20锅炉整套启动调试调试措施.docx
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20锅炉整套启动调试调试措施
工程代号
1102-6152
密级
一般
专业代号
605
目录号
20
锅炉整套启动
调试措施
（A版/0）
编制：
审核：
批准：
山东中实易通集团有限公司
2012年2月
1.概述
1.1锅炉概况
华电莱州发电有限公司一期工程两台1000MW燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV输电线路送入光州变电站。
主要设备为：
锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造,汽轮机由东方汽轮机厂制造，发电机由东方电机股份有限公司制造。
锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
设计煤种为活鸡兔矿、补连塔煤矿煤，校核煤种是神府和晋北混煤。
锅炉点火油系统采用机械雾化方式，并采用微油点火装置，燃油采用0号轻柴油。
制粉系统采用冷一次风正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机，提供一次热、冷风输送煤粉。
采用两台静叶可调吸风机和两台动叶可调送风机。
锅炉采用二级点火方式，点火方式采用高能电火花点燃轻油，然后点燃煤粉。
油燃烧器共48支油枪，采用机械雾化方式，每支油枪的出力为0.9t/h，采用油枪与煤粉燃烧器一体的旋流筒体式结构，分三层前后墙对冲布置，锅炉设有微油点火燃烧器以及微油点火系统，后墙最下层配置8支气化小油枪以节约燃油，降低调试和运行费用，#1锅炉采用不配置启动循环泵的启动系统，#2锅炉采用配置启动循环泵的启动系统。
每台锅炉配有6台中速辊式磨煤机。
锅炉蒸汽温度调节方式为：
过热蒸汽采用燃料/给水比和两级喷水减温；再热蒸汽利用锅炉尾部烟道出口烟气挡板来调整汽温，且在低温再热器至高温再热器间连接管道上设有事故喷水以备紧急事故工况、扰动工况或其它非稳定工况时投用。
锅炉装有吹灰器共138只，以保持各受热面的清洁。
吹灰器能实现远程操作。
锅炉带基本负荷并参与调峰，且能满足锅炉RB、50%和100%甩负荷试验的要求。
点火及助燃燃用#0轻柴油，锅炉在燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于锅炉的30%B-MCR，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。
本工程设有烟气脱硫系统。
在锅炉尾部烟道（位于省煤器出口和空气预热器的入口之间）上还设有脱硝装置的安装布置条件。
脱硝装置按采用氨触媒法方案考虑预留。
在B-MCR工况下，脱硝效率大于75%，即锅炉出口的NOx排放量小于75mg/Nm3（O2=6%）。
锅炉给水系统配置有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵，一台30%BMCR容量的变速电动给水泵作为启动时用。
1.2锅炉设备规范
名称
单位
设计参数
BMCR
BRL
锅炉
--
DG3000/26.15-Ⅱ1
生产厂家
--
东方锅炉（集团）股份有限公司
过热蒸汽流量
t/h
3033
2944.7
过热蒸汽压力
MPa
26.15
26.03
过热蒸汽温度
℃
605
605
再热蒸汽流量
t/h
2466.3
2424.8
再热蒸汽进口压力
MPa
4.93
4.68
再热蒸汽出口压力
MPa
4.73
4.49
再热蒸汽进口温度
℃
351
347
再热蒸汽出口温度
℃
603
603
省煤器出口水温
℃
331
329
给水温度
℃
297
295
给水压力
MPa
30.35
29.9
过热器减温水温度
℃
331
329
过热器喷水减温级数
级
2
2
过热器喷水各级额定喷水量
t/h
89.4/119.2
88.3/117.8
再热器减温水温度
℃
180
180
再热器喷水减温级数
级
1
1
再热器喷水各级额定喷水量
t/h
0
0
锅炉效率（Qnet.ar）
%
94.18
94.20
燃煤量
t/h
395.68
392.88
一次风量
kg/s
193.1
193.3
送风量
kg/s
739.4
733.0
炉膛出口温度
℃
1027
1024
排烟温度
℃
127
125
炉膛过量空气系数
%
1.2
1.2
炉膛容积热负荷
