1、NG240 98M1锅炉整套启动调试方案南发电厂260MW机组锅炉整套启动调试方案电力科学研究院签字页会签： 批准： 审核： 编制： 1 目的锅炉安装结束经分部调试之后，就要进行锅炉机组所有设备整套启动试运行，它是锅炉进入稳定生产运行前的必须步骤。通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行考核，检验其设计性能、安装质量是否达到国家规定的标准，同时对设计、安装中的欠妥之处及存在的问题进行修改和处理，使机组安全、经济、稳定、高质量地移交生产运行。2 依据2.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）2.2 火电工程启动调试工作规定2.3 火电机组达标投产考核标准（2001年版）
2、2.4 电厂建设施工及验收技术规范锅炉篇（1996年版）2.5 火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）2.6 火电施工质量检验及评定标准锅炉篇（1996年版）2.7 电站锅炉性能试验规程2.8 锅炉制造厂家提供的系统设备图纸、设备说明书、计算数据汇总表2.9 锅炉系统其它制造商及设计单位提供的系统图纸及设备资料3 锅炉系统简介3.1锅炉概况内蒙古汇能集团蒙南发电厂#1锅炉是杭州锅炉集团有限公司制造的NG-240/9.8-M1型自然循环固态排渣煤粉炉。锅炉采用直流煤粉燃烧器,燃烧器四角切向布置，切圆直径600mm。制粉系统采用筒式钢球磨煤机、中间储仓式乏气送粉系统。设计燃用蒙南烟煤。
3、每组燃烧器有6层二次风喷口和3层一次风喷口,一、二次风交错布置。燃烧器中下层一次风采用水平浓淡式煤粉燃烧器，1、3角下层一次风喷口内装有等离子点火装置。燃烧器设置一层油点火燃烧装置。顶层二次风喷口方向反切，一次风喷口布置有侧边风。蒸发受热面为膜式水冷壁，炉膛出口处布置屏式过热器，水平烟道布置高温段、低温段过热器，水平烟道及转向室周围布置包墙管过热器，竖井烟道中交错布置了两级省煤器和两级空气预热器。过热蒸汽温度采用二级减温调节，炉底除渣采用刮板捞渣机,电除尘器采用气力输灰系统。3.2 锅炉主要技术规范锅炉蒸发量： 240t/h饱和蒸汽压力： 11.28 MPa主汽压力： 9.8MPa主汽温度：
4、540 给水温度： 229热风温度： 316排烟温度： 135排烟热损失: 6.24%化学未完全燃烧热损失 0机械未完全燃烧热损失 1.5%散热损失 0.55%+0.25%锅炉热效率： 91.5%3.2.1 煤质分析序号项目符号单位设计煤种校核煤种1收到基水份Mt%15.5215.5223收到基灰份Aar%10124收到基碳Car%57.8555.855收到基硫Star%0.320.326收到基氢Har%3.913.917收到基氧Oar%11.5411.948收到基氮Nar%0.860.969干燥无灰基挥发份Vdaf%33.8133.8110收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg217702
5、093411可磨系数HGI626212煤粉细度R90%18-2213灰熔点变形温度DTC1160软化温度STC1190融化温度FTC12103.2.2 燃烧及制粉系统性能计算汇总表（额定工况）序号项目符号单位设计煤种1锅炉燃煤量Bt/h29.982锅炉计算燃煤量Bjt/h29.533理论空气量V0Nm3/kg5.80544二次风温度3165一次风温度606一次风份额327二次风份额608锅炉排烟温度tpy1359炉膛漏风系数Rlf0.0510炉膛出口过量空气系数1.211磨煤机出力Bmt/h2212煤粉细度R90182213磨进口干燥剂温度T130014磨煤机出口风温Tm607515164、质
