B01河源电厂1号锅炉整套启动调试措施

西安热工研究院有限公司调试技术措施PAGEPAGE20合同编号：TPRI/TR-CA-003-200措施编号：TPRI/TR-MA-B01-2008广东河源电厂2广东河源电厂2×600MW工程1号锅炉整套启动调试措施西安热工研究院有限公司西安热工研究院有限公司二○○八年六月西安热工研究院有限公司调试技术措施编写：常磊会签：辛军放审核：刘超批准：李续军西安热工研究院有限公司调试技术措施PAGE目录1.编制目的2.编制依据3.调试质量目标4.系统及主要设备技术规范简介5.调试阶段6.锅炉整套启动前应具备的条件7.调试工作程序8.调试步骤9.组织分工10.安全注意事项11.附录附录1.锅炉整套启动前调试项目检查清单附录2.锅炉整套启动前技术措施交底会记录附录3.锅炉整套启动试运参数记录表附录4.锅炉启动曲线PAGE3

1编制目的整套启动是机组调试试运的一个主要过程，关系到整个机组启动试运的安全、质量、工期等；是对机组各项性能的一个综合评价，同时也是对机组前期分系统调试的一个全面检查、考核。为了指导锅炉整套启动调试工作，保证机组的安全正常运行，制定本措施。本措施根据现场具体情况提出试运阶段的启动程序方案、试验条件、要求、方法及注意事项等，经审批后执行。2编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）2.2《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇（1996年版）2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）2.5《电力工业锅炉监察规程》2.6《火电机组达标投产考核标准》（2001年版）2.7设计图纸及设备说明书2.8《广东河源电厂锅炉运行规程》3调试质量目标符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中机组带负荷整套调试阶段及机组168小时满负荷调试阶段的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。详见（机组带负荷阶段调试验质量评表、机组168小时满负荷阶段调试质量验评表）。专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。4系统及主要设备技术规范简介广东河源电厂2×600MW工程1号锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社（MHI）技术设计制造的HG-1795/26.15-YM1型超超临界变压运行直流锅炉。锅炉采用П型布置、平衡通风、固态排渣、紧身封闭、低NOX型PM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、墙式切圆燃烧方式、摆动式燃烧器。设计煤种为淮南烟煤，校核煤种1为山西保德烟煤，校核煤种2为晋北烟煤。煤质及灰成分特性见表1和表2，锅炉主要设计技术规范见表3。该锅炉采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，其汽水流程以内置式汽水分离器为分界点，从水冷壁入口集箱到汽水分离器为水冷壁系统，从分离器出口到过热器出口集箱为过热器系统，另有省煤器系统、再热器系统和启动系统。表1煤质特性项目符号单位设计煤质校核煤质1校核煤质2工业分析收到基水分Mar%6.1±47.59.61空气干燥基水分Mad%1.682.52.85收到基灰分Aar%25.01±1018.619.77干燥无灰基挥发分Vdaf%40.32±538.527.31收到基低位发热值Qnet.arMJ/kg22.21±2.22123.65522.441kcal/kg5305±530可磨性系数HGI-605557.64冲刷磨损指数Ke-灰变形温度DT℃〉150014501110灰软化温度ST℃〉150015001190灰融化温度FT℃〉150015001270元素分析收到基碳Car%56.795958.56收到基氢Har%3.743.63.36收到基氧Oar%6.95107.28收到基氮Nar%1.020.90.79收到基硫St,ar%0.390.40.63表2灰成份分析表名称符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2二氧化硅SiO2%54.854250.41三氧化二铝Al2O3%31.