锅炉蒸汽管道吹管调试方案

方案报审表
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
I S O9001:2008、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
技术文件审批记录
目录
1、概述 ....................................................................................... 错误！未指定书签。

1.1系统及结构简介 ........................................ 错误！未指定书签。

1.2主要设备技术规范 ...................................... 错误！未指定书签。

2、技术措施 ................................................................................ 错误！未指定书签。

2.1试验依据 .............................................. 错误！未指定书签。

2.2试验目的 .............................................. 错误！未指定书签。

3
4
5
5.3试验前应具备条件检查确认表 ............................ 错误！未指定书签。

5.4蒸汽管道吹管临时系统示意图 ............................ 错误！未指定书签。

5.5减温水管道吹管临时系统示意图 .......................... 错误！未指定书签。

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。

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
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
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。

1.4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。

1.5目标、指标
8点，1.6
1.7
1.8
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。

1.8.2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。

1.8.3吹管流程
主管道吹管流程：
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）。

1.8.4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。

1.8.5吹管的临时设施
2.1.12.1吹管临时控制电动闸阀技术要求
，
，设
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。

2.1.12.5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；
(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；
2.1.12.6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。

2.1.12.7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。

2.1.12.8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。

2.1.12.9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
(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。

(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)。

2.1.12.13锅炉点火升温升压
μg/L
生一系列物理化学变化，体积变化由大到小再到大，最终使耐火材料的体积稳固。

因此参考浇注料厂家温升曲线控制点火初期温升比较缓和与慢速，确保炉衬的干燥缓慢和均匀地受热。

调整好油压，视情况在就地盘或控制室点火投床下油枪左右个一支，点火后及时调燃烧风、冷却风等使油枪燃烧稳定正常。

由观察口观察点火情况以确保燃烧良好。

首支油枪
点火成功后，进行床下油枪的试点火及燃烧调整工作，以检查每支油枪的雾化、燃烧情况，
对燃烧不正常的应找出原因予以消除。

床下启动燃烧器投用期间，床下启动燃烧器风道风温应保持不大于900℃。

点火后一小时属预热阶段，不可升温太快，因此油量要逐渐增加，一小时后，逐步加大油量。

此时要密切监视风室内风温及床层温度变化。

根据升温、升压曲线要求，投入风室其余启动油枪。

调节供油压力，提高启动燃烧器的燃烧率，调节点火风，混合风量，使燃烧风风量与燃油量相匹配。

根据锅炉升温曲线，继续增投油枪。

15%的
主蒸汽压力MPa<0.980.98～3.923.92～6.0
温升率℃/h<28<56<30
升压率MPa/min≤0.03≤0.05
升温升压时，过热器及再热器的疏水阀应打开，临控门的旁路门应打开，并注意监视过热器、再热器、水冷壁管壁不超温，边暖管边升温升压。

