锅炉蒸汽管道吹扫调试措施.docx
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锅炉蒸汽管道吹扫调试措施
编号：
大唐抚州/锅炉-002-2015
江西大唐抚州电厂新建工程2×1000MW机组
锅炉蒸汽管道吹扫调试措施
华北电力科学研究院有限责任公司
二○一五年七月
1设备系统概述
江西大唐抚州电厂新建工程设计2×1000MW超超临界燃煤发电机组，配套建设烟气脱硫、脱硝装置。
锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊π型结构锅炉，型号为DG3060/27.46-Ⅱ1。
锅炉设有带炉水循环泵的内置式启动系统。
配套汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、八级回热抽汽凝汽式汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600；配套发电机为东方电机厂有限责任公司制造的水－氢－氢冷却、自并励静止励磁发电机，型号为QFSN-1000-2-27。
自给水管路出来的水由炉侧一端进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱中部两个引入口，水流经水平布置的省煤器蛇形管后，由叉型管将两根管子合二为一引出到省煤器吊挂管至顶棚管以上的省煤器出口集箱。
工质由省煤器出口集箱从锅炉两侧引出到集中下水管进入位于锅炉下部左、右两侧的集中下降管分配头，再通过下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离。
湿态运行时从分离器分离出来的水从下部排进储水罐，蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。
转直流运行后水冷壁出口工质已全部汽化，汽水分离器仅做为蒸汽通道用，启动系统投入暖管系统处于备用状态。
汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器，经过水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。
过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至高温过热器之间。
再热器调温以烟气挡板调节为主，同时在低温再热器出口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。
为消除汽温偏差，屏式过热器至高温过热器汽水管路左右交叉布置，低温再热器至高温再热器汽水管路左右交叉布置。
同时为减小流量偏差使同屏各管的壁温比较接近，在屏过进口集箱上管排的入口处、高过进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈管子外）、高再进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈管子外）均设置了不同尺寸的节流圈。
每台机组配置2×50%容量的汽动给水泵，2台机组公用一台30%容量的电泵。
机组旁路为45%容量的高低压串联二级旁路。
锅炉过热器出口管道上装设了2只动力控制泄放阀（ERV阀），2只弹簧安全阀，在屏式过热器进口管道上装设了6只弹簧安全阀。
再热器进、出口管道上分别设置了8只和2只弹簧安全阀。
在启动初期，通过炉膛出口烟温探针的监控来实现对过热器和再热器的保护，当炉膛出口烟温高于540℃报警，高于580℃自动退回。
锅炉采用前后墙对冲燃烧方式的旋流煤粉燃烧器，分前墙3层、后墙3层布置，每层8只旋流煤粉燃烧器，总共48只旋流煤粉燃烧器。
燃烧器采用OPCC新型低NOx燃烧器，煤粉燃烧器将燃烧用空气被分为四部分：
即一次风、内二次风、外二次风（也称三次风）和中心风。
在前后墙燃烧器的上方，各布置了3层燃尽风，每层8只燃尽风喷口，并在前、后墙靠近两侧墙处各布置了6只贴壁风喷口。
本工程A层煤粉燃烧器采用等离子点火方式，其余燃烧器保留常规两级点火系统，即高能点火器点燃轻柴油，轻柴油点燃煤粉。
常规油点火系统采用简单机械雾化方式，40支油枪的总出力按锅炉BMCR所需热量的20%设计。
制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹式系统，配置6台北方重工集团有限公司制造的MP245G型磨煤机，每台磨煤机配置1台北京电力设备总厂制造的DPG120型电子称重式给煤机。
燃烧设计煤种时，BMCR工况下5台运行，1台备用。