kW/m3
79.78
79.21
炉膛截面积热负荷
MW/m2
4.48
4.45
1.3燃煤成分及特性
项目
单位
设计煤种
校核煤种
收到基全水份Mt
％
15.40
13.80
空气干燥基水份Mad
％
5.06
5.63
收到基灰份Aar
％
12.67
25.48
干燥无灰基挥发份Vdaf
％
32.93
25.09
收到基低位发热量Qnet.v.ar
MJ/kg
21．67
19．14
哈氏可磨度HGI
56
54
磨损系数Ke
2.2
1.86
收到基碳Car
％
58.94
52.30
收到基氢Har
％
3.10
2.15
收到基氧Oar
％
8.67
4.66
收到基氮Nar
％
0.62
0.83
收到基硫Star
％
0.60
0.78
灰变形温度DT（T1）
℃
1180
1250
灰软化温度ST（T2）
℃
1200
1360
灰熔化温度FT（T3）
℃
1220
>1500
1.4燃料灰渣特性
项目
单位
设计煤种
校核煤种
二氧化硅SiO2
％
44.06
46.54
三氧化二铝Al2O3
％
20.93
21.83
三氧化二铁Fe2O3
％
12.73
11.53
氧化钙CaO
％
11.72
10.76
氧化镁MgO
％
1.89
1.66
氧化钾K2O
％
1.20
1.64
氧化钠Na2O
％
0.47
0.51
氧化钛TiO2
％
1.09
1.29
二氧化锰MnO2
％
0.08
0.07
三氧化硫SO3
％
4.78
2.26
其他
％
1.05
1.91
1.5燃油特性（#0轻柴油）
项目
单位
平均值
粘度
mm2/s
3.0~8.0
灰分
%
＜0.02
硫分
%
＜0.2
低位发热值
kJ/kg
41800
闭口闪点
℃
≥55
比重
kg/m3
817
凝固点
℃
≤0℃
2.调试目的
2.1本方案用于指导机组整套启动锅炉侧的运行工作，确保锅炉安全、稳定运行。
2.2完成项目质量验评表要求，各项指标优良率达到95%以上；客户满意度90%以上。
2.3通过设备的整组试运及早发现机组在设计、制造、安装等方面存在的问题,以尽快地加以处理,保证机组能安全、经济、可靠地投入运行。
2.4通过调试，实现满负荷连续试运，参数符合调试大纲要求。
2.5严格控制设备膨胀、高温烫伤、蒸汽泄露、煤粉泄露、油泄露、锅炉爆管、设备非正常启动、联锁保护不完善、水冲击、超温超压、乱扔烟头或明火等危险源。
安全控制措施落实到位，无安全责任事故发生。
3.编制依据
3.1《电站锅炉性能试验规程》GB10184－1988
3.2《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996版）
3.4《火电工程启动调试工作规定》（1996版）
3.5《超临界火力发电机组水汽质量标准》DL/T912-2005
3.6《电力建设安全工作规程》DL/T5009.1－2002
3.7《电业安全工作规程》（1994版）
3.8《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（[2000]589号）
3.9《电业生产事故调查规程》（[2003]426号）
3.10《电力生产事故调查暂行规定》（[2004]第4号）
3.11《工程建设标准强制性条文》（2006版）
3.12《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）
3.13制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等
3.14《中国华电集团公司火电工程达标投产考核办法（2008年版）》（中国华电工[2009]96号文）
3.15《华电莱州发电有限公司1000MW机组集控运行规程》（2011.11.01版）
3.16中实易通集团有限公司质量环境安全健康管理文件
4.调试资源
4.1参加调试各单位及人员组织分工
技术负责单位：
山东中实易通集团有限公司
项目参加人：
参加单位：
山东电建三公司
联系人：
参加单位：
华电莱州发电有限公司
联系人：
参加单位：
上东诚信监理公司
联系人：
4.2山东中实易通集团有限公司负责技术指导、数据记录、整理和分析、调试报告的编写；电厂负责按运行规程及本措施要求进行操作；设备监护、停送电、消缺、照明、搭建脚手架由电建公司安排；设备厂家负责单体调试的技术监督和指导；监理公司应充分行使应有的监理、验收职责。
5.锅炉启动前的准备
5.1锅炉启动应具备的条件
序号
