锅炉蒸汽管道吹管技术措施.doc

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1、各专业全套优秀毕业设计图纸密 级 02-110064 检索号 614-052785杭州意能电力技术有限公司技术文件神华国华舟山电厂二期4号机“上大压小”扩建工程锅炉蒸汽管道吹管技术措施二O一四年二月神华国华舟山电厂二期4号机“上大压小”扩建工程锅炉蒸汽管道吹管技术措施编写者：审核者：批准者：目 录1 概述12 编制依据和执行标准53 试验目的64 试验前必须具备的条件65 试验范围96 试验工艺及要点107 试验验收标准148 安健环控制要点159 试验组织机构和分工17附录A 调试用仪器、仪表19附录B 试验条件检查确认表20附录C 安全技术交底表23附录D 调试项目验收签证表24附录E 分

2、系统单位工程调试质量验收25附录F 调试危险源辩识控制清单27附录G 蒸汽吹管系统图29附录H 蒸汽吹管补水情况30杭州意能电力技术有限公司 神华国华舟山电厂二期4号机组锅炉蒸汽管道吹管技术措施1 概述1.1 设备系统概况神华国华舟山发电厂二期工程#4机组为超临界350MW机组。锅炉采用上海电气集团股份有限公司生产的350MW 机组超临界变压直流炉，一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式，微油点火、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构，露天岛式布置煤粉炉。（1）烟风系统概况烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器为三分仓回转再生式空气预热器。每台炉分别配2台动页可调轴流式一次风机、送

3、风机、引风机。（2）制粉系统本工程采用中速磨煤机正压直吹冷一次风机制粉系统，每台锅炉配5台中速磨，其中一台备用。每台磨煤机引出4根煤粉管道连接到锅炉同一层的四个燃烧器。磨煤机密封系统采用每台炉配两台离心式密封风机，其中一台运行一台备用。（3）点火系统锅炉采用#0轻柴油点火及助燃，二级点火方式：高能点火枪点燃轻柴油，轻柴油再点燃煤粉。锅炉共设12只机械雾化油枪，以适应不同运行工况的需要。该油枪可用来暖炉、升压、引燃和稳燃相邻煤粉喷嘴，每只油枪配有自身的高能点火器。同时，本工程锅炉在A层还装配了微油点火装置，也可以直接点燃煤粉，节省燃油。（4）锅炉启动及疏放水系统锅炉启动系统采用容量为30%BMC

4、R的启动系统，启动系统包括汽水分离器、贮水箱、大气扩容器、水箱、排汽管、疏水回收泵、管道及水位控制阀等。启动分离器贮水箱疏水接入疏水扩容器，系统容量设计满足锅炉正常启停。经疏水扩容器扩容减压后，疏水经疏水泵排入凝汽器、或机组排水槽。在冷态、热态水冲洗时，分离器排水水质合格时，经泵回收至凝汽器，水质不合格时，排至机组排水槽。（5）输煤系统输煤系统采用程控方式，煤场设一台堆料出力2000t/h，取料出力800t/h，悬臂38m的悬臂斗轮堆取料机。卸煤系统皮带机B=1400mm，V3.15m/s，Qmax=2000t/h，均为单路布置。上煤系统皮带机B=1000mm，V2.5m/s，Q=800t/h

5、，双路布置，正常情况下为一路运行一路备用，具备同时运行的条件。（6）除灰、渣系统本工程采用灰渣分除、粗细分排的方式，灰渣系统采用单元制设置。炉底配置一台克莱德贝尔格曼DRYCON（德国）公司生产的履带式干渣机，接口由锅炉水冷壁下联箱梳型板连接件开始到渣仓下部卸渣装置出口的低渣冷却、输送和贮存等，整个系统包括渣井（含机械密封）、格栅、液压关断门、干式排渣机、碎渣机、渣仓，直到干式卸渣系统出口等设备，本锅炉除灰渣系统设计为灰渣分除系统。磨煤机排出的石子煤经石子煤收集斗储存、定期排放至人力手推车，由人工将石子煤收集至厂区石子煤收集区，然后通过轮式装载机将石子煤转运至石子煤运输自卸汽车后外运。石子煤收

