锅炉蒸汽管道蒸汽吹管技术措施(降压)方案

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华北电力科学研究院有限责任公司技术报告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SG-3102/27.46-M532，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Π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15544.8mm。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51996.5mm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30%BMCR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。第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告每台锅炉配有两台上海锅炉厂有限公司制造的2/34-VI(T)–2080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ANT-2100/1400F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FAF28-14-1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SAF40-20-2型动叶可调轴流引风机、两台MDNARCH火检冷却风机、两台M600-2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锅炉规范过热蒸汽流量t/h31022940过热器出口蒸汽压力MPa(g)27.4627.33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MPa(g)6.315.94再热器出口蒸汽压力MPa(g)6.115.75再热器进口蒸汽温度℃378367再热器出口蒸汽温度℃603603给水温度℃299295热平衡锅炉计算热效率（低位）％93.8093.86排烟温度（修正前）℃131129排烟温度（修正后）℃127125燃料消耗量t/h392.1377.0热损失干烟气热损失％4.484.41氢燃烧生成水的损失％0.180.18燃料中水份引起热损失％0.030.03空气中水分热损失％0.070.07未完全燃烧热损失％0.620.62散热损失％0.170.19不可测量热损失％0.300.30制造厂裕度％0.350.35总热损失％6.206.14过热器一减喷水量t/h156.5148.8第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告汽水系统过热器二减喷水量t/h52.649.4过热器三减喷水量t/h39.036.7再热器喷水量t/h00过热器减温水温度℃299295再热器减温水温度℃192192风烟系统省煤器出口过量空气系数──1.21.2出空预器烟气量kg/s1066.621025.57出空预器一次风量kg/s106.13105.77出空预器二次风量kg/s737.63702.67一次风调温风量kg/s84.1281.67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空预器出口热二次风温度℃336330燃烧系统投运磨煤机台数台55投运燃烧器个数个4040煤粉细度R90％1616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Aar%21.319.7729.16干燥无灰基挥发分Vdaf%37.732.3136.23收到基低位发热量Qnet，arkJ/kg220002244120990收到基碳Car%57.3758.5653.94收到基氢Har%4.193.363.44收到基氧Oar%7.577.289.52收到基氮Nar%1.40.790.87收到基硫Sar%<0.870.630.47可磨性指数HGI5657.6458灰成分分析二氧化硅SiO2%52.3150.4145.05三氧化二铝Al2O3%33.515.7339.68第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告二氧化钛TiO2%0.71.590.63三氧化二铁Fe2O3%3.6023.465.81氧化钙CaO%4.653.933.80氧化镁MgO%0.811.271.08氧化钾K2O%0.672.330.67氧化钠Na2O%0.490.46五氧化二钒V2O5%无三氧化硫SO3%1.671.282.24二氧化锰MnO2%0.020.001其它%1.580.579灰熔融性变形温度DT℃＞15001110＞1500软化温度ST℃1190半球温度HT℃熔融温度FT℃1270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/s3.0~8.03灰份％≯0.0254水份％痕迹5闭口闪点℃≥656凝固点℃≤07比重t/m30.88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。第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告表格4MFT条件序号项目逻辑关系定值备注1.锅炉总风量低(<25％BMCR)OR────2.炉膛压力低低2V3-1780Pa──3.炉膛压力高高2V3+1520Pa──4.火检冷却风压力低低2V3──延时300s5.手动MFT────6.机跳炉负荷＞300MWAND────汽机跳闸（2V3）7.两台送风机均停AND────8.两台引风机均停AND────9.两空预器主辅马达全停──延时60s10.两台一次风机全停两台一次风机均停AND────任一煤燃烧器运行锅炉负荷＞30%OR油角阀全关11.燃料丧失有燃料投入AND────所有煤层停运油跳闸阀已关OR所有油角阀关闭12.DCS#5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℃）8V114────16.过热器出口蒸汽温度高高634℃──17.再热器出口蒸汽温度高高632℃──18.分离器出口蒸汽温度高高471℃──19.分离器贮水箱A水位高高16.04m──20.分离器贮水箱B水位高高16.04m──21.所有给水泵跳闸A汽泵停止AND────B汽泵停止────电泵停止────第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告1.再热器保护丧失主燃料量＞25%额定燃料量OR────炉膛出口烟温＞538℃高旁关闭AND高主门关闭低旁关闭AND中主门关闭2.脱硫挡板全关脱硫进口挡板关闭AND────脱硫出口挡板关闭脱硫旁路挡板关闭表格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1.A一次风机停ANDAND────B一次风机停────2.A空预器运行OR────B空预器运行────3.A引风机运行OR────B引风机运行────4.A送风机运行OR────B送风机运行────5.进油快关阀关AND────所有油角阀关────6.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────10.过热器烟气挡板开AND＞50%──再热器烟气挡板开＞50%──11.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────第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告1.无自然通风请求任意一台送风机运行AND────任意一台引风机运行无MFT动作2.无风量冻结任意一台送风机运行AND────任意一台引风机运行无MFT动作无风量＜30%信号二次吹扫条件1.SOFA风门挡板关AND────2.CCOFA风门挡板关────3.二次风门挡板在吹扫位35%-45%──4.锅炉总风量＞30%BMCRAND────锅炉总风量＜40%BMCR5.摆动喷嘴在水平位50%45%-55%──表格6OFT条件序号项目逻辑关系定值备注1进油快关阀关OR──脉冲2任一油角阀开AND────燃油母管压力低低1.8MPa──3MFT────4手动OFT────3、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2×1000MW第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告二号机组超超临界火电机组调试大纲》1)《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉技术协议书》2)《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统流程图》3)《天津北疆电厂BMS设计说明书》4)《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉说明书》5)《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉使用说明书》6)《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉炉膛安全监控说明书》7)《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉热力计算汇总》8)《天津北疆电厂一期工程2×1000MW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5.1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。