锅炉整套启动调试方案.docx
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锅炉整套启动调试方案
锅炉整套启动调试方案
河南电力建设调试所
2004年11月28日
工程名称
昌乐山水水泥余热发电安装工程
方案名称
锅炉整套启动调试方案
方案类型
整套启动
批准
年月日
会签
建设单位：
年月日
监理单位：
年月日
生产单位：
年月日
安装单位：
年月日
审核
年月日
编写
年月日
目次
1目的………………………………………（04）
2依据………………………………………（04）
3设备系统简介……………………………（04）
4调试内容及验评标准……………………（09）
5组织分工…………………………………（10）
6使用设备仪器……………………………（10）
7调试应具备的条件………………………（11）
8调试步骤…………………………………（13）
9优化措施及建议…………………………（23）
10安全注意事项…………………………（24）
11附图（表）………………………………（25）
1目的
为了加强昌乐山水水泥余热发电工程整套启动调试工作管理，明确调试工作任务和职责，规范调试项目和调试程序，使锅炉整套启动工作有组织、有计划、安全、顺利地进行，特制定本方案。
机组整套启动调试是本工程的最后一个阶段，通过机组整套启动调试使机组达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》规定的技术指标，为机组顺利达标投产奠定基础。
2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《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）；
2.3《火电工程启动调试工作规定》；
2.4《火电机组达标投产考核标准（2001年版）及相关规定》；
2.5《电力建设施工及验收技术规范》；（1996年版）
2.6《二十五项反事故措施》；
2.7《河南开封火电厂技改#1机组工程1×135MW机组调试大纲》
2.8《河南开封火电厂技改#1机组工程1×135MW机组整套启动调试方案》
3设备系统简介
3.1主机的主要技术规范
3.1.1锅炉
制造：
哈尔滨锅炉厂股份有限公司
型号：
HG-440/13.7-L.PM4
型式：
循环流化床锅炉、自然循环、中间再热、半露天布置、全钢构架、高强螺栓连接、固态排渣。
主要技术参数：
项目
单位
BMCR
过热蒸汽流量
t/h
440
过热蒸汽压力
MPa
13.7
过热蒸汽温度
℃
540
再热器出口蒸汽温度
℃
540
再热器出口蒸汽压力
MPa
2.57
再热器进口蒸汽温度
℃
315.8
再热器进口蒸汽压力
MPa
2.75
给水温度
℃
249
钙硫比
2.4
脱硫效率
%
90
排烟温度（空预器出口）
℃
129
锅炉效率
%
92.2
3.1.2汽轮机
名称：
135MW超高压、一次中间再热反动式、单轴、双缸双排汽凝汽式汽轮机
型号：
N135－13.24/535/535
功率：
135MW
额定转速：
3000转/分
主汽门前蒸汽压力：
13.24MPa（a）
主汽门前蒸汽温度：
535℃
主蒸汽流量：
402.7t/h
再热冷段蒸汽流量：
331t/h
再热热段蒸汽流量：
338t/h
再热汽门前再热蒸汽温度：
535℃
再热汽门前再热蒸汽压力：
2.26MPa（a）
排气量：
290.28t/h
排汽压力（背压）：
4.9kPa（a）
冷却水设计温度：
20℃
给水温度：
243.4℃
汽轮VWO工况时功率：
148MW
汽轮热耗：
8192.7kJ/kW.h
回热加热级数：
7级（2高＋4低＋1除氧）
3.1.3发电机
名称：
双水内冷汽轮发电机
型号：
QFS-135-2
额定功率：
135MW
额定电压：
15.75kV
额定电流：
5822A
额定功率因素：
0.85（滞后）
频率：
50Hz
绝缘等级：
F级，温升按B级考核
额定转速：
3000r/min
相数：
3
接法：
Y
最大连续出力：
158.824MW
励磁型式：
静止可控硅励磁
冷却方式：
双水内冷
3.2煤、灰、燃油资料
3.2.1煤质资料：
设计燃用平顶山洗矸与中煤的混煤。
项目
单位
设计
煤种
校核
煤种
工
业
分
析
收到基低位发热值Qnet.ar
kJ/kg
21375
18821
收到基全水份Mar
