XYTFGL103锅炉蒸汽吹管方案分析

1、 “ 国 电 荥 阳 煤 电 一 体化！:JJ2X600MW机组工程%调试作业指导书! XTF-GL103 -KTD-HX102- II 锅炉蒸汽吹管方案 河南电力建设调试院 HKNAF1RLECTRKPOWIRCOMMlAfiIONINGIHRITUTE 工程名称 国电荥阳煤电一体化2X600MVWL组工程 机组编号 #1、#2机组 文件名称 锅炉蒸汽吹管方案 文件类型 分系统调试 调试单位 批准 年月日 审核 20095 口06月13日 编写 王磊 20095 口06月11日 目次 1目的5 2编制依据5 3设备系统简介5 4 吹管工艺7 5 调试内容及质量指标10 6 组织分工11 7仪

2、器设备的配置12 8 吹管应具备的条件12 9 吹管操作步骤14 10优化措施及建议16 11安全健康与环境要求16 12附录181目的 通过锅炉蒸汽吹管调试工作，以清除设备系统在制造、运输、保管、安装等过程中存留其内部的砂砾、焊渣、高温氧化皮及腐蚀产物等各种杂质，防止机组运行中受热面堵塞爆管、汽轮机叶片冲击损伤、叶片断裂等重大事故发生，并为机组整套启动汽水品质尽早合格创造条件。 2编制依据 2.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T5437-2009）; 2.2 火电工程调整试运质量检验及评定标准（建质1996111号）； 2.3 火电工程启动调试工作规定（建质199640号）；

3、2.4 锅炉启动调试导则（DL/T852-2004）; 5.1 火电机组启动蒸汽吹管导则（电综1998179号）； 5.2 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）（DL/T5047-95）; 5.3 电力建设施工及验收技术规范（管道篇）（DL/T5031-94）; 5.4 电力基本建设热力设备化学监督导则（DL/T899-2004）; 5.5 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）（DL5009.1-2002）; 5.6 电力建设安全健康与环境管理工作规定（国家电网工2003168号）； 5.7 国电荥阳煤电一体化2X600MV机组工程调试大纲； 5.8 设计、设备厂家相关资料。 3设备系统

4、简介 9.1 锅炉概况 锅炉为北京巴布科克威尔克斯有限公司生产的超临界参数、垂直炉膛、一次中 问再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的“W火焰型锅炉。锅炉配有 带炉水循环泵的内置式启动系统。锅炉型号：B&WB-1950/25.4-M。 锅炉主要技术参数见下表: 项目 单位 BMCR BRL 过热蒸汽流量 t/h 1950 1857 过热器出口压力 MPa(g) 25.4 25.28 过热器出口温度 C 571 571 再热烝汽流里 t/h 1587 1507 再热器进口压力 MPa 4.84 4.586 再热器出口压力 MPa 4.65 4.406 再热器进口温度 C 326.7 32

5、1 再热器出口温度 C 569 569 给水温度 c 290 287 省煤器出口过剩空气系数 / 1.24 1.24 空预器进口/出口一次风温 c 28/371 23/367 空预器进口/出口二次风温 c 20/390 19/385 排烟温度（修止前） c 124 122 排烟温度（修正后） c 118 116 锅炉计算效率（按低位发热量） % 91.72 91.84 燃煤耗量 t/h 234 225 9.2 过热器、再热器系统 过热器由四部分组成，第一部分为顶棚及后竖井烟道四壁及后竖井分隔墙；第二部分是布置在尾部竖井后烟道内的低温过热器； 第三部分是位于炉膛上部的屏式过热器； 第四部分是位于

6、折焰角上方的高温过热器。 过热器蒸汽流程如下： 整个过热器系统布置了一次左右交叉，即屏过出口至高温过热器进口进行一次左右交叉。 过热汽温采用二级减温水调节，一级减温器布置在屏式过热器前，二级减温器布置在屏式过热器后，减温器为多孔笛形管结构。 再热器系统按整个蒸汽流程分为二级：低温再热器、高温再热器。低温再热器布置在后竖井前烟道内，高温再热器布置在水平烟道内。 再热汽温调节主要通过尾部烟气挡板调节，低温再热器入口设有事故喷水减温器。 9.3 锅炉启动系统 锅炉启动循环系统由启动分离器、储水罐、储水罐水位控制阀（341阀）、炉水循 环泵等组成。 启动期间由水冷壁出口集箱引出的两相介质经12根连接管

