锅炉整套启动调试方案.docx
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锅炉整套启动调试方案
锅炉整套启动调试方案
目录
1.概述3
2.试验目的7
3.试验依据7
4.试验应具备条件7
5.锅炉点火启动程序10
6.锅炉启动中控制参数15
7.调试过程记录内容15
8.安全措施16
9.组织分工16
1.概述
1.1系统简介
111电厂（4×135MW）机组配用440t/h超高压参数、自然循环汽包炉，单炉膛、一次中间再热、燃烧器摆动调温、平衡通风、四角切向燃烧、固态排渣、中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，配四台ZGM型中速辊式磨煤机，布置在炉前。
固态排渣，炉后尾部布置两台三分仓空气预热器。
全钢架悬吊结构，露天布置。
锅炉燃用煤种为印度劣质烟煤。
燃烧制粉系统：
采用中速磨正压直吹式制粉系统，每台锅炉配置4台ZGM95N中速磨煤机，其中3台运行、1台备用。
磨煤机采用中速磨煤机、冷一次风机、正压直吹、负压炉膛、平衡通风制粉燃烧系统。
配4台磨煤机，其中3台运行，1台备用。
每台磨煤机带锅炉的一层燃烧器。
本锅炉燃油采用轻柴油和重油。
锅炉启动时所用的燃料为轻柴油，低负荷运行时燃料为重油。
油燃烧器的总输入热量按30%BMCR计算。
点火系统由高能电火花点燃轻柴油，然后点燃重油，再点着煤粉。
高能电点火器的进退采用气动执行器，动力来源为仪用压缩空气。
本炉设计一层轻油枪、两层重油枪，轻油枪设计出力每只0.4t/h，重油枪设计出力每只0.89t/h。
锅炉启动时所用的燃料为轻柴油；低负荷运行时，燃料为重油。
除渣方式：
锅炉排渣装置采用固态排渣斗，渣经过刮板捞渣机输送至炉侧的灰渣斗。
主蒸汽蒸汽减温方式：
采用二级喷水减温。
再热蒸汽减温方式：
尾部烟气挡板调节＋事故喷水减温＋微调喷水减温
1.2锅炉主要蒸汽参数
锅炉容量和主要参数：
主蒸汽、再热蒸汽和给水等系统的压力、温度、流量等参数要求与汽轮机参数相匹配。
BMCR（设计燃料）
过热蒸汽流量t/h440
过热蒸汽出口压力MPa（g）14.29
过热蒸汽出口温度℃540
再热蒸汽流量t/h358
再热蒸汽进口压力MPa（g）2.686
再热蒸汽进口温度℃320
再热蒸汽出口压力MPa（g）2.549
再热蒸汽出口温度℃540
给水温度℃245.1
1.3燃煤煤质特性：
序号
名称
符号
单位
DesignCoal
WorstCoal
BestCoal
1
固定碳
FC
%
37.51
30.00
42.00
2
收到基碳
Car
%
49.01
41.30
53.90
3
收到基氢
Har
%
2.80
2.70
3.00
4
收到基氧
Oar
%
8.50
3.50
11.50
5
收到基氮
Nar
%
1.10
0.50
1.20
6
收到基硫
Sar
%
0.50
0.60
0.30
7
全水份
Mt
%
11.49
15.00
9.10
8
收到基灰份
Aar
%
26.00
36.00
21.00
9
空气干燥基水份
Mad
%
10
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
39.99
38.78
39.91
11
收到基高位发热量
GCV
kCal/kg
4600
4200
4900
12
收到基低位发热量
LHV
kCal/kg
13
可磨系数
HGI
50
50
55
14
灰变形温度
DT
℃
1170
1170
1170
15
灰软化温度
ST
℃