874223.46三氧化二铁Fe2O3%4.964.515.73氧化钙CaO%2.8343.93三氧化硫SO3%1.331.5氧化镁MgO%0.880.40.4氧化钾K2O%1.020.81.27氧化钠Na2O%0.40.5二氧化钛TiO2%0.511.62.33其它%1.352.72.47表3锅炉主要设计技术规范项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2BMCRTHA75%THABMCRBMCR主蒸汽流量t/h17951633117617951795主蒸汽出口压力MPa26.1525.9324.2726.1526.15主蒸汽出口温度℃605605605605605再热蒸汽流量t/h1464133998414641464再热蒸汽进口压力MPa4.844.423.224.844.84再热蒸汽出口压力MPa4.624.233.084.624.62再热蒸汽进口温度℃350339316350350再热蒸汽出口温度℃603603603603603启动分离器压力MPa27.6527.1526.5827.6527.65启动分离器温度℃431432417432430给水压力MPa29.7529.0327.8129.7529.75给水温度℃293286266293293省煤器出口温度℃317311296317318过热器一级减温水流量t/h5449355454过热器二级减温水流量t/h1816121818过热器三级减温水流量t/h5449355454再热器减温水流量t/h00000总燃煤量t/h235217165219231锅炉效率（按低位发热量计算）%93.6893.7693.893.8893.78预热器进口一次风温度℃2626262626预热器进口二次风温度℃2323282323预热器出口一次风温度℃311.7309.4289.4312.2308.3预热器出口二次风温度℃325.6321.7300326.7325锅炉排烟温度（修正前）℃126.7125113.3126.7123.3锅炉排烟温度（修正后）℃121.7120108.3121.7118.9炉膛出口过量空气系数/1.151.151.301.151.15过热器采用四级布置，即低温过热器（一级）→分隔屏过热器（二级）→屏式过热器（三级）→末级过热器（四级）。再热器为二级，即低温再热器（一级）→末级再热器（二级）。其中低温再热器和低温过热器分别布置于尾部烟道的前、后竖井中，均为逆流布置。在上炉膛、折焰角和水平烟道内分别布置了分隔屏过热器、屏式过热器、末级过热器和末级再热器，由于烟温较高均采用顺流布置，所有过热器、再热器和省煤器部件均采用顺列布置，以便于检修和密封，防止结渣和积灰。过热器采用煤水比作为主要汽温调节手段，并配合三级喷水减温作为主汽温度的细调节，喷水减温每级左、右二点布置以消除各级过热器的左右吸热和汽温偏差。再热器调温以烟气挡板调温为主，燃烧器摆动调温为辅，同时在再热器入口管道上布置有事故喷水装置。烟气流程如下：依次流经上炉膛的分隔屏过热器、屏式过热器、末级过热器、末级再热器和尾部转向室，再进入用分隔墙分成的前、后二个尾部烟道竖井，在前竖井中烟气流经低温再热器和前级省煤器，另一部分烟气则流经低温过热器和后级省煤器，在前、后二个分竖井出口布置了烟气分配挡板以调节流经前、后分竖井的烟气量，从而达到调节再热器汽温的目的。烟气流经分配挡板后通过连接烟道和回转式空气预热器排往电气除尘器和引风机。锅炉启动系统为带再循环泵系统，二只立式内置式汽水分离器布置于锅炉的后部上方，由后竖井后包墙管上集箱引出的锅炉顶棚包墙系统的全部工质均通过四根连接管送入二只汽水分离器。在启动阶段，分离出的水通过水连通管与一只立式分离器贮水箱相连，而分离出来的蒸汽则送往水平低温过热器的下集箱。分离器贮水箱中的水经疏水管排入再循环泵的入口管道，作为再循环工质与给水混合后流经省煤器—水冷壁系统，进行工质回收。除启动前的水冲洗阶段水质不合格时排往扩容器系统外，在锅炉启动期间的汽水膨胀阶段、在渡过汽水膨胀阶段的最低压力运行时期以及锅炉在最低直流负荷运行期间由贮水箱底部引出的疏水均通过两只贮水箱水位调节阀（WDC阀）经疏水扩容器和疏水箱送入冷凝器回收。 借助于再循环泵和给水泵，在锅炉启动期间水冷壁系统内始终保持相当于锅炉最低直流负荷流量（25%BMCR），启动初期给水泵保持5%BMCR给水流量，随锅炉出力达到5%BMCR，两只贮水箱水位调节阀全部关闭，锅炉的蒸发量随着给水量的增加而增加，而通过循环泵的再循环流量则利用泵出口管道上的再循环调节阀逐步关小来调节，当锅炉达到最小直流负荷（25%BMCR），再循环调节阀全部关闭，此时，锅炉的给水量等于锅炉的蒸发量，启动系统解列，锅炉从二相介质的再循环模式运行（即湿态运行）转为单相介质的直流运行（即干态运行）。