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华电发电厂#8机组锅炉吹管运行操作措施


#8 机组锅炉吹管运行操作措施

二○一六年九月十日

目 录 1. 吹管目的 2. 编制依据 3. 系统及主要技术规范 4. 锅炉吹洗范围、方式、流程、参数、临时设施 5. 吹管前应具备的条件 6. 操作方法和步骤 7. 危险点分析、安全注意事项及事故停炉 8. 附录

8.1 锅炉主、辅机主要保护 8.2 吹管系统



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1、吹管目的 机组的汽水管道系统,在制造、运输、贮存、安装等过程中,可 能会遗留一些氧化皮、焊渣或其它施工杂物。根据《电力建设施工及 验收技术规范(管道篇) 》的要求,为保障机组设备的运行安全,在 机组整套启动前必须对相关系统管道进行蒸汽冲管。 2、编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》 【DL/T 5437-2009】 ; 2.2《火力发电建设工程机组调试技术规范》 【DL/T 5294-2013】 ; 2.3 《 火 力 发 电 建 设 工 程 机 组 调 试 质 量 验 收 及 评 价 规 程 》 【 DL/T 5295-2013】 ; 2.4《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》 【DL/T1269-2013】 ; 2.5《电力工业锅炉压力容器监察规程》 【DL 612-1996】 ; 2.6 《电 力 建设 安全 工 作 规程》 (第 1 部 分: 火 力发 电 厂) 【 DL 5009.1-2014】 ; 2.7《防止电力生产事故的二十五项重点要求》 【国能安全[2014]161 号】 ; 2.8《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 (修订版) 【国家电 网生[2012]352 号】 ; 2.9 东方锅炉厂《锅炉运行说明书》 (编号 78N-YM) 2.10 东方锅炉厂《锅炉说明书》 (编号 78N-SM) 2.11 制造、设计部门的图纸、设备安装及使用说明书等; 2.12 山东中实易通集团有限公司《华电国际某发电厂#8 机组锅炉吹
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管措施》 。 3、系统及主要技术规范 3.1 机组概述 华电国际某发电厂8号机组锅炉是东方锅炉厂生产的 DG2002/29.3-Ⅱ13型直流锅炉,采用一次再热,单炉膛,前后墙对冲 燃烧方式, 尾部双烟道结构, 采用烟气挡板调节再热汽温, 固态排渣, 全钢构架,平衡通风,半露天布置的全悬吊结构П 型锅炉。配6台中 速磨煤机正压直吹制粉系统;前后墙各布置3层燃烧器,每层各有 6 只低NOx轴向旋流燃烧器,共36只燃烧器。布置了一层还原风喷口、 两层燃尽风喷口和3层贴壁风。 风烟系统选用2×50%容量动叶可调轴流式送风机,配置2×50% 容量双级动叶可调轴流式引风机, 配置2×50%容量双级动叶可调轴流 式一次风机,同时锅炉装有两台三分仓容克式空气预热器,锅炉除渣 采用干式排渣系统,装于炉膛冷灰斗下部。 点火方式为高能点火器点燃#0 轻柴油。 3.2 锅炉主要技术规范
3.2.1 锅炉参数
数据 项目 型号 生产厂家 过热器出口蒸汽压力 再热器进口/出口蒸汽压力 过热器出口蒸汽温度 再热器进口/出口蒸汽温度 MPa MPa ℃ ℃ 29.3 6.31/6.11 605 365/623 - 2 单位 BMCR BRL DG2002/29.3-Ⅱ13 THA

