G001锅炉整套启动调试方案.docx
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G001锅炉整套启动调试方案
编号：
GDPR-HEPR-TS-G01
国电濮阳热电有限公司
2×200MW机组
锅炉整套启动调试方案
批准:
安保科:
质检科：
施工科：
审核：
编制：
河南第二火电建设公司调试所
年月日
附：
不同工况下热力参数
冷态启动曲线
质量检验评定表
1
概述
国电濮阳热电公司扩建工程（2×210MW）供热机组锅炉东方锅炉集团生产的DG670/13.7-19型超高压参数自然循环，单炉膛四角切圆燃烧，一次中间再热，平衡通风、固态排渣，半露天悬吊布置，全钢架结构的Π型汽包锅炉，燃用贫煤。
燃烧器采用固定式水平浓淡煤粉燃烧器。
该工程由河南电力勘测设计院设计，河南火电二公司承担机组施工任务，河南火电二公司调试所承担机组调试任务。
2编制目的
为了顺利地进行机组启动调试工作，根据有关规范、规程规定，结合本机组特点及同类型机组调试、运行情况，制定本《锅炉整套启动调试方案》，目的在于明确调试工作任务和职责分工，规范调试项目和调试程序，使调试工作有组织、有计划、安全、稳妥地进行。
本方案包括了整套启动阶段锅炉调试范围、调试方法和步骤；对机组调试期间锅炉的启动、运行、停炉及有关调试项目提出原则性要求和有关注意事项。
方案中未尽事宜和有关条款的实施细则除说明参考相关调试方案外，则一律按照《电厂锅炉运行规程》执行。
3编制依据
3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》。
3.2《火电施工质量检验及评定标准（锅炉篇）》。
3.3《火电工程调整试运质量及评定标准（1996年版）》。
3.4《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》。
3.5《电力工业锅炉监察规程（SD167-85）》。
3.6国家及行业颁布的有关技术规程标准。
3.7设计、制造技术文件。
4主要技术参数
4.1锅炉设计参数（B-MCR工况）
过热蒸汽流量670t/h
过热蒸汽出口压力13.7MPa
过热蒸汽出口温度540℃
再热蒸汽流量581t/h
再热蒸汽进口压力（表压）2.88MPa
再热蒸汽出口压力（表压）2.69MPa
再热蒸汽进口温度326℃
再热蒸汽出口温度540℃
给水温度252℃
4.2制粉系统为中间储仓式制粉系统，采用热风送粉。
4.3采用四角切圆燃烧，四角燃烧器中心线与炉膛中心形成两个假象切圆，假象切圆的直径分别为736mm和391mm，每角燃烧器有四层一次风、二层三次风喷口，一、三次风喷口布置有周界风，采用百叶窗式水平浓淡燃烧器。
设计参数如下：
项目
单位
数值
炉膛漏风
一次风速
m/s
25
1.67
一次风率
%
17
二次风速
m/s
45
二次风率
%
49.82
三次风速
m/s
55
三次风率
%
21.52
一次风量
m3/s
48.19
二次风量
m3/s
203
三次风量
m3/s
56.9
周界风量
m3/s
40.75
周界风速
m/s
35
4.4锅炉燃烧煤种为贫煤，其煤质主要特性如下：
名称
单位
设计煤种
校核煤种
碳
%
59.48
52.84
氢
%
2.63
2.32
氧
%
3.51
3.03
氮
%
1.08
0.95
硫
%
0.4
0.42
灰份
%
24.5
33.74
挥发份
%
19.42
19.47
低位发热量
KJ/KG
22150
19580
4.5汽轮机
型号：
NC210/160-12.75/585/585
形式：
超高压中间再热、三缸二排汽、单抽汽凝汽式汽轮机
额定功率：
210MW