1300
1300
1300
16
灰熔化温度
FT
℃
1400
1400
1400
17
比电阻
Ω.cm
灰成分
1
二氧化硅
SiO2
%
2
三氧化二铝
Al2O3
%
3
三氧化二铁
Fe2O3
%
4
氧化钙
CaO
%
5
氧化镁
MgO
%
6
氧化钠
Na2O
%
7
氧化钾
K2O
%
8
三氧化硫
SO3
%
9
二氧化钛
TiO2
%
10
五氧化二磷
P2O5
%
11
其它
%
1.4燃油特性：
点火油（轻柴油）
特性
轻柴油（LDO）
酸性，无机物
无
酸性，KOH/g总的mg，最大值
0.5
灰，质量比，最大值
0.01
总热值，kJ/kg
41868
碳残留物（Remobottom）
0.2
--Centane数，最小值
42
闪点：
Abel℃，最小值
Powerpoint℃，最大值
38
60
38℃时运动粘度，cm2/s
<2-7.5
残渣质量百分比，最大值
0.05
总含硫质量百分比，最大值
1.0
含水量，体积百分比，最大值
0.5
总残渣，每100ml中mg数，最大值
1.0
助燃油（重油）
特性
HFO
酸性，无机物
无
灰，质量百分比％
0.1
高位发热量
10000kCal/kg
闪点，最小值
66℃
运动粘度，（厘沱），最大值
370
残渣，质量百分比（%），最大值
0.25
硫，总的质量百分比（%），最大值
4.5
含水量，质量百分比（%），最大值
1.0
2.试验目的
为了顺利完成11111发电工程#1锅炉启动调试工作，明确调试工作任务和职责分工，规范调试项目和调试程序，使调试工作有组织、有计划的进行。
根据有关规程、规范规定，结合本机组特点及同类型机组调试、运行经验情况，特制定本调试方案。
通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行考核，检验其设计性能、安装质量是否达到国家规定的标准，同时对设计、安装中的欠妥之处及存在的问题进行修改和处理，使机组安全、经济、稳定、高质量地移交生产运行。
3.试验依据
3.1《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）（管道篇）
3.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》
3.3《火电工程启动调试工作规定》
3.4《火电机组达标投产考核标准（2001年版）及相关规定》
3.5锅炉厂家资料
《锅炉安装说明书》
《锅炉使用说明书》
《锅炉设计说明书》
3.6调试合同
3.7热力系统图
4.试验应具备条件
4.1机务应具备的条件
4.1.1炉本体：
安装、保温工作结束。
炉水压、风压试验结束。
炉膛、烟风道内脚手架拆除、垃圾、杂物清理干净，所有工作人员撤出，各人孔、检查孔封闭。
4.1.2烟风系统：
安装、保温工作结束。
引、送、一次风机、空预器8小时分部试运工作结束，经检查、验收合格，签证办理完毕。
4.1.3汽水系统：
安装保温工作结束，所有的支、吊架完善，弹簧吊架销子拆除，经检查验收合格。
4.1.4燃油系统：
安装保温工作结束。
油管路经水或蒸汽吹洗。
4.1.5制粉系统：
安装保温工作结束。
各磨煤机、给煤机的静态调试工作结束。
磨、给煤机及有关的附属设施经8小时分部试运结束。
4.1.6辅煤系统：
安装工作结束，各附属设施经8小时分部试运结束，验收合格。
能随时给煤仓上煤。
原煤仓清理干净。
4.1.7电除尘器系统：
安装保温工作结束，电除器升压，振打等试验结束，经检查验收合格。
灰斗内清理干净，能随时投入运行。
4.1.8除灰、渣系统：
