锅炉蒸汽管道吹管调试方案

1、方 案 报 审 表工程名称：山西国金一期2×350MW煤矸石发电供热工程 编号：WGJDL-FD-TSS-GL-FA04致： 河北兴源国金电力 项目监理机构现报上 1#机组锅炉蒸汽管道吹管 调试方案，请审查。附件：1#机组锅炉蒸汽管道吹管调试方案承包单位（章）：项目经理： 日 期： 专业监理工程师审查意见：专业监理工程师： 日 期： 总监理工程师审核意见：项目监理机构（章）：总监理工程师： 日 期： 建设单位审批意见：建设单位（章）：项目代表： 日 期： 填报说明：本表一式 三份，由承包单位填报，建设单位、项目监理机构、承包单位各一份。全国一流电力调试所 发电、送变电工程特级调试单位

2、ISO9001:2008、ISO14001:2004、GB/T28001:2011认证企业山西国金电力有限公司2×350MW煤矸石综合利用发电工程1#机组锅炉蒸汽管道吹管调试方案四川省电力工业调整试验所2014年 11月技术文件审批记录工程名称：山西国金电力有限公司2×350MW煤矸石综合利用发电工程文件名称：1#机组锅炉蒸汽管道吹管调试方案文件编号:WGJDL-FD-TSS-GL-FA04版本号:A 出版日期:2014年11月批 准：魏强 签字： 日期： 年 月 日审 核：杨远方 签字： 日期： 年 月 日校 核：雷利 签字： 日期： 年 月 日编 制：于松强 签字： 日

3、期： 年 月 日目 录1、概述11.1系统及结构简介11.2主要设备技术规范32、技术措施42.1试验依据42.2试验目的42.3目标、指标52.4试验仪器仪表52.5试验应具备的条件52.6试验内容、程序、步骤53、组织措施153.1安装单位职责153.2生产单位职责153.3调试单位职责163.4监理单位职责163.5制造厂家职责164、安全措施164.1危害危险源识别及相应预防措施164.2安全注意事项165、附件195.1危险危害因素辨识及控制措施205.2方案交底记录225.3试验前应具备条件检查确认表245.4蒸汽管道吹管临时系统示意图275.5减温水管道吹管临时系统示意图28概述

4、系统及结构简介山西国金电力有限公司2×350MW煤矸石综合利用发电工程采用东方锅炉公司DG1215/25.31-1 型锅炉，该锅炉为东方锅炉公司自主研发、具有自主知识产权的350MW 超临界机组循环流化床锅炉。锅炉为超临界直流燃煤锅炉，单炉膛、M 型布置、平衡通风、一次中间再热、固态排渣、循环流化床燃烧方式、半露天岛式布置、全钢架结构，采用高温冷却式旋风分离器进行气固分离，锅炉整体支吊在锅炉钢架上。锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，三台冷却式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井三部分组成。锅炉采用不带再循环泵的内置式启动循环系统，由启动分离器、储水罐、储水罐水位控制阀、疏水扩容器、疏

5、水泵等组成。在负荷30BMCR 后，直流运行，一次上升，启动分离器入口具有一定的过热度。为避免炉膛内高浓度灰的磨损，水冷壁采用全焊接的垂直上升膜式管屏，炉膛四周水冷壁采用光管，隔墙水冷壁采用内螺纹管。炉膛内前墙布置六片二级中温过热器管屏、六片高温过热器管屏、六片高温再热器管屏，还在前墙布置了五片隔墙水冷壁。管屏采用膜式壁结构，垂直布置，在下部转弯段、密相区及穿墙处的受热面管子上均敷设有耐磨材料，防止受热面管子的磨损。锅炉共布置十个给煤口，全部布置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室两侧布置一次热风道，进风型式为风室两侧进风，空预器一

6、、二次风出口均在两侧。炉膛下部左右侧的一次风道内分别布置两台点火燃烧器用于点火和助燃。六个排渣口布置在炉膛后水冷壁下部，分别对应六台滚筒式冷渣器。炉膛与尾部竖井之间，布置三台冷却式旋风分离器，其下部各布置一台“U”阀回料器，回料器为一分为二结构，保证了沿炉膛宽度方向上回料的均匀性。尾部采用双烟道结构，前烟道布置三组低温再热器，后烟道布置两组低温过热器和两组一级中温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置H 型鳍片管式省煤器和卧式空气预热器。过热器系统中设置三级喷水减温器，再热器系统中布置微喷减温器。锅炉给水系统：锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱右侧，逆流向上经过水平布置的H 型鳍片管式

7、省煤器管组进入省煤器出口集箱，由省煤器出口集箱端部引出经集中下降管、下水连接管进入水冷壁下集箱，经水冷壁管后进入水冷壁出口集箱汇集，然后通过连接管引入汽水分离器进行汽水分离，锅炉启动处于循环运行方式时，蒸汽流经汽水分离器后进入旋风分离器进口烟道，被分离的水进入储水罐，经过储水罐水位控制阀进入疏水扩容器，经过疏水泵后进入冷凝器。在锅炉进入直流运行时，全部工质通过汽水分离器进入旋风分离器进口烟道集箱。过热蒸汽系统：蒸汽从汽水分离器引出后，由蒸汽连接管引入旋风分离器进口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入旋风分离器下集箱，上行冷却分离器筒体之后，由连接管从分离器上集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下