最大连续功率：
220MW
主汽门前压力：
12.75MPa
主汽门前温度：
585℃
再热汽门蒸汽温度：
585℃
额定转速：
3000r/min
额定功率时排汽压力：
5.89KPa
额定功率时冷却水温：
20℃
供热抽汽压力：
0.245MPa
额定供汽量：
860t/h
4.6发电机
型号:
QFSN-210-2
额定功率:
210MW
功率因数:
0.85
额定频率:
50Hz
冷却方式:
水、氢、氢
额定转速:
3000r/min
5应具备的条件
5.1一般条件
5.1.1启动验收委员会已成立并已开始工作，启动委员会听取并审议试运指挥部有关机组整套启动的汇报，协调整套启动外部条件并作出准予进入整套启动试运阶段的决定。
5.1.2试运指挥部及各组人员已全部到位，职责分工明确。
5.1.3必须在整套启动试运前完成的分部试运、调试和整定项目，均已全部完成并验收签证，分部试运技术资料齐全。
所有参加整套启动的设备和系统，均能满足试运要求，交生产单位代管。
5.1.4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、缺陷已处理完毕。
分部试运中采取的临时设施已按设计恢复正常。
5.1.5热工、电气等调试工作已全部结束。
5.1.6整套启动计划、方案及措施已经总指挥部批准，并组织学习交底。
5.1.7参加整套试运的单位职责明确，并张挂组织机构及班组人员名单。
5.1.8运行人员全部到位，岗位职责明确，培训考试合格；运行规程、制度、操作卡和操作票已经配齐，现场已张挂有关的图表启动曲线等；设备、管道、阀门等已命名并标记齐全，运行必须物品已备齐。
5.1.9试运现场的消防、安全和治安保卫已安排好，验收合格满足试运要求。
5.1.10试运区域清洁，无杂物，照明充足，不必要的临时设施已拆除；试运设备和系统与运行和施工设备和系统已采取安全隔离措施。
5.1.11通讯设施安装，调试完毕，已投入使用。
5.1.12已准备好试运用的水、煤、油。
5.1.13汽机、电气、热工、化学等专业已具备整套启动条件。
5.2确认下列设备、系统具备整套启动条件：
序号
项目名称
要求确认
1
工业水系统
冲洗完毕、通水试验，能满足试运要求
2
仪用压缩空气系统
调试合格，联锁、保护正常
3
检修压缩空气系统
调试合格，联锁、保护正常
4
电动阀门、气动阀门
开关试验正常，灯光及DAS画面显示正确，标识牌齐全、正确
5
电、气动风门、挡板
开关试验正常，灯光及DAS画面显示正确，标识牌齐全、正确
6
送风系统
系统完整
7
引风系统
系统完整
8
制粉系统
系统完整、试运合格
9
电除尘器
试运合格
10
脱硫系统
试运合格
11
气力除灰系统
系统完整，试运合格
12
输煤系统
系统调试好，能够投入运行
13
燃油系统
系统吹扫干净，泄漏试验合格
14
减温水系统
系统冲洗合格调节门、电动门调试完毕
15
吹灰系统
吹灰器冷态调试完毕，程序动能试验正常，汽源电动门、调节门调整完毕
16
辅助蒸汽系统
吹扫完毕，并通汽
17
旁路系统
调试合格，冷态试验正常
18
消防系统
符合设计要求，可正常投入运行
19
锅炉及管道膨胀系统
经联合检查符合设计要求，膨胀间隙正确，滑动支点无卡涩。
烟、风、煤粉管道伸缩节上的临时限制件应去除。
膨胀指示器在冷态调整到零
20
燃烧器
燃烧器角度调整好，油枪、点火枪定位正确，伸缩自如；风门调整正确
21
定排系统
阀门调整完毕，无泄漏，程控功能试验正常
22
连排系统
系统完毕，扩容器安全阀调整好，水位计压力表完整
23
烟风系统
锅炉冷态通风试验结束并验收合格
24
火焰、水位工业电视
调试好，可投入使用
25
锅炉保护、信号
功能试验正常，完整
26
DAS系统