安装保温工作结束。
各附属设施经8小时分部试运结束，经检查验收合格。
炉底水封完善。
4.1.9火检冷却风系统：
安装工作结束，火检风机经8小时分部试运合格。
4.1.10炉吹灰系统：
安装保温工作结束，管路经蒸汽吹扫。
各吹灰器静态调试合格。
具备投运条件。
4.1.11炉加药、取样、定、连排、疏放水、放空气、反冲洗、充惰等系统安装保温工作结束。
4.1.12锅炉膨胀系统：
各膨胀指示器按设计要求安装完毕，各膨胀指示器调整到“0”。
经联合检查无妨碍膨胀之处。
4.2电气、热控应具备的条件
4.2.1各电、气动阀门、烟风挡板静态调试完毕，能远方操作、开关灵活、方向正确。
4.2.2各声光报警系统经静态调试完毕，各光字牌显示正确。
4.2.3各转动机械事故按纽完好，回路正确。
模拟操作动作可靠。
4.2.4各辅机程控系统（SCS）调试完毕，程启、程停逻辑正确，设备动作可靠。
a.各风机油站的启动条件；
b.油泵的联动关系；
c.引、送、一次风机的启、停条件及联动关系；
d.各风门、挡板的联动关系；
e.各风机的程启、程停试验；
4.2.5锅炉安全监控系统FSSS静态调试完毕。
各逻辑关系正确，动作可靠。
a.炉膛吹扫允许条件；
b.炉MFT条件、MFT后的联动关系；
c.炉OFT条件、OFT后的联动关系；
d.油点火允许条件；
e.油枪的程启、程停；
f.油枪的跳闸条件；
4.2.6锅炉数据采集系统（DAS）静态调校完毕，各点名称准确，显示正确。
4.2.7各工业电视、火焰检测系统静态调校完毕。
能随时投入。
4.2.8炉膛烟温探针静态调校、设定完毕，伸缩自如，动作可靠。
4.2.9空预器间隙密封调整装置静态调试完毕。
4.2.10机、炉、电大联锁试验完毕，关系正确，动作可靠。
4.3土建应具备的条件
4.3.1试运现场道路畅通照明充足，事故照明可靠。
4.3.2试运现场通讯设备方便可用，并备有足够的消防器材。
4.4应完成的调试项目
4.4.1锅炉本体及炉前系统酸洗工作结束，临时系统已恢复完毕。
4.4.2锅炉烟风挡板、汽水阀门、制粉系统各风门挡板经操作试验合格。
各阀门开关方向正确，动作灵活可靠，全开、全关到位。
4.4.3锅炉冷态通风调平试验结束。
各一次风调平、风量标定完毕。
4.4.4锅炉吹管工作结束。
临时系统已全部恢复。
4.4.5锅炉辅机顺控（SCS）的检查试验结束。
4.4.6炉膛安全监控系统FSSS的检查试验结束。
4.4.7各转动机械事故按钮的检查操作试验结束。
4.4.8各声光报警信号的检查试验结束。
4.5公用系统
4.5.1化学制水系统完善，能随时提供合格的除盐水。
4.5.2压缩空气系统完善，能随时提供合格的压缩空气。
4.5.3厂用电系统完善，能按试运要求随时切、送电。
4.5.4全厂的照明、通讯系统完善，能随时通讯。
4.5.5中央空调系统完善，调试完毕，能随时投入使用。
4.5.6在机组整套启动前，向煤仓上煤时提供煤质化验报告单，要求原煤仓进煤应按设计煤种考虑。
5.锅炉点火启动程序
5.1启动前的检查
5.1.1打开各孔门，检查燃烧室、水平烟道、尾部烟道、空气预热器、电气除尘器及烟风道内部确已无人工作，内部清理干净。
5.1.2检查汽包就地水位计、电接点水位计和低读水位计，标示清晰准确，室内表计指示与就地指示一致，水位计有正常及高低水位指示线。
5.1.3锅炉各处预留的膨胀间隙应与设计值相符，消除可能影响膨胀的部位，膨胀指示器安装正确、牢固，冷态下调定零位。
5.1.4蒸汽吹灰系统完好备用，所有吹灰器都已退出，并且处于待运行状态。
