NG240 98M1锅炉整套启动调试方案.docx
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NG24098M1锅炉整套启动调试方案
南发电厂2×60MW机组
锅炉整套启动调试方案
×××电力科学研究院
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1目的
锅炉安装结束经分部调试之后，就要进行锅炉机组所有设备整套启动试运行，它是锅炉进入稳定生产运行前的必须步骤。
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。
2依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》
2.2《火电工程启动调试工作规定》
2.3《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》
2.4《电厂建设施工及验收技术规范锅炉篇（1996年版）》
2.5《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》
2.6《火电施工质量检验及评定标准锅炉篇（1996年版）》
2.7《电站锅炉性能试验规程》
2.8锅炉制造厂家提供的系统设备图纸、设备说明书、计算数据汇总表
2.9锅炉系统其它制造商及设计单位提供的系统图纸及设备资料
3锅炉系统简介
3.1锅炉概况
内蒙古汇能集团蒙南发电厂#1锅炉是杭州锅炉集团有限公司制造的NG-240/9.8-M1型自然循环固态排渣煤粉炉。
锅炉采用直流煤粉燃烧器,燃烧器四角切向布置，切圆直径φ600mm。
制粉系统采用筒式钢球磨煤机、中间储仓式乏气送粉系统。
设计燃用蒙南烟煤。
每组燃烧器有6层二次风喷口和3层一次风喷口,一、二次风交错布置。
燃烧器中下层一次风采用水平浓淡式煤粉燃烧器，1、3角下层一次风喷口内装有等离子点火装置。
燃烧器设置一层油点火燃烧装置。
顶层二次风喷口方向反切，一次风喷口布置有侧边风。
蒸发受热面为膜式水冷壁，炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道布置高温段、低温段过热器，水平烟道及转向室周围布置包墙管过热器，竖井烟道中交错布置了两级省煤器和两级空气预热器。
过热蒸汽温度采用二级减温调节，
炉底除渣采用刮板捞渣机,电除尘器采用气力输灰系统。
3.2锅炉主要技术规范
锅炉蒸发量：
240t/h
饱和蒸汽压力：
11.28MPa
主汽压力：
9.8MPa
主汽温度：
540℃
给水温度：
229℃
热风温度：
316℃
排烟温度：
135℃
排烟热损失:
6.24%
化学未完全燃烧热损失0
机械未完全燃烧热损失1.5%
散热损失0.55%+0.25%
锅炉热效率：
91.5%
3.2.1煤质分析
序号
项目
符号
单位
设计
煤种
校核
煤种
1
收到基水份
Mt
%
15.52
15.52
2
3
收到基灰份
Aar
%
10
12
4
收到基碳
Car
%
57.85
55.85
5
收到基硫
Star
%
0.32
0.32
6
收到基氢
Har
%
3.91
3.91
7
收到基氧
Oar
%
11.54
11.94
8
收到基氮
Nar
%
0.86
0.96
9
干燥无灰基
挥发份
Vdaf
%
33.81
33.81
10
收到基低位
发热量
Qnet,ar
kJ/kg
21770
20934
11
可磨系数
HGI
62
62
12
煤粉细度
R90
%
18-22
13
灰熔点
变形温度
DT
C
1160
软化温度
ST
C
1190
融化温度
FT
C
1210
3.2.2燃烧及制粉系统性能计算汇总表（额定工况）