东方锅炉股份有限公司 29.22 6.09/5.89 605 363/623 26.95 5.67/5.49 605 365/623

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过热蒸汽流量 再热蒸汽流量 省煤器进口给水温度

t/h t/h ℃

2002 1685.75 304

1943.1 1630.17 302

1804.85 1514.86 297

3.2.2 煤质资料
名 称 符号 Car Har Oar Nar St,ar Mt Aar Mad Vdaf Qnet,ar DT ST FT
3

单位 % % % % % % % % % MJ/kg ℃ ℃ ℃

设计煤种 58.19 3.55 4.69 0.98 1.08 7.5 27.44 2.1 32.75 20.92 1294 1349 1373

校核煤种 57.19 2.87 3.35 1.14 1.13 10.3 29.64 2.23 27.3 19.3 1130 1210 1280

收到基碳份 收到基氢份 收到基氧份 收到基氮份 收到硫份 全水分 灰份 空气干燥基水份 干燥无灰基挥发份 收到基低位发热量 灰变形温度 灰软化温度 灰熔化温度

3.2.3 锅炉水容积(m 省煤器系统 118

) 分离器/储水罐 15 水冷系统 70

4、锅炉吹洗范围、方式、参数、流程及临时设施 4.1 吹管范围 4.1.1 锅炉受热面管束(过热器、再热器)及其联络管; 4.1.2 主蒸汽管道; 4.1.3 冷段再热蒸汽管道; 4.1.4 热段再热蒸汽管道; 4.1.5 过热器及再热器减温水管道、 吹灰蒸汽管道 (正式吹管结束后, 使用余压蒸汽吹扫,空预器吹灰管道提前用辅汽吹扫) ;
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4.1.6 高压旁路管路。 4.2 吹管方式 采用一段降压吹管方式,吹管阶段采用微油加氧点火方式,启动 一台磨煤机进行吹管。吹管时利用临时吹管门进行控制,升压过程中 进行3~5次试吹,汽水分离器压力达到吹管压力后开始正式吹管。每 次吹管时全开临吹门,每小时吹扫3~4次,具体吹管时间视补水情况 和吹管压力、吹管系数情况而定。为了避免过热器中的大颗粒进入再 热器, 保证再热器管道吹扫质量, 在再热器冷段管道入口加装集粒器。 4.3 吹管参数 降压冲管时分离器压力8.0MPa(可根据实际吹管情况进行调整, 但不得超过吹管临时系统允许值 ) ,吹管过程中应控制主汽温度在 450℃范围内,再热蒸汽温度480℃以下。 4.4 吹管临时措施 4.4.1 吹管临时系统应由有设计资质的单位设计。 4.4.2 吹管临时控制门前的临时管、临时疏水系统应能承受10.0MPa 的压力、500℃温度;临时门后的临时系统应能承受6.0MPa的压力, 500℃的温度;从中联门引出的临时管要求承受2.0MPa压力、500℃温 度,采用优质无缝钢管。 4.4.3 所有临时管道通径要求大于或等于上游管道通径, 临时管道与 正式管道、临时管道与临时管道安装对口前应进行严格检查,并对其 内部进行清理,确保内部清洁、无杂物,靶板前的临时管道在安装前 宜进行喷砂处理。
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4.4.4 临时管焊接应按高压管路进行,焊口应进行100%无损检测;靶 板前焊口采用氩弧焊打底,不残留焊渣,并检查验收合格。 4.4.5 临时管要求至少粗保温,防止烫伤。 4.4.6 所有临时管相接处应远离靶板,临时管道宜采用Y型的汇集三 通,两管间夹角宜选择30°~60°锐角。 4.4.7 临时管道支吊架应设置合理、牢固可靠,其强度应按大于4倍 的吹管反作用力进行计算。 4.4.8 临时管道固定支架应安装牢固,滑动支架应满足管道膨胀要 求,并验收合格。 4.4.9所有与吹扫有关的法兰应连接紧密,法兰垫要采用石墨缠绕垫 片。 4.4.10 吹管范围内的流量测量装置应用等径短管代替,流量装置恢 复时应采取防止异物落入管内的措施。 4.4.11高、 中压主汽门假门芯安装时要保证质量, 需由质检人员确认。 4.4.12 临时系统恢复时,应防止二次污染。 4.4.13 吹管临时控制门要求: 公称压力不小于16MPa,设计温度不小于500℃,公称直径不小于 主蒸汽管道内径。 开关行程时间应小于60秒, 且阀门严密、 可靠性高。 应靠近正式管道垂直安装在水平管段,并应搭设操作平台,由远控开 关引至集控室操作,在统一指挥下由运行人员控制。 吹管旁路门的要求: 公称压力不小于16MPa,设计温度不小于500℃,公称直径不小于
