660MW锅炉吹管措施Word格式.docx

1、热 平 衡锅炉计算热效率（低位）93.9894.03排烟温度（修正前）128127排烟温度（修正后）123122燃料消耗量327.5316.0热 损 失干烟气热损失4.284.24氢燃烧生成水的损失3.403.39燃料中水份引起热损失1.78空气中水分热损失0.08未完全燃烧热损失0.70散热损失0.17不可测量热损失0.30总热损失10.7110.66汽 水 系 统过热器一减喷水量66.363.5过热器二减喷水量再热器喷水量过热器减温水温度风烟系统省煤器出口过量空气系数1.2出空预器烟气量2977.42878.5出空预器一次风量325.1318.3出空预器二次风量1886.01809.2一次

2、风调温风量173.7173.5空预器进口烟气温度365361空预器进口一次风温度30空预器进口二次风温度23空预器出口热一次风温度337334空预器出口热二次风温度345342燃烧系统投运磨煤机台数台5投运燃烧器个数个20煤粉细度R9018表格2 煤质分析符号单位设计煤种校核煤种 1校核煤种 2收到基灰分Aar%19.1128.3812.69干燥无灰基挥发分Vdaf35.3237.3632.01收到基低位发热量Qnet，arkJ/kg190901711019830收到基碳Car52.9646.4455.06收到基氢Har2.892.72.85收到基氧Oar10.218.610.28收到基氮Na

3、r0.540.53收到基硫Sar0.790.840.29可磨性指数HGI697578灰成分分析二氧化硅SiO235.4548.9943.76三氧化二铝Al2O327.4220.7422.57二氧化钛TiO21.450.861.52三氧化二铁Fe2O38.085.916.37氧化钙CaO18.067.4415.65氧化镁MgO2.472.362.39氧化钾K2O1.421.391.58氧化钠Na2O0.661.040.67三氧化硫SO34.482.504.98二氧化锰MnO20.0130.011其 它8.77灰熔融性变形温度DT130014101280软化温度ST131014301290半球温度

4、HT13201450熔融温度FT13301500表格3 点火油特性序 号数 值1燃料油#0轻柴油2粘度mm2/s3.08.03灰份0.024水份痕迹闭口闪点556凝固点07机械杂质无8低位发热量41800表格4 汽水品质给 水 品 质符 号PH值8.09.0硬度mol/L0溶解氧（化水处理后）O2g/L30150铁Fe10铜Cu315电导率（25）s/cm0.15钠Na5蒸 汽 品 质g/kg0.20表格5 锅炉水容积序号名称水容积1. 省煤器174m32. 分离器103. 贮水箱214. 启动系统385. 炉膛水冷壁486. 过热器2607. 再热器3508. 一次汽系统总水容积6609.

5、二次汽系统总水容积5501.2 保护清单11.2.1锅炉OFT清单表6 OFT项目OFT条件逻辑关系定 值进油快关阀关闭OR任一油角阀开AND燃油压力低II值MFT手动OFT11.2.2锅炉MFT清单表7 锅炉MFT项目MFT条件备 注锅炉总风量低II值2V3延时3s炉膛压力低II值炉膛压力高II值火检冷却风压力低II值延时500s折焰角入口集箱入口水温高II值435主蒸汽压力高II值给水流量低I值延时20s给水流量低II值手动MFT10. 高负荷机跳炉磨煤机运行台数大于2台负荷大于150MW汽机跳闸旁路未开14. 两台送风机均停15. 两台引风机均停16. 两空预器主辅马达全停延时2min1

6、7. 全部燃料丧失任一煤层投运所有给煤机全停所有磨煤机全停所有一次风机全停21. 给水泵均停#1汽泵运行NOT#2汽泵运行电泵运行24. 再热器保护丧失总燃料量30%BMCR延时10s250%旁路阀开度5%25%启动旁路开度5%4个高压调门关闭2个低压旁路开度5%4个中压调门关闭总燃料量20%BMCR36. 延时点火保护微油燃烧器投运数量2无煤层投运MFT复位延时30min39. 全炉膛火焰丧失所有火检无火（3/4）41. 贮水箱水位高2值42. 电除尘全停延时20min注：以上保护逻辑主要来源于哈尔滨锅炉厂有限公司HG-2210/25.4-YM16型锅炉说明书和暂定的发电有限责任公司660M

7、W机组DCS系统FSSS功能设计说明书。在调试过程中不排除对这些逻辑进行再次修改和优化的可能，所有报警及保护定值应由生产单位同设备制造厂协商后确定并提供给调试单位。2、编制依据1） 电力建设施工质量验收及评价规程（第2部分：锅炉机组）（DL/T 5010.2-2009）2） 火电机组启动蒸汽吹管导则（电综1998179号）3） DL/T5437-2009 火力发电建设工程启动试运及验收规程4） 火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）（建质1996111号文）5） 发电有限责任公司一期2660MW机组启动调试大纲6） 锅炉产品说明书7） 发电有限责任公司660MW超临界机组主蒸汽、再

