锅炉及辅助系统调试大纲最终版 石油发电3160th锅炉.docx

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锅炉及辅助系统调试大纲最终版石油发电3160th锅炉

调试措施（方案）报审表

工程名称：

石油化工有限公司

-锅炉及辅助系统调试工程

部门/专业：

发电调试项目部

措施（方案）名称

锅炉及辅助系统调试大纲

措施（方案）编号

XH-GL-018-2011A

石油化工有限公司

-锅炉及辅助系统调试工程指挥部:

锅炉及辅助系统调试大纲

我单位已编写审定，现报上请予审批。

并将修改意见反馈发电调试项目部。

发电调试项目部

项目负责人：

2011年5月日

建设单位意见：

总工程师：

年月日

监理公司意见：

监理公司：

监理工程师：

年月日

生产准备部意见：

生产准备部：

专业工程师：

年月日

安装施工单位意见：

施工单位：

专业工程师：

年月日

备注：

一式三份：

石油3×160t/h锅炉及

辅助系统调试大纲

目录

1前言5

2编制依据5

3工程设备及系统概况6

4调试范围及项目13

5启动试运的组织及职责20

6调试工作管理与调试工程的安全22

7主要调试程序及原则方案26

8调试方案（方案）编制计划表29

9本工程组织机构30

10用于本工程的主要仪器设备31

附录：

石油有限公司-锅炉及辅助系统调试工程安全保证体系33

1安全目标36

2安全组织形式36

3安全管理职责36

4安全方案37

5各专业安全方案39

6反事故方案44

7应急预案与响应控制计划48

8各类重大HSE危险因素及其控制计划清单51

1前言

机组调试工作是机组基本建设的一个关键阶段，它是对机组的设计、设备安装可行性的最终实现。

它的基本任务是使新安装机组顺利地完成启动试运，并通过调整试验使机组达到安全、稳定、经济的商业运行水平，发挥投资效益。

启动调试工作需要设计、制造厂家、安装、调试及建设、生产等单位密切配合，经过热机、电气、热控、化学等多专业共同协作完成。

因此机组的整套启动调试是各单位多工种、多系统、多程序的系统工程，必须以科学的管理方法来组织实现整体试运。

本调试大纲是机组调试过程中总的指导性文件，它主要确定机组启动试运组织结构和职责分工，明确调试范围和项目、调试程序、调试用时，制定机组启动调试的主要原则方案和质量保证方案，对启动调试工作全过程起指导作用。

1.1本工程质量目标

本工程质量标准必须全面达到国家和原电力部颁标准，满足项目法人与招标人签定的总承包合同所要求的关于本工程的所有技术质量标准，创优质工程。

优良率90%。

符合现行的火电工程调试工程验收技术标准。

1.2工期要求

根据本工程进度安排，2011年5月15日#1锅炉点火，2011年7月末#2、#3锅炉相续投产（锅炉全部投产）。

2编制依据

2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电建[1996]159号文颁发；

2.2《火电工程启动调试工作规定》建质[1996]40号文颁发；

2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；

2.4《电力建设施工及验收技术规范》；

2.5《锅炉启动调试导则》发改委DL/T852-2004；

2.6《火电机组启动蒸汽吹管导则》电综[1998]179号；

2.7《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794——2001；

2.8《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）DL5009.1——2002；

2.9《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发[2000]589号；

2.10《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006；

2.11《电力工程达标投产管理办法》（2006年版）；

2.12《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部建质[1996]40号；

2.13《模拟量控制系统负荷变动试验导则》，电力部建设协调司建质[1996]40号；

2.14《火电机组达标投产考核标准》电建企协[2004]25号；

2.15《火电机组启动验收性能试验导则》电综[1998]179号；

2.16有关设备的订货技术协议书、说明书及原电力工业部有关规定等；

2.17《电力建设安全健康与环境管理工作规定》，国家电力公司国电电源[2002]49号；

2.18发电集团调试部质量、安全、环境管理体系文件；

2.19制造厂图纸、质量保证书、设计和调试有关文件、会议纪要等；

2.20化工有限公司锅炉及辅助设备工程调试合同；

如果上述国内的规范、技术标准或规定作了重大修改，或颁发新的国家规范标准及规定，均按新标准执行。

同一调试如有多个标准引用，则按照最严格的标准执行。

3工程设备及系统概况

3.1工程概况

3.1.1工程名称:

化工有限公司节能项目——锅炉及辅助系统调试。

3.1.2建设地点:

省兴平市东城区。

3.1.3建设规模:

3×160t/h高温高压煤粉锅炉及配套辅设备系统。

3.2主设备概况及主要工艺系统

3.2.1主机型号、参数及技术规范

锅炉为单锅筒、集中下降管、自然循环∏型布置的固态排渣煤粉炉。

半露天布置，锅炉前部为炉膛，炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道装设了两级对流过热器，炉顶、水平烟道两侧及转向室设置顶棚管和包墙管，尾部交错布置两级省煤器及两级空气预热器，炉膛采用正四角切圆布置的可调水平浓淡加偏置周界风直流煤粉燃烧器，假想切圆直径为400mm,采用中速磨正压直吹热一次风制粉系统。

燃烧后的烟气经过热器、省煤器、空气预热器，再经布袋式除尘器除灰后，由引风机送入脱硫装置排入大气。

燃烧后的灰渣落入冷灰斗，经过冷却、撞击破碎后由水力机械除渣系统装车外运。

布袋除尘的烟灰采用正压浓相气力输灰系统，把炉灰输送到储灰仓中，由汽车外运。

3.2.2锅炉基本参数

项目

基本参数

型号

UG-160/9.8-M2

数量

三台

额定蒸发量

170t/h（铭牌：

160t/h）

额定蒸汽温度

540℃

额定蒸汽压力

9.8Mpa

锅筒工作压力

11.27Mpa

给水温度

150～160℃

空气预热器进风温度

20℃

锅炉设计效率

≥92%

排烟温度

140℃

制造厂

无锡光华锅炉股份有限公司

3.2.3锅炉辅机系统性能参数（单台锅炉）

3.2.3.1风机系统

本锅炉每台锅炉配置送风机2台、引风机2台、一次风机3台、密封风机2台。

其基本参数如下：

名称

送风机

引风机

一次风机

密封风机

型号

AGX130-3CNo14.5D

AYX75-5ANo22F

AGX130-1FNo21F

AGX75-1ANo8D

风量

145000m3/h

227000m3/h

51500m3/h

12000m3/h

风压

5800Pa

5950Pa

13600Pa

14600Pa

转速

1480rpm

980rpm

1480rpm

2900rpm

制造厂家

鞍山华冠风机厂

电机型号

YKK450-4

YKK500-6

YKK450-4

Y280S-2

电压

10KV

10KV

10KV

380V

功率

315KW

560KW

355KW

75KW

绝缘等级

F

F

F

F

数量

6台

6台

9台

6台

3.2.3.2制粉系统参数

a耐压称重式皮带给煤机

型号

NJGC-30

设备台数

9台（每台炉3台，2开1备）

输送能力

0～20t/h

耐温

180℃

B中速磨煤机

型号：

ZQM-178型

数量：

9台（每台炉3台，2开1备）

煤粉细度

R90=20%（给煤粒度0～30mm）

钢球直径

605mm

钢球数量

9个

加载方式

弹簧加载

传动装置

齿轮箱式

传动方式

螺旋伞齿—园柱斜齿的二级传动

3.2.3.3点火助燃系统

本锅炉设计采用天燃气点火系统，天燃气送至界区，采用自动高能点火装置，并配有氮气置换吹除系统。

点火燃烧器基本参数如下：

数量

4台/每台炉

进气阀组管径

300mm

要求天然气进气压力/温度

50000Pa（G）/20℃

总耗天然气量

4000Nm3/h

进点火天然气的风量

11000Nm3/h

进点火天然气的风压

3000～5000Pa（G）

3.2.5主要参数：

型号

项目

XDH-2.B

XDH-20.T.C.F

XDH-10B

XDH-100

XDH-2Z

点

火

器

贮能J

2

20

10

100

2

工作电压V

AC220

DC12

输出电压VDC

2500±5%

火花频率（次/秒）

7～17

2～10可调

1～3

工作周期（通/断）S

300/60

120/60

30/60

点

火

枪

起始发火电压VDC

600～1400

中心电极阻值

≤0.1

发火端耐温℃

长期≤800（5min）内1250

环境温度

-30～70℃

相对湿度

≤90%RH

3.3除渣除灰系统

3.3.1除渣系统

序号

名称

位号

数量

规格

1

除渣系统

PU6102

3台

有效容积：

7m3

2

渣井

PU6102-1abc

3台

14扇

3

液压工作站

液压关断门

PU6102-2abc

3台

油泵电机

3台

功率：

4kw

电压：

380v

转速：

1450rpm

4

捞渣机

水浸湿刮板捞渣机

PU6102-3abc

3台

出力：

0.5-5t/h

主电机

3台

功率：

5.5kw

电压：

380v

横向自驱式电动机

9台

功率：

2.2kw

电压：

380v

5

刮板输送机

中速刮板输送机

PU6102-4abc

2台

出力：

2-10t/h

电动机

2台

功率：

7.5kw

电压：

380v

6

渣仓

脱水渣仓

PU6102-5abc

2台

有效容积：

4m3

体直径：

4m

3.3.2除灰系统

气力输灰系统由布袋除尘器飞灰处理系统，库顶卸料及排气系统、灰库气化风系统、库底卸料系统、控制用气及布袋脉冲清洗用气系统、输送用空压机系统及空气净化系统、控制系统组成。

通过压缩空气作为气力输灰的动力源，由设置在仓泵上的密闭管道，使灰分被输送到灰库，再通过库底卸料器、散装机、双轴搅拌机向外排灰，实现无污染排灰。

3.4锅炉排污系统

三台锅炉设一套连续排污扩容器（5.5m3）和一套定期排污扩容器（7.5m3）,锅炉连续排污水经连续排污扩容器扩容后的蒸汽接入0.5Mpa蒸汽管网；排污水接至定排，定排扩容器的排汽直排大气，排水由水工专业引至定排冷却水井。