校对画面准确，完整
27
SCS系统
功能试验正常，完整
28
BMS、FSSS系统
功能试验正常，完整
6主要调试程序及步骤
6.1锅炉整套启动调试范围
6.1.1整套启动前的检查试验
6.1.2分系统投运
6.1.3点火及燃油系统试验
6.1.4疏水排污系统调试
6.1.5锅炉启动（冷态、热态）
6.1.6锅炉试运
6.1.7蒸汽严密性试验及安全阀调整
6.1.8制粉系统热态调试
6.1.9燃烧调整（25%、50%、75%、100%ECR）
6.1.10洗硅调试（≥6%、25%、50%、75%、100%ECR）
6.1.11断油试验
6.1.12变负荷试验
6.1.13MFT动作试验
6.1.14甩负荷试验（50%、100%ECR）
6.1.1572小时试运
6.2整套启动调试程序
6.2.1整套启动阶段是从炉、机、电等第一次整套启动锅炉点火开始，到完成满负荷72h+24h试运移交试生产为止。
6.2.2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.第一阶段完成冷态启动、电气试验、并网、主汽门调门严密性试验、超速试验、安全阀调整等调试项目；第二阶段完成各项带负荷调试，甩负荷试验等；第三阶段完成72h+24h满负荷试运。
6.2.2.1空负荷调试锅炉应完成的调试项目。
1）启动前的检查试验。
2）冷态启动。
3）维持主汽、再热器参数，配合汽机冲转。
4）保持参数不变，配合汽机、电气试验。
5）发电机并网，增加燃烧率，带负荷至10-15%ECR4-6小时。
6）发电机解列、停机，配合汽机进行主汽门、调速汽门严密性试验。
7）配合汽机做超速试验。
8）停机，锅炉升压进行蒸汽严密性试验及安全阀调整。
9）停炉。
6.2.2.2带负荷调试锅炉应完成的调试项目。
1）温态启动。
2）25%ECR调试：
A洗硅；
B燃烧调整；
C制粉系统投运，制粉系统热态调试；
D配合热工投给水自动、制粉自动；
3）50%ECR调试：
A洗硅；
B燃烧调整；
C制粉系统热态调试；
D配合热工试投风烟系统自动；
F辅机切换试验；
4）75%ECR调试：
A洗硅；
B燃烧调整；
C锅炉断油试验；
D电除尘投入；
E吹灰程控投入；
F配合热工试投以下自动：
主汽温自动、再热器温自动、汽压自动、协调控制等。
5）100%ECR调试：
A洗硅；
B燃烧调整；
C备用辅机切换实验；
D负荷变动试验；
E配合热工改善自动系统调节品质；
F机组满负荷运行情况检查与测量；
GMFT试验，停机。
6）热态启动。
7）50%ECR甩负荷试验。
8）100%ECR甩负荷试验。
6.2.2.3满负荷试运：
1）满负荷试运测量与记录；
2）完成72小时试运。
6.2.2.4移交试生产阶段。
6.3锅炉启、停、运行和调试
6.3.1启动前的准备：
6.3.1.1锅炉启动前的检查试验。
1）确认设备、系统具备整套启动条件。
2）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，各处人孔门、检查孔完整并关闭好。
3）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，各转动机械润滑油正常，冷却水正常。
4）检查制粉系统内部洁净，无人工作，人孔门、防爆门完整可靠。
5）检查锅炉及其管道各处膨胀间隙正确，膨胀位移时不受障碍，膨胀指示器安装牢固，在冷态下应调整到零位。
6）检查各吹灰器已处于回缩状态。
7）检查水位电视，火焰电视系统能正常投入。
压缩空气和冷却水正常。
冷却风机运行正常。
8）锅炉烟风挡板操作试验合格。
9）对电动门、气动门、调节门进行操作试验，并按运行规程置于正确位置。
10）热工信号试验。