8、热蒸汽和旁路系统流程图3、吹管目的在汽机冲转前，锅炉点火，利用本炉产生的蒸汽动能清除在制造、运输、保管、安装过程中遗留在过热器和再热器系统及主蒸汽、再热蒸汽管道中各种杂物，防止机组启动后，系统内杂质被带入汽机，冲击并损伤汽机叶片，保障机组的安全稳定运行。4、吹管方式、范围及流程4.1吹管方式根据火电机组启动蒸汽吹管导则的要求，结合1、2号机组的工程进度和机组补给水能力，发电有限责任公司660MW超临界机组1、2号机组锅炉蒸汽吹管方式采用蓄能降压和稳压结合使用的一段吹方式。4.2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） 高压旁

9、路管道的吹扫4） 锅炉吹灰器主汽汽源管道5） 主汽减温水系统的水冲洗6） 再热器减温水系统的冲洗 7） 启动疏水系统水冲洗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。4.3吹管流程：过 热 器主蒸汽管道高压自动主汽门高压自动主汽门门盖引出接临时管吹管临时门过热器靶板临 时 管集粒器冷 再 管再 热 器热 再 管中压自动汽门门盖引出接临时管再热器靶板临时排汽管高 压 旁 路高旁控制门5、组织与分工5.1生产单位负责完成必要的生产准备工作，如运行规程及系统图册的编写、运行人员培训及有关设备的挂牌工作；提供有关电气、热控报警、保护

10、整定值；协助试运指挥部做好锅炉点火、升压、吹管、停炉、统计缺陷等工作；参加试运各阶段的检查、竣工验收和交接验收；解决合同执行中的问题，协调各方关系；参加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、运行参数记录、事故处理和文明生产，负责吹管临时控制门的操作；对锅炉首次点火及吹管过程中发现的各种问题提出处理意见或建议。5.2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，负责完成单体试运工作及

11、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；负责输煤、除灰、除渣等系统的投入与退出；负责汽水、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；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；在吹管过程中，负责设备维护、消缺、靶板安装以及临吹门手动门操作及临吹门检修等工作。5.3调试单位负责编写锅炉蒸汽吹管措施；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；全面检查锅炉首次启动前所有系统的完整性和合理性；按措施完成

12、锅炉首次点火及蒸汽吹管工作；负责锅炉启动前各连锁、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；负责首次点火后的燃烧初调整；负责提出启动试运中重大技术问题的解决方案或建议；填写调整试运质量验评表、提出调试报告和调试工作总结；负责进行必要的技术交底工作。5.4监理单位负责监理各自责任范围内的调试过程及调试过程中施工单位进行的各项工作（如安全措施审查和临时系统支架加固合理性、安全性的检查及验收等）；参与分部试运和整套启动试运工作；负责组织分部试运及整套试运的质量验收、检查评定和签证工作；负责完成监理总结。6、吹管前应具备的条件6.1吹管临时系统本次吹管采用一段法，其系统布

13、置见附录之发电有限责任公司660MW超临界机组锅炉吹管系统示意图，并将关键内容简述如下：本措施所绘吹管流程图为原则性系统图，安装图及材料清单应由有资质的设计单位提供并进行强度校核本锅炉吹管方案采用主、再热蒸汽串联一段吹扫方式，关键内容简述如下：；，高旁吹扫通过高旁正式门控制；汽机两侧高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，在两根临时管水平段上分别装一个吹管临时电动截止门及暖管用小旁路，在两个吹管临时门后的临时管母管的水平段上装设一个过热器靶板架，靶板架前的两根临时管通过临时锐角三通汇合，靶板后的临时母管与冷再管连接。集粒器安装于高排逆止门后冷再的

14、水平段上。再热器事故喷水减温器在吹管前具备投入条件。高排逆止门前管道断开并加装临时堵，保证与汽机的可靠隔绝。两根高压缸排汽管（与汽缸相连部分）未参加吹扫，需仔细清理干净，高压缸排汽逆止门在吹管结束后恢复临时系统时安装。在吹管临时门和过热器靶板架处搭设临时操作平台。吹管前对高排至再热器入口的正式管道进行四级验收，验收合格后方可进行安装。 ，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排汽管，并在中压自动主汽门后的两路临时管水平段装设两套靶板架，靶板架的位置应尽量靠近正式管路，靶板架后的两根临时管道引至厂房外安全地带，并连接消音器。，用临时门芯（厂供）替代正式门芯。本方案低旁管路不参