%
8
9
收到基灰份Aar
%
26.54
31.62
可燃基挥发份Vdaf
%
17.48
13.83
元
素
分
析
收到基碳Car
%
55.38
47.62
收到基氢Har
%
2.04
2.27
收到基氧Oar
%
6.24
7.34
收到基氮Nar
%
1.12
0.98
收到基硫Sar
%
0.5
1.17
入厂煤最大粒径
mm
300
300
3.2.2灰成分（未掺烧石灰石）
名称
单位
设计煤种
校核煤种
SiO2
%
45.46
54.28
Al2O3
%
24.69
32.19
Fe2O3
%
4.01
5.1
CaO
%
19.58
3.16
MgO
%
0.5
0.09
K2O
%
1.06
1.39
Na2O
%
0.24
0.23
SO3
%
2.4
2.03
TiO2
%
0.54
0.35
MnO2
%
1.06
0.96
3.2.3灰熔点
名称
符号
设计煤种
校核煤种
变形温度
DT
1430℃
1460℃
软化温度
ST
＞1490℃
＞1500℃
熔融温度
FT
＞1500℃
＞1500℃
3.2.4燃油资料
锅炉点火及助燃用油为0号轻柴油。
其油质分析如下：
项目
单位
数值
恩氏粘度（20℃）
E
1.2—1.67
灰分
%
≤0.025
硫份
%
≤0.2
凝固点
℃
≤0
闪点
℃
≥65
发热量（低位）
KJ/kg
41868
3.3燃煤制备系统
根据本工程运煤系统程序控制方案的设计，原煤在破碎机室经过一、二级破碎机，再经两条带式输送机进入主厂房煤仓间。
原煤经＃2机组＃7皮带延伸输送至煤斗。
3.4辅助设备
3.4.1引风机
风机型号Y4－60-14No26.5F
流量24.4～48.8×104m3/h
全压8616～4619Pa
电动机功率1000kW
电动机转速994r/min
3.4.2一次风机
风机型号及尺寸L2N2334.02.78SBL6T
入口流量151740m3/h
风机静压升24910Pa
入口静压-200Pa
风机转速1485rpm
3.4.3二次风机
风机型号CFB6N5.4D215
流量132480m3/h
全压18555Pa
电动机功率900kW
转速1485r/min
3.4.4高压流化风机
风机型号JAS250
进口流量78m3/min
进口压力101.3kPa
出口压力152.2kPa
额定转速1250r/min
电机型号Y250M－4－90
3.4.5石灰石输送风机
流量10786Nm3/h
风压54.15kPa
输送温度20℃
电动机Y355M2-6
电动机功率185kW
3.4.6静电除尘器
一台双室三电场静电除尘器，除尘效率≥99.4%。
4调试内容及验评标准
4.1调试内容
4.1.1锅炉整套启动试运分为“空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运”三个阶段。
4.1.2第一阶段完成锅炉点火升压及空负荷时锅炉技术指标控制等调试项目。
4.1.3第二阶段完成锅炉本体带负荷调试和燃烧调整、输煤系统带负荷调试、烟风系统带负荷调试、排汽和排污系统带负荷调试、吹灰系统带负荷调试、灰渣系统带负荷调试、锅炉阀门带负荷运行检查等。
4.1.4第三阶段完成机组72小时满负荷整套试运中锅炉试运工作。
4.2验评标准
满足《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》以下条款:
第5.2条：
锅炉（空负荷调试验评标准）；
第6.2条：
锅炉（带负荷调试验评标准）；
第7.2条：
锅炉（72小时整套满负荷试运验评标准）。
4.2.1锅炉空负荷调试过程中要求
4.2.1.1汽包上、下壁温差不大于50℃。
4.2.1.2汽包壁温变化率不大于110℃/h。
4.2.1.3汽包内介质饱和温度变化率不大于28℃/h。
4.2.1.4汽包水位在正常范围内变化。
4.2.1.5锅炉燃烧正常，温升率符合设计要求，温度变化率不超过100℃/h。
4.2.1.6锅炉各部位的膨胀指示器变化数值符合设计要求。
4.2.1.7锅炉各承压部件、焊口、汽水阀门等处无泄漏。
4.2.1.8床上、床下启动燃烧器投运正常。
4.2.1.9锅炉升温、升压速率符合升温、升压曲线的要求。
4.2.2锅炉带负荷调试过程中要求
4.2.2.1主汽压力、温度符合升温升压曲线的要求。
4.2.2.2汽水品质符合专业要求。
4.2.2.3风烟系统投运满足运行要求。