11）SCS功能试验。
12）BMS功能试验。
13）锅炉联锁保护试验。
14）机、炉、电大联锁试验。
15）吹灰、定排程控试验。
16）控制盘、台上各种仪表及信号装置、操作装置完整，并投入正常。
17）辅助汽源能够投入。
18）准备好试运用的水、煤、汽。
19）按运行规程要求，完成启动前的系统操作。
6.3.1.2锅炉上水。
1）启动电动给水泵，通过给水操作台辅助给水调节门向锅炉供水，上水流量控制在30～50t/h。
2）上水温度不应超过90℃。
3）上水水质符合化学监督方案要求。
4）上水到正常水位，夏季应控制在2小时以上，冬季应控制在4小时以上。
5）在第一次启动前，保持正常水位，进行锅炉冲洗，通过定排排放至水质合格。
6）第一次整套启动前，炉水冲洗合格后，继续上水至一次汽系统充满水，进行一次汽包工作压力下水压试验，水压试验结束后放水至正常水位。
6.3.1.3锅炉工作压力下水压试验。
1）该水压试验仅在第一次整套启动前对一次汽系统进行。
2）水压试验压力为过热器工作压力。
3）水压试验时汽包壁温和水温应大于40℃，小于70℃。
4）水压试验采用电动给水泵升压，通过缓慢增加给水泵转速，进行升压，升压速度控制≤0.2MPa/min。
5）压力升至13.7MPa后，停止升压，维持5分钟，记录降压情况，不超过0.5MPa为合格，然后检查系统上的阀门、受热面、连接管等是否渗漏。
6）降压速度≤0.3MPa/min。
7）压力降至0.8～0.10MPa对取样管、排污管、疏水管和仪表管道进行冲洗，此时用给水泵维持压力。
6.3.1.4锅炉蒸汽推动。
1）蒸汽推动汽源压力维持在0.7MPa以上，以免发生水倒流。
2）控制炉水升温率60－90℃/h，严格控制锅筒壁温差，锅筒壁温差最大不超过40℃。
3）推动过程中，维持汽包水位+150～200mm。
4）汽包壁温达到100～120℃，停止推动，可准备锅炉启动。
6.3.2锅炉冷态启动。
6.3.2.1炉膛吹扫。
1）启动一台火检风机，另一台投入备用。
2）先启动A、B侧引、送风机对炉膛进行吹扫。
3）联系值长，调整燃油压力、温度。
4）启动油母管泄漏试验程序。
5）启动炉膛吹扫程序。
6）吹扫结束后，复位MFT及OFT继电器，并满足油点火允许程序。
6.3.2.2锅炉点火。
1）按照单个燃烧器控制依次点燃下层对角的两只油枪。
2）油枪点燃后，根据燃烧情况对油枪进行燃烧调整。
3）已完成燃烧调整的油枪在以后投入时可使用对启动的程序。
4）点火初期，同层四支油枪未全部投入运行时，应每30分钟切换一次油枪。
6.3.2.3点火初期，开启省煤器再循环阀（停止上水时）。
6.3.2.4点火后，应投入相应保护。
6.3.2.5升温、升压。
1）升温、升压过程中，必须控制汽包上、下壁温差<50℃，汽包内、外壁温差<50℃。
饱和蒸汽温升极限率<1.74℃/min。
具体升温、升压控制曲线参见冷态启动曲线。
2）点火初期，过热器、再热器处于干烧状态要控制后屏出口不超过540℃，超过540℃应适当降低燃油量。
3）在汽机冲转前一般控制燃烧率为8～15%MCR。
4）初次启动应加强排污工作，以使炉水和蒸汽品质及早达到冲转要求。
5）升温、升压过程中的工作：
A锅筒汽压0.05～0.1MPa，冲洗水位计。
B锅筒汽压0.15～0.2MPa时，关闭锅炉各空气门。
锅筒汽压0.2～0.3Mpa时，进行定排，以加速受热面各部分受热均匀，并可提高了炉水品质。
C汽包压力0.2～0.3Mpa时，冲洗仪表管，投入差压式水位计。
D锅筒压力升至0.4Mpa时，应稳定一段时间，热紧螺栓（首次启动）。
E0.5MPa时，关闭过热器疏水门。
F1.0MPa，投入连排扩容器。
G在以下几个工况下，全面检查并记录锅炉膨胀值：