炉膛水冷壁采用焊接膜式壁、内螺纹管垂直上升式，炉膛断面尺寸为17666mm（宽）×17628mm（深），水冷壁管共有1584根，前后墙各396根，两侧墙各396根，均为φ28.6mm×6.4mm（最小壁厚）四头螺纹管，管材均为15CrMoG，节距为44.5mm，在上下炉膛之间装设了一圈中间混合集箱以消除下炉膛工质吸热与温度的偏差。水冷壁系统与过热器系统的分界点为汽水分离器，自水冷壁下集箱的入口导管开始到汽水分离器贮水箱出口导管为止均属于水冷壁系统，其流程如下：由省煤器出口的工质通过两根大直径供水管送到两只水冷壁进水汇集装置，再用较多的分散供水管送到各水冷壁下集箱，再分别流经下炉膛前、后及二侧水冷壁，然后进入中间混合集箱进行混合以消除工质吸热偏差，再进入上炉膛前、后、两侧墙水冷壁，其中前墙水冷壁和两侧水冷壁上集箱出来的工质引往顶棚管入口集箱经顶棚管进入布置于后竖井外的顶棚管出口集箱，进入上炉膛后水冷壁的工质则先后流经折焰角和水平烟道斜面坡进入后水冷壁出口集箱，再通过汇集装置分别送往后水冷壁吊挂管和水平烟道两侧包墙管，由后水冷壁吊挂管出口集箱和水平烟道两侧包墙出口集箱引出的工质也均送往顶棚管出口集箱，由顶棚管出口集箱引出两根大直径连接管将工质送往两只后竖井工质汇集集箱，通过连接管将大部分工质送往后竖井的前、后、两侧包墙管及中间分隔墙。所有包墙管上集箱出来的工质全部用连接管引至后包墙管出口集箱，然后用连接管引至布置于锅炉后部的两只汽水分离器，由分离器顶部引出的蒸汽送往一级过热器进口集箱，进入过热器系统。在启动过程中，锅炉以再循环模式作湿态运行时，由水冷壁来的两相介质在汽水分离器内分离后，蒸汽自分离器上部引出，而分离出来的水自分离器底部由连通管送往分离器贮水箱，再用一根大直径疏水管由启动循环泵将再循环水送入省煤器前的给水管道进行混合，然后送往省煤器和水冷壁系统进行再循环运行，而在锅炉结束启动阶段达到最低直流负荷后，由于启动泵已切除，启动系统进入干态运行模式，此时汽水分离器内全部为蒸汽，只起到蒸汽汇合集箱的作用。由前水冷壁上集箱出口的工质经顶棚管流入顶棚出口集箱，前部顶棚管264根经分叉管过渡到132根后部顶棚管，所有顶棚管均为膜式壁。水平烟道两侧包墙管和后水冷壁吊挂管，这两个平行回路出口的工质也均用连接管送往顶棚管出口集箱。这样所有从炉膛水冷壁出口来的全部工质均集中到顶棚出口集箱，然后由此集箱一部分用连接管送往后竖井包墙管进口集箱再分别流经后竖井的前、后二侧包墙及分隔墙，这些包墙管出口的工质全部集中到后包墙出口集箱，然后用四根φ356×55mm的大直径连接管送到布置于锅炉上方的汽水分离器。水冷壁下集箱采用φ219mm的小直径集箱，并将节流孔圈移到水冷壁集箱外面的水冷壁管入口段，入口短管采用φ42×9mm的较粗管子，在其嵌焊入节流孔圈，再通过二次三叉管过渡的方法，与φ28.6mm的水冷壁管相接，这样节流孔圈的孔径允许采用较大的节流范围，可以保证孔圈有足够的节流能力，按照水平方向各墙的热负荷分配和结构特点，调节各回路水冷壁管中的流量，以保证水冷壁出口工质温度的均匀性，并防止个别受热强烈和结构复杂的回路与管段产生DNB和出现壁温不可控制的干涸（DRO）现象。锅炉采用正压直吹式制粉系统，配有六台上海重型机器厂生产的HP1003型中速磨煤机，每台磨煤机配有一台上海新拓电力设备有限公司生产的CS2024型给煤机。锅炉在BMCR工况下运行时，五台磨煤机投运，一台磨煤机备用。磨煤机出口煤粉细度为R200=25%。每台磨带一层燃烧器，每根一次风管道供至一只燃烧器。燃烧器采用CUF墙式切圆燃烧大风箱结构，全摆动燃烧器。共设六层浓淡一次风口，三层油风室，十层辅助风室，一层燃尽风室。整个燃烧器与水冷壁固定连接，并随水冷壁一起向下膨胀，燃烧器共4组，布置于四面墙上，形成一个大切园。每组燃烧器共6层煤粉喷口，每层与1台磨煤机相配，主燃烧器采用低NOX的PM型煤粉燃烧器，每只煤粉喷嘴中间设有隔板，以增强煤粉射流刚性，在主燃燃烧器的上方为OFA喷嘴，在距上层煤粉喷嘴上方约5.0m处有四层附加燃尽风AA（AdditionalAir）喷嘴，角式布置，它的作用是补充燃料后期燃烧所需要的空气，同时既有垂直分级又有水平分级燃烧达到降低炉内温度水平，抑制NOX的生成，此AA燃尽风与OFA风一起构成MACT低NOX燃烧系统。