1、GL-FA-2007-0411GF06056JS TS-GT-070105-FGL国电泰州电厂一期工程 21000MW超超临界燃煤机组1 锅炉整套启动调试措施江苏方天电力技术有限公司出版日期： 2007 年 9 月 25 日#1 锅炉整套启动调试措施国电泰州电厂一期工程 21000MW 超超临界燃煤机组#1 锅炉整套启动调试措施会签单编制单位： 江苏方天电力技术有限公司会审单位： 国电泰州发电有限公司江苏省电力建设第三工程公司江苏省兴源电力建设监理有限公司批准单位： 启动调试总指挥Comment l1: 页：3同上。#1锅炉整套启动调试措施本措施于 2007年 10月 11日经国电泰州发电有限
2、公司、江苏省电力建设第三工程公司、江苏省兴源电力建设监理有限公司、江苏方天电力技术有限公司有关专业人员讨论通过。编写： 审核： 审定： 批准： #1 锅炉整套启动调试措施目 录1. 编制依据 12. 调试目的 13. 调试对象及范围 14. 调试质量 目标 85. 调试前应具备的条件及准备工作 86. 调试步骤 117. 调试验评标准 158. 调试所用仪器设备 169. 环境、职业健康、安全、风险因素控制措施 1610.组织分工 1711.附录 18#1 锅炉整套启动调试措施第 1 页 共 28 页1. 编制依据1.1 电力建设安全工作规程(火力发电厂)DL 5009.1-20021.2 环
3、境管理体系要求及使用指南GB/T 24001-20041.3 质量管理体系要求GB/T 19001-20001.4 职业健康安全体系GB/T 28001-20011.5 建设工程项目管理规范GB/T 50326-20011.6 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范电力部电建1996159号1.7 安全生产工作规定国家电网总 2003 407号1.8 火电机组达标投产考核标准(1998年版)及其相关规定电力部电综(1998)112号1.9 防止电力生产重大事故的二十九项重点要求国电发 20061.10中国国电集团公司火电厂基本建设工程启动及验收管理办法(2006年版)1.11中国国电集团公司
4、火电工程启动调试工作管理办法(2006年版)1.12中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准(2006年版)1.13中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法(2006年版)1.14 哈尔滨锅炉厂锅炉安装、使用说明书1.15 国电泰州电厂一期工程21000MW超超临界燃煤机组工程有关文件、图纸2. 调试目的锅炉整套启动是使新安装锅炉本体及其辅助设备、系统能够正常运行，考验设备、系统及其各项保护、自动的运行情况，暴露并消除缺陷，使锅炉系统顺利通过168 小时试运行，移交试生产。3. 调试对象及范围国电泰州电厂一期工程21000MW超超临界燃煤机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业
5、株式会社(Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd)提供技术支持，为本工程设计的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，采用 型布置、单炉膛、一次中间再热、低NO X PM主燃烧器和MACT 燃烧技术、反向双切园燃烧方式，炉膛为内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，循环泵启动系统；调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神华煤，校核煤种分别为兖州煤和同忻煤。制粉系统配置 6 台 MPS280 正压直吹中速磨煤机，点火及助燃油为 0#轻柴油。3.1 锅炉性能数据3.1.1 主要参数项 目