锅炉各联箱的疏水、定排排污水、汽包紧急放水、高加紧急放水均接入定排扩容器。

参数见下表：

序号

设备名称

规格型号

数量

生产厂家

1

定期排污扩容器

DP-7.5

1台

设备本体

V=7.5m3

1台

畅隆电力

设计（工作）温度

200（104）℃

设计（工作）压力

0.2（0.12）MPa

2

连续排污扩容器

LP-5.5

1台

设备本体

V=5.5m3

1台

畅隆电力

设计（工作）温度

200（180）℃

设计（工作）压力

1.0（0.8）MPa

3.5锅炉房凝结水回收系统

采用组合式凝结水回收系统，设置一套凝结水回收装置，主要疏水包括启动疏水和经常性疏水，两台疏水泵出口汇至一根母管送至界区。

参数如下：

设备名称

凝结水回收装置

型号

SH-11-60×2

数量（套）

1

单台水箱容积

20m3

水箱个数

2

单台扩容器容积

1.5m3

扩容器个数

2台

每套配备水泵

2台

每套配给水泵流量

70m3/h

工作压力

0.8MPa（G）

工作温度

180℃

3.6加药、取样系统

3.6.1锅炉加药装置共分三个装置：

即氨加药装置（2箱2泵），联氨加药装置（2箱2泵），磷酸盐加药装置（2箱2泵）。

3.6.2锅炉配套设有组合式汽水取样装置，每台锅炉取样点5个：

过热蒸汽1个点；饱和蒸汽2个点；炉水2个点；给水1个点。

3.7吹灰系统

锅炉吹灰系统主要用于去除受热面的积灰，本锅炉炉膛及水平烟道部位采用蒸汽吹灰，尾部垂直烟道采用声波吹灰。

蒸汽吹灰汽源取自4.0Mpa的蒸汽管网，经减温减压至额定参数后进行吹灰；声波吹灰采用压缩空气，气源取至管网。

3.8热回收系统

公司热回收系统与锅炉房分开布置，其任务是最大限度的回收全厂低位热能，降低锅炉能耗。

其主要设备参数见下表：

3.8.1泵组

名称

型号

数量

（台）

压力Mpa（G）

流量（m3/h）

转速

（rpm）

扬程

（m）

功率

（KW）

效率

进口

出口

正常

最大

锅炉给

水泵

DFjG200

-170×10

4

0.16

15.2

210

215

2980

1637

1226.3

73%

工艺密

封水泵

DFj80-

140×8

2

0.3

77

9.2

2978

971

322.3

59%

工艺中压废锅给水泵

DFjG200-

140×5

2

0.3

6.4

180

198

2985

666

479.2

70%

工艺低压废锅给水泵

WEZ100-

400

2

0.3

1.8

215

236.5

2985

164

139.0

71%

3.8.2锅炉除氧器

序号

设备名称

规格型号

数量

生产厂家

旋膜除氧器及水箱

350t/hV=80m3

3台

1

除氧器本体（含填料）

350t/h

3台

畅隆电力

2

水箱体积

V=80m3

3台

畅隆电力

3

工作（设计）压力

0.186（0.5）MPa

4

除氧器设计温度

200℃

3.8.3高压加热器

加热器形式：

立式并联布置

本厂高压加热器主要用于锅炉给水加热，设置3台U形管高压加热器并联布置。

其主要参数如下：

名称

管程

壳程

介质

水

水蒸气

工作压力Mpa

15.0

2.5

工作温度℃

132

226

流量t/h

200

3.9减温加压站系统

本公司减温减压站布置在锅炉房区域，负责全厂不同等级蒸汽间的供需平衡。

主要设备如下：

10.0Mpa～4.0Mpa减温减压器

3台

4.0Mpa～2.5Mpa减温减压器

2台

4.0Mpa～1.0Mpa减温减压器

2台

2.5Mpa～1.4Mpa减温减压器

2台

1.4Mpa～0.5Mpa减温减压器

2台

4调试范围及项目

此次工作范围包括锅炉及辅机系统、热回收站、减温减压站、以及换热站，涉及到所有设备、管道、阀门以及与之相关的电仪控制系统和锅炉化学的调试、性能效率测试等，调试方在完成锅炉80%以上负荷72+24h后交付甲方运行管理。

