锅炉蒸汽管道蒸汽吹管技术措施降压方案1.docx
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锅炉蒸汽管道蒸汽吹管技术措施降压方案1
1、设备系统概述
天津国投津能发电有限公司一期工程#2机组锅炉为上海锅炉厂引进美国ALSTOM公司的技术生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，型号为SG-3102/27.46-M532，单炉膛双切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、半露天Π型布置。
设计煤种为平朔安太堡煤，校核煤种I为晋北烟煤，校核煤种II为云峰混煤。
采用中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统，配6台MPS275辊盘式磨煤机，正常运行，5运1备，其中A磨采用微油点火方式。
燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统（LNCFS），48只直流燃烧器分6层布置于炉膛下部四角和中部，在炉膛中呈双切圆方式燃烧。
炉膛宽度34290mm，深度15544.8mm。
炉膛由膜式壁组成，炉底冷灰斗角度为55°，从炉膛冷灰斗进口集箱（标高7500mm）到标高51996.5mm处炉膛四周采用螺旋管圈，在此上方为垂直管圈。
螺旋管圈与垂直管圈过渡采用中间混合集箱。
炉膛上部及水平烟道从前至后分别布置分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器、末级再热器，后烟井分成前后两个分隔烟道，前烟道布置有低温再热器和省煤器，后烟道布置有低温过热器和省煤器，在前后烟道中省煤器下部布置调温挡板，用于调节再热汽温。
锅炉采用机械干式出渣系统。
锅炉启动系统采用带循环泵的内置式启动系统，锅炉炉前沿宽度方向垂直布置4只汽水分离器和2个贮水箱。
当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器，而饱和水则通过每个分离器下方连接管道进入贮水箱中，贮水箱上设有水位控制。
贮水箱下疏水管道引至一个三通，一路疏水至炉水循环泵入口，另一路接至大气扩容器疏水系统中。
过热器汽温通过煤水比调节和三级喷水来控制，第一级喷水布置在低温过热器出口管道上，第二级喷水布置在分隔屏过热器出口管道上，第三级喷水布置在后屏过热器出口管道上，过热器喷水取自省煤器进口管道。
再热器汽温采用尾部挡板调节，燃烧器摆动仅作为辅助调节手段，另外低温再热器出口管道上设置微量喷水，微量喷水取自给水泵中间抽头。
锅炉一次汽系统采用100％高压旁路（三用阀）＋65％低压旁路配置，过热器系统不设安全阀，再热器出口设有4只带有控制安全功能的安全阀。
每台锅炉配有两台上海锅炉厂有限公司制造的2/34-VI（T）–2080型容克式三分仓空气预热器、两台豪顿华工程有限公司生产的ANT-2100/1400F型动叶可调轴流一次风机、两台上海鼓风机厂有限公司生产的FAF28-14-1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SAF40-20-2型动叶可调轴流引风机、两台MDNARCH火检冷却风机、两台M600-2型密封风机。
机组热控设备采用美国西屋公司生产的分散控制系统（DCS）。
锅炉主要设计参数如表格1所示，锅炉燃用煤质特性如表格2所示。
表格1
项目
单位
BMCR
BRL
锅炉规范
过热蒸汽流量
t/h
3102
2940
过热器出口蒸汽压力
MPa（g）
27.46
27.33
过热器出口蒸汽温度
℃
605
605
再热蒸汽流量
t/h
2563
2420
再热器进口蒸汽压力
MPa（g）
6.31
5.94
再热器出口蒸汽压力
MPa（g）
6.11
5.75
再热器进口蒸汽温度
℃
378
367
再热器出口蒸汽温度
℃
603
603
给水温度
℃
299
295
热平衡
锅炉计算热效率（低位）
％
93.80
93.86
排烟温度（修正前）
℃
131
129
排烟温度（修正后）
℃
127
125
燃料消耗量
t/h
392.1
377.0
热损失
干烟气热损失
％
4.48
4.41
氢燃烧生成水的损失
％
0.18
0.18
燃料中水份引起热损失
％
0.03
0.03
空气中水分热损失
％
0.07
0.07
未完全燃烧热损失
％
0.62
0.62
散热损失
％
0.17
0.19
不可测量热损失
％
0.30
0.30
制造厂裕度
％
0.35
0.35
总热损失
％
6.20
6.14
过热器一减喷水量
t/h
156.5
148.8
汽水系统
过热器二减喷水量
t/h
52.6
49.4
过热器三减喷水量
t/h
39.0
36.7
再热器喷水量
t/h
0
0
过热器减温水温度
℃