6、集斗的前后气动排料门由磨机厂配供。省煤器和电除尘器灰采用正压浓相气力输送系统，本台锅炉除灰系统为一个独立的输送单元。每台炉设二根输送灰管，粗细灰管各设一根，粗灰管用于输送电除尘器第一电场和省煤器的飞灰；细灰管用于输送第二、三、四电场的飞灰。第五电场为旋转电除尘并在脱硫后增加湿式电除尘器。飞灰控制系统亦采用程控方式。通过飞灰程控室内的可编程序控制器自动程控或手动远方控制，以实现对整个系统的监控。就地启动方式在就地控制箱实现。三种控制方式可以任意切换。（7）主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽及高温再热蒸汽系统采用单元制系统，212 配置，主蒸汽管道和热再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧

7、引出，自炉前合并1 根后引至汽轮机前，然后再分成2 根管，分别接入高压缸和中压缸左右侧主汽关断阀和再热关断阀。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以选择合适的管道规格，节省管道投资。为了满足机组的调峰运行要求，并改善机组起动性能，在主蒸汽及再热蒸汽管道上接有二级串联汽轮机旁路系统。旁路系统容量为锅炉最大连续蒸发量的40%。（8）辅助蒸汽系统本期工程设一辅助蒸汽联箱，联箱上装有安全阀，其蒸汽工作参数为0.5880.98MPa，316330，主要向本机的各辅助蒸汽用户供汽。当机组启动时，辅助蒸汽汽源来自二期工程#3机组的辅助蒸汽

8、母管。当机组负荷升到15左右时，二期来汽切换至本机的冷段再热蒸汽向辅助蒸汽联箱供汽。当机组负荷升至80左右时，再切换至本机的四段抽汽。机组正常运行时，由本机四段抽汽通过辅助蒸汽联箱向各用汽户供汽。（9）给水系统给水系统中设一台100%容量汽动给水泵，正常运行时，低压给水自除氧器给水箱经汽动给水泵前置泵、汽动给水泵、3号高压加热器、2号高压加热器、号高压加热器和0号高压加热器（外置式过热蒸汽冷却器）至锅炉省煤器入口。前置泵在其进水管上按水流方向设置一个电动闸阀，一个粗滤网。给水泵出口管道上依次设置止回阀、电动闸阀，在止回阀前引出最小流量再循环管道，并分别单独接至除氧器给水箱。（10）凝结水系统凝

9、结水由凝汽器热井经一总管引出，然后分两路至两台全容量凝结水泵（一运一备），合并成一路经中压凝结水精处理设备，轴封冷却器，四台低压加热器至除氧器。1.2 设备规范及特性参数（1）锅炉主要技术数据（BMCR工况，摘自锅炉厂提供的资料）名 称单位BMCRBRL过热蒸汽流量t/h11461091过热器出口蒸汽压力MPa25.425.29过热器出口蒸汽温度571571再热蒸汽流量t/h964914再热器进口蒸汽压力MPa4.754.50再热器出口蒸汽压力MPa4.564.32再热器进口蒸汽温度327322再热器出口蒸汽温度569569省煤器进口给水温度286282锅炉保证效率（LHV）%94.1锅炉不投

10、油最低稳燃负荷30%BMCR30%BMCR（2）煤质参数本工程设计煤种为活鸡兔煤（烟混煤），校核煤种为乌兰木伦煤（烟混煤）。本工程燃煤厂外运输采用铁海联运方式。名 称 及 符 号单位设计煤种 校核煤种工业分析全水分 Mt%14.3312.62空气干燥基水分 Mad%7.096.88收到基灰分 Aar%12.8019.41干燥无灰基挥发分 Vdaf%35.9635.33收到基碳 Far%61.1055.07收到基低位发热量 Qnet,arMJ/kg22.0020.07哈氏可磨系数 HGI5764元素分析收到基碳 Car%59.1254.06收到基氢 Har%3.563.25收到基氧 Oar%9.

