九江三期发电工程#1机组炉整组启动调试方案.docx
《九江三期发电工程#1机组炉整组启动调试方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《九江三期发电工程#1机组炉整组启动调试方案.docx（36页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
九江三期发电工程#1机组炉整组启动调试方案
九江三期发电工程#1机组炉整组启动调试方案
目录
1整组启动目的
2编制依据
3调试范围
4锅炉整组启动应具备的条件
5整组启动前的各项试验
6锅炉整组启动步骤
7停炉操作
8整套启动的质量检验标准
9调试的组织与分工
10安全注意事项
11附表
1整组启动的目的
1.1对锅炉各机械设备和热力系统进行一次总体检验，暴露各设备和系统在设计、制造和安装过程中的缺陷和问题，并进行消除，为机组的性能试验和正式投产作准备。
1.2对机组的各项联锁保护系统进行一次初步检验，对各项自动控制系统进行初步的调试并投入运行。
1.3对锅炉安全阀进行校验和调整。
1.4配合汽机和电气进行各项试验。
1.5配合化学人员进行蒸汽洗硅。
1.6使运行人员熟悉设备特性，提高操作水平。
2编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》。
（96年版）
2.2《火电工程启动调试工作规定》。
（96年版）
2.3《火电工程调试试运质量检验及评定标准》。
（96年版）
2.4《电力工业锅炉压力容器监察规程》。
2.5《蒸汽锅炉安全监察技术规程》。
2.6《锅炉机组性能试验规程》。
2.7《电站锅炉风机现场试验规程》。
2.8《磨煤机现场试验规程》。
2.9《中华人民共和国消防条例》。
2.10美国消防协会WFBA标准。
2.11设备制造商的技术标准、资料和FW公司提供的有关运行维护手册。
2.12《电业安全工作规程》（94版）。
3调试项目
3.1启动前检查，确认机组符合整套启动条件。
3.2启动前联锁保护试验。
3.3锅炉点火、升温、升压。
3.4锅炉安全门整定和蒸汽严密性试验
3.5调整汽温、汽压至汽机冲转要求。
3.6配合化学控制冲转前的汽水品质。
3.7控制蒸汽参数，满足汽机冲转、发电机试验的要求。
3.8发电机并网，带负荷。
3.9锅炉首次投入制粉系统。
3.10逐渐投入所有制粉系统，制粉系统热态调整。
3.11锅炉燃烧初调整。
3.12逐步撤除油枪，直至全部。
3.13机组带负荷至满负荷。
3.14电除尘投入。
3.15除灰、除渣系统投入。
3.16炉膛及烟道吹灰器投入。
3.17配合热工投入全部闭环。
3.18配合化学控制炉水及蒸汽品质。
3.19配合汽机作各种试验，包括甩负荷试验。
3.20检查全部系统正常投入运行。
3.21检查热工保护全部投入，自动投入率满足验规要求。
3.22机组168小时试运行。
4锅炉整组启动应具备的条件
4.1前阶段发现的锅炉缺陷项目已处理完毕。
4.2锅炉已完成烘炉、煮炉、炉前、炉本体化学清洗、蒸汽冲管等工序，设备系统全部按正常要求恢复。
4.3锅炉冷态试验已完成，各系统已正常，满足整套启动的要求。
4.4送、引风机、一次风机及相应调节档板，隔离挡板调试完毕，有关的联锁保护投入。
4.5空预器及密封跟踪装置调试完毕，验收合格。
4.6锅炉本体吹灰系统安装、调试完毕，验收合格。
4.7炉膛火焰电视监视系统和炉膛出口烟温探针安装、调试完毕。
4.8辅助蒸汽系统具备投用条件。
4.9燃油系统的油循环等工作已结束，燃油调节阀、快关阀、回油阀调试完毕。
4.10炉底水封可以投用，各人孔门、防爆门、看火孔完整良好。