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50mm。 4.4.14 消音器、疏水管道、固定及临时支吊架、靶板装置安装完毕。 4.4.15 消音器设计压力应不小于1.0MPa,设计温度不小于450℃,阻 力应小于0.1MPa。 4.4.16 集粒器: 尽量布置在再热器进口的冷再管道上,应符合以下要求:设计压 力不小于6MPa,设计温度不小于500℃,阻力小于0.1MPa,通流总截 面积不小于主蒸汽管道有效面积的6倍;安装位置应易于操作;收集 杂物性能好;集粒器应靠近再热器安装,布置在汽机房时,再热冷段 管道应进行清理,并验收合格。 4.4.17 长距离临时管道应有0.2%的坡度,并在最低点设置疏水,主 蒸汽、再热蒸汽等管道疏水应分别接出排放,且不得排入凝汽器。 4.4.18 靶板器: 安装位置应靠近正式管道, 靶板器前直管段长度宜为管道直径的 4倍~5倍,靶板器后直管段长度宜为管道直径的2倍~3倍。 4.5 吹管流程 其流程为: 分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道 →高压主汽阀门室→临时管→临吹门→临时管→低温再热管路 (集粒 器) →各级再热器→高温再热管路→中压主汽阀门室→临时管→消音 器→排大气。 在中压主汽门出口临时管道上安装考核靶板装置, 吹管至靶板考 核合格为止。
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5、调试前应具备的条件 5.1主蒸汽、再热热段、再热冷段管道安装完毕,经验收合格,验收 资料齐全,所有限位装置及支吊架具备投用条件,保温结束,各蠕胀 测点的原始位置记录完毕。 5.2临时吹管管道按照要求安装、验收完毕。 5.3各抽汽逆止门应处于关闭状态。 5.4汽机本体在高中压调节门前疏水管道上阀门全开。 5.5疏水扩容器与吹管无关的疏水门全部关闭,并挂“禁止操作”警 示牌。 5.6锅炉下列系统安装完毕、单体调试完毕: 5.6.1锅炉本体及其附属设备安装、保温工作结束,支吊架符合要求。 5.6.2锅炉膨胀指示器安装结束,影响锅炉膨胀的临时设施拆除。 5.6.3锅炉冷态通风试验结束,送、引、一次风机能正常投入,炉膛 及烟风道系统内部脚手架拆除,内部杂物清理干净。 5.6.4输煤系统具备投用条件,储备并输送足够的符合设计煤种或者 满足微油点火要求的燃煤。 5.6.5燃油系统调试完毕。 5.6.6微油加氧点火系统调试完毕。 5.6.7空预器及其吹灰系统、火灾报警系统、消防水及冲洗水系统调 试完毕,具备投运条件。 5.6.8锅炉排污系统管道安装、保温工作结束,支吊架符合要求。 5.6.9仪表阀门调试结束,符合使用要求。
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5.6.10炉膛红外烟温探针调试完毕,具备投运条件。 5.6.11 电除尘器可以投用,脱硫脱硝系统具备锅炉点火条件。 5.6.12辅助蒸汽系统能正常投入。 5.6.13分离器正常水位计安装完毕,可以投用。 5.6.14锅炉启动系统调试完毕。 5.6.15制粉系统具备投用条件(至少能投入F、A制粉系统) 。 5.6.16 除灰、除渣系统能够满足吹管要求。 5.7汽机下列系统安装完毕、单体调试完毕: 5.7.1辅助蒸汽系统应能投入; 5.7.2凝结水系统应能投入; 5.7.3除氧给水系统、汽动给水泵试转完毕,能投入使用; 5.7.4 疏水系统应能投入; 5.7.5汽轮机盘车系统应能投入; 5.7.6冷却水系统应能投入; 5.7.7循环水系统应能投入; 5.7.8汽机房内无压放水系统应能投入; 5.7.9加药取样系统,且药品材料准备好; 5.7.10消防水、空调系统应能投入; 5.7.11真空系统应能投入; 5.7.12密封油系统能投入。 5.8所有投入使用的系统、辅机、设备的联锁保护全部投入,其中应 包括:
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5.8.1 风烟系统:送风机、引风机、一次风机、空预器及其系统联锁 保护; 5.8.2 FSSS系统:手动MFT按钮、送风机均跳闸、引风机均跳闸、空 预器均跳闸、 给水泵均跳闸、 给水流量低、 炉膛压力保护、 燃料丧失、 火焰丧失、风量小于定值、MFT 跳闸按钮均应可靠投入(汽机跳闸锅 炉MFT 解除) ; 5.8.3制粉系统:密封风机、火检风机、磨煤机、给煤机及系统联锁 保护; 5.8.4给水泵、凝结水泵、循环水泵、盘车系统、真空泵、闭式泵联 锁保护; 5.8.5大、小机润滑油、EH 油系统联锁保护; 5.8.6小机MEH、ETS 联锁保护。 5.9 化学车间备足除盐水,制水设备、给水加药系统能正常投用,增 加临时补水管路及调节门,能向系统及时、足量补水。 5.10消防水系统管道安装结束,支吊架符合要求,仪表齐全,符合使 用要求。 5.11暖通空调系统调试好,能满足计算机设备的需要。 5.12试运设备系统周围照明充足。 5.13吹管现场整洁,道路畅通,妨碍运行操作的脚手架、临时设施等 拆除,各运转地面基本抹完,无孔洞等不安全因素,消防车可通行。 5.14数据采集系统能投用,数据准确可信。 5.15吹管前准备好充足、合格的抛光靶板。
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5.16吹管前,监理负责组织施工、生产、调试等有关单位进行联合大 检查,发现的问题处理完毕。 6、操作方法和步骤 6.1 低压给水系统冷态清洗 6.1.1低压给水系统冲洗(凝结器 #5低加)

