锅炉蒸汽吹管调试措施140402 - 图文

杭州意能电力技术有限公司 神华国华舟山电厂二期4号机组锅炉蒸汽管道吹管技术措施

5.3 高压旁路管道。

5.4 一、二次汽减温水管道（吹管前水冲洗）。 5.5 吹灰系统的管道。 5.6 小机高压进汽管道 6 试验工艺及要点 6.1 吹管方式

采用锅炉自生蒸汽稳压吹管，锅炉燃烧采用油煤混烧或利用微油点火技术)。

6.2 吹管系统的主要特点

6.2.1 在再热器的进口设置有集粒器以收集一次汽系统吹扫出的杂物，以便实现一、二次

汽系统串联吹管。

6.2.2 过热器、再热器出口装设靶板装置，并且在过热器出口串联布置两只临冲门，作为

更换靶板时安全隔离。

6.2.3 排汽口设置消音器，以减少噪声污染。

6.2.4 高旁门不装，采用临时门代替（并装设电动执行机构）。

6.2.5 低压旁路系统不参与蒸汽吹管，在吹管前用堵板将该系统隔离，吹管结束后安排人

工清理低旁管道。

6.2.6 至凝汽器的疏水管断开（主蒸汽管、冷再管、热再管疏水等），接至厂外。 6.2.7 用主汽门和中联门过渡的联接方式，吹管管路经主汽门和中联门，经假阀芯临时导

管接出，可能有部分冷再热蒸汽管道没有参加吹管，需要进行人工清理，并经确认。

6.3 吹管系统流程

6.3.1 一、二次汽串吹系统(详见附录G)

分离器→过热器→主蒸汽管→主汽门→临冲门→靶板→集粒器→冷再管→再热器→热再管→中联门→靶板→排汽管→消声器。

6.3.2 高压旁路系统(详见附录G)

分离器→过热器→主蒸汽管→高压旁路临时门→集粒器→冷再管→再热器→热再管→中联门→靶板→排汽管→消声器。

6.3.3 减温水系统

水冲洗时间安排在化学专业进行炉前管道冲洗期间进行；将两个主汽Ⅰ级减温器和两个主汽Ⅱ级减温器的给水管路从四个减温器前断开，接等径临时管，两两汇合，最后汇成

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一路引至厂房外安全区域排放。两个主汽Ⅰ级减温水调节阀和两个主汽Ⅱ级减温水调节阀先不装，代之以四个等径的临时管；冲洗时流量孔板及减温器前逆止门先不装，用等径临时管替代。减温器给水管断开处应尽量靠近减温器；冲洗用临时管要不小于上游管道管径，以免增加阻力，影响冲洗效果。

在水冲洗结束后、锅炉点火前恢复主汽减温水所有正式系统。

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。冲洗时流量孔板及再热器事故喷水调节门及减温器前逆止门先不装，水冲洗时间安排汽机专业汽泵试转期间进行。冲洗合格标准为排水透明清澈。

6.3.3.1 一次汽减温水管道

给泵出口给水管道→减温水管道→减温水一次隔绝门→减温水二次隔绝门→减温器前断口→临时排水管。

6.3.3.2 二次汽减温水管道

给泵中间抽头减温水管道→减温水一次隔绝门→减温水二次隔绝门→减温器前断口→临时排水管。

6.3.4 吹灰系统

炉本体吹灰系统采用自生蒸汽吹扫。

吹管时孔板流量计、调门不装，用短管短接，排放口在各吹灰器的蒸汽进口法兰处断开排放。每次冲洗一至两层吹灰器，如果蒸汽流量足够，可以同时冲洗两至三层吹灰器进口管路。

吹灰系统吹扫在蒸汽吹管后期进行。

6.3.5 小机蒸汽系统（见系统图）

分离器→过热器→主蒸汽管→临冲门→集粒器→再热器冷段→小机高压蒸汽管→小机临冲门→靶板→排汽管→消声器

6.4 吹管主要工作程序

6.4.1 启动闭式水系统、循环水系统、开式水系统 6.4.2 启动凝结水泵给除氧器上水

6.4.3 投入除氧器加热，投入轴封系统，凝汽器拉真空 6.4.4 启动汽动给水泵

6.4.5 投运脱硫系统，具备通烟气条件。

6.4.6 启动空气预热器、引风机、送风机、火检冷却风机，投入相关表计。

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6.4.7 给水泵运行，并循环加热至50℃以上(指除氧器位置)，尽量可以高一点。并向高加

系统注水直至锅炉给水截止阀，进行冲洗，用给水截止阀处的疏水管排水，直至达到合适的铁离子含量。

6.4.8 锅炉进水，开始向锅炉上水，初期应打开所有锅炉侧所有空气门、关闭放水门，打

开贮水箱溢流阀，水排到疏水扩容器，进行开式清洗。锅炉见水后，试投锅炉侧水位计。

6.4.9 分离器水位计投入可靠后，通过控制贮水箱溢流阀，保持储水罐水位在正常范围内。

根据现场经验调整给水流量，进行锅炉系统水冲洗。循环冲洗至水质合格，同时可冲洗过热器和再热器减温水至合格。冷态冲洗水质合格标准为：启动分离器出水含铁量＜200μg/L。