上水前、上水后、炉水100℃、0.5MPa、2.0MPa、4.5MPa、9.0MPa、13.7MPa。
6.3.2.6汽机冲转。
1）冲转参数为：
主汽压力、主汽温度、再热蒸汽压力、再热蒸汽温度应根据汽机冲转方式、汽机要求确定。
2）蒸汽品质达到冲转条件。
3）稳定蒸汽参数，配合汽机冲转。
6.3.2.7发电机并网带负荷。
1）调整燃烧率以满足并网带初始负荷的要求，通过调整（一般是节流）旁路开度来保持汽压的稳定。
2）发电机并网带初始负荷暖机。
3）发电机并网后逐渐关闭高低压旁路，进入滑压方式（高旁按压力控制）。
4）汽机具备升负荷条件后，逐渐增大燃烧率，按升负荷速度增加负荷。
6.3.2.8制粉系统投入启动。
1）发电机并网带负荷后，当油枪全部投入，二次风温>200℃，可启动制粉系统。
详见《制粉系统调试方案》。
6.3.2.9投粉。
1）粉仓粉位大于2米并满足煤预点火条件，即可投粉。
2）投粉时，采取对启动或单个启动的程序。
6.3.2.10断油，纯煤燃烧。
1）燃烧设计煤种时，当锅炉负荷在40%MCR以上并有两层煤粉投入后，即可逐渐减少油枪投入只数。
2）负荷＞70%ECR或大于断油试验证明了的不投油稳燃负荷时，逐步停掉全部油枪，锅炉全燃煤运行。
3）投入电除尘电场运行。
6.3.2.11升负荷至额定负荷运行。
6.3.3锅炉热态启动：
锅炉在热备用状态下的启动称为热态启动。
热态启动的准备与冷态启动基本相同，只是省去了锅炉上水和蒸汽推动过程。
热态启动除了遵守锅炉启动的规定外，主要特点是快速适应汽机冲转和带负荷的要求。
热态启动主要程序如下：
6.3.3.1进行启动前的检查。
6.3.3.2启动引、送风机，进行炉膛吹扫和油母管泄漏试验。
6.3.3.3点火前锅炉各放水门、疏水门应关闭，电动主闸门前疏水门应联系汽机开启。
6.3.3.4锅炉点火。
6.3.3.5点火后全开疏水门进行疏水。
6.3.3.6高低压旁路开启后根据情况关闭疏水门。
6.3.3.7汽机冲转后，关闭电动主闸门前疏水。
6.3.3.8汽机带负荷后，根据情况启动制粉系统。
6.3.3.9投粉，逐渐升负荷至额定负荷。
6.3.4空负荷调试阶段锅炉调试步骤
6.3.4.1点火后进行油枪燃烧调整，使油枪雾化良好，配风合适，火焰呈金黄色，无掉油、冒黑烟和刷墙现象。
6.3.4.2汽机稳定3000r/min，进行电气试验，约需8～12小时。
6.3.4.3电气试验结束，并网带10～15%额定负荷，运行4～6小时，发电机解列。
6.3.4.4提高主汽压力，配合汽机做主汽门，调速汽门严密性试验。
6.3.4.5配合汽机做超速试验。
6.3.4.6停机，锅炉升压进行蒸汽严密性试验及安全阀调整试验（见《安全门调整试验方案》。
6.3.4.7停炉。
6.3.5带负荷阶段锅炉调试步骤：
6.3.5.125%ECR调试：
A该工况为全燃油运行，对油枪的燃烧情况进行调整，保证燃烧充分，火焰不刷墙；
B进行洗硅；
C制粉系统投入后进行热态调试；
D配合热工试投给水自动，制粉自动。
6.3.5.250%ECR调试：
A维持汽包压力，进行该压力下的洗硅合格；
B油煤混燃工况下的燃烧调整（配风方式、燃烧器组合）；
C制粉系统热态调试（煤粉细度，出力）；
D配合热工投风烟系统自动。
6.3.5.375%ECR调试：
A维持汽包压力，进行该工况下的洗硅合格；
B燃烧调整；
C锅炉断油试验；
D电除尘投入；
E吹灰器热态调试，吹灰程控投入；
F配合热工试投以下自动：
主汽、再热汽温、汽压、协调控制等。
6.3.5.4100%ECR调试：
A维持在额定汽压下洗硅合格；
B燃烧调整；
C备用辅机切换试验（制粉系统）；
D机组满负荷运行情况检查与测量。
6.3.6满负荷72小时试运。