4.11汽包就地和电接点水位计调试完毕，可以投用，双色水位计电视监视系统调试完毕。
4.12锅炉取样、加药、连排、定排、疏水、放气系统可以投用。
4.13锅炉水压试验合格，汽水系统各阀门等部件严密不漏。
4.14燃烧器、油枪点火系统调试完毕。
4.15空压机及仪用压缩空气系统调试完毕，可以投用。
4.16锅炉MFT及机、炉、电联锁试验合格。
4.17制粉系统磨煤机、给煤机、一次风机相应的风门、挡板调试完毕。
4.18除渣、出灰系统调试完毕，可随时投用。
4.19电除尘调试完毕，可随时投用。
4.20输煤系统调试完毕。
4.21锅炉平台栏杆和沟道盖板齐全，道路平整畅通，脚手架、易燃物等已经清除。
4.22调试运行人员均已分值配齐，运行人员已经培训并考试合格，整套启动方案和措施报审完毕。
4.23FSSS系统、CCS系统、SCS系统、DAS系统调试完毕。
4.24蒸汽吹灰程控在制粉系统投入前应调试完毕，能正常投入运行。
4.25试运煤种应接近设计煤种。
5整组启动前的各项试验
5.1汽水系统电动门、调整门开关试验
5.2烟风系统的风门、挡板开关试验
5.3工作压力水压试验
5.4辅机联锁保护试验
●火检冷却风连锁试验
●空预器连锁保护试验
●引风机油泵、低油压连锁保护试验
●引风机连锁保护试验
●送风机油泵、低油压连锁保护试验
●送风机连锁保护试验
●一次风机连锁保护试验
●磨煤机顶轴及润滑油、低油压连锁保护试验
●磨煤机保护及连锁试验
●给煤机保护及连锁试验
5.5油枪点火试验
5.6各项顺控试验
5.6.1烟风系统顺控试验
5.6.2一次风机顺控试验
5.6.3制粉系统顺控试验
5.6.4炉膛吹扫顺控试验
5.6.5燃油系统泄漏试验
5.6.6引风机顺控试验
5.6.7送风机顺控试验
5.7所有辅机事故按钮试验
5.8所有辅机保护试验
5.9热控各声、光信号检查试验
5.10主保护试验
5.10.1保护试验项目
●炉膛压力高Ⅱ值
●炉膛压力高Ⅲ值
●炉膛压力低Ⅱ值
●炉膛压力低Ⅲ值
●汽包水位高Ⅲ值
●汽包水位低Ⅲ值
●两台引风机全停
●两台送风机全停
●冷却风压低Ⅱ值
●紧急手动MFT
●失去燃料
●全火焰消失
●汽机跳闸
●三台给水泵全停
●DCS失电
5.10.2锅炉主保护动作后的保护内容
●联汽机保护
●联跳所有一次风机，关闭其出口挡板
●联跳所有磨煤机，关闭入口挡板和出口一次风挡板
●联跳所有给煤机，关闭出口煤闸板
●MFT动作后，炉膛压力高值跳送风机
●MFT动作后，炉膛压力高值跳引风机
●联关过热器、再热器减温水调节门、截止门
●联关主油阀及所有分油阀
6锅炉整组启动步骤
6.1锅炉点火前的检查工作
6.1.1由安装人员和运行人员对锅炉本体和所有的辅助设备及系统进行全面检查，确认完整良好，具备投运条件。
并作好下列启动前的准备工作，符合启动条件时，填写启动操作票，按操作票的要求逐步进行。
6.1.2对汽包就地水位计进行校验，保证就地水位计与控制室内的水位计指示一致，要求热工投入电接点水位计及水位工业电视。
6.1.3要求汽水系统阀门在上水位置。
●汽包、过热器、再热器空气门打开
●过热器、再热器所有疏水阀打开
●底部水冷壁、省煤器疏水阀打开
●连排来汽手动阀打开
●汽水取样一、二次门打开
●仪表取样一、二次门打开
●事故放水手动阀打开
●汽包加药一次门打开
●给水系统疏水阀关闭
●减温水系统阀门关闭
6.1.4运行人员检查操作盘的各仪表、指示灯、显示器等，各操作开关处于正常位置。
6.1.5投入炉前油系统循环，开油枪油阀前手动门，并检查各油枪阀门、管道阀门及管道应无漏油现象。
6.1.6通知灰渣泵房值班员作好投入准备。
6.1.7检查炉底水封，注满水。
6.1.8检查膨胀指示器完整，刻度清晰，上水前在零位。