6.1.1.1按低压给水系统检查卡,对低压给水系统进行进水前检查, 确认低压给水系统各阀门位置正确。 6.1.1.2启动凝泵,经#5低加出口排放阀开式清洗,从排放阀处取样 Fe≤1000?g/L时,投入精处理前置过滤器,冲洗流程如下: 凝补泵→凝结器→凝结水泵→精处理旁路 → 轴加→ #7\8 低加→ #6低加→#5低加→排放(#5低加出口放水门) 。 #5低加出口Fe<500ug/L时冲洗结束。 6.1.2低压给水系统冲洗(凝结器 除氧器)

打开#5低加旁路门、#5低加出口门,对除氧器进行水冲洗,首先 经过除氧器排污阀进行开式冲洗,当除氧器排污阀处Fe<500ug/L后 进行循环清洗,直至当除氧器出口水Fe≤100?g/L时冲洗结束。冲洗 流程如下: 凝补泵→凝结器→凝结水泵→精处理旁路→轴加→低加→ 除氧器→排放 6.1.3确认辅助蒸汽参数符合要求,投除氧器加热至60~80℃才能向 锅炉水;注意锅炉给水与锅炉金属温度的温差应小于40℃。 6.1.4确认除氧器水位正常,按规程规定启动给水泵,准备锅炉上水。 6.2 锅炉上水与冷态清洗
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6.2.1 锅炉上水条件: 6.2.1.1储水罐水位调节阀处于自动状态; 6.2.1.2锅炉MFT 复位; 6.2.1.3储水罐水位小于 10000mm; 6.2.1.4给水旁路阀处于自动状态; 6.2.1.5所有锅炉疏放水阀处于关闭状态; 6.2.1.6所有锅炉排气阀处于开启状态; 6.2.1.7疏水扩容器和疏水泵及其管路系统均处于备用状态; 6.2.1.8高压给水加热器旁路阀处于自动状态; 6.2.1.9高压给水加热器入口阀处于自动状态; 6.2.1.10高压给水加热器给水出口阀处于自动状态; 6.2.1.11确认低压管路(凝汽器至除氧器)和炉前段(高加周围)等 清洗水质合格。 6.2.2 锅炉上水操作 6.2.2.1关闭启动系统疏水泵至凝汽器电动门; 6.2.2.2开启储水罐水位调节阀(361阀)前电动闸阀; 6.2.2.3启动给水泵对锅上水,开启给水旁路门控制锅炉上水,加水 流量为 10%BMCR;上水时间控制:冬季≦4小时,夏季≦2小时; 6.2.2.4 依次关闭锅炉所有疏水和放气阀; 6.2.2.5 上水至储水罐水位达到 10m时,锅炉上水完成。 6.2.2.6 上水期间,通知热工投主给水流量计、省煤器入口流量计。 储水罐水位正常后,锅炉上水完成,校验分离器储水罐水位计。当锅
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炉初次上水时,由于系统内杂物较多,在清洗前进行一到两次全面放 水。 6.2.2.7记录锅炉上水后锅炉膨胀。 6.2.3 锅炉冷态清洗 6.2.3.1 开启储水箱水位调节阀, 疏水泵出口至凝汽器器管路电动闸 阀关闭,同时打开疏水泵至凝汽器管路临时排污手动门冲洗该管路。 疏水泵出口至系统外(机组排水槽)管路电动闸阀开启。 6.2.3.2开式清洗流程: (1) 除氧器→前置泵→给水泵→高加旁路→省煤器→水冷壁→启动 分离器→储水箱→扩容器→疏水泵→机组排水槽放水冲洗。 (2) 除氧器→前置泵→给水泵→高加→省煤器→水冷壁→启动分离 器→储水箱→扩容器→疏水泵→机组排水槽放水冲洗。 (3) 当储水罐下部水质达到:Fe<500ppb或者混浊度≤3ppm;油脂 ≤1ppm;pH值≤9.5时冷态开式冲洗结束,进行循环清洗。 6.2.3.3循环清洗流程: (1) 分离器水位变化时,依靠储水箱水位调节阀的调节维持分离器 储水箱水位; (2) 在水质合格后开启疏水泵出口至冷凝器管路电动闸阀,同时关 闭疏水泵出口至系统外(机组排水槽)管路电动闸阀,启动系统清洗 水由排往系统外切换至冷凝器; (3) 维持25%BMCR清洗流量进行循环清洗, 直至省煤器入口水质优于 下列指标,冷态循环清洗结束:水的电导率<1?s/cm;Fe<100ppb;
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PH值9.3~9.5。 6.3锅炉点火 6.31按冷态点火条件检查锅炉各汽、水阀门位置;其中重点确认打开 炉侧过热器、再热器管道上的所有放空气门、疏水门,打开机侧过热 器、再热器管道上的所有疏水门和汽机本体的疏水门,打开吹管临时 系统的疏水门,微开临吹门。 6.3.2 投入引风机、送风机和一次风机的油系统,检查空预器润滑油 箱油位正常,通知电除尘投加热;启动除渣系统;启动燃油泵炉前油 系统打循环。 6.3.3确认脱硝、脱硫系统状态,允许通风、点火。 6.3.4启动A、B空预器主电机,辅电机投入备用,检查烟气侧挡板及 一、二次风挡板开启正常,投入停转报警装置,将导向、支承轴承油 站置自动, 将扇形板密封间隙调节在上限位, 空气马达处于备用状态。 6.3.5 依次启动引、 送风机, 调整炉膛负压至-50~-100Pa, 风量30~ 35%,注意炉膛负压的变化。 6.3.6 视情况投入二次风暖风器。 6.3.7启动火检冷却风机,检查确认火检冷却风系统管道各手动门均 已打开,冷却风已投入且风压正常。 6.3.8进行油泄漏试验,成功后确认炉膛吹扫条件成立,进行炉膛吹 扫。 6.3.8.1 炉前燃油系统管道泄漏试验条件: (1)所有油角阀关
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(2)锅炉燃油进油母管压力(快关阀前)≥3.2MPa (3)进油母管气动关断阀全关 (4)总风量>30% (5)无燃油泄漏试验旁路 (6)无MFT 6.3.8.2 锅炉吹扫条件: (1) 无MFT条件 (不包括条件 “全炉膛火焰丧失” 和 “临界火焰出现”) ; (2)两台一次风机全停; (3)燃油母管进油快关阀已关; (4)燃油泄漏试验阀已关; (5)所有油阀全关(包括微油总阀和角阀) ; (6)所有磨煤机全停; (7)所有磨煤机出口风门全关; (8)所有给煤机全停; (9)任一空预器运行; (10)任一对送、引风机运行; (11)炉膛通风量在 30%(678t/h)~40%(904t/h)BMCR 风量范围 内; (12)所有燃尽风挡板指令≧30%; (13)所有火检无火 (油燃烧器(不包括微油)和煤燃烧器的火检 均无火) ; (14)油泄漏试验完成或旁路;
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(15)火检冷却风压力正常; (16)炉膛压力正常 ;