4.1主要调试范围和工作内容

4.1.1锅炉系统

4.1.1.1启动调试前期工作

1）收集并熟悉有关的技术资料；

2）了解机组安装情况；

3）对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议；

4）自备调试所需的仪器、仪表、工具、材料和办公用品；

5）编制锅炉调试方案；

6）启动试运阶段的准备工作。

4.1.1.2分系统试运期间的工作

1）参加锅炉机组范围内各主要辅机的单体试运工作，掌握试运情况和问题,确认其符

合质量要求和整套启动条件；

2）对锅炉机组范围内的主要设备及系统进行检查；

3）组织检查和验收各汽水电动阀门、调节阀、烟风调节挡板及风门；

4）参加工业水系统、取样加药及排污等系统的试运工作；

5）进行锅炉风烟系统风压、风量的标定及加热装置的调试；

6）组织进行锅炉风烟系统严密性试验及燃烧器冷态机械检查工作；

7）组织进行锅炉风机联合试运及锅炉空气动力场试验；

8）给煤系统调试；

9）制粉系统调试；

10）一次风管流量偏差及背管标定试验；

11）中速磨煤机入口测风装置校验；

12）分离器挡板特性试验；

13）中速磨煤机出力试验；

14）变风量特性试验；

15）中速磨煤机加载压力试验；

16）煤粉分配性能试验；

17）除灰、除渣、输灰系统调试；

18）吹灰系统调试；

19）进行给水、减温水调门流量测定及自动调节门流量特性试验；

20）天然气点火系统调试；

21）配合、监督酸洗公司进行锅炉化学清洗工作，以确保锅炉清洗质量；

22）检查锅炉膨胀密封系统；

23）参加汽包内部装置检查工作；

24）参加安全门热工控制回路冷态试验，进行安全门热态整定工作；

25）锅炉蒸汽管路吹管（提供锅炉蒸汽管路吹洗系统图，并对临时系统提出要求，检

查靶板架设计安装情况，蒸汽吹洗温度与压力控制点选择；蒸汽吹洗各系统的投

运及临时门开关试验）；安全门整定及蒸汽严密性试验；

26）仪用、杂用压缩空气系统调试；

27）锅炉汽水系统调试；

28）锅炉燃烧调整试验；

29）锅炉点火系统调试并随炉启动过程进行烘炉工作，保证烘炉质量。

4.1.1.3整套启动调试工作

1）热控信号及报警系统动作检查试验；

2）辅机设备事故按钮、联锁及保护试验；

3）系统及辅机设备程控启、停检查试验；

4）静态联锁保护试验及动态试验；

5）锅炉点火系统连锁保护，最低稳燃负荷试验；

6）点火枪程控启、停动作检查试验；

7）进行锅炉MFT大联锁保护及FSSS监控系统实验；

8）给水及减温水系统、给煤及点火系统、烟风系统、除渣、除灰、气力输灰

除尘、除渣等系统试验并投入；

9）疏水、排污系统调试；

10）配合化学专业进行汽水品质监控调整；

11）指导进行锅炉燃烧调整试验；

12）锅炉带30%、50%、75%等负荷运行和满负荷试验；

13）配风均匀试验、一、二次风风量同层四角之间的调平；

14）水平烟道气流速度分布特性试验，测定烟气沿上下，左右方向上的流速

偏差；

15）最佳过量空气系数调整试验；

16）锅炉水循环试验，不同运行工况下测试水循环实际运行值与设计值是否

相符；

17）水位特性试验

18）压力特性试验

19）变给水温度试验

20）MCR试验

21）超压5%试验

22）锅炉变负荷试验

23）72+24小时满负荷试运行；

24）其他系统热态调试；

25）对锅炉相关辅助设备进行热态调试。

4.1.2热回收站

4.1.2.1启动调试前期工作

1）收集有关技术资料；

2）了解机组安装情况；

3）对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议；

4）准备和校验调试需用的仪器仪表；

5）编制调试方案。