11、159.38收到基氮 Nar%0.640.71收到基全硫 Sar%0.410.58灰熔融性变形温度 DT11101250软化温度 ST11201260流动温度 FT11401280灰分分析二氧化硅 SiO2%55.5249.31三氧化二铝 Al2O3%17.7730.94三氧化二铁 Fe2O3%8.867.26氧化钙 CaO%7.774.84氧化镁 MgO%1.150.59三氧化硫 SO3%3.732.88氧化钠 Na2O%1.300.93氧化钾 K2O%2.311.32二氧化钛 Ti2O%1.021.30（3）油质参数油种：#0轻柴油粘度（20时）： 1.21.67oE凝固点： 不高于0闭口

12、闪点： 不低于55机械杂质： 无含硫量： 不大于0.5%水份：痕迹灰份：不大于0.01%比重：817 kg/m3低位发热值Qnet,ar4103141870 kJ/kg2 编制依据和执行标准2.1. DL 612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程2.2. DL 647-2004 电站锅炉压力容器检验规程2.3. DL 5000-2000 火力发电厂设计技术规程2.4. DL 5009.1-2002 电力建设安全工作规程 第1部分：火力发电厂2.5. DL/T 435-2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程2.6. DL/T 852-2004 锅炉启动调试导则2.7. DL/T 889-200

13、4 电力基本建设热力设备化学监督导则2.8. DL/T 956-2005 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则2.9. DL/T 5190.2-2012 电力建设施工技术规范 第2部分：锅炉机组2.10. DL/T 5437-2009 火力发电建设工程启动试运及验收规程2.11. DL/T 1269-2013火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则2.12. DL/T 5295-2013火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程2.13. 安全生产工作规定 国家电力公司 国电办20003号2.14. 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 国家电力公司 国电发2000589号2.15. 电力建设安全

14、健康与环境管理工作规定 国家电力公司200249号2.16. 工程建设标准强制性条文（2011年版）(电力工程部分) 2.17. 制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书2.18. DL/T 5277-2012 火电工程达标投产验收规范2.19. 浙江电力设计院的设计资料2.20. 工程调试大纲2.21. 国华电力公司GHDJ-09-01(M)火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施管理规定2.22. 国华电力公司GHDJ-09-02(M)火力发电厂启动调试深度管理规定2.23. 国华电力公司国华蒸汽吹管导则3 试验目的锅炉过热器、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

15、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。4 试验前必须具备的条件4.1 设备及系统条件4.1.1 吹管范围内的土建工程已具备条件。4.1.2 锅炉风烟系统辅机分系统试转经验收合格、冷态通风试验结束，系统具备正常投用条件。4.1.3 化学清洗工作结束，并经验收合格，系统已恢复正常。4.1.4 至少

16、相邻的三层制粉系统（A、B、C、）分系统试转经验收合格，具备投用条件。4.1.5 磨煤机灭火系统具备投运条件。4.1.6 锅炉启动系统 经验收合格，具备投用条件。4.1.7 燃油系统及微油系统(包括暖风器)分系统试转经验收合格，具备投用条件。4.1.8 锅炉输煤、除灰(含灰库)、除渣、石子煤等系统均已调试完成，联锁保护全部校验合格，具备投用条件。4.1.9 电除尘系统调试完成(包括空升、振打、加热、均布试验等)，具备投用条件。4.1.10 湿式除尘器调试完成，具备投运条件。4.1.11 锅炉疏水扩容器及疏水箱可投用，分离器贮水箱疏水阀校验合格。4.1.12 炉管泄露装置安装完成，并经调试完成具

17、备投运条件。4.1.13 炉膛火焰和微油火焰工业电视可投用，炉膛出口烟温探针具备投用条件。4.1.14 脱硝系统具备通风条件，催化剂不投运，与吹管无关系统已做好隔离并经确认。4.1.15 空预器吹灰器冷态调试结束并具备热态投用条件，红外线火灾报警装置可投用。4.1.16 空预器水冲洗及灭火系统具备投运条件4.1.17 过热器、再热器安全阀已装复。4.1.18 冷态检查确认锅炉膨胀无阻碍并恢复膨胀指示器到零位或做好原始记录，四大管道支吊架处于投用状态。4.1.19 一台汽动给水泵试转结束，除氧给水系统经验收合格具备投用条件。4.1.20 轴封系统调试结束，经验收合格，具备投运条件。4.1.21

