锅炉整套启动调试方案Word文档下载推荐.docx
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3设备系统简介
3.1主机的主要技术规范
3.1.1锅炉
制造：
哈尔滨锅炉厂股份有限公司
型号：
HG-440/13.7-L.PM4
型式：
循环流化床锅炉、自然循环、中间再热、半露天布置、全钢构架、高强螺栓连接、固态排渣。
主要技术参数：
项目
单位
BMCR
过热蒸汽流量
t/h
440
过热蒸汽压力
MPa
13.7
过热蒸汽温度
℃
540
页72共页4第所试调设建力电南河．
再热器出口蒸汽温度
℃
再热器出口蒸汽压力
2.57
再热器进口蒸汽温度
315.8
再热器进口蒸汽压力
2.75
给水温度
249
钙硫比
2.4
脱硫效率
%
90
排烟温度（空预器出口）
129
锅炉效率
92.2
3.1.2汽轮机超高压、一次中间再热反动式、单轴、双缸双排汽凝汽式汽轮机名称：
135MW13.24/535/535－N135型号：
135MW功率：
/分额定转速：
3000转a）主汽门前蒸汽压力：
13.24MPa（535℃主汽门前蒸汽温度：
402.7t/h主蒸汽流量：
331t/h再热冷段蒸汽流量：
338t/h再热热段蒸汽流量：
535℃再热汽门前再热蒸汽温度：
）（再热汽门前再热蒸汽压力：
2.26MPaa290.28t/h排气量：
）4.9kPa（a排汽压力（背压）：
℃冷却水设计温度：
20℃给水温度：
243.4148MW
工况时功率：
汽轮VWO8192.7kJ/kW.h
汽轮热耗：
1除氧）2高＋4低＋级（回热加热级数：
73.1.3发电机
页72共页5第所试调设建力电南河．
名称：
双水内冷汽轮发电机
QFS-135-2
额定功率：
135MW
额定电压：
15.75kV
额定电流：
5822A
额定功率因素：
0.85（滞后）
频率：
50Hz
绝缘等级：
F级，温升按B级考核
额定转速：
3000r/min
相数：
3
接法：
Y
最大连续出力：
158.824MW
励磁型式：
静止可控硅励磁
冷却方式：
双水内冷
3.2煤、灰、燃油资料
3.2.1煤质资料：
设计燃用平顶山洗矸与中煤的混煤。
单位
设计煤种
校核煤种
工业分析
收到基低位发热值Qnet.ar
kJ/kg
21375
18821
M收到基全水份ar
8
9
A收到基灰份ar
26.54
31.62
可燃基挥发份Vdaf
17.48
13.83
元素分析
收到基碳Car
55.38
47.62
收到基氢Har
2.04
2.27
O收到基氧ar
6.24
7.34
收到基氮Nar
1.12
0.98
收到基硫Sar
0.5
1.17
入厂煤最大粒径
mm
300
3.2.2灰成分（未掺烧石灰石）
页72共页6第所试调设建力电南河．
名称
设计煤种
种校核煤
SiO2
45.46
54.28
OAl32
24.69
32.19
FeO32
4.01
5.1
CaO
19.58
3.16
MgO
0.09
OK2
1.06
1.39
ONa2
0.24
0.23
SO3
2.03
TiO2
0.54
0.35
MnO2
0.96
灰熔点3.2.3
名称
号符
设计煤种
校核煤种
变形温度
DT
1430℃
℃1460
软化温度
ST
℃＞1490
℃＞1500
熔融温度
FT
＞1500℃
3.2.4燃油资料号轻柴油。
锅炉点火及助燃用油为0其油质分析如下：
目项
位单
值数
℃恩氏粘度（20）
E
1.67—1.2
灰分
0.025≤
硫份
0.2≤
凝固点
0≤
闪点
65≥
发热量（低位）
KJ/kg
41868
3.3燃煤制备系统
页72共页7第所试调设建力电南河．
根据本工程运煤系统程序控制方案的设计，原煤在破碎机室经过一、二级破碎机，再经两条带式输送机进入主厂房煤仓间。
原煤经＃2机组＃7皮带延伸输送至煤斗。
3.4辅助设备
3.4.1引风机
风机型号Y4－60-14No26.5F
43/hm48.8流量24.4～×
10全压8616～4619Pa
电动机功率1000kW
电动机转速994r/min