检查内容
确认/时间
1
汽机专业相关辅助系统必须分部试运合格，验收资料齐全：
1）辅助蒸汽系统；
2）化学除盐水系统及凝结水补水系统；
3）凝结水系统；
4）除氧给水系统，电动给水泵、汽动给水泵试运合格；
5）疏水系统；
6）仪用空气系统；
7）汽轮机盘车系统应能投入；
8）循环水系统；
9）冷却水系统；
10）汽机房内无压放水系统；
11）加药取样系统，且药品材料准备好；
12）消防水、空调系统。
2
锅炉下列系统安装完毕:
1）锅炉本体及保温；
2）汽水系统及保温；
3）锅炉烟风系统及密封、冷却系统；
4）燃油系统、微油点火系统
5）制粉系统、磨煤机润滑油系统；
6）冷灰斗密封水系统、除渣、除灰及排污系统；
7）电除尘及灰斗加热系统；
8）空预器及油润滑系统；
9）压缩空气系统；
10）吹灰系统;
11）化学加药系统达到正常投运条件；
12）汽、水取样装置达到正常投运条件；
13）输煤系统具备投运条件,原煤斗上满煤。
3
送、引、一次风机联合试运完毕并具备投运条件。
4
锅炉冷态试验完毕。
5
锅炉酸洗工作完毕，经验收合格。
6
锅炉吹管结束。
7
蒸汽严密性试验、安全阀整定完毕（也可以在机组80%负荷时进行）。
8
锅炉侧热工系统投运：
1）DCS系统调试完毕,具备投运条件；
2）所有辅机联锁试验完毕,具备分阶段投运条件；
3）机组大联锁保护调试完毕,具备投运条件；
4）炉膛火检TV、微油火检TV已安装，调试完毕,具备投运条件；
5）热工各保护调试完毕并具备投入条件。
9
投运的设备和管道已命名并有标志，所有的阀门已挂牌。
10
分部试运中的缺陷已消除，投入的设备及系统经分部试运合格，并经质检部门及有关单位签证验收。
11
电气侧已具备整套启动条件。
12
机组运行人员、安装人员、调试人员已分值配齐，运行人员经考试合格，并熟悉《运行规程》，具备在异常情况下按规程规定处理事故和异常事件的能力。
13
记录表格齐全。
14
试运现场已具备运行及事故处理规程、系统图、安全用具、运行用具、启动曲线等。
15
备用设备、接口、系统有明显的标志牌。
16
照明良好，危险处设防护拦。
17
具备足够的燃料（油、煤），化学药品及其它必需的材料备品和工具。
项目工程师：
专业工程师：
5.2锅炉启动前的准备
锅炉在点火前，有关运行人员应对锅炉及相关设备进行全面的检查并做好启动前的准备工作，主要检查但不限于以下内容：
序号
检查内容
确认/时间
1.
锅炉各部位无任何影响膨胀的异物，各处膨胀指示器装设位置正确。
清除锅炉周围杂物和垃圾，保证平台、扶梯畅通。
2.
锅炉门孔关闭，所有风门及烟道挡板启闭灵活，挡板就地开关位置与DCS表计指示相符。
3.
所有的阀门处于启动前的正确位置，阀门无泄漏，开关灵活，电动、气动执行机构动作正常，DCS指示与实际位置应相符。
4.
贮水箱水位计可用。
5.
油枪位置、金属软管，炉前油系统及阀门，燃烧器风箱等满足设计、运行要求。
6.
空气预热器的传动装置、密封间隙、润滑油及冷却系统，各指示器均处于正常位置。
7.
吹灰系统应在退出位置。
8.
各汽水管道吊架，烟风道，燃烧器等吊架完整，受力均匀，弹簧吊架已处于正常工作状态。
9.
锅炉DCS控制系统（包括FSSS/BMS）及热工仪表等均处于正常工作状态。
炉膛火焰监视工业电视系统工作正常。
10.
微油点火系统正常，微油火检TV投入正常。
11.
化学水处理、给水、冷却水系统正常。
12.
送、引风机及一次风机等相关设备工作正常。
13.
除灰、除渣系统相关设备工作正常。
14.
仪表用空气等相关设备工作正常。
15.
输煤、制粉系统等相关设备工作正常。
16.
锅炉消防系统等相关设备工作正常。
17.
锅炉现场照明系统等相关设备工作正常。
项目工程师：
专业工程师：
6．锅炉整套启动步骤
6.1第一阶段：
锅炉点火至汽机3000rpm无负荷调试
6.1.1启动前的检查
序号
调试内容
确认/时间
1.
机组凝汽器投运正常，高低压旁路备好。
2.
电厂水处理系统投运正常，给水品质满足要求。
3.
燃油设备备好。
4.
风烟系统通道畅通。
5.
闭式冷却水投运正常。
6.
锅炉启动系统备好。
7.
过热器/再热器放气阀关。
8.
过热器/再热器疏水阀开。
9.
至汽机的主蒸汽管道疏水阀开。
10.
锅炉启动系统暖管阀备好。
11.
省煤器、水冷壁疏水阀关。
12.
锅炉启动系统电动隔离阀开。
13.
锅炉启动系统调节阀投自动。
14.
过热器/再热器喷水调节阀关、电动截止阀关。
15.
除氧器给水温度应大于104℃。
16.
