XX电站锅炉本体调试措施

1、 xx 电站 锅炉专业调试措施XX电站锅炉本体调试措施2011年03月XX电站锅炉本体调试措施编制： 年 月 日审核： 年 月 日批准： 年 月 日2011 年 03 月 XX电站 锅炉专业调试措施目 录1.调试的目的22.编制的依据23.系统简介及设备技术规范24.调试范围45.调试前应具备的条件46.调试的方法及步骤47 调试的质量检验标准88 调试的组织与分工119 调试过程记录的项目和内容1210调试工作的安全注意事项121. 调试的目的 本措施用于XX电站的余热锅炉本体调试。为保障本体系统调试工作的顺利进行，特编写本技术措施。本措施用于指导锅炉安装结束，设备单体、分系统调试完成后的整

2、体调试工作，以确认锅炉设备、管道安装正确无误，锅炉运行性能良好，控制系统工作正常，系统能满足机组设计要求， 确认锅炉的实际性能是否达到设计的性能保证。2. 编制的依据2.1 火电工程启动调试工作规定（电力工业部建设协调司1996.5）；2.2 火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程（电力工业部1996.3）；2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）;2.4 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法（1996年版）山东电力工业局；2.5 设备制造厂家、设计院提供的有关图纸及说明书等有关技术资料.3. 系统简介及设备技术规范3.1 系统简介本余热锅炉为双压带自除氧、无补

3、燃、立式自然循环燃机余热锅炉，与PG9171E 型燃气轮机相匹配,是燃气蒸汽联合循环电站的主机之一。该余热锅炉在设计中采用CMI公司的典型炉型，同时采用运行可靠的结构，能满足用户的各种技术要求。该余热锅炉技术先进，结构合理，具有良好的负荷响应速度，能快速起动，能适应燃气轮机负荷变化，能满足燃气轮机快速启停的要求，尤其适应调峰要求。锅炉运行、维修、操作方便，性能稳定，安全可靠，具有较高的可用率和热效率，可确保联合循环发电机组长期安全、可靠、高效、经济运行。3.2 技术规范3.2.1烟气参数（设计工况）： 环境温度 38 大气压力 103 KPa湿度 43 %锅炉进口烟气温度 541.1 燃机排气

4、成分（V%）：燃机蒸发冷却器关15度工况。EXHAUST ANALYSIS % VOL.Argon 0.89 Nitrogen 74.87Oxygen 13.72 Carbon Dioxide 3.33 Water 7.193.2.2 余热锅炉参数(设计工况)：1. 高压部分 高压蒸汽流量： 179.11t/h (高压过热器出口) 高压蒸汽压力： 7.3 MPa（a）(高压过热器出口) 过热蒸汽温度： 523 (高压过热器出口)2. 低压部分 过热蒸汽流量： 39.5 t/h (低压过热器出口) 过热蒸汽压力： 0.75 MPa（a）(低压过热器出口) 过热蒸汽温度 257.5 (低压过热器出

5、口)3.2.3 锅炉给水和补给水及炉水品质按以下规定给水质量硬度 0 mol/L氧 7 g/L铁 30 g/L铜 5 g/L油 0.3 mg/LPH(25) 8.8 9.3联氨 10-50 g/L水的电导度(20) 0.2 s/cm二氧化硅 20 g/L3.2.4 蒸汽品质按美国ABMA 规定4. 调试范围4.1 锅炉水压试验4.2 锅炉化学清洗4.3 锅炉吹管4.4 锅炉测点检查4.5 锅炉主保护传动5. 调试前应具备的条件5.1 锅炉所有单体、分系统调试结束并且合格5.2 热控所有测点齐全、显示正确、动作灵活5.3 锅炉所有保护投入5.4 锅炉本体及系统设备无缺陷，全部具备可靠的运行6.