当汽水分离器压力上升至0.21MPa时，关闭锅炉所有空气门。

分离器压力升至0.4～0.6MPa时维持压力，在热态下对各承压部分的连接螺栓进行热紧工作。

汽水分离器压力升至1.0MPa时，关闭或关小过热器及再热器系统疏水门。

暖管时应检查管道的膨胀和支吊架的受力情况，重点检查临时系统的膨胀、受力情况。

发现问题及时汇报，采取措施处理。

分离器压力升至1.5MPa，维持此压力，进行热工仪表吹扫工作，完成后投入仪表。

锅炉点火后控制升温率＜2℃/分，分离器温度升至180℃～210℃（或顶棚出口温度
℃时，关临控门，暂停吹管。

吹管过程中，给水量波动较大，应密切监视储水罐水位，保证锅炉吹管耗水量。

监视锅炉各受热面壁温及主再热蒸汽温度，控制主再热蒸汽温度不超过430℃。

按差压法对吹管系数进行核算，调整吹管压力至合适值。

高压旁路吹管穿插进行，主管路吹管6次左右，穿插进行1次旁路吹管。

减温水汽侧吹管在第一阶段吹管后期进行。

水侧冲洗在给水泵启动后，临时管道安装完毕，水侧冲洗条件具备时即可进行。

过热器减温水汽侧吹扫，在储水罐压力3.5MPa以下时进行，每根管吹5次左右，每次吹3～5分钟。

再热器减温水吹管和主管路吹管同时进行，开临控门后开再热器吹管控制阀，进行再热器减温水管道吹扫，每根管吹5次左右，每次吹3～5分钟。

减温水管道汽侧及水侧冲洗完毕后，在停炉冷却阶段应恢复减温水系统，保证第二阶段吹管减温水可以投用。

第一阶段吹管结束的一般判据为：采取降压吹管法，吹管20-25次，采用稳压吹管法，吹管10次左右。

第一阶段吹管结束后，锅炉一般以压火方式停炉，停炉后锅炉应保持最小给水流量，
第二阶段吹管期间穿插进行高压旁路管道吹洗。

保证高旁吹管次数在8～10次之间。

低压旁路手动清理。

吹管后期装设靶板，进行打靶。

靶板装设应在临控门关闭后，且断电，蒸汽完全隔绝情况下进行靶板的装设和更换。

采用降压法进行打靶。

在连续打靶阶段，锅炉燃烧应适当减弱，给更换靶板争取足够时间，如果压力增加过快，可通过启动排气阀、PCV阀及主汽管道疏水阀进行泄压。

当连续两次打靶且靶板合格后（见吹管质量标准），经参与各方见证，并经试运指挥部确认，锅炉蒸汽吹管结束。

吹管结束后，连续两次打靶合格的靶板应存档。

按照停炉曲线减温减压。

减少给煤量，控制蒸汽温度和床温下降速度，维持储水罐水位。

锅炉断煤前，应走空给煤机上存煤。

按照正常停炉程序停止锅炉运行。

床温低于200℃时，锅炉开始放水（分离器压力0.5MPa）。

继续降低床温至常温，停止一次风机、二次风机、高压流化风机、引风机运行；
锅炉停运前对空预器进行一次全面吹灰。

3
1.9
2.1.21负责系统及设备的正式挂牌工作。

2.1.22负责准备运行的规程、工具、记录报表、各项规章制度、各种工作票、操作票、系
统图册、台账等。

2.1.23负责生产必备的检测、试验工具及备品备件等配备。

2.1.24负责完成各项生产准备工作，包括：燃料、水、汽、气、酸、碱、化学药品等物资
的供应。

1.11调试单位职责
2.1.25负责编制、报审、报批调试措施（方案），提交分系统及整套启动试运计划。

2.1.26负责分系统试运和整套启动试运前的技术、安全及组织交底，并做好交底记录。

2.1.27负责全面检查试运系统的完整性和合理性，组织分系统试运条件的检查确认。

2.1.28负责试验数据的记录及整理工作，准备有关测试用仪器、仪表及工具。

2.1.29在分系统和整套试运期间，监督指导运行操作。

2.1.30参加分部试运后的验收签证，编写分系统及整套启动试运调试报告。

4
2.1.39参加调试的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保调试工作
安全可靠地进行。

2.1.40调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。

2.1.41在现场调试过程中必须佩戴安全帽，对以下可能出现的危险工作负责人必须在现场
进行分析，并消除危险隐患：
—坠落；
—触电；
—烫伤；
—转动机械绞伤。

2.1.42高压主汽门及中压主汽门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。

2.1.43如在锅炉吹管过程中危及人身及设备安全时，应立即停止吹管工作，必要时停止机
组运行，分析原因，提出解决措施。

2.1.44由于锅炉吹管是结合锅炉耐火材料的中、高温烘炉一起进行，因此在锅炉点火进行
区域，张贴安民告示，每次吹管前必须确认无妨碍吹管的工作后方可开门吹管。

2.1.51每次吹管开控制门前要确认更换靶板人员已离开，无关人员离开吹管管线。

2.1.52吹管时临时控制门差压大，操作频繁，应派专人维护以确保吹管顺利进行。

2.1.53吹管时管线要充分暖管，开始吹管前，主汽管和再热蒸汽管路上的疏水门须全部开
启，同时取掉疏水滤网，并确认疏水门后的管道是热的，以保证疏水管道畅通，同时临时疏水管的尺寸要满足要求，不能过小，以免防止疏水不畅；吹管前，冷再管
道内的蒸汽温度应该在130℃以上；正式吹管时，主汽管路上的疏水门关回到较小开度。

2.1.54锅炉点火后，开启吹管临时控制门的旁路门或临时控制门开一部分，让蒸汽进入再
热器，以便冷却高再。

2.1.55吹管过程中必须监视炉膛燃烧情况，保证炉膛燃烧良好，同时严密监视尾部烟道各
点烟温，严防发生空气预热器着火事故和尾部二次再燃烧。

2.1.56锅炉点火吹管过程中，应投入空预器连续吹灰，火灾报警必须正常投入，并严密监
板，取换完毕人员撤出后，方可通知吹管负责人，严禁误开门事故发生。

2.1.67条件允许情况下，靶板、吹管临控门、集粒器、消音器等部位安装摄像头，引入监
控系统，并安排专人监视。

2.1.68每天吹管结束后或停炉冷却期间，需要关闭临时控制门，且停掉临时控制门电源，
取下保险。

2.1.69停炉期间，应清理集粒器内锈渣，清理前作好安全措施。

2.1.70吹管过程中注意监视床温不超过900℃。

2.1.71吹管期间应尽量组织好煤，以确保着火稳定、燃烧充分；监视尾部受热面特别是省
煤器、空预器等处烟温在正常范围内。

避免尾部烟道超温及二次燃烧。

2.1.72按照环保要求，锅炉床上油枪停运后，应当投入除尘器运行，保证锅炉不冒浓烟。

2.1.73吹管结束后系统恢复时，必须采取可靠措施，严禁造成二次污染。

2.1.74锅炉吹管工作应建立统一的试运组织、统一指挥、安全第一。

配备足够的运行、检
修、保卫人员，运行人员经培训合格，熟悉有关的设备系统，了解试运措施，明确自己的工作范围及职责。

5
1.16危险危害因素辨识及控制措施
1.17方案交底记录
1.18试验前应具备条件检查确认表
系统试运条件检查确认表
1.19蒸汽管道吹管临时系统示意图
1.20减温水管道吹管临时系统示意图1.21。