锅炉蒸汽吹管调试措施140402 - 图文

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杭州意能电力技术有限公司

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神华国华舟山电厂二期4号机“上大压小”扩建工程

锅炉蒸汽管道吹管技术措施

二O一四年二月

神华国华舟山电厂二期4号机“上大压小”扩建工程

锅炉蒸汽管道吹管技术措施

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目 录

1 概述 .................................................................................................................................................. 1 2 编制依据和执行标准 ...................................................................................................................... 5 3 试验目的 .......................................................................................................................................... 6 4 试验前必须具备的条件 .................................................................................................................. 6 5 试验范围 .......................................................................................................................................... 9 6 试验工艺及要点 ............................................................................................................................ 10 7 试验验收标准 ................................................................................................................................ 14 8 安健环控制要点 ............................................................................................................................ 15 9 试验组织机构和分工 .................................................................................................................... 17 附 录 A 调试用仪器、仪表 ................................................... 19 附 录 B 试验条件检查确认表 ................................................. 20 附 录 C 安全技术交底表 ..................................................... 23 附 录 D 调试项目验收签证表 ................................................. 24 附 录 E 分系统单位工程调试质量验收 ......................................... 25 附 录 F 调试危险源辩识控制清单 ............................................. 27 附 录 G 蒸汽吹管系统图 ..................................................... 29 附 录 H 蒸汽吹管补水情况 ................................................... 30

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1 概述

1.1 设备系统概况

神华国华舟山发电厂 二期工程#4机组为超临界350MW机组。锅炉采用上海电气集团股份有限公司生产的350MW 机组超临界变压直流炉，一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式，微油点火、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构，露天岛式布置煤粉炉。 （1）烟风系统概况

烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器为三分仓回转再生式空气预热器。每台炉分别配2台动页可调轴流式一次风机、送风机、引风机。 （2）制粉系统

本工程采用中速磨煤机正压直吹冷一次风机制粉系统，每台锅炉配5台中速磨，其中一台备用。每台磨煤机引出4根煤粉管道连接到锅炉同一层的四个燃烧器。磨煤机密封系统采用每台炉配两台离心式密封风机，其中一台运行一台备用。 （3）点火系统

锅炉采用#0轻柴油点火及助燃，二级点火方式：高能点火枪点燃轻柴油，轻柴油再点燃煤粉。锅炉共设12只机械雾化油枪，以适应不同运行工况的需要。该油枪可用来暖炉、升压、引燃和稳燃相邻煤粉喷嘴，每只油枪配有自身的高能点火器。同时，本工程锅炉在A层还装配了微油点火装置，也可以直接点燃煤粉，节省燃油。 （4）锅炉启动及疏放水系统

锅炉启动系统采用容量为30%BMCR的启动系统，启动系统包括汽水分离器、贮水箱、大气扩容器、水箱、排汽管、疏水回收泵、管道及水位控制阀等。

启动分离器贮水箱疏水接入疏水扩容器，系统容量设计满足锅炉正常启停。经疏水扩容器扩容减压后，疏水经疏水泵排入凝汽器、或机组排水槽。在冷态、热态水冲洗时，分离器排水水质合格时，经泵回收至凝汽器，水质不合格时，排至机组排水槽。 （5）输煤系统

输煤系统采用程控方式，煤场设一台堆料出力2000t/h，取料出力800t/h，悬臂38m的悬臂斗轮堆取料机。卸煤系统皮带机B=1400mm，V＝3.15m/s，Qmax=2000t/h，均为单路布

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置。上煤系统皮带机B=1000mm，V＝2.5m/s，Q=800t/h，双路布置，正常情况下为一路运行一路备用，具备同时运行的条件。 （6）除灰、渣系统

本工程采用灰渣分除、粗细分排的方式，灰渣系统采用单元制设置。

炉底配置一台克莱德贝尔格曼DRYCON（德国）公司生产的履带式干渣机，接口由锅炉水冷壁下联箱梳型板连接件开始到渣仓下部卸渣装置出口的低渣冷却、输送和贮存等，整个系统包括渣井（含机械密封）、格栅、液压关断门、干式排渣机、碎渣机、渣仓，直到干式卸渣系统出口等设备，本锅炉除灰渣系统设计为灰渣分除系统。