18、真空泵试转结束，经验收合格，真空系统具备投用条件。4.1.22 凝泵试转结束，凝结水系统具备投用条件。4.1.23 凝补水泵试转结束，凝补水系统具备投用条件。4.1.24 循环水泵试转结束，循环水系统具备投用条件。4.1.25 汽机油系统正常，顶轴油泵及盘车试转合格，抬轴数据符合要求，盘车具备投用条件。4.1.26 防止汽轮机进汽的各项措施已落实。4.1.27 脱硫系统经过试运调试，具备通烟气条件。4.1.28 化学加药、取样系统具备投用条件，凝结水精除盐系统具备投运条件。4.1.29 化学制水系统投用，且各除盐水箱、凝补水箱、凝汽器、除氧器备足除盐水。4.1.30 公用系统投入运行(包括仪用

19、压缩空气系统、闭冷水系统、废水处理、消防水系统、辅助蒸汽系统等)。4.1.31 上述以及汽水系统运行参数的热控、电气检测设备已经校验合格，并能在画面上正确显示。4.1.32 上述系统的设备可在画面上进行操作，热控、电气联锁保护、程序控制已经验收合格，具备投运条件。4.1.33 大机TSI和小机MEH系统冷态调试结束，具备投运条件。4.2 吹管临时系统条件4.2.1 吹管临时管路系统及设施（包括集粒器、消声器、临冲门、靶板装置、靶板及临时支吊架等）已按要求连接安装完毕。4.2.2 吹管管道经主汽门及中联门，通过假阀芯导出管引出。4.2.3 临时管道内部应清洁、无杂物，靶板前的临时管道在安装前宜进

20、行喷砂处理。4.2.4 临时管道管子内径应不小于上游被吹扫的永久管道的内径，临时管应尽量减短长度，以减小系统阻力，提高吹管系数。4.2.5 临时管道宜采用Y型的汇集三通，两管之间夹角宜选择3060锐角。4.2.6 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4.2.7 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。4.2.8 靶板前后必须有一定的直管段并尽量靠近永久管道，上游保持（45）D以上长度，下游23D以上长度，无弯头，大小接头，三通，阀门，并且在主汽阀至冷再进口的临时管道上串联布置两个临冲门（临时系统隔离阀），作为更换靶板时安全隔离。4.2

21、.9 高旁门不装，采用临时门代替（并装设电动执行机构）。4.2.10 临冲门启闭时间小于60秒，应靠近正式管道，垂直安装在水平管段，搭设操作平台，可实现远方操作，且具有中停功能。4.2.11 稳压吹管，靶板装置需采用可旋转的靶板装置，便于检查吹管的效果。靶板材质为黄铜质，长度贯穿临时管道的直径，宽度为临时管内径的8%并且不小于25mm，厚度不小于5mm；靶板表面光洁无斑痕。（需准备20块）4.2.12 临时管道及部件的强度计算与材质选用，应按照该点蒸汽最高参数加上一定的安全裕度来考虑，具体为：吹管临冲阀上游10MPa、420，吹管临冲阀后至再热冷段进口6.0MPa、420，中压主汽阀至消声器入

22、口排放管2.0MPa、500，吹管隔离阀选用参数为：12MPa、450。4.2.13 集粒器主要设计参数：压力6.0MPa、温度450、阻力小于0.1MPa。4.2.14 集粒器通流总截面积应不小于主蒸汽管道有效截面积的6倍。4.2.15 集粒器应水平安装并搭设操作平台，且便于清理。4.2.16 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，安装过程中检查验收合格。4.2.17 消声器各级节流孔的孔径和孔数应同时满足较小的压差以降低吹管系统压力，并达到规定的降噪效果。结构上应满足强度、差胀、疏水的要求，并有防止杂物冲击的阻击装置。主要设计参数：压力1.0MPa、温度500；阻