6.1.9检查辅机设备的冷却水、润滑油系统正常。
6.1.10检查炉膛烟风道各人孔门，看火孔，打渣孔、检查门、放灰门良好，并关闭各孔门。
6.1.11检查锅炉上水的水质合符标准。
6.2热工投入全部系统，作全部启动前试验项目，均合格。
6.3锅炉上水
6.3.1锅炉上水前，确定省煤器再循环门全开，汽包空气门全开。
6.3.2锅炉上水的水质应符合要求，进水温度30～90℃，冬天上水速度应比夏天慢些。
6.3.3控制给水旁路流量30～60t/h向锅炉上水。
停止上水后检查汽包水位应维持不变，否则应查明原因，予以消除。
6.3.4上水前投入水位电视及炉膛火焰电视摄像头的冷却系统。
6.3.5锅炉上水前检查记录膨胀指示一遍以做比较，上水至正常水位应再记录一次膨胀指示。
6.3.6锅炉上水一般应由电动泵上水，联系汽机启动给水泵，运行正常后，开启省煤器进口电动门，并联系汽机手操电泵出口旁路门缓慢向锅炉进水，水位在汽包水位计出现时，关小给水调节门，开连排二次门，使水位缓慢上升到+150~+200mm，然后关闭连排二次门，关闭电泵出口旁路门和省煤器进口电动门，通知化学化验炉水品质，若水质不合格，水放尽后重新进水，直到水质合格为止。
6.4蒸汽加热
上水完毕，投入蒸汽加热装置，先开启加热分配集箱疏水阀门，进行疏水暖管，换管结束关闭疏水阀后，在缓慢开启水冷壁各下集箱的蒸汽加热阀门，并开启汽侧空气门，待达到一定压力时，关闭空气门，并打开过热器系统的疏水门，进行疏水暖管。
蒸汽加热过程应注意事项：
1）加热过程应缓慢进行，按炉水饱和温度升温率28~56℃/h控制，控制锅筒壁温差不超过99℃。
2）加热期间可维持水位在+150~+200mm，待锅筒外壁温达到100℃时，可开启事故放水阀放水，保持正常的水位。
3）加热前后记录各部膨胀指示。
4）加热过程严禁通风。
6.5点火
6.5.1锅炉点火准备
a检查HP和LP控制阀已关闭，把HP和LP控制阀及其喷水系统拨到AUTO挡，调节旁路控制阀以保持主蒸汽不变。
LP控制阀最初保持在固定的、部分打开的位置。
然后，一旦冷再热器压力达到1.34MPa，即保持此值到IP汽轮机运行为止。
b确认省煤器再循环门开启。
c按炉膛烟气温度探枪“伸入”按钮，探枪伸入炉膛。
d投炉膛火焰监视电视。
e检查油枪启动条件满足。
f再热器烟气通道控制挡板应向左关闭，一直到再热器的蒸汽流量建立为止。
g启动火检冷却风机，并检查冷却风压正常。
6.5.2投入炉FSSS灭火保护系统。
6.5.3联系热工投空预器密封自动调节系统，确认空预器满足启动条件，启动A、B空气预热器。
将预热器辅助马达置“自动”位置。
投入空预器的间隙控制系统，确认密封间隙处在设定值范围内。
6.5.4在风机启动前4小时，通知灰控运行投用电除尘绝缘子加热装置，并确认炉底灰斗、省煤器灰斗、电除尘器灰斗密封良好。
6.5.5启动火焰检测探头冷却风机。
6.5.6确认FSSS系统锅炉吹扫条件具备，投入炉FSSS灭火保护系统。
6.5.7确认引、送风机启动条件满足，启动引、送风机并对炉膛和烟道进行吹扫。
吹扫时的风量不小于额定负荷风量的35%，吹扫5分钟。
6.5.8调整风箱风压，使大风箱/炉膛差压稳定在200Pa，送风量不小于额定负荷风量的25%，维持炉膛负压-50—-100Pa。
6.5.9投入燃油压力自动调节，点火前必须进行燃油泄漏试验。
6.5.10投入油枪后应及时调整风量和油压，使燃烧达到最佳状态。
6.5.11油枪点火时应对应投入，每次点油枪都要观察炉内着火情况。
要特别注意油点着后及时调整燃油压力和风量，保持油枪雾化良好及燃烧稳定。
6.5.12点火过程中若发生熄火，或燃料送入炉膛约10秒种后尚未点燃，应切断燃料，重新吹扫后再点火。