磨煤机排出的石子煤经石子煤收集斗储存、定期排放至人力手推车，由人工将石子煤收集至厂区石子煤收集区，然后通过轮式装载机将石子煤转运至石子煤运输自卸汽车后外运。石子煤收集斗的前后气动排料门由磨机厂配供。

省煤器和电除尘器灰采用正压浓相气力输送系统，本台锅炉除灰系统为一个独立的输送单元。每台炉设二根输送灰管，粗细灰管各设一根，粗灰管用于输送电除尘器第一电场和省煤器的飞灰；细灰管用于输送第二、三、四电场的飞灰。第五电场为旋转电除尘并在脱硫后增加湿式电除尘器。飞灰控制系统亦采用程控方式。通过飞灰程控室内的可编程序控制器自动程控或手动远方控制，以实现对整个系统的监控。就地启动方式在就地控制箱实现。三种控制方式可以任意切换。 （7）主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统

主蒸汽及高温再热蒸汽系统采用单元制系统，2－1－2 配置，主蒸汽管道和热再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，自炉前合并1 根后引至汽轮机前，然后再分成2 根管，分别接入高压缸和中压缸左右侧主汽关断阀和再热关断阀。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以选择合适的管道规格，节省管道投资。

为了满足机组的调峰运行要求，并改善机组起动性能，在主蒸汽及再热蒸汽管道上接有二级串联汽轮机旁路系统。旁路系统容量为锅炉最大连续蒸发量的40%。 （8）辅助蒸汽系统

本期工程设一辅助蒸汽联箱，联箱上装有安全阀，其蒸汽工作参数为0.588～0.98MPa，316～330℃，主要向本机的各辅助蒸汽用户供汽。

当机组启动时，?辅助蒸汽汽源来自二期工程#3机组的辅助蒸汽母管。当机组负荷升

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到15％左右时，二期来汽切换至本机的冷段再热蒸汽向辅助蒸汽联箱供汽。当机组负荷升至80％左右时，再切换至本机的四段抽汽。机组正常运行时，由本机四段抽汽通过辅助蒸汽联箱向各用汽户供汽。 （9）给水系统

给水系统中设一台100%容量汽动给水泵，正常运行时，低压给水自除氧器给水箱经汽动给水泵前置泵、汽动给水泵、3号高压加热器、2号高压加热器、１号高压加热器和0号高压加热器（外置式过热蒸汽冷却器）至锅炉省煤器入口。

前置泵在其进水管上按水流方向设置一个电动闸阀，一个粗滤网。给水泵出口管道上依次设置止回阀、电动闸阀，在止回阀前引出最小流量再循环管道，并分别单独接至除氧器给水箱。 （10）凝结水系统

凝结水由凝汽器热井经一总管引出，然后分两路至两台全容量凝结水泵（一运一备），合并成一路经中压凝结水精处理设备，轴封冷却器，四台低压加热器至除氧器。

1.2 设备规范及特性参数

（1）锅炉主要技术数据（BMCR工况，摘自锅炉厂提供的资料） 名 称 过热蒸汽流量 过热器出口蒸汽压力 过热器出口蒸汽温度 再热蒸汽流量 再热器进口蒸汽压力 再热器出口蒸汽压力 再热器进口蒸汽温度 再热器出口蒸汽温度 省煤器进口给水温度 锅炉保证效率（LHV） 锅炉不投油最低稳燃负荷 单位 t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃ % BMCR 1146 25.4 571 964 4.75 4.56 327 569 286 94.1 30%BMCR BRL 1091 25.29 571 914 4.50 4.32 322 569 282 30%BMCR （2）煤质参数

