锅炉性能验收试验

锅炉性能验收试验新锅炉调试经过72+24或168小时(300MW以上机组)试运移交生产后，按照有关规定要求，必须进行机组性能验收试验，以考核锅炉各项技术经济指针是否达到合同、制造厂家所提供的各项性能保证指针和有关规定要求。主要试验项目有：锅炉额定出力特性试验；锅炉最大出力试验；机组设备及管道保温效果的测试；锅炉汽水品质测定；空气预热器漏风测定；锅炉负荷特性试验；锅炉启、停特性试验；变动工况试验；汽水及风烟系统阻力测定；过热器、再热器热偏差试验；烟气SO2、Nox排放值测定。锅炉额定出力特性试验锅炉额定出力特性试验在汽轮机正常运行、汽轮机高背压运行和汽轮机停高加运行三种工况下进行。汽轮机正常运行时锅炉额定出力试验，机组达到额定负荷，对锅炉进行全面测量，同时记录锅炉运行参数和主要辅机运行资料。根据要求进行两个工况的平行试验。锅炉运行性能参数包括：机组负荷、主汽流量、主汽压力、主汽温度、再热器入口汽压、再热器入口汽温、再热器出口汽压、再热器出口汽温、给水压力、给水温度。主要受热面各点壁温包括：屏式过热器、低温过热器、高温过热器、低温再热器。汽水品质包括：锅水的PH值、二氧化硅，饱和蒸汽的二氧化硅和钠离子，过热蒸汽的二氧化硅和钠离子，再热蒸汽的二氧化硅和钠离子含量。锅炉热效率试验包括：燃煤特性及可燃物分析：水分、灰分、挥发份、低位发热量、燃煤颗粒、飞灰可燃物、炉渣可燃物等项目。另外还要进行空气预热器性能考核，在空气预热器的进出口同时测量空侧温度、静压含氧量，计算得到空气预热器的阻力、漏风系数和漏风率。机组高背压运行时锅炉额定出力试验。所测量项目及试验项目同上。机组高背压运行时锅炉额定出力试验。同上。锅炉连续最大出力试验逐渐增加燃煤量提高锅炉出力，调整并保持主汽和再热器压力、温度达到额定值。当汽轮机调节阀全开后发现调节级超压，锅炉仍未达到最大连续出力，以汽轮机最大进汽量为锅炉最大连续出力的试验工况。关小汽轮机调节汽阀使调节级不超压进的进汽量为汽轮机最大连连连续出力（虽然锅炉本身还有余量，可以以给水校正后的主汽流量为准）。保持运行2小时以上，对锅炉进行全面测量。所要测量和进行的项目同上。锅炉负荷特性试验对于135MW机组来说，机组负荷应分别在112.5MW、100MW、87.5MW三个工况下运行，维持锅炉出口蒸汽压力、温度在额定值，对锅炉进行全面测量。机组散热测试（1） 在机组出力大于90%额定负荷，天气良好。（2） 对保温结构的表面温度测量采用红外辐射温度计法。（3） 在汽轮机的高、中、低压缸、主汽管道、再热蒸汽管道、给水管道、抽汽管道和锅炉炉墙、炉顶部、汽包、旋风分离器、锅炉的烟风道等处每处至少5点（包括管道弯头、炉墙拐角等部位）进行保温结构的表面温度、环境温度及风速的测量。锅炉启动、停止特性试验在锅炉启动、停止过程中进行锅炉冷态、温态和热态启、停特性试验，记录相关资料。在机组进行额定负荷试验过程中分别在定压和滑压工况下进行锅炉连续负荷变化率测试，记录并计算其每分钟的负荷变化率。锅炉整套启动目的：按部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》有关规定要求，对施工、设计和设备质量进行考核，检查设备是否能达到额定出力，是否合乎设计要求。调试对象及范围2.1调试对象2.1.1锅炉设备概况锅炉为东方锅炉厂生产的超高压自然循环，一次中间再热，汽冷分离器、循环流化床燃煤锅炉，型号为DG-440/13.7-II2型。锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，两台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井（HRA）三部分组成。炉膛内布置有屏式受热面：六片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和一片水冷分隔墙。锅炉预留有六个给煤口和三个石灰石给料口，给煤口和石灰石口全部置于炉前，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，通过金属膨胀节与床下风道点火器相连，风道点火器一共有两台，其中各布置有一个高能点火油燃烧器。炉膛两侧分别设置两台多仓式流化床风水冷选择性排灰冷渣器。炉膛与尾部竖井之间，布置有两台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器。尾部由包墙分隔，在锅炉深度方向形成双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有螺旋鳍片管式省煤器和卧式空气预热器，空气预热器采用光管式，沿炉宽方向双进双出。过热器系统中设有两级喷水减温器，再热器系统中布置有事故喷水减温器和微喷减温器。锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上。2.1.2锅炉各主要工况下的技术设计参数如下：项目单位数值（BMCR）汽包压力MPa14.9主蒸汽流量t/h440主蒸汽温度。C538主蒸汽压力MPa13.7再热蒸汽流量t/h360再热蒸汽进口温度C319再热蒸汽出口温度C538再热蒸汽进口压力MPa2.62再热蒸汽出口压力MPa2.47给水温度C249排烟温度C131锅炉设计热效率（低位）％91.53喷水比例％5.17冷风温度C20热风温度C~256过量空气系数/1.2冷渣器出口渣温C<150烟气量Nm3/h433.6X103风量Nm3/h406.6X103燃煤量t/h73.35石灰石耗量t/h3.87钙硫比Ca/S/2.2煤粒度mm0-9,d50=1.8石灰石粒度mm0-1.5,d50=0.45脱硫效率％90床温。C890炉膛平均温度。C878炉膛出口烟温C863分离器出口烟温C852低再、低过出口烟温C528省煤器出口烟温C3042.1.3该炉设计煤种为烟煤，煤质特性如下:名称符号单位数值设计煤种（应用基）校合煤种（应用基）碳Car%47.0843.66氢Har%3.162.97氧Oar%7.374.60氮Nar%0.880.75全硫St.ar%0.750.84灰分Aar%34.6541.78全水分Mt%6.115.4挥发分Vd.af%40.5643.03低位发热量Qnet.arKJ/kg1878016480煤的入炉粒度：最大粒径dmax=9mm；d50=1.8mm。石灰石特性（煅烧前）名称符号单位数值碳酸钙CaCO3%95.14碳酸镁MgCO3%3.82水H2O%0.5其它％0.54最大粒径dmax=1.5mm；d50=0.450mm（见石灰石入炉粒度要求曲线*）。