15、加吹扫，要求仔细清理该部分管路。两个低旁减温减压阀先不装，加两个临时堵，从而实现和凝汽器的可靠隔绝。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，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。吹扫时机可选择在过热器吹扫阶段末期进行。具体措施见宁夏京能宁东发电有限责任公司660MW机组锅炉吹灰系统冷、热态调试措施。水冲洗时间安排在化学专业进行炉前管道冲洗期间进行；将主汽级减温器和主汽级减温器的给水管路从减温器前断开，接等径临时管，两两汇合，最后汇成一路引至厂房外安全区域排放。主汽级减温水调节阀和主汽二级减温水调节阀先不装，代之以等径的临时管；冲洗时流量孔板及减温器前逆止

16、门先不装，用等径临时管替代。减温器给水管断开处应尽量靠近减温器；冲洗用临时管要不小于上游管道管径，以免增加阻力，影响冲洗效果。冲洗合格标准为排水透明清澈。在水冲洗结束后恢复主汽减温水所有正式系统。在再热器进口左右布置的事故喷水减温器前将喷水减温管道断开，并用等径临时管引至地沟排放。冲洗时流量孔板、逆止门和再热器事故喷水调节门先不装，水冲洗时间安排在汽机专业进行给水泵试转期间进行。在水冲洗结束后恢复再热器减温水所有正式系统。，并用临时管引至安全地方排放。启动疏水泵出口至凝汽器疏水管道在进凝汽器前加装临时排水管道及控制手动门，临时管道引至安全地方排放，水冲洗安排在吹管前的锅炉冷、热态水冲洗阶段进行

17、，吹管阶段化验启排扩容器的水质，水质合格后关闭临时手动控制门，疏水可回收至凝汽器，吹管结束后恢复系统。6.2对临时系统的要求1） 吹管临时控制门前的临时管、临时疏水系统、焊口及临时门、吹管临时控制门旁路及旁路门应该能承受10.0MPa压力以上，500温度，要求采用优质无缝合金钢管；吹管临时门后的临时系统应能承受4.0MPa压力以上，450温度，从中压主汽门引出的临时管要求能承受2.0MPa压力，500温度，临时主排汽管应能承受1.0MPa压力,500温度，要求采用优质无缝钢管。2） 对吹管临时控制门的要求：临时门宜采用合金门，选用两个公称压力16.0MPa以上，承受温度500，与主蒸汽管通径相

18、配的电动闸阀，全行程时间小于60秒，且阀门严密、可靠性高。能电动控制，引至主控室操作，可中间停。吹管临时控制门应安装在临时管路水平段上，并搭设操作平台；临冲门旁路门应该满足：公称压力10.0MPa以上，公称直径76mm；3） 所有临时管道通径都要求大于或等于上游管道通径。4） 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。临时管的焊接应按高压管路进行，焊口采用氩弧焊打底，不残留焊渣，并经100无损检测。5） 在吹管临时系统各处管道的最低点装设临时疏水，疏水管单独引出至厂房外安全地带排放。对长距离临时管道应有0.2%的坡度，并在最低点设

19、置疏水装置，主蒸汽、再热汽临时管路疏水需分别接出排放。6） 临时管路支吊架和限制滑块安装合理坚固，保证能承受排汽时的反作用力，并不妨碍管道的热膨胀。水平直管段：距地面距离较近时一般采用门字型框架加支撑支架，距离地面较高时可采用吊架和门字型悬吊框架，门字型框架一般采用80mm120mm槽钢焊接而成。在膨胀方向门字型框架外侧管道上焊接限位块，防止由于反力作用使管道反向位移量过大，管道与框架应有4mm5mm的膨胀间隙，以利于管道膨胀自如。垂直直管段：采用门字型框架，在汽流方向门字型框架入口侧管道上焊接支撑块。7） 排汽方向向上，排汽区域应避开建筑物及设备，同时设警戒区。8） 靶板前的临时管道在安装前

20、应彻底清理干净，并经喷砂处理。9） 靶板器具有足够的强度，其结构应简单，密封性好，操作灵活，并留有靶板的膨胀间隙，靶板固定螺栓孔宜加工为能适应热膨胀的椭圆孔，换取靶板应安全方便。10） 内试靶板装在吹管连接管或排汽管中，尽量靠近被吹洗管的末端，其上游侧应保持不小于4倍5倍管道直径的直管段、下游侧不小于2倍3倍管道直径的直管段长度，保证靶板处流场均匀、稳定。11） 靶板装置应位于便于拆装的安全地带，并尽量靠近正式管道，靶板架及靶板都应装设牢固，保证不会在吹管期间被打飞。12） 集粒器应水平安装，安装时应注意气流方向，主汽流不能直吹网孔，并设置操作平台；设计压力不小于3 MPa，温度不低于450，阻力小于0.1MPa；滤网孔径不大于