6、量控制点当满足下列要求时，才能最终确认机组进入72+24小时试运：4.1机组带满负荷。4.2锅炉断油。4.3制粉系统各故障消除，能安全稳定运行。4.4投入高加运行。4.5投电除尘器4.6热工各种自动、保护能正常稳定投入，自动投入率符合要求。4.7汽水品质合格。4.8在整个锅炉调试过程中发现的主要设备问题，都得到了处理。5、整套启动应具备的条件5.1锅炉启动前，下述主要试验项目均已结束,临时系统已全部拆除，正式系统已恢复；5.1.1 热力系统化学清洗结束并符合要求；5.1.2 锅炉及制粉系统冷态通风试验结束，风量测量装置标定完毕，一次风管道动压测量装置安装并标定完毕；5.1.3热力系统蒸汽吹管结
7、束并确认合格；5.1.4 炉前燃油系统吹扫干净及油循环畅通；5.1.5 炉本体、主要汽水系统经过工作压力下的水压试验，并试验合格。5.2锅炉汽包、过热器、再热器安全阀校验完毕，并符合要求。锅炉蒸汽吹管、蒸汽严密性试验及安全门调整中发现的问题、 缺陷，均已处理完毕，需要改进的项目也已施工完毕，并经验收合格。5.3输煤系统全部安装调试完毕，并经分部试运和联合试运验收合格，碎煤机、木块分离器、磁铁分离器能正常投入运行，具备向锅炉连续上煤的条件。5.4锅炉吹灰蒸汽系统吹扫完毕，系统恢复，所有吹灰器全部经冷态调整试验合格，吹灰程控调试好，能够投入运行，吹灰蒸汽减压阀冷态调试完毕。5.5除灰、除渣系统全部
8、安装完毕，设备分部试运完毕：5.6电除尘器安装调试完毕，各灰斗内部清理无杂物。5.7制粉系统全部安装完毕，并已做好相应的准备工作。5.8锅炉所有的电动门、气动门、调整门、风烟挡板，安装调试完毕，就地指示与集控室指示开度相符，能在集控室远方操作，统一编号并挂有标示牌。5.9热控应具备的条件：5.9.1锅炉及其辅助系统设计的所有就地仪表、操作台表盘上仪表全部安装调校完毕，达到投入条件；5.9.2锅炉所有的联锁保护回路安装完毕，经过静态试验，所有的联锁保护、报警定值按要求整定好，声光报警系统安装完毕；5.9.3计算机监控系统全部调整试验完毕；5.9.4炉膛火焰电视装置调整试验完毕，其风冷系统调试完毕
9、。5.10锅炉水位电视装置调试完毕，指示清晰可靠。5.11确认下列系统安装、调试、验收完毕，并能投入运行：5.11.1锅炉烟风系统挡板；5.11.2锅炉汽水系统阀门；5.11.3锅炉制粉系统；5.11.4高低压给水及除氧器系统；5.11.5燃油系统；5.11.6仪表用及工业用压缩空气系统；5.11.7加药、取样、连排系统；5.11.8疏水及定排扩容器系统；5.11.9减温水系统；5.11.10火焰检测冷却风系统；5.11.11化学水系统；5.11.12供水、排水及消防水系统；5.12工作现场的照明设备齐全，亮度充足，事故照明安全可靠。5.13消防、通讯设备齐全。对于主要辅机、电气设备、燃油系统
10、及易发生火灾的地方，应备有足够合格的消防器材。5.14现场道路畅通，楼梯平台完整，地面平整，沟盖板盖好。现场施工用的脚手架全部拆除，各看火孔、人孔门、检查门均已关闭，防爆门完整。5.15准备足够的试运用燃油、燃煤。煤质符合设计要求，并有成份分析报告。5.16生产准备工作就绪，运行人员经培训考试合格并已配齐上岗。应配备齐全运行所需的记录表格、运行日志、规程制度、系统图等。5.17施工单位应组织好检修班子，并准备好检修用的材料、工具等。5.18集中空调系统经调试完毕并已投入使用。6、在整套启动期间完成以下调试工作： 6.1疏水、排污、汽水取样系统调试6.2吹灰系统热态调试6.3安全阀校验及蒸汽严密