6、 单 位 BMCR BRL THA过热蒸汽流量 t/h 2980 2887 2741过热蒸汽出口压力 Mpa(g) 26.15 26.07 25.96过热蒸汽出口温度 605 605 605再热蒸汽流量 t/h 2424 2339 2245再热器进口蒸汽压力 Mpa(g) 5.11 4.93 4.73#1 锅炉整套启动调试措施第 2 页 共 28 页再热器出口蒸汽压力 Mpa(g) 4.85 4.68 4.49再热器进口蒸汽温度 353 351 345再热器出口蒸汽温度 603 603 603省煤器进口给水温度 302 300 2963.1.2 煤种特性锅炉以神华煤为设计煤种、以同忻煤和兖州煤
7、为校核煤种进行设计和校核，各煤种的有关参数如下表所示：设计煤种 校核煤种名 称 及 符 号 单 位神华煤 兖州煤 同忻煤收到基碳 Car % 61.7 57.92 56.32收到基氢 H ar % 3.67 3.68 3.68收到基氧 O ar % 8.56 8.09 7.75收到基氮 N ar % 1.12 1.17 0.93收到基全硫 S t,ar % 0.60 0.55 0.8收到基灰分 A ar % 8.80 21.39 24.52收到基全水分 M tar % 15.55 7.20 6.00元素分析空气干燥剂水分 M ad % 8.43 1.27 0.163.96收到基挥发分 V ar
8、 % 26.50 27.33干燥无灰基挥发分 V daf % 34.73 38.27 37.00收到基低位发热量 Q net,ar kJ/kg 23442 22420 21980哈氏可磨系数 HGI 55.00 65.00变形温度 DT 1150 1190软化温度 ST 1190 1500 1450灰熔融性流动温度 FT 1230 1500二氧化硅 SiO 2 % 30.57 55.93 47.24三氧化二铝 Al 2O3 % 13.11 27.45 38.97三氧化二铁 Fe 2O3 % 16.24 3.99 5.76二氧化钛 TiO 2 % 0.47氧化钙 CaO % 23.54 4.17
9、 2.13氧化镁 MgO % 1.01 1.44 0.41二氧化锰 MnO 2 % 0.43灰分分析三氧化硫 SO 3 % 10.31 2.08 1.193.1.3 燃油特性项 目 单 位 数 值油种 #0 轻柴油粘度(20时) oE 1.21.67凝固点 不高于 0闭口闪点 不低于 55#1 锅炉整套启动调试措施第 3 页 共 28 页含硫量 % 不大于 0.2灰份 % 不大于 0.01比重 kg/m3 817低位发热值 Qnet,ar kJ/kg 418003.1.4 油枪项 目 单 位 数 值数量 只 24燃料 #0 轻柴油容量 kg/h 1650燃油压力 MPa 3.43雾化 机械雾化
10、3.2 辅机规范3.2.1 空预器空预器本体：制造厂 哈尔滨锅炉厂有限责任公司型式 三分仓转子回转式型号 34-VI(T)-1850(2000)-SMR数量 2正常转速 0.91 r/min变频调速慢速挡转速 0.23 r/min投运时/运行 1 年后的漏风率 (BRL) 6/8 %热段受热面材料 Q235-A冷段受热面材料 CORTEN 钢支承轴承 推力向心滚子轴承 294/800E导向轴承 双列向心球面滚子轴承 23192轴承润滑及冷却方式 油浴润滑水冷水清洗装置 多喷嘴固定式清洗管转子驱动装置：型式 Y200L2-6 B3 型电动机台数 3/单台空预器功率 22 kW电压 380 V电流
11、 44.6 A转速 970 r/min3.2.2 引风机项 目 单 位 数 值型号 AN42e6(V13+4)型式 静叶可调轴流式风量 m3/s 755.5全压 Pa 5953.2转速 r/min 595数量及容量 250%#1 锅炉整套启动调试措施第 4 页 共 28 页效率 % 86.4轴承润滑方式 油脂润滑进口静叶调节范围 30-75额定功率 kW 7000(已考虑脱硝)额定电压 V 10000额定电流 A 523旋转方向 顺时针(从电机主轴伸看)制造厂 成都电力机械厂3.2.3 送风机项 目 单 位 数 值型号 FAF 28-14-1型式 动叶可调轴流式风量 m3/s 311369全压