3.4.2一次风机
风机型号及尺寸L2N2334.02.78SBL6T
3/h入口流量151740m风机静压升24910Pa
入口静压-200Pa
风机转速1485rpm
3.4.3二次风机
风机型号CFB6N5.4D215
3/h132480m流量全压18555Pa
电动机功率900kW
转速1485r/min
3.4.4高压流化风机
风机型号JAS250
3/min78m进口流量101.3kPa进口压力152.2kPa出口压力1250r/min额定转速904－－电机型号Y250M3.4.5石灰石输送风机3/h
10786Nm流量
页72共页8第所试调设建力电南河．
风压54.15kPa
输送温度20℃
电动机Y355M2-6
电动机功率185kW
3.4.6静电除尘器
一台双室三电场静电除尘器，除尘效率≥99.4%。
4调试内容及验评标准
4.1调试内容
4.1.1锅炉整套启动试运分为“空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运”三个阶段。
4.1.2第一阶段完成锅炉点火升压及空负荷时锅炉技术指标控制等调试项目。
4.1.3第二阶段完成锅炉本体带负荷调试和燃烧调整、输煤系统带负荷调试、烟风系统带负荷调试、排汽和排污系统带负荷调试、吹灰系统带负荷调试、灰渣系统带负荷调试、锅炉阀门带负荷运行检查等。
4.1.4第三阶段完成机组72小时满负荷整套试运中锅炉试运工作。
4.2验评标准
满足《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》以下条款:
第5.2条：
锅炉（空负荷调试验评标准）；
第6.2条：
锅炉（带负荷调试验评标准）；
第7.2条：
锅炉（72小时整套满负荷试运验评标准）。
4.2.1锅炉空负荷调试过程中要求
4.2.1.1汽包上、下壁温差不大于50℃。
4.2.1.2汽包壁温变化率不大于110℃/h。
4.2.1.3汽包内介质饱和温度变化率不大于28℃/h。
4.2.1.4汽包水位在正常范围内变化。
4.2.1.5锅炉燃烧正常，温升率符合设计要求，温度变化率不超过100℃/h。
4.2.1.6锅炉各部位的膨胀指示器变化数值符合设计要求。
4.2.1.7锅炉各承压部件、焊口、汽水阀门等处无泄漏。
4.2.1.8床上、床下启动燃烧器投运正常。
4.2.1.9锅炉升温、升压速率符合升温、升压曲线的要求。
4.2.2锅炉带负荷调试过程中要求
页72共页9第所试调设建力电南河．
4.2.2.1主汽压力、温度符合升温升压曲线的要求。
4.2.2.2汽水品质符合专业要求。
4.2.2.3风烟系统投运满足运行要求。
4.2.2.4床上、床下启动燃烧器投运正常。
4.2.2.5输煤系统运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.6给煤系统运行正常。
4.2.2.7排污系统运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.8冷渣器运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.9吹灰器投运正常，满足试运的要求。
4.2.3锅炉满负荷调试过程中要求
4.2.3.1主汽压力、温度符合升温升压曲线的要求。
4.2.2.4输煤系统运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.5给煤系统运行正常。
4.2.2.6石灰石系统投运正常。
4.2.2.6排污系统运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.7冷渣器运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.8吹灰器投运正常，满足试运的要求。
5组织分工
5.1安装单位应组织好检修人员做好运行设备的维护、检修工作，并做好有关工作记录。
保卫、消防人员上岗值班。
5.2生产单位应按“设备/系统试运代管办法”配备合格的运行人员，对所有运行设备精心操作，并定期对设备进行巡视，填写报表。