8、行冷却侧包墙后进入侧包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中间包墙上集箱汇合，向下进入中间包墙下集箱，即低温过热器进口集箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至后烟道的一级中级过热器，对一级中级过热器进行冷却后，从锅炉两侧连接管引至炉膛顶部二级中温过热器进口集箱，流经二级中温过热器受热面后，在炉前从锅炉两侧连接管引至炉前高温过热器进口集箱，最后合格的过热蒸汽由位于炉膛顶部的高过出口集箱两侧引出。再热蒸汽系统：从汽机高压缸排汽引入尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱，流经低温再热器，由低温再热器出口集箱引出，经锅炉两侧连接管引至炉前高温再热器进口集箱，逆流

9、向上冷却布置在炉膛内的高温再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部高温再热器出口集箱两侧引至汽机中压缸。减温水系统：过热蒸汽温度是由水/煤比和三级喷水减温来控制。水/煤比的控制温度设置在高温过热器上进行控制。过热蒸汽喷水减温器共布置有三级：一级减温器（左右各一台）布置在低过出口至一级中过入口管道上，用于控制一级中温过热器出口温度；二级减温器（左右各一台）位于一级中温过热器与二级中温过热器之间的连接管道上，用于控制二级中温过热器出口温度；三级减温器（左右各一台）位于二级中温过热器与高温过热器之间的连接管道上，用于控制高温过热器出口温度。过热器系统喷水来自省煤器出口。再热汽温采用尾部双烟道挡板调温作为主

10、要调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平行烟道内烟气调节挡板，利用烟气流量和再热蒸汽出口温度的关系来调节挡板开度，从而控制流经再热器侧和过热器侧的烟气量，达到调节再热汽温的目的。同时，为保护再热器管屏和增加再热蒸汽汽温调节的灵敏度，再热系统也布置了一级减温器，布置在低温再热器至高温再热器的连接管道上（左右各一台），作为微喷减温器。微喷减温器可通过调节左右侧的喷水量，达到消除左右两侧汽温偏差的目的。烟风系统：从一次风机出来的空气主要分成四路送入炉膛：第一路，经一次风空气预热器加热后的热风从两侧墙进入炉膛底部的水冷风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流；第二路，热

11、风用于炉前分布式多点给煤；第三路，床上油枪用风，正常运行时当做二次风使用；第四路，未经预热器加热的冷风作为播煤密封风送入给煤机。经二次风空气预热器加热后的热二次风直接经炉膛下部前后墙的二次风箱分二层送入炉膛。烟气及其携带的固体粒子离开炉膛，通过布置在水冷壁后墙上的分离器进口烟道进入旋风分离器，在分离器里绝大部分物料颗粒从烟气流中分离出来；另一部分小颗粒随气流通过旋风分离器中心筒引出，由分离器出口烟道引至尾部竖井烟道，经前包墙及中间包墙上部的烟窗进入前后烟道并向下流动，冲刷布置其中的水平对流受热面管组，将热量传递给受热面，而后烟气流经H 型鳍片管省煤器、空气预热器后再进入除尘器，最后，由引风机抽

12、进烟囱，排入大气。主要设备技术规范锅炉主要技术规范单位BMCRBRLTHA主蒸汽流量t/h12151152.91066.75主蒸汽压力MPa（g）25.3125.3125.31主蒸汽温度571571571再热蒸汽流量t/h996.827943.270882.801再热蒸汽进口压力MPa（g）4.9574.6794.390再热蒸汽出口压力MPa（g）4.7474.484.204再热蒸汽进口温度335328322再热蒸汽出口温度569569569给水温度290286281设计煤质分析表化学元素煤矸石洗中煤煤泥混合煤种1）收到基碳Car %22.5730.4246.0231.572）收到基氢Har

13、%1.882.632.432.233）收到基氧Oar %2.612.922.592.684）收到基氮Nar %0.580.730.730.665）收到基全硫Sar %1.381.390.891.246）收到基灰分Aar %61.2551.0218.3445.827）收到基全水分Mar %9.7310.892915.88）空气干燥基水分Mad %22.161.92.019）干燥无灰基挥发分Vdaf %37.5730.825.7932.3410）收到基低位发热量Qnet，ar kcal/kg2252289441702988炉膛结构尺寸序号项目单位数据锅炉深度mm49900锅炉宽度mm47600大板

14、梁高度mm78000炉膛宽度mm31020炉膛深度mm9810后竖井烟道深度mm9310后竖井烟道宽度mm17715布风板宽度mm31025布风板深度mm4700布风板到燃烧室顶的标高差mm50000技术措施试验依据2.1.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T 5439-2009。2.1.2 电力建设施工技术规范 第2部分：锅炉机组DL/T 5190.2-2012。2.1.3 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 5210.2-2009 。2.1.4 火力发电建设工程机组调试技术规范DL/T5294-2013。2.1.5 火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规