序号
项目
符号
单位
设计煤种
1
锅炉燃煤量
B
t/h
29.98
2
锅炉计算燃煤量
Bj
t/h
29.53
3
理论空气量
V0
Nm3/kg
5.8054
4
二次风温度
℃
316
5
一次风温度
℃
60
6
一次风份额
％
32
7
二次风份额
％
60
8
锅炉排烟温度
tpy
℃
135
9
炉膛漏风系数
Rlf
％
0.05
10
炉膛出口过量空气系数
α
1.2
11
磨煤机出力
Bm
t/h
22
12
煤粉细度
R90
％
18～22
13
磨进口干燥剂温度
T1
℃
300
14
磨煤机出口风温
Tm
℃
60～75
15
16
4、质量控制点
当满足下列要求时，才能最终确认机组进入72+24小时试运：
4.1机组带满负荷。
4.2锅炉断油。
4.3制粉系统各故障消除，能安全稳定运行。
4.4投入高加运行。
4.5投电除尘器
4.6热工各种自动、保护能正常稳定投入，自动投入率符合要求。
4.7汽水品质合格。
4.8在整个锅炉调试过程中发现的主要设备问题，都得到了处理。
5、整套启动应具备的条件
5.1锅炉启动前，下述主要试验项目均已结束,临时系统已全部拆除，正式系统已恢复；
5.1.1热力系统化学清洗结束并符合要求；
5.1.2锅炉及制粉系统冷态通风试验结束，风量测量装置标定完毕，一次风管道动压测量装置安装并标定完毕；
5.1.3热力系统蒸汽吹管结束并确认合格；
5.1.4炉前燃油系统吹扫干净及油循环畅通；
5.1.5炉本体、主要汽水系统经过工作压力下的水压试验，并试验合格。
5.2锅炉汽包、过热器、再热器安全阀校验完毕，并符合要求。
锅炉蒸汽吹管、蒸汽严密性试验及安全门调整中发现的问题、缺陷，均已处理完毕，需要改进的项目也已施工完毕，并经验收合格。
5.3输煤系统全部安装调试完毕，并经分部试运和联合试运验收合格，碎煤机、木块分离器、磁铁分离器能正常投入运行，具备向锅炉连续上煤的条件。
5.4锅炉吹灰蒸汽系统吹扫完毕，系统恢复，所有吹灰器全部经冷态调整试验合格，吹灰程控调试好，能够投入运行，吹灰蒸汽减压阀冷态调试完毕。
5.5除灰、除渣系统全部安装完毕，设备分部试运完毕：
5.6电除尘器安装调试完毕，各灰斗内部清理无杂物。
5.7制粉系统全部安装完毕，并已做好相应的准备工作。
5.8锅炉所有的电动门、气动门、调整门、风烟挡板，安装调试完毕，就地指示与集控室指示开度相符，能在集控室远方操作，统一编号并挂有标示牌。
5.9热控应具备的条件：
5.9.1锅炉及其辅助系统设计的所有就地仪表、操作台表盘上仪表全部安装调校完毕，达到投入条件；
5.9.2锅炉所有的联锁保护回路安装完毕，经过静态试验，所有的联锁保护、报警定值按要求整定好，声光报警系统安装完毕；
5.9.3计算机监控系统全部调整试验完毕；
5.9.4炉膛火焰电视装置调整试验完毕，其风冷系统调试完毕。
5.10锅炉水位电视装置调试完毕，指示清晰可靠。
5.11确认下列系统安装、调试、验收完毕，并能投入运行：
5.11.1锅炉烟风系统挡板；
5.11.2锅炉汽水系统阀门；
5.11.3锅炉制粉系统；
5.11.4高低压给水及除氧器系统；
5.11.5燃油系统；
5.11.6仪表用及工业用压缩空气系统；
5.11.7加药、取样、连排系统；
5.11.8疏水及定排扩容器系统；
5.11.9减温水系统；
5.11.10火焰检测冷却风系统；
5.11.11化学水系统；
5.11.12供水、排水及消防水系统；
5.12工作现场的照明设备齐全，亮度充足，事故照明安全可靠。
5.13消防、通讯设备齐全。
对于主要辅机、电气设备、燃油系统及易发生火灾的地方，应备有足够合格的消防器材。
5.14现场道路畅通，楼梯平台完整，地面平整，沟盖板盖好。