23、力应小于0.1 MPa。4.2.18 吹管消声器应避开周边建筑物及设备30m以上，否则需采取可靠的防护隔离及变压器防爆裂措施。4.2.19 对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，且不得排入凝汽器。4.2.20 位于靶板器上游的吹管用临时管道组装前应进行喷砂处理，焊接口全部采用氩弧焊打底。4.2.21 临时管道焊接应符合焊接工艺评定规程DL/T 868、火力发电厂焊接技术规程DL/T 869的规定，焊口应进行100无损检测；吹管前应对临冲阀前上游临时管道，进行稳压吹管最高工作压力的水压试验。4.2.22 蒸汽吹管临时管道应采用落地或与柱

24、梁连接的支架，不宜采用悬空吊架，能承受吹管时的汽流反力，包括临时管道的膨胀情况。4.2.23 吹管涉及的系统的保温工作（包括临时系统）已完成。4.2.24 吹管临时管路系统的设计、布置已经有资质的单位(如设计院等)进行强度计算和校核，并出具确认报告。4.2.25 整个吹管系统通路检查，确认过热器以及再热器进、出口水压试验堵阀在水压试验后已拆除，主蒸汽及再热器管道上的流量孔板、逆止门已拆除，并用短管连接。4.2.26 DCS内已对吹管系数K值的计算回路进行了组态，能够实时显示在画面上，打印机可正常工作。4.2.27 准备燃油500t，原煤10000t。4.2.28 准备充足的除盐水供吹管使用，蒸

25、汽吹管补水方案详见附录H。4.3 其它条件4.3.1 吹管涉及的系统范围内设备的平台、梯子、栏杆安装完毕；安装孔洞及沟道盖板已盖好；通道畅通无阻，易燃物品和垃圾已彻底清除；有碍吹管的脚手架已全部拆除(强条 DL 5009.1-2002中24.1.2的规定)。4.3.2 现场照明充足，并有必要的通信设施。4.3.3 生产准备工作已完成，运行操作人员到位，记录表格、测量仪表及操作工具准备好。4.3.4 参与吹管的其它各方均已做好人员安排。4.3.5 参与吹管人员佩戴的耳塞等劳防用品已配备齐全。5 试验范围5.1 锅炉各受热面管束及其联络管道。5.2 主蒸汽管道及冷、热段再热蒸汽管道。5.3 高压旁

26、路管道。5.4 一、二次汽减温水管道（吹管前水冲洗）。5.5 吹灰系统的管道。5.6 小机高压进汽管道6 试验工艺及要点6.1 吹管方式采用锅炉自生蒸汽稳压吹管，锅炉燃烧采用油煤混烧或利用微油点火技术)。6.2 吹管系统的主要特点6.2.1 在再热器的进口设置有集粒器以收集一次汽系统吹扫出的杂物，以便实现一、二次汽系统串联吹管。6.2.2 过热器、再热器出口装设靶板装置，并且在过热器出口串联布置两只临冲门，作为更换靶板时安全隔离。6.2.3 排汽口设置消音器，以减少噪声污染。6.2.4 高旁门不装，采用临时门代替（并装设电动执行机构）。6.2.5 低压旁路系统不参与蒸汽吹管，在吹管前用堵板将该

27、系统隔离，吹管结束后安排人工清理低旁管道。6.2.6 至凝汽器的疏水管断开（主蒸汽管、冷再管、热再管疏水等），接至厂外。6.2.7 用主汽门和中联门过渡的联接方式，吹管管路经主汽门和中联门，经假阀芯临时导管接出，可能有部分冷再热蒸汽管道没有参加吹管，需要进行人工清理，并经确认。6.3 吹管系统流程6.3.1 一、二次汽串吹系统(详见附录G)分离器过热器主蒸汽管主汽门临冲门靶板集粒器冷再管再热器热再管中联门靶板排汽管消声器。6.3.2 高压旁路系统(详见附录G)分离器过热器主蒸汽管高压旁路临时门集粒器冷再管再热器热再管中联门靶板排汽管消声器。6.3.3 减温水系统水冲洗时间安排在化学专业进行炉前

28、管道冲洗期间进行；将两个主汽级减温器和两个主汽级减温器的给水管路从四个减温器前断开，接等径临时管，两两汇合，最后汇成一路引至厂房外安全区域排放。两个主汽级减温水调节阀和两个主汽级减温水调节阀先不装，代之以四个等径的临时管；冲洗时流量孔板及减温器前逆止门先不装，用等径临时管替代。减温器给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。在水冲洗结束后、锅炉点火前恢复主汽减温水所有正式系统。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。冲洗时流量孔板及再热器事故喷水调节门及减温器前逆止门先不装，水冲洗时间安排汽机专业汽泵试转期间