11、性试验6.4制粉系统热态调试燃烧调整试验6.5锅炉断油试验6.6带负荷运行与满负荷运行试验（a） 进行燃烧调整，控制蒸汽参数和汽水品质（b） 配合热工投入自动调节系统（c） 断油进行满负荷试验6.7变负荷试验6.8 MFT动作试验69SCS试验6.10配合化学专业进行洗硅运行，控制汽水品质（参见化学专业相关调试方案）6.11配合汽轮机和电气专业进行汽轮机试转和试验（参见汽轮机和电气专业相关调试方案）6.12进行72+24h连续试运行7、组织分工为确保锅炉整套启动调试期间人员和设备的安全，顺利完成启动工作，启动调试期间的所有工作由试运指挥部统一指挥，由整套启动领导小组负责组织，由调试专业组负责实
12、施。各单位参加人员名单、联系电话在调试前公布于现场。具体分工如下： 监理公司： 对整套启动调试全过程进行监督； 负责对整套启动调试方案的审批； 参加整套启动调试前后检查、验收、评定工作。 蒙南发电厂： 负责系统、设备试验、启动和运行的操作，及系统、设备巡查，和相关参数的记录工作； 对整套启动调试全过程进行监督； 负责对整套启动调试方案的审批； 负责组织整套启动调试前后检查、验收、评定工作； 负责保障工作所需的合格水源、电源、辅助蒸汽、压缩空气等的供给。 电建公司 负责整套启动调试过程中系统、设备的维护、消缺工作； 负责现场安全保卫、消防救护和对隔离区的监管看护工作； 参加整套启动调试前后检查、
13、验收、评定工作。 电力科学研究院： 负责编制整套启动调试方案； 负责提供临时系统和设备的技术要求，进行安装后确认； 负责整套启动调试工作的指挥； 参加整套启动调试前后检查、验收、评定工作； 负责整套启动调试工作的总结和试验报告的编写。8、启动前检查项目8.1 锅炉启动前的检查8.1.1全面检查锅炉本体、烟风系统，确认内部无人、无杂物后封住各人孔门、检查门； 8.1.2 检查汽包就地水位计，标示清晰准确，水位计及水位监视电视应投入运行，控制室内表计指示与就地指示一致；8.1.3全面检查锅炉膨胀系统和膨胀指示器，膨胀间隙应与设计值相符，膨胀指示器指示值冷态下应调整到零位，并进行记录；8.1.4锅炉
14、的吊杆和支架应符合要求，弹簧吊架的固定销应拆除；8.1.5 所有吹灰器都已退出，且处备用状态；8.1.6风、烟系统、汽水系统、疏放水系统、制粉系统的所有电动门、电动挡板送电，气动挡板、阀门仪用气源合格，并经操作试验合格；8.1.7对所有转动机械进行全面检查，地脚螺丝应牢固，油箱油位应正常，工业冷却水应处于投运状态；8.1.8上水系统处于备用状态，疏水、排污及排空气系统门应处于上水前状态；8.1.9锅炉安全阀检查处于投运状态，附近无妨碍其动作的杂物；8.1.10炉膛火焰监视电视及其风冷系统应处于正常投入状态。炉膛出口烟温计应处备用状态；8.1.11投入炉前燃油系统；8.1.12控制室各种仪表、指
15、示校验合格，显示清晰准确，计算机应能工作正常，CRT显示与实际设备状态相同；8.1.13炉水加药系统备用，水汽取样装置齐全，冷却水能满足要求；8.1.14电除尘和除灰系统正常；8.1.15刮板捞渣机应处于备用状态，关断门操作灵活，炉低水封建立；8.1.16锅炉输煤和储煤系统正常；8.1.17全面检查制粉系统；82整套启动前的试验8.2.1水位保护试验；8.2.2炉膛超压保护模拟试验；8.2.3灭火保护模拟试验；8.2.4程控点火静态试验；8.2.5转动机械拉合闸及事故按钮试验。8.2.6送、引风机、排粉机联锁保护试验；8.2.7制粉系统联锁保护试验；8.2.8锅炉工作压力下的水压试验。8.3下