现场施工用的脚手架全部拆除，各看火孔、人孔门、检查门均已关闭，防爆门完整。
5.15准备足够的试运用燃油、燃煤。
煤质符合设计要求，并有成份分析报告。
5.16生产准备工作就绪，运行人员经培训考试合格并已配齐上岗。
应配备齐全运行所需的记录表格、运行日志、规程制度、系统图等。
5.17施工单位应组织好检修班子，并准备好检修用的材料、工具等。
5.18集中空调系统经调试完毕并已投入使用。
6、在整套启动期间完成以下调试工作：
6.1疏水、排污、汽水取样系统调试
6.2吹灰系统热态调试
6.3安全阀校验及蒸汽严密性试验
6.4制粉系统热态调试燃烧调整试验
6.5锅炉断油试验
6.6带负荷运行与满负荷运行试验
（a）进行燃烧调整，控制蒸汽参数和汽水品质
（b）配合热工投入自动调节系统
（c）断油进行满负荷试验
6.7变负荷试验
6.8MFT动作试验
6．9SCS试验
6.10配合化学专业进行洗硅运行，控制汽水品质（参见化学专业相关调试方案）
6.11配合汽轮机和电气专业进行汽轮机试转和试验（参见汽轮机和电气专业相关调试方案）
6.12进行72+24h连续试运行
7、组织分工
为确保锅炉整套启动调试期间人员和设备的安全，顺利完成启动工作，启动调试期间的所有工作由试运指挥部统一指挥，由整套启动领导小组负责组织，由调试专业组负责实施。
各单位参加人员名单、联系电话在调试前公布于现场。
具体分工如下：
●监理公司：
Ø对整套启动调试全过程进行监督；
Ø负责对整套启动调试方案的审批；
Ø参加整套启动调试前后检查、验收、评定工作。
●蒙南发电厂：
Ø负责系统、设备试验、启动和运行的操作，及系统、设备巡查，和相关参数的记录工作；
Ø对整套启动调试全过程进行监督；
Ø负责对整套启动调试方案的审批；
Ø负责组织整套启动调试前后检查、验收、评定工作；
Ø负责保障工作所需的合格水源、电源、辅助蒸汽、压缩空气等的供给。
●××电建公司
Ø负责整套启动调试过程中系统、设备的维护、消缺工作；
Ø负责现场安全保卫、消防救护和对隔离区的监管看护工作；
Ø参加整套启动调试前后检查、验收、评定工作。
●×××电力科学研究院：
Ø负责编制整套启动调试方案；
Ø负责提供临时系统和设备的技术要求，进行安装后确认；
Ø负责整套启动调试工作的指挥；
Ø参加整套启动调试前后检查、验收、评定工作；
Ø负责整套启动调试工作的总结和试验报告的编写。
8、启动前检查项目
8.1锅炉启动前的检查
8.1.1全面检查锅炉本体、烟风系统，确认内部无人、无杂物后封住各
人孔门、检查门；
8.1.2检查汽包就地水位计，标示清晰准确，水位计及水位监视电视应投入运行，控制室内表计指示与就地指示一致；
8.1.3全面检查锅炉膨胀系统和膨胀指示器，膨胀间隙应与设计值相符，膨胀指示器指示值冷态下应调整到零位，并进行记录；
8.1.4锅炉的吊杆和支架应符合要求，弹簧吊架的固定销应拆除；
8.1.5所有吹灰器都已退出，且处备用状态；
8.1.6风、烟系统、汽水系统、疏放水系统、制粉系统的所有电动门、电动挡板送电，气动挡板、阀门仪用气源合格，并经操作试验合格；
8.1.7对所有转动机械进行全面检查，地脚螺丝应牢固，油箱油位应正常，工业冷却水应处于投运状态；
8.1.8上水系统处于备用状态，疏水、排污及排空气系统门应处于上水前状态；
8.1.9锅炉安全阀检查处于投运状态，附近无妨碍其动作的杂物；
8.1.10炉膛火焰监视电视及其风冷系统应处于正常投入状态。
炉膛出口烟温计应处备用状态；
8.1.11投入炉前燃油系统；
8.1.12控制室各种仪表、指示校验合格，显示清晰准确，计算机应能工作正常，CRT显示与实际设备状态相同；
8.1.13炉水加药系统备用，水汽取样装置齐全，冷却水能满足要求；
8.1.14电除尘和除灰系统正常；
8.1.15刮板捞渣机应处于备用状态，关断门操作灵活，炉低水封建立；