29、进行。冲洗合格标准为排水透明清澈。6.3.3.1 一次汽减温水管道给泵出口给水管道减温水管道减温水一次隔绝门减温水二次隔绝门减温器前断口临时排水管。6.3.3.2 二次汽减温水管道给泵中间抽头减温水管道减温水一次隔绝门减温水二次隔绝门减温器前断口临时排水管。6.3.4 吹灰系统炉本体吹灰系统采用自生蒸汽吹扫。吹管时孔板流量计、调门不装，用短管短接，排放口在各吹灰器的蒸汽进口法兰处断开排放。每次冲洗一至两层吹灰器，如果蒸汽流量足够，可以同时冲洗两至三层吹灰器进口管路。吹灰系统吹扫在蒸汽吹管后期进行。6.3.5 小机蒸汽系统（见系统图）分离器过热器主蒸汽管临冲门集粒器再热器冷段小机高压蒸汽管小机临

30、冲门靶板排汽管消声器6.4 吹管主要工作程序6.4.1 启动闭式水系统、循环水系统、开式水系统6.4.2 启动凝结水泵给除氧器上水6.4.3 投入除氧器加热，投入轴封系统，凝汽器拉真空6.4.4 启动汽动给水泵6.4.5 投运脱硫系统，具备通烟气条件。6.4.6 启动空气预热器、引风机、送风机、火检冷却风机，投入相关表计。6.4.7 给水泵运行，并循环加热至50以上(指除氧器位置)，尽量可以高一点。并向高加系统注水直至锅炉给水截止阀，进行冲洗，用给水截止阀处的疏水管排水，直至达到合适的铁离子含量。6.4.8 锅炉进水，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，打开贮水箱溢流阀

31、，水排到疏水扩容器，进行开式清洗。锅炉见水后，试投锅炉侧水位计。6.4.9 分离器水位计投入可靠后，通过控制贮水箱溢流阀，保持储水罐水位在正常范围内。根据现场经验调整给水流量，进行锅炉系统水冲洗。循环冲洗至水质合格，同时可冲洗过热器和再热器减温水至合格。冷态冲洗水质合格标准为：启动分离器出水含铁量200g/L。6.4.10 提前24小时投入电除尘的振打、绝缘子加热、灰斗加热，灰渣系统在备用状态。6.4.11 首次锅炉进水前、后及分离器压力每升高1MPa各检查锅炉膨胀一次。6.4.12 按运行规程启动空气预热器，引、送风机，调整好风量及炉膛负压，投入炉膛负压自动。6.4.13 投入炉膛烟温探针6

32、.4.14 调整好二次风量及炉膛负压，进行锅炉炉膛吹扫；6.4.15 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；6.4.16 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；6.4.17 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：升温速率不应超过2.5/min。6.4.18 在适当的时间启动一次风机，A、B磨煤机通风，调整磨出口温度至满足启磨条件；6.4.19

33、 第一阶段稳压吹管。6.4.19.1 锅炉点火升压阶段，临冲门在全开位置。点火后投入空预器吹灰；投入第一套制粉系统后投入电除尘第一电场。6.4.19.2 启动分离器出口蒸汽温度达到190左右时，停止升温升压，进行热态冲洗。热态冲洗水质合格标准为：启动分离器出水含铁量100g/L。6.4.19.3 分离器压力0.2MPa关锅炉放空气门，分离器压力0.5MPa关锅炉过热器疏水。6.4.19.4 当分离器压力至(1.01.5)MPa左右，进行第一次试吹管，控制燃烧率维持分离器压力稳定15min以上，同时检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况。6.4.19.5 分离器压力达到1MPa左右，关汽机侧主