15、程DL/T 5295-2013 。2.1.6 循环流化床锅炉启动调试导则DL/T 340-2010。2.1.7 火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则DL/T1269-2013。2.1.8 电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T889-20042.1.9 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL5009.1-2002。2.1.10 东方锅炉厂锅炉说明书、图纸及相关资料。2.1.11 山西电力勘测设计院蒸汽管道吹管设计图纸及设计说明。2.1.12 设备厂家设备说明书、图纸及相关资料。试验目的新安装机组，在锅炉过热器、再热器及其蒸汽等系统中，不可避免会有焊渣、锈垢和其它杂物。在锅炉正式向汽机送汽前，

16、必须将这些杂物尽可能吹洗干净，以确保机组的安全、经济运行。锅炉蒸汽管道吹管目的就是为了清除在过热器、再热器系统中的各种杂物，防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。为机组长期、安全、稳定运行打下基础。目标、指标吹管质量标准：吹管系统过热器、再热器及各段蒸汽管道的吹管动量系数K1；连续两次打铝靶检查，在铝靶上无0.8mm以上的斑痕，且 0.20.8mm范围的斑痕不多于8点，0.2mm以下斑痕不计。锅炉吹管整体符合设计要求，符合调试合同质量要求，按火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程DL/T 5295-2013全部检验项目合格率10

17、0%。试验仪器仪表蒸汽管道吹管调试过程中使用到的仪器、设备有：秒表 一 只；手持对讲机 两 对；振动表 一 只；红外线测温枪 一 把。试验应具备的条件系统调试工作正式开始以前，调试人员应按附件5.3（调试前应具备的条件检查确认表）所列内容对本系统调试应具备的条件进行全面检查，并做好记录。试验内容、程序、步骤吹管方式吹管方式采用一段式吹管，将过热器、主蒸汽管道和再热蒸汽冷段管道、再热器、再热蒸汽热端管道串联吹扫，一步完成。采用一段式吹管方法时，应在汽机侧冷再蒸汽管道上加装集粒器，防止过热器中杂物进入再热器。吹管方法吹管方法采用稳压法吹管。稳压法吹管是维持锅炉输入与输出的能量平衡以及给水量和蒸发量

18、之间的质量平衡，锅炉蒸发系统相对稳定的一种吹管方法，其每次开门时间一般在15min以上。其特点为：每次有效吹管的时间较长，吹管效果佳；锅炉水动力工况较稳定，可以稳定投入给煤系统。根据化水制水条件、给煤系统投运条件以及给水泵出力来决定每次稳压吹管的时间和次数。如果因化学制水、给水等系统原因，限制采用稳压吹管方法，则根据实际情况采用稳压及降压相结合方法进行。吹管流程主管道吹管流程： 高压旁路系统吹管流程： 高压旁路利用主蒸汽系统吹管的间隙吹管。低压旁路不进行吹管，低旁采取人工清理方式进行清洁。减温水管路的冲洗流程分为汽侧吹洗流程和水侧吹洗流程。减温水水侧冲洗流程：减温水汽侧冲洗流程：过热器一、二、

19、三级减温水及再热器减温水管道在吹管第一阶段进行吹洗。第一阶段结束停炉冷却期间，恢复减温水系统，保证第二阶段吹管时减温水可以投用。减温水系统临时管道安装图见附件5.5。汽机轴封蒸汽管道、小汽轮机进汽管道等吹管具体由汽机调试人员确定（详见汽轮机辅汽系统吹管措施）。吹管参数选择稳压吹管参数的选择必须保证吹管系数大于1。吹管系数=（吹管工况蒸汽流量）2×吹管工况蒸汽比容/（BMCR工况蒸汽流量）2×BMCR工况蒸汽比容）。根据以上要求，稳压吹管时吹管参数选取：吹管压力，吹管温度400-430，吹管流量不小于550t/h。锅炉蒸发量应不小于BMCR工况下的45%。降压吹管参数选择。在

20、启动分离器压力为6.06.5 MPa、高过出口蒸汽温度380430时打开吹管控制门，启动分离器压力为3.54.0 MPa时关闭吹管临时控制门。锅炉吹管过程中，根据具体情况，可对吹管参数作适当调整。吹管的临时设施吹管临时控制电动闸阀技术要求公称压力不小于16MPa。设计温度不小于450。公称直径应不小于主蒸汽管道内径。全行程开关时间小于60s。吹管临时控制门旁路门技术要求(1) 公称压力不小于16MPa。设计温度不小于450。公称直径不小于50mm。高旁临控门(1) 公称压力不小于16MPa；设计温度不小于450；高压主汽门及中压主汽门堵板高压主汽门临时堵板、临时短管和法兰由制造厂家提供，且设计