8.1.16锅炉输煤和储煤系统正常；
8.1.17全面检查制粉系统；
8．2整套启动前的试验
8.2.1水位保护试验；
8.2.2炉膛超压保护模拟试验；
8.2.3灭火保护模拟试验；
8.2.4程控点火静态试验；
8.2.5转动机械拉合闸及事故按钮试验。
8.2.6送、引风机、排粉机联锁保护试验；
8.2.7制粉系统联锁保护试验；
8.2.8锅炉工作压力下的水压试验。
8.3下列各项保护应投入：
8.3.1水位保护；
8.3.2炉膛超压保护；
8.3.3灭火保护；
8.3.4送、引风机排粉机及磨煤机联锁保护；
8.3.5制粉系统联锁保护。
9、锅炉上水及换水
9.1锅炉上水应以上除氧器的水为宜，可经D50给水旁路向锅炉上水,上水温度与汽包壁温最大差值不应大于50℃；
9.2锅炉上水时，应打开锅炉排气阀，并应控制上水缓慢进行；
9.3上水时间一般为：
夏季不小于2小时，冬季不小于4小时；
9.4汽包中心线下180mm为汽包“0”水位,点火前锅炉上水时应上到正常水位下100mm处，并校对汽包水位计，记录进水前、后锅炉膨胀指示一次。
9.5锅炉换水
9.5.1点火前换水
由于启动调试阶段锅炉蒸汽吹管后至整套启动时间较长，因此一般都得采取换水清洗，锅炉上水结束后，通知化学人员对炉水品质进行取样分析，如不合格应进行换水。
使锅炉尽快达到水质要求的有效方法是投入水冷壁下联箱蒸汽加热，加快水冷壁内水的运动，此时应注意控制水位，必要时打开事故放水门。
这样连续蒸汽推动若干时间后，锅炉进行放水，放水结束后锅炉再继续进水，此时应提高进水温度，再进行连续冲洗，直至水质合格。
9.5.2热态排污
由于锅炉点火后，铁离子又会升高，水质又将变差，因此锅炉需在不同升压阶段都应加强各个循环回路的排污，并应利用停炉机会进行整炉放水，这对使机组系统水质尽快合格都是有利的。
10、锅炉机组的启动
10.1机组启动注意事项：
10.1.1锅炉机组运行可参照电厂颁布的锅炉运行规程，由运行人员操作执行。
冷态启炉一般采用滑参数启动，本方案按滑参数启动编写；
10.1.2锅炉上水水温应符合制造厂规定的温度标准要求，上水水质应符合部颁启动水质标准要求；
10.1.3锅炉点火前应投入邻炉加热，至汽包平均壁温达到100℃左右；
10.1.4准备锅炉点火应提前投入电除尘器的加热和振打装置；
10.1.5锅炉启动点火前，要启动引送风机对炉膛和烟道进行吹扫，吹扫风量为30～40%额定通风量，通风5分钟，并维持炉膛负压在-50～-100Pa；
10.1.6锅炉油枪点火后，升温升压速度（按锅炉运行规程）应缓慢，检查各处膨胀位移情况；
10.1.7尽量保证同层燃烧器或对角燃烧器运行，注意两侧烟温偏差；
10.1.8锅炉启动过程中的汽、水质量标准应符合DL/T561-1995《火力发电厂汽水化学监督导则》的规定，启动初期加强排污，定期进行汽水品质监视，且应有足够的低负荷洗硅时间（具体措施按化学专业的洗硅方案执行）。
汽水品质不合格，不许机组带大负荷；
10.1.9燃烧器投入应按从下至上的顺序投入；
10.1.10在锅炉升压过程中，控制汽包上下壁温差不大于40℃；
10.1.11启动初期应随时对炉本体及辅助设备、系统进行定期检查，做好试运记录，发现异常问题及时处理。
10.2锅炉点火
10.2.1启动一台交流火检冷却风机，确认冷却风压足够，投入备用直流火检风机联锁开关。
10.2.2启动一组引风机，送风机，投入联锁及保护，维持炉膛压力在-50～-100Pa之间。
10.2.3投入炉膛温度探针和炉膛火焰电视。
10.3提前投入投入静电除尘器各加热器和振打装置；
10.3.1锅炉投粉断油后，投入电除尘器；
10.3.2对电除尘器下仓泵及灰管进行一次吹管运行，去除残灰和杂物；
