497169671号锅炉吹管报告.docx
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497169671号锅炉吹管报告
华能荆门“上大压小”热电联产新建工程
1号锅炉蒸汽吹管报告
国网湖北省电力公司电力科学研究院
二○一四年十一月
参加人：
陈涛徐忠平刘刚黄中柏黄辉
编写人：
黄中柏
审核人：
曹泉
批准人：
刘绍银
华能荆门一期（2350MW）热电联产工程
1号锅炉蒸汽吹管报告
1.目的
2.
锅炉蒸汽管道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。
3.编制依据
4.
4.1华能荆门“上大压小”热电联产新建工程#1、#2机组及公用系统调试合同
4.2
4.3华能荆门“上大压小”热电联产新建工程管理制度汇编
4.4
4.5主要设备制造厂家产品技术协议及说明书
4.6
4.7中南电力设计院设计图纸及资料
4.8
4.9《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T5295-2013
4.10
4.11《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294-2013
4.12
4.13《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》DLT1269-2013
4.14
4.15《超临界火力发电机组水汽质量标准》DL/T912-2005
4.16
4.17《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-2013
4.18
4.19《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-2008
4.20
4.21《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号
4.22
4.23《火电工程达标投产验收规程》DL5277-2012
4.24
4.25《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
4.26
4.27《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）》2010版
4.28
4.29《电力建设工程质量监督检查典型大纲（火电、送变电部分）》2009版
4.30
4.31《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》国电发[2000]589号
4.32
4.33国网湖北省电力公司电力科学研究院质量、职业健康安全及环境管理体系
4.34
5.设备及系统
6.
华能荆门一期热电联产锅炉为东方锅炉电气股份公司自主开发、设计、制造，锅炉型号为DG1131/25.4 Ⅱ2型。
该锅炉为超临界参数、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的变压本生直流炉。
锅炉以最大连续负荷（B-MCR）工况为设计参数，最大连续蒸发量1131T/H，过热器蒸汽出口温度为571℃，再热器蒸汽出口温度为569℃，给水温度285℃。
锅炉燃烧系统共布置32个喷口，其中，有12只燃烬风喷口，20只燃烧器喷口（前墙布置3层燃烧器，后墙布置2层燃烧器）。
锅炉采用二级高能点火系统，除了前墙最下层燃烧器采用等离子点火外，其它层每台燃烧器配有一支油枪，油枪采用机械雾化喷嘴，点火枪和油枪均为可伸缩式，油枪的最大出力按20％B-MCR工况设计。
锅炉调温方式，过热蒸汽主要靠调节煤水比和一、二级喷水减温器调温；再热蒸汽主要靠烟气挡板调温，在高温再热器进口导管上装有两只喷水减温器，主要用作事故喷水。
锅炉汽水系统流程是高压给水进入省煤器，经省煤器后进入螺旋水冷壁，然后经中间混合集箱充分混合进入垂直段水冷壁，经水冷壁出口混合集箱后进入顶棚和包墙管中，最后进入到启动分离器，在锅炉直流负荷以下时，汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽从分离器顶部进入过热器系统中，分离下来的水经分离器进入贮水箱中。
贮水箱中的水经过溢流管的溢流调节阀将水排至疏水扩容器中，然后根据水质情况再由启动疏水泵输送至凝汽器或者循环水回水管道。
在直流负荷以上时，启动分离器处在干态运行，只相当于一个通流部件。
给水调节：
机组配有1台100%BMCR容量的汽动给水泵和1台30%BMCR容量的启动给水泵，其中，1、2号机组共用一套启动给水泵系统。
3.1锅炉主要性能参数
3.2
锅炉主要性能参数见表1。
表1锅炉主要性能参数
名称
单位
BMCR
BRL
75%THA
过热器出口蒸汽流量
t/h
1131
1071.7
728.8
过热器出口压力
MPa
25.40
25.27
20.62
过热器出口温度
℃
571
571
571
过热蒸汽温度控制负荷
%BMCR
35~100
再热器出口蒸汽流量
t/h
954.38
901.99
630.84
再热器进口压力
MPa
4.79
4.52
3.16
再热器出口压力
MPa
4.60
4.33
3.03
再热器进口温度
℃
330
324
313
再热器出口温度
℃
569
569
569
再热器系统压降
MPa
0.19
0.19
0.13
再热蒸汽温度控制负荷
%BMCR
50~100
给水压力
MPa
29.95
29.07
22.98
给水温度
℃
285
281
258
空预器进口烟气温度
℃
367
363
336
空预器出口排烟温度（修正前）
℃
126
124
117
空预器出口排烟温度（修正后）
℃
121
120
112
空预器进口一/二次风温
℃
30/25
30/25
30/34
空预器出口一/二次风温
℃
315/326
313/323
298/304
省煤器出口过量空气系数
——
1.18
1.18
1.24
燃煤耗量
t/h
149.36
142.96
103.10
锅炉计算热效率（按低位热值）
%
94.10
94.14
94.24
3.3汽水阻力设计参数
3.4
锅炉BMCR工况下的汽水阻力参数见表2。
表2汽水阻力参数
项目
单位
BMCR
过热器一级压降（顶棚和一级过热器）
MPa
0.33
过热器二级压降（屏过、管道）
MPa
0.51
过热器三级压降（末过、管道）
MPa
0.35
水冷壁压降（含折焰角、分离器和下降管）
MPa
1.83
省煤器压降
MPa
0.16
锅炉过热蒸汽系统阻力总计
MPa
1.19
锅炉再热蒸汽系统阻力总计
MPa
0.19
7.吹管范围
8.