7、沿切向向下倾斜150 分别进入2只汽水分离器， 分离出的水通过分离器下方的连接管进入储水罐， 蒸汽则由上方的连接管引入顶棚入口集箱，分离器规格为小990.6X110mm直段长度3.20m。 储水罐的规格为小990.6x110mm直段长度18.0m,储水罐中的水由储水罐下部的出口连接管引出，经炉水循环泵打入省煤器入口或经过341阀排入锅炉排污扩容器，通过341阀和381阀储水罐水位。 9.4 给水系统 每台机组配二台50%BMCR量的汽动调速给水泵，一台30%BMCR量的电动给水泵，电泵额定压力为12MPa 9.5 燃烧系统 本锅炉设计燃用无烟煤，采用冷一次风正压直吹式制粉系统，每炉配6台BBD

8、4062型双进双出磨煤机，设计煤粉细度屈=8%煤粉均匀性系数为1.1。 燃烧设备采用双拱绝热炉膛、浓缩型低NOx双调风旋流燃烧器，型号为EIXCL 燃烧器平行对称布置于炉膛下部的炉拱上，前、后各12只，共24只。在燃烧器的下部，与燃烧器相对应，前后墙各布置12个乏气喷口，共24只。每个燃烧器下部均设 有分级风管，每个分级风管分成2个支管（即喷口），每台锅炉共有48个分级风喷口， 前后墙各24个。 每个煤粉燃烧器布置有1支出力1.2t/h的机械雾化点火油枪，共24支，用于煤粉燃烧器的点火及维持煤粉燃烧器的稳燃。 4吹管工艺 吹管范围 锅炉过热器、再热器系统。 主蒸汽管道，再热蒸汽冷、热段管道。

9、汽机高旁管道。 汽机周围蒸汽管道（详见锅炉蒸汽吹管汽机配合方案） 吹管方法 锅炉吹管采用一阶段稳压法，一、二次汽串联吹扫。第一次吹管结束后停炉冷却并拆除在一、二次汽间加装的集粒器；再次启动吹扫23次，中间至少停炉1次。吹 管全过程投煤粉，用减温水控制蒸汽温度。 高压旁路装设正式门进行吹管，高旁管路吹管安排在主回路吹扫验靶合格后进行，只吹扫一次，高旁开始吹扫后高旁阀门保持全开不动，至吹管结束后进行解体清扫。 吹管参数 吹管参数的选择必须要保证在蒸汽吹管时所产生的动量大于BMC工况时的蒸汽 动量。根据锅炉各受热面及吹管范围内各管道的设计参数，在保证吹管系数的前提下, 通过计算选取稳压吹管参数如下（

10、具体参数计算见附录A）: 分离器压力 过热器出口温度再热器出口温度给水温度 吹洗流量 排汽口压力 排汽口温度 吹管蒸汽流程 吹洗流程： 分离器一各级过热器一过热器集汽集箱一主蒸汽管道一主汽门临时假阀一临时管一临控阀一冷段再热管路一临时管（集粒器）一各级再热器一热段再热管路一中压主汽门临时假阀一临时管（靶板）一消音器一排大气。 集粒器第一次吹管结束后拆除。（见附图） 吹管临时措施 汽轮机两只自动主汽门安装假阀，从假阀上法兰盖引出2根临时管，中间装设 吹管临控门（2只），门后临时管道汇合成一根母管，从高排逆止阀处接至阀后的冷段管道上（吹管时高排逆止阀不安装，汽机侧断口加堵板）。 汽轮机两只中联门安

11、装假阀，从假阀上法兰盖引2根临时管汇合成一根母管后 引出厂房作为排汽管，排汽口加装消音器。 排汽管从#1、#2机之间的检修间隔引至0m从主厂房检修通道引出， 排汽口越过启备变以东，6.58.0MPa 380420c 480530c 3050c 12001400t/h 0.100.30MPa 480530c 防止人身、设备损伤。在排汽口处加装消音器，消音器要求：蒸汽通流量1400t/h,压力1.0MPa,温度530C；支撑牢固，能承受吹管蒸汽对管道的反推力。 集粒器安装在尽量靠近再热器入口的水平管道直管段上。集粒器制作要求：通流面积不小于所连接管道截面积的5倍，阻力小于0.1MPa,网孔直径不大