№№1角№2角№4角№3角主燃烧器AA风喷口4427.54405.54408.54405.5前墙图1燃烧器布置示意图每组燃烧器各装有三支可伸缩的蒸汽雾化式油枪，这三支油枪分为三层，分别布置在A/B、C/D、E/F层浓煤粉燃烧器之间，全炉共12支油枪，其总容量为30%BMCR，每只油枪均配有高能点火装置，用于锅炉点火启动和低负荷稳燃。此外，A层煤粉燃烧器经过改造后加装了烟台龙源电力技术有限公司设计生产的DLZ-200型等离子点火装置，用于实现锅炉无油点火启动和低负荷稳燃。锅炉配有两台AN33e6（V13+4°）型静叶可调轴流式引风机、两台ANN-2520/1400N型动叶可调轴流送风机和两台ANT-1812/1250N型动叶可调轴流式一次风机，在两台送风机入口设置有热风再循环。锅炉除灰系统采用正压浓相气力除灰系统，电除尘器和省煤器灰斗内的干灰以正压浓相气力输送方式送至灰库中储存。除渣系统采用干式机械除渣系统。锅炉排渣口下装有一台干式排渣机，炉底渣经过渡渣井落到缓慢移动的干式排渣机耐热合金钢输送履带上，高温热渣在干式排渣机的耐热输送履带上冷却和向外输送至渣仓顶部，经碎渣机破碎后落入渣仓。每台渣仓下设置两个出料口，一个由干式卸料器排除至自卸汽车，运至用户综合利用，另外一个由双轴搅拌机加湿之后由自卸汽车运至灰场。5锅炉整套启动试运阶段及调试项目锅炉整套启动调试分为空负荷试运、带负荷试运及满负荷168小时连续试运三个阶段，各阶段主要调试项目如下：5.1空负荷试运阶段此阶段主要完成以下调试项目：锅炉点火启动，升温、升压至汽机冲转参数并维持稳定运行；配合进行汽轮机冲转、定速等试验；配合电气专业进行相关试验；机组并网带初负荷；配合汽机专业进行超速试验等工作。5.2带负荷试运阶段此阶段主要完成以下调试项目：在机组并网后，根据机组运行情况投入其余制粉系统；煤火检有效性的检查；锅炉在不同负荷下洗硅，配合化学专业进行汽水品质调整；进行给水流量特性和减温水流量特性试验；根据机组负荷及燃烧的稳定情况作断油（等离子点火系统退出）试验；配合热控专业试投有关自动控制系统；制粉系统及燃烧初步调整试验；配合厂家进行锅炉再热器、过热器安全门整定工作；机组满负荷试运行，进行蒸汽严密性试验；配合热控专业进行负荷变动试验；配合汽机专业进行甩负荷试验。5.3满负荷168小时连续试运行阶段带负荷试运完成后，按照《火电工程启动调试工作规定》中的要求，机组进行满负荷168小时连续试运行，满负荷168小时连续试运行完成后移交生产。6锅炉整套启动前应具备的条件6.1机务应具备的条件6.1.1炉本体安装、保温工作结束。炉水压、风压试验结束。炉膛、烟风道内脚手架拆除，垃圾、杂物清理干净，所有工作人员撤出，各人孔、检查孔封闭。6.1.2烟风系统安装、保温工作结束。引、送、一次、密封风机、空预器分部试运工作结束，经检查、验收签证。6.1.3汽水系统安装、保温工作结束，所有的支、吊架完善，弹簧吊架销子拆除，经检查验收合格。水压试验的堵板拆除。6.1.4启动循环系统安装、保温工作结束。分系统试运工作结束，经检查、验收签证。6.1.5燃油系统安装、保温工作结束。油管路蒸汽吹洗合格，各油枪、点火枪进退试验完成，动作正常。6.1.6等离子点火系统安装、保温工作结束。冷却水系统、载体风系统试运、冷态拉弧试验完成。6.1.7制粉系统安装、保温工作结束。各磨煤机、给煤机的静态调试工作结束。磨煤机、给煤机及有关的附属设施分部试运结束。6.1.8输煤系统安装工作结束，各附属设施分部试运结束，验收合格，能随时给煤仓上煤，原煤仓清理干净。6.1.9电除尘器系统安装、保温工作结束，电除尘空载升压，振打等试验结束，经检查验收合格。各电除尘器灰斗内清理干净，能随时投入运行。6.1.10除灰、除渣系统安装、保温工作结束。各附属设施（如干式排渣机、碎渣机等）分部试运结束，炉底机械密封封完善，经检查验收合格。6.1.11火检冷却风系统安装工作结束，火检风机分部试运合格。6.1.12锅炉吹灰系统安装、保温工作结束，吹灰系统包括空预器吹灰和炉本体吹灰汽源管路经蒸汽吹扫合格。各吹灰器静态调试合格，具备投运条件。6.1.13炉加药、取样、排污、疏放水、放空气、反冲洗、充惰等系统安装保温工作结束。6.1.14辅助蒸汽系统安装、保温工作结束。6.1.15锅炉膨胀系统各膨胀指示器按设计要求安装完毕，各膨胀指示器调整到零位。经联合检查无妨碍膨胀之处。6.2电气、热控应具备的条件6.2.1电、气动阀门、烟风挡板静态调试完毕，能远方操作、开关灵活、方向正确。6.2.2声光报警系统经静态调试完毕，光字牌显示正确。计算机控制系统设备状态指示、仪表指示值正确。6.2.3转动机械事故按钮完好，回路正确。