整理浅谈6B级燃机余热锅炉安装与联合调试.docx
《整理浅谈6B级燃机余热锅炉安装与联合调试.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《整理浅谈6B级燃机余热锅炉安装与联合调试.docx（11页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
整理浅谈6B级燃机余热锅炉安装与联合调试
浅谈6B燃机配套余热锅炉安装与联合调试施工管理
张治华
（浙江德能天然气发电有限公司，浙江湖州313200）
摘要：
浅谈6B燃机配套余热锅炉安装与联合调试过程中的有关控制点及工程管
理。
文中，作者针对6B燃机配套余热锅炉在安装与联合调试过程中的有关控制
点及工程管理方面的一些心得体会进行了阐述，愿与同行共勉。
关键词：
6B余热锅炉；安装；联合调试；工程管理
0引言：
燃气—蒸汽联合循环发电是目前国际上发展最快的发电形式，它具有发电效率高、建设周期短、操作运行方便、调峰能力强等优点，对我国的电力供应具有重大意义。
这类机组发电有利于改善电网结构，特别适合用于地区调峰发电。
目前6B级燃机配套余热锅炉在我国燃气发电机组中属中小型发电设备主机，但就对燃机电厂而言余热锅炉的运行经济性状况直接影响到燃机电厂全厂的安全与经济运行，尤其是经济性。
所以余热锅炉安装及联合调试质量尤为重要。
浙江德能天然气发电有限公司是我国“西气东输”管线下游浙江段配套的发电项目之一。
该项目位于“西气东输”管线进入浙江段后的上游，装机容量为2×42MWPG6581B单轴燃气—蒸汽联合循环发电机组。
发电效率（ISO工况）为31.8%，控制系统采用MARK-V系统。
配套锅炉为杭州锅炉集团有限公司生产的型号为Q412/551-72.3-3.82/450型中压自除氧式自然循环余热锅炉，设计入口烟气量：
527200kg/h，入口烟气温度：
551℃。
1.锅炉结构介绍
1.1本燃机余热锅炉为单压带自身除氧、无补燃型自然循环燃机余热锅炉，它与PG6581B型燃气轮机相匹配，是燃气—蒸汽联合循环发电站的主机之一。
本锅炉按室外布置设计，锅炉和烟气通道均按地震烈度六级设防。
锅炉为正压运行，各区段烟气通道系统均能承受燃机正常运行时的排气压力及冲击力。
整体布置及主要结构采用国际上流行的模块组合结构，以确保长期安全可靠、高效经济运行。
1.2本体结构主要由进口烟道、烟气挡板门、旁通烟道、过渡烟道、锅炉本体、出口烟道、主烟囱、烟道膨胀节、钢架及护板、平台扶梯、炉顶雨棚等部件组成，锅炉本体受热面采用标准单元模块式结构，由垂直布置的错列螺旋鳍片管和上下集箱组成，以获得最佳的传热效果和最低的烟气压降。
燃机侧排出的烟气通过进口烟道进入烟气挡板门，系统单循环时烟气通过烟气挡板门从上部的旁通烟囱排出；系统联合循环时，烟气通过烟气挡板门进入过渡烟道，烟气流向由烟气挡板门控制实现。
锅炉中压系统由省煤器、蒸发器、过热器、中压汽包及相应连管组成，中压给水经省煤器管屏，由汽包下部进入汽包。
中压蒸发系统采用自然循环，汽包内的水通过2根集中下降管进入各蒸发器管屏，蒸发器根据其蒸发强度差异，以不同口径的蒸汽引出管引入汽包。
汽包内设有二级分离装置以保证蒸汽品质。
饱和蒸汽由汽包引出管引至过热器，在高低温过热器之间设有喷水减温装置。
锅炉从旁通烟囱中心至主烟囱中心总长为32.49米，主烟囱顶部标高为30米，锅炉最大宽度为9.2米（除氧器平台宽度），中压汽包中心标高为13.42米，除氧水箱中心标高为16.57米。
1.3阻力及各部分容积
表1-1
序号
名称
单位
数值
1
进口烟道至过渡烟道出口
mmH2O
15
2
锅炉本体烟气阻力
mmH2O
238.9
3
出口烟道及主烟囱阻力
mmH2O
25
4
烟气总阻力
mmH2O
279
5
过热器系统阻力（汽水）
MPa
0.3403
6
省煤器系统阻力
MPa
0.1049
表1-2
序号
名称
水压试验时（m³）
运行时（m³）
1
汽包
10.54
5.27
2
过热器
4.25
3
3
蒸发器
11.2
11.2
4
省煤器
9.01
9.01
5
除氧蒸发器
5.97
<5.97
6
除氧器
30
18
7
管道
8.5
≈6
8
总计
≈79.5
≈55.5
2.锅炉的安装
该项目2台余热锅炉由舟山市电力安装公司承建，由江苏徐州电力试验中心承担调试，监理单位为胜利油田胜利建设监理有限公司。
锅炉安装工程是建设单位重点掌控项目，建设方与承建方（以下简称甲、乙方）在锅炉安装工程开工前做了较为细致的、全面的准备工作。
