汽的各项措施已实施，并经检查验收合格；6.6.5汽机真空系统调试工作完成，具备正常投入条件；6.6.6汽机盘车系统调试工作完成，具备正常投入条件；若盘车不具备投入条件，汽轮机进汽管道与吹管系统应有效隔离；6.6.7汽机缸温测点调试校验完毕，可以正确指示缸温；6.6.8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；各抽汽电动截止门关闭严密；6.6.10所有引入凝汽器的各处疏水均被可靠隔绝；1低

41、压缸喷水可以投入。6.7对热控专业的要求6.7.1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、磨煤机联锁保护等调试工作完成；6.7.2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；6.7.3各主要辅机联锁、保护动作正确；报警、音响信号可靠；6.7.4 DAS 系统与吹管工作有关的项目调试工作完成，指示准确可靠：分离器、过热器、再热器等的压力、汽温、壁温；给水压力、温度、给水流量等汽水系统全部测点；空预器进、出口烟气差压，空预器进口、出口烟气温度，空预器进、出口一次风差压，空预器进、出口一次风温度，空预器进、出口二次风差压，空预

42、器进、出口二次风温度，脱硝入口氧量，空预器出口氧量等烟风系统全部测点；燃油压力、燃油温度、流量计及各辅机电流、轴承温度等；磨煤机热工测点：磨入口风量、磨出口温度等；6.7.5贮水箱水位自动、炉膛负压自动、燃油压力自动、磨煤机出口温度自动、磨入口风量自动、给水自动、除氧器水位自动(静态)调试工作完成，调节品质良好；6.7.6各项保护、报警、光字牌声光信号调试传动完毕，能正常报警；6.7.7有关等离子点火系统的逻辑修改工作已完成并传动完毕；6.7.8锅炉四管泄漏报警系统冷态调试完毕，具备投入条件。6.8 吹管前的检查及准备工作6.8.1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

43、要求投入的系统、设备进行全面检查，确认具备投运条件； 6.8.2各专业分别完成投运设备的保护、联锁、报警信号的传动检查后按规定程序投入各项联锁保护；启动供油泵建立燃油循环，启动锅炉系统检查并提前投入运行；6.8.4除氧器在给锅炉上水前应投入加热，并加热到满足锅炉上水温度；6.8.5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；6.8.6热工人员将所需的仪表、自动调节系统、数据采集系统投入；6.8.7压缩空气系统检查并投入运行；6.8.8循环水系统、开式冷却水系统检查并投入运行；6.8.9燃料专业给将投入的磨煤机煤斗上煤至中间煤位；6.8.10投入电除尘器灰斗加热装置；6.8.11锅

44、炉除渣系统具备投入运行条件；6.8.12化学专业准备好进行汽水加药、取样及化验工作；6.8.13炉水循环泵注水完毕，冷却水投运正常，相关控制设备完好，处于备用状态；吹管临时门传动完毕、吹管临时系统检查完毕；6.8.15点火前建设、生产、施工、调试、总包、监理六方联合检查，确认具备点火条件。7 吹管操作步骤7.1锅炉上水及冷态冲洗7.1.1 炉前给水管路清洗启动电动给水泵，注水至锅炉给水截止阀，进行冲洗，用给水截止阀处的疏水管排水，直至水质的含铁量<200ppb。7.1.2锅炉上水冲洗开始向锅炉上水，初期应打开所有锅炉侧所有空气门、关闭放水门（主汽，再热汽疏水门保持开启状态），打开贮水箱溢

45、流阀（361阀），水排到疏水扩容器，进行冲洗，步骤如下：1) 锅炉进水水质应满足：除氧器出口水质的含铁量<200ppb；2) 上水前、后应按规程做好膨胀记录；3) 冷态启动时，除氧器加热投入，尽量提高给水温度至80以上；4) 当省煤器、水冷壁及贮水箱在无水状态，锅炉以150/h左右给水流量上水，直到贮水箱中水位升到水位区间（68m）；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，夏季应控制在2小时；5) 贮水箱见水后，继续上水使贮水箱中水位升到高水区间，试投贮水箱水位计；若水位计未投，则需要安装单位在水位计排污管处时刻监视，见水汇报集控。根据水位计的投入情况，再决定是否