4.2.2.4床上、床下启动燃烧器投运正常。
4.2.2.5输煤系统运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.6给煤系统运行正常。
4.2.2.7排污系统运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.8冷渣器运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.9吹灰器投运正常，满足试运的要求。
4.2.3锅炉满负荷调试过程中要求
4.2.3.1主汽压力、温度符合升温升压曲线的要求。
4.2.2.2汽水品质符合专业要求。
4.2.2.3风烟系统投运满足运行要求。
4.2.2.4输煤系统运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.5给煤系统运行正常。
4.2.2.6石灰石系统投运正常。
4.2.2.6排污系统运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.7冷渣器运行正常，满足试运的要求。
4.2.2.8吹灰器投运正常，满足试运的要求。
5组织分工
5.1安装单位应组织好检修人员做好运行设备的维护、检修工作，并做好有关工作记录。
保卫、消防人员上岗值班。
5.2生产单位应按“设备/系统试运代管办法”配备合格的运行人员，对所有运行设备精心操作，并定期对设备进行巡视，填写报表。
5.3调试单位负责组织设备及系统试运指导、监督、技术交底工作，整理调试记录，对现场出现的异常情况，及时提出解决方案，重大问题提交试运指挥部。
5.4调试期间调试单位、安装单位、生产单位应在试运指挥部的统一领导下，各负其责。
6使用仪器设备
序号
设备名称
型号
产地
数量
用途
备注
１
便携式测振表
VM—63
日本
1
振动测量
２
红外线测温仪
Raynger3I
200～1800℃
日本
1
炉温测量
3
红外测温仪
MX2
日本
1
温度测量
4
光电式转速表
DA-2234A
广州
1
转速测量
5
综合烟气分析仪
KM9106
英国
1
测氧量、NOX等
7锅炉整套启动应具备的条件
7.1一般条件
7.1.1试运指挥机构健全，明确岗位职责及联系制度，试运、检修人员上岗，整套启动方案措施已经过批准，并向有关人员进行技术交底。
7.1.2生产准备工作就绪，运行人员经过培训和考试合格，按岗位配齐，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。
7.1.3质监中心站按“质监大纲”确认并同意进入整套启动试运阶段。
质监中心站提出的整改项目已按要求全部完成。
7.1.4必须在整套启动试运前完成的分部试运、调试和整定项目，均已全部完成并验收签证，分部试运技术资料齐全。
所有参加整套启动试运的设备和系统，均能满足试运要求，交运行人员代管。
7.1.5建筑、安装工程已验收合格，满足试运要求。
分部试运阶段发现的问题、缺陷已处理完毕。
分部试运中采取的临时措施已恢复正常。
7.1.6已准备好试运用的水、煤（矸石）、油及石灰石。
7.1.7汽机、电气、热工、化学、燃料等专业已具备整套启动条件。
7.1.8试运区域清洁、无杂物,照明充足,不必要的临时设施已拆除；试运设备和系统与运行或施工设备和系统已采取安全隔离措施。
7.1.9通讯设施安装、调试完毕，已投入使用。
7.1.10消防、保卫及医务人员应安排好，并进入现场值班。
7.2确认下列设备、系统具备整套启动条件：
序号
项目名称
要求
备注
1
冷却水系统
通水试验，能满足运行需要
2
辅助汽源
调试完毕，能正常运行
3
压缩空气系统
调试合格，联锁、保护正常
4
火检冷却风系统
调试合格，联锁、保护正常
5
电动阀门
开关试验正常，显示正确，标识齐全、正确
6
电动风门、挡板
开关试验正常，显示正确，标识齐全、正确
7
一次风系统
系统调试完毕、能正常投用
8
二次风系统
系统调试完毕、能正常投用
9
高压流化风机
系统调试完毕、能正常投用
10
石灰石粉输送风机
系统调试完毕、能正常投用
11
引风机
系统调试完毕、能正常投用
12
冷渣器系统
系统完整，试运合格
13
电除尘器
空载升压试验合格；气流分布试验、漏风试验合格；电除尘器振打、加热、卸灰装置可投入
14
汽包、主汽、再热汽安全阀
安全阀整定合格
15
输煤系统
系统调试好，碎煤机、除铁器能够投入运行
16
