石横发电厂#6机组吹管运行措施0914资料.docx

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石横发电厂#6机组吹管运行措施0914资料

#6机组吹管运行措施

批准：

戚兴坤

审核：

李永军梁晓军万齐心

编写：

李瑞魏小兵

王锋闫国青

运行部

2007-09-14

石横发电厂#6机组吹管运行措施

1.吹管应具备的基本条件

1.1汽机专业

1.1.1下列辅助系统必须分部试运合格，验收资料齐全：

1.1.1.1辅助蒸汽系统；

1.1.1.2凝结水补水系统；

1.1.1.3凝结水系统；

1.1.1.4给水系统、电动给水泵组试运合格；

1.1.1.5疏水系统；

1.1.1.6仪用空气系统；

1.1.1.7汽轮机润滑油系统、顶轴油系统，保证主机盘车系统应能投入；

1.1.1.8EH油系统；

1.1.1.9发电机密封油系统；

1.1.1.10循环水系统、开式循环冷却水系统、；

1.1.1.11闭式循环冷却水系统；

1.1.1.12汽机房内无压放水系统；

1.1.1.13轴封系统；

1.1.1.14凝汽器抽真空系统；

1.1.1.15汽动给水泵组系统调试完毕；

1.1.1.16消防水系统；

1.1.1.17工业水系统。

1.1.2主蒸汽、再热热段、再热冷段管道安装完毕，经验收合格，验收资料齐全，各蠕胀测点的原始位置记录完毕。

1.1.3临时吹管管道、消音器安装完毕，高压主汽门、中压主汽门阀芯抽出，正确安装内部插件，并与临时吹管管道连接完毕。

1.1.4汽轮机汽缸测温装置、测速装置应能投入。

1.1.5各抽汽电动门、逆止门应处于关闭状态。

1.1.6吹管临时控制门试验完毕并合格,接好控制电源，控制盘放在集控室，开闭时间小于40秒。

1.1.7汽机本体在高、中压调节门前疏水管道上阀门全开。

1.1.8疏水扩容器与吹管无关的疏水门全部关闭，并挂“禁止操作”警示牌。

1.1.9临时吹管门前后加装DN50暖管旁路。

1.1.10所有疏水均接至临时疏水母管排至厂房外。

1.2锅炉专业

1.2.1锅炉本体及其附属设备安装、保温工作结束，支吊架符合要求。

1.2.2锅炉膨胀指示器安装结束，影响锅炉膨胀的临时设施已拆除。

1.2.3冷态通风试验结束，风量标定试验完成，炉膛及烟风道系统内部脚手架拆除，内部杂物清理干净。

1.2.4锅炉化学清洗完，酸洗用的临时设施拆除，设备系统恢复正常。

1.2.5锅炉燃油系统、空预器的蒸汽吹灰系统调试完，锅炉排污系统管道安装、保温工作结束，支吊架符合要求，仪表阀门调试结束，符合使用要求。

1.2.6炉膛出口烟温探针可以投用。

1.2.7电除尘升压试验结束。

1.2.8辅助蒸汽系统能正常投入。

1.2.9制粉系统具备投用条件。

1.2.10除灰除渣系统能够满足吹管要求。

1.3电气、热工专业

1.3.1厂用电系统可靠投入，保安电源能投入，所有禁止操作的部位加封盖或挂警告牌，所有带电设备做好防护工作。

1.3.2所有运行设备系统的测点在CRT中调试好，正确投入。

1.3.3运行设备及系统的参数在集控室表盘上调试好，正确投入。

1.3.4所有运行设备的声光报警信号试验完毕，并正确投入。

1.3.5MEH已调试完毕，DEH测点已调试好，正确投入。

1.3.6锅炉灭火保护调试完毕。

2.吹管的方法和步骤

本次吹管具体流程为：

汽包→过热器→主蒸汽管→临时电动控制门→冷段再热管道→再热器→热段再热器管道→临时管→排汽口，吹管期间另合理安排过热器和再热器减温水管路、锅炉疏水旁路等管道的吹扫。