12、 Pa 5164转速 r/min 990叶轮直径 mm 1412风机内径 mm 2818额定功率 kW 2300额定电压 kV 10额定电流 A 159叶片和叶柄的连接 高强度螺栓液压缸径和行程 336/H100MET机壳内径和叶片外径间隙 2.8+0.5 (叶片在关闭位置 )风机轴功率 kW 2157(BMCR 时为 1392)飞机转子惯性矩 554风机扭矩(在最大工况) N.m 20801数量及容量 250动叶调节范围 -4015风机效率 % 86.80制造厂 上海鼓风机厂3.2.4 一次风机项 目 单 位 数 值型号 PAF20.5-15-2型式 动叶可调轴流式风量 m3/s 117全压
13、 Pa 21776转速 r/min 1490叶轮直径 mm 1496风机内径 2050额定功率 kW 5000额定电压 kV 10额定电流 A 327#1 锅炉整套启动调试措施第 5 页 共 28 页液压缸径和行程 336/100机壳内径和叶片外径间隙 1.9+0.5 (叶片在关闭位置 )数量及容量 250%动叶调节范围 50风机效率 % 86.73轴承润滑方式 强制供油轴承冷却方式 油冷制造厂 上海鼓风机厂3.2.5 密封风机项 目 单 位 数 值型式 MF9-25-12No.12.5D数量 台 2(运行时 1 台风机供 6 台磨煤机)流量(t=30 ) m3/h 50000 设计点全压 P
14、a 9000 电动机功率 kW 200 电动机电压 V 380 3.2.6 火检冷却风机项 目 单 位 数 值型号 VP710N/2型式 MZ ASPIATORI 离心风机数量 台 2风量 m3/h 3000风压 Pa 9200功率 kW 15电源 380VAC 50Hz制造厂家 北京 ABB 贝利控制有限公司3.2.7 磨煤机(设计煤种、BMCR 工况)项 目 单 位 数 值型式 中速辊式磨煤机型号 MPS280磨煤机磨盘研磨轨道名义直径 mm 2800磨辊宽度 mm 740磨煤机转速 r/min 21.64数量 台 6主电机功率 kW 1000主电机电压 V 6000 主电机电流 A 12
15、8磨煤机主电机转速 r/min 990磨煤机出力(R90=15.3%)磨煤机最大计算出力 t/h 92磨煤机额定出力 t/h 72磨损末期保证出力 t/h 82.8#1 锅炉整套启动调试措施第 6 页 共 28 页磨煤机最小出力 t/h 23磨煤机通风量最大通风量 kg/s 43.33保证出力下的通风量 kg/s 40.32最小通风量 kg/s 32.55磨煤机通风阻力(包括分离器、煤粉分配箱)最大通风阻力 Pa 7770通风阻力 (保证出力) Pa 7303计算通风阻力 Pa 6683磨煤机密封风量 m3/min 130磨煤机密封风压 Pa 2000磨煤机出口介质温度 75磨煤机进口介质温度
16、 251磨煤机进口一次风量 t/h 145动态叶片设计转速 r/min 7090分离器变频调速电机转速 r/min 1480制造厂家 沈阳重型机械集团有限责任公司3.2.8 给煤机项 目 单 位 数 值给煤机型号 CS2036HP给煤机出力范围 t/h 12120给煤机主驱动电机型号 BPD-4给煤机功率 kW 4给煤机电源 380V，三相 50Hz清扫电机型号 NP1-200清扫电机功率 kW 0.37清扫电机电源 380V，三相 50Hz密封风压(与磨煤机进口压差) Pa 500密封风量 Nm3/min 10制造厂家 上海发电设备成套设计研究所3.2.9 循环泵及其电机炉水循环泵本体：制造
17、厂 德国 KSB型式 内置式型号 LUVAK 200-330/1设计压力 31.30MPa设计温度(泵) 371设计温度(电机) 343设计温度( 高压冷却水) 175吸入管口额定孔径 429.25mm排出管口额定孔径 295.50mm热态 冷态#1 锅炉整套启动调试措施第 7 页 共 28 页输送炉水温度 277 20密度 0.7587kg/dm3 0.998 kg/dm3泵的吸入压力 87.7 bar泵流量 1100m3/h 1100 m3/h质量流量 834.6t/h 1097.8t/h需要的净正吸入水头 14m 14m总扬程 130m 130m压差 9.7bar 12.7bar电机输入