6.5.13调整燃烧，注意炉膛负压、燃油压力的变化，根据需要投入其他油枪。
6.5.14点火后应加强监视空预器进出口烟温、风压的变化趋势，以防预热器受热元件在点火过程中积油燃烧。
6.5.15点火初期投入油枪时，须开启辅助蒸汽至空预器吹灰截止门，对空预器进行连续吹扫，以防止未燃尽的油滴积累在空预器波形板上，引起二次燃烧。
空预器防火装置应投入，探头可靠，动作良好。
6.6升温升压
6.6.1锅炉点火后，锅炉升温升压过程严格按机组的启动曲线进行，注意监视和控制汽包壁温差不超过厂家规定值。
6.6.2在升温升压过程中，注意调整，保持燃烧良好，可采用两头切换油枪和加强放水排污等来保证水循环正常和炉水品质。
6.6.3锅炉升温升压过程中，应尽量减少炉膛出口两侧烟温偏差，汽包上下壁温差应不超过厂家规定的117℃。
温差大于规定值时，应停止升压，并及时查明原因，采取措施，待温差正常后，方可继续升压。
6.6.4点火初期升温升压过程中，应控制燃烧，使温升率＜1.74℃/min，同时注意各部件的热膨胀情况，若发现异常应停止升压，防止炉管等设备膨胀受阻而而损坏，造成爆炸。
待故障消除后再继续升压。
6.6.5锅炉升温升压过程中，必须保持汽包水位正常，严密监视高过入口烟温，在538℃以前应及时把烟温探枪退出。
6.6.3当汽包压力升到0.172MPa时，关闭各空气门。
Apert/HRA侧壁联箱疏水阀、HRA后壁出口联箱疏水阀、第一级过热器疏水阀、辐射隔墙疏水阀关闭。
末级过热器出口联箱疏水阀开1/2。
6.6.4当汽包压力升至0.1~0.3Mpa时，进行就地水位计的冲洗，并校对各远传水位计的准确性。
联系汽机投入高、低压旁路系统。
6.6.5当汽包压力升到0.2~0.3MPa，对锅炉进行炉下放水，放水过程中密切注意汽包水位的变化。
6.6.6当汽包压力升到0.5MPa时，进行以下工作：
a关闭锅炉各疏水门，用高低压旁路调整再热器压力，维持再热器出口压力在0.1-0.2Pa，进行疏水暖管。
b联系热工人员冲洗仪表管路。
c通知安装人员热紧螺栓。
6.6.7当汽包压力达到1.5MPa时，投入锅炉连续排污。
6.6.8锅炉继续升温升压，当主汽压力达8.6MPa，主汽温度360℃，保持参数稳定，联系汽机冲转。
6.6.9汽机冲转升速暖机过程中，调节油量，使主汽压力保持在8.6Mpa，主汽温度360℃左右。
6.6.10汽机定速3000rPm，机组并网带上初负荷。
6.6.11汽机初负荷暖机4-6小时，初负荷保持时间内，应尽量稳定汽温汽压。
6.7机组升负荷
升负荷按启动曲线进行，保持升负荷率、升压率。
6.7.1负荷0－10%（0－35MW）期间主要工作：
a保持压力、温度不超限。
b根据负荷要求，增加燃油量或适时增投油层。
c负荷达7%时，对制粉系统全面检查。
d当建立正常给水时，关闭省煤器再循环门，给水调节旁路置单冲量“自动”，同时电泵转速控制也置“自动”。
6.7.2负荷10%-20%（35MW-70MW）期间主要工作：
a配合电气、汽机进行试验。
b锅炉进行汽包、过热器、再热器安全门整定工作。
c确认制粉系统启动条件满足，启动相应的制粉系统，具体操作步骤参见《制粉系统首次启动方案》。
d负荷升至60MW时，给水旁路调节阀切至主阀，给水自动由单冲量切至三冲量，过热器、再热器减温水总门应开启。
e做好出渣准备工作。
6.7.3负荷20%-42%（70MW-147MW）期间主要工作：
a当再热冷段压力>1.0MPa时，辅汽切至再热冷段，预热器吹灰汽源切至高压缸排汽，保持8小时对预热器吹灰一次。
b联系化学对炉水进行化验，如炉水含硅量超过规定，应联系汽机、电气停止升负荷，加强排污，待炉水含硅量降至规定值以下再升压、升负荷。
c进行燃烧调整。