16、列各项保护应投入：8.3.1 水位保护；8.3.2 炉膛超压保护；8.3.3 灭火保护；8.3.4 送、引风机排粉机及磨煤机联锁保护；8.3.5制粉系统联锁保护。9、锅炉上水及换水9.1锅炉上水应以上除氧器的水为宜，可经D50给水旁路向锅炉上水,上水温度与汽包壁温最大差值不应大于50；9.2 锅炉上水时，应打开锅炉排气阀，并应控制上水缓慢进行；9.3上水时间一般为：夏季不小于2小时，冬季不小于4小时；9.4 汽包中心线下180mm为汽包“0”水位,点火前锅炉上水时应上到正常水位下100mm处，并校对汽包水位计，记录进水前、后锅炉膨胀指示一次。9.5 锅炉换水9.5.1 点火前换水由于启动调试阶
17、段锅炉蒸汽吹管后至整套启动时间较长，因此一般都得采取换水清洗，锅炉上水结束后，通知化学人员对炉水品质进行取样分析，如不合格应进行换水。 使锅炉尽快达到水质要求的有效方法是投入水冷壁下联箱蒸汽加热，加快水冷壁内水的运动，此时应注意控制水位，必要时打开事故放水门。这样连续蒸汽推动若干时间后，锅炉进行放水，放水结束后锅炉再继续进水，此时应提高进水温度，再进行连续冲洗，直至水质合格。9.5.2 热态排污由于锅炉点火后，铁离子又会升高，水质又将变差，因此锅炉需在不同升压阶段都应加强各个循环回路的排污，并应利用停炉机会进行整炉放水，这对使机组系统水质尽快合格都是有利的。10、锅炉机组的启动10.1机组启动
18、注意事项：10.1.1 锅炉机组运行可参照电厂颁布的锅炉运行规程，由运行人员操作执行。冷态启炉一般采用滑参数启动，本方案按滑参数启动编写； 10.1.2 锅炉上水水温应符合制造厂规定的温度标准要求，上水水质应符合部颁启动水质标准要求；10.1.3 锅炉点火前应投入邻炉加热，至汽包平均壁温达到100左右；10.1.4 准备锅炉点火应提前投入电除尘器的加热和振打装置；10.1.5 锅炉启动点火前，要启动引送风机对炉膛和烟道进行吹扫，吹扫风量为3040%额定通风量，通风5分钟，并维持炉膛负压在-50-100Pa；10.1.6 锅炉油枪点火后，升温升压速度(按锅炉运行规程)应缓慢，检查各处膨胀位移情况
19、；10.1.7尽量保证同层燃烧器或对角燃烧器运行，注意两侧烟温偏差；10.1.8锅炉启动过程中的汽、水质量标准应符合DL/T561-1995火力发电厂汽水化学监督导则的规定，启动初期加强排污，定期进行汽水品质监视，且应有足够的低负荷洗硅时间（具体措施按化学专业的洗硅方案执行）。汽水品质不合格，不许机组带大负荷；10.1.9 燃烧器投入应按从下至上的顺序投入；10.1.10 在锅炉升压过程中，控制汽包上下壁温差不大于40；10.1.11启动初期应随时对炉本体及辅助设备、系统进行定期检查，做好试运记录，发现异常问题及时处理。10.2锅炉点火10.2.1启动一台交流火检冷却风机，确认冷却风压足够，投
20、入备用直流火检风机联锁开关。10.2.2启动一组引风机，送风机，投入联锁及保护，维持炉膛压力在-50-100Pa之间。10.2.3投入炉膛温度探针和炉膛火焰电视。10.3 提前投入投入静电除尘器各加热器和振打装置；10.3.1锅炉投粉断油后，投入电除尘器；10.3.2对电除尘器下仓泵及灰管进行一次吹管运行，去除残灰和杂物；10.3.3根据灰斗料位情况和锅炉运行情况，程控启动电除尘器除灰仓泵进行除灰运行；10.3.4灰库储灰后，应定期投入气化加热装置，以保温防潮，防止结露。10.4投入除渣系统；11、锅炉点火11.1 检查炉膛吹扫条件满足后，对炉膛烟道进行吹扫，吹扫风量为额定风量的30%，通风5