18、功率 454.7kW 602.9kW转速 2970 r/min 2970 r/min3.3 汽水系统流程高压给水来省煤器入口集箱省煤器中间集箱省煤器中间集箱省煤器出口集箱炉膛入口分配集箱炉膛入口分配集箱水冷壁前墙入口集箱水冷壁右墙入口集箱水冷壁左墙入口集箱水冷壁后墙入口集箱水冷壁前墙中间集箱水冷壁右墙中间集箱水冷壁左墙中间集箱水冷壁后墙中间集箱水冷壁前墙出口集箱水冷壁右墙出口集箱水冷壁左墙出口集箱水冷壁后墙出口集箱水冷壁延伸侧墙入口集箱水冷壁后墙吊挂管入口集箱水冷壁延伸侧墙出口集箱水冷壁后墙吊挂管出口集箱顶棚过热器入口集箱顶棚过热器出口集箱后烟井后墙入口集箱后烟井左墙入口集箱后烟井右墙入口集箱
19、后烟井前墙入口集箱后烟井中间隔墙入口集箱后烟井后墙出口集箱后烟井左墙出口集箱后烟井右墙出口集箱后烟井前墙出口集箱后烟井中间隔墙出口集箱分离器A分离器B一级过热器入口集箱一级过热器入口集箱一级过热器出口集箱一级过热器出口集箱ss二级过热器出口集箱二级过热器出口集箱二级过热器入口集箱二级过热器入口集箱二级过热器出口集箱二级过热器入口集箱二级过热器出口集箱二级过热器入口集箱三级过热器出口集箱三级过热器出口集箱三级过热器入口集箱三级过热器入口集箱四级过热器出口集箱四级过热器出口集箱四级过热器入口集箱四级过热器入口集箱汽机高压缸汽机高压缸3.4 给水品质项 目 单 位 数 值正常时补给水量 t/h 73
20、.75启动或事故时补给水量 t/h 177总硬度 mol/l 0溶解氧（化水处理后） g/l 30300铁 g/l 5铜 g/l 2#1 锅炉整套启动调试措施第 8 页 共 28 页二氧化硅 g/l 10PH 值（25） - 8.09.0电导率（ 25） s/cm 0.15钠 g/l 53.5 蒸汽品质项 目 单 位 数 值钠 g/l 2006.1.4 锅炉升温升压6.1.4.1 当主蒸汽压力0.7MPa 且四级过热器出口温度大于进口温度 5以上时，开启高压旁路阀。6.1.4.2 当主汽压力至 0.8Mpa 时，开启 A/B 侧四级过热器出口 PCV 阀一分钟以检查其动作性能是否良好。#1 锅
21、炉整套启动调试措施第 13 页 共 28 页6.1.4.3 锅炉首次启动应特别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。6.1.4.4 根据升温、升压要求增加燃料量，升温、升压速度根据锅炉冷态启动升温升压曲线控制，饱和温度在 100以下时，升速率不应超过 1.1/min；到汽机冲转前，饱和温度升速率不应超过 1.5/min。6.1.4.5 锅炉金属温差不超过限制，确认屏相邻单管间的炉外壁温差不超过 50。6.1.4.6 升温升压时，有关疏水阀应打开，并注意监视过热器、再热器管壁不超温。点火后特别注意防止过
22、热器和再热器的水塞。6.1.4.7 给水旁路阀、省煤器再循环阀、WDC 疏水阀投自动；手动控制贮水箱水位的原则：省煤器再循环阀控制进入省煤器入口流量不低于最低流量；给水旁路阀控制分离器水位；如分离器水位超限，可以通过三个 WDC 疏水阀排放，但必须遵循WDC 疏水阀排放的热工要求；在锅炉点火的任何阶段都必须将贮水箱水位控制在正常范围；防止高水位蒸汽带水对汽轮机造成危害。6.1.4.8 当主蒸汽压力(汽轮机侧)达到汽轮机冲转要求后，若主蒸汽温度 (汽轮机侧)超过 410，应通过如下方式调整来降低主蒸汽温度： 降低燃料量，在保证燃烧的情况下减少 A 给煤机给煤量。 高旁阀控制方式转换到机前主蒸汽压
23、力控制模式，保持压力稳定。 一级过热器进口 A/B 侧疏水电动门应全部关闭。 通过 AA 风降低炉膛出口烟温。6.2 汽机冲转、并网6.2.1 按汽机冲转参数要求，在汽水品质符合要求的情况下，按升温升压曲线控制升温速度，逐步增加燃料量，满足冲转要求，维持燃烧稳定，交汽机冲转，机组并网及电气试验。6.2.2 烟温探针应退出，防止过热损坏。6.2.3 在汽轮机暖缸、升速、阀切换过程中，密切注意主蒸汽压力，防止主蒸汽压力晃动太大造成贮水箱水位波动，从而使炉水泵跳闸、锅炉 MFT。期间若高旁阀机前压力自动模式未投入，则手动开关高旁阀保持主蒸汽压力稳定。6.2.4 汽轮机定速 3000rpm 后，进行