46、继续上水；通过调节给水流量和361阀，观察贮水箱3个水位变化情况是否合理；6) 将给水流量增至25%BMCR（765t/h左右），对锅炉进行冷态清洗。给水经省煤器炉膛水冷壁水冷壁出口混合集箱分离器贮水箱361阀大气扩容器疏水扩容器机组排水槽，锅炉进行冷态开式清洗；7) 当贮水箱水质Fe含量大于500ppb，应直接排入地沟，为了保证清洗效果可变流量清洗；当贮水箱水质Fe含量小于500ppb，可启动锅炉疏水泵和炉水循环泵，进行冷态循环清洗；8) 循环清洗期间，保持给水流量为10%BMCR，炉水循环泵流量为20%BMCR，具体情况决定于清洗速度。当循环清洗进行到省煤器的入口含铁量100ppb，贮水箱

47、水质Fe含量200ppb，锅炉冷态清洗工作完成；9) 冷态清洗完成后，省煤器进口流量不低于30%BMCR流量建立炉水循环，准备进入点火程序。7.2 锅炉点火及热态冲洗、升压阶段7.2.1启动两台空气预热器，引、送风机，进行膛炉正负压报警及炉膛正负压、总风量锅炉主保护实际传动；7.2.2调整好风量及炉膛负压，投入炉膛负压自动；启动火检冷却风机；投入炉膛烟温探针；7.2.3调整好二次风量及炉膛负压，进行锅炉炉膛吹扫；7.2.4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；7.2.5具备点火条件后，进行每支油枪的试点火及

48、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；7.2.6投入空预器辅助汽源连续吹灰；注意监视空预器出口烟温及电流，以防二次燃烧、热变形和低温腐蚀而损坏空预器。同时一定要保证吹灰蒸汽参数，推荐吹灰蒸汽压力大于0.9MPa，蒸汽温度大于280；7.2.7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；7.2.8微开临冲门及暖管旁路，开启过热器系统疏水门，打开临时吹管系统的所有疏水门，打开机侧所有疏水门，保证暖管透彻，避免水击；7.2.9在适当的时间启动密封风机及两台一次风机，给磨煤机通风，关闭A磨热一次风暖风器旁路挡

49、板，投入热一次风暖风器，保证疏水通畅，调整磨出口温度和通风至满足启磨条件；7.2.10 8台等离子点火器依次拉弧，调整电弧功率；1确认等离子均拉弧正常后，启动A磨制粉系统，调整给煤量至2535 t/h，一次风速至1820m/s，观察等离子燃烧器火焰情况并及时进行燃烧调整，视炉膛内燃烧状况可逐渐减少投入油枪的支数；依据锅炉温升速率和燃烧情况，调整磨煤机出力，配合厂家试验等离子燃烧器的出力范围，同时进行有关等离子点火装置的其它调整试验；7.2.13根据锅炉燃烧情况，适时投入电除尘器；7.2.14当分离器的压力升至0.2MPa，关所有空气门；7.2.15当分离器压力升至0.5MPa，冲洗贮水箱水位计

50、，冲洗时注意与水位有关的联锁和保护；7.2.16分离器压力维持0.5MPa，进行锅炉热紧螺栓工作：临时设施的电动门、自动主汽门法兰等等；7分离器压力升至1.0MPa，视主蒸汽过热度关闭过热器系统疏水门；7.2.18锅炉升压过程中，需要加强对锅炉水质取样、化验，铁离子含量不许超过锅炉说明书水质要求；当分离器出口压力达到1.01.2 MPa时，顶棚出口蒸汽温度180190，维持此工况进行热态冲洗，当水质到达要求时，方可继续升压；分离器压力升至1.5MPa，维持此压力，进行热工仪表吹扫工作，完成后投入仪表；7.2.20分离器压力升至2.0MPa，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