(17)二次风挡板在吹扫位≧55%; (18)过热器再热器挡板在吹扫位≧50%; 6.3.9投入红外烟温探针。 6.3.10投入火焰电视。 6.3.11投入微油火焰TV。 6.3.12确认微油加氧点火系统、微油供氧系统、燃油系统达到点火条 件。 6.3.13投入给水自动控制。 6.3.14储水箱水位控制投自动。 6.3.15盘车系统投入运行。 6.3.16启动一次风机、 密封风机, 投入F磨暖风器, F磨煤机通风暖磨。 6.3.17锅炉点火前, 投入空预器吹灰器, 空预器吹灰器必须连续运行, 同时确保空预器蒸汽吹灰压力大于0.7MPa且吹灰器投运正常。 6.3.18启动F层微油点火系统。根据需要,投入微油供氧系统,对微 油油枪加氧燃烧(可根据实际情况,投粉后在加氧燃烧) 。 采取微油方式点火: (1)建立一次风通道,启动一台一次风机和密封风机,投入微油助 燃风系统。启动初期尽早投入F磨煤机入口暖风器,调整一次风压力 >6kPa。 (2) 开启F磨煤机出口气动关断门、 入口冷风、 暖风器出口热风挡板,
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保证F磨煤机入口温度>150℃,进行暖磨,直至出口温度>60℃。 (3)调节后墙下层二次风,二次风压力(0.8~1.0)kPa 左右,调 节F磨煤机入口风量>60.96t/h。 (4)确认微油用压缩空气压力(0.5~0.6)MPa,冷一次风至微油枪 冷却风投入且压力正常。 (5)在DCS画面上将F磨煤机运行方式置“纯氧微油模式” 。 (6)微油手动层启或按3-4-2-5-1-6顺序依次启动气化微油枪,检查 确认油枪点火良好,火检稳定。 6.3.19当F磨煤机分离器出口温度达到80℃时,启动F制粉系统投粉, 初期必须保持较少的燃煤量(10~18t/h)控制锅炉升温速度,将水 压试验时积存在受热面中的水慢慢蒸发并通过吹管系统或者疏水管 路排出,特别注意防止因快速升温而导致受热面的水击现象发生。 6.3.20通过炉膛火焰电视和就地观察炉内燃烧情况,及时调整燃烧, 注意炉膛负压,保持贮水罐水位在正常范围内,满足锅炉升温升压条 件,注意炉膛出口烟温不超过540℃。 6.3.21当受热面中积存的水蒸发完后,微开临吹门,全开临吹门的暖 管旁路门进行系统暖管, 根据锅炉冷态启动的升温升压速率控制燃料 量,水冷壁升温率约2℃/ min之内。 6.3.22当启动分离器入口温度达到190℃,锅炉开始热态冲洗,如分 离器入口温度在热态冲洗期间升高较快,可适当控制磨煤机负荷;以 便水冷壁出口温度能维持在 190℃。当储水罐出口水质 Fe<50 μ g / L 热态清洗结束。
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6.3.23 热态清洗的注意事项 (1)在升温升压过程中,必须严格控制升温速度。要注意各部位的膨 胀情况,注意贮水罐水位的变化。 (2)分离器压力至0.1MPa,开始临时管的暖管工作; (3) 分离器压力至0.15MPa,冲洗分离器水位计; (4) 分离器压力至0.5MPa,依次关闭各级空气门,检查系统膨胀, 热紧螺栓; (5) 冲洗仪表管道,投用汽水系统相关表计; ( 6) 在分离器压力达到 1MPa 前分别开启省煤器入口给水管道疏水 阀、螺旋水冷壁出口混合集箱疏水阀、折焰角水冷壁出口集箱疏水阀 以及水冷壁出口混合集箱疏水阀各5min。 6.3.24分离器压力升至0.5MPa,注意加强临时管的暖管工作,当消音 器处的排汽温度大于150℃时,暖管即符合要求,关闭临吹门。同时 可逐步关小直至关闭除汽机本体疏水外的各部疏水,锅炉开始升压, 在升压时应控制好主汽温度;迅速对临时管道和滑动支架进行检查, 滑动支架应自由滑动。 6.3.25分离器压力每升1.0MPa,要检查锅炉本体系统、四大管道、临 时管道系统的支撑和膨胀。 6.4 锅炉吹管 6.4.1试吹洗: 缓慢升压,待分离器压力升至2MPa 时,打开吹管临时门进行试 吹1次。试吹洗的目的是检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况,检
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查临时设施能否满足进一步吹洗的要求。若发现有缺陷,应关闭临时 控制门停止吹洗,采取措施缺陷消除后再吹洗。 分离器压力达3.5MPa、5.5MPa、7.5MPa时,各进行试吹一次,以 考验临时系统是否牢固, 同时在此过程中运行人员熟悉本炉的汽水特 性,为吹管过程中汽水控制操作奠定基础。 6.4.2 在试吹洗的基础上,继续升压,当分离器压力升至 8.0MPa 进 行正式吹洗。吹管时应保持燃烧稳定,临吹门开启时应根据试吹经验 控制分离器水位。 根据运行人员在试吹时的操作情况以及对分离器水 位的控制情况,在确保不发生过热器进水的前提下,关闭过热器底部 各疏水门。 6.4.3控制升压速度,每小时吹管3~4次。 6.4.4 吹管的详细步骤如下: (1)升压过程中采用临时暖管旁路门和管路上的疏水门进行暖管。 (2)当管壁温度超过 50℃时关闭旁路门并缓慢打开临吹门加快暖 管,当所有吹管部件达到暖管温度,且在较厚的管件处温差很小,则 慢慢关闭临吹门。 (3)达到吹管压力,维持燃烧率不变。 (4)打开临吹门开始吹管。 (5)临吹门开启后应迅速加大给水量。 (6)当分离器压力降至规定值,开始关闭临吹门。 (7)临冲门关闭后逐渐减小给水流量至开临时门前流量。 (8)吹管过程中锅炉升温升压采用燃烧速率控制。