24、OPC 动作试验，OPC 动作时也应密切注意主蒸汽压力。期间若高旁阀机前压力自动模式未投入，则手动开关高旁阀保持主蒸汽压力稳定。6.2.5 电气试验结束后，待空预器出口二次风温达到 200后，点燃 AB 层油枪，投入 B 制粉系统，煤量满足并网后机组带初始负荷要求。6.2.6 机组带初始负荷后，汽轮机做超速试验期间应密切注意主蒸汽压力，防止主蒸汽压力晃动太大造成贮水箱水位波动，从而使炉水泵跳闸、锅炉 MFT。期间若高旁阀机前压力自动模式未投入，则手动开关高旁阀保持主蒸汽压力稳定。6.3 再热器安全门校验6.3.1 电气试验，汽轮机调门、主汽门严密性试验结束后，进行再热器安全门校验；通过旁路系统
25、调整再热器出口压力，用液压助跳装置校验再热器安全门（详见安全门校验措施）；#1 锅炉整套启动调试措施第 14 页 共 28 页第二阶段：带负荷调试6.4 机组带负荷前准备6.4.1 冷态启动（点火、冲转、并网）同第一阶段；6.4.2 根据机组负荷情况投用制粉系统制粉，投用原则按自下而上顺序投运；6.4.3 开启减温水手动门，减温水应处于备用状态。6.4.4 投入电除尘器和除灰系统。6.5 升负荷及燃烧粗调整6.5.1 带 20%负荷调试6.5.1.1 投用 A、B 二套制粉系统运行；6.5.1.2 增加给煤量，提高负荷，升负荷率控制在 5MW/min；6.5.1.3 低加、高加投入；6.5.1
26、.4 负荷至 150MW 时，低温再热器疏水阀应关闭；6.5.1.5 负荷至 200MW 时，给水由旁路阀切至主路 ；给水切主路过程中，燃料量不变，维持燃烧工况稳定，缓慢开启给水旁路阀，并适当降低电泵转速，维持给水流量不变，待给水旁路阀开足、前后压差较小后，开启主路给水电动门；待主路给水电动门开足后，缓慢关闭给水旁路阀，给水切主路结束；6.5.1.6 给水切主路后，启动一台汽动给水泵，进行电泵与汽泵的并泵工作，并泵过程中保持总给水流量不变。汽泵投入运行，电泵备用，控制汽泵转速来控制给水流量； 6.5.1.7 期间，锅炉进行燃烧粗调整，保持锅炉燃烧稳定；6.5.1.8 进行低负荷断油试验；6.5
27、.1.9 配合热工进行投用风烟系统相关自动、磨煤机自动调节、贮水箱水位自动；6.5.2 带 50%负荷调试6.5.2.1 随着锅炉燃料量的增加，负荷增加，高旁阀关闭；6.5.2.2 负荷至 200MW300MW 时，给水流量增加，炉水泵出口流量减小，当炉水泵出口流量低于 207t/h，炉水泵最小流量再循环阀联锁开启；当稳定工况下的给水流量大于 745t/h 时，慢慢减小炉水泵出口调门开度，根据省煤器入口流量适当增加给水流量，维持分离器水位；当炉水泵出口调门开度较小时，炉水泵进入自身再循环；6.5.2.3 负荷至 290MW，炉水泵停止，开启暖泵阀门进行暖泵操作，通过暖泵管路溢流阀控制贮水箱水位
28、；A 侧 WDC 疏水阀电动门关闭，退出运行；B、C 侧 WDC 疏水阀电动门继续运行；6.5.2.4 干态运行情况下，根据燃料量的增减来升降负荷，根据煤水比和分离器进口管蒸汽过热度来调整给水流量，保证水冷壁、过热器、再热器各受热面不超温；6.5.2.5 过热器出口汽温通过减温水进行调节，再热器出口汽温通过烟温挡板进行调节；6.5.2.6 点燃 CD 层油枪，启动 C 制粉系统；逐步撤出 AB 层油枪；6.5.2.7 继续升负荷至 350MW，启动另一台汽动给水泵，进行并泵工作 ，两台汽泵投入运行； #1 锅炉整套启动调试措施第 15 页 共 28 页6.5.2.8 继续升负荷至 370MW，
29、启动 D 制粉系统，待燃烧稳定后，逐步撤出 CD 层油枪；6.5.2.9 继续升负荷至 500MW；6.5.2.10 期间，锅炉进行燃烧及制粉系统粗调整，保持锅炉燃烧稳定；6.5.2.11 配合热工进行各自动调节（送风量自动、氧量自动、减温水自动、一次风压自动等）；6.5.3 带 75%负荷调试6.5.3.1 继续升负荷至 505MW，B、C 侧 WDC 疏水阀电动门关闭，退出运行；暖管管路投入；6.5.3.2 负荷至 550MW，投入 EF 层油枪，启动 E 制粉系统；待 E 制粉系统燃烧稳定后，逐步撤出 EF 层油枪；6.5.3.3 负荷至 750MW 左右时，锅炉进入超临界状态运行；6.