本工程设计煤种为活鸡兔煤（烟混煤），校核煤种为乌兰木伦煤（烟混煤）。本工程燃煤厂外运输采用铁海联运方式。

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名 称 及 符 号 全水分 Mt 工 业 分 析 空气干燥基水分 Mad 收到基灰分 Aar 干燥无灰基挥发分 Vdaf 收到基碳 Far 收到基低位发热量 Qnet,ar 哈氏可磨系数 收到基碳 Car 元 素 分 析 灰 熔 融 性 流动温度 FT 二氧化硅 SiO2 三氧化二铝 Al2O3 灰 分 分 析 三氧化二铁 Fe2O3 氧化钙 CaO 氧化镁 MgO 三氧化硫 SO3 氧化钠 Na2O 氧化钾 K2O 二氧化钛 Ti2O （3）油质参数 油种：#0轻柴油 粘度（20℃时）：

单位 % % % % % MJ/kg HGI % % % % % ℃ ℃ ℃ 设计煤种 校核煤种 14.33 7.09 12.80 35.96 61.10 22.00 57 59.12 3.56 9.15 0.64 0.41 1110 1120 1140 12.62 6.88 19.41 35.33 55.07 20.07 64 54.06 3.25 9.38 0.71 0.58 1250 1260 1280 收到基氢 Har 收到基氧 Oar 收到基氮 Nar 收到基全硫 Sar 变形温度 DT 软化温度 ST % % % % % % % % % 55.52 17.77 8.86 7.77 1.15 3.73 1.30 2.31 1.02 49.31 30.94 7.26 4.84 0.59 2.88 0.93 1.32 1.30 1.2~1.67oE

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凝固点： 闭口闪点： 机械杂质： 含硫量： 水份： 灰份： 比重：

不高于0℃ 不低于55℃ 无

不大于0.5%

痕迹 不大于0.01% 817 kg/m3

41031——41870 kJ/kg

低位发热值Qnet,ar

2 编制依据和执行标准

2.1. DL 612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程 2.2. DL 647-2004 电站锅炉压力容器检验规程 2.3. DL 5000-2000 火力发电厂设计技术规程

2.4. DL 5009.1-2002 电力建设安全工作规程 第1部分：火力发电厂 2.5. DL/T 435-2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程 2.6. DL/T 852-2004 锅炉启动调试导则

2.7. DL/T 889-2004 电力基本建设热力设备化学监督导则 2.8. DL/T 956-2005 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则 2.9. DL/T 5190.2-2012 电力建设施工技术规范 第2部分：锅炉机组 2.10. DL/T 5437-2009 火力发电建设工程启动试运及验收规程 2.11. DL/T 1269-2013火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则

2.12. DL/T 5295-2013火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程 2.13. 安全生产工作规定 国家电力公司 国电办[2000]3号

2.14. 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 国家电力公司 国电发[2000]589

号

2.15. 电力建设安全健康与环境管理工作规定 国家电力公司[2002]49号 2.16. 《工程建设标准强制性条文（2011年版）》(电力工程部分) 2.17. 制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书 2.18. DL/T 5277-2012 火电工程达标投产验收规范

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2.19. 浙江电力设计院的设计资料 2.20. 工程调试大纲

2.21. 国华电力公司《GHDJ-09-01(M)火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程

实施管理规定》

2.22. 国华电力公司《GHDJ-09-02(M)火力发电厂启动调试深度管理规定》 2.23. 国华电力公司《国华蒸汽吹管导则》

3 试验目的

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。

4 试验前必须具备的条件 4.1 设备及系统条件

4.1.1 吹管范围内的土建工程已具备条件。

4.1.2 锅炉风烟系统辅机分系统试转经验收合格、冷态通风试验结束，系统具备正常投用

条件。

4.1.3 化学清洗工作结束，并经验收合格，系统已恢复正常。

4.1.4 至少相邻的三层制粉系统（A、B、C、）分系统试转经验收合格，具备投用条件。 4.1.5 磨煤机灭火系统具备投运条件。

4.1.6 锅炉启动系统 经验收合格，具备投用条件。

4.1.7 燃油系统及微油系统(包括暖风器)分系统试转经验收合格，具备投用条件。 4.1.8 锅炉输煤、除灰(含灰库)、除渣、石子煤等系统均已调试完成，联锁保护全部校验