模拟操作动作可靠。6.2.4辅机程控系统调试完毕，程启、程停逻辑正确，设备动作可靠。各风机油站的启动条件；油泵的联动关系；引、送、一次风机的启、停条件及联动关系；各风门、挡板的联动关系；各风机的程启、程停试验；启动循环系统联锁、保护、程启、程停试验。6.2.5炉安全监控系统FSSS静态调试完毕。各逻辑关系正确，动作可靠。炉膛吹扫允许条件；炉MFT条件、MFT后的联动关系；炉OFT条件、OFT后的联动关系；油（等离子系统）点火允许条件；油枪（等离子系统）的程启、程停；油枪（等离子系统）的跳闸条件；煤点火允许条件；各磨、给煤机的启动允许条件；各磨煤机快停、紧急停止条件；各磨煤机启动、停止程序；6.2.6数据采集系统静态调校完毕，各点名称准确，显示正确。6.2.7各工业电视、火焰检测系统静态调校完毕。能随时投入。6.2.8各给煤机自动称重系统静态调校完毕，测量准确，显示正确。6.2.9炉膛烟温探针静态调校、设定完毕，伸缩自如，动作可靠。6.2.10吹灰系统程控静态调试合格，经模拟试验，关系正确动作可靠。6.2.11空预器扇形板密封间隙自动调整装置静态调试完毕。6.2.12空预器着火探测装置静态调试完毕。6.2.136.2.146.2.15锅炉炉管泄漏监测系统静态调试完毕。6.3试运现场应具备的条件6.3.1试运现场道路畅通照明充足，事故照明可靠。6.3.2试运现场通讯设备齐备，方便可用。6.3.3消防水及蒸汽消防系统安装结束，经验收合格，并备有足够的消防器材。6.4应完成的调试项目6.4.1炉本体酸洗、炉前系统碱洗工作结束，临时系统已恢复完毕。6.4.2炉烟风挡板、汽水阀门、制粉系统各风门挡板经操作试验合格。各阀门开关方向正确，动作灵活可靠，全开、全关到位。（详见《炉烟风挡板、汽水阀门检查确认一览表》）6.4.3锅炉冷态通风试验结束。各一次风调平、风量测量装置标定完毕。6.4.4锅炉吹管工作结束，临时系统已全部恢复。6.4.5炉辅机顺控的检查试验结束。（详见热控专业《锅炉联锁、保护、顺控一览表》）6.4.6炉膛安全监控系统FSSS的检查试验结束。（详见热控专业《锅炉联锁、保护、顺控一览表》）6.4.7各转动机械事故按钮的检查操作试验结束。6.4.8各声光报警信号的检查试验结束。6.5其它应具备的条件6.5.1化学制水系统完善，能随时提供合格的除盐水。6.5.2压缩空气系统完善，能随时提供合格的压缩空气。6.5.3厂用电系统完善，能按试运要求随时切、送电。6.5.4全厂的照明、通讯系统完善。6.5.5中央空调系统完善，调试完毕，能随时投入使用。6.5.6填写锅炉整套启动前调试项目检查清单（见附录1）。6.5.7锅炉整套启动的技术措施向有关人员进行了交底（见附录2）。7调试工作程序锅炉整套启动调试流程图如下：调试准备整套启动前应具备的条件联锁保护及报警试验空负荷试运阶段调试准备整套启动前应具备的条件联锁保护及报警试验空负荷试运阶段调试技术方案确认和交底带负荷试运阶段再热器、过热器安全门整定及蒸汽严密性试验168小时试运阶段文件整理签署及归档8.1锅炉上水及冷态水冲洗8.1.1上水方式：化学除盐水→凝结水补充水箱→凝结水输送水泵→凝汽器→凝结水泵→除氧器→电动给水泵→给水旁路→省煤器。建议上水时间：通常冬季≮4小时，夏季≮2小时。上水水温应＞20℃上水过程注意水位变化，检查各部件是否发生泄漏，受热面的膨胀情况是否正常，若发现异常，应即查明原因，予以消除。上水至分离器及炉本体各空气门出水，由低到高逐个关闭空气门，上水完成，启动分离器内外壁温差应＜42℃8.1.2锅炉冷态水冲洗按运行规程中的要求和操作步骤对锅炉进行开式冷态清洗，当启动分离器贮水箱出口水质含Fe量小于200µg/L时，锅炉开式冷态清洗结束。启动炉水循环泵，按运行规程中的要求和操作步骤对锅炉进行冷态循环清洗，当启动分离器贮水箱出口水质含Fe量小于100µg/L时，冷态循环清洗结束。8.2锅炉点火前的准备8.2.1锅炉冷态循环清洗结束后，8.2.2启动输煤系统向A原煤仓输送足够的燃煤；联系电气给将要投运的转机，电动风门挡板等送电；压缩空气系统，冷却水系统投入，联系值长给辅助蒸汽联箱供汽；检查确认锅炉机械密封投入，投入除渣、除灰系统；燃油打循环；检查并确认风道和烟道上所有挡板的开度在正确位置；启动两台空预器，投入联锁开关；启动两台吸风机、送风机，一台一次风机、密封风机及火检冷却风机，投入密封风机及火检冷却风机联锁开关；投入A制粉系统暖风器；启动等离子点火系统的一台冷却水泵、冷却风机，投入联锁开关；进行燃油系统泄漏试验；燃油泄漏试验合格后，吹扫炉膛，复归MFT。