299
295
再热器减温水温度
℃
192
192
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
kg/s
1066.62
1025.57
出空预器一次风量
kg/s
106.13
105.77
出空预器二次风量
kg/s
737.63
702.67
一次风调温风量
kg/s
84.12
81.67
空预器进口烟气温度
℃
363
356
空预器进口一次风温度
℃
28
28
空预器进口二次风温度
℃
24
24
空预器出口热一次风温度
℃
328
323
空预器出口热二次风温度
℃
336
330
燃烧系统
投运磨煤机台数
台
5
5
投运燃烧器个数
个
40
40
煤粉细度R90
％
16
16
表格2
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
平朔安太堡煤
晋北烟煤
云峰混煤
收到基灰分
Aar
%
21.3
19.77
29.16
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
37.7
32.31
36.23
收到基低位发热量
Qnet，ar
kJ/kg
22000
22441
20990
收到基碳
Car
%
57.37
58.56
53.94
收到基氢
Har
%
4.19
3.36
3.44
收到基氧
Oar
%
7.57
7.28
9.52
收到基氮
Nar
%
1.4
0.79
0.87
收到基硫
Sar
%
<0.87
0.63
0.47
可磨性指数
HGI
56
57.64
58
灰成分分析
二氧化硅
SiO2
%
52.31
50.41
45.05
三氧化二铝
Al2O3
%
33.5
15.73
39.68
二氧化钛
TiO2
%
0.7
1.59
0.63
三氧化二铁
Fe2O3
%
3.60
23.46
5.81
氧化钙
CaO
%
4.65
3.93
3.80
氧化镁
MgO
%
0.81
1.27
1.08
氧化钾
K2O
%
0.67
2.33
0.67
氧化钠
Na2O
%
0.49
0.46
五氧化二钒
V2O5
%
无
三氧化硫
SO3
%
1.67
1.28
2.24
二氧化锰
MnO2
%
0.02
0.001
其它
%
1.58
0.579
灰熔融性
变形温度
DT
℃
＞1500
1110
＞1500
软化温度
ST
℃
1190
半球温度
HT
℃
熔融温度
FT
℃
1270
锅炉点火采用#0号柴油，其特性如下表所示：
表格3
序号
项目
单位
数值
1
燃料油
──
0号轻柴油
2
粘度
mm2/s
3.0~8.0
3
灰份
％
≯0.025
4
水份
％
痕迹
5
闭口闪点
℃
≥65
6
凝固点
℃
≤0
7
比重
t/m3
0.8
8
低位发热量
kJ/kg
42570
2、联锁保护清单
这里主要列出了锅炉主保护、OFT及炉膛吹扫条件，其它FSSS及SCS联锁、保护、报警、程控等逻辑见各分项措施。
表格4
MFT条件
序号
项目
逻辑关系
定值
备注
1.
锅炉总风量低（<25％BMCR）
OR
──
──
2.
炉膛压力低低
2V3
-1780Pa
──
3.
炉膛压力高高
2V3
+1520Pa
──
4.
火检冷却风压力低低
2V3
──
延时300s
5.
手动MFT
──
──
6.
机跳炉
负荷＞300MW
AND
──
──
汽机跳闸（2V3）
8.
两台送风机均停
AND
──
──
9.
两台引风机均停
AND
──
──
10.
两空预器主辅马达全停
──
延时60s
11.
两台一次风机全停
两台一次风机均停
AND
──
──
任一煤燃烧器运行
锅炉负荷＞30%
OR
油角阀全关
15.
燃料
丧失
有燃料投入
AND
──
──
所有煤层停运
油跳闸阀已关
OR
所有油角阀关闭
19.
DCS#5控制器故障
──
──
20.
给水流量低低
807t/h
延时10s
21.
全炉膛火焰丧失
──
──
22.
螺旋水冷壁出口金属壁温高高
（前后墙＞463℃，左右墙＞460℃）
8V114
──
──
23.
过热器出口蒸汽温度高高
634℃
──
24.
再热器出口蒸汽温度高高
632℃
──
25.
分离器出口蒸汽温度高高
471℃
──
26.
分离器贮水箱A水位高高
16.04m
──
27.
分离器贮水箱B水位高高
16.04m
──
28.
所有
给水泵跳闸
A汽泵停止
AND
──
──
B汽泵停止
──
──
电泵停止
──
──
31.
再热器
保护
丧失
主燃料量＞25%额定燃料量
OR
──
──
炉膛出口烟温＞538℃
高旁关闭
AND
高主门关闭
低旁关闭
AND
中主门关闭
37.
脱硫
挡板
全关
脱硫进口挡板关闭
AND
──
──
脱硫出口挡板关闭
脱硫旁路挡板关闭
表格5
锅炉吹扫条件
一次吹扫条件
序号
项目
逻辑关系
定值
备注
1.