烟温探针投运并已做好校核。
17.
所有临时管道已拆除，系统恢复正常，保温完整。
18.
确认所有设备已无人操作，人孔门关闭。
19.
各主辅设备周围清洁，无杂物，道路畅通。
20.
机组各系统控制电源已送电且无异常。
21.
所有转动机械及电动阀门送电且无异常。
22.
热工各控制系统、报警系统、联锁保护及就地控制系统正常并已投入。
23.
控制台上的仪表完好并正常投入，各种指示灯指示正确，声光报警完好，各操作开关处于正确位置。
24.
锅炉本体及辅机系统阀门状态正确。
25.
压缩空气系统吹扫合格且投入运行。
26.
辅助蒸汽系统正常投入。
27.
补充水系统、除盐水系统、凝结水精处理系统已正常投入。
28.
计算机系统工作正常，CRT显示与设备实际状态相符。
项目工程师：
专业工程师：
6.1.2低压给水系统冷态清洗
序号
调试内容
确认/时间
1.
投入本机组辅汽联箱运行。
2.
确认凝汽器水位正常，除氧器水位调节门手动关闭。
通知化学班长机组开始清管。
启动凝结水系统再循环运行，凝结水泵一台运行，一台备用，低加水位保护投入，凝结水精处理走旁路。
3.
依次对凝结水泵、低压加热器及管道、除氧器进行清洗。
当凝水水质：
含铁量>200μg/l排放；<200μg/l走循环。
4.
确认凝汽器及系统冲洗水质合格，根据情况向除氧器进水，流量控制在400t/h左右。
两台汽泵油系统投入，小机运行冷油器水侧通水，小机备用冷油器水侧排气后隔离，油温调节投自动。
锅炉点火前，小汽机盘车运行大于3小时。
5.
确认除氧器冲洗水质合格后，上水投加热提高温度至100-120℃。
确认主机盘车投运正常，开启辅汽至除氧器电动门、手动门，投入除氧器加热，调节辅汽至除氧器调节门，使除氧器水温缓慢升高。
6.
确认除氧器水位正常，按运行规程规定启动电泵打循环，对高压加热器及管道进行清洗。
高加水侧投运后，投入高加水位保护。
项目工程师：
专业工程师：
6.1.3锅炉上水与冷态清洗
序号
调试内容
确认/时间
1.
锅炉进行上水前检查，打开各路空气门，关闭各路疏水门，投入炉底水封，记录各膨胀指示器指示。
2.
按运行规程进行检查，除氧器出口水质含铁量＜200PPb时，向锅炉上水。
锅炉上水按《锅炉运行规程》进行操作。
Ø锅炉在进水时除氧器须加热，提高给水温度。
注意锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过111℃，如果锅炉金属温度小于38℃且给水温度较高时，锅炉上水速率应尽可能小。
Ø省煤器出口放气阀开。
Ø当省煤器、水冷壁及分离器在无水状态，以10%BMCR的给水流量上水。
Ø待分离器有水位出现时，要求分离器水位稳定。
逐渐加大给水量到30%BMCR，控制分离器水位，将分离器水位控制自动投入。
Ø充满水后，增大电动给水泵出力，确保空气完全排空。
Ø省煤器出口放气阀关。
3.
上水时间控制：
冬季≮4小时，夏季≮2小时。
4.
上水过程应密切监视水位变化，并检查各部件是否发生泄漏，受热面的膨胀情况是否正常，若发现异常，应即查明原因，并予以消除。
5.
锅炉循环清洗
Ø当分离器出口水质含铁量Fe＞500PPb，应进行排放；含铁量Fe＜500PPb时，进行回收，建立循环清洗，投运凝结水精除盐装置。
Ø当循环清洗进行到省煤器入口水质含铁量Fe＜50PPb，分离器出口含铁量Fe＜100PPb时锅炉清洗完成，可以进入点火操作程序。
Ø当汽水分离器出口含铁量＜500μg/L、SiO2＜200μg/L可启动锅炉疏水泵,回收进凝汽器。
项目工程师：
专业工程师：
6.1.4锅炉点火准备
序号
调试内容
确认/时间
1.
按运行规程进行辅助设备启动前的检查和电气、热工联锁保护试验。
2.
启动火检冷却风机、火焰TV冷却风机，确认风压正常，备用风机投入自动。
3.
启动两台空气预热器，投入自动密封装置和温度控制系统，空气马达处于备用状态。
4.
启动A引风机。
5.
调节A引风机，炉膛压力控制投自动，压力控制在设定值。
6.
启动A送风机。
7.