5.2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第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告1)主蒸汽管道，冷段、热段再热蒸汽管道2)机组高压旁路管道3)锅炉吹灰器主汽汽源管道4)主汽减温水系统水冲洗5)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。5.3吹管流程5.3.1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5.3.2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5.3.3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、组织与分工第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告6.1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。6.2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。6.3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。6.4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。第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告7、调试前应具备的条件7.1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2×1000MW锅炉吹管临时系统示意图》，并将关键内容简述如下：7.1.1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（φ76）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。7.1.2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（φ76）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。7.1.3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5～6次即可。7.1.4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2×1000MW超超临界机组#2锅炉吹灰器冷、热态调试措施》。第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告7.1.5主汽减温水系统水冲洗4个主汽Ⅰ级减温水调节阀、4个主汽Ⅱ级减温水调节阀、4个主汽Ⅲ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。7.1.6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。7.2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10.0MPa、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6.0MPa压力，500℃温度；从中压自动主汽门引出的临时管要求能承受2.0MPa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10.0MPa,温度应不小于500℃；中压门盖承压不小于2.0MPa，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16.0MPa，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（f76）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4~6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0.2MPa，消音效果良好，体积尽量小，且有疏水装置；第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告1)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；2)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；3)高压主汽门不参与吹扫，应采取措施确保内部清洁、无杂物；4)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；5)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；6)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；7)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；8)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；9)在临时管打上≮100mm厚的保温，防止工作人员烫伤。7.3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。第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告7.4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。7.5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；第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告1)锅炉各设备挂铭牌，具备正常投入条件；2)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；3)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；4)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；5)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)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；7)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；8)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；9)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；10)FSSS相关逻辑全部检查传动完毕；11)锅炉燃烧器冷态调试完毕，具备正常投入条件；12)微油系统冷态调试完毕，具备投入条件；13)制粉系统逻辑保护传动完毕，分部试运结束，具备投入条件；14)锅炉输煤、除渣、除灰系统调试完毕，并可投入使用；15)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。7.6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；第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告1)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；2)汽机缸温测点调试校验完毕，可以正确指示缸温；3)各抽汽电动截止门关闭严密；4)所有引入凝汽器的各处疏水均被可靠隔绝；5)低压缸喷水可以投入。