5.1.5所有风烟系统所有电动挡板、汽水系统、疏放水系统所有电动门及调节门送电，气源门送气，阀门、档板的开关试验良好，动作灵活，限位开关动作正常，开度指示与实际相符。
5.1.6检查对各一、二次风压表完好，指示在零位，检查各种热工仪表已投入，并核对可靠，所有表计、自动记录、巡测及信号装置齐全。
5.1.7通知电气人员将所有辅机送电，低压辅机送动力电源，高压辅机送操作电源，进行各辅机的单项静态试验及事故按钮试验，在各辅机单项试验良好后，进行锅炉静态总联锁试验，试验合格后，通知电气人员送上各辅机动力电源。
5.1.8向炉底水封装置冲水，投入炉底水封。
5.1.9检查所有截止阀以及事故放水阀、连排、定排及疏放水阀均处于关闭状态
5.1.10检查过热器安全阀、再热器安全阀、汽包安全阀严密,冷态调试完成。
5.1.11CRT显示器及火焰、水位监视保护装置可以投入正常使用
5.1.12原煤仓准备好充足的燃料
5.2试验项目
5.2.1转机拉合闸和事故按钮试验。
5.2.2送、吸风机及一次风机联锁试验
5.2.3程控点火静态试验
5.2.4锅炉FSSS保护试验。
5.2.5制粉系统联锁保护试验。
5.2.6锅炉大联锁保护试验。
试验结束后，各项保护按规定投入运行。
5.3锅炉上水及底部加热的投入
5.3.1上水前水质经化验合格
5.3.2上水温度40～60℃，尽量控制给水温度与汽包壁温差不超过28℃，当给水温度高于汽包壁温50℃及以上时应控制给水量30～60T/H。
5.3.3上水时间不少于2小时。
5.3.4进水期间应严格控制汽包内外壁温差，上下壁温度，任意两点壁温差不得超过40℃，最大不超过56℃。
5.3.5进水至汽包水位计的—200mm处，关闭进水门，开启再循环门。
5.3.6上水方式：
用电动给水泵通过给水操作台上水；
5.3.7投入炉底蒸汽加热装置：
当锅炉上水至点火水位后，联系投入厂用汽，炉底蒸汽加热管道加热疏水10～15分钟后投入炉底蒸汽加热系统。
5.3.8升温升压速度：
加热过程应缓慢，按照炉水饱和温度温升率控制，升温率≤28℃～56℃，严格控制汽包壁温差，在升压过程中汽包壁各点间的温差最大≯56℃。
5.3.9汽压升至0.15～0.2MPa，关闭各空气门，开启过热器各疏水门，疏水暖管。
5.3.10汽压升至0.3～0.5MPa，冲洗水位计一次，通知热工和检修冲洗压力表管及热紧螺丝。
5.3.11加热期间汽包水位不断上升，此间可维持+150～+200mm高水位，视情况可用事故放水门放水，以保持汽包水位在规定的范围内。
5.3.12汽包压力0.8MPa，关闭炉底加热联箱去水冷壁下联箱的加热门停止升压，关闭供汽管道总门，开启加热系统各疏水门放水。
5.3.13炉底加热投入时启动两台空气预热器运行，开始加热时联系汽机投入高压旁路20%，开启再热器出口疏水门。
5.4锅炉的启动
5.4.1投入暖风器运行，其疏水在品质不合格前排入定排疏水扩容器。
5.4.2启动吸、送风机，投入锅炉大联锁，调整吸、送风量至锅炉总风量的30%至40%，维持炉膛负压—50Pa至—100Pa，先后进行炉膛吹扫及二次风道吹扫，并校对各风压表指示正确。
5.4.3启动一台火焰检测冷却风机向各火检器供风，调整出口风压，保证火检探头与炉膛压力大于3.5KPa，投入火检风机联锁。
5.4.4联系热工投入炉烟温探针，投入火焰监视和炉膛压力保护装置，投入燃油系统的油量测量装置。
5.4.5联系供油泵房启动一台轻油供油泵运行，调整油泵出口压力不小于4.0MPa，将燃油打入炉前循环，炉前油温40℃，检查系统严密，做燃油系统泄漏试验良好。
5.4.6向炉底水封装置充水，向捞渣机充水，保持炉底冷灰斗密封。