8.3锅炉点火升温升压和热态清洗8.3.18.3.2当A制粉系统暖风器出口一次风温度达到160℃时，启动8.3.3锅炉点火当A磨煤机出口温度达到75℃时，将A磨煤机入口风量调整至80t/h左右，启动监视A磨煤机出口温度、压力、进出口差压、振动等参数，必要时对给煤量、入口风量进行适当的调整，确保A制粉系统运行正常、稳定。监视等离子燃烧器壁温变化趋势，若壁温异常上升过快，可对给煤量、入口风量进行适当的调整，确保等离子点火系统运行正常、稳定。8.3.4投入炉膛出口烟温探针，汽机冲转前控制炉膛出口烟温不超过560℃8.3.5锅炉点火后，应注意由于汽水系统受热膨胀导致产生启动分离启贮水箱水位突然升高现象，应保证启动分离器贮水箱疏水阀（A、B两台WDC阀）在自动控制状态，以确保启动分离器贮水箱水位正常，必要时可适当降低升温速率。8.3.6锅炉启动后应注意监视各部膨胀情况，安装及运行指定专人记录膨胀。发现有妨碍膨胀或膨胀异常，应及时汇报，停止升压。分析原因并采取措施后方可继续升压。8.3.7根据升温、升压要求增加给煤量。升温、升压速度根据锅炉冷态启动升温升压曲线控制。8.3.88.3.9及时开启过冷水隔绝阀，保证炉水循环泵入口有一定的过冷度，防止炉水循环泵出现汽蚀现象。8.3.10调节给水流量与再循环流量之和不小于450t/h。8.3.11锅炉热态清洗当水冷壁出口温度达到150℃时，对锅炉进行热态清洗。热态清洗时水冷壁出口温度不能超过170当启动分离器贮水箱出口水质含Fe量大于100µg/L时，开启锅炉疏水扩容箱排污阀门，进行热态清洗排放；当启动分离器贮水箱出口水质含Fe量小于100µg/L时，关闭锅炉疏水扩容箱到凝汽器电动阀门，锅炉进行热态循环清洗，直到启动分离器贮水箱出口水质含Fe量小于50µg/L时，热态清洗结束。8.3.12热态清洗合格后，锅炉继续升温升压。8.3.13当启动分离器压力达到1MPa左右时，逐台开启过热器电动泄压阀（ERV），确认两台ERV阀动作正常后锅炉继续升温升压。8.4空负荷试运阶段8.4.1锅炉主汽压力升至8.53MPa、主汽温度升至360℃8.4.2冲转后，维持锅炉参数适应汽机要求。8.4.3汽机冲转至3000rpm定速后，配合电气专业进行相关试验工作。8.4.4电气试验结束后，机组并网带初负荷。8.4.5当汽机运行参数满足要求时，机组解列，进行汽机超速试验。8.5带负荷试运阶段8.5.1汽机超速试验结束后，若无影响机组安全、正常运行的设备缺陷时，机组再次并网带初负荷，并逐渐升负荷至90MW左右，维持稳定运行，进行洗硅。8.5.2汽水品质合格后，启动另一台一次风机，投入B制粉系统，机组以3MW/min负荷变化率升负荷。8.5.3机组负荷升至100MW左右时，启动一台汽动给水泵，并泵后机组以3MW/min负荷变化率继续升负荷。8.5.4机组负荷升至150MW且分离器贮水箱水位小于6.3m、或分离器入口过热度大于5℃且分离器贮水箱水位小于7.5m8.5.5投入C制粉系统，机组以3MW/min负荷变化率继续升负荷。当电除尘器入口烟温达到规定要求时，将电除尘器投入运行。8.5.6机组负荷升至270MW左右时，将等离子点火系统停运，进行锅炉低负荷稳燃试验。试验完成后启动另一台汽动给水泵，并泵后停运电动给水泵，机组以3MW/min负荷变化率继续升负荷。8.5.7机组负荷升至300MW左右时，维持稳定运行，进行洗硅，在此期间配合热控专业试投机组协调控制系统。8.5.8汽水品质合格后，投入D制粉系统，机组以6~9MW/min负荷变化率继续升负荷，并根据机组升负荷的需要适时投入E制粉系统。8.5.9机组负荷升至450MW时，维持稳定运行，进行洗硅，在此期间配合厂家进行再热器、过热器安全门热态整定试验，锅炉进行制粉系统及燃烧初步调整试验，试投炉本体吹灰器。8.5.10上述试验项目完成、汽水品质合格后，机组以6MW/min负荷变化率继续升负荷，直至机组负荷达到满负荷600MW，进行锅炉蒸汽严密性检查试验。8.5.8.5.12配合汽机专业进行甩负荷试验。8.5.13甩负荷试验完成后，机组停运消缺（根据机组试运情况确定）。8.6满负荷168小时试运阶段机组经带负荷阶段试运后，能正常运行，保护投入率100%、自动投入率在90%以上，厂用电切换正常、汽水品质合格，达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）要求的各项指标后即可进入满负荷168小时试运阶段。机组满负荷168小时试运阶段主要以稳定运行为主，锅炉可辅以燃烧初步调整等试验。