30、5.3.4 负荷大于 750MW 时，锅炉吹灰器调试；6.5.3.5 负荷大于 750MW 时，过热器安全门校验；6.5.3.6 电除尘器电场全部投入运行；6.5.3.7 期间，基本调匀五台磨煤机的出力，锅炉进行燃烧及制粉系统粗调整，保持锅炉燃烧稳定；6.5.3.8 配合热工进行各自动调试(燃烧自动、给水自动、 协调方式投运) ；6.5.4 带 100%负荷调试6.5.4.1 缓慢增加给煤机出力，升负荷至 100%负荷；6.5.4.2 期间，锅炉进行燃烧及制粉系统粗调整，保持锅炉燃烧稳定；6.5.4.3 热工投入全部自动；6.5.4.4 进行蒸汽严密性试验。第三阶段：168 小时试运6.6 1
31、68 小时试运行条件6.6.1 带负荷试运过程中发现的缺陷已全部消除；6.6.2 现场燃料充分，其成分及发热量接近设计要求；6.7 168 小时试运行6.7.1 锅炉带满负荷运行；6.7.2 所有保护、自动投入运行；6.7.3 维持燃烧稳定。7. 调试验评标准7.1 符合中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准(2006 年版)中空负荷、带负荷及 168 小时满负荷阶段的各项质量标准要求，全部检验项目合格率应达到 100%，优良率应在 90%以上，具体标准见空负荷、带负荷及 168 小时满负荷阶段调试验评表。#1 锅炉整套启动调试措施第 16 页 共 28 页8. 调试所用仪器设备8
32、.1 调试过程中所用到的仪器设备有：项 目 单 位 数 量对讲机 部 2测振仪 台 1点温仪 台 19. 环境、职业健康、安全、风险因素控制措施9.1 本项目没有可能造成不良环境因素。9.2 本项目可能出现的危险源识别如下： 生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽； 调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好； 生产场所未按照规定着装； 调试现场脚手架比较多，可能存在高空落物被击伤； 调试现场的旋转设备未安装靠背轮的防护罩或接地装置，可能被转动机械绞住衣物，或发生触电。9.3 对可能出现的危险源采取的控制措施 在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽；
33、进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及人生安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作； 生产场所按照规定着装； 正确的戴好安全帽，发现高空有施工工作，禁止进入； 检查电气设备必须有良好的接地，靠背轮无防护罩禁止启动。9.4 机组启动和带负荷的过程中，锅炉参数应严格按照制造厂提供的启动曲线进行调整。9.5 锅炉启动过程中，受热面壁温差应严格控制；密切监视水冷壁、过热器、再热器壁温，防止超温爆管；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，以保护再热器的安全。9.6 锅炉升压过程中，应注意监测蒸汽品质。9.7 锅炉上水前，点火后以及分离器蒸汽压力为1.0、
34、5.0、10.0、15.0、20.0、26.15MPa 检查记录各膨胀指标值，发现异常要停止升温升压，查明原因并消除后，方可继续升温升压。9.8 当锅炉负荷10%MCR 时，禁止投用过热器、再热器减温水。9.9 汽机启动后，要防止主蒸汽、再热蒸气温度急剧波动，严防蒸汽带水。9.10 锅炉升负荷期间，密切注意空预器电流，发现电流晃动，立即停止升负荷并就地察听声音，若扇形板处有摩擦，应立即提升扇形板间隙，待空预器电流稳定后再继续升负荷。9.11 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，要及时投入空预器吹灰。锅炉启动初期，要加强空预器吹灰，每 2 小时吹灰一次。9.12 保持排
35、烟温度和烟气含氧量在规定的范围内。#1 锅炉整套启动调试措施第 17 页 共 28 页9.13 在投、停油枪及启、停制粉系统时，注意监视炉膛负压和炉内燃烧变化情况，加强燃烧调整，保持炉内燃烧稳定。油枪停运后，就地确认已退出炉膛，燃油系统处于备用状态。9.14 当负荷低于 60%MCR 以下或燃烧不稳定时要及时投油助燃，防止灭火打炮事故发生。9.15 投粉后注意汽温、汽压、壁温、烟温的变化，防止超温和汽温变化过大。9.16 在投粉的初期，应加强锅炉除渣，最好能够每班一次，防止锅炉冷渣斗内灰渣堆积，待除渣系统运行正常后，按运行规程要求进行除渣。9.17 注意监视火焰检测器、炉膛火焰电视显示是否正常