合格，具备投用条件。

4.1.9 电除尘系统调试完成(包括空升、振打、加热、均布试验等)，具备投用条件。 4.1.10 湿式除尘器调试完成，具备投运条件。

4.1.11 锅炉疏水扩容器及疏水箱可投用，分离器贮水箱疏水阀校验合格。 4.1.12 炉管泄露装置安装完成，并经调试完成具备投运条件。

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4.1.13 炉膛火焰和微油火焰工业电视可投用，炉膛出口烟温探针具备投用条件。 4.1.14 脱硝系统具备通风条件，催化剂不投运，与吹管无关系统已做好隔离并经确认。 4.1.15 空预器吹灰器冷态调试结束并具备热态投用条件，红外线火灾报警装置可投用。 4.1.16 空预器水冲洗及灭火系统具备投运条件 4.1.17 过热器、再热器安全阀已装复。

4.1.18 冷态检查确认锅炉膨胀无阻碍并恢复膨胀指示器到零位或做好原始记录，四大管

道支吊架处于投用状态。

4.1.19 一台汽动给水泵试转结束，除氧给水系统经验收合格具备投用条件。 4.1.20 轴封系统调试结束，经验收合格，具备投运条件。 4.1.21 真空泵试转结束，经验收合格，真空系统具备投用条件。 4.1.22 凝泵试转结束，凝结水系统具备投用条件。 4.1.23 凝补水泵试转结束，凝补水系统具备投用条件。 4.1.24 循环水泵试转结束，循环水系统具备投用条件。

4.1.25 汽机油系统正常，顶轴油泵及盘车试转合格，抬轴数据符合要求，盘车具备投用

条件。

4.1.26 防止汽轮机进汽的各项措施已落实。 4.1.27 脱硫系统经过试运调试，具备通烟气条件。

4.1.28 化学加药、取样系统具备投用条件，凝结水精除盐系统具备投运条件。 4.1.29 化学制水系统投用，且各除盐水箱、凝补水箱、凝汽器、除氧器备足除盐水。 4.1.30 公用系统投入运行(包括仪用压缩空气系统、闭冷水系统、废水处理、消防水系统、

辅助蒸汽系统等)。

4.1.31 上述以及汽水系统运行参数的热控、电气检测设备已经校验合格，并能在画面上

正确显示。

4.1.32 上述系统的设备可在画面上进行操作，热控、电气联锁保护、程序控制已经验收

合格，具备投运条件。

4.1.33 大机TSI和小机MEH系统冷态调试结束，具备投运条件。 4.2 吹管临时系统条件

4.2.1 吹管临时管路系统及设施（包括集粒器、消声器、临冲门、靶板装置、靶板及临时

支吊架等）已按要求连接安装完毕。

4.2.2 吹管管道经主汽门及中联门，通过假阀芯导出管引出。

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4.2.3 临时管道内部应清洁、无杂物，靶板前的临时管道在安装前宜进行喷砂处理。 4.2.4 临时管道管子内径应不小于上游被吹扫的永久管道的内径，临时管应尽量减短长

度，以减小系统阻力，提高吹管系数。

4.2.5 临时管道宜采用Y型的汇集三通，两管之间夹角宜选择30°～60°锐角。 4.2.6 临时管道支吊架应设置合理、牢固可靠，其强度应按大于4倍的吹管反力计算 4.2.7 临时管道固定支架应安装牢固，滑动支架应满足管道膨胀要求，并验收合格。 4.2.8 靶板前后必须有一定的直管段并尽量靠近永久管道，上游保持（4～5）D以上长度，

下游2～3D以上长度，无弯头，大小接头，三通，阀门，并且在主汽阀至冷再进口的临时管道上串联布置两个临冲门（临时系统隔离阀），作为更换靶板时安全隔离。

4.2.9 高旁门不装，采用临时门代替（并装设电动执行机构）。

4.2.10 临冲门启闭时间小于60秒，应靠近正式管道，垂直安装在水平管段，搭设操作平

台，可实现远方操作，且具有中停功能。

4.2.11 稳压吹管，靶板装置需采用可旋转的靶板装置，便于检查吹管的效果。靶板材质

为黄铜质，长度贯穿临时管道的直径，宽度为临时管内径的8%并且不小于25mm，厚度不小于5mm；靶板表面光洁无斑痕。（需准备20块）

4.2.12 临时管道及部件的强度计算与材质选用，应按照该点蒸汽最高参数加上一定的安

全裕度来考虑，具体为：吹管临冲阀上游10MPa、420℃，吹管临冲阀后至再热冷段进口6.0MPa、420℃，中压主汽阀至消声器入口排放管2.0MPa、500℃，吹管隔离阀选用参数为：12MPa、450℃。

