华电国际某发电厂集控运行车间 调试措施

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

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3.2.2 煤质资料

3.2.3 锅炉水容积（m 3 ） 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 - 5 -

华电国际某发电厂集控运行车间 调试措施 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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5.16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

流程如下：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 - 11 -

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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； - 12 -

华电国际某发电厂集控运行车间 调试措施 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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