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(9)吹管时检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况。 (10)锅炉升温升压。 (11)达到吹管压力,进行下一次吹管。重复以上的步骤。 6.4.5 重复上述的正式吹管过程,并且不定期地安装靶板,以检验吹 管效果,直至靶板合格为止;吹扫结束的时间应以满足所规定的吹管 质量要求为准,同时根据需要吹扫其它支管系统。 6.4.6 锅炉吹管结束前,经有关各方检验,确认合格后,办理签证。 6.4.7 吹管结束后,逐渐减少燃料量,维持主、再汽温度的降温、降 压速率。 6.5 正常停炉冷却、恢复系统 6.5.1 锅炉熄火 逐渐停运锅炉所有油枪,锅炉 MFT,确认燃油跳闸阀及燃油再循 环阀关闭,给水泵跳闸。锅炉熄火后,停运供油燃油泵,关闭炉前进 回油手动门,并上锁。保持送、吸风机运行5 分钟,保持 30%~40 %B-MCR 的通风量吹扫,停止送风机、吸风机,关闭风烟系统挡板闷 炉冷却。 6.5.2过热器出口汽压降至 1.0 MPa 时,打开水冷壁各放水门和省煤 器各放水门,锅炉热炉放水。 6.5.3 由安装单位将系统恢复至正常。 7、危险点分析、安全注意事项及事故停炉 7.1 安全注意事项 7.1.1 在吹管初期,应加强集粒器的内部清理。
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7.1.2 吹管期间,按照节点要求定期对锅炉的膨胀进行检查、记录, 发现异常时应查明原因,采取措施后方能继续升压。 7.1.3 在锅炉点火后直至吹管期间都应加强对各受热面壁温的监视, 发现超温应及时调整。 7.1.4 点火初期,必须保持较少的燃煤量(15~20t/h)控制锅炉升 温速度, 将水压试验时积存在受热面中的水慢慢蒸发并通过吹管系统 或者疏水管路排出, 特别注意防止因快速升温而导致受热面的水击现 象发生。 7.1.5 锅炉点火后, 投入空预器吹灰器, 空预器吹灰器必须连续运行, 同时观察空预器进、 出口烟气温度, 保证进出口温度在正常的范围内。 保证空预器消防水能及时投用。 7.1.6 通过炉膛火焰电视和就地观察炉内燃烧情况,及时调整燃烧, 注意炉膛负压,保持贮水罐水位在正常范围内,满足锅炉升温升压条 件保持稳定燃烧,同时将再热器侧烟温调节挡板调整到最小开度(或 全关) ,注意炉膛出口烟温不超过540℃,以防止再热器干烧。 7.1.7 吹管运行中,吹管参数根据试吹过程确定。当达到吹管压力时 应迅速打开吹管临时门,并监视吹管系数,保证吹管系数大于1。 7.1.8 为保证冷段及再热器的安全, 运行时应密切注视再热器入口压 力的变化,确保该处压力不超过6.31MPa。 7.1.9 加装靶板时,一定要关闭吹管临时门,并切断电源,并派专人 监护。 7.1.10 吹管中对水位、炉膛负压的控制均根据试吹的经验进行适当
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调整,最后几次吹管,加强排污以提高蒸汽品质。 7.1.11 吹管运行中,要防止尾部烟道腐蚀,环境温度低时需投入暖 风器;经常检查炉内燃烧情况,防止不完全燃烧。 7.1.12 点火、升压、试吹管后,压力升到8.0MPa即进行吹管,吹管 临时门何时关闭,由过热器、再热器吹管系数决定,当吹管系数降到 1.1时,开始关闭吹管临时控制门,两次吹管间隔20分钟左右。 7.1.13 在运行过程中,当发生危及人身和设备安全的紧急情况时, 运行人员应按照某发电厂 《660MW 机组集控运行规程》 及 《安全规程》 处理,并于及时通知调试当班人员。 7.1.14 本措施与山东中实易通集团有限公司《华电国际某发电厂#8 机组锅炉吹管措施》配合使用,未尽事宜按照某发电厂《660MW 机组 集控运行规程》以及有关规定执行。 7.2 事故停炉 7.2.1遇有下列情况之一时,须紧急停炉: (1)锅炉具备跳闸条件而保持拒动作; (2)主给水管道、过热蒸汽管道或再热蒸汽管道发生爆管; (3)炉管爆破,威胁人身或设备安全; (4)所有引风机/送风机或回转式空气预热器停止; (5)锅炉灭火; (6)炉膛、烟道内发生爆燃使主要设备损坏时或尾部烟道发生二次 燃烧时; (7)锅炉热控仪表电源中断,无法监视、调整锅炉主要运行参数;
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(8)再热蒸汽突然中断。 7.2.2 请求停炉 遇有下列情况之一时,须请求停炉: (1)炉水、蒸汽品质严重恶化,经多方处理无效时; (2)锅炉承压部件泄漏,运行中无法消除时; (3)锅炉严重结焦、堵灰,无法维持正常运行时; (4)EBV 阀有缺陷,不正常动作时; (5)受热面金属壁温严重超温,经多方调整无效时。 (6)重要阀门泄漏时。 8、附录 8.1 锅炉主辅机主要保护 8.1.1 锅炉 MFT 动作条件:
序号 1 2 手动 MFT 炉侧主蒸汽压力高 A 或 B 侧 32.61MPa (三取二) (单台空预器停止 判断: 主电机和辅电 机均未运行,延时 60 秒) 动 作 条 件 备 注