21、分钟，吹扫结束后维持炉膛负压20-40Pa,检查点火条件是否满足；11.2 点火条件允许后，进行点火。点火前应注意调整燃油压力及吹扫空气参数；11.3 点火时先投下层对角油枪，后投上层，先投对角后投全层。每次投油枪时都要观察炉内着火情况，通过调节油压、风门开度等手段使油枪保持雾化良好、燃烧稳定，严禁油枪雾化不良或漏油运行，经调整后油枪仍燃烧不良应停止其运行；11.4注意汽包水位的控制，尽量维持“0”水位；11.5在锅炉未连续进水之前应开启省煤器再循环。12、升温升压12.1当压力升到0.150.2MPa时，关闭炉顶各空气门。定期排污一次。12.2当压力升到0.30.5MPa时：关闭过热器系统各
22、疏水门,冲洗并校对汽包水位计，通知热工冲洗仪表管路；通知安装人员热紧螺栓一次；通知化学人员化验水质。12.3当压力升到1.0MPa时，冲洗并校对汽包水位计，就地检查燃烧情况,保持燃烧良好。12.4在升压过程中，检查锅炉膨胀情况，记录各膨胀指示器的指示值，若有异常，应查找原因，消除后才可继续升压，在下列压力时，应对膨胀系统及指示器进行检查并作好记录：0.2MPa、0.49MPa、0.98MPa、1.96MPa、3.92MPa、5.88MPa、9.81MPa。12.5通知化学进行炉水品质的监视和分析，如超标应采取相应的措施。12.6锅炉升温升压应参照锅炉厂提供的“冷态启动曲线”进行，可按下列程序表
23、进行控制：序号压力时间累计时间饱和温度(MPa)(分)(分)100.0130308010220.010.1306010212030.10.2208012013340.20.393011013315150.390.984015015118360. 981.472517518320071.472.944021520023582.944.412524023525894.416.8730270258285106.878.8315285285303118.839.811530030331012.7升温升压过程中应注意控制汽包上、下壁温差应小于40，否则应减慢升温升压速度、适当增大排汽量、进行下联箱放水。
24、12.8升温升压过程中,视汽包水位情况适时向锅炉供水。锅炉进水应用给水启动旁路进行,进水时省煤器再循环门关闭,停止进水时开启。12.9应注意观察油枪雾化与燃烧情况，发现问题及时处理。12.10在升压过程中，应注意屏式过热器、对流过热器的管壁温度及蒸汽温度不得超过规定值。12.11 汽机冲转12.11.1当主蒸汽温度、压力达到冲转参数时，联系汽机进行冲转，并调整好锅炉燃烧。12.11.2在汽机冲转过程中，应根据锅炉温度、压力变化情况调整燃油压力、油枪的数量和高低压旁路的开度，确保冲转参数的稳定。12.11.3汽机冲转完成后，应使锅炉参数适应汽机试验要求，联系汽机关小主汽门前疏水。12.11.4锅
25、炉开始供汽后，根据汽温的上升情况投入减温器。12.11.5汽机定速3000转/分以后，配合电气进行电气试验工作。13、机组并网带负荷13.1按汽机需要进行升负荷、暖机工作，逐步投入全部油枪，汽温、汽压按启动曲线提升。13.2视锅炉运行情况，启动另一组引、送风机、排粉机，总联锁投入相应位置。13.3当热风温度达到200以上时，准备启动制粉系统。粉仓粉位达到一定高度时可以进行投粉。13.4 投粉过程中，应密切注意煤粉着火情况，并对燃烧系统有关风门进行全面的调整，以保证煤粉气流燃烧稳定。13.5当负荷进一步升高到50%以上，而制粉系统可正常运行时，可以逐渐减小燃油量，并退出部分油枪，逐渐增加投粉量，