4.2.13 集粒器主要设计参数：压力6.0MPa、温度450℃、阻力小于0.1MPa。 4.2.14 集粒器通流总截面积应不小于主蒸汽管道有效截面积的6倍。 4.2.15 集粒器应水平安装并搭设操作平台，且便于清理。

4.2.16 集粒器应靠近再热器安装；布置在汽机房时，再热冷段管道应进行清理，安装过

程中检查验收合格。

4.2.17 消声器各级节流孔的孔径和孔数应同时满足较小的压差以降低吹管系统压力，并

达到规定的降噪效果。结构上应满足强度、差胀、疏水的要求，并有防止杂物冲击的阻击装置。主要设计参数：压力1.0MPa、温度500℃；阻力应小于0.1 MPa。

4.2.18 吹管消声器应避开周边建筑物及设备30m以上，否则需采取可靠的防护隔离及变

压器防爆裂措施。

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4.2.19 对长距离临时管道应有0.2%的坡度，并在最低点设置疏水，主蒸汽、再热蒸汽等

管道疏水应分别接出排放，且不得排入凝汽器。

4.2.20 位于靶板器上游的吹管用临时管道组装前应进行喷砂处理，焊接口全部采用氩弧

焊打底。

4.2.21 临时管道焊接应符合《焊接工艺评定规程》DL/T 868、《火力发电厂焊接技术规

程》DL/T 869的规定，焊口应进行100％无损检测；吹管前应对临冲阀前上游临时管道，进行稳压吹管最高工作压力的水压试验。

4.2.22 蒸汽吹管临时管道应采用落地或与柱梁连接的支架，不宜采用悬空吊架，能承受

吹管时的汽流反力，包括临时管道的膨胀情况。

4.2.23 吹管涉及的系统的保温工作（包括临时系统）已完成。

4.2.24 吹管临时管路系统的设计、布置已经有资质的单位(如设计院等)进行强度计算和

校核，并出具确认报告。

4.2.25 整个吹管系统通路检查，确认过热器以及再热器进、出口水压试验堵阀在水压试

验后已拆除，主蒸汽及再热器管道上的流量孔板、逆止门已拆除，并用短管连接。

4.2.26 DCS内已对吹管系数K值的计算回路进行了组态，能够实时显示在画面上，打印

机可正常工作。

4.2.27 准备燃油500t，原煤10000t。

4.2.28 准备充足的除盐水供吹管使用，蒸汽吹管补水方案详见附录H。 4.3 其它条件

4.3.1 吹管涉及的系统范围内设备的平台、梯子、栏杆安装完毕；安装孔洞及沟道盖板已

盖好；通道畅通无阻，易燃物品和垃圾已彻底清除；有碍吹管的脚手架已全部拆除(强条 DL 5009.1-2002中24.1.2的规定)。

4.3.2 现场照明充足，并有必要的通信设施。

4.3.3 生产准备工作已完成，运行操作人员到位，记录表格、测量仪表及操作工具准备好。 4.3.4 参与吹管的其它各方均已做好人员安排。 4.3.5 参与吹管人员佩戴的耳塞等劳防用品已配备齐全。 5 试验范围

5.1 锅炉各受热面管束及其联络管道。 5.2 主蒸汽管道及冷、热段再热蒸汽管道。

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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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附 录 C