5.4.7程控投入下层对角两只油枪，锅炉点火，调整燃油量及二次风量，使油枪雾化良好，着火稳定，燃烧良好，烟囱不冒黑烟。
5.5锅炉升温、升压
5.5.1升温升压过程中，在汽机的高低压旁路阀没有打开之前，严格控制汽包壁温差不大于56℃，燃油流量不大于最大负荷时总燃料量的10%，炉膛出口烟气温度不超过538℃，防止再热器管烧坏。
5.5.2锅炉升温升压过程中，按照炉水饱和温度升温率，控制升温升压速率，在1.0MPa以下时的升压阶段应缓慢,升温率≤40℃/h，1.0MPa以上时的升温率控制在60℃/h。
5.5.3汽机抽真空前确认下列再热器空气门关闭：
壁式再热器出口甲、乙空气门；再热器后屏出口甲、乙空气门；再热器出口蒸汽管道空气门；同时，联系汽机将再热器管疏水倒向凝汽器。
5.5.4当汽包压力升至0.3~0.5Mpa且汽机凝汽器真空建立后，联系开启高、低压旁路。
5.5.5汽机高低压旁路投入后，在炉水温升率不超过规定的情况下，加强燃烧，提高蒸汽温度和压力。
根据汽压汽温的上升情况，联系汽机人员调整旁路的开度。
5.5.6主汽压升至0.8Mpa时，关闭过热器出口集箱疏水门，通知汽机调整开大主汽门前疏水门。
5.5.7在上水前后和汽包压力升到0.3、1.5、9、15.6Mpa时,记录锅炉膨胀指示。
5.5.8视水位情况联系汽机，启动给水泵向锅炉上水，上水时关闭省煤器再循环门，停止上水时开启省煤器再循环门。
5.6汽机冲转
5.6.1汽机冲转参数：
当主汽压力升至1.0～1.5MPa，主汽温度250℃～280℃，再热器温度220℃以上，主、再热汽温过热度大于50℃以上，联系汽机冲转，如汽温达不到要求，则应加强燃烧，并联系汽机开大高、低旁路系统以提高汽温。
5.6.2汽机冲转过程中，应控制汽温、汽压的稳定，汽机从冲转到定速3000转/分，可调旁路系统来维持汽压稳定并逐步提高主、再热汽温，主汽温度的升温速度不超过1～1.5℃/分，再热汽的升温速度不超过2℃/分。
5.6.3当汽机中速暖机后应适当增加燃油量将主汽压力逐步升至2.0～2.5MPa，以满足汽机升速和并网后带初负荷的要求，机组并网后关闭旁路门。
5.7并网带负荷
5.7.1汽机达到额定转速并经全面检查正常后，发电机并入系统，带初始负荷10MW，汽机暖机。
暖机期间控制主再热汽温350℃，主再热蒸汽压力保持不变，暖机时间大于60分钟。
初始负荷暖机结束后，投入上层油枪，增加燃油量，升负荷至25MW进行暖机，时间大于60分钟，期间控制蒸汽参数不变。
5.7.2发电机并列后炉膛出口烟温近538℃将炉烟温度探针退出运行。
5.7.3发电机并列后，关闭高低压旁路。
5.7.4检查锅炉本体各疏水门关闭，根据化学要求开启加药门、汽水取样门和连排门，加强锅炉水冷壁下联箱的排污。
5.7.5根据汽压情况，适当增加燃油流量和油燃烧器数量。
5.7.6接汽机升负荷通知后，适当增加燃油量，以0.05MPa/min的速度将主汽压力升至4Mpa，控制主再热汽温450℃，汽机负荷逐步增至35MW，汽机暖机，锅炉保持参数稳定。
5.7.7空气预热器后一次热风温度大于150℃，检查制粉系统符合启动要求，做好冷炉制粉的准备工作。
5.7.8分别启动A、B一次风机，调整一次风压正常，启动一台密封风机，确认风压正常，将备用密封风机投入“联锁”。
5.7.9检查空气预热器吹灰系统正常，投入空气预热器吹灰汽源，调整汽压规定范围内，对管道充分疏水后对空气预热器吹灰一次。
5.7.10检查确认油燃烧器着火良好，负荷大于15%，启动A磨煤机运行，调整煤粉细度正常，投入A层煤粉燃烧器，调整一、二次风量，确保煤粉燃烧器着火良好。
