吹灰措施.docx
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吹灰措施
1、设备系统概述
1.1总体概述
宁夏京能宁东发电有限责任公司2×660MW锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发制造的烟煤超临界660MW锅炉，为一次中间再热、超临界压力变压运行，采用不带再循环泵的大气扩容式启动系统的直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊结构、П型布置、紧身密闭。
锅炉型号为HG-2210/25.4-YM16。
采用中速磨直吹式制粉系统，每炉配6台ZGM113G-Ⅱ型磨煤机，5运1备；煤粉细度R90=18%。
锅炉采用墙式切圆燃烧方式，主燃烧器布置在水冷壁的四面墙上，每层4只对应一台磨煤机。
SOFA燃烧器布置在主燃烧器区上方的水冷壁的四角，以实现分级燃烧降低NOX排放。
锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，经中间集箱过渡转换成垂直管圈，并形成炉膛的前墙、侧墙、后墙及后水吊挂管。
然后在水冷壁出口集箱经小连接管汇集到下降管入口，经下降管进入到布置在水平烟道下面的汇集集箱，分成两路经折焰角和水平烟道侧包墙和对流管束，从水平烟道侧包墙和对流管束的出口集箱引入汽水分离器。
从汽水分离器出来的蒸汽经顶棚和包墙系统进入低温过热器，然后流经分隔屏过热器和末级过热器。
过热器采用两级喷水减温器，一级减温器布置在低温过热器和分隔屏过热器之间，二级减温器布置在分隔屏过热器和末级过热器之间，每级两点。
再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置，低温再热器布置于尾部竖井双烟道中的前部烟道，末级再热器布置于水平烟道中逆流换热。
再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温，并在低温再热器出口管道配有事故喷水减温器。
锅炉的启动系统为大气扩容式启动系统，内置式启动分离器布置在锅炉的前部上方，其进口为水平烟道侧墙出口和水平烟道对流管束出口连接管，下部与贮水箱相连。
在最低直流负荷（30%BMCR）以下时，由水冷壁出来的汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽从分离器顶部引出到顶棚包墙和过热器中，分离下来的水经分离器进入贮水箱中，并经设置在贮水箱上的疏水管路排到扩容器中以维持贮水箱中的液面高度。
锅炉一次汽系统采用100％高压旁路＋65％低压旁路配置，过热器系统不设安全阀，再热器出口设有12只弹簧安全阀。
每台锅炉配有两台哈尔滨锅炉厂空预器有限责任公司制造的33.5-VI（T）-2300-QMR容克式三分仓空气预热器、两台沈阳鼓风机（集团）有限公司生产的ASN-2100/1500型动叶可调轴流一次风机、及ASN-3040/1600型动叶可调轴流送风机、两台上海鼓风机厂有限公司生产的SAF31.5-16-2型动叶可调轴流引风机、两台沈阳市长城风机厂制造的MF9-25-12N0-12.7D型密封风机。
锅炉除渣采用干式除渣机连续排渣。
机组热控设备采用美国西屋公司生产的分散控制系统（DCS）。
表格1锅炉主要设计参数
项目
单位
BMCR
TRL
锅炉规范
过热蒸汽流量
t/h
2210
2115
过热器出口蒸汽压力
MPa（g）
25.4
25.29
过热器出口蒸汽温度
℃
571
571
再热蒸汽流量
t/h
1868.2
1783.2
再热器进口蒸汽压力
MPa（g）
4.584
4.368
再热器出口蒸汽压力
MPa（g）
4.364
4.158
再热器进口蒸汽温度
℃
319.0
314.0
再热器出口蒸汽温度
℃
569
569
给水温度
℃
283.2
280.1
热平衡
锅炉计算热效率（低位）
％
93.98
94.03
排烟温度（修正前）
℃
128
127
排烟温度（修正后）
℃
123
122
燃料消耗量
t/h