每台锅炉配有2台豪顿华工程有限公司生产的33.5VNT2450型三分仓回转容克式空气预热器，2台上海鼓风机厂有限公司生产的PAF19-13.3-2型双级动叶可调轴流一次风机，2台上海鼓风机厂有限公司生产的FAF28-15-1型动叶可调轴流送风机，2台成都凯凯凯电站风机有限公司生产的HU27446-BB型双级动叶可调轴流引风机。
锅炉排渣系统是由阿尔斯通四洲电力设备（青岛）有限公司生产制造的干式除渣系统，除尘系统是由福建龙净环保股份有限公司设计制造的2台三通道六电场静电除尘器，锅炉除灰系统采用北京国电富通科技发展有限责任公司设计制造的正压浓相气力除灰系统，两台锅炉共设原灰库、粗灰库、细灰库三个灰库以及飞灰分选系统。
烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR），“2+1”模式布置蜂窝式催化剂，配套液氨储存、蒸发及氨气制备系统。
油罐区设2个300m³钢制拱顶油罐，3台供油泵，2台卸油泵及附属设备，用以满足机组正常燃油需要。
锅炉配有炉膛安全监控系统（FSSS）、炉膛火焰电视监视装置、炉膛出口烟温探针、炉管泄漏检测装置等安全保护装置。
机组热控设备采用ABB公司的分散控制系统（DCS）和子控制系统。
锅炉主要设计参数见下表1。
表1锅炉主要技术参数
项目
单位
BMCR
BRL
锅炉规范
过热蒸汽流量
t/h
3060.00
2914.20
过热器出口蒸汽压力
MPa（g）
27.46
27.34
过热器出口蒸汽温度
℃
605
605
再热蒸汽流量
t/h
2537.07
2411.48
再热器进口蒸汽压力
MPa（g）
4.97
4.71
再热器出口蒸汽压力
MPa（g）
4.77
4.53
再热器进口蒸汽温度
℃
344
341
再热器出口蒸汽温度
℃
603
603
给水温度
℃
305
302
热平衡
锅炉计算热效率（低位）
%
94.07
94.09
排烟温度（修正前）
℃
125
125
排烟温度（修正后）
℃
121
120
燃料消耗量
t/h
425.43
407.73
热损失
干烟气热损失
%
4.44
4.42
氢燃烧生成水的损失
%
0.33
0.33
燃料中水份引起热损失
%
0.12
0.12
空气中水分热损失
%
0.08
0.08
未完全燃烧热损失
%
0.70
0.70
辐射及对流热损失
%
0.16
0.16
不可测量热损失
%
0.10
0.10
总热损失
%
5.93
5.91
制造厂裕度
%
—
0.49
保证热效率
%
—
93.6
汽
水
系
统
过热器一减喷水量
t/h
122.40
116.57
过热器二减喷水量
t/h
91.80
87.43
过热器三减喷水量
t/h
—
—
再热器喷水量
t/h
0
0
过热器减温水温度
℃
340
337
再热器减温水温度
℃
180
180
分离器出口蒸汽温度
℃
424
424
风烟系统
省煤器出口过量空气系数
─
1.18
1.18
出空预器烟气量
t/h
3956.25
3797.11
出空预器一次风量（含旁路）
t/h
674.9
662.8
出空预器二次风量
t/h
2703.1
2573.3
一次风旁路风量
t/h
144.5
156.0
空预器进口烟气温度
℃
370
367
空预器进口一次风温度
℃
30
30
空预器进口二次风温度
℃
25
25
空预器出口热一次风温度
℃
314
314
空预器出口热二次风温度
℃
337
336
燃烧系统
投运磨煤机台数
台
5
5
一次风率
%
20.65
21.18
二次风率
%
79.35
78.82
NOx排放浓度（6%氧量）
mg/Nm3
280
—
煤粉细度R90
%
20
20
容积热负荷
kW/m3
79.68
76.37
截面热负荷
MW/m2
4.48
4.29
设计煤种为内蒙满世蒙泰混煤，校核煤种1为内蒙满世煤，校核煤种2为内蒙伊泰煤，煤质成分以及灰渣成分分析资料见表2。
表2煤质分析
项目名称
符号
单位
设计煤
校核煤种1
校核煤种2
收到基低位发热量
Qnet,ar
kJ/kg
20153
22710
18300
收到基水分
Mar
%
11.34
8.7
13.8
空气干燥基水分
Mad
%
3.93
1.98
4.16
收到基灰份
Aar
%
20.41
16.27
20.8
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
39.86
38.82
41.62
收到基碳
Car
%
52.81
57.81
49.19
收到基氢
Har
%
3.42
3.69
3.23
收到基氧
Oar
%
10.48
11.75
11.8
收到基氮
Nar
%
0.75
1.24
0.52
收到基硫
Sar
%
0.79
0.54
0.66
磨损冲刷指数