5.7.11随着负荷上升，热风温度升高，各部烟温正常时，再启动B磨煤机运行，调整煤粉细度正常，投入下部B层煤粉燃烧器，调整一、二次风量，确保煤粉燃烧器着火良好，在整个燃油制粉阶段应加强对炉膛负压、各段烟温及火焰监视器等表计的监视，若发现异常，应立即停止制粉。
5.7.12汽机负荷由35MW升至60MW，主汽压力10MPa，在此工况下联系化学化验炉水含硅量，开始洗硅。
5.7.13汽包压力9.8MPa洗硅结束后，将压力以0.1MPa/min的升压速度升至11.8MPa，主汽温度500℃，机组负荷升至70MW，继续洗硅。
5.7.14锅炉燃烧稳定后，逐步增加磨煤机出力，适当减少燃油量。
5.7.15汽包压力11.8MPa洗硅结束后，检查启动B磨煤机运行，以0.1MPa/min的升压速度提高主汽压力至13.20MPa，主汽温度520℃，机组负荷升至100MW。
5.7.16机组负荷100MW，炉内燃烧稳定，试投锅炉程序吹灰系统，对锅炉受热面进行全面吹灰一次。
5.7.17逐步增加各台磨煤机出力，调整燃烧稳定，试停全部油燃烧器运行，油系统进行炉前油循环。
5.7.18锅炉参数逐渐升至额定值，联系热工投入有关自动和保护。
6.锅炉启动中控制参数
序号
名称
单位
MPa
正常范围
报警数值
跳闸值
备注
高限
低限
1
主汽流量
t/h
230～460
－
－
－
2
主汽压力
MPa
14.29
15.005
安全阀动作
3
汽包压力
MPa
15.66
16.551
安全阀动作
4
主汽温度
℃
540
545
530
5
再热汽温
℃
540
545
530
6
主汽、再热汽温差
℃
<30
7
再热器入口压力
MPa
2.604
8
再热器出出口压力
MPa
2.407
9
汽包水位
mm
±50
+100
-100
+210，-230
MFT
10
分隔屏过管壁温度
℃
<580
≥580
11
后屏过管壁温度
℃
<580
≥580
12
未级过管壁温度
℃
<580
≥580
13
后屏再热器壁温
℃
<580
>580
14
未级再热器壁温
℃
<580
>580
15
省煤器入口水压
MPa
16
省煤器入口水温
℃
247
17
炉膛负压
Pa
-100
+840
-840
+1700,-1700
MFT
18
烟气中氧量
%
6~4
19
重油燃油压力
Mpa
1.8
－
20
轻油燃油压力
MPa
3.8
21
雾化汽压力
Mpa
0.6~1.2
22
密封风与一次风差压
Pa
<3500
－
23
锅炉排污量
%
1
24
吹灰汽压
Mpa
1.0~1.5
－
－
－
7.调试过程记录内容
7.1调试过程中出现的问题及解决情况。
7.2调试过程中的有关通知单,设计变更通知单等。
8.安全措施
8.1安排熟练的运行人员上岗操作，操作人员应认真负责按照运行规程进行操作。
服从调试人员的指挥。
8.2定期对锅炉本体及各个系统进行检查，发现问题及时处理。
8.3所有保护系统在锅炉的启动和运行中按照需要及时投入。
8.4做好各专业调试、运行人员之间的协调工作。
8.5严格遵守检修和辅机停送电工作票制度。
8.6做好事故预想，运行和调试人员都应熟知各种事故状态下处理方法。
8.7严格防止尾部烟道发生二次燃烧。
9.组织分工
9.1施工分包商
9.1.1负责试运设备的检修、维护及消缺工作。
9.1.2负责引、送、一次风机、密封风机、炉水循环泵、磨煤机、给煤机、空预器及其它辅机的监护、巡检。
9.1.3准备必要的检修工具及材料。
9.1.4
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