327.5
316.0
热损失
干烟气热损失
％
4.28
4.24
氢燃烧生成水的损失
％
3.40
3.39
燃料中水份引起热损失
％
1.78
1.78
空气中水分热损失
％
0.08
0.08
未完全燃烧热损失
％
0.70
0.70
散热损失
％
0.17
0.17
不可测量热损失
％
0.30
0.30
总热损失
％
10.71
10.66
汽水系统
过热器一减喷水量
t/h
66.3
63.5
过热器二减喷水量
t/h
66.3
63.5
再热器喷水量
t/h
0
0
过热器减温水温度
℃
283.2
280.1
风烟系统
省煤器出口过量空气系数
──
1.2
1.2
出空预器烟气量
t/h
2977.4
2878.5
出空预器一次风量
t/h
325.1
318.3
出空预器二次风量
t/h
1886.0
1809.2
一次风调温风量
t/h
173.7
173.5
空预器进口烟气温度
℃
365
361
空预器进口一次风温度
℃
30
30
空预器进口二次风温度
℃
23
23
空预器出口热一次风温度
℃
337
334
空预器出口热二次风温度
℃
345
342
燃烧系统
投运磨煤机台数
台
5
5
投运燃烧器个数
个
20
20
煤粉细度R90
％
18
18
表格2煤质分析
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
收到基灰分
Aar
%
19.11
28.38
12.69
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
35.32
37.36
32.01
收到基低位发热量
Qnet，ar
kJ/kg
19090
17110
19830
收到基碳
Car
%
52.96
46.44
55.06
收到基氢
Har
%
2.89
2.7
2.85
收到基氧
Oar
%
10.21
8.6
10.28
收到基氮
Nar
%
0.54
0.54
0.53
收到基硫
Sar
%
0.79
0.84
0.29
可磨性指数
HGI
69
75
78
灰成分分析
二氧化硅
SiO2
%
35.45
48.99
43.76
三氧化二铝
Al2O3
%
27.42
20.74
22.57
二氧化钛
TiO2
%
1.45
0.86
1.52
三氧化二铁
Fe2O3
%
8.08
5.91
6.37
氧化钙
CaO
%
18.06
7.44
15.65
氧化镁
MgO
%
2.47
2.36
2.39
氧化钾
K2O
%
1.42
1.39
1.58
氧化钠
Na2O
%
0.66
1.04
0.67
三氧化硫
SO3
%
4.48
2.50
4.98
二氧化锰
MnO2
%
0.013
——
0.011
其它
%
——
8.77
——
灰熔融性
变形温度
DT
℃
1300
1410
1280
软化温度
ST
℃
1310
1430
1290
半球温度
HT
℃
1320
1450
1300
熔融温度
FT
℃
1330
1500
1310
1.2吹灰设备概述
该机组锅炉所有吹灰器均有湖北华信锅炉辅机成套有限公司生产、提供。
其中锅炉左墙、右墙对流受热面区各配备20台HXC-5型长伸缩式吹灰器，共计40台；炉膛本体前墙、后墙、左墙、右墙各配备16台HXD-5型炉膛吹灰器，共计64台；每台空预器冷、热端各配备1台HXDJ-5双介质空预器吹灰器，2台空预器共计4台。
锅炉本体吹灰器汽源来自分隔屏出口集箱后通过动薄膜减压阀进行减压至吹灰器工作压力；减压阀前锅炉布置有一个手动有一个手动截止阀和一个电动截至阀作关闭汽源用；减压阀后管路上布置有一个安全阀以防吹灰蒸汽超压。
空预器灰器汽源分别来自分隔屏过热器出口集箱及辅助蒸汽。
吹灰管道系统中设置流量开关、压力开关以及温控疏水阀，使得吹扫用蒸汽始终保持规定的压力及过热度。
吹灰系统主要参数见下表：
表格3吹灰系统主要参数：
序号
项目
单位
参数
1
本体吹灰汽源（BMCR）压力
MPa
27.6
2
本体吹灰汽源（BMCR）温度
℃
540
3
减压阀设定压力
MPa
3.0
4
安全阀启座设定压力
MPa
4.0
