锅炉蒸汽管道蒸汽吹管技术措施降压方案1文档格式.docx

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93.86

排烟温度（修正前）

131

129

排烟温度（修正后）

127

125

燃料消耗量

392.1

377.0

热损失

干烟气热损失

4.48

4.41

氢燃烧生成水的损失

0.18

燃料中水份引起热损失

0.03

空气中水分热损失

0.07

未完全燃烧热损失

0.62

散热损失

0.17

0.19

不可测量热损失

0.30

制造厂裕度

0.35

总热损失

6.20

6.14

过热器一减喷水量

156.5

148.8

汽水系统

过热器二减喷水量

52.6

49.4

过热器三减喷水量

39.0

36.7

再热器喷水量

过热器减温水温度

再热器减温水温度

192

风烟系统

省煤器出口过量空气系数

──

1.2

出空预器烟气量

kg/s

1066.62

1025.57

出空预器一次风量

106.13

105.77

出空预器二次风量

737.63

702.67

一次风调温风量

84.12

81.67

空预器进口烟气温度

363

356

空预器进口一次风温度

28

空预器进口二次风温度

24

空预器出口热一次风温度

328

323

空预器出口热二次风温度

336

330

燃烧系统

投运磨煤机台数

台

5

投运燃烧器个数

个

40

煤粉细度R90

16

表格2

符号

单位

设计煤种

校核煤种1

校核煤种2

平朔安太堡煤

晋北烟煤

云峰混煤

收到基灰分

Aar

%

21.3

19.77

29.16

干燥无灰基挥发分

Vdaf

37.7

32.31

36.23

收到基低位发热量

Qnet，ar

kJ/kg

22000

22441

20990

收到基碳

Car

57.37

58.56

53.94

收到基氢

Har

4.19

3.36

3.44

收到基氧

Oar

7.57

7.28

9.52

收到基氮

Nar

1.4

0.79

0.87

收到基硫

Sar

<

0.63

0.47

可磨性指数

HGI

56

57.64

58

灰成分分析

二氧化硅

SiO2

52.31

50.41

45.05

三氧化二铝

Al2O3

33.5

15.73

39.68

二氧化钛

TiO2

0.7

1.59

三氧化二铁

Fe2O3

3.60

23.46

5.81

氧化钙

CaO

4.65

3.93

3.80

氧化镁

MgO

0.81

1.27

1.08

氧化钾

K2O

0.67

2.33

氧化钠

Na2O

0.49

0.46

五氧化二钒

V2O5

无

三氧化硫

SO3

1.67

1.28

2.24

二氧化锰

MnO2

0.02

0.001

其它

1.58

0.579

灰熔融性

变形温度

DT

＞1500

1110

软化温度

ST

1190

半球温度

HT

熔融温度

FT

1270

锅炉点火采用#0号柴油，其特性如下表所示：

表格3

序号

数值

1

燃料油

0号轻柴油

2

粘度

mm2/s

3.0~8.0

3

灰份

≯0.025

4

水份

痕迹

闭口闪点

≥65

6

凝固点

≤0

7

比重

t/m3

0.8

8

低位发热量

42570

2、联锁保护清单

这里主要列出了锅炉主保护、OFT及炉膛吹扫条件，其它FSSS及SCS联锁、保护、报警、程控等逻辑见各分项措施。

表格4

MFT条件

序号

逻辑关系

定值

备注

1.

锅炉总风量低（<

25％BMCR）

OR

2.

炉膛压力低低

2V3

-1780Pa

3.

炉膛压力高高

+1520Pa

4.

火检冷却风压力低低

延时300s

5.

手动MFT

6.

机跳炉

负荷＞300MW

AND

汽机跳闸（2V3）

8.

两台送风机均停

9.

两台引风机均停

10.

两空预器主辅马达全停

延时60s

11.

两台一次风机全停

两台一次风机均停

任一煤燃烧器运行

锅炉负荷＞30%

油角阀全关

15.