8.7锅炉温态、热态、极热态启动8.7.1锅炉温态、热态、极热态划分如下：温态：停炉10~72小时（汽水分离器内壁温度120～260℃）；热态：停炉1~10小时（汽水分离器内壁温度260～340℃）；极热态：停炉1小时以内（汽水分离器内壁温度≥340℃8.7.2锅炉温态、热态、极热态启动前必须确认停炉期间进行的检修工作已经结束。8.7.3按运行规程的规定进行启动前的检查确认工作。8.7.4锅炉点火前各疏水门均应关闭。8.7.5温态、热态、极热态启动尽量采用等离子点火模式，升温升压过程中，锅炉疏水门的控制要求如下：锅炉点火后全开过热器和再热器疏水门。联系开启汽机主汽门前疏水及再热蒸汽管道疏水，进行暖管。投入旁路系统，控制升温、升压速度。冲机后关闭过热器及再热器疏水。8.7.6投入锅炉烟温探针，防止锅炉管壁超温。8.7.7锅炉点火后，在确保水冷壁、分离器壁温差不超限的情况下，应尽快地增加燃煤量，使蒸汽参数尽快达到冲转参数。8.7.8汽机冲转后，根据汽缸温度情况关闭机侧疏水。8.7.9及时投入减温水防止超温。8.7.10机组并网后的操作与冷态启动过程基本相同，升负荷速率按照各自状态下启动曲线的规定执行。8.8锅炉停炉8.8.1锅炉停炉前，应对系统进行一次全面检查，记录缺陷。8.8.2锅炉停炉前，应对各受热面进行一次全面吹灰。8.8.3将负荷指令设定至120MW，负荷变化率为6MW/min。负荷减到510MW时，停用第一台磨煤机（采用燃油模式时停运B磨，采用等离子模式时停运E磨）。8.8.4负荷减到390MW时，停用第二台磨煤机（采用燃油模式时停运C磨，采用等离子模式时停运D磨）。8.8.5负荷减至302MW时打开分离器贮水箱疏水阀B–WDC阀的隔绝阀。8.8.6负荷减至298MW时停用一台汽动给水泵。8.8.7负荷减至270MW时，投入等离子点火器或EF层油枪助燃，停用第三台磨煤机（采用燃油模式时停运D磨，采用等离子模式时停运C磨）。8.8.8采用燃油模式、机组负荷＜220MW时，停用第四台磨煤机（E磨）。8.8.9机组负荷＜180MW时，将负荷变化率设定为5MW/min。8.8.10机组负荷＜170MW时，打开分离器贮水箱A-WDC阀隔绝阀，注意监视分离器贮水箱水位。8.8.11采用燃油模式、机组负荷＜160MW时，停用第五台磨煤机（F磨）。8.8.12下列条件满足后，启动炉水循环泵。汽水分离器储水箱水位＞7.5m，延时10s。机组负荷＜150MW。无升负荷命令。8.8.13炉水循环泵运行后注意贮水箱疏水A、B-WDC阀，BR阀调节阀在自动状态，贮水箱水位控制平稳。8.8.14满足下列任一条件，锅炉可以从干态转换至湿态运行。炉水循环泵已启动，且炉水再循环门已经开启；锅炉负荷＜120MW；MFT；发电机已解列。8.8.15锅炉转入湿态运行后，炉水循环泵暖泵门关闭。8.8.16机组负荷＜140MW时，启动电动给水泵，停用第二台汽动给水泵，采用等离子模式时停运第四台磨煤机（B磨）。8.8.17将机组控制方式切换为功率控制，给水切换为AVT（氨、联氨）工况运行。8.8.18将机组目标负荷设定为30MW，负荷变化率设定为6MW/min。8.8.19机组负荷降至30MW、高旁全开后，按运行规程规定的操作步骤将发电机解列，将辅汽汽源从冷再切换至邻炉供汽方式。8.8.20当机组负荷减到“0”8.8.21采用燃油模式时停用点火油枪，采用等离子模式时停运第五台磨煤机（A磨）和密封风机、一次风机，锅炉MFT。8.8.22锅炉MFT后保持30%MCR通风量吹扫5分钟后，按程序停止送风机、引风机、除渣、除灰系统，隔离炉前燃油系统。8.8.23空预器入口烟温＜150℃8.8.24根据情况决定停炉后采取热备用或放水，并采取锅炉防腐措施以保护锅炉。8.8.25停炉后继续监视空预器进、出口烟温，防止空预器着火。8.9填写试运记录9职责分工按照部颁新《启规》有关规定，各方职责如下：9.1施工单位9.1.1负责试运设备的检修、维护及消缺工作。9.1.2负责引、送、一次风机、磨煤机、给煤机、空预器及其它辅机的监护、巡检。9.1.3准备必要的检修工具及材料。9.1.49.9.2生产单位9.2.1负责系统试运中的启停，运行调整及事故处理。9.2.29.2.39.9.3调试单位9.3.19.3.2准备有关测试用仪器、仪表及工具。9.9.3.49.3.5协助运行人员进行事故分析、处理。9.3.6协助检修人员判断设备故障及处理方法。9.3.7填写调整试运质量验评表。9.3.8编写调试报告。9.4监理单位9.4.1负责本专业监理工作的具体实施。9.4.2负责锅炉整套启动调试方案的审查工作。