燃油系统
检漏试验合格，快关阀功能可靠，能正常供油
17
给煤系统
能正常投用
18
石灰石系统
能正常投用
19
减温水系统
系统冲洗合格，调节门、电动门不泄漏
16
吹灰系统
吹灰器冷态调试完毕，程序功能试验正常
17
锅炉暖风器系统
调试好，可投入使用
18
辅助蒸汽系统
能正常投用
19
加药、取样系统
能正常投用
20
消防系统
符合设计要求，可正常投入运行
21
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
22
启动（床上及床下）燃烧器
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
23
给水系统
调试好，可投入使用
24
疏水排污系统
阀门调整完毕、无泄漏，管路通畅
25
工业电视
调试好，可投入使用
26
烟温探针
调试好，可投入使用
27
炉膛密相区压力测点
调试好，可投入使用
28
炉膛密相区温度测点
调试好，可投入使用
29
锅炉保护信号
功能试验正常、完整
30
DAS系统
核对画面准确、完整
31
SCS系统
功能试验正常、完整
32
FSSS系统
功能试验正常、完整
8调试步骤
8.1空负荷调试
8.1.1锅炉启动前的检查与试验
8.1.1.1确认设备、系统具备整套启动条件。
8.1.1.2对锅炉本体、烟风道、电除尘器进行全面检查确认内部无人，无杂物，各处人孔门、检查孔完整并关闭好。
8.1.1.3对所有辅机设备系统进行全面检查，确认系统完整无人工作，各转动机械润滑油正常，冷却水正常。
8.1.1.4检查输煤系统正常。
8.1.1.5检查锅炉及其管道各处膨胀间隙正确，膨胀位移时不受阻碍。
8.1.1.6检查各吹灰器均已处于缩回状态。
8.1.1.7膨胀指示器安装齐全牢固，冷态下已调整到零位。
8.1.1.8除灰渣系统已做好启动准备工作。
8.1.1.9集控室控制台、盘上各操作、显示装置完整，信号正常。
8.1.1.10燃煤、燃油、除盐水储备充足，质量合格。
8.1.1.11投入空压机运行，压缩空气供应正常。
8.1.1.12准备好辅助汽源。
8.1.1.13对锅炉烟风挡板进行操作试验合格。
8.1.1.14对电动门、气动门、调节门进行操作试验，并按运行规程要求置于正确位置。
8.1.1.15DCS热工信号试验。
8.1.1.16SCS功能试验。
8.1.1.17油母管泄漏试验。
8.1.1.18FSSS功能试验（包括点火程控、MFT等）。
8.1.1.19排渣系统程控。
8.1.2热力系统冲洗（第一次启动前）
机组启动前，对热力系统必须进行冷态冲洗和热态清洗，主要控制系统出口水含铁量。
并应投入加氨-联胺处理设备，调节冲洗用水的PH值为9.0～9.3、联胺含量为50～100g/L范围内。
8.1.2.1冷态冲洗
（1）高压给水系统及锅炉的冲洗
除盐水泵→凝汽器→凝泵→冷渣器系统→低加系统→除氧器→给水泵→高加系统→省煤器→汽包→水冷壁→定排；
高加系统可先走旁路再走高加。
采取排放冲洗方式，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉，当炉水排水铁小于100g/L时，冷态冲洗结束。
（2）过热器系统的冲洗
除盐水泵→凝汽器→凝泵→冷渣器系统→低加系统→除氧器→给水泵→高加系统→省煤器→汽包→过热器→过热器疏水、主蒸汽管道疏水→地沟。
当过热器、主蒸汽管道疏水铁小于100g/L，冲洗结束。
8.1.2.2热态清洗
热态冲洗方式和标准同冷态冲洗，除氧器应投入蒸汽加热，保持冲洗水温度为90～100℃左右，当符合以上标准时，热态冲洗结束。
8.1.2.3在冷态冲洗和热态冲洗过程中，应投入加氨-联胺处理设备，调节冲洗水的PH值为9.0～9.3、联胺为50～100g/L范围内。
8.1.2.4冲洗过程中应监督凝结水、给水、炉水中的铁、二氧化硅、电导率、PH值。
8.1.3工作压力水压试验
8.1.3.1水压试验在锅炉吹管管道恢复后整套启动前对一次汽系统进行。
水压试验范围：
电泵出口→省煤器→汽包→水冷壁→各级过热器→汽机电动主汽门前。
8.1.3.2水压试验压力为13.7MPa，水温20～80℃；环境温度低于5℃时应采取防冻措施。
8.1.3.3试验时控制升压速度应≤0.3MPa/min；并分别在5MPa和10MPa时保持压力稳定，进行全面检查。
若无异常，升压至13.7MPa。
8.1.3.4工作压力水压试验的合格标准：