26、并做好制粉系统及燃烧系统调整。13.6为防止空气预热器受热面低温腐蚀，应根据实际情况投入热风再循环；13.7当机组负荷上升到额定负荷的60左右时，视燃烧情况，可以断油运行，退出剩余油枪，并投入电气除尘器。13.8当断油后应进行：全面的制粉系统和二次风门调整；对锅炉进行全面吹灰工作。13.9联系热工投入有关锅炉自动装置，并进行自动切换试验，观察自动装置稳定与可靠性。13.10在上述过程中，保护装置应始终处于投入状态。13.11在上述过程中，经启动委员会批准，可按有关规程进行机组甩负荷试验、MFT动作试验，或根据实际需要停机停炉检修。14运行调整14.1负荷调整14.1.1 机组进入正常运行后，负
27、荷变化不大时，可通过调整给粉机出力来实现，调整幅度不宜过大，尽量使同层给粉量一致，当负荷变化较大通过调整给粉量已不能满足时，可通过投、停对角给粉机来实现，不要全层同时投、停。注意不要过调，风、粉应协调配合，防止燃烧不稳造成灭火；14.1.2 如果机组减负荷，要切除给粉机时，应视汽温状况来决定切除上层还是下层的给粉机，同层以切除对角给粉机为宜。继续减负荷，以同样的方法来停另一层给粉机，应尽可能保持相邻层的煤粉喷嘴运行；14.1.4 如果机组增加负荷，已运行的煤层给粉机转速均超过50%时，可再投一层煤粉喷嘴，且以投入相邻层的煤粉喷嘴为宜；14.1.6 在负荷变化过程中，应注意汽温、汽压、水位、汽包
28、壁温差以及给粉机转速和一次风压的变化。14.2燃烧调整：14.2.2 要注意监视炉膛负压和氧量，及时调整送、引风量，维持炉膛出口压力在-20-50Pa范围内、氧量保持4%6%；14.2.4 锅炉负荷变化时，及时调整粉量和风量，以保证汽温、汽压稳定。加负荷时先加风量后加给粉量，减负荷时先减给粉量后减风量；14.2.7 正常运行时，保持炉膛内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜，不贴墙，应具有良好的充满度，否则应及时调整二次风开度；14.2.8 正常运行时，投入燃烧器为一层或对角，不能缺角运行。负荷变化不大时，给粉机调整幅度不宜过大，尽量使同层给粉量一致，当负荷变化较大时，可通过投、停对角给粉
29、机来实现，不要全层同时投、停。注意不要过调，风煤应协调配合，防止燃烧不稳造成灭火；14.2.11 在低负荷时，尽量少投煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度，避免煤粉燃烧器脱层运行；14.2.12 在大负荷时，应将最大数量的煤粉燃烧器投入运行，合理分配各燃烧器负荷，以均衡炉膛热负荷，减少热偏差。运行中加强锅炉吹灰，并定期检查受热面积灰和结渣情况，发现结渣，及时采取措施；14.2.13 应提前确知炉前燃料的种类和主要成分、发热量和灰熔点，若发现与设计不同应及时进行调整。14.3汽压调整14.3.2 主汽压力的调整，可通过增减燃料量等方法进行，不允许用不利于燃烧稳定的方式进行调整，在非事故情况下，禁止使用安全门和对空排汽等手段降压；14.3.3 若汽压达到安全阀动作值而安全阀拒动并且压力继续升高时，应采取切除部分燃烧器、开启对空排汽等措施进行排汽降压；14.3.4在锅炉正常运行时，主汽压力应投入自动控制，在自动与手动