2.1.4工质流程：2.1.4.1汽水流程：给水一省煤器一汽包一饱和蒸汽一汽冷式旋风分离器入口烟道一汽冷式旋风分离器一尾部竖井侧包墙过热器一尾部竖井前、后包墙过热器一尾部竖井中间包墙过热器一低温过热器一I级减温器一屏式过热器一II级减温器一高温过热器一集汽集箱一汽机2.4.2.2再热蒸汽流程：汽机高压缸排汽一事故喷水减温器一低温再热器一微量喷水减温器一高温再热器一汽机中压缸2.1.5锅炉主要辅机设备规范2.1.5.1引风机型式：单吸入离心式风机型号：Z92412V.01.00SBL6T型流量：Q=279973Nm3/h静压升：H=5634Pa进口压力：-5407Pa介质温度：136°C风机转速：960rpm2.1.5.2一次风机型式：单吸入离心式风机型号：L3N2165.04.00SBL6T型流量：Q=209341Nm3/h全压升：H=23150Pa进口压力：0.25Pa介质温度：20C介质密度：1.1985kg/m3风机转速：1485rpm2.1.5.3二次风机型式：单吸入离心式风机型号：L2N1941.00.85SBL6T型流量：Q=87606Nm3/h全压升：H=10863Pa进口压力：0.25Pa介质温度：20°C介质密度：1.1985kg/m3风机转速：1440rpm2.1.5.4J阀风机型式：型号：流量：全压升：进口压力：介质温度：介质密度：风机转速：2.1.5.5给煤机规范：型号：10-57耐压式给煤机运输皮带：环行裙边胶带带宽：650mm带速：0.55mm/s流量：2.7-27t/h主驱动头：R87DV123S4（含电机）驱动功率：5.5KW皮带秤形式：ICS-30称重传感器：9370-100KG2.1.5.6播煤风机规范：型号：L2N1241.02.81SBL6T入口流量：52771.7Nm3/h全压升：17.76kPa入口压力：16.11kPa风机转速：2970rpm2.1.5.7点火风机规范：型号：L4N1365.04.93SBL6T入口流量：50280Nm3/h全压升：6.456kPa入口压力：16.11kPa风机转速：1480rpm2.2调试范围2.2.1锅炉及其辅助系统2.2.1.1炉前燃油系统2.2.1.2锅炉烟风系统2.2.1.3锅炉汽水系统2.2.1.4锅炉给水及减温水系统2.2.1.5给煤设备及系统2.2.1.6锅炉疏排水系统2.2.1.7电除尘及其辅助装置2.2.1.8吹灰系统2.2.1.9锅炉汽水取样系统2.2.1.10锅炉加药系统2.2.1.11火检冷却风系统2.2.1.12除灰、除渣系统2.2.1.13输煤设备及系统2.2.1.14石灰石系统2.2.1.15仪用及厂用压缩空气设备及系统2.2.2与以上系统及其辅机相关的热工信号、联锁保护、程控及自动控制系统。调试方法、工艺或流程按机组整套启动试运曲线，进行锅炉点火、升压工作，逐步投入锅炉各附属设备及相关系统，使机组达到满负荷安全稳定运行，完成机组72+24小时试运行，在机组试运行过程中，进行有关锅炉调整试验工作并配合热工专业投入相关保护、自动及顺序控制系统。调试前应具备的条件及准备工作4.1调试前应具备的条件4.1.1锅炉酸洗吹管结束，临时管道恢复正式系统。4.1.2安全门调整校验结束，动作值符合要求。4.1.2锅炉中温烘烤已结束，内衬材料烘烤达到效果。4.1.3前阶段发现的缺陷及影响启动的结尾工作、整改项目均已处理完毕。4.1.4锅炉本体的刚性梁良好，各部的膨胀指示器良好，刻度清楚，基准点指示确。4.1.5锅炉本体的平台、扶梯、栏杆及护板完好，信道畅通，现场整洁，沟道盖板齐全，临时设施及脚手架已拆除，施工杂物清理干净。4.1.6设备和系统的安装、保温、油漆工作全部结束。4.1.7通风、照明（包括事故照明）及消防设施齐全、可靠。4.1.8锅炉所有电动门、调整门及风、烟挡板开关灵活，开度指示正确，手动门应开关灵活，操作安全、方便，标示牌正确齐全。4.1.9锅炉所有辅机经试转且验收合格。4.1.10下列系统及设备应具备投入正常运行条件4.1.10.1燃烧设备4.1.10.2主、再热蒸汽系统4.1.10.3给水及减温水系统4.1.10.4烟风系统4.1.10.5燃油系统及自动点火装置4.1.10.6输煤系统、给煤系统4.1.10.71、11级旁路系统4.1.10.8锅炉热工表盘，测量仪表及监控保护、联锁系统（FSSS、SCS、DAS等）4.1.10.9压缩空气系统4.1.10.10冲灰水、工业水、消防水、疏/放水、锅炉上水泵系统4.1.10.11锅炉吹灰系统，空预器吹灰系统4.1.10.12加药、取样、排污及蒸汽加热系统4.1.10.13电气除尘器及锅炉除灰、除渣系统4.1.10.14石灰石系统4.1.11灰沟清理干净、畅通，地沟喷嘴、盖板完好。4.1.12运行所需的记录表格，系统图应齐全。5.2调试前的检查及准备工作5.2.1批准点火的锅炉应该是经验收合格的锅炉，验收工作应有运行人员参加，此后安装人员不得进入炉膛或烟道内工作，并不得再操作设备。5.2.2锅炉点火前，按〃锅炉运行规程〃的要求，对机组各系统及所属设备进行全面的检查，将发现的问题汇报启动指挥部，及时联系消缺。5.2.3锅炉上水5.2.3.1汽包就地水位计投入，且照明良好、清晰，否则不予上水。5.2.3.2上水的水质应经化验合格，其温度＜90^0上水时间不得少于2小时，冬季不得少于4小时，当水温接近汽包壁温时，可以加快进水速度。5.2.3.3控制进水温度与汽包壁温度差上40°C，否则不得进水。5.2.3.4上水前/后应记录汽包及水冷壁联箱的膨胀指示值。5.2.3.5水位上至汽包水位计-100mm时，停止上水，注意水位应无变化，否则要查明原因。5.2.3.6投炉底蒸汽加热，必须将系统彻底疏水，控制加热速度。控制汽包壁温升速度＜2C/min，管道和水冷壁不应产生水冲击声，当汽包平均壁温达到100〜120C时，停止进行加热，并解列和隔绝炉底蒸汽加热系统。5.2.4联锁保护试验5.2.4.1锅炉总联锁试验（辅机联锁）及相应的热工保护联锁。5.2.4.3锅炉安全保护系统试验（FSSS模拟信号）。5.2.4.4汽包水位保护试验6调试步骤、作业程序6.1联系值长、汽机、化学、燃料等专业，准备锅炉点火，汽机抽真空。6.2启动燃油泵，燃油系统打循环至炉前。6.3进行电除尘启动前的准备工作（投振打、加热装置）。6.4锅炉通风按顺序依次启动J阀风机、引风机、一次风机、二次风机、播煤风机，保持炉膛负压-100Pa，通风吹扫5分钟（通风量应为满负荷风量的25%）。6.5由J阀床料填充口注入床料至显示床压4560Pa。6.6接值长锅炉可以点火命令后，将燃油压力调整到规定值2.5〜3.0MPa，投入启动燃烧器，锅炉点火后，应及时到就地检查油枪的着火情况，相应调整风量。6.7点火正常后，联系汽机投一、二级旁路系统，关闭过热器、再热器向空排汽门。6.8锅炉点火后即投入空预器连续吹灰。6.9根据〃锅炉滑参数启动曲线〃控制升温升压速度应缓慢均匀，其升温升压速度如下：升压速度W0.05〜0.1MPa/min升温速度：1.0〜2.0°C/min。6.10启动过程中应控制的技术参数指针6.10.1汽包上下壁温差＜50C，如温差大时，应：6.10.1.1联系汽机适当开大旁路阀，加大排汽量。6.10.1.2加强定期排污。6.10.1.3降低升压速度。6.10.2各部烟温，汽温和管壁温度正常。6.11点火后，汽包水位会升高，此时应进行定期排污，对膨胀小的联箱要加强排污。0.196MPa关空气门和疏水门。