4.1锅炉过热器及其系统
4.2
4.3主蒸汽管道全段
4.4
4.5锅炉再热器及其系统；
4.6
4.7再热蒸汽冷段管；
4.8
4.9再热蒸汽热段管；
4.10
4.11一级大旁路部分管段；
4.12
4.13锅炉减温水管道；
4.14
4.15炉本体及脱硝系统吹灰蒸汽管道；
4.16
4.17汽机侧其它辅助管道的吹洗见汽机专业管道吹洗措施；
4.18
4.19高压缸排汽口对高排逆止阀前管道及其他未进行蒸汽吹管的管道，采用人工机械方法处理。
4.20
9.吹管方法及参数
10.
5.1吹管方法
5.2
本次蒸汽吹管主要采用降压法方式，即主蒸汽系统和再热蒸汽系统一次串联吹管，在再热器入口冷段母管加装集粒器。
吹管分三阶段进行，主要是采用降压蓄能法，在再热器入口管道上安装集粒器，对主蒸汽系统和再热器系统进行串冲；在锅炉吹管降压期间，对各级减温水管路、吹灰汽源管路及一级大旁路系统管道进行吹扫。
前面二个阶段结束后，停炉冷却时间不少于12小时，停炉期间对集粒器清理。
5.3吹管参数
5.4
试吹管参数：
启动分离器出口压力分别为2.0MPa、3.0MPa、4.0MPa时，开临冲门，启动分离器出口压力分别为1.4MPa、2.0MPa、3.0MPa关临冲门，进行试吹管。
主管路正式吹管参数：
采用降压方式吹管时，启动分离器出口压力5.0～7.0MPa之间开临冲门，启动分离器出口压力3.0～5.0MPa之间关临冲门，控制门开关阶段应保证蒸汽饱和温度温降不大于42℃。
在吹管过程中要控制主汽温度在420℃范围内，再热蒸汽温度在480℃以内。
吹管期间，同时应满足吹管系数大于1。
11.吹管历程
12.
6.1第一阶段蒸汽吹管阶段
7.1
2014年9月2日08:
56，锅炉开始上水；
2014年9月2日09:
50，储水罐上水至高水位后，处理储水罐水位计，锅炉进入冷态冲洗阶段；
2014年9月2日13:
05，冷态冲洗结束；
2014年9月2日15:
15，启动烟风系统；
2014年9月2日16:
14，等离子系统拉弧成功，锅炉切换至等离子模式运行；
2014年9月2日17:
16，投A制粉系统运行，锅炉点火成功；
2014年9月2日17:
50，锅炉MFT，首出为“两台引风机全停”；原因：
油站误发润滑油压力低信号（3取2），两台引风机跳闸；
2014年9月2日19:
00，锅炉再次点火成功；
2014年9月2日21:
00，分离器出口温度为190℃，开始进入热态冲洗阶段；
2014年9月3日00:
30，热态冲洗结束；
2014年9月3日04:
08，分离器出口压力2.31MPa，锅炉进行第一次试吹，并通知安装单位就地检查各系统膨胀及严密性等情况，就地检查一切正常后，锅炉继续升温升压。
在分离器出口压力3.0MPa，4.0MPa、5.0MPa分别进行了试吹，每个压力工况下通知安装单位就地检查各系统膨胀及严密性等情况；
通过试吹确认各系统一切正常后，根据吹管系数确定此阶段蒸汽吹管参数为：
分离器出口压力约6.0～6.5MPa时开临冲门；分离器出口压力降至约4.5MPa时关临冲门。
2014年9月3日14:
54,炉膛开始冒正压，当炉膛压力达2880Pa时，手动MFT，MFT动作后，炉膛压力高至5000Pa，送引风机联锁跳闸，原因为：
湖北电建一公司热工人员处理炉膛压力测点时不慎将炉膛压力取样管接反，炉膛负压测点DCS显示错误，运行人员误判导致锅炉MFT；
至2014年9月3日14:
54，锅炉第一阶段吹管结束，共完成吹管23次。
6.2第一阶段停炉冷却阶段
7.2
2014年9月3日14:
54～9月4日10:
40，机组停炉冷却时间约19小时，这一阶段主要进行以下工作：
（1）低温省煤器烟道及空预器开人孔门检查内部的积灰情况；
（2）
（3）集粒器清理。
（4）
6.3第二阶段蒸汽吹管阶段
6.4
2014年9月4日10:
40，锅炉开始上水；
2014年9月4日14:
00，锅炉开始进行冷态冲洗；
2014年9月4日17:
00,启动烟风系统；
2014年9月4日19:
30，锅炉点火成功，开始升温升压；
2014年9月4日20:
50，分离器出口温度约190℃，锅炉开始进行热态冲洗；
2014年9月4日23:
00，热态冲洗结束；
2014年9月4日23:
50,分离器出口压力3.5MPa时，进行第一次试吹，并通知安装单位就地检查各系统膨胀及严密性等情况。
就地检查一切正常后，机组继续升温升压开始进行正式吹管。
为保证吹管效果，本阶段吹管参数选取为：
分离器出口压力约6.5MPa时开临冲门；分离器出口压力降至约4.5MPa时关临冲门；
2014年9月6日00:
15，第二阶段吹管结束，完成有效吹管75次。
6.5第二阶段停炉冷却阶段
6.6
2014年9月6日00:
15～9月6日18:
50，机组停炉冷却时间约18小时。
6.7第三阶段蒸汽吹管阶段
6.8
2014年9月6日18:
50，锅炉上水，开始进行冷态冲洗；
2014年9月6日20:
30，启动烟风系统；
2014年9月6日21:
20，启动等离子并投入A制粉系统运行，因磨煤机入口
风温低导致A磨煤机失去火检，触发锅炉MFT；
2014年9月6日22:
47，锅炉点火成功；
2014年9月7日00:
00，分离器出口温度约190℃，锅炉开始进行热态冲洗；01:
30，热态冲洗结束；
2014年9月7日02:
15,进行第一次试吹；
2014年9月7日03：
18，分离器出口压力6.0MPa时，锅炉进行第三阶段正式吹管；
2014年9月7日09:
20，6KV电压波动，#1～#4等离子断弧联关A磨出口关断门，A磨跳闸导致锅炉MFT；
2014年9月7日11:
18，等离子系统重新拉弧，投A磨运行，锅炉点火成功；
2014年9月7日12:
25，锅炉开始进行吹管；
2014年9月7日14:
47，A空预器热工卡件烧坏，A空预器主电机跳闸没有联启辅电机，联跳同侧的送、引及一次风机，锅炉维持B侧烟风系统运行；
2014年9月7日22:
10，连续3次打靶合格，第三阶段吹管结束，完成有效吹管53次，三阶段累计吹管152次。
6.9其他系统的吹扫
6.10
6.6.1减温水系统
6.6.2
2014年9月4日16:
00～16:
30，对过热器减温水水侧管道进行了冲洗，冲洗范围包括一、二级减温水以及二级过热器旁路减温水。
2014年9月6日18:
33，锅炉蒸汽吹管第二阶段结束后，对再热器减温水管路全部利用给水泵中间抽头来水进行了冲洗。
2014年9月6日00:
15,锅炉蒸汽吹管第二阶段吹管结束后利用余汽，在分离器压力3MPa工况下，通过蒸汽对过热器、再热器减温水汽侧进行了反冲洗。
6.6.3炉本体吹及脱硝吹灰管路
6.6.4
在锅炉蒸汽吹管第二阶段结束后，锅炉降压期间将需要吹扫的吹灰器入口法兰处脱开，利用余汽对炉本体吹灰及脱硝吹灰管道进行了吹扫。
6.6.5未参与吹扫管路的人工机械清理
6.6.6
在锅炉蒸汽吹管全部结束后的系统管道恢复阶段，对所有未参与吹扫的管路进行了人工机械清理，在管路封闭之前均经检查验收合格。
13.结论
14.
华能荆门1号机组锅炉蒸汽冲管于2014年9月3日～9月7日完成。
锅炉蒸汽冲管主要采用降压一次串联方法吹管，分三阶段进行，停炉冷却2次，每次停炉冷却时间均超过12小时，锅炉蒸汽冲管于9月7日22:
10结束，三阶段共完成有效吹管152次。
临冲门全开时间30秒，每次有效吹管时间约62秒。
经试运指挥部确认，此次吹管从吹管方案、参数选择和质量验收符合《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则DL1269-2013》的相关规定：
在吹管系数大于1的条件下，连续两次靶板（宽度为8％排汽管内径，且≥25mm）检查，无0.8mm以上的斑痕，且0.2mm～0.8mm范围的斑痕不多于8点，检验靶板为铝板。
经试运指挥部、监理及业主单位认可，依据吹管质量验收标准，1号机组锅炉吹管的靶板质量验收合格。
吹管过程中，对汽水品质进行严格监督同时还对锅炉进行全面热态检查，为机组整套试运作了充分的准备。
附图：
锅炉本体吹管系统图
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