21、压力不小于10MPa，设计温度不小于450。高压主汽门临时堵板、临时短管和法兰由制造厂家提供，且设计压力不小于4MPa，设计温度不小于530。堵板安装按厂家说明书进行，安装必须牢固、严密，并应经过三级隐蔽验收，且验收结果合格。高压主汽门吹管专用堵板隔离通向汽轮机侧蒸汽，接临时管道引出，加临时控制电动门，在临时控制门后恰当的位置安装集粒器。临时门后管道与高排逆止门后管道汇通。高排逆止门不装，此处断开，汇通焊口在高排逆止门处锅炉侧。对于中压汽门的处理同高压主汽门，临时管引出至排汽管到汽机房外排出。临时管道临时管道参数选择原则：(1) 所用临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积。旁路管道内径不小

22、于50mm；(2) 临时控制门前临时管道设计压力P>10.0Mpa，t450； (3) 临时控制门后至高排逆止门临时管道设计压力P>6.0Mpa，t450；(4) 中压主汽门后排汽管临时管道设计压力P>2Mpa，t530。临时管道安装要求：(1) 靶板前临时管道焊口应使用氩弧焊打底；(2) 临时管道支吊架应设置合理，安装牢固，其强度应按大于4倍吹管反作用力计算；(3) 临时管道恢复时，应防止二次污染；(4) 临时管道应进行粗保温；(5) 排汽口处引至汽机房外，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，并派人监护；(6) 汽机周围的蒸汽管道的吹管临时设施按照汽机调

23、试人员提出的措施处理；(7) 临时管道安装示意图见附件5.4。减温水系统吹扫临时管道安装要求：(1) 减温水系统临时管道设计压力不低于10MPa，设计温度不低于450；(2) 过热器一、二、三级减温水系统、再热器事故喷水系统调节阀不装，用相同管径短管代替，所有吹洗系统中的流量装置不装，临时管道接在流量装置断开处。(3) 减温水吹管临时系统安装示意图见附件5.5。(4) 对汽侧、水侧分别用临时管引出进行冲洗；(5) 水侧的临时排水管引到零米层，排至地沟；(6) 汽侧临时的蒸汽排汽管固定牢固，并接至炉本体外斜向上，对空排气，排气口不能对着设备及通道；(7) 在第一阶段吹管后期用蒸汽对汽侧进行吹扫，

24、水侧在给水泵投运后条件具备即可进行冲洗；(8) 减温水系统在停炉冷却阶段必须进行恢复，以备投煤后调节蒸汽温度使用；集粒器设计压力不小于6.0MPa，温度450，阻力小于0.1MPa。集粒器通流总截面积应不小于主蒸汽管道有效截面积的6倍。集粒器应水平安装，且靠近再热器。靶板规格靶板材质为铝板，长度应纵贯管道内径，宽度25mm，厚度5mm ，准备数量为50块。消音器设计压力不小于1.0MPa，设计温度450，阻力小于0.1MPa。消音器通流总截面积应不小于主蒸汽管道有效截面积的6倍。吹管临时表计为了监视集粒器前后差压，在集粒器前后装设压力表，压力表通过DAS系统传输至DCS监视画面。压力表规格参数

25、见表2.1。为了检查消音器的阻力及对吹管系数进行校核，在排汽口附近的临时管道上加装一块压力表和一块温度表，表计规格参数见表2.1，并将压力和温度信号引至DCS临时吹管画面。表2.1 吹管临时表计规格名称安装位置数量量程精度等级压力表集粒器前后40-10MPaFS 0.5级压力表排气口前1.5m左右10-1.5MPaFS 1.5级温度表排气口前1.5m左右10-600FS 0.5级吹管临时画面配合热工人员在DCS系统中制作一个吹管系统监视画面。该画面仅为吹管使用，吹管结束后取掉该画面。该画面应该包括吹管系统图、主要受热面进出口温度、压力参数、临控门、临时监视表计、吹管压降比等参数。吹管步骤吹管前

26、条件检查(1) 吹管系统的安装验收工作完成。(2) 锅炉化学清洗完成。(3) 锅炉烟风、汽水、燃油、给煤、输煤、排渣、除灰、吹灰、床料加入等系统分部试运结束，锅炉点火所需条件已具备。(4) 锅炉热工测量、联锁保护传动等工作已完成，FSSS逻辑保护试验已经完毕，系统已投入。(5) 汽轮机TSI系统安装调试完毕，已投入，防止汽轮机进汽措施已经落实。(6) 汽轮机具备投盘车和抽真空条件。(7) 若采取稳压吹管方式，汽动给水泵调试完毕，具备投入能力。(8) 化学取样系统已具备投入条件。化学已具备进行水质、煤质、煤粒度、灰渣含碳量化验能力。(9) 锅炉PCV阀、启动排气阀已安装调试完毕，具备投入条件。(

27、10) 吹管所需的除盐水、燃料等物质已准备充足。(11) 吹管所需的其它条件见吹管条件检查确认表。锅炉冷态冲洗锅炉冷态冲洗前，先向锅炉上水，锅炉上水方式有凝结水输送水泵上水方式和电动给水泵上水方式。凝结水输送水泵上水方式：化学除盐水-凝结水补充水箱-凝结水输送水泵(上水泵)-主给水管道-省煤器-储水罐。电动给水泵上水方式:除氧器-电动给水泵-给水旁路-省煤器-储水罐。上水时间控制：冬季4小时，夏季2小时，若水温与储水箱壁温接近，可适当加快进水速度，上水水温应>20。按照运行规程给锅炉上水，上水完毕后进行冷态冲洗：(1) 上水至储水罐水位达到9500mm或更高时，锅炉上水完成。(2) 保持