d联系汽机启动汽动给水泵，停电动泵备用，在此过程中应严密监视汽包水位。
6.7.4负荷42%-56%（147MW-196MW）期间主要工作：
a以每秒2.0%速率增加负荷和压力。
b进行燃烧初调整，化学洗硅，蒸汽品质化验合格后，联系汽机再升负荷。
c根据负荷要求，增加磨煤机和另一台汽泵。
d根据燃烧情况，可适当减少油量或停部分油枪。
e燃料风挡板控制置“自动”，当过热汽温达530℃时，过热汽温控制置“自动”。
6.7.5负荷56%-100%（196MW-350MW）期间主要工作：
a以每秒3.0%速率从56%增加到79%的主蒸汽流量，以每秒5%速率从79%的主蒸汽流量增加到满负荷。
超过83%的主蒸汽流量后压力不变。
b逐步增加磨煤机。
c负荷在50%以上，且仅留一层油枪运行，燃烧良好时，可通知投入电除尘及出灰运行。
e负荷达70%（245MW）时，视燃烧情况，退全部油枪，燃油系统保持炉前循环；若燃烧稳定，锅炉进行一次全面吹灰；视情况增投制粉系统、调整燃烧。
负荷达80%（280MW）时，主汽压力达17.14MPa，主汽温和再热汽温稳定在540℃，并全面检查泄漏情况。
g逐渐增加负荷，直至350MW，进行168小时满负荷试运行，进行燃烧调整试验。
i168小时试运期间，投入全部重要保护及自动系统，对锅炉及其辅助设备在额定工况下运行考验，验证机组在额定工况下运行时，能否达到设计要求，168小时试运达到要求后移交生产，试运结束。
7停炉操作
7.1停炉前的准备
锅炉机组的正常停运，只有接到启动试运组的指示，并确定停炉方式后方可进行。
接到停炉命令后，作好下列准备：
7.1.1各岗位值班员对本炉进行全面检查，并详细记录设备缺陷。
7.1.2停炉前应对空气预热器、炉膛水冷壁、过热器进行一次彻底的吹灰。
7.1.3停炉前应通知值班人员做好停炉前的准备工作，并与汽机、电气、热工、化学、输煤取得联系。
7.1.4联系汽机检查高、低压旁路，并处于良好的备用状态。
7.1.5检查燃油系统是否正常，以便停炉过程中投油助燃。
7.2停炉操作顺序
7.2.1锅炉按计划停止运行时，应按停炉曲线（启动曲线反方向）或按汽机要求进行。
7.2.2停磨前，应将磨煤机内部存煤吹尽，再停磨。
7.2.3锅炉减负荷变化率应控制在<1%ECR/min，饱和蒸汽降温速度<1℃/min，降压速度<0.1MPa，负荷降到30%ECR时，负荷变化率<0.5ECR/min,主蒸汽降温速度<1-2℃/min，降压速度<0.1MPa/min。
7.2.4降负荷过程中，根据燃烧情况及时投入油枪。
7.2.5当负荷降到0时，停止供应燃料，熄火后，保持总风量的30-40%进行5分钟的炉膛吹扫，排除炉膛及烟道内可能残留的可燃物，然后停止送、引风机。
7.2.6熄火后，空气预热器继续运行，待进口烟温<120℃，方可停止预热器。
7.2.7熄火后，当汽包压力降到0.1-0.2MPa时，汽包排汽阀要打开。
锅炉压力为0.5MPa时可按情况决定是否进行热炉放水停炉保护。
8整套启动的质量检验标准
8.1各组燃烧器风量均匀，风量偏差小于5%。
8.2燃烧稳定，火焰不偏斜，气流不贴墙，不结焦。
8.3在稳定燃烧的条件下，尽早断油投粉，断油负荷175-210MW。
8.4锅炉主要运行参数达到设计值。
8.5设备投入率>95%。
9调试的组织与分工
9.1整组启动调试工作在试运指挥组的领导下，由调试、施工、运行及安全、保卫、后勤供应等人员通力合作，共同进行。
9.2省电力试验研究院负责锅炉整组启动调试措施、方案的编制，并负责进行锅炉整组启动调试工作和燃烧调整试验。
9.3电厂根据整组启动的调试措施及运行规程，在调试指挥部的指挥下，负责运行操作和事故处理，此外，应积极配合调试人员完成调整试验，并负责采样和化验等工作。