A一次风机停
AND
AND
──
──
B一次风机停
──
──
3.
A空预器运行
OR
──
──
B空预器运行
──
──
5.
A引风机运行
OR
──
──
B引风机运行
──
──
7.
A送风机运行
OR
──
──
B送风机运行
──
──
9.
进油快关阀关
AND
──
──
所有油角阀关
──
──
11.
燃油泄漏试验完成
──
──
12.
所有磨煤机停运
──
──
13.
所有磨煤机出口快关门全关
──
──
14.
所有给煤机停运
──
──
15.
过热器烟气挡板开
AND
＞50%
──
再热器烟气挡板开
＞50%
──
17.
电除尘器停运
──
──
18.
所有火检无火
──
──
19.
火检冷却风压力正常
──
──
20.
无MFT动作条件
──
──
21.
无自然通风请求
任意一台送风机运行
AND
──
──
任意一台引风机运行
无MFT动作
22.
无风量冻结
任意一台送风机运行
AND
──
──
任意一台引风机运行
无MFT动作
无风量＜30%信号
二次吹扫条件
1.
SOFA风门挡板关
AND
──
──
2.
CCOFA风门挡板关
──
──
3.
二次风门挡板在吹扫位
35%-45%
──
4.
锅炉总风量＞30%BMCR
AND
──
──
锅炉总风量＜40%BMCR
6.
摆动喷嘴在水平位50%
45%-55%
──
表格6
OFT条件
序号
项目
逻辑关系
定值
备注
1
进油快关阀关
OR
──
脉冲
2
任一油角阀开
AND
──
──
燃油母管压力低低
1.8MPa
──
3
MFT
──
──
4
手动OFT
──
──
3、编制依据
1）《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）
2）《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》
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）《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》
5）国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
6）华北电力集团公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》
7）《天津北疆电厂一期工程2×1000MW二号机组超超临界火电机组调试大纲》
8）《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉技术协议书》
9）《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统流程图》
10）《天津北疆电厂BMS设计说明书》
11）《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉说明书》
12）《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉使用说明书》
13）《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉炉膛安全监控说明书》
14）《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界机组锅炉热力计算汇总》
15）《天津北疆电厂一期工程2×1000MW超超临界锅炉调节控制系统的基本技术要求》
4、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。
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。
5、吹管方式、范围及流程
5.1吹管方式
根据天津北疆电厂2号机组的特点，本次锅炉蒸汽吹管方式拟采用燃油、燃煤相结合蓄能降压法，过热器、再热器分两段进行吹扫。
为保证吹管质量，缩短工期，节约燃油，采用微油点火方式适时投入A磨煤机，进行降压冲洗方法吹管。
5.2吹管范围
吹管范围主要包括：
1）锅炉过热器、再热器所有受热面及管路
2）主蒸汽管道，冷段、热段再热蒸汽管道
3）机组高压旁路管道
4）锅炉吹灰器主汽汽源管道
5）主汽减温水系统水冲洗
6）再热汽减温水系统水冲洗
注：
其它不参加吹扫的蒸汽管道在安装前要仔细清理干净，经检查合格，汽机小机汽源管道及汽机范围内管道的吹扫由汽机专业考虑。
5.3吹管流程
5.3.1过热器及主蒸汽管道吹扫（第一阶段）
分离器
→
过热器
→
主蒸汽管道
→
临时管
→
吹管临时门
→
临时管
→
靶板
→
消音器
5.3.2过热器、再热器系统串联吹扫（第二阶段）
分离器
→
过热器
→
主蒸汽管道
→
临时管
→
吹管临时门
→
临时管
→
冷再管道
→
再热器
→
热再管道
→
中压自动汽门
→
临时管
→
靶板
→
消音器
5.3.3高旁及冷段再热蒸汽管路吹扫（第二阶段）
分离器
→
过热器
→
主蒸汽管道
→
高旁调节门
→
冷再管道
→
再热器
→
热再管
→
中压自动汽门
→
临时管
→
消音器
6、组织与分工
6.1生产单位
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；负责点火后的煤质及水质分析；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。