28、储水罐水位，利用溢流阀开启，进行开式清洗，冲洗水PH值控制在之间。(3) 用辅助蒸汽将除氧器水温加热到80（如果锅炉要做水压试验，须控制上水温度在2050），开始锅炉冷态闭式清洗。(4) 储水罐水位趋于稳定后，将储水罐水位调节阀投自动，储水罐溢流阀调节门控制投自动。(5) 调整给水流量至200250t/h，进行冷态冲洗。清洗排放经储水罐溢流阀排到疏水扩容器，当水中含铁量大于1000g/L时，冲洗水直接外排。(6) 当启动分离器出口水含铁量小于1000g/L、PH值9.39.5时，打开锅炉疏水扩容器至凝汽器电动隔绝门，启动疏水泵，炉水回收至凝汽器，投入凝结水处理装置出去水中铁。关闭疏水扩容器至排

29、水槽放水门。(7) 当省煤器入口水铁离子浓度小于50ug/L、启动分离器出口铁离子浓度小于200ug/L ，PH值9.39.5时，锅炉整个冷态冲洗结束。(8) 新机组首次启动时锅炉清洗时间和清洗水量见下表(具体量取决水质化验报告)。排放时间/排放量到排污箱，排出系统外排到冷凝器冷态清洗通常约8.5小时/约3000 t（首次启动2.5天）通常约25小时/约8000 t(首次启动约2.5天）锅炉点火升温升压省煤器入口给水的含铁量小于100g/L时，锅炉方可点火。得到点火指令后，调节一次风挡板，使一次风量高于最低流化风量，总风量大于25%额定风量，炉膛负压维持在-50-100Pa之间。锅炉吹扫完成后

30、点火，投入油枪，开启各集箱疏水阀，开启临控门旁路门。点火投床下点火油枪。点火后应注意检查燃烧及雾化情况，及时调整油枪运行工况，确保雾化良好，火焰清晰，不冒黑烟。锅炉点火后控制升温率2/min，升温至190（顶棚出口），维持温度不变，锅炉进行热态冲洗，在热态冲洗过程中应进行水质检查；热态清洗期间应停止升温升压，维持启动分离器水温在190±10范围内。锅炉点火后，进行锅炉热态冲洗。热态冲洗时，分离器出口水中含铁量大于1000g/L时，冲洗水直接外排，含铁量低于1000g/L时，将水回收至凝汽器，并投入凝结水净化装置作净化处理。启动分离器出口水中含铁量小于100g/L时，热态冲洗完成。吹管

31、过程中，炉水PH值为9-10，磷酸根含量维持在2-10g/L，吹管过程中加强对水中铁含量监视，含量大于1000g/L时，加强排污换水。经过了低温烘炉的过程，耐火材料的游离水分已经全部排除，中、高温烘炉与锅炉的吹管工作同时进行完全可行。但在这一过程，锅炉需要达到使用温度，耐火材料依然会产生一系列物理化学变化，体积变化由大到小再到大，最终使耐火材料的体积稳固。因此参考浇注料厂家温升曲线控制点火初期温升比较缓和与慢速，确保炉衬的干燥缓慢和均匀地受热。调整好油压，视情况在就地盘或控制室点火投床下油枪左右个一支，点火后及时调燃烧风、冷却风等使油枪燃烧稳定正常。由观察口观察点火情况以确保燃烧良好。首支油枪

32、点火成功后，进行床下油枪的试点火及燃烧调整工作，以检查每支油枪的雾化、燃烧情况，对燃烧不正常的应找出原因予以消除。床下启动燃烧器投用期间，床下启动燃烧器风道风温应保持不大于900。点火后一小时属预热阶段，不可升温太快，因此油量要逐渐增加，一小时后，逐步加大油量。此时要密切监视风室内风温及床层温度变化。根据升温、升压曲线要求，投入风室其余启动油枪。调节供油压力，提高启动燃烧器的燃烧率，调节点火风，混合风量，使燃烧风风量与燃油量相匹配。根据锅炉升温曲线，继续增投油枪。当床温升到600-650时（试运时确定，该值为煤的点火温度），可向炉内试投煤。给煤采取脉动给煤方式，手动启动两台给煤机（炉膛左右侧区

33、域各一台），以1015%的给煤量“脉动”给入对应给煤管，即给煤35分钟后，停止给煤，约35分钟后观察床温的变化，当床温增加，同时氧量有所减小时，证明煤已开始燃烧。再以相同的脉冲形式给煤，床温继续增加，床温增加速度为47/min，氧量持续减小。同时开大播煤风门，注意监视平均床温和氧量的变化。床温达到780左右且继续上升时，给煤机可连续投入运行。床温达到790以上且继续上升时，逐渐减小床下4只启动燃烧器的出力，然后逐一切除，同时逐渐增加给煤量。调整给煤量和一次风量以控制床温。只有床温升至890并能稳定在850900时，才可撤除最后点火器，断油纯烧煤运行。断油以后燃油系统应处于备用状态。调整燃烧风量

