施工组织设计下载简介

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开封火电厂技改工程锅炉整套启动调试施工方案

8.1.1.14对电动门、气动门、调节门进行操作试验，并按运行规程要求置于正确位置。

8.1.1.15DCS热工信号试验。

平衡引水工程施工组织设计8.1.1.16SCS功能试验。

8.1.1.17油母管泄漏试验。

8.1.1.18FSSS功能试验(包括点火程控、MFT等)。

8.1.1.19排渣系统程控。

8.1.2热力系统冲洗（第一次启动前）

8.1.2.1冷态冲洗

（1）高压给水系统及锅炉的冲洗

除盐水泵→凝汽器→凝泵→冷渣器系统→低加系统→除氧器→给水泵→高加系统→省煤器→汽包→水冷壁→定排；

高加系统可先走旁路再走高加。采取排放冲洗方式，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉，当炉水排水铁小于100(g/L时，冷态冲洗结束。

（2）过热器系统的冲洗

除盐水泵→凝汽器→凝泵→冷渣器系统→低加系统→除氧器→给水泵→高加系统→省煤器→汽包→过热器→过热器疏水、主蒸汽管道疏水→地沟。

当过热器、主蒸汽管道疏水铁小于100(g/L，冲洗结束。

8.1.2.2热态清洗

热态冲洗方式和标准同冷态冲洗，除氧器应投入蒸汽加热，保持冲洗水温度为90～100℃左右，当符合以上标准时，热态冲洗结束。

8.1.2.4冲洗过程中应监督凝结水、给水、炉水中的铁、二氧化硅、电导率、PH值。

8.1.3工作压力水压试验

8.1.3.1水压试验在锅炉吹管管道恢复后整套启动前对一次汽系统进行。

电泵出口→省煤器→汽包→水冷壁→各级过热器→汽机电动主汽门前。

8.1.3.2水压试验压力为13.7MPa，水温20～80℃；环境温度低于5℃时应采取防冻措施。

8.1.3.3试验时控制升压速度应≤0.3MPa/min；并分别在5MPa和10MPa时保持压力稳定，进行全面检查。若无异常，升压至13.7MPa。

8.1.3.4工作压力水压试验的合格标准：

关闭进水门，停止给水泵后，5分钟内压降不超过0.5MPa；

受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。

8.1.3.5降压速度要求≤0.5MPa/min；压力降至8.0～10.0MPa时对取样和仪表管道进行冲洗。

8.1.3.6试验结束进行过热汽系统放水，汽包放水到正常水位。

8.1.4蒸汽严密性试验与安全阀整定

8.1.4.1蒸汽严密性试验与安全阀整定在机组第一次启动汽机冲转前进行，为带负荷运行直至带满负荷打下基础。

8.1.4.2由于汽机第一次启动检查时间长，蒸汽品质不合格的等待时间长，在此期间安排蒸汽严密性试验和安全阀整定可以节约燃油、节省启动时间。

8.1.4.3安全阀整定采用液压助起法。

8.1.4.4蒸汽严密性试验与安全阀整定工作详见《蒸汽严密性试验及安全阀调整措施》。

8.1.5点火前的准备

8.1.5.1锅炉点火前投入电除尘器的振打及加热装置。

8.1.5.2点火用油管路具备点火条件，油压正常。

8.1.5.3由补充水泵向锅炉上水至点火水位，开启汽包、过热器空气门、疏水门。

8.1.5.4依次启动引风机、高压流化风机、二次风机、一次风机和石灰石风机。

8.1.5.5装填床料

选择经过筛分后最大粒径小于3mm的原有床料作为启动床料，应在所有风机都运行时，填加床料，当床压达到4kPa时，停止加料。

8.1.5.6锅炉吹扫

在锅炉冷态、温态启动之前必须对锅炉进行吹扫，以足够的风量通过炉膛和烟道带走燃料和可燃性气体。

一次风量要超过临界流化风量，约为一次风总风量的40～50％，床下启动燃烧器的燃烧风和混合风挡板全开，二次风量取二次风总风量的50％，分支风道包括床上启动燃烧器、二次风喷口、密封风管道的挡板全开。

8.1.6锅炉点火（首次）

启动床下启动燃烧器的点火风和混和风。

点火启动燃烧器的配风时，主一次风全关，混和风全开，总一次风量约为120000Nm3/h。此时控制燃烧风风量在5000～10000Nm3/h（单只燃烧器）。

约30分钟后以同样的方法点燃另一只启动燃烧器。

8.1.6.8床上启动燃烧器

·当床下启动燃烧器已达到满出力，且床温上升缓慢时，投入床上启动燃烧器。

·以最小的燃烧率投入＃1床上启动燃烧器，点火时燃烧器瞬时风量约为5000～10000Nm3/h，着火后增加风量，使风量与燃油量相匹配（(＝1.1）。以同样的方法，按照升温速率的要求，投入另一只床上启动燃烧器。