7.7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；5)DCS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、调试项目及程序第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告8.1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。8.2吹管操作步骤8.2.1锅炉上水及循环冲洗第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告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Fe＞500PPb，应进行排放，当含铁量Fe＜500PPb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10%～15%BMCR，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2×1000MW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（30％BMCR）；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。8.2.2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；第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告1)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；2)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；3)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；4)当主汽压力升至0.2MPa，关所有空气门；5)当主汽压力升至0.5MPa，冲洗贮水箱水位计，冲洗时注意与水位有关的联锁和保护；6)主汽压力维持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；7)主汽压力升至0.7MPa，打开临时吹管电动门旁路门，进行暖管工作；8)主汽压力升至1.0MPa，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；9)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1.0MPa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；10)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；11)主汽压力升至1.5MPa，维持此压力，进行热工仪表吹扫工作，完成后投入仪表；12)主汽压力升至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。8.2.3锅炉降压吹管1)主汽压力升至5.0MPa，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7.0-8.0MPa，解除溢流阀自动，手动控制贮水箱水位，第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告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；1)主汽压力降至4.5-5.0MPa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；2)吹管过程中注意检查锅炉膨胀及支吊架受力情况；3)锅炉继续升压至吹管参数，进行下一次吹管；4)如此反复，直至过热器靶板合格；5)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30-60t/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；6)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；7)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；8)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；9)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3.0MPa，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9.1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：l初压：7.0-8.0MPa；（分离器出口压力）l终压：4.0-5.0MPa；高旁管路吹扫：第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告l初压：5.0～5.5MPa；（分离器出口压力）l终压：3.0MPa；吹灰器主汽源吹扫：l压力：2.0MPal温度：350℃左右9.2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0.5mm，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；6)A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；第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告1)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℃；2)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0.5MPa、1MPa、2.5MPa、5MPa、6MPa、7MPa、8MPa表压力时。运行人员、安装人员应加强对锅炉各部的膨胀检查，并做好各阶段的膨胀记录，特别是临时管道的支吊架，应加强检查，如发现有影响锅炉膨胀的地方应停止继续升压并立即解决，解决不了的立即停炉处理；3)在升温升压过程中，应经常监视启动分离器和过热器出口联箱的金属温度，以保证材料的应力余度不超过限额，如发现有超温现象应延长升温升压时间；4)在吹管期间，应注意除氧器加热的投入，保证锅炉给水温度不低于104℃；5)在吹管开始阶段应注意管道的充分预暖和疏水，防止水击；6)吹管过程中补水要及时，防止各部金属超温；7)吹管过程中过热器出口汽温降低不宜超过15℃以上，以免集箱受到过大的热冲击；8)吹管期间，应严格控制给水及炉水品质，当发现炉水品质恶化，并经各种手段调整无效时，应及时停炉冷却，放尽炉水，整炉换水；9)点火吹管时水质控制标准参照《电力基本建设热力设备化学监督导则》（DL/T889-2004）执行；10)锅炉吹管阶段，应至少进行一次＞12小时的停炉冷却，以利于焊渣、锈皮等杂质的充分剥离，提高吹管效果；11)为保证吹管效果，每小时吹管次数不应超过4次，但总次数不应少于30次；12)未参与吹管的部位，应严格进行机械及人工清理，恢复焊口应采取措施防止异物进入系统，造成二次污染；13)第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告靶板应安装在尽量靠近永久管道的临时管上，其上游应有不小于4～5倍管径的直管段，下游应有不小于2～3倍管径的直管段，保证靶板处流场均匀、稳定；1)安装单位人员必须得到调试人员的指令方可拆装靶板，并采取可靠的隔离措施：关闭吹管临时门、吹管临时门旁路门，并挂牌“禁止操作”，拆装靶板的速度应尽可能快；2)吹管时现场应备足消防器材，并有可靠的防火措施和专人检查，排汽口和所有临时管应设警戒线，并悬挂“严禁入内”、“禁止通行”、“小心烫伤”等警告牌，并设专人巡护；3)现场应具备基本的防止烫伤、烧伤急救措施，发生意外时能将伤员尽快送往最近的医院；4)严格执行两票三制：操作票、工作票和交接班制度、巡回检查制度、定期切换制度，加强燃油管理，加强对运行设备的检查维护，并进行全部管道支吊架和系统隔离情况的检查；5)吹管期间应有专人负责监视、巡查汽轮机缸温、凝汽器的温度，以防有蒸汽进入汽轮机或凝汽器内，汽机盘车系统保证能够随时投入；6)由于临时管路设计的承受温度、压力比正式管道低，因此，吹管过程中必须控制好燃烧，精心操作，严防超温超压事件发生；7)其它未尽事项的运行操作及事故处理均按《电厂运行规程》处理。11、吹管结束后系统的检查和恢复1)吹管结束后，应打开水冷壁手孔、屏过联箱手孔、末过联箱手孔，对联箱内杂质进行彻底清理；2)吹管结束后，拆除吹管临时系统，恢复所有正式系统，恢复所有正式系统时应防止杂物、工具等进入系统，造成二次污染；3)各重要焊口恢复时应有专人负责，经检查后方可恢复，并由监理办理签证；4)不参加吹扫的管段应在吹管后通过喷砂或酸洗等工艺人工仔细清理干净；5)吹管后所有恢复的焊口应经100％无损检验合格。12、附录第24页，共24页 华北电力科学研究院有限责任公司技术报告附图：天津北疆电厂一期工程#2号锅炉吹管临时系统示意图第24页，共24页 吹管第一阶段临时系统图 吹管第二阶段临时系统图