34、和燃煤量，并维持氧量，注意任何工况下，一次风量不允许小于临界流化风量。断油以后及时联系投入袋式除尘系统运行。确认除渣系统运转正常，根据需要逐渐开始排渣，维持合适床压。根据升温升压速度要求增投油枪。升温升压速度根据分离器饱和温升率及升压率控制： 主蒸汽压力MPa <0.98 0.983.92 3.926.0 温升率/h <28 <56 <30 升压率MPa/min 0.03 0.05升温升压时，过热器及再热器的疏水阀应打开，临控门的旁路门应打开，并注意监视过热器、再热器、水冷壁管壁不超温，边暖管边升温升压。当汽水分离器压力上升至0.21MPa时，关闭锅炉所有空气门。分离器

35、压力升至0.40.6MPa时维持压力，在热态下对各承压部分的连接螺栓进行热紧工作。汽水分离器压力升至1.0MPa时，关闭或关小过热器及再热器系统疏水门。暖管时应检查管道的膨胀和支吊架的受力情况，重点检查临时系统的膨胀、受力情况。发现问题及时汇报，采取措施处理。分离器压力升至1.5MPa，维持此压力，进行热工仪表吹扫工作，完成后投入仪表。锅炉点火后控制升温率2/分，分离器温度升至180210（或顶棚出口温度190）时进行热态冲洗，停止锅炉升温升压。当化验储水罐排水的Fe50µg/l时，锅炉热态冲洗结束；锅炉首次启动要特别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

36、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。记录膨胀时间为：上水前、后，1.01.5MPa，分离器压力5.06.0MPa时；第一阶段吹管当吹管系统经过充分暖管后，分离器压力3.0MPa，开临时控制门进行试吹洗。检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况，特别加强对临时设施检查。发现问题及时汇报研究消除。若有重大问题立即汇报，并关闭临时控制门，断掉动力电源，停止锅炉升温升压，停止吹管，采取措施后再试吹管。分别在分离器压力为4.0、5.0MPa时，进行第二、第三次试吹，试吹结束，检查系统无缺陷后，进行正式预定压力下的蒸汽吹管。分离器压力在6.06.5MPa之间，开临控门进行正式吹管。临控

37、门的开关根据分离器压力及温度进行控制。分离器压力在6-6.5MPa之间，开临控门进行吹管，当分离器压力下降至3.54.0MPa之间关临时门，同时应保证分离器出口蒸汽温度下降值不超过42，如果出现分离器出口温度下降速度较快，下降值接近42时，关临控门，暂停吹管。吹管过程中，给水量波动较大，应密切监视储水罐水位，保证锅炉吹管耗水量。监视锅炉各受热面壁温及主再热蒸汽温度，控制主再热蒸汽温度不超过430。按差压法对吹管系数进行核算，调整吹管压力至合适值。高压旁路吹管穿插进行，主管路吹管6次左右，穿插进行1次旁路吹管。减温水汽侧吹管在第一阶段吹管后期进行。水侧冲洗在给水泵启动后，临时管道安装完毕，水侧冲

38、洗条件具备时即可进行。过热器减温水汽侧吹扫，在储水罐压力3.5MPa以下时进行，每根管吹5次左右，每次吹35分钟。再热器减温水吹管和主管路吹管同时进行，开临控门后开再热器吹管控制阀，进行再热器减温水管道吹扫，每根管吹5次左右，每次吹35分钟。减温水管道汽侧及水侧冲洗完毕后，在停炉冷却阶段应恢复减温水系统，保证第二阶段吹管减温水可以投用。第一阶段吹管结束的一般判据为：采取降压吹管法，吹管20-25次，采用稳压吹管法，吹管10次左右。第一阶段吹管结束后，锅炉一般以压火方式停炉，停炉后锅炉应保持最小给水流量，注意监视尾部烟道温度。停炉冷却停炉冷却时间应在12h以上。停炉冷却期间需完成以下工作：(1)

39、 人工清理集粒器；(2) 消除一阶段吹管期间发现的缺陷；(3) 过热器一、二、三级减温水系统管路恢复；(4) 再热器减温水系统管路恢复；(5) 减温水系统调节阀和流量装置的安装、调整试验（注：安装过程中应采取必要措施防止二次污染）。第二阶段吹管系统冷却结束后，锅炉再次点火升压，暖管。分离器压力3.04.0MPa ，进行试吹洗，使系统充分加热，检查膨胀、受力情况。如无异常，继续升压到3.54.5MPa 进行稳压吹管。当分离器压力达到3.54.5MPa时，开启临时控制阀，增大锅炉的给煤量，稳定压力进行稳压吹管，保持储水罐水位正常。第二阶段吹管期间穿插进行高压旁路管道吹洗。保证高旁吹管次数在810次