·逐步提高床上启动燃烧器的燃烧率，使床温达到允许的投煤温度560℃。

·当床温大于560℃，可向炉内投煤，床温是下部8只热电偶和中部6只热电偶的平均值。

·按照给煤系统的操作说明，以要求的顺序开启相应的阀门。

·当床温达到投煤的温度后，手动启动第一台给煤机，给煤以10％的给煤量“脉动”给煤，即给煤90秒后停止给煤，约3分钟后观察床温的变化，当床温增加，同时氧量有所减小时，证明投入的煤已开始燃烧，再以“90秒给煤，停90秒”的脉冲形式给煤3次，床温继续增加5～7℃/min，氧量持续减小，可以较小的给煤量连续给煤。

·当炉膛下部床压低于4kPa时，添加床料，维持4～7kPa左右的床压。

·按照升温升压曲线，以较小的给煤量投入另一台给煤机，最后投入＃1和＃4给煤机。

8.1.6.10停运启动燃烧器

·当床下启动燃烧器在额定负荷时，水冷风室的温度在700～800℃，可逐步停运。

8.1.7升温、升压（参见附图：锅炉升温、升压启动曲线）

8.1.7.1升温升压过程中，必须控制汽包上、下壁温差不大于40℃，据此应控制炉水饱和温度的升温率和升压率。

8.1.7.2点火初期，过热器、再热器处于干烧状态，应注意监视金属壁温不超过其允许值。当主汽流量小于10％时，注意炉膛出口温度不要超过482℃

8.1.7.3在汽机冲转前一般控制主汽压力达到1.0MPa，温度达到280～300℃。

8.1.7.4初次启动应加强排污工作，以使炉水和蒸汽品质及早达到冲转要求。

8.1.7.5升温、升压过程中的定期工作:

·汽压0.1～0.2MPa时，关闭汽包、过热器空气门；

·汽压0.2～0.3MPa时，冲洗仪表导管，投入差压式水位计；

·0.5MPa时，稳定压力，热紧螺丝(首次启动时)；

·汽压0.5～1.0MPa时，冲洗水位计；

·1.0MPa时，投入连排扩容器；

·1.0～1.5MPa时，反冲洗减温水管道。

8.1.7.6启动过程中监视膨胀情况，发现膨胀异常，应立即停止升温升压，并采取相应措施进行消除。在以下几个工况下全面检查并记录锅炉膨胀值：上水前、上水后、0.3～0.5MPa、1～1.5MPa、锅炉工作压力的50%、锅炉工作压力。

8.1.7.7此期间根据现场实际情况在汽机冲转之前进行蒸汽严密性试验及安全阀整定工作。

8.1.8汽机冲转及发电机并网

8.1.8.1蒸汽参数达到汽机冲转参数，蒸汽品质达到冲转条件时可进行汽机冲转工作。

8.1.8.2汽机冲转过程中锅炉应稳定蒸汽参数。

8.1.8.3汽机稳定3000r/min，进行电气试验。

8.1.8.4电气试验结束，发电机并网带10%额定负荷，运行4小时，发电机解列。

8.1.8.5调整蒸汽参数满足汽机要求，配合汽机做超速试验。

汽机具备升负荷条件后，逐渐增大燃烧率，按照升负荷速率增加负荷。

启动输煤系统及石灰石输送系统，并进行调整工作(详见单项方案)。根据机组负荷变化要求，及时改变给煤量，合理调整风、煤、石灰石的比例，保持炉膛压力，维持燃烧氧量符合要求。