34、蒸汽管、冷再管疏水，关锅炉再热器疏水。6.4.19.6 投入第二套制粉系统，维持分离器压力(2.53.0)MPa左右并稳定15min以上，进行第二次试吹管，视汽温情况决定投用一、二级减温水，控制过热器出口汽温在400以内，同时检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况。投入第二套制粉系统后投入电除尘第二电场。6.4.19.7 分离器压力达到2MPa左右，关汽机侧热再管道疏水。6.4.19.8 一切正常后，继续增加燃料(投入第三套制粉系统)，用燃烧器摆角和减温水控制主蒸汽和再热蒸汽温度。投入第三套制粉系统后投入电除尘第三、四电场。6.4.19.9 维持分离器压力(3.54.5)MPa左右并稳定15

35、min以上，进行第三次试吹管，同时检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况。6.4.19.10 一切正常后，继续增加燃料。6.4.19.11 当锅炉蒸发量达到30%BMCR左右时，逐渐增加煤量，控制水煤比在8左右，及时调整水冷壁温度、分离器出口过热度正常，直至锅炉转入直流状态运行；6.4.19.12 当分离器出口压力至(4.55.5)MPa，主蒸汽温度在420左右，再热器入口在420以内，再热器出口在500左右，过热器、再热器各段吹管系数K值均大于1.0时进行第一阶段正式的稳压吹管，维持分离器出口压力15min以上。6.4.19.13 当除盐水不足或有其它设备缺陷发生时，逐渐减少燃料量，降低锅

36、炉蒸发量，蒸发量接近锅炉本生流量时，分离器水位见水，锅炉转入湿态运行；6.4.19.14 继续减少燃料量，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，停炉，此过程完成一次完整的稳压吹管过程。6.4.19.15 停炉时间大于12小时，检查管道（包括临时管道）支吊架情况，检查锅炉膨胀，并清理集粒器。6.4.19.16 系统补水后再次启动，升温升压至吹管参数后再次开始稳压吹管，然后停炉。6.4.19.17 几次稳压吹管以后，如靶板基本合格，则第一阶段稳压吹管结束。6.4.20 第二阶段稳压吹管。6.4.20.1 停炉冷却12h以上，并清理集粒器后，再次点火，升温升压至过热

37、器进口压力4.0MPa左右进行高压旁路吹管，每次5min，进行三次。6.4.20.2 高旁吹扫完成后，升温升压至稳压吹管参数后继续吹管。6.4.20.3 当连续两次稳压吹管的靶板合格后，吹管结束。6.4.20.4 利用每次停炉过程中的锅炉余压吹扫吹灰系统管道，控制过热器出口压力在(2.03.0)MPa。6.4.21 吹管期间，保证空气预热器吹灰投入，定期吹灰；吹管结束后，对空气预热器、电除尘及其冷灰斗进行一次检查。同时，检查灰库卸灰情况以及灰库是否有自燃和板结现象。6.4.22 吹管期间每次停炉时，宜进行带压放水，可以加快炉本体系统内的清洁。放水压力一般控制在0.5MPa。6.4.23 吹管结

38、束后应按DL/T 956-2005的要求对热力设备进行保养。7 试验验收标准7.1 吹管系数的计算吹管系数式中：G吹管吹管时计算点的蒸汽质量流量，t/h；G额定额定负荷下计算点的蒸汽质量流量，t/h；V吹管吹管时计算点温度、压力对应的蒸汽比容，m3/kg；V额定额定负荷下计算点温度、压力对应的蒸汽比容，m3/kg。7.2 蒸汽吹管靶板合格标准7.2.1 吹管系数要求过热器、再热器各计算点吹管系数K值均大于1.0。7.2.2 靶板斑痕粒度a) 没有大于0.8mm的斑痕；b) 0.2mm0.5mm均匀分布；c) 0.5mm0.8mm(包括0.8mm)的斑痕8点；d) 0.2mm以下忽略不计。7.2

39、.3 打靶板要求a) 连续二次吹管打靶板合格；b) 打靶板时间不少于5min。7.2.4 吹管过程要求吹管期间，至少两次停炉冷却，每次冷却时间大于12h。8 安健环控制要点8.1 临时管道、消声器、集粒器、临冲门等临时系统的管材、管径、壁厚、支撑、悬吊、焊接等，必须经过校核验收。 8.2 吹管系统和汽轮机应进行有效隔离，并有可靠的防止蒸汽漏入汽机的措施。8.3 燃油系统进油后，现场应24小时有专门的消防人员值班。8.4 采用微油点火技术必须遵循安全第一、省油第二的原则。8.5 采用微油点火投煤后引起的MFT，吹扫时间不少于10min。8.6 首次吹管点火前必须有安全监察人员对系统隔离情况、吹管