36、，观察炉内火焰情况，及时调整燃烧，保持燃烧稳定。9.18 注意监视炉膛负压、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。9.19 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。9.20 运行中应严格监视各转机的轴承温度，润滑油位，冷却水等，发现问题及时汇报处理。要认真执行“两票三制”确保设备及人身安全。9.21 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，确保机组试运工作顺利地进行。9.22 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。9.23 在
37、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。9.24 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。9.25 机组启动和运行过程中，指挥应统一，各方职责分工明确。9.26 加强试运中的安全保卫工作。10. 组织分工10.1 按照电力部颁发的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及调试合同有关规定，具体分工如下：10.1.1 安装单位 负责试运设备的检修、维护及消缺工作； 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； 准备必要的检修工具及材料； 配合调试单位进行机组整套启动调试工作； 参加整套启动试运的值班。10.1.2 生产单位 参加调试方案的审核
38、工作； 负责系统试运中的启停，运行调整及事故处理； 准备运行的规程、工具、和记录报表等； 负责试运过程中的巡检及正常维护工作；#1 锅炉整套启动调试措施第 18 页 共 28 页 运行操作及维护机组的正常运行。10.1.3 调试单位 负责试运措施（方案）的编制工作，并进行技术交底； 准备有关测试用仪器、仪表及工具； 负责整套启动调试的指挥工作； 负责试验数据的记录及整理工作； 协助运行人员进行事故分析、处理； 协助检修人员判断设备故障及处理方法； 填写试运质量验评表； 编写调试报告。10.1.4 监理单位 负责本专业监理工作的具体实施； 负责方案的审查工作； 发现问题及时指出。11. 附录11
39、.1 锅炉热力计算数据汇总表11.2 锅炉启动曲线11.3 调试流程表#1 锅炉整套启动调试措施第 19 页 共 28 页11.1 锅炉热力计算数据汇总表锅炉性能设计数据 设计煤种负荷项目单位 BMCR TRL THA 90%THA 75%VWO 50%VWO 30%VWO 25%VWO(dry mode) H.P. Trip1.蒸汽及水流量过热器出口 t/h 2,980 2,887 2,741 2,431 2,235 1,490 894 745 2,351再热器出口 t/h 2,424 2,339 2,245 2,011 1,861 1,274 782 655 2,321省煤器进口 t/h
40、2,980 2,887 2,741 2,431 2,235 1,490 894 745 2,351过热器一级喷水 t/h 89 87 82 73 67 45 27 22 118过热器二级喷水 t/h 30 29 27 24 22 15 27 22 47过热器三级喷水 t/h 89 87 82 73 67 45 27 22 94再热器喷水 t/h 0 0 0 0 0 0 0 0 0锅炉排污 t/h 0 0 0 0 0 0 0 0 02.蒸汽及水压力/压降过热器出口压力 Mpa(g) 26.15 26.07 25.96 23.56 21.77 14.81 8.94 8.59 25.68一级过热器压
41、降 MPa 0.29 0.27 0.25 0.22 0.21 0.14 0.08 0.06 0.19二级过热器压降 MPa 0.29 0.27 0.24 0.21 0.20 0.13 0.08 0.06 0.16三级过热器压降 MPa 0.29 0.27 0.24 0.21 0.20 0.14 0.09 0.06 0.17四级过热器压降 MPa 0.29 0.27 0.24 0.21 0.20 0.14 0.09 0.06 0.18分离器出口到过热器出口总压降 MPa 1.50 1.36 1.24 1.09 1.01 0.68 0.42 0.31 0.86再热器进口压力 Mpa(g) 5.11
42、 4.93 4.73 4.23 3.91 2.65 1.56 1.29 4.89一级再热器压降 MPa 0.08 0.08 0.07 0.07 0.06 0.05 0.03 0.03 0.08二级再热器压降 MPa 0.13 0.13 0.12 0.11 0.10 0.07 0.05 0.04 0.13三级再热器压降 MPa NA NA NA NA NA NA NA NA NA再热器出口压力 Mpa(g) 4.85 4.68 4.49 4.02 3.71 2.52 1.48 1.22 4.64启动分离器压力 Mpa(g) 27.62 27.40 27.17 24.63 22.76 15.47