燃料

丧失

有燃料投入

所有煤层停运

油跳闸阀已关

所有油角阀关闭

19.

DCS#5控制器故障

20.

给水流量低低

807t/h

延时10s

21.

全炉膛火焰丧失

22.

螺旋水冷壁出口金属壁温高高

（前后墙＞463℃，左右墙＞460℃）

8V114

23.

过热器出口蒸汽温度高高

634℃

24.

再热器出口蒸汽温度高高

632℃

25.

分离器出口蒸汽温度高高

471℃

26.

分离器贮水箱A水位高高

16.04m

27.

分离器贮水箱B水位高高

28.

所有

给水泵跳闸

A汽泵停止

B汽泵停止

电泵停止

31.

再热器

保护

主燃料量＞25%额定燃料量

炉膛出口烟温＞538℃

高旁关闭

高主门关闭

低旁关闭

中主门关闭

37.

脱硫

挡板

全关

脱硫进口挡板关闭

脱硫出口挡板关闭

脱硫旁路挡板关闭

表格5

锅炉吹扫条件

一次吹扫条件

A一次风机停

B一次风机停

A空预器运行

B空预器运行

A引风机运行

B引风机运行

7.

A送风机运行

B送风机运行

进油快关阀关

所有油角阀关

燃油泄漏试验完成

12.

所有磨煤机停运

13.

所有磨煤机出口快关门全关

14.

所有给煤机停运

过热器烟气挡板开

＞50%

再热器烟气挡板开

17.

电除尘器停运

18.

所有火检无火

火检冷却风压力正常

无MFT动作条件

无自然通风请求

任意一台送风机运行

任意一台引风机运行

无MFT动作

无风量冻结

无风量＜30%信号

二次吹扫条件

SOFA风门挡板关

CCOFA风门挡板关

二次风门挡板在吹扫位

35%-45%

锅炉总风量＞30%BMCR

锅炉总风量＜40%BMCR

摆动喷嘴在水平位50%

45%-55%

表格6

OFT条件

脉冲

任一油角阀开

燃油母管压力低低

1.8MPa

MFT

手动OFT

3、编制依据

1）《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）

2）《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》

3）华北电力集团公司关于《贯彻〈火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程〉的实施规定和管理制度汇编》

4）《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》

5）国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

6）华北电力集团公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》

7）《天津北疆电厂一期工程2×

1000MW二号机组超超临界火电机组调试大纲》

8）《天津北疆电厂一期工程2×

1000MW超超临界机组锅炉技术协议书》

9）《天津北疆电厂一期工程2×

1000MW超超临界机组锅炉主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统流程图》

10）《天津北疆电厂BMS设计说明书》

11）《天津北疆电厂一期工程2×

1000MW超超临界机组锅炉说明书》

12）《天津北疆电厂一期工程2×

1000MW超超临界机组锅炉使用说明书》

13）《天津北疆电厂一期工程2×

1000MW超超临界机组锅炉炉膛安全监控说明书》

14）《天津北疆电厂一期工程2×

1000MW超超临界机组锅炉热力计算汇总》

15）《天津北疆电厂一期工程2×

1000MW超超临界锅炉调节控制系统的基本技术要求》

4、吹管目的

锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（例如：

砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），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。