12、于12mm按 6MPa450c工作参数设计。 低压旁路系统不参加吹洗，在低旁管路合适位置断开加装临时堵板。 靶板托架制作应保证靶板更换方便、快捷，为了观察靶板的连续性，采用电动靶板，靶板采用铝板，准备靶板60块。靶板制作要求：长度贯穿管子内径，宽度不小于25mm厚度68mm 临时管道低处要加疏水，汽轮机侧主蒸汽管道疏水、高压旁路疏水和再热冷段管道疏水、再热热段管道疏水、临时管道疏水分成高压、低压引至两根159mm的临 时疏水管排至厂房外并加固，壁厚要求不低于6mm临时疏水管不可上翘。 从化学除盐水箱至凝汽器增加一路临时补水系统。在化水除盐水箱人孔处，用临时人孔板接一478x7mm临时管至两台临

13、时管道泵/离心泵入口， 单泵出力大于300t/h,泵出口接325X8的临时管道至凝汽器热井人孔。 所有临时管道通径不小于所连接正式管接口通径。主汽门到临控门前临时管道 按10MPa450c工作参数设计，临控门后到管排逆止门临时管道按6MPa450c工作 参数设计，中主门后排汽管道按1.5MPa530c工作参数设计，详细要求见附表二。 吹管临控门采用两只公称直径不小于DN300PN10MPOI勺电动门，工作温度 450c以上，临控门应各有一只DN50PNJ10MPat450c的手动旁路门。临控门具备开、关、停三种功能，用红绿灯表示阀门开关状态，操作按钮安放在集控室，以便于操作和联系。 靶板装设在

14、排汽管的直管段上，前后直管段长度均应保证不少于5m,并尽可 能靠近正式管道末端。靶板前所有临时管道焊接均需采用氮弧焊打底。 至汽机疏水扩容器的所有疏水管道吹管期间全部隔离。 所有临时管路要求保温、支撑牢固、能自由膨胀。临时连接管及排汽管支架设置合理、加固可靠。 根据凝汽器设计情况和吹管方法确定是否需要增加临时支撑，以保证吹管期间 凝汽器需要补水至高水位时不至损坏。 系统中未参加吹扫的管路,包括高压缸排汽管道（逆止门前）、高、中压导汽管、低压旁路管道等，在恢复前应进行酸洗和人工清理，经联合验收检查合格，并办理验收签证。 恢复管道时连接管道内要进行清扫，确保没有杂物存留，切割时的焊渣应清理干净，水

15、平管口应及时封堵。每一管口对接时均应联合检查，施工完毕应办理验收签证。 吹管用水量、燃料量估算 考虑直流锅炉每次启动必须进行大流量冲洗直至水质合格并考虑吹管有效时间按 8个小时计，吹管期间约需化学水20000t,稳压吹管每次吹洗前需在除盐水箱内准备足够的除盐水，吹管期间约需燃油1000t,燃煤1500to 5调试内容及质量指标 调试内容 吹管临时系统流程设计，计算吹管参数，确定吹管方法。 配合吹管临时系统施工，参加临时系统质量检查及验收。 进行临控门开关试验及验收。 全面核查吹管条件，进行锅炉启动前的检查、试验。 组织进行吹管前的安全技术交底及危险点分析。 锅炉点火升温升压过程中参与检查锅炉本

16、体及临时系统的膨胀。 指导整个吹管过程的操作，吹管系统投运，分析计算有关吹管参数，根据实际情况进行必要的调整。 参加吹管质量检验评定，编写调试报告。 质量指标 炉水品质符合DL/T889-2004化学监督导则规定。 停炉冷却次数至少1次，时间不少于12小时。 在保证过热器、再热器及各段管道吹管系数大于1的前提下，靶板上冲击斑痕 粒度不大于0.5mm,且斑痕不多于5点。 6组织分工 组织机构 在试运指挥部分部试运组的统一领导下，建立吹管组织机构，建设单位、施工单位、生产单位、调试单位、监理单位应分工明确，各负其责，共同完成调试工作。 试运指挥部 锅炉蒸汽吹管现场指挥组 安全保卫后勤医务组 职责分