40、之间。低压旁路手动清理。吹管后期装设靶板，进行打靶。靶板装设应在临控门关闭后，且断电，蒸汽完全隔绝情况下进行靶板的装设和更换。采用降压法进行打靶。在连续打靶阶段，锅炉燃烧应适当减弱，给更换靶板争取足够时间，如果压力增加过快，可通过启动排气阀、PCV阀及主汽管道疏水阀进行泄压。当连续两次打靶且靶板合格后（见吹管质量标准），经参与各方见证，并经试运指挥部确认，锅炉蒸汽吹管结束。吹管结束后，连续两次打靶合格的靶板应存档。按照停炉曲线减温减压。减少给煤量，控制蒸汽温度和床温下降速度，维持储水罐水位。锅炉断煤前，应走空给煤机上存煤。按照正常停炉程序停止锅炉运行。床温低于200时，锅炉开始放水（分离器压力

41、0.5MPa）。继续降低床温至常温，停止一次风机、二次风机、高压流化风机、引风机运行；锅炉停运前对空预器进行一次全面吹灰。如果压火停炉，应保证锅炉最小给水流量，监视储水罐水位。监视尾部烟道温度。系统冷却后，拆除吹管临时系统，恢复机组的正式系统。组织措施按照启规有关规定，各方职责如下：施工单位职责2.1.13 负责主持分部试运阶段调度会，全面组织协调分部试运工作。2.1.14 负责试运中临时设施搭建及临时系统的安装、拆除、挂牌工作。2.1.15 负责单体调试工作，提交单体调试报告和单机试运记录。 2.1.16 负责试运阶段设备的检查、维护、消缺和完善工作，准备必要的检修工具及材料。 2.1.17

42、 配合分系统试运和整套启动试运工作。 2.1.18 机组移交生产前,负责试运现场的安全、保卫、文明试运工作,做好试运设备与施工设备的安全隔离措施。生产单位职责2.1.19 负责试运全过程的运行操作，运行人员应分工明确、认真监盘、精心操作，防止发生误操作。对试运中发生的问题提出意见或建议。2.1.20 负责设备启动前检查及启停操作、运行调整、巡回检查、事故处理和正常维护工作。 2.1.21 负责系统及设备的正式挂牌工作。 2.1.22 负责准备运行的规程、工具、记录报表、各项规章制度、各种工作票、操作票、系统图册、台账等。 2.1.23 负责生产必备的检测、试验工具及备品备件等配备。2.1.24

43、 负责完成各项生产准备工作，包括：燃料、水、汽、气、酸、碱、化学药品等物资的供应。调试单位职责2.1.25 负责编制、报审、报批调试措施（方案），提交分系统及整套启动试运计划。 2.1.26 负责分系统试运和整套启动试运前的技术、安全及组织交底，并做好交底记录。2.1.27 负责全面检查试运系统的完整性和合理性，组织分系统试运条件的检查确认。2.1.28 负责试验数据的记录及整理工作，准备有关测试用仪器、仪表及工具。 2.1.29 在分系统和整套试运期间，监督指导运行操作。 2.1.30 参加分部试运后的验收签证，编写分系统及整套启动试运调试报告。监理单位职责2.1.31 负责组织对调试计划、

44、分系统试运和整套启动试运调试措施的审核。2.1.32 负责试运过程的监理,参加试运条件的检查确认和试运结果确认,组织试运后的质量验收签证。2.1.33 负责试运过程中的缺陷管理,建立台帐,确定缺陷性质和消缺责任单位,组织消缺后的验收,实行闭环管理。2.1.34 组织或参加重大技术问题解决方案的讨论。设备厂家职责2.1.35 按供货合同提供现场技术服务和指导,保证设备性能。2.1.36 参与重大试验方案的讨论和实施。2.1.37 参加设备首次试运条件检查和确认。2.1.38 按时完成合同中规定的调试工作。安全措施危害危险源识别及相应预防措施 危险源识别及相应预防措施见附件5.1。安全注意事项2.

45、1.39 参加调试的所有工作人员应严格执行安规及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠地进行。2.1.40 调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。2.1.41 在现场调试过程中必须佩戴安全帽，对以下可能出现的危险工作负责人必须在现场进行分析，并消除危险隐患： 坠落； 触电； 烫伤； 转动机械绞伤。2.1.42 高压主汽门及中压主汽门堵板安装按厂家说明书进行，安装必须牢固、严密，并应经过三级隐蔽验收，且验收结果合格。2.1.43 如在锅炉吹管过程中危及人身及设备安全时，应立即停止吹管工作，必要时停止机组运行，分析原因，提出解决措施。2.1.44 由于锅炉吹管是结合锅炉耐火材料的中

46、、高温烘炉一起进行，因此在锅炉点火进行升温升压的过程中，一定要按照耐火材料厂家提供的中、高温烘炉曲线进行升温升压。2.1.45 锅炉点火升压时，汽机要派专人监视汽机缸温，专人检查高、中压联合汽门的临时设施有无泄漏，如有应及时停止吹管进行处理。2.1.46 吹管阶段的重点是控制好锅炉给水，使得启动分离器水位可见，禁止出现锅炉缺水干烧现象。注意监视储水罐的压力和出口温度，控制好开门关门时间。吹管过程中严密监视过热器、再热器及临时系统管道温度，不得超过设计温度。2.1.47 吹管临控门开启后汽压下降很快，启动分离器水位也急剧上升甚至满水，这是虚假水位，此时不应减少给水量，相反要逐渐增大给水量。吹管临