9.4.3组织各单位进行锅炉整套启动前的检查验收工作。9.4.4负责整理、汇总机组整套启动试运期间系统及设备存在的缺陷，督促有关单位及时消缺并进行闭环。9.4.510安全注意事项10.1参加试运的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保机组试运工作安全可靠地进行。10.2在机组试运过程中如有危及人身或设备安全的情况，应立即停止有关试验工作，必要时停止机组运行。10.3在试运过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。10.4试运全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。10.5加强机组启动前的检查试验工作，尽可能提前在冷态时发现和消除设备缺陷。启动中要按照规定的升温、升压、升负荷曲线进行，机组首次启动应尽可能平稳进行。10.6锅炉启动中，要定期检查各部热膨胀，发现膨胀不良时要停止升温升压。待处理正常后方可继续进行。10.7锅炉点火后，再热器未进汽的情况下应注意控制炉膛出口烟温不超过560℃10.8汽机启动后，要防止主汽、再热蒸汽温度急剧波动，严防蒸汽带水。10.9在锅炉启动和运行中，注意各自动启、停设备是否按其逻辑关系动作。10.10注意空预器出口烟温的变化，防止二次再燃烧，当发现烟温不正常时，要及时进行空预器吹灰。锅炉启动初期，应适当增加空预器吹灰频率。10.11注意加强监视炉膛负压变化和炉内燃烧情况，尤其在启、停点火器及启、停制粉系统时，更要加强监视和调整，保持炉内燃烧稳定。10.12保持排烟温度和烟气含氧量在规定的范围内，控制省煤器出口烟气含氧量在3.0%~3.5%左右。10.13注意监视炉膛负压、送风压力、主汽压力、主汽温度、再热汽温等自动控制的工作情况，发现问题及时处理。10.14注意监视火焰检测器、炉膛火焰电视显示是否正常，观察炉内火焰情况，及时调整燃烧，保持燃烧稳定。10.15注意炉膛烟温探针，自动投入和退出是否正常。10.16启动和运行中，注意监视水冷壁、过热器、再热器壁温，严防超温爆管。10.17注意加强燃烧，当负荷低于40%BMCR以下或燃烧不稳定时要及时投入等离子点火器或油枪助燃，防止灭火打炮事故发生。10.18在锅炉运行期间，燃油系统应处于随时备用状态，油枪停运后，一定要退出炉膛，每班应对油枪进行一次检查。10.19维持制粉系统运行稳定，磨煤机出口温度控制在70~80℃10.20投粉后注意汽温、汽压、负荷、壁温、烟温的变化情况，防止发生锅炉受热面超温和汽温变化过大等现象。10.21按运行规程要求及时投入除灰、除渣系统。10.22锅炉启动和试运期间，应按设计要求投入全部的联锁和保护系统。如因某些原因需撤除某项保护时，应由值班试运指挥批准。10.23运行中应严格监视各转机的轴承温度，润滑油位，冷却水流量等，发现问题及时汇报处理。10.24要经常巡回检查设备、系统运行情况，每班不少于两次。要认真执行“两票三制”，确保设备及人身安全。10.25机组启动和运行过程中，指挥应统一，各方职责分工明确。10.26加强试运中的安全保卫工作。10.27本措施未尽事宜，按运行规程和事故处理规程执行。运行规程与本措施发生矛盾时，原则上按本措施执行，当有争议时报请试运指挥决定。

附录1锅炉整套启动前调试项目检查清单编号检查内容要求检查日期检查结果1-1烟风档板汽水阀门全开、全关到位、开关方向正确显示状态正确1-2锅炉冷态通风试验一次风调平试验结束二次风量测量装置标定试验完成各磨入口风量测量装置标定试验完成1-3联锁、保护、顺控、声光报警试验各辅机联锁、保护试验结束各辅机程启、程停试验结束各辅机油站试验结束各辅机事故按纽试验结束MFT静态试验结束BMS燃油部分试验结束BMS燃煤部分试验结束各阀门联动试验结束有关的声光报警试验1-4锅炉吹管吹管工作结束临时系统拆除，恢复正式系统所有缺陷消除完毕1-5燃油系统燃油系统静态调试结束各油枪的单操、程启、程停试验结束燃油系统的联锁、保护试验结束1-6制粉系统制粉系统静态调试结束制粉系统各风门档板操作试验完毕制粉系统所有联锁、保护试验结束1-7吹灰系统吹灰器静态调试完毕吹灰程控静态调试完毕吹灰汽源安全门整定1-8除灰、渣系统灰、渣系统阀门操作试验灰、渣系统的联锁试验灰、渣系统的程控试验1-9火检冷却风系统火检冷却风机的联动试验1-10等离子系统冷却水泵、载体风系统试运完成各等离子点火器冷态拉弧正常1-11机、炉、电大联锁试验联锁关系正确，动作可靠建设单位：安装单位：调试单位：监理单位：生产单位：