10.3.3根据灰斗料位情况和锅炉运行情况，程控启动电除尘器除灰仓泵进行除灰运行；
10.3.4灰库储灰后，应定期投入气化加热装置，以保温防潮，防止结露。
10.4投入除渣系统；
11、锅炉点火
11.1检查炉膛吹扫条件满足后，对炉膛烟道进行吹扫，吹扫风量为额定风量的30%，通风5分钟，吹扫结束后维持炉膛负压20～-40Pa,检查点火条件是否满足；
11.2点火条件允许后，进行点火。
点火前应注意调整燃油压力及吹扫空气参数；
11.3点火时先投下层对角油枪，后投上层，先投对角后投全层。
每次投油枪时都要观察炉内着火情况，通过调节油压、风门开度等手段使油枪保持雾化良好、燃烧稳定，严禁油枪雾化不良或漏油运行，经调整后油枪仍燃烧不良应停止其运行；
11.4注意汽包水位的控制，尽量维持“0”水位；
11.5在锅炉未连续进水之前应开启省煤器再循环。
12、升温升压
12.1当压力升到0.15～0.2MPa时，关闭炉顶各空气门。
定期排污一次。
12.2当压力升到0.3～0.5MPa时：
关闭过热器系统各疏水门,冲洗并校对汽包水位计，通知热工冲洗仪表管路；通知安装人员热紧螺栓一次；通知化学人员化验水质。
12.3当压力升到1.0MPa时，冲洗并校对汽包水位计，就地检查燃烧情况,保持燃烧良好。
12.4在升压过程中，检查锅炉膨胀情况，记录各膨胀指示器的指示值，若有异常，应查找原因，消除后才可继续升压，在下列压力时，应对膨胀系统及指示器进行检查并作好记录：
0.2MPa、0.49MPa、0.98MPa、1.96MPa、3.92MPa、5.88MPa、9.81MPa。
12.5通知化学进行炉水品质的监视和分析，如超标应采取相应的措施。
12.6锅炉升温升压应参照锅炉厂提供的“冷态启动曲线”进行，可按下列程序表进行控制：
序号
压力
时间
累计时间
饱和温度
（MPa）
（分）
（分）
℃
1
0～0.01
30
30
80～102
2
0.01～0.1
30
60
102～120
3
0.1～0.2
20
80
120～133
4
0.2～0.39
30
110
133～151
5
0..39～0.98
40
150
151～183
6
0.98～1.47
25
175
183～200
7
1.47～2.94
40
215
200～235
8
2.94～4.41
25
240
235～258
9
4.41～6.87
30
270
258～285
10
6.87～8.83
15
285
285～303
11
8.83～9.81
15
300
303～310
12.7升温升压过程中应注意控制汽包上、下壁温差应小于40℃，否则应减慢升温升压速度、适当增大排汽量、进行下联箱放水。
12.8升温升压过程中,视汽包水位情况适时向锅炉供水。
锅炉进水应用给水启动旁路进行,进水时省煤器再循环门关闭,停止进水时开启。
12.9应注意观察油枪雾化与燃烧情况，发现问题及时处理。
12.10在升压过程中，应注意屏式过热器、对流过热器的管壁温度及蒸汽温度不得超过规定值。
12.11汽机冲转
12.11.1当主蒸汽温度、压力达到冲转参数时，联系汽机进行冲转，并调整好锅炉燃烧。
12.11.2在汽机冲转过程中，应根据锅炉温度、压力变化情况调整燃油压力、油枪的数量和高低压旁路的开度，确保冲转参数的稳定。
12.11.3汽机冲转完成后，应使锅炉参数适应汽机试验要求，联系汽机关小主汽门前疏水。
12.11.4锅炉开始供汽后，根据汽温的上升情况投入减温器。
12.11.5汽机定速3000转/分以后，配合电气进行电气试验工作。
13、机组并网带负荷
13.1按汽机需要进行升负荷、暖机工作，逐步投入全部油枪，汽温、汽压按启动曲线提升。
13.2视锅炉运行情况，启动另一组引、送风机、排粉机，总联锁投入相应位置。