6.2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，编审临时系统的方案和措施，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。
6.3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；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、报警、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、提出调试报告和调试工作总结。
6.4监理单位
进行机组启动试运阶段的监理工作，监督本措施的实施，参加试运工作并验收签证。
7、调试前应具备的条件
7.1吹管临时系统
本锅炉吹管方案采用两段吹扫，其系统布置见附图1《天津北疆发电厂一期工程2×1000MW锅炉吹管临时系统示意图》，并将关键内容简述如下：
7.1.1过热器吹扫
主汽管道进入汽机两侧高压自动主汽门前断开，接临时管，在两根临时管的水平段上分别安装1个临吹门及暖管小旁路（φ76）及相应等级手动阀门，2个临吹门后接临时管汇合后，在水平段装设一套过热器靶板架，靶板架的位置应尽量靠近正式管路；靶板后接临时管至消音器排向大气。
7.1.2过热器、再热器串联吹扫
中压自动主汽门前滤网摘除；主汽管道进入汽机两侧高压自动主汽门前断开，接临时管，在两根临时管的水平段上分别安装1个临吹门及暖管小旁路（φ76）及相应等级手动阀门，临吹门后的临时管汇合后与冷再管连接；高排逆止门后管道断开并加装临时堵，保证与汽机的可靠隔绝；汽机两侧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），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；在中压自动主汽门后的两路临时管汇合后，在水平段装设一套过热器靶板架，靶板架的位置应尽量靠近正式管路；靶板后接临时管至消音器排向大气。
两个低旁减温减压阀先不装，加两个临时堵，实现和凝汽器的可靠隔绝；从中压主汽门引出的临时管分两路经消音器排向大气。
7.1.3高旁管道吹扫
高旁减温减压阀先不装，代之以等径的临时管；由于高旁管路较短，吹扫压力相对较低，故高旁液动调节门作为高旁管路吹扫控制门。
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，吹扫5～6次即可。
7.1.4锅炉吹灰器主汽汽源管路吹扫
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，在各母管尾部预留断口并加装手动门，遵循的原则是先吹母管，后吹各吹灰器汽源支管，最后吹扫疏水管路。
吹扫时机可选择在吹管末期进行，具体见《天津国投津能发电有限公司2×1000MW超超临界机组#2锅炉吹灰器冷、热态调试措施》。
7.1.5主汽减温水系统水冲洗
4个主汽Ⅰ级减温水调节阀、4个主汽Ⅱ级减温水调节阀、4个主汽Ⅲ级减温水调节阀及减温水流量孔板先不装，在减温水调节阀断口处接等径三通，再接临时管引至安全处排放。
主汽减温水系统的水冲洗在酸洗之前的炉前水冲洗时一并进行，冲洗合格标准为排水透明清亮。
7.1.6再热汽减温水系统水吹洗
水冲洗时间安排在汽机专业电泵试运行期间进行，减温水流量孔板及再热器事故喷水调节门先不装，在再热器事故喷水减温器前将事故喷水减温管道断开，并用等径临时管引至地沟排放，冲洗合格标准为排水透明清亮。
注：
未参与吹扫的蒸汽管路需进行人工清理。
7.2对吹管临时系统的要求
1）所有临时管道通径都要求大于等于上游管道通径；
2）临吹门前的临时管、临时疏水系统、焊口承压应不小于10.0MPa、温度应不小于500℃，要求采用优质无缝合金钢管；临吹门后的临时管采用优质无缝合金钢管，应能承受6.0MPa压力，500℃温度；从中压自动主汽门引出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；高旁管路临时管应该能承受10MPa压力，450℃温度；
3）高压门盖承压不小于10.0MPa,温度应不小于500℃；中压门盖承压不小于2.0MPa，温度应不小于450℃；高、中压自动主汽门假门芯安装时要保证质量，需由质检人员确认；
4）临吹门宜采用合金门，选用公称压力不小于16.0MPa，承受温度不小于500℃的电动闸阀；全行程开关时间小于60秒，且阀门严密、可靠性高；能电动控制，引至主控室操作，可中停；
5）临吹门旁路门（76）承压不小于10MPa，温度应不小于500℃；
6）靶板装置应位于便于拆装的安全地带，尽量靠近正式管道，并离开上游弯头46米；靶板架及靶板都应装设牢固，保证不会在吹管期间被打飞；靶板采用抛光的铜板，长度纵贯管道内径，宽度28mm，无肉眼可见斑痕；靶板前的临时管道在安装前应彻底清理干净，最好经喷砂处理；
7）消音器阻力应小于0.2MPa，消音效果良好，体积尽量小，且有疏水装置；
8）第一阶段吹扫时，再热器入口应加装堵板，热段排汽管也应安装完毕，防止再热器内存水汽化喷出伤人及损坏设备；
9）自动主汽门后的导汽管不参加吹扫，应采取措施确保内部清洁、无杂物；
10）高压主汽门不参与吹扫，应采取措施确保内部清洁、无杂物；
11）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检查，并对其内部进行清理，确保内部清洁，无杂物；临时管的焊接工艺应按高压管路正式管道的施
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