5
本体吹灰汽源管道高压开关设定值
MPa
3.5
6
本体吹灰汽源管道低压开关设定值
MPa
1.5
7
疏水阀疏水温度设定值
℃
250
辅汽与正常汽源阀门切换条件
1）当锅炉负荷大于30％MCR时，空预器吹灰汽源减压站打开供应吹灰蒸汽；
2）当锅炉负荷小于30％MCR时或启动阶段，辅助汽源打开供应辅汽。
2、编制依据
1）《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）
2）《DL/T5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程》
3）华北电力集团公司关于《贯彻〈火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程〉的实施规定和管理制度汇编》
4）《宁夏京能宁东发电有限责任公司一期2×660MW超临界机组调试大纲》
5）《宁夏京能宁东发电有限责任公司2×660MW超临界机组锅炉吹灰器图纸》（湖北华信吹灰器图纸）
3、调试范围及项目
调试工作主要包括：
1）吹灰器系统管线吹扫前的调试工作：
◆吹灰器本体及齿轮箱检查
◆吹灰器系统管道检查
◆吹灰器控制阀门传
◆吹灰器减压站静态调试
◆吹灰器站调试
◆空气预热器吹灰器单体冷态传动及程控调试
◆吹灰器系统临时系统安装并验收
2）吹灰系统管线吹扫（吹管期间进行）
3）吹灰系统安全阀整定（吹管期间进行）
4）吹灰器热态传动及程序调试（机组带负荷期间完成）
5）吹灰器系统严密性试验（首次汽机冲转期间完成）
6）吹灰器系统热态调试（首次机组大负荷试运期间完成）
4、调试前应具备的条件
1）吹灰器系统安装完毕，质检确认合格；
2）吹灰器系统阀门静态传动完毕；
3）吹灰器安全门解体检查完毕，确认合格，并回装；
4）吹灰器减压站就地压力表安装工作结束；
5）吹灰器系统汽源压力自动调节系统传动完毕，确认合格；
6）吹灰器系统疏水系统传动完毕，确认合格；
7）吹灰器程控逻辑传动完毕，确认合格；
8）锅炉房电梯、照明、消防和通讯设施齐全可靠；
9）安全门附近平台完整，道路通畅；
5、组织与分工
5.1生产单位
负责完成各项生产准备工作；全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程的组织管理，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；协调解决合同执行中的问题和外部关系等；做好运行设备和试运设备的安全隔离措施；在启动试运中负责设备代管及启停操作、运行调整、事故处理，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。
5.2施工单位
完成启动所需要的安装工作及试运中施工，其中包括：
临时管道的安装及恢复，吹灰器本体的检查，吹灰系统减压站的调试，吹灰系统疏水站的调试，吹灰系统的吹扫，锅炉本体吹灰管线安全阀整定，吹灰器单体冷态传动，吹灰器系统严密性试验，配合厂家完成吹灰器系统热态调试；编审吹灰器单体试运的方案和措施，负责完成单体试运工作及单体试运后的验收签证；提交单体试运记录和有关文件、资料；做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施；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。
在吹管过程中，负责设备维护、消缺、消防。
5.3调试单位
负责编制调试措施；参加分部试运后验收签证；全面检查吹灰器系统的完整性和合理性；完成吹灰器及其系统的调试工作；按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作；负责提出启动试运中重大技术问题的解决方案或建议；填写调整试运质量验评表、提出调试报告和调试工作总结。
5.4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（如安全措施审查和缺陷处理及验收等）；参与分部试运和整套启动试运工作；负责组织分部试运及整套试运的质量验收、检查评定和签证工作；负责完成监理总结。