2.1机组系统及辅机启动

2.1.1投辅汽系统；

2.1.2启动工业水系统；

2.1.3启动润滑油系统；

2.1.4投入密封油系统；

2.1.5投入顶轴油系统，投主机盘车；

2.1.6启动循环水系统；

2.1.7启动开式循环冷却水系统；

2.1.8启动凝输泵，闭式水箱水位正常后，启动闭式循环冷却水系统；

2.1.9启动厂用压缩空气系统；

2.1.10启动EH油系统；

2.1.11凝汽器水位正常后，启动凝结水系统，除氧器上水；

2.1.12启动小机润滑油系统，投小机盘车；

2.1.13锅炉上水

启动电动给水泵给锅炉上水，上水至正常水位后，开始做汽包水位锅炉主保护动态传动，上水时要求除氧器水温＞100℃；汽包水位至200mm以上

2.1.14投轴封

稍开辅汽至轴封系统供汽门进行充分暖管，直到低压缸轴封温度大于100℃以上，若低压缸排汽温度高，投入低压缸喷水。

2.1.15抽真空

启动真空泵，封低压缸人孔门，关闭真空破坏阀并注水，调整大机轴封压力至25KPa左右。

2.1.16对小机进行暖管，暖管结束后冲小机，若电泵容量不够，可改用汽泵给锅炉上水。

2.2锅炉点火升压

2.2.1按冷态点火条件检查锅炉各汽、水阀门位置；

2.2.2汽包水位至200mm以上，依次启动两台炉水循环泵，建立炉水循环；

2.2.3投入引风机冷却风机、送风机和空预器的油系统；

2.2.4当环境温度低时，根据需要投入暖风器；

2.2.5炉前油系统打循环；

2.2.6启动A、B空预器；

2.2.7顺序启动引、送风机，调整炉膛负压至-50～-100Pa，风量30～40％，注意炉膛负压的变化；如果使用等离子点火时，则顺序启动一次风机、密封风机，调整一次风机入口静叶开度，维持热一次风压＞6350Pa，检查密封风与一次风差压＞2000Pa；

2.2.8启动冷却风机,确认火检冷却风已投入且风压正常；

2.2.9进行炉前油系统泄露试验，合格后投入燃油系统及蒸汽吹扫系统；

2.2.10确认炉膛吹扫条件成立,进行炉膛吹扫5分钟；

2.2.11投入炉膛烟温探针；

2.2.12投入火检TV；

2.2.13确认省煤器再循环阀门开；

2.2.14吹扫结束，打开燃油跳闸阀，检查“点火允许”指示灯亮，依次投入下层油枪或投入等离子点火系统；

2.2.15锅炉点火后,投入空预器吹灰器；燃油时空预器吹灰器必须连续运行。

2.2.16通过炉膛火焰电视和就地观察炉内燃烧情况，及时调整燃烧，注意炉膛负压，燃油压力的变化，根据需要，投入其它油枪，保持汽包水位在正常范围内，满足锅炉升温升压条件，注意炉膛出口烟温不超过538℃。

2.2.17按机组冷态启动曲线进行升温升压

在升温升压过程中，要注意各部位的膨胀情况，注意汽包水位的变化，及时补水，当建立正常给水时，将省煤器再循环门关闭，并投给水自动。

在升压初始阶段，必须严格控制升温速度。

在点火开始至30分钟，炉水温度上升率＜2.0℃/min；点火30分钟至汽机冲转，炉水温度上升率＜2.2～2.5℃/min。

升压速率＜0.06MPa/min。

当汽包压力达0.1MPa时，冲洗就地水位计。

当汽包压力达0.2MPa时，关闭汽包及过热器系统空气门。

当汽包压力达0.5MPa时，冲洗就地水位计一次，关顶棚过热器疏水，热紧螺丝和冲洗仪表管路。

当汽包压力升至0.5MPa时，停止向炉水循环泵冲清洗水。

2.2.18汽包压力升至1.8MPa，加强临时管暖管工作，可逐步开大吹管临时电动门，当排汽口蒸汽量很大且很少有水滴，排汽温度大于120℃时，暖管即符合要求，可逐步关小其它各部疏水，锅炉开始升压，在升压时应控制好主汽温度。