应强调指出，不能期望吹管能清除所有杂物，首先应从制造、安装工艺上消除杂物的积存，吹管只能作为最后的一道补充手段。

5、吹管方式、范围及流程

5.1吹管方式

根据天津北疆电厂2号机组的特点，本次锅炉蒸汽吹管方式拟采用燃油、燃煤相结合蓄能降压法，过热器、再热器分两段进行吹扫。

为保证吹管质量，缩短工期，节约燃油，采用微油点火方式适时投入A磨煤机，进行降压冲洗方法吹管。

5.2吹管范围

吹管范围主要包括：

1）锅炉过热器、再热器所有受热面及管路

2）主蒸汽管道，冷段、热段再热蒸汽管道

3）机组高压旁路管道

4）锅炉吹灰器主汽汽源管道

5）主汽减温水系统水冲洗

6）再热汽减温水系统水冲洗

注：

其它不参加吹扫的蒸汽管道在安装前要仔细清理干净，经检查合格，汽机小机汽源管道及汽机范围内管道的吹扫由汽机专业考虑。

5.3吹管流程

5.3.1过热器及主蒸汽管道吹扫（第一阶段）

分离器

→

过热器

主蒸汽管道

临时管

吹管临时门

临时管

靶板

消音器

5.3.2过热器、再热器系统串联吹扫（第二阶段）

冷再管道

再热器

热再管道

中压自动汽门

5.3.3高旁及冷段再热蒸汽管路吹扫（第二阶段）

高旁调节门

热再管

6、组织与分工

6.1生产单位

全面协助试运指挥部做好锅炉点火、升压、吹管全过程的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作；

协调解决吹管过程中的问题和外部关系等。

组织协调锅炉启动前烟风系统、炉膛、及各辅机的大检查，完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应；

负责点火后的煤质及水质分析；

参加分部试运及分部试运后的验收签证；

在启动试运中负责设备代管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。

运行人员负责操作，设备巡检，运行参数记录。

6.2施工单位

完成启动所需要的建筑和安装工程及吹管临时系统的安装与恢复工作，编审临时系统的方案和措施，负责完成单体试运工作及单体试运后的验收签证；

提交单体试运记录和有关文件、资料；

做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施；

负责锅炉启动前烟风系统、炉膛、及各辅机的大检查；

配合输煤、除灰、除渣等系统的投入与退出；

负责锅炉支吊架的检查与消缺；

负责现场的安全、消防、消缺检修、治安保卫和文明启动等工作；

配合汽水、烟风系统各热工测点、火焰电视的投入及调整；

在点火升压过程中，负责锅炉巡视、螺栓紧固及各膨胀指示器的记录；

在吹管过程中，负责设备维护、消缺、消防、靶板安装更换等工作。

6.3调试单位

负责编制锅炉蒸汽吹管调试措施；

提出或复审分部试运阶段的调试方案或措施；

参加吹管后验收签证；

全面检查锅炉启动所有系统的完整性和合理性；

协调并完成启动试运全过程中的调试工作；

负责锅炉启动前各联锁、报警、保护的传动；

负责锅炉点火、升压、吹管过程中对运行人员的指导和监督；

负责点火后的燃烧调整；

负责提出启动试运中重大技术问题的方案或建议；

负责吹管临时电动闸阀的操作，填写调整试运质量验评表、提出调试报告和调试工作总结。

6.4监理单位

进行机组启动试运阶段的监理工作，监督本措施的实施，参加试运工作并验收签证。

7、调试前应具备的条件

7.1吹管临时系统

本锅炉吹管方案采用两段吹扫，其系统布置见附图1《天津北疆发电厂一期工程2×

1000MW锅炉吹管临时系统示意图》，并将关键内容简述如下：

7.1.1过热器吹扫

主汽管道进入汽机两侧高压自动主汽门前断开，接临时管，在两根临时管的水平段上分别安装1个临吹门及暖管小旁路（φ76）及相应等级手动阀门，2个临吹门后接临时管汇合后，在水平段装设一套过热器靶板架，靶板架的位置应尽量靠近正式管路；

靶板后接临时管至消音器排向大气。

7.1.2过热器、再热器串联吹扫

中压自动主汽门前滤网摘除；

主汽管道进入汽机两侧高压自动主汽门前断开，接临时管，在两根临时管的水平段上分别安装1个临吹门及暖管小旁路（φ76）及相应等级手动阀门，临吹门后的临时管汇合后与冷再管连接；