0.294〜0.49MPa热紧汽包人孔、水位计螺丝，抄录膨胀指示值。0.588〜0.98MPa通知化学化验蒸汽品质，联系电建热工人员冲洗仪表管道，0.98MPa抄膨胀指示器。1.47〜1.96MPa，主蒸汽温度达250〜300C，再热蒸汽200C以上，主、再热蒸汽在对应压力下有50C以上的过热度时，汽机可以冲转。此时应保持汽压汽温的稳定，随着流量的增加逐步增加燃油量，汽温应缓慢上升。6.16床温达到540C时，试投煤。燃煤应具备条件：无MFT信号床温＞540C炉膛准备好播煤风机运行正常，且风量、风压足够投煤后须加强监视氧量、床温、床压变化，炉内流化工况，燃烧情况，返料情况。6.175.85MPa、13.8MPa抄录膨胀指示值，全面检查汽水系统、主要设备和仪表应良好。6.18床温达到830°C，视锅炉燃烧情况逐步撤油枪，投电除尘。6.19床压达到7.0kPa时，投入除渣系统。6.20监视烟气SO2排放值，必要时用手动或自动方式调节石灰石的加入量，使烟气中SO2含量符合规定值。6.21负荷升至100MW以上，配合热工专业逐步投入有关自动控制系统。6.22整套启动过程中的注意事项6.22.1锅炉点火后，若汽机旁路暂不能投用，则严格控制高再后烟温＞538Co6.22.2应特别注意汽包水位和燃烧情况的变化，及时进行调整。6.22.3加强与汽机运行人员的联系，在锅炉指针允许的前提下，升压升温速度应满足汽机运行的要求。6.22.4严格控制升温升压速度，炉膛热负荷分布应均匀，给煤机应尽量对称投停，使锅炉炉膛温度分布均匀。6.23锅炉运行的控制与调整6.23.1主要安全经济指针6.23.1.1汽包水位：正常在0±30mm，最大W±50mm主汽压力:W13.7MPa主汽温度：W538+105C6.23.1.4再热器出口汽温：W538+105C6.23.1.5主蒸汽及再热汽温差W20C6.23.1.6过热器两侧蒸汽或管壁温度差W25C6.23.1.7炉膛负压-50〜-100Pa6.23.1.8炉膛出口烟气含氧量：3〜4%6.23.1.9燃油压力：2.5〜3.0MPa6.23.2燃烧调整6.23.2.1床温调整6.23.2.1.1正常运行床温保持在890C〜930C之间，如果床温低于830C（此数值调试过程中确定）则投入启动燃烧器。6.23.2.1.2床温偏高时，增加一次风去风箱的风量，相应减少二次风的风量，保持总风量不变，调节时要缓慢，避免大幅波动，若仍不能降低床温，则需降低燃料给料量。必要时可增投石灰石给料量。6.23.2.1.3床温偏低时，减少一次风去风箱的风量，相应增加二次风的风量，保持总风量不变，调节时要缓慢，避免大幅波动，若仍不能提高床温，则须提高燃料给料量。必要时减少石灰石给料量。6.23.2.2床压调整6.23.2.2.1床层过高或过低都会影响流化质量，引起结焦。参考冷态试验结果及实际运行过程中床温和床层流化情况，找出合适的床压控制范围，并以此作为排渣启、停的基准，从而维持相对稳定的床层高度。6.23.2.2.2床压高，手动调节排渣控制门的开度，同时增加启动排渣的次数，增加排渣量。6.23.2.2.3床压低，手动调节排渣控制门的开度，同时减少排渣的启动次数，减少排渣量必要时停止排渣。6.23.2.2.4增减负荷增负荷时，应先加风后加燃料，加风与加燃料交替进行。减负荷时，应先减燃料后减风，改变燃料量与风量应交替进行，采用“少量多次”的调整方法，避免床温大幅度变化。6.23.2.2.5调整风量时，先调一次风，后调二次风，在调整过程中，要密切监视一次风风箱压力、床温、床压，在满足正常流化的前提下，调节二次风量，保持总风量。6.23.2.2.6回料阀的调整回料阀的风量及风压在冷态试验中已经初步调整完毕，在此仅根据实际运行中回料阀的床压及床温、各通风口管路流量指示判断返料正常与否，并进行进一步的调整，原则上不进行大的调整。6.23.3主汽及再热汽温的调节6.23.3.1保持汽温稳定，首先要保证锅炉燃烧的稳定，司炉应掌握各种运行方式下的汽温变化规律，预先调整，以免被动。6.23.3.2汽温的调节手段应留有余量，根据实际情况进行锅炉的吹灰工作。6.23.3.3减温水量的变化应缓慢，不可猛开猛关。6.23.3.4经常校对汽机侧汽温，掌握机、炉之间的温差值，满足汽机对主蒸汽和再热汽温的要求。6.23.3.5再热汽温的调整可采用锅炉尾部烟气旁路挡板作为粗调整手段，微量喷水装置作为细调整手段。6.23.4水位的控制与调整6.23.4.1经常注意给水流量和蒸汽流量的差值，如有不正常情况应查明原因及时处理。6.23.4.2各水位表计的指示应一致，定时校对上/下水位计，发现水位计模糊不清应立即进行冲洗，严防由于表计的失灵而误判断造成锅炉满、缺水事故的发生。6.23.5防止结焦结焦是循环流化床锅炉运行中较为常见的问题，无论点火或正常运行过程中都可能发生，造成结焦的直接原因是局部或整体温度超出灰熔点或烧结温度。具体而言可以分为以下几种情况：.床层整体温度低于灰渣变形温度，但由于局部超温或低温烧结，而引起结焦，这主要发生在启动或压火过程中，回料阀及冷渣器内也有可能出现；.床层整体温度水平较高，且流化正常时，发生的结焦，主要是床料中含碳量过高造成的；.床温和观察到的流化质量都正常，但由于给煤中存在大块及运行参数控制不当引起的缓慢生长起来的结焦，这种情况造成的结焦运行过程中较难发现。6.23.5.1防止结焦发生的措施6.23.5.1.1保证结焦易发地带流化良好，颗粒混合迅速；6.23.5.1.2保证床料处于正常的移动状态；6.23.5.1.3向床内加入适量的砂子（砂子中钾、钠成分不能超标）或石灰石补充床料；6.23.5.1.4投运给煤系统过程中，应注意床温不得急剧上升过快；6.23.5.1.5高负荷或给煤含碳量较高时，及时进行风量的调整；6.23.5.1.6保证给煤粒度在设计值范围内；6.23.5.1.7点火之前认真检查流化风嘴有无错装或堵塞，并检查各床面无杂物。6.23.5.2结焦的现象6.23.5.2.1流化床内有白色火花，局部流化不良；6.23.5.2.2结焦严重时带负荷困难，床温升高。6.23.5.2.3CRT显示床温、床压分布极不均匀；6.23.5.2.4燃烧极不稳定，相关参数波动大，偏差大；6.23.5.2.5回料阀回料困难，发生堵塞现象。6.23.5.3处理结焦的措施6.23.5.3.1调整燃烧，增大流化风量，增大流化速度；6.23.5.3.2适当降低床温，相应减少了二次风喷嘴的风量；6.23.5.3.3加大排渣量，以尽量排出焦块；6.23.5.3.4结焦严重经多次调整处理无效时，应停炉处理；6.23.5.3.5停炉后的冷却按正常停炉进行。6.24事故紧急停炉和故障停炉6.24.1遇有下列情况，锅炉机组应紧急停炉。6.24.1.1汽包水位超过土250mm。6.24.1.2炉管爆破，不能维持正常水位时。6.24.1.3锅炉主汽温度、再热汽温度或管壁温度超过限值，经多方设法调整或降负荷运行仍无法恢复正常时。6.24.1.4给水泵故障，造成给水中断时。6.24.1.5锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重恶化，经努力调整，仍无法恢复正常时。