Ke
1.92
1.85
2.1
灰成份分析
SiO2
%
47.82
42.30
57.29
Al2O3
%
33.95
38.37
28.80
Fe2O3
%
3.36
2.49
3.12
CaO
%
5.53
7.89
3.32
MgO
%
0.42
0.32
0.54
K2O
%
0.59
0.36
1.00
Na2O
%
0.20
0.06
0.35
TiO2
%
1.07
1.13
0.92
SO3
%
2.95
4.13
1.94
P2O5
%
0.34
0.32
0.12
其他
%
3.77
2.63
2.6
变形温度（弱还原性）
DT
℃
1240
1420
1460
软化温度（弱还原性）
ST
℃
1280
1430
>1500
半球温度
HT
℃
1290
1440
>1500
流动温度（弱还原性）
FT
℃
1300
1450
>1500
本工程点火及助燃油为0#轻柴油，其特性数据如下表3。
表3油质分析
项目
单位
数据
油种
0号轻柴油
运动粘度（20°C时）
mm²/s
3.0～8.0
凝固点
°C
≤0
闭口闪点
°C
≥55
机械杂质
%
无
硫份
%
≤0.5
水份
%
痕迹
灰份
%
≤0.01
比重
kg/m3
820～850
低位发热值Qnet,ar
kJ/kg
41800
2编制依据
2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）
2.2《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》（DL/T1269-2013）
2.3《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T5294-2013）
2.4《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T5295-2013）
2.5《火电工程达标投产验收规程》（DL5277-2012）
2.6《电业安全工作规程第1部分：
热力和机械》（GB26164.1-2010）
2.7《电力建设安全工作规程第1部分：
火力发电厂》（DL5009.1-2014）
2.8《电力建设施工技术规范第2部分：
锅炉机组》（DL5190.2-2012）
2.9《中华人民共和国工程建设标准强制性条文：
电力工程部分》（2011年版）
2.10《电力基本建设热力设备化学监督导则》（DL/T889-2004）
2.11《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全[2014]161号
2.12《江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组启动调试大纲》
2.13广东省电力设计研究院设计图纸
2.14《江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组锅炉技术协议》
2.15东方锅炉股份有限公司锅炉说明书、图纸、热力计算汇总等相关资料
注：
上述国家、地方、行业颁布的标准、规程、规范均应是现行有效版本，如以上版本更新，采用最新版本。
3吹管目的
锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的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，保障机组的安全稳定运行。
应强调指出，不能期望吹管能清除所有杂物，首先应从制造、安装工艺上消除杂物的积存，吹管只能作为最后的一道补充手段。
4吹管方式、范围及流程
4.1吹管方式
根据《江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组启动调试大纲》及《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》的要求，结合本机组的特点，确定锅炉蒸汽吹管采用等离子（燃油）点火、燃煤相结合，电泵、汽泵相结合，汽轮机具备投盘车、送轴封、抽真空条件，降压、稳压相结合，过再热器联合一段吹管的方案。
4.2吹管范围
1）锅炉过热器、再热器所有受热面及管路；
2）主蒸汽管道、再热冷段及热段蒸汽管道；
3）汽轮机高压旁路系统管道；
4）汽动给水泵高压汽源管道；
5）锅炉吹灰器主汽汽源管路。
注：
（1）其它不参加吹扫的蒸汽管道在安装前要人工清理干净，经检查验收合格；
（2）其它未参与本次吹扫的管道，如轴封汽源管路等吹扫方案详见汽机专业措施；
（3）本措施包含过、再热减温水系统的水冲洗。
4.3吹管流程
主流程
过热器
→
主蒸汽管道
→
高压自动汽门
→
