锅炉蒸汽管道吹管调试方案.docx
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锅炉蒸汽管道吹管调试方案
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
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：
日期：
年月日
1、概述
1.1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-Ⅱ1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、疏水泵等组成。
在负荷≥30％BMCR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、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，由引风机抽进烟囱，排入大气。
1.2主要设备技术规范
1.2.1锅炉主要技术规范
单位
BMCR
BRL
THA
主蒸汽流量
t/h
1215
1152.9
1066.75
主蒸汽压力
MPa（g）
25.31
25.31
25.31
主蒸汽温度
℃
571
571
571
再热蒸汽流量
t/h
996.827
943.270
882.801
再热蒸汽进口压力
MPa（g）
4.957
4.679
4.390
再热蒸汽出口压力
MPa（g）
4.747
4.48
4.204
再热蒸汽进口温度
℃
335
328
322
再热蒸汽出口温度
℃
569
569
569
给水温度
℃
290
286
281
1.2.2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%
22.57
30.42
46.02
31.57
2）收到基氢
Har%
1.88
2.63
2.43
2.23
3）收到基氧
Oar%
2.61
2.92
2.59
2.68
4）收到基氮
Nar%
0.58
0.73
0.73
0.66
5）收到基全硫
Sar%
1.38
1.39
0.89
1.24
6）收到基灰分
Aar%
61.25
51.02
18.34
45.82
7）收到基全水分
Mar%
9.73
10.89
29
15.8
8）空气干燥基水分
Mad%
2
2.16
1.9
2.01
9）干燥无灰基挥发分
Vdaf%
37.57
30.8
25.79
32.34
10）收到基低位发热量
Qnet，arkcal/kg
2252
2894
4170
2988
1.2.3炉膛结构尺寸
序号
项目
单位
数据
锅炉深度
mm
49900
锅炉宽度
mm
47600
大板梁高度
mm
78000
炉膛宽度
mm
31020
炉膛深度
mm
9810
后竖井烟道深度
mm
9310
后竖井烟道宽度
mm
17715
布风板宽度
mm
31025
布风板深度
mm
4700
布风板到燃烧室顶的标高差
mm
50000
2、技术措施
2
2.1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/T5439-2009。
2.1.2《电力建设施工技术规范第2部分：
锅炉机组》DL/T5190.2-2012。
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/T5210.2-2009。
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程》DL/T5295-2013。
2.1.6《循环流化床锅炉启动调试导则》DL/T340-2010。
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/T889-2004
2.1.9《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。
2.2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，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。
2.3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K＞1；连续两次打铝靶检查，在铝靶上无0.8mm以上的斑痕，且0.2～0.8mm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/T5295-2013全部检验项目合格率100%。
2.4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。
2.5试验应具备的条件
2.2
2.3
2.4
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。
2.6试验内容、程序、步骤
2.5
2.6
2.6.1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。
2.6.2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。
2.6.3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、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）。
2.6.4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3.5-4.5MPa，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。
在启动分离器压力为6.0～6.5MPa、高过出口蒸汽温度380～430℃时打开吹管控制门，启动分离器压力为3.5～4.0MPa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。
2.6.5吹管的临时设施
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.6.4
2.6.5
2.6.5.1吹管临时控制电动闸阀技术要求
（1）公称压力不小于16MPa。
（2）设计温度不小于450℃。
（3）公称直径应不小于主蒸汽管道内径。
（4）全行程开关时间小于60s。
2.6.5.2吹管临时控制门旁路门技术要求
（5）公称压力不小于16MPa。
（6）设计温度不小于450℃。
（7）公称直径不小于50mm。
2.6.5.3高旁临控门
（8）公称压力不小于16MPa；
（9）设计温度不小于450℃；
2.6.5.4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。
2.6.5.5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。
旁路管道内径不小于50mm；
（2）临时控制门前临时管道设计压力P>10.0Mpa，t≥450℃；
（3）临时控制门后至高排逆止门临时管道设计压力P>6.0Mpa，t≥450℃；
（4）中压主汽门后排汽管临时管道设计压力P>2Mpa，t≥530℃。
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，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；
2.6.5.6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。
2.6.5.7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。
2.6.5.8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。
2.6.5.9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
4
0-10MPa
FS0.5级
压力表
排气口前1.5m左右
1
0-1.5MPa
FS1.5级
温度表
排气口前1.5m左右
1
0-600℃
FS0.5级
2.6.5.10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。
2.6.6吹管步骤
2.6.6
2.6.6.1吹管前条件检查
（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。
（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。
2.6.6.2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9.0-9.5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20℃～50℃），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200～250t/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1000μg/L时，冲洗水直接外排。
（6）当启动分离器出口水含铁量小于1000μg/L、PH值9.3～9.5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9.3～9.5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3000t（首次启动2.5天）
通常约25小时/约8000t
（首次启动约2.5天）
2.6.6.3锅炉点火升温升压
省煤器入口给水的含铁量小于100μg/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1000μg/L时，冲洗水直接外排，含铁量低于1000μg/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100μg/L时，热态冲洗完成。
吹管过程中，
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