9.4安装公司负责调试过程中的设备、系统消缺、维护、监护，实施调试中的临时措施，并积极配合调试人员完成试验，配合运行人员完成运行操作。
10安全及事故处理
10.1紧急停炉
遇到下列情况之一时，应紧急停炉，切断主燃料：
10.1.1锅炉严重满水或缺水时；
10.1.2所有水位计损坏或失灵，无法监视正常水位时；
10.1.3过热蒸汽、主给水管道、水冷壁管等发生爆破，不能维持正常水位时；
10.1.4锅炉压力升到安全阀动作压力，而所有安全阀拒动时；
10.1.5两台空气预热器或引、送风机停止运行时；
10.1.6锅炉尾部烟道发生再燃烧，排烟温度不正常升高时；
10.1.7锅炉发生熄火时；
10.1.8再热器汽源中断时；
10.2请求停炉
遇到下列情况之一时，应请求停炉：
10.2.1炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时；
10.2.2锅炉承压部件泄露，只能短期内维持正常运行时；
10.2.3汽包就地水位计损坏时；
10.2.4锅炉严重结焦，堵灰，无法维持正常运行时；
10.2.5安全阀动作后不回座时；
10.2.6受热面金属壁温严重超温，经多方面调整无效时；
10.2.7主要设备的支吊架发生变形或断裂时。
10.3安全注意事项
10.3.1机组启动及带负荷过程中锅炉参数应严格按照制造厂提供的启动曲线进行调整。
10.3.2严格执行防止锅炉灭火放炮措施，整套启动期间MFT功能要能正常投运。
10.3.3启动过程中，应严格控制汽水品质在规定范围内。
10.3.4注意汽温调节，防止过热器再热超温爆管。
10.3.5注意烟道内部温度变化，防止尾部烟道二次燃烧。
10.3.6遇到异常事故应严格按照运行规程处理。
10.3.7参加整套启动的运行、调试、维护人员应遵守《电业安全工作规程》，防止人身事故发生。
10.3.8各方人员应各司其职，各负其职，发现问题及时向上汇报，如发现有危及人身及设备的重大事故隐患时，有权也有责任当即进行处理，随时向有关人员汇报。
11附表
11.1锅炉设计参数
11.2锅炉运行参数记录表
11.3锅炉试验记录表
锅炉设计参数
附表11.1锅炉热力特性表
参数
单位
BMCR
ECR
50%ECR
备注
蒸汽流量
t/h
1170.4
1040.1
514.4
过热汽压力（绝对）
MPa
17.26
17.14
10.405
过热蒸汽温度
℃
541.0
541.0
541.0
汽包压力（绝对）
MPa
18.57
18.17
10.91
再热蒸汽流量
t/h
973.5
872.5
448.4
再热蒸汽入口温度
℃
330.0
318.8
309.8
再热蒸汽出口温度
℃
541.0
541.0
541.0
再热汽入口压力（绝对）
MPa
3.979
3.567
1.786
再热汽出口压力（绝对）
MPa
3.779
3.388
1.695
给水温度
℃
278.4
270.4
229.4
省煤器出水温度
℃
291.7
284.4
248.9
排烟温度（未修正）
℃
118.0
114.0
107.2
排烟温度（修正）
℃
113.0
108.0
100.6
省煤器出口过量空气
%
30
30
30
空预器入口烟气量
kg/s
431.3
391.1
213.1
空预器出口烟气量
kg/s
458.2
416.6
234.1
进入炉膛总风量
kg/s
402.4
364.9
198.9
进入空预器总风量
kg/s
429.3
390.4
219.8
炉膛通风阻力
Pa
24.9
24.9
24.9
省煤器烟气阻力
Pa
530.1
415.7
271.3
空预器烟气阻力
Pa
升级会员 