47、时控制门关闭时，启动分离器水位又急剧下降，甚至看不见水位，所以开始关门时就应加大给水，尽力维持门关完水位在可见水位。当水位开始回升时，应立即减少给水量以防水位过高。2.1.48 当锅炉吹管之前，关闭储水罐水位调节阀。解除分离器储水罐水位与水位控制调节阀之间联锁逻辑。2.1.49 吹管管线周围不应有易燃易爆物。排汽口（消音器）周围20米区域不应有人，应设警戒线，派专人监视。2.1.50 在吹管现场应有人员值班，并在吹管区域挂出警示标志（夜间有红灯警示）和警界区域，张贴安民告示，每次吹管前必须确认无妨碍吹管的工作后方可开门吹管。2.1.51 每次吹管开控制门前要确认更换靶板人员已离开，无关人员离开

48、吹管管线。2.1.52 吹管时临时控制门差压大，操作频繁，应派专人维护以确保吹管顺利进行。2.1.53 吹管时管线要充分暖管，开始吹管前，主汽管和再热蒸汽管路上的疏水门须全部开启，同时取掉疏水滤网，并确认疏水门后的管道是热的，以保证疏水管道畅通，同时临时疏水管的尺寸要满足要求，不能过小，以免防止疏水不畅；吹管前，冷再管道内的蒸汽温度应该在130以上；正式吹管时，主汽管路上的疏水门关回到较小开度。2.1.54 锅炉点火后，开启吹管临时控制门的旁路门或临时控制门开一部分，让蒸汽进入再热器，以便冷却高再。2.1.55 吹管过程中必须监视炉膛燃烧情况，保证炉膛燃烧良好，同时严密监视尾部烟道各点烟温，严

49、防发生空气预热器着火事故和尾部二次再燃烧。2.1.56 锅炉点火吹管过程中，应投入空预器连续吹灰，火灾报警必须正常投入，并严密监视空气预热器烟气温度。停炉期间必须打开空气预热器人孔门，检查蓄热元件积油、积粉情况，必要时进行清理。2.1.57 吹管过程中注意监视气固分离器出口烟温。2.1.58 系统所有转动机械都应有人巡视、监护。2.1.59 运行单位对所有系统的阀门、挡板挂牌完毕。2.1.60 锅炉首次点火，安装、运行单位应派专人检查锅炉及蒸汽管道系统的膨胀情况，并作好记录。确保膨胀正常。2.1.61 每次试吹后，安装、监理等应对整个汽水管道及临时管道的支掉架、固定支架进行检查，如检查无任何问

50、题，才可以继续下次吹管工作。2.1.62 锅炉在每阶段吹管前，应仔细检查系统，将该开的阀门开启，该关的阀门关闭，在吹管期间，不得随意开关该管路上的阀门，以防止安全事故发生。2.1.63 吹管期间，控制室与其它辅助系统，尤其是和给水泵就地的通讯联系畅通。2.1.64 吹管过程中消耗水量较大，应加强监视除氧器水位。并坚持化学连续制水，保证吹管工作顺利进行。2.1.65 进行锅炉设备的缺陷处理或检修时，各单位应办理检修工作票2.1.66 更换靶板时应加强联系，临时控制门必须断电，且确认无蒸汽状态的情况下取换靶板，取换完毕人员撤出后，方可通知吹管负责人，严禁误开门事故发生。2.1.67 条件允许情况下

51、，靶板、吹管临控门、集粒器、消音器等部位安装摄像头，引入监控系统，并安排专人监视。2.1.68 每天吹管结束后或停炉冷却期间，需要关闭临时控制门，且停掉临时控制门电源，取下保险。2.1.69 停炉期间，应清理集粒器内锈渣，清理前作好安全措施。2.1.70 吹管过程中注意监视床温不超过900。2.1.71 吹管期间应尽量组织好煤，以确保着火稳定、燃烧充分；监视尾部受热面特别是省煤器、空预器等处烟温在正常范围内。避免尾部烟道超温及二次燃烧。2.1.72 按照环保要求，锅炉床上油枪停运后，应当投入除尘器运行，保证锅炉不冒浓烟。2.1.73 吹管结束后系统恢复时，必须采取可靠措施，严禁造成二次污染。2.1.74 锅炉吹管工作应建立统一的试运组织、统一指挥、安全第一。配备足够的运行、检修、保卫人员，运行人员经培训合格，熟悉有关的设备系统，了解试运措施，明确自己的工作范围及职责。2.1.75 本措施仅供吹管使用，未提及的其他正常操作，按电厂有关规程执行。附件危险危害因素辨识及控制措施试验项目：1#机组锅炉蒸汽管道吹管 部门:锅炉专业 编码：WGJDL-FD-TSS-GL