锅炉正常运行中各阶段参数应参照启动曲线调整。

8.2.225%ECR调试：

·对床上和床下燃烧器进行调整，保证燃烧充分，火焰良好；

·输煤系统投入后进行热态调试；

·石灰石输送系统投入后进行热态调试；

·配合热工试投给水自动，给煤自动；

·配合化学专业进行洗硅。

8.2.350%ECR调试：

·油煤混烧工况下的燃烧调整(配风方式、燃油压力)；

·输煤系统进行热态调试(燃煤粒径、给煤出力)；

·石灰石输送系统进行热态调试；

·进行MFT动作试验；

·配合热工试投风烟系统自动；

·配合化学专业进行洗硅。

8.2.475%ECR调试：

·燃烧器风量配比调整；

·吹灰器热态调试，试投吹灰程控；

·配合热工专业试投汽温自动、汽压自动、协调控制等；

·配合化学专业进行洗硅。

8.2.5100%ECR调试：

·燃烧调整(配风方式、过剩空气系统、烟温、汽温调试)；

·蒸汽品质的调整改善；

·燃烧效率的调整(掌握CO、NOX、可燃物值等)；

·负荷变动试验：目标值改变15%ECR，变负荷速率3%ECR/min；

·机组满负荷运行情况检查与测量；

·配合化学专业进行洗硅。

以上调试工作结束，按《甩负荷试验方案》进行50%与100%ECR甩负荷试验。

8.3.1带负荷调试工作全部结束后，进入168小时满负荷试运阶段。

8.3.2进入满负荷试运的条件：

·热工自动投入率大于80％；

·保护装置投入率达到100％；

·主要仪表投入率达到100％；

8.3.3全面检查记录设备运行工况及各项运行参数，168小时试运计时。

8.3.4满负荷时锅炉主要参数控制指标

主汽流量：440±15t/h

主汽压力：13.7±0.3MPa

主汽温度：540.0±℃

再热汽温：540.0±℃

机组完成168小时试运行移交试生产。

8.4锅炉热（温）态启动

根据汽机状态参数（温态和热态）确定锅炉启动方式，锅炉热态启动顺序与冷态基本相同；启动关键是尽早提高主汽和再热汽汽温并提高加负荷的速度。

·在床温小于560℃时，不能直接投煤情况下启动。

·通过一、二次风进行点火前的锅炉吹扫。

·投入床上启动燃烧器。

·其他按照冷态启动方式进行升负荷。

·在床温大于560℃时，可直接投煤情况下启动。

·风机启动后，如果床温大于投煤温度，可以直接投煤，无需炉膛吹扫和投启动燃烧器。

·其他按照冷态启动方式进行升负荷。

8.4.3根据锅炉现有压力情况，合理调整高、低压旁路，打开有关疏水阀并调整炉内燃烧，使参数满足汽机冲转需要。

达到相应的冲转参数时,汽机冲转。

8.4.4发电机并网,带初始负荷。

8.4.5发电机并网后逐渐关闭高低压旁路，并将其转为滑压方式运行。

8.4.6汽机具备升负荷条件后，逐渐增大燃烧率，按照升负荷速率增加负荷。

8.4.7逐渐升负荷至额定负荷。

根据不同的目的和条件分为滑压停炉，定压停炉和紧急停炉。若为使锅炉尽快冷却下来，则可采用滑压停炉；若为正常停炉热备用则可采用定压停炉；若出现MFT条件或有危及设备和人身安全的故障则采取紧急停炉。

8.5.1.1逐渐减小燃料和风量的输入，将负荷降至50％，保持床温稳定。

8.5.1.2降负荷的过程中，保持汽包的上下壁温差小于40℃。

8.5.1.3当床温低于760℃之前，视具体情况可投入床上启动燃烧器，同时继续降低给煤量直到最小值，同时保持炉内任意烟气侧温度测点的变化率小于100/h，以保护炉内的耐磨耐火材料。

8.5.1.4保持石灰石给料处于自动状态，当停止给煤时石灰石输入应停止。

8.5.1.5继续流化床料，以便冷却整个系统，控制启动燃烧器的燃烧率，以保证要求的降温速率，适时可停运电除尘器。

8.5.1.6当床温约450℃时，停运床上启动燃烧器。

8.5.1.7根据需要，使汽包水位调节器处于手动调节，使汽包水位保持正常水位偏上一点，当炉内火熄灭时水位降下降。

8.5.1.8继续向锅炉内通风，当床温达到400℃时，若不需要快速冷却可停运风机。停运风机的顺序：一次风机、二次风机、冷渣器风机、引风机、高压风机（引风机停运30～60秒后停高压风机）。

8.5.2.1锅炉运行中，当出现下列跳闸条件时，发生保护动作（MFT）紧急停炉：

·去布风板一次风流量过低；

·回料阀流化风箱压力过低；

8.5.2.2当发生下列情况之一时应手动MFT紧急停炉：

·汽包满水或看不到水位；

·所有水位计损坏或失灵，无法监视水位；

·水冷壁、省煤器爆管无法维持正常水位；

·过热器、再热器爆管；

·主给水管道、蒸汽管道爆破；

·锅炉压力升到安全阀动作压力而安全阀拒动；

·锅炉尾部烟道发生二次燃烧。

8.5.2.3当MFT发生时Q／GDW 11485-2016标准下载，应引起下列设备动作：

·去布风板一次风量手动；

·石灰石旋转给料阀关；

JJG 162-2019标准下载8.5.2.4紧急停炉后应注意检查

·确认无燃料进入炉膛；

·执行MFT后的吹扫程序