关闭进水门，停止给水泵后，5分钟内压降不超过0.5MPa；
受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
8.1.3.5降压速度要求≤0.5MPa/min；压力降至8.0～10.0MPa时对取样和仪表管道进行冲洗。
8.1.3.6试验结束进行过热汽系统放水，汽包放水到正常水位。
8.1.4蒸汽严密性试验与安全阀整定
8.1.4.1蒸汽严密性试验与安全阀整定在机组第一次启动汽机冲转前进行，为带负荷运行直至带满负荷打下基础。
8.1.4.2由于汽机第一次启动检查时间长，蒸汽品质不合格的等待时间长，在此期间安排蒸汽严密性试验和安全阀整定可以节约燃油、节省启动时间。
8.1.4.3安全阀整定采用液压助起法。
8.1.4.4蒸汽严密性试验与安全阀整定工作详见《蒸汽严密性试验及安全阀调整措施》。
8.1.5点火前的准备
8.1.5.1锅炉点火前投入电除尘器的振打及加热装置。
8.1.5.2点火用油管路具备点火条件，油压正常。
8.1.5.3由补充水泵向锅炉上水至点火水位，开启汽包、过热器空气门、疏水门。
8.1.5.4依次启动引风机、高压流化风机、二次风机、一次风机和石灰石风机。
8.1.5.5装填床料
选择经过筛分后最大粒径小于3mm的原有床料作为启动床料，应在所有风机都运行时，填加床料，当床压达到4kPa时，停止加料。
8.1.5.6锅炉吹扫
在锅炉冷态、温态启动之前必须对锅炉进行吹扫，以足够的风量通过炉膛和烟道带走燃料和可燃性气体。
一次风量要超过临界流化风量，约为一次风总风量的40～50％，床下启动燃烧器的燃烧风和混合风挡板全开，二次风量取二次风总风量的50％，分支风道包括床上启动燃烧器、二次风喷口、密封风管道的挡板全开。
8.1.6锅炉点火（首次）
8.1.6.1启动燃烧器配风
启动床下启动燃烧器的点火风和混和风。
8.1.6.2床下启动燃烧器点火
首次启动床下启动燃烧器，油枪的雾化片选用500kg/h，调整点火枪与油枪的相对位置，保证点火成功。
8.1.6.3启动时，一次风量不低于临界流化风量，设定为一次风量的60％，油枪以最低的燃烧率投入。
8.1.6.4点火启动燃烧器的配风时，主一次风全关，混和风全开，总一次风量约为120000Nm3/h。
此时控制燃烧风风量在5000～10000Nm3/h（单只燃烧器）。
8.1.6.5油枪点燃后，迅速增大燃烧风的风量，使燃烧风的风量与燃油相匹配（＝1.2）。
8.1.6.6约30分钟后以同样的方法点燃另一只启动燃烧器。
8.1.6.7按照升温曲线，同时提高2只床下启动燃烧器的燃烧率，注意燃烧器及炉内任意温度测点的温度变化率均不超过100℃/h。
当床温温升缓慢时，油枪更换为1250kg/h出力的雾化片，以油枪的最小燃烧率投入，控制温升的速率并且维持总一次风量不变。
此时控制燃烧风风量在10000～15000Nm3/h（单只燃烧器）。
油枪点燃后，应迅速增大燃烧风的风量，使燃烧风风量与燃油量相匹配（＝1.2），调节混合风量，控制点火风道温度在850～900℃。
8.1.6.8床上启动燃烧器
·当床下启动燃烧器已达到满出力，且床温上升缓慢时，投入床上启动燃烧器。
·以最小的燃烧率投入＃1床上启动燃烧器，点火时燃烧器瞬时风量约为5000～10000Nm3/h，着火后增加风量，使风量与燃油量相匹配（＝1.1）。
以同样的方法，按照升温速率的要求，投入另一只床上启动燃烧器。
·逐步提高床上启动燃烧器的燃烧率，使床温达到允许的投煤温度560℃。
8.1.6.9投煤
·当床温大于560℃，可向炉内投煤，床温是下部8只热电偶和中部6只热电偶的平均值。
·按照给煤系统的操作说明，以要求的顺序开启相应的阀门。
·当床温达到投煤的温度后，手动启动第一台给煤机，给煤以10％的给煤量“脉动”给煤，即给煤90秒后停止给煤，约3分钟后观察床温的变化，当床温增加，同时氧量有所减小时，证明投入的煤已开始燃烧，再以“90秒给煤，停90秒”的脉冲形式给煤3次，床温继续增加5～7℃/min，氧量持续减小，可以较小的给煤量连续给煤。
·当炉膛下部床压低于4kPa时，添加床料，维持4～7kPa左右的床压。
·按照升温升压曲线，以较小的给煤量投入另一台给煤机，最后投入＃1和＃4给煤机。
8.1.6.10停运启动燃烧器
·当床下启动燃烧器在额定负荷时，水冷风室的温度在700～800℃，可
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