6.3.6.1带负荷调试工作全部结束后，进入72小时满负荷试运阶段。
6.3.6.2进入满负荷试运的条件：
◆主要监测仪表全部投入；
◆高加投入；
◆锅炉断油；
◆电除尘投入；
◆蒸汽品质合格；
◆保护全部投入；
◆主要自动装置投入（汽温、汽压、给水自动）。
6.3.6.3进行正常运行操作调整，满负荷试运，测量与记录。
6.3.6.4完成72小时试运行移交试生产阶段。
6.3.7停炉保护：
停炉方式一般分正常停炉和事故停炉，正常停炉一般采用滑压停炉，锅炉随汽机负荷的减少，逐渐减少燃烧率，保证蒸汽温度、压力、流量适应汽机的要求，直至停机和锅炉熄火，事故停炉是根据发生事故而要求停炉。
6.3.7.1停炉前的准备：
1）检查燃油系统能随时投运。
2）检查粉仓、粉位和原煤仓的存煤，根据停炉时间确定上煤的时间，并视停炉天数，制出相应措施。
3）停炉前受热面进行一次全面检查。
4）停炉前校对上、下水位，并定排一次。
5）将冷灰斗内的灰渣除净。
6）检查各自动调节装置，确认其状态。
7）停炉前对炉本体进行一次全面检查，对缺陷做好记录，以便停炉后予以消除。
6.3.7.2正常停炉操作程序：
整个停炉过程中，锅炉的负荷及蒸汽参数的降低是按汽机的要求进行的，根据汽机降负荷要求，逐步减弱燃烧降低锅炉负荷、压力、汽温。
1）负荷从100%降至50%。
A尽量保持过热蒸汽汽温和再热蒸汽汽温保持不变，如有困难时，则随燃烧率降低而减低。
B以每分钟1%的负荷变化率降低负荷。
C锅炉随负荷的降低以每分钟0.1MPa的速度逐渐降低主汽压力，将主汽温、再热汽温、减温水自动改为手动，在滑压过程中，注意炉内燃烧变化，适时投入油枪稳定燃烧。
D根据粉仓粉位情况停止制粉系统运行，根据负荷下降情况，逐步减少给粉量，并先停止上层（组）给粉机运行，最后将煤粉管道吹扫干净。
2）负荷从50%降至锅炉解列。
A过热汽温与再热汽温随燃烧率的降低而降低。
B继续减少煤粉燃烧量，当粉仓至零位时，确保积粉已烧尽，以防集结块自燃，同时相应增设油枪，直到全部投入。
C解列高加时，应注意给水温度的变化，及时调整汽温。
D负荷降至40%时，手动控制过热器减温水量和再热器减温水量。
E随着负荷及压力的降低，逐渐减少油枪的投入。
F汽机主汽门关闭停机，发电机解列后，可打开汽机旁路以控制锅炉降压速度，此时维持锅筒水位在高水位，并打开省煤器再循环阀。
G汽机停机后，应根据情况打开过热器和再热器的疏水阀，以及放汽阀，停机后保持30%风量，直至锅炉熄火后，炉膛吹扫5～10分钟。
3）锅炉熄火：
A停止全部油枪，关闭燃油阀，开启燃油再循环阀，油枪经吹扫后退出。
B若油系统需要检修，则应进行油管路的吹扫。
C锅炉熄火后打开下层二次风，保持30%的总风量进行吹扫5～10分钟，手动减少送风机风量至允许范围，停一侧送引风机，保持另一侧送引风机运行。
D当炉膛出口烟温＜150℃时，停止冷却风机。
E手动调节给水流量，向锅筒上水至最高水位，停给水泵，关闭加药、取样、连排阀门。
F炉水温度＜90℃时，开启各疏水门放尽炉水，在压力降至小于0.17MPa，打开炉顶所有空气门。
6.3.7.3紧急停炉。
1）当发生下列情况之一时，发生MFT紧急停炉：
A两台送风机全停MFT动作；
B两台引风机全停MFT动作；
C汽包水位过高MFT动作，信号从MCS系统取出三个信号，通过硬接线引入FSSS系统，信号经“三取二”方式判断后延时2秒MFT动作；
D汽包水位过低MFT动作，信号从MCS系统取出三个信号，通过硬接线引入FSSS系统，信号经“三取二”方式判断后延时2秒MFT动作；
E炉膛压力高MFT动作，信号经“三取二”方式判断后MFT动作；
F
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