4.1.3启动试运阶段工作

4.1.3.1分系统试运工作

1）检查了解各辅机分部试运情况，协助施工单位处理试运中出现的问题；

2）各辅机保护、联锁检查试验；

3）安全门校验及调节门、电动门动作检查试验；

4）除氧器、高压加热器辅助蒸汽管道吹洗；

5）循环水、工业水系统调试；

6）辅助蒸汽系统调试；

7）凝结水系统调试；

8）除氧器加热蒸汽、补水系统调试；

9）电动给水泵及稀油站的调试；

10）高压加热器系统调试；

11）工艺中压给水泵调试；

12）工艺低压给水泵调试；

13）工艺密封水泵调试；

14）配合安装单位进行除氧器安全阀校验；

15）对除氧器进行试投运，投入各自动、联锁、保护；

16）除氧器压力调节装置；

17）除氧器水位调节装置；

18）除氧器在铭牌压力下正常运行时达到出力要求，含氧合格。

4.1.3.2整套启动试运阶段调试工作

1）各种水、汽系统检查投运；

2）热控信号及联锁保护校验；

3）给水泵带负荷工况的检查和各典型负荷工况下振动的测量；

4）给水泵及工艺泵静态及动态连锁实验。

5）高压加热器汽侧冲洗。

6）高压加热器投运及高压加热器切除试验。

7）变负荷试验；

8）配合热工专业投入自动。

9）运行数据记录统计分析。

10）设备缺陷检查、记录。

11）72+24小时连续试运行值班。

4.2减温加压站

4.2.1启动调试前期工作

1）收集有关技术资料；

2）了解机组安装情况；

3）对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议；

4）准备和校验调试需用的仪器仪表；

5）编制调试方案。

4.2.2启动试运阶段工作

4.2.2.1系统试运工作

1）检查了解减温减压站运行情况，协助施工单位处理试运中出现的问题；

2）完成各管道吹扫工作并合格；

3）安全门校验及调节门、电动门动作检查试验；

4）最大流量下工作性能检验；

5）变负荷试验；

6）配合热工专业投入自动；

7）运行数据记录统计分析；

8）设备缺陷检查、记录；

9）72+24小时连续试运行值班。

4.3机组完成72+24小时试运后的工作

4.3.1配合性能试验。

4.3.2启动调试后期的工作内容。

4.3.3在试生产阶段完成调试遗留的工作。

4.3.4整理编写调试报告和工作总结并移交调试有关的技术资料（原始记录复印件）。

4.3.5参加质量保证期的事故分析，协助制定防范方案。

4.4调试质量验评标准

按照《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》，电力部建设协调司建质[1996]111号、《火电机组达标投产考核标准（2001版）》，国家电力公司国电电源[2001]218号等标准进行评定。

在签订合同后，如果国内的规范、技术标准或规定作了重大修改，或颁发新的国家规范标准，则承包方单位应遵守新的规定。

4.5调试质量验收与评定

调试质量验收与评定的要求包括：

4.5.1应由发包方验收的项目，承包方应提前24小时书面通知发包方，验收时必须有承包方质监部门确认达到的质量自检记录，否则，发包方有权拒绝验收。

4.5.2承包方应为发包方的工程部门、质检部门和监理单位在施工中抽检和验收工作创造必要的条件，并提供检测手段。

4.5.3在工程质量评定上，发包方与承包方有争议时，由发包方上报质量监督部门裁定。

4.5.4工程质量达不到约定的质量条件的部分，发包方一经发现，可要求承包方返工。

承包方应在发包方提出的时间内返工，直到符合约定的质量标准，因承包方原因达不到约定的质量标准，费用由承包方承担，工期不予顺延并承担违约责任。

4.6拒收

如果发包方代表根据检验、检查或试验结果判定，其调试质量不合格或不符合合同的规定，那么，发包方代表就