17、工 建设单位：负责吹管过程中的组织协调工作。 施工单位：负责吹管临时的系统安装、吹管过程中的靶板更换、吹管后系统的检查清理及恢复；负责设备和系统的检查维护并做好试运记录；负责试运区域的消防保卫；参加吹管质量评定；负责办理吹管后的验收签证。 生产单位：负责配备合格的运行人员；负责吹管期间设备系统的投运操作、运行调整及事故处理；负责运行设备的现场巡检及记录；负责吹管期间试运设备与运行设备的隔离；负责提供足够的吹管所用燃料、水、化学药品；参加吹管质量评定等。 调试单位：负责编写调试方案及进行吹管前的安全技术交底；配合临时系统安装；全面核查吹管条件；指导、监督吹管系统投运及运行操作；对吹管过程中出现的

18、异常问题提出处理意见；参加吹管质量评定；记录吹管过程参数，提交吹管技术报告 监理单位：负责对吹管全过程进行质量监督，参加吹管质量评定 乙 班 甲 班 机务班 班 +乙 分析化验组 设备检修组 清洗操作组 执八、 、 工 7仪器设备的配置 序号 设备名称 型号 量程 数量 精度等级 用途 备注 1 红外测温仪 MX2 -30900C 1 温度测量 2 便携式振动表 TK81 1 设备振动测量 3 噪声测量仪 8吹管应具备的条件 一般性条件 锅炉本体及主、再热蒸汽管道、机侧相关的汽水管道等安装工程全部结束，锅炉酸洗后管道恢复、容器清扫完毕，检查验收合格并办理验收签证。 吹管临时管道安装结束，经验收

19、符合本方案要求，支吊架可靠，排汽口50m内 设立警戒区，标明危险区域。 吹管用临控门调试结束，就地操作方便，开关灵活到位，远方操作正常。 检查受热面、烟风道及炉膛内部应清洁无杂物，人孔门封闭。 锅炉减温水管道冲洗合格，系统恢复正常，吹管期间可投入使用。 照明、通迅设备符合设计要求，事故照明系统应能可靠地投入。 化学水系统能够供给合格的除盐水，并有足够的贮水量。 锅炉平台、梯子、栏杆齐全，孔洞盖板完整，脚手架已拆除，道路畅通，锅炉 运转层及零米地面施工结束，沟道畅通无杂物，沟道盖板完整。 正在施工的系统与试运系统已可靠隔离。 生产准备工作就绪，设备和阀门已挂牌编号，运行人员经过培训和考试合格，按

20、岗位配齐，运行规程及系统图经过审批生效，运行所需工具用品已准备齐全。 试运指挥机构已健全，明确岗位职责及联系制度，试运、检修人员上岗，方案措施经过审批，并向有关人员进行技术交底。 消防、保卫及医务人员应安排好，并进入现场值班。 吹管前检查性试验 锅炉启动前全面检查、确认下列设备系统分部试运工作完成，并办理完验收签证 序号 项目名称 要求 确认 1 开式水系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 2 闭式水系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 3 压缩空气系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足

21、运行需要。 4 火检冷却风系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 5 汽水系统电动门、调节门 开关试验正常，显示正确，标识齐全、正确 6 烟风系统电动门、调节门 开关试验正常，显示正确，标识齐全、正确 7 送风系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 8 吸风系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 9 一次风系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护、试验正常，能满足运行需要。 10 辅助蒸汽系统 系统吹扫干净，能够正常供汽。 11 空预器系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐

22、全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 12 空预器吹灰器 系统完整，分部试运完毕，签证齐全，能正常投运。 13 燃油系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 14 减温水系统 系统完整，系统冲洗完成，阀门调试完毕，能正常投运。 15 制粉系统 系统完整，系统试运完成。联锁、保护、信号、测量试验正常，能满足运行需要。 16 密封风系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 17 输煤系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 18 电除尘系统 系统完整，空载升压试验完成。 19 除渣、除灰