临时管
→
吹管临时门
→
临时管
→
过热器靶板
→
临时管
→
集粒器
→
冷再管
→
再热器
→
热再管
→
中压自动汽门
→
临时管
→
再热器靶板
→
临时管
→
消音器
→
高旁系统
过热器
→
主蒸汽管道
→
高旁
→
高旁临时门
→
临时管
→
集粒器
→
冷再管
→
再热器
→
热再管
→
中压自动汽门
→
临时管
→
再热器靶板
→
临时管
→
消音器
5组织与分工
参与机组分部试运的有关单位主要有建设单位、施工单位、调试单位、生产单位、设计单位、设备制造单位、质量监理部门等。
依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（2009年版）有关规定，现将参与机组分部试运的有关单位的主要职责分述如下：
5.1生产单位及建设单位
全面协助试运指挥部做好锅炉点火、升压、吹管全过程的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决吹管过程中的问题和外部关系等。
组织协调锅炉启动前烟风系统、炉膛、及各辅机的大检查，完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。
负责点火过程中的煤质及水质分析；参加分部试运及分部试运后的验收签证；在启动试运中负责设备代管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产；对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。
运行人员负责操作，设备巡检，运行参数记录。
5.2设计单位（EC总包）
负责必要的设计修改和必要的设计交底工作；负责临时系统管道布置图设计，包括管径，管材和反作用校核等；配合处理机组分部试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作。
除此以外，总包单位还应按照调试大纲的要求完成职责范围内的其它工作。
5.3施工单位
完成启动所需要的建筑和安装工程及吹管临时系统的安装与恢复工作，负责完成单体试运工作及单体试运后的验收签证；做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施；负责锅炉启动前烟风系统、炉膛、及各辅机的大检查；配合输煤、除灰、除渣等系统的投入与退出；负责锅炉支吊架的检查与消缺；负责现场的安全、消防、消缺检修、治安保卫和文明启动等工作；配合汽水、烟风系统各热工测点、火焰电视的投入及调整；在点火升压过程中，负责锅炉巡视、螺栓紧固及各膨胀指示器的记录；在吹管过程中，负责设备维护、消缺、消防、靶板安装更换等工作。
5.4调试单位
负责编制锅炉蒸汽吹管调试措施；提出或复审分部试运阶段的调试方案或措施；参加吹管后验收签证；全面检查锅炉启动所有系统的完整性和合理性；合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作；负责锅炉启动前各联锁、保护的传动；负责锅炉点火、升压、吹管过程中对运行人员的指导和监督；负责点火后的燃烧调整；负责提出启动试运中重大技术问题的方案或建议；负责吹管临时电动闸阀的操作，填写调整试运质量验评表、提交调试报告。
5.5监理单位
负责监理各自责任范围内的调试过程及调试过程中施工单位进行的各项工作；参与锅炉蒸汽管道吹管工作；负责吹管过程中缺陷的管理，建立缺陷台账，确定缺陷性质和消缺责任单位，组织消缺后的验收，实行闭环管理；组织或参加吹管期间重大技术问题解决方案的讨论；负责组织吹管工作的质量验收、检查评定和签证工作。
5.6制造单位
完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告；按合同规定对设备分部试运进行技术服务和技术指导；及时解决影响设备试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题；试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施，或做出相应结论，并提出专题报告。
6吹管临时系统及吹管前应具备的条件
6.1吹管临时系统
本锅炉吹管方案采用一段吹方案，其系统布置见附图1《江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组锅炉吹管临时系统示意图》，关键内容简述如下：
·过、再热系统串联吹扫
6.1.1汽机高压、中压自动主汽门前的滤网应摘除。
6.1.2将汽机两侧高压自动主汽门的门芯取出，装上厂家提供的专用门芯（即临时堵），并从门盖上引出两根临时管，临时管和门盖的连接采用临时法兰连接。