6.4.10 提前24小时投入电除尘的振打、绝缘子加热、灰斗加热，灰渣系统在备用状态。 6.4.11 首次锅炉进水前、后及分离器压力每升高1MPa各检查锅炉膨胀一次。

6.4.12 按运行规程启动空气预热器，引、送风机，调整好风量及炉膛负压，投入炉膛负

压自动。

6.4.13 投入炉膛烟温探针

6.4.14 调整好二次风量及炉膛负压，进行锅炉炉膛吹扫；

6.4.15 炉膛吹扫完成后，MFT复位；在燃油泄漏试验成功之后，打开供油速断阀、回油阀，

调整好燃油压力，油压自动调节投入，建立炉前油循环；

6.4.16 具备点火条件后，锅炉点火；首支油枪点火成功后，进行每支油枪的试点火及燃

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；

6.4.17 点火初期在保证雾化、燃烧良好的前提下，应时常切换油枪，使炉膛热负荷均匀，

升温、升压速率符合要求：升温速率不应超过2.5℃/min。

6.4.18 在适当的时间启动一次风机，A、B磨煤机通风，调整磨出口温度至满足启磨条件； 6.4.19 第一阶段稳压吹管。

6.4.19.1 锅炉点火升压阶段，临冲门在全开位置。点火后投入空预器吹灰；投入第一套制

粉系统后投入电除尘第一电场。

6.4.19.2 启动分离器出口蒸汽温度达到190℃左右时，停止升温升压，进行热态冲洗。热

态冲洗水质合格标准为：启动分离器出水含铁量＜100μg/L。

6.4.19.3 分离器压力0.2MPa关锅炉放空气门，分离器压力0.5MPa关锅炉过热器疏水。 6.4.19.4 当分离器压力至(1.0～1.5)MPa左右，进行第一次试吹管，控制燃烧率维持分离

器压力稳定15min以上，同时检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况。

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6.4.19.5 分离器压力达到1MPa左右，关汽机侧主蒸汽管、冷再管疏水，关锅炉再热器疏

水。

6.4.19.6 投入第二套制粉系统，维持分离器压力(2.5～3.0)MPa左右并稳定15min以上，

进行第二次试吹管，视汽温情况决定投用一、二级减温水，控制过热器出口汽温在400℃以内，同时检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况。投入第二套制粉系统后投入电除尘第二电场。

6.4.19.7 分离器压力达到2MPa左右，关汽机侧热再管道疏水。

6.4.19.8 一切正常后，继续增加燃料(投入第三套制粉系统)，用燃烧器摆角和减温水控制

主蒸汽和再热蒸汽温度。投入第三套制粉系统后投入电除尘第三、四电场。

6.4.19.9 维持分离器压力(3.5～4.5)MPa左右并稳定15min以上，进行第三次试吹管，同

时检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况。

6.4.19.10 一切正常后，继续增加燃料。

6.4.19.11 当锅炉蒸发量达到30%BMCR左右时，逐渐增加煤量，控制水煤比在8左右，及

时调整水冷壁温度、分离器出口过热度正常，直至锅炉转入直流状态运行；

6.4.19.12 当分离器出口压力至(4.5～5.5)MPa，主蒸汽温度在420℃左右，再热器入口在

420℃以内，再热器出口在500℃左右，过热器、再热器各段吹管系数K值均大于1.0时进行第一阶段正式的稳压吹管，维持分离器出口压力15min以上。

6.4.19.13 当除盐水不足或有其它设备缺陷发生时，逐渐减少燃料量，降低锅炉蒸发量，

蒸发量接近锅炉本生流量时，分离器水位见水，锅炉转入湿态运行；

6.4.19.14 继续减少燃料量，维持合理的降压速度，降温速率不应超过2.5℃/min，逐渐

关闭吹管临时门，停炉，此过程完成一次完整的稳压吹管过程。

6.4.19.15 停炉时间大于12小时，检查管道（包括临时管道）支吊架情况，检查锅炉膨胀，

并清理集粒器。

6.4.19.16 系统补水后再次启动，升温升压至吹管参数后再次开始稳压吹管，然后停炉。 6.4.19.17 几次稳压吹管以后，如靶板基本合格，则第一阶段稳压吹管结束。 6.4.20 第二阶段稳压吹管。

6.4.20.1 停炉冷却12h以上，并清理集粒器后，再次点火，升温升压至过热器进口压力

4.0MPa左右进行高压旁路吹管，每次5min，进行三次。

6.4.20.2 高旁吹扫完成后，升温升压至稳压吹管参数后继续吹管。 6.4.20.3 当连续两次稳压吹管的靶板合格后，吹管结束。

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