3

两侧空预器全停

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

所有送风机停止 所有引风机停止 有煤层投运且无油层时,一次风机全停,延时 3s 炉膛压力高高 3.0kPa,延时 2 秒 炉膛压力低低-3.0kPa,延时 2 秒 燃料未丧失,所有汽动给水泵跳闸 燃料未丧失,给水流量低 336.34t/h,延时 20s 给水流量低 燃料未丧失,给水流量低 252.3t/h,延时 3s 给水流量低低 锅炉总风量<25%风量(565t/h)延时 3s 汽轮机跳闸且负荷>10% 燃料量>20%BMCR(53.964t/h)且旁路故障(注释) 逻辑保护中无该项 全炉膛火焰丧失(任一油层或 F 煤层投运,全部油火检且煤火 (不考虑微油层) (三取二) (三取二) (不包含微油层) (三取二) (三取二)

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检失去火焰)不包括微油) 16 17 18 19 20 21 22 失去所有燃料(任一油层或 F 煤层投运投运,磨煤机或给煤机 停或两台一次风机全停且油角阀全关或者进油阀全关) 点火延时:炉膛吹扫完成后延时 600s 无任一一只油枪投运过 (不考虑微油层) 或煤层投运过 点火失败:炉膛中没有燃烧器在运行,且油枪点火失败次数超 (不考虑微油层) 过三次 再热器保护(总燃料大于 20%BMCR(53.964t/h)且蒸汽堵塞, 延时 10s) 炉膛安全监控系统 FSSS 电源失电 火检冷却风母管压力低低(3.0Kpa) ,三取二,延时 1200 秒 FGD 跳闸 逻辑保护中无该项

8.1.2 锅炉 OFT 动作条件:
序号 1 2 3 4 5 6 锅炉 MFT 手动 OFT 任一油阀未关的情况下,供油母管压力低低,延时 2 秒 进油快关阀打开时,任意油角阀关闭故障且炉膛无火,延时 3 秒 进油快关阀关闭时,非所有油角阀关闭,2 秒脉冲 任一油角阀开且燃油母管进油气动快关阀全关 3s 脉冲 动 作 条 件 备 注

8.1.3 引风机联锁保护
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 保 护 内 容 引风机运行 60s 后,引风机对应出口烟气电动 门全关 引风机运行 60s 后,引风机对应入口烟气电动 门仍在关位 A 空预器停止(主辅电机均停延时 60s) MFT 后炉膛压力低低,延时 10s 两侧送引风机均运行时,对应送风机跳闸 B 引风机运行时 A 送风机跳闸 引风机前中后轴承温度 引风机油站两台油泵均未运行,延时 5s 引风机控制油压低,延时 45s ≤3.5MPa ≥110℃ 限 值 出口 跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 备 注

8.1.4 送风机联锁保护
序号 1 2 3 保 护 内 容 送风机运行 60s 后,对应送风机出口门仍在全 关位, 对应空预器停止(主辅电机全停延时 60s) MFT 后炉膛压力高高,延时 5s - 23 限 值 出口 跳闸 跳闸 跳闸 备 注

延时 2s

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4 5 6 7 8 9

两侧送引风机均运行,对应侧引风机跳闸 两台引风机全停 送风机推力轴承温度高 送风机驱动端轴承温度高 送风机非驱动端轴承温度高 送风机油站两台油泵均未运行 ≥110℃ ≥110℃ ≥110℃

跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 跳闸 3取2 3取2 3取2 延时 5s

8.2 吹管系统图

8.3 机组冷态启动曲线图

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