23、系统 系统完整，系统模拟试运完成。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 20 加药、取样系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全，能满足运行需要。 21 消防系统 符合设计要求，可止常投入运行。 22 锅炉及管道膨胀系统 经联合检查符合设计要求，膨胀间隙正确，滑动支点无 卡涩。临时限制件已去除。膨胀指示器在冷态调至零位。 23 燃烧系统 燃烧器冷态调整好，油枪、点火枪定位正确，伸缩自如；风门调整正确。 24 疏放水系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。 25 电动给水泵、汽动给水泵 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验 及给水系统 正常，能满足运行需要。 26 火焰电视 调试好，可

24、投入使用。 27 炉膛烟温探针 调试好，可投入使用。 28 凝结水系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 29 真空系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 30 润滑油系统密封油系统顶轴油系统 系统完整，分部试运完毕，签证舁全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 31 汽轮机盘车系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。 32 汽封系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 33 发电机内冷水系统 系统完整，分部试运完毕，签证齐全。联锁、保护试验正常，能满足运行需要。 34 锅炉报警信

25、号功能 功能试验正常、完整。 35 DAS系统 核对画面准确、完整。 36 SCS系统 功能试验正常、完整。 37 FSSS系统 功能试验正常、完整。 9吹管操作步骤 锅炉冲洗 冷态冲洗 除氧器上水正常后，投入除氧器加热，保证水温3050C,启动给水泵向锅炉上 水。当储水罐见水位后，通过341阀进行排放，根据341阀排水能力尽可能提高给水流量对高压给水系统及锅炉省煤器、水冷壁、分离器、储水罐、排水管道进行冷态冲洗，冲洗过程中定期变化给水流量，以利于排出系统内的空气和杂质。在储水箱水质Few500闻/L之前，储水罐排水直接排放到锅炉排污扩容器至废水池，不进行回收。 储水箱水质Few500由/L后

26、，储水罐排水回收至凝汽器，维持给水流量600t/h进行冲洗。冲洗过程中投入精处理，当给水Few30闻/L,贮水箱疏水Few200闻/L,锅炉冷态冲洗结束。 冷态冲洗必须投入加氨-联胺处理设备，调节pH值为9.39.5。 冷态冲洗结束后，对吹管临控阀上游管段的正式系统及临时系统进行吹管工作压力下的水压试验，以检验临控阀前系统的严密性。 热态冲洗 锅炉热态冲洗在吹管点火升压阶段进行。 分离器温度达到190c后，保持温度、压力进行热态冲洗，冲洗工艺与冷态冲洗相同，维持给水流量560t/h,同时适当开启临控门满足过热器所需冷却蒸汽量。当分离器疏水Fe500闻/L时，储水罐排水排放到排污扩容器，当Few

27、500闻/L,储水罐 排水回收至凝汽器。当给水Few50闻/L、分离器疏水Few100闻/L、SiO25.892DI IDOorX1T7 图统系管吹程工组 5Ig&QO 个化体一电煤阳荥：一图附 n_2v0586,9 箱集口出器热再温高 762X7.746DI 1 4627,746DI , 过热器二级减温器过热器一级减温器 箱集口入器热过温低箱集口入器热过式屏 箱集口出器热过式屏箱集口入器热过温高 -箱集口入器热过棚顶 -箱集口出器热过棚器离分水汽 5 53 3X X2 21 17 7I IV V 一箱集口出器热过温高 过热器二级减温器过热器一级减温器 rx x2 27 75 54 4n n7

28、 7X X2 27 75 54 4I IV V 附图二：国电荥阳煤电一体化工程2X600MWL组吹管补水系统改造图 325X8 除除除除除 478X7 325X8 附录一：吹管参数数据计算 1有关说明 根据锅炉和汽机厂家热力计算， 锅炉BMCM况与汽机VWO：况参数对应， 因此吹管参数计算采用锅炉BMCR：况与汽机VW(X况下的蒸汽参数推算有关吹管数据。 2计算基础数据 分离器出口压力 过热器出口压力 再热器入口压力 再热器出口压力 主蒸汽压力(机侧) 高压缸排汽压力 再热蒸汽压力(机侧) 3吹管压力计算 过热器压降=27.75-25.4=2.35MPa; 再热器压降=4.84-4.65=0.19MPa; 主蒸汽管道压降=25.4-24.2=1.2MPa; 冷段、热段压降=(5.028-4.84)+(4.65-4.525)=0.313MPa; 主汽门、中联门、