5.3调试单位负责组织设备及系统试运指导、监督、技术交底工作，整理调试记录，对现场出现的异常情况，及时提出解决方案，重大问题提交试运指挥部。
5.4调试期间调试单位、安装单位、生产单位应在试运指挥部的统一领导下，各负其责。
6使用仪器设备
页72共页01第所试调设建力电南河．
序号
设备名称
型号
产地
数量
用途
备注
１
便携式测振表
VM—63
日本
1
振动测量
２
红外线测温仪
Raynger3I～1800℃200
日本
炉温测量
3
红外测温仪
MX2
温度测量
4
光电式转速表
DA-2234A
广州
转速测量
5
综合烟气分析仪
KM9106
英国
测氧量、NO等X
7锅炉整套启动应具备的条件7.1一般条件试运指挥机构健全，明确岗位职责及联系制度，试运、检修人员上岗，整套启7.1.1
动方案措施已经过批准，并向有关人员进行技术交底。
生产准备工作就绪，运行人员经过培训和考试合格，按岗位配齐，运行规程及7.1.2
系统图经过审批生效，运行所需工具用品已准备齐全。
质监中心站按“质监大纲”确认并同意进入整套启动试运阶段。
质监中心站提7.1.3
出的整改项目已按要求全部完成。
必须在整套启动试运前完成的分部试运、调试和整定项目，均已全部完成并验7.1.4
收签证，分部试运技术资料齐全。
所有参加整套启动试运的设备和系统，均能满足试运要求，交运行人员代管。
建筑、安装工程已验收合格，满足试运要求。
分部试运阶段发现的问题、缺陷7.1.5
已处理完毕。
分部试运中采取的临时措施已恢复正常。
已准备好试运用的水、煤（矸石）、油及石灰石。
7.1.6
汽机、电气、热工、化学、燃料等专业已具备整套启动条件。
7.1.7
不必要的临时设施已拆除；
试运设备和系统,试运区域清洁、无杂物,照明充足7.1.8
与运行或施工设备和系统已采取安全隔离措施。
通讯设施安装、调试完毕，已投入使用。
7.1.9
消防、保卫及医务人员应安排好，并进入现场值班。
7.1.10
确认下列设备、系统具备整套启动条件：
7.2
序号
称目项名
求要
冷却水系统
通水试验，能满足运行需要
页72共页11第所试调设建力电南河．
2
辅助汽源
调试完毕，能正常运行
压缩空气系统
调试合格，联锁、保护正常
火检冷却风系统
电动阀门
开关试验正常，显示正确，标识齐全、正确
6
电动风门、挡板
开关试验正常，显示正确，标识齐全、正确
7
一次风系统
系统调试完毕、能正常投用
二次风系统
系统调试完毕、能正常投用
高压流化风机
10
石灰石粉输送风机
11
引风机
12
冷渣器系统
系统完整，试运合格
13
电除尘器
漏风试验合空载升压试验合格；
气流分布试验、格；
电除尘器振打、加热、卸灰装置可投入
14
汽包、主汽、再热汽安全阀
安全阀整定合格
15
输煤系统
系统调试好，碎煤机、除铁器能够投入运行
16
燃油系统
检漏试验合格，快关阀功能可靠，能正常供油
17
给煤系统
能正常投用
18
石灰石系统
19
减温水系统
系统冲洗合格，调节门、电动门不泄漏
吹灰系统
吹灰器冷态调试完毕，程序功能试验正常
锅炉暖风器系统
调试好，可投入使用
辅助蒸汽系统
能正常投用
加药、取样系统
20
消防系统
符合设计要求，可正常投入运行
21
锅炉及管道膨胀系统
滑动经联合检查符合设计要求，膨胀间隙正确，膨胀指示器在临时限制件已去除。
支点无卡涩。
冷态调至零位
22
启动（床上及床下）燃烧器
燃烧器冷态调整好；
油枪、点火枪定位正确，伸缩自如；
风门调整正确
页72共页21第所试调设建力电南河．
23
给水系统
调试好，可投入使用
24
疏水排污系统
阀门调整完毕、无泄漏，管路通畅
25
工业电视
26
烟温探针
27
炉膛密相区压力测点
28
炉膛密相区温度测点
29
锅炉保护信号
功能试验正常、完整
30
DAS系统
核对画面准确、完整
31
SCS系统
32
FSSS系统
8调试步骤8.1空负荷调试8.1.1锅炉启动前的检查与试验8.1.1.1确认设备、系统具备整套启动条件。
对锅炉本体、烟风道、电除尘器进行全面检查确认内部无人，无杂物，各处8.1.1.2