高排逆止门后管道断开并加装临时堵，保证与汽机的可靠隔绝；

汽机两侧中压自动主汽门的门芯取出，装上厂家提供的专用门芯（即临时堵），并从门盖上引出两根临时管，临时管和门盖的连接采用临时法兰连接；

在中压自动主汽门后的两路临时管汇合后，在水平段装设一套过热器靶板架，靶板架的位置应尽量靠近正式管路；

两个低旁减温减压阀先不装，加两个临时堵，实现和凝汽器的可靠隔绝；

从中压主汽门引出的临时管分两路经消音器排向大气。

7.1.3高旁管道吹扫

高旁减温减压阀先不装，代之以等径的临时管；

由于高旁管路较短，吹扫压力相对较低，故高旁液动调节门作为高旁管路吹扫控制门。

高旁蒸汽管路的吹扫可与过热、再热器系统串联吹扫交叉进行，吹扫5～6次即可。

7.1.4锅炉吹灰器主汽汽源管路吹扫

锅炉吹灰器主汽汽源管路的吹扫视现场具体布置情况预留断口，在各母管尾部预留断口并加装手动门，遵循的原则是先吹母管，后吹各吹灰器汽源支管，最后吹扫疏水管路。

吹扫时机可选择在吹管末期进行，具体见《天津国投津能发电有限公司2×

1000MW超超临界机组#2锅炉吹灰器冷、热态调试措施》。

7.1.5主汽减温水系统水冲洗

4个主汽Ⅰ级减温水调节阀、4个主汽Ⅱ级减温水调节阀、4个主汽Ⅲ级减温水调节阀及减温水流量孔板先不装，在减温水调节阀断口处接等径三通，再接临时管引至安全处排放。

主汽减温水系统的水冲洗在酸洗之前的炉前水冲洗时一并进行，冲洗合格标准为排水透明清亮。

7.1.6再热汽减温水系统水吹洗

水冲洗时间安排在汽机专业电泵试运行期间进行，减温水流量孔板及再热器事故喷水调节门先不装，在再热器事故喷水减温器前将事故喷水减温管道断开，并用等径临时管引至地沟排放，冲洗合格标准为排水透明清亮。

未参与吹扫的蒸汽管路需进行人工清理。

7.2对吹管临时系统的要求

1）所有临时管道通径都要求大于等于上游管道通径；

2）临吹门前的临时管、临时疏水系统、焊口承压应不小于10.0MPa、温度应不小于500℃，要求采用优质无缝合金钢管；

临吹门后的临时管采用优质无缝合金钢管，应能承受6.0MPa压力，500℃温度；

从中压自动主汽门引出的临时管要求能承受2.0MPa压力，500℃温度；

要求采用优质无缝合金钢管；

高旁管路临时管应该能承受10MPa压力，450℃温度；

3）高压门盖承压不小于10.0MPa,温度应不小于500℃；

中压门盖承压不小于2.0MPa，温度应不小于450℃；

高、中压自动主汽门假门芯安装时要保证质量，需由质检人员确认；

4）临吹门宜采用合金门，选用公称压力不小于16.0MPa，承受温度不小于500℃的电动闸阀；

全行程开关时间小于60秒，且阀门严密、可靠性高；

能电动控制，引至主控室操作，可中停；

5）临吹门旁路门（76）承压不小于10MPa，温度应不小于500℃；

6）靶板装置应位于便于拆装的安全地带，尽量靠近正式管道，并离开上游弯头46米；

靶板架及靶板都应装设牢固，保证不会在吹管期间被打飞；

靶板采用抛光的铜板，长度纵贯管道内径，宽度28mm，无肉眼可见斑痕；

靶板前的临时管道在安装前应彻底清理干净，最好经喷砂处理；

7）消音器阻力应小于0.2MPa，消音效果良好，体积尽量小，且有疏水装置；

8）第一阶段吹扫时，再热器入口应加装堵板，热段排汽管也应安装完毕，防止再热器内存水汽化喷出伤人及损坏设备；

9）自动主汽门后的导汽管不参加吹扫，应采取措施确保内部清洁、无杂物；

10）高压主汽门不参与吹扫，应采取措施确保内部清洁、无杂物；

11）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；

临时管的焊接工艺应按高压管路正式管道的施