6.24.1.6锅炉严重结焦或结灰，经努力清除仍难以维持正常运行时。6.24.1.7主给水管道、主蒸汽及再热蒸汽管道发生爆破时。6.24.1.8回料阀结焦，无法正常返料。6.24.1.9冷渣器故障，无法除渣。6.24.1.10所有水位计损坏时。6.24.1.11烟道发生二次燃烧，使排烟温度不正常升高时。6.24.1.12锅炉内衬材料大量脱落，无法正常运行。6.24.1.13安全门动作后不回座，压力下降造成汽温的变化使汽机停机时。6.24.1.14压力达到安全门动作值，而安全门拒动，向空排汽门无法打开，高/低压旁路不能投入时。6.24.1.15厂房内发生火警，直接影响到机组的安全运行时。6.24.1.16再热蒸汽中断时。上述情况的停炉时间由启动指挥部决定。6.24.2紧急停炉步骤6.24.2.1通知值长和汽机班长，锅炉准备紧急停炉。6.24.2.2立即操作〃手动MFT"按钮，并注意检查点火油及给煤系统是否切断6.241.2.3解列有关自动，保持汽包水位，关闭过热器和再热器的减温水门，维持炉膛负压-50Pa进行锅炉通风。6.24.2.4通知汽机紧急停机。6.24.2.5根据具体情况按〃锅炉运行规程〃的规定进行处理。6.24.3停炉过程中的注意事项6.24.3.1停炉前应尽量降低炉膛床料含碳量，避免因继续燃烧引起炉内结焦。6.24.3.2在低负荷运行状态时，应特别注意风、煤的配比与锅炉的燃烧情况，必要时可投油枪助燃。一次风压应维持稳定，随着负荷的降低，必须及时调整一、二次风量。6.24.3.4降压降温的方法，除进行燃烧调整、使用减温水外，可联系汽机旁路站来协助，使汽压、汽温均匀下降。6.24.3.5低负荷时应尽量少用减温水，防止因喷水雾化不良造成蒸汽带水。6.24.3.7油枪投用后，即应投入空预器连续吹灰。床温降至830^，投用油枪助燃后，应通知停用电除尘。6.24.3.8在机组滑停过程中，汽包壁上/下壁温差应W50°C，否则应减慢降压速度。6.24.3.9停炉前，应预先关闭过热器和再热器减温水总门。6.24.3.10停炉后若采用带压放水干保养法，仍应严格控制汽包壁上/下温差W50C。7.安全技术措施7.1锅炉点火后，应及时投入空预器蒸汽连续吹灰，并密切注视锅炉尾部各段烟温变化，防止发生二次燃烧现象。7.2冬季环境温度较低时或燃用高硫煤及在锅炉烧油过程中，应投入暖风器运行，防止空预器冷段发生低温腐蚀。7.3锅炉投煤后，运行人员应特别加强对床温和氧量的监视，避免床温分布不均和局部结焦。7.4机组整套运行中，应加强对设备的检查，发现异常情况应立即向有关人员汇报，及时给予消除。7.5启动过程中，特别要注意燃烧的调节，确保锅炉温度变化率不超过100C/h；并控制好锅炉床温，防止可能出现炉内结焦。7.6启动初期，投运减温水时，应防止汽温急剧下降，造成汽机打闸。7.7锅炉运行中，操作员应加强运行调整，认真监盘，确保机组安全运行。7.8安装人员在检查并记录膨胀指示时，如发现膨胀异常情况，必须报告试运现场负责人，经查明原因并消除异常情况后方可继续升压。7.9当锅炉油煤混烧时，应注意油、煤流量的相互切换，避免锅炉床温剧烈变化。电除尘调试电除尘具有较高的除尘效率，可达99%以上，电力系统使用的电除尘，其使用效率一般为98%左右。，能处理大流量高温烟气。其烟气阻力仅为98—294Pa，引风机耗电少，使用寿命长，良好的电除尘大修周期比锅炉还长。其缺点是：一次风投资大，占地面积大，对粉尘性能比较敏感，粉尘比电阻过大时收尘效果不理想，耗钢量大，特别是薄钢板耗量大。气流分布均匀性试验调整。（1）为获得满意的气流分布，首先在设计上应考虑烟；烟道的走向和扩散管设计的合理性。当正常设计受到空间限制时，必须装设导流板，使进入扩散管气流的分布尽量均匀，然后再由气流分布板进一步均匀气流。气流分布试验是在电除尘本体安装工作基本结束后，外壳已密封，引风机可以运行，灰斗内搭好临时测量用脚手架或测量装置的条件下进行的。一般选择第一电场最后一排分布板约10倍分布板孔径处的截面，均匀选点，用铅丝拉成测试点，测试点数不宜少于100点，测试时应隐蔽躯体以不影响气流流动。试验方法（2） 首先启动引风机，将炉内电除尘及烟道灰尘吹扫干净后，调节工况达试验要求，测试人员带上防护风镜进入电除尘内，关闭人孔门，用热气球风速仪或旋转风速仪逐点进行测量。试验时，试验人员应站在灰斗临时脚手架上，风速仪应用专门的夹具携带，并在测量断面上沿水平或垂直方向上移动，逐点测量并记录风速值。也可利用毛线倾角判断其均匀性，即可在测量断面的测量小方格上每处挂一根毛线，调整最后一道分布板上小孔，使各毛线的倾角一致。（3） 气流均匀性评定标准公式如下：其标准为：当aW0.1时，气流分布为优；0.1V.<0.15时，气流分布为良；0.15V.<0.25时，气流分布为合格。振打特性试验振打装置是清除吸附在集尘极、电晕极上的粉尘，并将其振落、收集到灰斗，是电除尘高效稳定运行的条件之一。振打力的大小，一般用振打加速度来衡量，振打加速度值及其分布均匀程度，关系到吸附在极板表面的粉尘能否有效地剥落。故应确定加速度分布均匀及适合尘粒振落的最小加速度值和振打频率。集电极板上振打加速度的大小及分布均匀性，不仅与锤头的大小有关，而且与整个板排结构的刚性、不直度和连接螺栓的松紧程度有很大关系。确定粉尘振打最小加速度值方法，一是一切条件均仿照实际情况的模拟试验，二是同种粉尘电除尘内运行效果的观察和测试。目前对各种飞灰所需最小加速度值还缺乏成熟经验资料，一般认为50g就能将灰振落。振打效果优劣，除应满足最小加速度外，还保证振打频率合适（小于或等于500Hz），力求振打加速度分布均匀，故仍采用相对均方根法计算评定，其公式如下：加速度分布愈均匀，愈小，国内电除尘的值一般在30%—70%，如<45%，则认为加速度分布比较均匀。振打周期试验的确定，因振打周期对电除尘效率有影响，故需通过试验确定一个较适合的振打周期。一是规定性方法，即改变各电场振打周期，观察排烟的颜色变化，当烟色淡白时，振打周期比较合适。另一是定量方法，即改变振打周期后，测定除尘效率。通常采用正交试验法，选择最少最有效的方法，求出最佳振打周期。通常电晕极多采用连续振打方法，收尘极多采用间断振打方法。冷态电场空载升压试验电场空载升压试验用来检查电场的安装质量、测定电场空载伏安特性、起始电晕电压、击穿电压、板电流密度等。在同等条件下，击穿电压越高，安装质量越好，电场密度愈大，电晕线放电性能较好。一般击穿电压不应低于额定电压的70%—75%；反之则表明除电晕线外的结构有可能存在尖端放电或绝缘较低的情况。试验前应进行全面检查，确认后方可进行电场空载试验。因空载时击穿电压及电场密度比正常运行时大，故为解决变压器容量不足，一般多用两台变压器并联供一个电场进行测试，升压是逐渐进行的，当电场内有缺陷，就会发生火花闪络，通过人孔或外壳开的临时孔，采用直接观察电晕的办法，找出发生火花闪络的地点，之后停下高压电源，做好电极放电，进行检查处理工作。由于电晕蓝光微弱，所以试验应在气候干燥的夜间进行。