2.2.19根据炉膛内燃烧状况调整投入油枪的支数；

2.2.20锅炉开始吹管前，解除汽包水位保护。

2.3吹管

2.3.1维持适当的升温、升压速率升压至2.0MPa，全开吹管临时门，试吹1次，检查临时系统支撑及固定情况，并摸索锅炉补水情况；当汽包压力降至1.2MPa，关吹管临时门；当升压至4.5MPa，全开吹管临时门，试吹3次；以便掌握临时门全关过程中汽包的压降值，从而确定正式吹管时关门时机；

2.3.2吹管临时门全关后，开启汽包连排，锅炉继续升压；

2.3.3汽包压力升至6.0MPa，开启吹管临时门，开始正式吹管，当吹管系数降至1.1以下时，关闭临时吹管门，结束本次吹管；

2.3.4重复上述的正式吹管过程，并且不定期地安装靶板，以检验吹管效果，直至靶板合格为止；吹扫结束的时间应以满足所规定的吹管质量要求为准，同时根据需要吹扫其它支管系统。

2.4为提高吹管效果，吹管过程中需要不间断排污，并合理安排一次停炉，时间约8--12小时，以冷却管道以利于氧化皮的脱落，同时进行锅炉换水工作。

在锅炉停炉过程中，利于锅炉储能对过热器减温水系统、疏水系统、小机中央进汽母管及支管进行反吹扫。

再热器减温水系统及疏水系统安排在正式吹管后几次进行。

2.5吹管完毕后进行系统恢复。

3.注意事项

3.1在吹管过程中，必须监视过热器及再热器的差压，保证在控制门全开状态下，其差压大于额定工况下的差压值的1.1倍。

3.2吹管运行中，要确保参数不超过P=6.0MPa，t=400℃，以保证吹管安全，当达到吹管压力时应迅速打开吹管临时门。

3.3为保证冷段及再热器的安全，运行时应密切注视再热器入口压力的变化，确保该处压力不超过P=3.4MPa。

3.4热段管、冷段管加装靶板时，一定要关闭吹管临时门，并切断电源。

3.5吹管中对水位、炉膛负压的控制均根据试吹的经验进行适当调整，最后几次吹管，加强排污以提高蒸汽品质。

3.6每次锅炉点火启动时，应投入空预器冷端吹灰器，吹管期间靠燃油维持燃烧，不可停空预器吹灰。

3.7吹管运行中，要防止尾部烟道腐蚀，环境温度低时需投入暖风器；经常检查炉内燃烧情况，防止不完全燃烧。

3.8点火、升压、试吹管后，压力升到P=6.0MPa即进行吹管，吹管临时门何时关闭由过热器、再热器吹管系数决定，当过热器、再热器任何一个吹管系数降到1.1时，开始关闭吹管临时控制门，两次吹管间隔半小时左右。

3.9在吹管过程中，在DEH控制画面上注意监视汽轮机轴移、差胀正常、转子偏心度<0.076mm，顶轴油压、润滑油压、油温正常，盘车运行正常，左右蒸汽室内外壁温度指示无变化，高、中压缸上下金属温度指示无变化，就地转速与DCS画面指示一致。

3.10在吹管过程中，调整凝汽器、除氧器水位正常，监视各转动设备支撑轴承、推力轴承温度、电机线圈温度正常。

4.吹管过程记录

记录每次吹管前后的主汽温度、压力和吹管次数等有关数值。

蒸汽吹管参数记录表

吹管次序

汽包压力

（MPa）

过热器出口

压力（MPa）

过热器出口

温度（℃）

再热器出口

温度（℃）

吹管

时间（分）

吹管系数

吹管前

吹管后

吹管前

吹管后

吹管前

吹管后

吹管前

吹管后

K1

K2

试吹

正式吹管