6、调试的方法及步骤锅炉的所有设备相关的温度、压力模拟量测点以；压力、温度开关量测点以及变送器等通道校验工作由热控人员完成，但有些重要的测点需机务人员再核查一遍，所以只要进锅炉保护的测点都要进行检测。6.1需要核查的测点：6.1.1 锅炉汽保水位测点6.1.2 锅炉烟道入口压力开关6.1.3 高、中压主汽温度测点6.1.4 余热锅炉入口烟温测点6.1.5 油站压力开关6.1.6 泵及电机带保护的温度测点6.2 检查方法6.2.1 这些测点的检查应该在保护传动的过程中一起检查，比如给水泵的保护中有电机轴承温度高保护，在传动该保护中需要就地在测点根部加一温度高信号来检测保护的可靠性，在这个过程中不但传

7、动了保护而且检测了测点安装位置的正确性、通道的正确性。6.2.2 对于温度测点的检查可以用信号发生器或者热源在测量元件的根部进行检测，这样不仅能校验测点通道的正确性还能检查出测点安装位置的正确性。6.2.3 对于压力开关测点检查应在测量元件的取压管处施加一压力，随着压力的上升到动作值后是否动作，施压压力的时候动作一定要缓慢防止超压损伤开关。6.3锅炉主保护传动6. 3.1 锅炉保护传动由热控人员在DCS中首先检查无误后再交给机务人员进行校验传动。传动过程中为了不损坏设备，我们采用模拟信号创造保护动作的条件。6. 3.2 保护的具体内容等 厂家来了以后，由厂家、监理、业主以及SEPCO讨论确定后

8、由厂家提交。6.4锅炉水压试验详见锅炉水压试验方案6.5锅炉化学清洗详见锅炉化学清洗方案6.6锅炉吹管详见锅炉吹管方案7 调试的质量检验标准 余热锅炉热力计算汇总表(性能保证工况)烟气侧热平衡SHP2SHP1VHP1EHP3SLP1EHP2VLP1EHP1PREH烟气流量kg/h149500014950001495000149500014950001495000149500014950001495000烟气放热量Mcal/h79122307764533456119031696321806516825936进口烟温541.1521.6465.2304.0292.4287.5244.0187.41

9、73.9出口烟温521.6465.2304.0292.4287.5244.0187.4173.9105.3烟气温降19.556.4161.211.64.943.556.613.568.6烟气压降Pa220.2204.6788.3136.837.3246.3302.1203.6306.4烟气流速m/s16.2015.8517.5112.3212.9411.9911.159.9010.05蒸汽侧热平衡SHP2SHP1VHP1EHP3SLP1EHP2VLP1EHP1PREH蒸汽(水)流量kg/h181179179953140000017995339509.5179953330000179953278

10、198蒸汽侧吸热量Mcal/h78722296264211453818941687821698514225807换热效率%99.599.599.599.599.599.599.599.599.5汽(水)进口温度449.6292.0292.4266.0172.8180.9172.9153.355.0汽(水)出口温度523.0457.3292.4286.4258.5266.0172.9180.9147.0汽(水)温升74.0165.20.020.586.585.00.027.692.0节点温度17.164.4 11.617.533.121.514.56.526.9接近点温度5.929.3汽(水)进

11、口压力bara75.376.877.489.38.589.89.190.210.0汽(水)出口压力bara73.076.177.189.17.589.38.589.88.7汽(水)压降bara0.840.650.340.250.460.440.580.411.29汽(水)流速m/s15.7413.513.301.3143.441.2514.101.091.63烟气成分体积比%N274.87O213.72CO23.33H2O7.19Ar0.898 调试的组织与分工8.1系统调试由建设单位、调试单位、安装单位、运行部门、厂家和相关阀门厂家、监理公司共同完成。8.2调试的分工8.2.1建设单位负责与

12、各厂家联系并负责提供调试中所需的各种参数、定值。根据合同和技术规范书要求，确定应有的功能，并针对施工和调试情况提出进度控制要求。8.2.2调试单位负责系统调试及整个调试工作的协调。根据合同和技术规范书的要求，通过系统调试保证实现控制系统的功能，并针对调试和试运中出现的问题，起到技术把关和协调解决问题的作用。8.2.3安装单位负责设备监护、停送电、消缺、照明、搭建脚手架和设备的单体调试，并配合整个调试过程。8.2.4运行部门负责整个系统调试过程中，设备的运行操作，设备及系统调试确认。8.2.5监理公司负责整个工程的安装、调试、试运的质量监理工作。9 调试过程记录的项目和内容9.1 启动锅炉前应仔细检查系统，确保系统畅通，记录锅炉主要参数。9.2 首次启动时注意安全，严格按照锅炉厂家的启动方式启动。10调试工作的安全注意事项10.1 严格遵守电业安全工作规程、事故处理规程等有关安全工作的规定；10.2 参加调试的人员必须有明确的组织分工，岗位、任务、职责明确；10.3 调试现场条