除灰、除渣系统调试机组设备规范：本机组除灰系统采用正压浓相气力除灰系统，即在电除尘器的每个灰斗下设一台流态化仓泵，经灰管向灰库供灰。为保证灰库排灰流畅，灰库底部均设有气化斜槽，由灰库气化风机供气，并设电加热器。每台灰库库底设有双轴搅拌机和汽车散装机，分别卸湿灰和干灰；库顶设有一台脉冲反吹式布袋除尘器，输送管道中的乏气经布袋除尘器过滤净化后排入大气。除渣系统：锅炉炉底装有冷渣器台冷渣器，分别布置在锅炉的两侧，冷渣器出口处渣的最高温度不高于150°C，为干式排渣。从冷渣器下来的渣排至埋刮板输送机内，经两台埋刮板输送机将渣送入斗式提升机，再经斗式提升机将渣提升至一座钢结构渣仓内，渣仓的渣通过自卸车运出。另备有水力除灰渣装置，即灰斗和渣仓的灰渣可以通过箱式冲灰器将之冲至灰渣浆池中。序号名称型号和规格数量灰斗气化风机SNH804型Q=5.1m3/minP=60kPaN=11kWn=1460rpm22灰库气化风机SNH806型Q=7.5m3/minP=80kPaN=22kWn=1470rpm3电加热器KJQ45型N=45kWt=150°C380V3仓泵3.0/8V=0.1m34仓泵10.0E/12V=0.28m326电动给料机JGD25II型Q=5t/hN=1.5kW380V27电动给料机JGD25I型Q=2.5〜5t/hN=1.5kW380V28电动给料机JGD25I型Q=1t/hN=1.5kW380V29箱式冲灰器JXH-II型Q=5t/h单4喷嘴里1210箱式冲灰器JXH-I型Q=5t/h单喷嘴？82序号名称型号和规格数量1冷渣器选择性排灰冷却器排渣温度W150C2#1刮板输送机RMSM50型Q=50t/hN=11kW380VB=500mmL=34.4m1#2刮板输送机RMSM50型Q=50t/hN=11kW380VB=500mmL=26.7m1斗式提升机TB400型Q=50t/hN=11kW380VB=400mmL=24.3m15渣库JZK-8型直径:里8mV=490m316冷渣水泵灰渣泵150ZJ-1-A65型Q=300〜450m3/hP=0.70MPan=980rpm除灰水泵150ZJ-1-A170型Q=250〜400m3/hP=0.8MPan=980rpm螺杆式空压机GA90CW-8.0型Q=15.12m3/minP=0.8MPaN=90kW调试步骤、作业程序2.1除灰系统调试2.2除灰系统的静态检查2.2.1除灰系统的静态检查在灰斗内无灰的条件下进行（无须启动锅炉或投运电除尘器）。2.2.2检验各转动部件是否能正常运行。2.2.3检验除灰系统的动作程序是否符合设计要求。2.2.4检查整个除灰控制系统的监视、管理及自动顺序控制。2.3除灰系统的首次投运检查各流化空气截止门是否在工作位置各仓泵的上料钟、下料钟工作正常。螺杆式压缩机储罐油位是否正常。冷却水系统已投入运行。气力除灰系统的管路、灰仓泵处于干燥状态。系统工作电源已送上。除灰系统的首次投运须严格按规程进行，正常情况下采用“自动”方式运行。投运过程中如遇到故障时可以在“手动”方式下进行仓泵的进料、流化、输送及吹扫步骤，并通过灰库顶的电动管道切换阀来控制各输灰管将灰输送到所需的灰库。除渣系统调试步骤及方法：投运斗式提升机。投运#2埋刮板输送机。投运#1埋刮板输送机。投运冷渣器冷却水系统。启动冷渣水泵，调整冷渣水量。关闭疏水排气阀；打开单台冷渣器进出口通水阀；打开冷渣器总进水阀，保证单台冷渣器的通水量在正常范围；打开冷渣器上联箱排汽阀，排出冷渣器水冷壁中气（汽）体；投运冷渣器冷却风系统。调整四个风室入口调节风门在合适位置。开启冷渣器入口总风电动调节门到适当位置。根据锅炉密相区料层差压的要求，适当开启排渣风。冷渣器首次启动时应在较小的处理渣量下进行，此时排渣风开度不宜过大！密切注意冷渣器出口风温、水温、高温床温度及料层差压的变化，如在5分钟内无变化，说明冷渣器不进渣，此时应按事故处理方法进行处理。如冷渣器渣温或风温及料层差压增加过快，应关小排渣风。调整锅炉二次风总风量，使投运冷渣器时的总风量与未投运前基本保持不变。当冷渣器建立起床压后，根据燃料和进渣粒度及炉膛燃烧情况逐步调整冷渣器出口电动给料机，精确控制排渣量，保持炉膛床压和冷渣器床压稳定。冲管目的：由于制造、运输、贮存、安装等原因，在锅炉汽水系统管道里会遗留氧化皮、焊渣及其它施工杂物。根据《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》的要求，在机组整套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障汽轮机设备的安全运行。冲管范围2.1锅炉点火及冲管调试范围2.1.1燃油及程控点火系统；2.1.2锅炉吹灰及空预器吹灰系统；2.1.3定、连排及疏水系统；2.1.4仪用压缩空气系统；2.1.5锅炉风烟系统；2.1.6锅炉汽水系统；2.1.7输煤及给煤系统；2.1.8电气除尘器及除灰、除渣系统；2.1.9锅炉受热面管束（蒸汽部分）及其管道；2.1.10主蒸汽管道、冷段再热蒸汽管道、热段再热蒸汽管道；2.1.11高压旁路；2.1.12主蒸汽一、二级减温水管，再热蒸汽微量减温水管，事故减温水管。调试方法、工艺或流程3.1锅炉上水；3.1.1检查锅炉点火前必须满足的条件；3.1.2引风机、送风机、烟道、风道等烟与风的调节挡板转动灵活、位置正确；3.1.3汽水系统的阀门位置应符合启动状态；3.1.4辅机设备均正常、良好；3.1.5锅炉机组的备用辅助汽源，处于热备用状态；3.1.6空预器投入吹灰；3.1.7电除尘投入加热及振打；3.1.8汽包水位计照明良好，水位指示正确；3.1.9其它检查项目应根据《运行规程》要求检查，并建立专用的操作卡；3.1.10整好风量进行点火；3.2冲管方法、范围及系统流程3.2.1本次冲管采用蓄热降压冲管方式。过热器、再热器串接起来成为一个回路。冲管过程分两阶段进行，中间安排一次停炉冷却，时间不小于12小时。3.2.2冲管范围包括：各级过热器，主蒸汽管道，各级再热器，再热蒸汽管道，高压旁路和所有减温水管路等。3.3冲管系统流程如下：3.3.1主蒸汽及再热蒸汽管路冲管流程：汽包一汽冷式旋风分离器入口烟道一汽冷式旋风分离器一尾部烟道侧包墙过热器一尾部烟道前、后包墙过热器一尾部烟道中间包墙过热器一低温过热器一一级减温器一屏式过热器一二级减温器一高温过热器一高过出口集箱一主蒸汽管道临时管及临冲门一高排逆止门后低温再热器管道一集粒器一事故喷水减温器一低温再热器一微量喷水减温器一高温再热器一集汽集箱一热再管一临时管一靶板装置一临时管一消音器一大气3.3.2高压旁路管路冲管流程：汽包一汽冷式旋风分离器入口烟道一汽冷式旋风分离器一尾部烟道侧包墙过热器一尾部烟道前、后包墙过热器一尾部烟道中间包墙过热器一低温过热器一一级减温器一屏式过热器一二级减温器一高温过热器一高过出口集箱一主蒸汽管道一高旁临冲阀一低温再热器管道一集粒器一事故喷水减温器一低温再热器一微量喷水减温器一高温再热器一集汽集箱一热再管一临时管一靶板装置一临时管一消音器一大气3.4冲管参数的选择3.4.1冲管参数的选择必须要保证在蒸汽冲管时所产生的动量大于额定负荷时的动量。