51、出现撞管现象，应进行充分暖管。暖管结束可逐步关小其它各部疏水，关小吹管锅炉临时电动门，开始升压，在升压时应控制好主汽温度；视给水泵流量和电泵出力，启动汽动给水泵。7.3 降压吹管7.3.1分离器压力升至3.5MPa，全开吹管临时门试吹一次，以检查临时系统及其支撑及固定情况，如果发现正式系统或临时系统有缺陷，应立即停止升压或灭火进行处理；如无异常，全关临吹门，之后关小临时系统疏水，吹管临时门旁路保留12圈开度，继续升压；7.3.2分离器压力升至4.5MPa、6MPa，全开吹管临时门进行第二次、第三次试吹； 7.3.3分离器压力达到6.57.5MPa，开启吹管临时门，开式正式吹管；7.3.4 开临

52、时门前，应将贮水箱水位控制在低位，防止吹管时蒸汽带水；在开临时门过程中，建议解除361阀自动，手动调节361阀控制贮水箱水位；临时门打开过程中，贮水箱水位不断上升（虚假水位），可关闭361阀，维持当前给水泵出力，并密切监视循环泵的运行情况；关闭临吹门过程中，贮水箱水位急剧下降（虚假水位），要迅速增大给水泵出力（或给水旁路），贮水箱水位在最低点开始回升时，迅速将给水流量减下来，配合调整溢流阀，迅速恢复贮水箱水位至正常范围内，保证贮水箱水位不低于炉水泵跳闸值；7.3.5当吹管系数小于1或者水量不足时，关闭吹管临时门；7.3.6 吹管过程中注意检查锅炉膨胀及支吊架受力情况；吹管过程中，可以根据过热汽

53、温、再热汽温的情况，适时投入减温水，调节好汽温，在投磨时应控制好燃料量，临吹门全关再热器干烧时注意控制炉膛出口烟温不超过540，以防再热器超温； 7.3.8吹管过程中，各个监视盘面分工明确，就地要专人检查燃烧情况及监视空预器吹灰情况（建议吹灰器进气口加装就地压力，量程2MPa）； 吹管过程中严格控制分离器压力下降值，相应饱和温度下降值应不大于42。 7.4稳压吹管检查确认机组蓄水情况已满足一次稳压吹管要求，当锅炉压力达到3.0 MPa时，逐步打开锅炉吹管临时门，同步关小储水罐水位控制阀开度，注意避免汽压大幅度波动。同时逐渐增大锅炉燃料量，提高锅炉给水量即省煤器入口流量，适时的增加油枪数量和磨煤

54、机出力，必要时再启动一套制粉系统，提高锅炉负荷，锅炉压力缓慢升高，通过减少储水罐水位控制阀后的溢流，使过热器通流量增加（吹管临冲门后排汽量）直至储水罐水位控制阀全关，当锅炉给水流量完全等于过热器出口蒸汽流量，锅炉转入纯直流运行工况。增加锅炉给水流量，同时投入相应给煤量以维持合理的水煤比，控制分离器出口蒸汽温度不高于该压力下对应饱和温度50。锅炉进入干态纯直流稳压吹管工况；此时应注意监视储水箱水位，当水位降低时停止炉水循环泵运行；继续增大燃料量，在此过程中需要特别注意监视锅炉各受热面壁温，主、再热汽温度，除氧器水位等参数，逐渐将锅炉吹管系数提高到最大；当除盐水不足或有其它设备缺陷发生时，逐渐减少燃料量，同时减小锅炉给水流量，降低锅炉蒸发量，蒸发量接近锅炉本生流量时，贮水罐水位见水，缓慢打开储水罐水位控制阀避免对其后的管道产生过大的热冲击，维持贮水罐水位，锅炉转入湿态运行；继续减少燃料量，减小锅炉给水流量至最低启动流量省煤器入口流量21% B-MCR。维持合理的降压速度，降温速率不应超过2.5 /min，逐渐关闭吹管临时门至全关