2.1图纸
开工前甲乙双方及设计院做了大量的施工图纸优化及出图速度工作，以保证施工过程中尽量避免因设计不合理或者图纸滞后而影响工程质量及工期。
2.2标准适用
甲乙双方为使工程顺利进行，双方与监理单位就工程施工及验收标准适用进行了统一。
所采用标准：
（四）建设项目环境影响评价的内容2.2.1DL/T5047-95《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》；
2.2.2
2.2.3价值=支付意愿=市场价格×消费量+消费者剩余SDJ279-90《电力建设施工及验收技术规范（热工仪表及控制装置篇）》；
2.2.4GBJ10-65《钢筋混凝土工程施工及验收规范（修订本）》；
2.2.5DL/T5031-94《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》；
2.2.6
2.2.71.依法评价原则；DL/T5007-92《电力建设施工及验收技术规范（焊接篇）》；
2.2.8
2.2.9（3）环境影响评价中应用环境标准的原则。
其他相关标准。
（1）基础资料、数据的真实性；2.3过程控制
2.3.1依据相关标准，甲乙双方共同制定了锅炉安装过程控制点，确定工程质量验评范围，如表2-1（局部示例）：
2.环境影响评价的概念工程质量验评范围表（例表2-1）
工程编号
工程名称
性质
施工检验
安全预评价方法可分为定性评价方法和定量评价方法。
建设单位代表验评
7.作出评价结论质监站监督
1）直接使用价值。
直接使用价值（DUV）是由环境资源对目前的生产或消费的直接贡献来决定的。
质量验评标准编号
班组
工地队
质检科
单位
分部
分项
分段
1
锅炉本体安装
1
本体部件安装
1
钢架安装
1
锅炉基础划线
主要
√
√
√
√
√
炉4.1表
2
炉顶钢架基础划线
主要
√
√
√
炉4.2表
3
单根柱对接组合
√
√
√
炉4.3表
4
钢架组合件组合
主要
√
√
√
炉4.4表
5
炉顶钢架组合件组合
主要
√
√
√
炉4.5表
6
单根立柱安装
主要
√
√
√
炉4.6表
7
钢架组合件安装
主要
√
√
√
炉4.6表
8
炉顶钢架组合件安装
主要
√
√
√
炉4.7表
2.3.2确定各个控制环节分项验评的标准，以便甲方及监理方的抽查、检验，如表（局部示例）2-2：
锅炉钢构架组合件的允许偏差（表2-2）mm
序号
检查项目
允许偏差
1
各立柱间距离
间距的1‰，最大不大于10
2
各立柱间的平行度
长度的1‰，最大不大于10
3
横梁标高
±5
4
横梁间平行度
长度的1‰，最大不大于5
5
组合件相应对角线
长度的1.5‰，最大不大于15
6
护板框内边与立柱中心线距离
+50
7
横梁与立柱中心线相对错位
±5
8
顶板横梁间距
±3
9
平台支撑与立柱等的垂直度
长度的2‰
10
平台标高
±10
11
平台与立柱中心线相对位置
±10
注：
第1项中，支撑式结构的立柱间距离以正偏差为宜。
2.3.3锅炉安装结束应具备下列完整的技术资料：
2.3.3.1设计缺陷记录和签证完整；
2.3.3.2设计变更（或修改）资料完整；
2.3.3.3隐蔽工程中间验收和签证资料完整；
2.3.3.4安装技术记录和签证完整。
2.4安装准备
2.4.1设备的保护和保管
2.4.1.1运到现场的设备应根据部、组件的种类、重量、外形尺寸及包装方式等分别进行露天、半露天临时保管和室内保管。
堆放场地应平整，应有排水措施避免积水，保持场地干燥，严禁在泥土地上直接堆放。
2.4.1.2露天临时保管主要包括平台、主烟囱、钢架的柱和梁（带保温的钢架与护板除外）等结构件，平台、钢架的柱和梁等应放在预先制作好的堆放架上整齐摆放以防变形。
2.4.1.3需要室内保管的部件主要有：
阀门、电动执行器、安全附件、保温材料等。
2.4.1.4未尽设备、部件等可按照《电力工业技术安装设备维护保管规程》执行。
2.4.1.5还应做到：
施工人员熟悉锅炉安装图纸及有关锅炉技术文件和安全技术措施；结合具体情况和要求编制施工程序、措施和计划；根据锅炉厂提供的供货及装箱清单核查验收设备及零部件，对需接受锅炉监察的设备、部件在检验合格后方能开始安装。
2.5安装程序
安装工作可分两部分进行。
第一部分从进口烟道至烟气挡板门，第二部分从过渡烟道、锅炉本体至主烟囱。
详细不再阐述。
2.6安装结束后的工作