3.4.2根据锅炉汽包至汽机的各管道及各受热面的额定参数，临时管道材质的要求，在保证冲管系数大于1的前提下，经计算冲管时的汽包初压力初步选择为6MPa左右，主蒸汽温度不超过450^，汽包终压力定为3MPa左右。3.4.3冲管过程中，汽包饱和蒸汽温度降不超过42°C；4.1冲管步骤4.1.1冲管前，运行人员准备好运行规程，系统图，运行日志。在指挥部的主持下进行系统检查，按运行规程启动，上水，点火，升温升压。4.1.2冲管系统暖管。锅炉点火后打开临冲门旁路阀和临冲系统各路疏水门进行冲管系统暖管，当汽包压力达到1.5MPa，经检查确认后关闭临冲门的旁路阀和临冲系统各路疏水门，冲管系统暖管结束。4.1.3前四次冲管为试冲管。第1次当汽包压力达到3MPa，进行试冲，时间约2〜3分钟；第2次当汽包压力达到4MPa，进行试冲，时间约2〜3分钟；第3次当汽包压力达到5MPa，进行试冲，时间约2〜3分钟；第4次当汽包压力达到6MPa，过热器出口蒸汽温度达到400C〜450C左右时进行试冲，时间约2〜3分钟。每次试冲完后缓慢升压，认真检查冲管系统特别是临时管道的工作情况，如有问题应及时消缺，必要时停炉处理。低压力冲管结束后，关闭临冲门及其旁路阀，开启过热器向空排汽门，稳定汽包压力3MPa左右，电建公司组织人员清理集粒器。此时临冲门及其旁路阀应挂警告牌，并有专人负责联系。4.1.4蓄热降压冲管。升压至6MPa左右，进行正式冲管。每次冲管的汽包终参数维持在3MPa左右。4.1.5第一阶段结束前，冲洗高压旁路3次。4.1.6第一阶段结束后，公司组织人员清理集粒器。4.1.7第二阶段结束前，反冲各路减温水管路、轴封管路。4.2冲管注意事项：4.2.1控制屏再壁温不大于650C，汽包饱和温度变化不大于42C。4.2.2冲管期间，投锅炉连续排污，空预器投连续吹灰。4.2.3冲管过程中，应注意汽包假水位现象，防止锅炉缺水、满水事故的发生。冲管期间，应解列汽包水位保护。4.2.4如遇临冲门关闭失败，立即手动关闭，待停炉后消缺。4.2.5每次装靶板应事先通知，临冲门要挂警告牌并应有专人负责联系。4.2.6冲管时，排汽口应设警戒线，排汽口安装要避开任何建筑物。4.2.7在靶板前的临时管的焊接要采用氩弧焊打底，切割时的渣物应清理干净。冲管系统恢复时，立式管道不要用火焊（瓦斯）切割，防止焊渣等杂物落入管道内。水平管道切割时，一定要将渣物清理干净。4.2.8第一次点火期间一定要认真检查锅炉各部膨胀。在点火升压过程中，如遇管道或炉本体膨胀不畅，应停止升压，及时汇报指挥部，并予以处理。如遇爆管、火灾等事故，应紧急停炉。4.3冲管质量标准4.3.1主蒸汽、再热蒸汽系统按靶板考核；4.3.2冲管考核标准4.3.3冲管系数K（@AP冲/AP额）〉1；4.3.4靶板上最大击痕不大于0.8mm直径，整条靶板上肉眼可见斑痕不多于8点；4.3.5靶板表面呈现金属本色；4.3.6在冲管动量比大于1的前提下，连续两次更换靶板达到上述三条标准方为合格；4.3.7主、再热汽减温水管路，高压旁路，主汽至轴封系统管路的冲洗不作靶板考核。4.3.8待冲管合格后，整理资料，办理签证验收。化学清洗及煮炉化学清洗的目的：锅炉在新安装的过程会生成氧化物、焊渣和防护涂的油脂和其它残留物，运行以后的锅炉进行清洗是为了清除在运行过程中生成的水垢和金属腐蚀物。化学清洗的范围：新安装的锅炉除了炉本体汽水系统外，还应对凝结水泵到省煤器前的全部炉前水系统管道进行清洗。对于运行以后的汽包炉，一般只清洗锅炉本体的汽水系统，运行以后的直流炉只清洗锅炉本体和高加汽水系统。清洗步骤有要求水冲洗化学清洗前要进行大水量冲洗，其目的是除去管内部的锈蚀物和其它杂质及运行中生成的部分沉积物。同时可检查系统的严密性和回路的畅通情况。碱洗其主要作用是除去设备内部油垢和湿润金属表面，同时对三氧化硅、水垢等物有一定的松动和去除作用。其方法是：在系统循环时投入加热蒸汽，到60-70°C时加入碱液，水循环温度高于80C时调整系统流量，继续加热8-10小时后，停止加热，放出碱溶液。循环系统碱溶液排尽以后，用除盐水继续冲洗回路，直到水清无沉积物，PH值小于8.5为止。酸洗的作用是将金属表面的沉积物从不溶性转为可溶性的盐类或络合物，溶解在清洗液中，然后在废液排放时排放掉。酸洗系统保持循环，投入加热蒸汽，等水温达到40°C，加入适量缓冲剂，循环到均匀后再加酸液，调整温度和药液浓度，保持稳定流量轮换清洗各循环系统。钝化处理，其目的是使洗净的金属表面生成防腐的保护膜，防止清洗后的腐蚀，也为运行后生成坚实的磁性氧化铁保护膜作好基础。四1.煮炉一般在烘炉后期进行，煮炉之后，锅炉给水只能是经过水处理的软化水。煮炉的目的是：清除锅炉受热面内表面的油污及铁锈等杂质，保证锅炉锅水品质。各种药品加入锅炉之前应加水溶解，并去除杂质，配成浓度为20%的药液后再加入锅炉，切不可将固体药品加入锅内。煮炉方法及要求烘炉后期，当炉墙含水率小于2.5%以下时，或当过热器两侧耐火砖外侧温度达到100C时即可进行煮炉。加药量的确定药品名称加药量(kg/m3水)铁锈较薄铁锈较厚氢氧化钠(NaOH)2-33-4磷酸三钠(Na3PO4-12H2O)2-33-4向锅炉内加药，锅炉处于最低水位时，可通过上汽包或加药器一次性加入药物，还可以把药液投入软化水箱。煮炉时间及压力要求加药后升压至0.3-0.4MPa左右，保持4小时；在0.3-0.4MPa煮炉12小时；在额定工作压力的50%的情况下，煮炉12小时；在额定工作压力的75%的情况下，煮炉12小时；降压至0.3-0.4MPa，煮炉4小时。取样化验，煮炉期间不断进行锅水取样化验，如碱度低于45毫克/升时，应补药。降压排污。换水、清洗及检查。煮炉结束后，应放掉碱水，凡接触药液的阀门都要清洗，然后打开人孔、手孔进行检查。残留物要彻底清理干净。煮炉合格的标准汽包、集箱内壁内无油垢。擦去附着物后，金属表面应无锈斑。烘炉概述新安装的锅炉，尤其是循环流化床锅炉，在其密相区、水冷壁屏或过热器、燃烧室出口、返料装置、旋风分离器等表面敷设有大量的非常厚的耐火材料保护层和保温层，含有大量水分。烘炉的主要目的是使炉墙达到一定的干燥程度，耐火材料保护层形成结晶体而固化。防止锅炉运行时由于磨损作用造成耐火材料保护层失效、脱落，阻塞排渣口和物料循环回路，使受热面被磨损造成爆管。一.调试方法：采用哈尔滨普化公司特制的烘炉机进行烘炉，相比传统的木柴法烘炉有着加热均匀、易于控制等优点。烘炉过程分为施工后干燥和启动运行进一步高温烧结烘干两阶段。利用烘炉机主要针对第一阶段烘炉达到耐火浇注料的初期游离水蒸发和结晶水的蒸发作用。在高温烧结烘干采用高温吹管方法进行。在炉膛出口和分离器进口交界处，分离器出口和后烟井进口交界处安装临时隔墙，分离器处的临时隔墙在炉墙四周留有50mm空隙，分离器出口处的临时隔墙在炉墙四周留有100mm空隙。汽包压力升高至0.175MPa时关主汽排汽门来升压。烘炉机共有14台，使用轻柴油，其压力为5-6Kg/cm2.第一阶段烘炉机启动顺序：首先启动冷渣器2只烘炉机，以小流量低烟温投运，稳燃后逐步加大油量，使冷渣器温度升至150r，并按升温曲线保温及升温。