人孔门、检查孔完整并关闭好。
对所有辅机设备系统进行全面检查，确认系统完整无人工作，各转动机械润8.1.1.3
滑油正常，冷却水正常。
检查输煤系统正常。
8.1.1.4
检查锅炉及其管道各处膨胀间隙正确，膨胀位移时不受阻碍。
8.1.1.5
检查各吹灰器均已处于缩回状态。
8.1.1.6
膨胀指示器安装齐全牢固，冷态下已调整到零位。
8.1.1.7
除灰渣系统已做好启动准备工作。
8.1.1.8
集控室控制台、盘上各操作、显示装置完整，信号正常。
8.1.1.9
燃煤、燃油、除盐水储备充足，质量合格。
8.1.1.10
投入空压机运行，压缩空气供应正常。
8.1.1.11
准备好辅助汽源。
8.1.1.12
8.1.1.13对锅炉烟风挡板进行操作试验合格。
调节门进行操作试验，并按运行规程要求置于正确位置。
8.1.1.14对电动门、气动门、
页72共页31第所试调设建力电南河．
8.1.1.15DCS热工信号试验。
8.1.1.16SCS功能试验。
油母管泄漏试验。
8.1.1.17
8.1.1.18FSSS功能试验（包括点火程控、MFT等）。
8.1.1.19排渣系统程控。
8.1.2热力系统冲洗（第一次启动前）
机组启动前，对热力系统必须进行冷态冲洗和热态清洗，主要控制系统出口水含铁量。
并应投入加氨-联胺处理设备，调节冲洗用水的PH值为9.0～9.3、联胺含量为50～100μg/L范围内。
8.1.2.1冷态冲洗
（1）高压给水系统及锅炉的冲洗
除盐水泵→凝汽器→凝泵→冷渣器系统→低加系统→除氧器→给水泵→高加系统→省煤器→汽包→水冷壁→定排；
高加系统可先走旁路再走高加。
采取排放冲洗方式，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉，当炉水排水铁小于100μg/L时，冷态冲洗结束。
（2）过热器系统的冲洗
除盐水泵→凝汽器→凝泵→冷渣器系统→低加系统→除氧器→给水泵→高加系统→省煤器→汽包→过热器→过热器疏水、主蒸汽管道疏水→地沟。
当过热器、主蒸汽管道疏水铁小于100μg/L，冲洗结束。
8.1.2.2热态清洗
热态冲洗方式和标准同冷态冲洗，除氧器应投入蒸汽加热，保持冲洗水温度为90～100℃左右，当符合以上标准时，热态冲洗结束。
8.1.2.3在冷态冲洗和热态冲洗过程中，应投入加氨-联胺处理设备，调节冲洗水的PH值为9.0～9.3、联胺为50～100μg/L范围内。
8.1.2.4冲洗过程中应监督凝结水、给水、炉水中的铁、二氧化硅、电导率、PH值。
8.1.3工作压力水压试验
8.1.3.1水压试验在锅炉吹管管道恢复后整套启动前对一次汽系统进行。
水压试验范围：
电泵出口→省煤器→汽包→水冷壁→各级过热器→汽机电动主汽门前。
8.1.3.2水压试验压力为13.7MPa，水温20～80℃；
环境温度低于5℃时应采取防冻措施。
页72共页41第所试调设建力电南河．
8.1.3.3试验时控制升压速度应≤0.3MPa/min；
并分别在5MPa和10MPa时保持压力稳定，进行全面检查。
若无异常，升压至13.7MPa。
8.1.3.4工作压力水压试验的合格标准：
关闭进水门，停止给水泵后，5分钟内压降不超过0.5MPa；
受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
8.1.3.5降压速度要求≤0.5MPa/min；
压力降至8.0～10.0MPa时对取样和仪表管道进行冲洗。
8.1.3.6试验结束进行过热汽系统放水，汽包放水到正常水位。
8.1.4蒸汽严密性试验与安全阀整定
8.1.4.1蒸汽严密性试验与安全阀整定在机组第一次启动汽机冲转前进行，为带负荷运行直至带满负荷打下基础。
8.1.4.2由于汽机第一次启动检查时间长，蒸汽品质不合格的等待时间长，在此期间安排蒸汽严密性试验和安全阀整定可以节约燃油、节省启动时间。
8.1.4.3安全阀整定采用液压助起法。
8.1.4.4蒸汽严密性试验与安全阀整定工作详见《蒸汽严密
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