在两根临时管水平段上分别装一个吹管临时电动截止门，并安装暖管用小旁路（76mm及相应等级的阀门。
6.1.3过热器靶板的位置：
在吹管临时门后临时管汇合后的水平段装靶板架。
靶板架后的临时管与高排逆止门后冷再管相连，高排逆止门在吹管结束后恢复临时系统时安装。
6.1.4两根高压缸排汽管（与汽缸相连部分）未参加吹扫，加堵板隔离，在吹管后恢复并清理干净。
6.1.5在临吹门后管道和高旁后管道汇合后安装集粒器，周围应布置平台，以便于清理集粒器；集粒器后面的冷再管道要进行人工清理，以保证没有大块物体；
6.1.6再热蒸汽热段管与排汽管的连接：
将两个中压自动主汽门的门芯取出，装上厂家提供的专用门芯（即临时堵），确保再热蒸汽与中压缸的隔绝；并从门盖上引出两根临时排汽管，临时排汽管和门盖的连接采用临时法兰连接。
6.1.7高、中压主汽门的临时封堵装置必须安装牢固、严密，并应经隐蔽验收合格。
6.1.8再热器靶板的位置：
在两根排汽管水平段安装两套再热器靶板架，靶板架的位置应尽量靠近上游正式管路。
6.1.9靶板架后的临时管道引至主厂房外安全地带设置排汽口；为了减少吹管排汽口的噪音污染，在排汽口需加装消音器，排汽方向向上。
6.1.10低旁管路不参加吹扫，吹过过程中加临时堵板隔离，要求在吹管前后均要仔细清理该部分管路，并经监理验收合格。
6.1.11所有机侧主、再热系统及旁路系统去凝汽器疏水管道在凝汽器前断开，并用临时管引至安全地方排放。
一、二次汽疏水临时管分别布置。
·高旁管路的吹扫
6.1.12高排逆止门应断开，在高排逆止门后的冷再管上加装临时堵。
6.1.13高旁减温减压阀先不装，代之以等径的临时管，并安装一个高旁临时门以控制吹扫。
6.1.14再热冷段至各用户（辅汽联箱，汽泵高压汽源，二抽等）的吹扫方案及隔离措施，详见汽机专业相关措施。
6.1.15高旁蒸汽管路的吹扫可与过热、再热器系统串联吹扫交叉进行，在降压吹管过程中吹扫5～6次即可。
·锅炉吹灰器主汽汽源管路的吹扫
锅炉吹灰器主汽汽源管路的吹扫视现场具体布置情况预留断口。
吹扫时机可选择在主、再热蒸汽管道吹扫合格在锅炉降压过程中进行。
具体措施见《江西大唐国际抚州电厂2×1000MW超超临界机组锅炉吹灰器冷、热态调试措施》。
·主汽、再热汽减温水系统的冲洗
水冲洗时间安排在电泵试转期间进行；将主汽Ⅰ、Ⅱ级减温器和再热减温器的减温水管路从减温器前断开，接等径临时管，引至厂房外安全区域排放。
冲洗时流量孔板及减温水调节阀先不装，代之以等径的临时管；减温器减温水管断开处应尽量靠近减温器；冲洗用临时管要不小于上游管道管径，以免增加阻力，影响冲洗效果。
冲洗到肉眼观察明净清澈为止。
在水冲洗结束后、点火之前所有主汽和再热器减温水要求恢复正式系统。
6.2对临时系统的要求
6.2.1吹管临时门及旁路门前的临时管、临时疏水系统、焊口应该能承受10.0MPa压力、500℃温度，要求采用优质无缝合金钢管；吹管临时门后的临时管应能承受6.0MPa压力、500℃温度，要求采用优质无缝合金钢管；中压主汽门后的临时管要求能承受2.0MPa压力，500℃温度，要求采用优质无缝合金钢管。
6.2.2对吹管临时控制门的要求：
临时门宜采用合金门，选用两个公称压力16.0MPa，承受温度500℃的电动闸阀。
公称直径为DN350mm或不小于主蒸汽管道内径，全行程时间小于60s，且阀门严密、可靠性高，两阀门动作时间应一致。
临吹门要求电动控制，引至主控室操作，并具有中停功能。
吹管临时控制门应安装在临时管路水平管段上，并搭设操作平台。
6.2.3为保护临时控制门和进行暖管，应加设控制门小旁路，其规格为：
公称压力16MPa、温度500℃、公称直径不小于50mm。
6.2.4高旁临时门前的临时管应能承受10.0MPa压力，500℃温度，临冲门后的临时管应该能承受6.0MPa压力，500℃温度。
高旁临时门应采用合金门，公称直径为DN350mm，公称压力16.0MPa，承受温度500℃的电动闸阀。
全行程时间小于60s，且阀门严密、可靠性高。
临吹门要求电动控制，引至主控室操作，并具有中停功能。
吹管临时控制门应安装在水平段上，并搭设操作平台。
6.2.5高压主汽门临时堵板、临时短管和法兰一般应由制造厂提供，且设计压力应不小于10.0MPa，设计温度应不小于500℃，临时短管应采用优质无缝钢管。
中压主汽门临时堵板、临时短管和法兰应由制造厂提供，且设计压力应不小于4.0MPa，设计温度降压吹管时应不小于500℃，临时短管应采用优质无缝钢管。
6.2.6所有临时管道内径都要求不小于上游正式管道内径。
6.2.7临时管道与正式管道、临时管道与临时管道安装对口前应进行严格
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