启动点火风道中间2只，然后启动点火风道两端2只烘炉机。启动冷渣器2只烘炉机后启动炉膛内2只烘炉机。在回料器温度升至100r时，启动回料器斜腿和立腿的4只烘炉机。在分离器温升至100r时启动分离器2只烘炉机。第一阶段温度测量控制温度r的测量是测量烟气温度，由于耐火材料温升滞后于烟气温度，控制烟气温度相对于耐火材料来说是安全的。注意事项：所有温度测点记录存盘。所有水冷壁管必须保持水循环。冷渣器须通冷却水或冷却风。分离器出口烟道上排汽孔上方周围应留足排放空间。烘炉阶段时间不允许缩短，烘炉温度偏差允许为±20°C。检查耐磨材料含水率小于2.5%为合格。温升速度控制如下：点火风道、回料器、冷渣器、旋风分离器出口烟道部位：温度范围温升速度持续时间常温-150C7C/h18小时150恒温48小时150-250C10C/h10小时250C72小时250-400C10C/h15小时400C48小时400-450C15C/h4小时450-550C15C/h6小时550C24小时550C自然冷却炉膛、旋风分离器处温升：温度范围温升速度持续时间C常温一15010C/h10小时150C24小时150-350C10C/h20小时350C恒温24小时350-450C20C/h5小时550C恒温24C/h24小时烘炉试块炉膛底部布风板2块炉膛下部四侧炉墙2块回料腿2块分离器进口2块分离器出口2块冷渣器2块点火风道2块冷态空气动力场试验概述所谓空气动力场主要是指燃烧设备及炉膛内部的空气（包括空气携带的燃料）以及燃烧产物的流动方向和速度值的分布状况。锅炉运行的可靠性和经济性与炉膛空气动力场的好坏有着密切的关系。组织良好的空气动力场可以保证锅炉燃烧稳定、燃尽迅速。这样可保持经济而可靠的燃烧从而合锅炉能高效而安全地运行。锅炉投产前对锅炉所做的烟风系统联调、锅炉烟风严密性试验及冷态空气动力场试验。通过试验检查设备及其安装能否达到锅炉正常运行所需的空气动力场要求，为锅炉的首次点火创造条件，为以后锅炉的热态运行及燃烧调整提供参考依据。试验项目（1） 锅炉烟风系统联调（2） 烟风严密性试验（3） 标定风量测量装置的流量系数（4） 风机性能测试（5） 布风板阻力特性试验（6） 炉膛出口烟气分配均匀性测量（7） 料层阻力特性试验（8） 布风均匀性试验（9） 测定临界流化风量（10） 回料阀特性调整试验（11） 冷渣器冷态试验调试方法、工艺或流程在现场条件满足的情况下，首先进行烟风系统联调及烟风系统的严密性试验，确保试验系统工作正常，然后在锅炉冷态条件下，调整有关参数并加入一定量启动床料进行锅炉冷态各项试验。调试前应具备的条件及准备工作（1） 锅炉本体、烟风系统、J阀、给煤系统、冷渣器等安装完毕，并通过验收合格；（2） 一次风机、二次风机、J阀风机、吸风机等各重要风机分部试运转合格；（3） 烟风系统的伺服机构能准确投用；（4） 检查并清理炉膛及布风板，检查风帽安装是否牢固，并逐个清理风帽小孔，检查风帽小孔与耐火层的距离是否符合图纸要求。耐火层应平整；（5） 试验所需启动床料已备齐（6） 所有转动部件附近无杂物，且影响通风试验的脚手架已拆除；（7） 冷态试验所需要的测点全部安装完毕（8） 与锅炉烟风系统有关的热工表计齐全并能准确投用；（9） 测点处无固定平台或扶梯者，应按试验要求搭设牢固的脚手架，各测点处应有足够的照八、、明；（10） 试验所需的仪器、材料、工具等准备完毕。检查所有涉及试验的辅机的润滑冷却系统，确认其工作正常。（11） 辅机自身的联锁保护可正常投用。（12） 试验现场清理干净，便于行走。（13） DCS系统的相关功能调试完毕，具备投运条件。4调试步骤、作业程序4.1锅炉烟风系统联调4.1.1检查次风机、吸风机状态，关闭吸风机、一、二风机入口挡板和液力耦合器勺管。4.1.2按试验要求关闭或开启烟风系统其它有关各风门及挡板。4.1.3微开吸风机出口挡板，全开吸风机入口挡板。4.1.4启动一、二次风机，开启一、二次风机入口挡板。4.1.5调整一、二次风机入口挡板及吸风机出口挡板的开度使炉膛压力为+760Pa，为下面的烟风系统严密性试验作好准备。4.2烟风系统严密性试验考虑到现场施工的特殊性和复杂性，在地面组件过程中质检部门应加强管理，对每道焊缝均应进行认真检查，制造部门的焊口应有焊缝渗油试验合格证，吊装时，对吊装对接焊口严格把关。预保温的组合件，必须在保温前经渗油检查合格，这是保证系统严密性的根本和关键。4.2.1检查并关闭烟风系统中所有人孔门，观察孔门。4.2.2烟风系统各风门挡板开关位置检查完毕，给煤机下煤口、石灰石粉及启动床料加入口盖上临时盖板。4.2.3维持炉膛压力为+760Pa，在一、二次风机入口释放烟幕弹。4.2.4锅炉本体及除尘器周围分区域有专人负责，重点检查吊装接口处，膨胀节处，人孔门，检修孔处，尾部烟道，出灰口，电除尘器等部位的严密性。4.3风量测量装置流量系数的标定标定方法在被标定测量装置所在风管道的合适位置开设试验孔。用标准动压测量组件对测风装置进行标定。通过改变相应的风门挡板开度改变风量，并在不同风量下分别记录标准测量组件和被标定测量装置的动压值，由此计算出测风装置的流量修正系数Kd。4.4风机性能测试4.4.1开启吸风机、一、二次风机，调整炉膛负压4.4.2调整所测风机入口挡板开度，改变烟风系统阻力，记录风机出口风压、风量及电流。4.5布风板阻力试验4.5.1启动吸风机，将炉膛负压控制投“自动”；4.5.2启动一次风机，使一次风量在最小值；4.5.3改变风量，记录不同风量下对应的布风板阻力；4.5.4整理出通风量与布风板阻力关系式。4.6炉膛出口烟气分配均匀性测量调整风量，分别在甲、乙侧测量炉膛出口烟速，计算出烟气量，从而确定炉膛出口烟气分配均匀性。4.7J阀特性调整试验J阀填充床料4.7.1.1启动J阀风机，并将每路“J”阀空气喷嘴通风率控制在下表给出的数值。1.7.1.J阀空气喷嘴充气量下降管空气流量（Nm3/hr）NA风帽788A17~A20充气孔175.2A13~A16充气孔175.2A1A4充气孔284.2A5~A8充气孔87.5小计：1510.1上升管空气流量（Nm3/hr）NB风帽634.9A9~A12充气孔87.5小计：722.4总计：2232.54.7.1.2由J阀床料填充口加入床料，使J阀在上流料腿和下流料腿间形成密封；J阀布风板阻力试验，分别在加入床料前后记录J阀布风板前后风压，计算出J阀布风板阻力。4.7.3回料阀布风均匀性试验风量达到使物料充分流化后，迅速将风量减少到零（关闭一次、吸风机及J阀风机或风门），观察料层表面的情况，确定布风板布风的均匀性。4.8料层阻力特性试验4.8.1铺设床料400mm:本试验床料采用粗石灰石或炉渣，床料在风机启动后由J阀床料填充口加入，粒度为0〜3mm；4.8.2启动吸风机，将炉膛负压控制投“自动”；4.8.3启动一次风机，使一次风量在最小值；4.8.4改变风量，记录不同风量下对应的料层阻力；4.8.5绘制出料层阻力与风量或风速的关系曲线；4.8.6将料层高度分别提高到500mm、600mm、700mm，重复4.4.5〜4.4.6中的步骤。