43、9.36 8.89 26.52水冷壁压降 MPa 1.82 1.79 1.65 1.56 1.14 0.90 0.68 0.67 1.35省煤器压降(不含位差) MPa 0.14 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.09 0.08 0.15省煤器重位压降 MPa -0.45 -0.45 -0.46 -0.46 -0.48 -0.49 -0.50 -0.50 -0.54#1 锅炉整套启动调试措施第 20 页 共 28 页省煤器进口压力 Mpa(g) 29.76 29.51 29.04 26.40 23.85 16.70 10.06 9.57 27.87启动循环泵入口压力 MPa
44、 27.62 27.40 27.17 24.63 22.76 15.47 9.36 8.89 26.52启动循环泵出口压力 MPa NA NA NA NA NA NA NA NA NA3、蒸汽和水温度过热器出口 deg-C 605 605 605 605 605 605 605 605 605过热汽温度左右偏差 deg-C再热器进口 deg-C 353 351 345 345 347 353 357 356 360再热器出口 deg-C 603 603 603 603 603 603 568 568 603再热汽温度左右偏差 deg-C省煤器进口 deg-C 302 300 296 288 2
45、83 260 232 222 181省煤器出口 deg-C 325 322 318 313 308 290 266 262 237过热器减温水 deg-C 325 322 318 313 308 290 266 262 237再热器减温水 deg-C 177 174 173 171 168 154 135 130 181启动分离器 deg-C 430 430 430 418 410 365 316 313 4154. 空气流量空气预热器进口一次风 kg/h 746,756 730,045 706,957 661,862 633,312 507,440 387,937 348,693 846,4
46、23空气预热器进口二次风 kg/h 2,538,608 2,457,262 2,343,568 2,195,655 2,107,763 1,655,762 1,129,912 992,061 2,529,969空气预热器出口一次风 kg/h 577,111 563,121 543,208 507,639 469,110 349,134 238,250 209,892 683,128空气预热器出口二次风 kg/h 2,525,000 2,443,200 2,329,960 2,181,140 2,102,320 1,651,680 1,125,376 981,628 2,515,000一次风旁通
47、风量 kg/h 148,689 153,679 162,932 176,721 109,770 76,386 38,374 52,980 30,572一次风漏到烟气 kg/h 141,069 139,254 136,986 133,811 136,079 30,845 126,554 122,471 138,801一次风漏到二次风 kg/h 28,577 27,669 26,762 20,412 28,123 26,762 23,133 16,329 24,494二次风漏到烟气 kg/h 42,185 41,731 40,370 34,927 33,566 30,845 27,669 26,7
48、62 39,463总的空气侧漏到烟气侧 kg/h 183,253 180,985 177,356 168,738 169,645 162,388 162,388 149,233 178,2645. 烟气量炉膛出口 kg/h 3,664,800 3,565,200 3,429,200 3,230,000 3,051,500 2,396,900 1,678,500 1,504,000 3,553,000省煤器出口 kg/h 3,664,800 3,565,200 3,429,200 3,230,000 3,051,500 2,396,900 1,678,500 1,504,000 3,553,00
49、0脱硝装置入口 kg/h 3,664,800 3,565,200 3,429,200 3,230,000 3,051,500 2,396,900 1,678,500 1,504,000 3,553,000脱硝装置出口 kg/h 3,664,800 3,565,200 3,429,200 3,230,000 3,051,500 2,396,900 1,678,500 1,504,000 3,553,000预热器入口 kg/h 3,664,800 3,565,200 3,429,200 3,230,000 3,051,500 2,396,900 1,678,500 1,504,000 3,553,000#1 锅炉整套启动调试措施第 21 页 共 28 页预热器出口 kg/h 3,848,053 3,746,185 3,606,556