6、调试项目及程序
6.1吹扫临时系统要求
吹扫临时具体要求如下：
1）吹灰气源减压站、流量计孔板拆除，安装等径临时连接短管；
2）所有测量用仪表，开关，变送器一，二次门关闭；
3）临时管焊接应采用正式焊接；
4）排汽口要求引出至安全地方，远离行人和设备。
6.2吹扫参数
吹扫压力：
2.0MPa（主汽）、0.8～1.0MPa（辅汽）；
吹扫温度：
350℃（主汽）、230℃（辅汽）；
吹扫时间：
15min；
吹扫次数：
每段吹扫两次。
6.3吹灰器汽源母管吹扫
用正式汽源吹到各侧墙分支管路，各吹灰器本体不参与吹扫，排汽口加装临时手动门，引至安全地方排放；吹扫安排在吹管后期锅炉停炉后，利用锅炉的余汽进行吹扫，吹扫示意图见附图1。
注：
视现场情况，可将炉本体4处临时管汇成一路母管引致安全地方排放；
6.4空预器吹灰汽源母管吹扫
主汽至空预器吹灰管路在与辅汽汽源管路汇合前断开。
空预器吹灰汽源母管吹扫用正式汽源，从辅汽联箱吹至空预器吹灰器前母管；用临时管引出，引至安全地带排放。
吹扫示意图见附图1。
从汽源母管逆止门前断开，引出临时管，并引至安全地带排放，吹扫压力要求0.8MPa以上。
6.5吹扫检验标准
对排汽进行肉眼观察检验，排汽口蒸汽透明洁净即认为吹扫合格。
吹扫完毕后，恢复正式系统时应防止杂物进入正式系统造成二次污染，各重要焊口及法兰连接处，应有专人负责，检查确认后方可恢复。
吹扫后恢复的所有系统的焊口，应经100%无损检验。
6.6吹灰系统安全阀整定
1）主汽压力维持6.0MPa
2）全关汽源母管手动门
3）全开汽源母管电动门和压力调节门
4）全开疏水调节门
5）渐开汽源母管手动门，渐关疏水调节门，控制母管压力3.5MPa
6）渐开汽源母管手动门，缓慢升压至设计启座压力
7）安全门启座后，迅速关闭母管手动门和打开疏水门降压，记录回座压力
8）如安全门未启座，迅速关闭母管手动门和打开疏水门降压至3.5MPa，重新整定安全门弹簧高度，重复上述过程，直至安全门启跳压力合格为止
6.7吹灰器冷态调试
1）吹灰器传动齿轮箱润滑油填充情况
2）吹灰器转动机构及汽源门工作情况
3）吹灰器与受热面的间隙
4）吹灰器喷嘴与受热面管道中轴线夹角
5）记录吹灰器全行程时间
6）吹灰器系统程序控制传动
7）吹灰汽源母管压力开关传动
8）吹灰汽源母管蒸汽流量开关传动
6.8吹灰系统热态调试
1）锅炉负荷达到40%－50%MCR时，开始吹灰器单体热态调试
2）吹灰器单体热态调试结束后，当锅炉负荷达到70%MCR，进行吹灰器程控调试
3）吹灰器通汽工作时，调节吹灰器本体调压盘开度，调整各吹灰器工作压力于设计值
4）检查各吹灰器转动机构及汽源门工作情况
5）检查吹灰汽源自动控制情况
6）检查各路疏水自动控制情况
7、调试质量的检验标准
1）《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》
2）《DL/T5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程》
3）《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）
4）《宁夏京能宁东发电有限责任公司一期2×660MW超临界机组调试大纲》
8、工作危险源及环境和职业健康管理
1）吹灰器系统管路吹扫工作之前，要进行充分暖管；
2）吹扫过程中，各排汽口应设置警戒线，并设专人看护；
3）热态投运吹灰器时，要有专人负责维护；
4）锅炉本体吹灰要在大负荷阶段进行，空预器吹灰不受负荷限制；
5）投运吹灰器时，如个别吹灰器故障，应立即安排安装人员就地摇出，防止受热面造成损坏及吹灰器烧损；
6）热态吹灰器调整之前，疏水自动调节，母管压力自动调节应具备投用条件；
7）吹灰器投运正常后，确定合理的吹灰周期和吹灰程序；
8）其它运行操作及事故处理均按《电厂运行规程》处理。
9、附录
附录一锅炉吹灰系统吹扫示意图
图1锅炉吹灰系统吹扫示意图
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