4.9测定临界流化风量观察床料的流化情况，记录下床料开始流化时的风量，并与从料层阻力特性曲线得出的临界流化风量进行对比。4.9布风均匀性试验4.9.1布风均匀性试验穿插在料层阻力特性试验中进行，在不同料层高度下，当床料接近流化时，注意观察床面有无流化死角；或用火钩探测床料的流化情况；4.9.2待风量达到使物料充分流化后，迅速将风量减少到零（关闭一次风机、吸风机或风门），观察料层表面的情况，确定布风板布风的均匀性。4.9.3改变料层高度，在不同料层高度下观察布风板布风均匀性。4.10冷渣器冷态试验4.10.1冷渣器布风板阻力特性试验及料层阻力特性试验，参照炉膛布风板阻力特性试验和料层阻力特性试验进行。4.10.2冷渣器排料试验4.10.2.1炉膛料层阻力特性试验完成后，逐步开启排料风，观察冷渣器内各仓床压，确定正常排渣的排料风量，了解冷渣器内床料流动情况，进行冷渣器料层阻力特性试验。4.10.2.2启动斗式提升机、#2、1埋刮板输送机。4.10.2.3启动电动旋转给料机，进行排渣，探明旋转给料机转速与炉膛床压、排渣量间稳定运行的合理转速。安全注意事项5.1所有试验工作必须符合《安规》的要求。5.2转动辅机运行时要有专人监护。5.3所有转动辅机及其辅助设备（润滑油系统、冷却水系统等）出现异常情况时，应通知有关人员进行处理，如发生危及设备安全运行的异常情况时，应按紧急情况事故停机处理。锅炉水压试验与安全门校验水压试验种类及目的锅炉水压试验分为两种：在制造厂家进行的水压试验和在用户进行的水压试验。在用户进行的水压试验，除安装和定期检验外，当锅炉有下列情况之一，也要进行水压试验：锅炉新装、移装或改装后；停运一年以上，需要恢复运行前；锅炉受压组件经重大修理或改造后；过热器管或省煤器管全部拆换时；水冷壁管或主炉管拆换一半以上时；汽包或联箱经挖补修理后；除受热面管子，锅炉受压部件经过焊接或较大面积堆焊后；更换汽包、联箱后。除此之外，根据锅炉设备的运行情况，对受压部件有怀疑时，也可以进行水压试验。水压试验前应对锅炉进行内部检查，必要时还应进行强度核算。水压试验前的检查与准备新安装锅炉的水压试验应在锅炉本体及管路系统全部组装完毕，一切受压组件的焊接和热处理工作全部完成进行。承压部件的安装工作应全部完成。管道及汽包上全部阀门应按规定装齐，垫好垫片，拧紧螺栓。除排气阀外，各阀门处于关闭状态。安全阀不能与锅炉一起进行水压试验，以防止失灵损坏。组合及安装水冷壁及汽包用的一切临时加固支撑、支架全部割除，并清理干净，保证试压时汽包与各受热面及管道的自由伸缩。锅炉内部锈污应彻底清理干净。对容易相互影响热膨胀位移的地方，应采取措施。清除焊缝、胀口附近一切污物及铁锈。准备好水源及试压泵。试压至少装两只经校验合格的压力表，压力表精确度不低于1.5级，一只装在汽包上，一只装在试压泵的出口处，以便相互对照升压。试验压力以汽包或过热器出口处的压力表为准。水温按制造厂家规定的数值，一般以30—70°C为宜。对于合金钢受压部件的水压试验，水温应高于所用钢种的脆性转变温度。对于奥氏体钢受压部件的水压试验，除盐水氯离子浓度应低于0.2mg/L。凡是与其它系统连接的管道一时无法接通的，应加堵板作为临时封闭措施。水压试验一般应在周围环境气温高于+5C时进行，否则应采取防冻措施。水压方法及合格标准锅炉水压试验压力名称试验压力（MPa）锅炉本体（包括过热器）1.25倍锅炉设计压力再热器1.5倍锅炉设计压力直流锅炉过热器出口压力的1.25倍，且不少于省煤器设计压力的的1.1倍水压试验的程序（1） 开启所有空气门、压力表连通门，关闭放水门、本体管路范围内的阀门。（2） 向锅炉进水。可以通过主路和临时水泵进水，进水速度应视水温和室温差而定，如温差大，则进水速度应慢些。当锅炉最高点开始冒水进说明水已进满，关闭进水门和排气阀。对锅炉进行全面检查，检查是否有异常和结露现象。（3） 进行升压，升压速度一般不应大于0.3MPa/min，当压力升试验压力的10%时，停止升压，全面检查。升至工作压力时，进行全面检查，检查有无漏水或异常现象，然后再升至试验压力。此时不得对密封面进行紧固，保持压力20min然后降至工作压力，在此压力下进行全面检查。进行详细检查和记录并在渗漏处做出标记。试压结束后应缓慢降压，降压速度为0.2—0.3MPa/min，压力降至0时，打开放气门以便于放水。水应全部放尽以防内部锈蚀和结冰冻坏。3水压试验的合格标准（1） 受压组件金属和焊缝没有水珠和水雾的泄漏痕迹。（2） 受压组件没有明显的残余变形。水压试验应注意的事项：（1） 水压试验时应注意监视不同位置压力表是否同步上升，避免由于只读一块表而造成试验压力超过标准发生事故。（2） 试验不同的受热面时，将两个不同压力受热面隔开后，单独升至各处相应的压力进行试验。（3） 进行超压试验时保持试验压力时，不允许进行任何检查，应在试验压力降至工作压力时再进行检查。（4） 试验过程中，发现有部件渗漏如压力继续上升，检查人员必须远离渗漏点，并悬挂危险标记。在停止升压进行检查前，应先了解渗漏是否发展，在确认无发展时方可进行仔细检查。（5） 进入炉膛内部检查时，要使用12V行灯或手电筒。锅炉水压试验合格后可进行汽包内部装置的安装。135MW机组安全门校验概述安全门的动作压力调整直接影响到锅炉运行的安全性和经济性，动作压力调整过大，汽压超过工作压力很多时，安全门不动作易出现超压的危险，相反，动作压力调整得偏低，汽包压力刚达到或略大于工作压力时，安全门就动作或缓慢冒汽，这样会影响负荷，同时造成安全门因频繁动作而磨损。汽包和过热器上的安全门动作压力调整值锅炉工作压力（MPa）安全门名称动作压力（MPa）<0.8控制安全门工作压力+0.03工作安全门工作压力+0.050.8-5.9控制安全门1.04倍工作压力工作安全门1.06倍工作压力>5.9控制安全门1.05倍工作压力工作安全门1.08倍工作压力任何压力省煤器安全门工作压力的1.1倍再热器安全门直流锅炉启动分离器安全门调试方法、工艺或流程安全门校验动作压力整定值按照“电力工业锅炉监察规程（1996年版）”所定，校验方法参照安全门生产厂家产品说明书；安全阀整定值如下表：安全阀位置量数起座压力（MPa.g）回座压差汽包115.574--7%汽包116.224--7%过热器集箱214.414--7%低再进口13.054--7%低再进口13.144--7%高再出口22.794--7%调试前应具备的条件及准备工作（1） 锅炉所有安全阀按照制造厂的规定安装完毕，安全阀应有出厂校验记录和合格证书；（2） 高、低压旁路具备投用条件；（3） 汽包及过热器出口集箱上分别安装就地压力表，量程为25.0MPa，再热器进出口集箱上分别装上就地压力表，量程为6.0MPa，压力表精度均为0.4级；（4） 安全阀周围平台、信道完好，照明充足；（5） 准备一套灯光联络装置（集控室至各安全阀），电缆要求能通到所有安全阀就地处，该装置在就地及集控室各有红绿黄三个灯泡，只有上面（校安全阀处）能控制各开关；（6） 汽机投入盘车装置；（7） 准备好油压助跳装置及一套安全阀校验的工具及安全防护用品