2.6.1水压试验汽水系统在安装结束后，保温施工前要先进行水压试验，检验汽水系统严密性，水压试验合格后方可进行保温等下一道工序。
水压试验合格标准：
水压试验升至工作压力时，应进行全面检查，并且在工作压力下保持5分钟水压未降，则可继续缓慢均匀的升压，进行超压试验。
在超压试验压力下应保持20分钟，观察压力下降情况，合格后降至工作压力进行全面检查，检查期间压力保持不变，检查中若无破裂、残余变形、漏水现象，则可认为水压试验合格。
另外还需进行烟道严密性试验等。
3.联合调试期间的管理与协调在锅炉机组的联合调试过程中，要准确把握各参建方在调试期间的职责，分工应明确、到位，这是保证调试顺利的前提，但往往很多电厂在这方面不是太在意，以至于在调试期间出现扯皮、推诿等现象，影响工期及调试质量。
针对此类现象总结了一些浅薄经验，与同仁共勉。
3.1制定科学、合理的各参建方调试期间的职责，上墙监督执行，并且与各参建方工程款挂钩，以确保其强制性。
3.2基本按照辅机单机调试由承建方负责、系统调试和机组联合调试由调试所负责的界限确定各方职责。
3.3建设方须严格履行上一道工序或设备、系统（子设备、系统）未调试合格的情况下决不进行下一道工序或设备、系统（母设备、系统）调试的原则。
包括调试技术资料。
4.余热锅炉的主要调试项目
4.1煮炉
4.1.1目的和方法清除锅炉在制造安装过程中留在汽水系统内部的油污、铁锈等残留物。
采用方法为碱煮法，在锅炉全部安装结束，试运行前实施。
煮炉加药量为：
NaOH和Na3PO4·12H2O各3-5kg/m³（按100%纯度）
4.1.2煮炉要求：
4.1.2.1药品应完全融化后加入炉内，然后升压到1.96-2.45Mpa，锅炉排汽量保持10-15%额定蒸发量。
4.1.2.2煮炉24小时后，应从锅炉下部各定排管道轮流排污换水，直至水质达到试运行要求为止。
4.1.2.3煮炉结束后停炉放水，检查汽包、集箱内无油垢、金属表面无锈斑。
药液不得进入过热器。
4.1.2.4该锅炉因采用内保温结构，烘炉随煮炉同时进行。
煮炉压力、时间曲线图（实际煮炉曲线表4-1）
煮炉结束后，经取样化验，炉水品质须符合锅炉厂设计要求及规范规定。
4.2冲管
冲管工作可紧接着煮炉后进行，其目的是清除掉积留在管路中的残留物质。
冲管工作须保证系统各处冲管系数K≥1。
4.2.1冲管流程
此次冲管自锅炉侧的汽包直至汽机侧的导汽短管处。
流程：
锅炉汽包低温段过热器减温器高温段过热器集汽联箱主蒸汽管道临时冲管电动门（汽机侧电动主汽门、自动主汽门短接）汽机进汽导汽管对空临时管道靶板消音器排汽口
本次冲管于2005年9月16日8：
00启炉，10：
00对#2锅炉流程系统进行第一阶段吹扫，并于当日17：
30完成第一阶段吹扫，第一阶段吹扫次数为40次；经14小时冷却，于2005年9月17日8：
00启炉，10：
00开始第二阶段吹扫。
当日12：
00开始放置靶板，经对14：
30及14：
50的第95、96次的连续两次吹扫靶板的检查，靶板斑痕粒度均在1mm以下，靶板斑痕数量均在8个以下，结论为合格，从而结束吹扫，吹扫压力3.5Mpa、吹扫温度440℃，冲管系数1.5。
此次冲管在各参建方的共同努力之下圆满结束，也意味着该台6B燃机配套的自除氧自然循环余热锅炉安装、调试工作告一段落。
在本工程中锅炉机组、其它各主、辅机以及整套机组的各安装节点及联合调试、整机试运均取得了一次成功。
这与各参建方的大力支持、配合及科学的施工安排、建设方严格的施工管理、严谨的科学技术工作态度等是分不开的。
5结束语
本工程2套42MWPG6581B型燃气—蒸汽联合循环发电机组从开工建设至移交生产共计历时10个月，且较好的保证了安装及调试质量，这样的成绩只有依赖于科学、合理的建设管理理念才能保证按时完工。
以上仅从余热锅炉专业安装、调试给予经验总结，在今后的工程建设中我们将进一步科学化、规范化，以使余热锅炉安装、调试工作更加完善。
参考文献：
1、DL/T5047-95《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》『S』；
2、Q412/551-72.3-3.82/450型中压自除氧式自然循环余热锅炉设计说明书『S』；
3、Q412/551-72.3-3.82/450型中压自除氧式自然循环余热锅炉安装使用说明书『S』；
4、浙江德能天然气发电有限公司2×42MWPG6581B单轴燃气—蒸汽联合循环发电机组锅炉施工技术资料『R』；
5、浙江德能天然气发电有限公司工程管理规章制度『S
升级会员 