40、系统沿线，尤其是临时管道及设施进行一次检查清理。8.7 锅炉点火升温升压期间，应尽早开启蒸汽管道疏水阀和吹管隔离阀的旁路阀，对系统进行预热，防止水冲击，并对管道支吊架、锅炉膨胀等情况进行检查。8.8 启动过程中应注意防止省煤器汽化，当测量省煤器出口水温与运行压力下的饱和水温差值小于10时，调整给水流量来防止锅炉在启动过程中的汽化；8.9 吹管过程中补水要及时，维持储水箱水位在可见水位范围内变化；8.10 吹管前管道要充分暖管，正式吹管时，主汽管上疏水微开，其余全关。8.11 吹管期间，应加强对运行设备、系统的巡检，派专人检查与汽轮机有关的临时设施有无泄漏，严防蒸汽漏入汽轮机，发现问题应及时汇报

41、，并采取包括停止吹管在内的措施。8.12 严禁系统特别是吹管临时系统超压、超温(临冲门前压力不大于7.0MPa、温度不大于450，临冲门内径不小于400mm)；对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管(反措 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中3.2.3的规定)。8.13 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉(反措 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中3.4.1的规定)。8.14

42、锅炉负荷低于25%额定负荷时空预器应连续吹灰，锅炉负荷大于25%额定负荷时至少每2h吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数(反措 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中5.11的规定)。8.15 首次停炉冷却期间，对空气预热器、电除尘及其冷灰斗进行一次检查。8.16 对煤粉仓、磨煤机及制粉系统，应设有通惰化介质和灭火介质的设施(DL 5000-2000中8.2.7的规定)；磨煤机停运前，应吹尽剩余煤粉，如因跳闸等原因无法吹扫时，应立即检查该制粉系统是否隔绝并已通入灭火蒸汽。8.17 当炉膛已经灭火或已局部灭火并频临全部灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后

43、，要立即停止燃料(含煤、油)供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质(反措 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中6.1.4的规定)。8.18 锅炉的正常启停或事故跳闸后的处理应满足DL/T 435-2004的要求。8.19 开启锅炉看火门、检查孔及灰渣门应在炉膛负压的情况下缓慢小心地进行，作业人员应站在门孔的侧面，并选好向两旁躲避火焰的退路(强条 DL 5009.1-2002中24.4.9的规定)。8.20 观察锅炉燃烧情况应戴防护眼镜或用有色玻璃遮住眼睛。在锅炉点火期间或燃烧不稳定时，不得站在看火孔、检查孔的正对面(强条 DL 500

44、9.1-2002中24.4.10的规定)。8.21 临时管道、消声器、集粒器、临冲门、靶板装置等临时系统应采取保温措施，设防烫警示标志，跨越临时管道处必须搭设临时过桥，以防烫伤事故发生。8.22 在排汽范围和操作场所应设警戒区(强条 DL 5009.1-2002中24.4.15的规定)，所有与蒸汽吹管工作无关的人员不得进入吹扫区域、堵板、特别是排汽口区域。8.23 吹管的排汽口不得对着设备或建筑物(强条 DL 5009.1-2002中24.4.13的规定)，以防烫伤和击伤事故发生。8.24 拆换靶板应采用工作票制度(并与临冲门结合起来)，以保证工作人员的安全。8.25 更换靶板人员应听从调试人员统一指挥，无命令不得接近靶板器；更换靶板时须穿防护服、戴隔热手套。8.26 吹管前必须到当地环保有关部门申请备案，并在厂区周围张贴安民告示。8.27 为保证吹管工作既不影响周边环境，又能持续进行，吹管要尽量安排在每天8：0020：00之间进行，最晚不超过22：00。8.28 安排加强吹管沿线关键点的保卫工作，每次吹管开临冲门前要确认更换靶板人员已