13.3当热风温度达到200℃以上时，准备启动制粉系统。
粉仓粉位达到一定高度时可以进行投粉。
13.4投粉过程中，应密切注意煤粉着火情况，并对燃烧系统有关风门进行全面的调整，以保证煤粉气流燃烧稳定。
13.5当负荷进一步升高到50%以上，而制粉系统可正常运行时，可以逐渐减小燃油量，并退出部分油枪，逐渐增加投粉量，并做好制粉系统及燃烧系统调整。
13.6为防止空气预热器受热面低温腐蚀，应根据实际情况投入热风再循环；
13.7当机组负荷上升到额定负荷的60％左右时，视燃烧情况，可以断油运行，退出剩余油枪，并投入电气除尘器。
13.8当断油后应进行：
全面的制粉系统和二次风门调整；对锅炉进行全面吹灰工作。
13.9联系热工投入有关锅炉自动装置，并进行自动切换试验，观察自动装置稳定与可靠性。
13.10在上述过程中，保护装置应始终处于投入状态。
13.11在上述过程中，经启动委员会批准，可按有关规程进行机组甩负荷试验、MFT动作试验，或根据实际需要停机停炉检修。
14运行调整
14.1负荷调整
14.1.1机组进入正常运行后，负荷变化不大时，可通过调整给粉机出力来实现，调整幅度不宜过大，尽量使同层给粉量一致，当负荷变化较大通过调整给粉量已不能满足时，可通过投、停对角给粉机来实现，不要全层同时投、停。
注意不要过调，风、粉应协调配合，防止燃烧不稳造成灭火；
14.1.2如果机组减负荷，要切除给粉机时，应视汽温状况来决定切除上层还是下层的给粉机，同层以切除对角给粉机为宜。
继续减负荷，以同样的方法来停另一层给粉机，应尽可能保持相邻层的煤粉喷嘴运行；
14.1.4如果机组增加负荷，已运行的煤层给粉机转速均超过50%时，可再投一层煤粉喷嘴，且以投入相邻层的煤粉喷嘴为宜；
14.1.6在负荷变化过程中，应注意汽温、汽压、水位、汽包壁温差以及给粉机转速和一次风压的变化。
14.2燃烧调整：
14.2.2要注意监视炉膛负压和氧量，及时调整送、引风量，维持炉膛出口压力在-20～-50Pa范围内、氧量保持4%～6%；
14.2.4锅炉负荷变化时，及时调整粉量和风量，以保证汽温、汽压稳定。
加负荷时先加风量后加给粉量，减负荷时先减给粉量后减风量；
14.2.7正常运行时，保持炉膛内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜，不贴墙，应具有良好的充满度，否则应及时调整二次风开度；
14.2.8正常运行时，投入燃烧器为一层或对角，不能缺角运行。
负荷变化不大时，给粉机调整幅度不宜过大，尽量使同层给粉量一致，当负荷变化较大时，可通过投、停对角给粉机来实现，不要全层同时投、停。
注意不要过调，风煤应协调配合，防止燃烧不稳造成灭火；
14.2.11在低负荷时，尽量少投煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度，避免煤粉燃烧器脱层运行；
14.2.12在大负荷时，应将最大数量的煤粉燃烧器投入运行，合理分配各燃烧器负荷，以均衡炉膛热负荷，减少热偏差。
运行中加强锅炉吹灰，并定期检查受热面积灰和结渣情况，发现结渣，及时采取措施；
14.2.13应提前确知炉前燃料的种类和主要成分、发热量和灰熔点，若发现与设计不同应及时进行调整。
14.3汽压调整
14.3.2主汽压力的调整，可通过增减燃料量等方法进行，不允许用不利于燃烧稳定的方式进行调整，在非事故情况下，禁止使用安全门和对空排汽等手段降压；
14.3.3若汽压达到安全阀动作值而安全阀拒动并且压力继续升高时，应采取切除部分燃烧器、开启对空排汽等措施进行排汽降压；
14.3.4在锅炉正常运行时，主汽压力应投入自动控制，在自动与手动
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