调节A送风机控制挡板，使风量至最小设定值，风量控制置于自动。
8.
启动B引风机。
9.
调节B引风机，炉膛压力控制投自动。
10.
启动B送风机。
11.
调节B送风机控制挡板，使风流量至最小设定值，置空气流量控制于自动。
12.
确认炉底冷灰斗、省煤器灰斗、烟道灰斗密封良好。
13.
投入炉膛火焰监视电视，确认炉膛火焰电视摄像头冷却风参数满足要求。
14.
投入并设定暖风器A和B温度控制为自动状态。
15.
调整锅炉风量，维持炉膛负压－100Pa左右。
16.
投入暖风器运行。
17.
启动燃油泵。
18.
按规程进行油系统泄漏试验和炉膛吹扫。
19.
打开点火油遮断阀，炉前油系统充油打循环。
20.
炉膛烟温探针投用。
21.
确认机组运行方式。
22.
投入微油点火系统火焰TV。
23.
启动一次风机、密封风机及A磨煤机暖风器系统并进行暖磨。
24.
确认微油点火系统达到点火条件。
25.
给水控制投自动。
26.
汽水分离器水位控制投自动。
27.
炉膛压力控制投自动。
28.
风量控制投自动。
29.
高低压旁路（HP/LP）控制投自动，凝汽器真空建立，低旁喷水减温水应备好。
30.
燃油调节阀控制投自动。
31.
联系投入电除尘器灰斗、绝缘子加热装置。
项目工程师：
专业工程师：
6.1.5锅炉点火及初负荷
序号
调试内容
确认/时间
1.
启动F给煤机及F磨煤机。
2.
锅炉微油点火，投用电除尘器。
3.
就地观察炉内燃烧情况，调整燃烧，使火焰着火点适当，燃烧稳定。
4.
锅炉点火后，应注意监视空预器冷端平均温度，必要时投入暖风器运行；监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温。
5.
根据着火情况和燃烧器壁温（壁温测点值<600℃），逐渐开启燃烧器冷却风门.
6.
投入微油系统联锁，进行全面检查，正常后根据分离器温升率及升压率控制要求升温升压，炉膛烟温探针显示温度必须小于538℃。
7.
锅炉点火后，确认高、低旁路控制压力、温度上升率正常，高、低旁减温减压装置均正常投入运行。
8.
按运行规程要求对包括空预器在内的受热面进行吹灰。
9.
锅炉首次启动要注意监视各部膨胀情况。
安装及运行要有专人记录膨胀。
发现有影响膨胀或膨胀异常，应及时汇报，停止升压，经研究采取措施消除后方可升压。
10.
调节磨煤机负荷，按冷态启动曲线控制锅炉升温升压速率，保持炉膛负压稳定，注意监视各部位烟温、风温。
11.
严密监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温；分离器压力达到0.2Mpa，关闭分离器放气阀；确保水循环稳定。
12.
分离器升压至0.2～0.4MPa，冲洗分离器水位计，联系热工冲洗仪表管，联系化学冲洗取样管。
13.
分离器压力升至0.4～0.5MPa时，联系安装热紧螺栓。
14.
当启动分离器入口温度达到190℃，锅炉开始热态冲洗，联系化学值班员取样化验水质；如启动分离器入口温度在热态冲洗期间升高较快，可适当控制磨煤机负荷。
15.
当分离器排水Fe≤50ppb，热态冲洗结束。
16.
增加燃烧率，维持炉膛出口烟温不大于538℃；当过热蒸汽温度过热度超过50℃，蒸汽流量建立。
包覆过热器疏水阀关。
17.
关过热器分隔屏放气阀，燃烧率可以增加。
在汽机同步或蒸汽流量达到10%以前，燃烧率维持炉膛烟温探针显示温度必须不大于538℃。
18.
调整HP/LP系统的压力设定，工作在启动方式。
19.
稳定主汽压力9.6MPa，主汽温度在370℃时，调整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配。
联系汽机冲转。
20.
检查锅炉膨胀位移，并做记录。
21.
汽机同步后，关所有过热器、再热器疏水、放气门；退出炉膛烟温探针。
22.
主蒸汽压力由旁路控制切换到汽机控制，锅炉／汽机控制方式为汽机跟随方式（TFMODE）。
23.
通过调整燃烧率和风量，控制过热蒸汽温度及再热蒸汽温度。
24.
冲转后，维持锅炉参数，适应汽机要求。
25.
汽机冲机至3000rpm定速后，调整锅炉运行参数，配合进行汽机和电气试验以及初步燃烧
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