安全技术交底表

专业 锅炉 蒸汽吹管 交底项目 质量工艺控制要点： 1. 1. 采用锅炉自生蒸汽、一、二次汽系统串吹、稳压吹管、燃煤。 2. 排汽口设置消声器，以减少噪声污染。 交底人 交底日期 交底记录 备注 试验项目 序号 可能出现的安全风险： 1. 现场作业时遇蒸汽泄漏，造成人员烫伤、灼伤。 2. 2. 润滑油、燃油泄漏遇明火燃烧；煤粉泄漏沉积自燃。 3. 转动设备在运转时操作人员与就地未联系好，引起就地人员受伤。 安全控制要点： 1. 严禁吹管系统超温、超压。 2. 投入炉膛出口烟温探针保护，严密监视炉膛出口温度，防止再热器超温。 3. 所有与蒸汽吹管工作无关的人员不得进入吹扫区域，以防烫3. 伤、击伤。 4. 临时管道、消声器、集粒器、临冲门等临时系统的管材、管径、壁厚、支撑、悬吊、焊接等，必须经过校核验收。 5. 吹管期间保证空预器定期吹灰投入。 6. 吹管前，厂区周围张贴安民告示。 现场指挥人员 年 月 日 年 月 日 年 月 日 年 月 日 年 月 日 调试人员 接受交底人 施工人员 生产人员 监理人员

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附 录 D

调试项目验收签证表

工程名称: 神华国华舟山电厂二期4号机组“上大压小”扩建工程 试运阶段: 分系统调试 专业名称: 锅 炉 分项名称: 蒸汽吹管

评 价 序号 验 收 内 容 合 格 1. 2. 3. 4. 5. 6. 评价： 该试验项目已于 年 月 日至 年 月 日完成，分项内容验收评价如上表，按《验标》或《启规》标准，被评为合格（ ）/不合格（ ），同意（ ）/不同意（ ）进入下一调试程序／移交。 备 注 不合格 过热器系统及其联通管道 再热器系统及其联通管道 高压旁路管道 锅炉吹灰系统管道 减温水系统管道 小机高压进汽管道 以下空白 主要遗留问题及处理意见： 调试单位： 年 月 日 施工单位： 年 月 日 生产单位： 年 月 日 建设单位： 年 月 日 监理单位： 年 月 日

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附 录 E

分系统单位工程调试质量验收

工程名称: 神华国华舟山电厂二期4号机组“上大压小”扩建工程

机组号 单位工程名称 检验项目 炉水品质 性质 单位 质量标准 04 单项工程名称 蒸汽吹管 检查方法 备注 01锅炉专业 符合DL/889-2004 电力基本建设热力设备化学化学分析 监督导则的相关规定 通流截面大于正式管道 现场观察 的截面 已装设 正常 ≤60 符合方案要求 现场观察 观察 实际测试 观察在线仪表 观察在线仪表 观察在线仪表 观察在线仪表 冲管临时管道 消音装置 锅炉燃烧 吹管临时阀开启时间 吹管时压力参数 s 过热器及主蒸汽管主控 道压力 主控 试高旁管道压力 吹小汽机蒸汽管道压参力 数再热器及冷、热段主控 过调管道压力 程整 汽轮机轴封高压汽参源管道 数过热器出口汽温 主控 控 制 汽包内饱和温度下降值 炉膛出口烟温 再热器入口压力 冲管停炉次数 冲管停炉冷却时间 炉水品质 吹靶

MPa 符合设计要求 MPa 符合设计要求 MPa 符合设计要求 观察在线仪表 观察在线仪表 ℃ ℃ ℃ 符合设计要求 ≤42 符合设计要求 观察在线仪表 观察在线仪表 观察在线仪表 观察在线仪表 主控 MPa 符合设计要求 h 每阶段至少停炉冷却两查记录 次 ≥12（每次） 查记录 符合DL/889-2004 电力基本建设热力设备化学化学分析 监督导则的相关规定 铝板或按制造厂要求 检查实物 材质 第25页 共30页

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机组号 单位工程名称 检验项目 管质量检验 板制作 宽度 长度 04 单项工程名称 蒸汽吹管 单位 mm mm mm 个 质量标准 ≥5%靶板所在管管径，且不小于25mm。 ≥临时管直径 连续吹二次或按制造厂 要求 ≤0.8 或按制造厂要求 01锅炉专业 性质 主控 主控 主控 主控 检查方法 备注 打靶次数 靶板斑痕粒度 靶板斑痕数量 吹管系数 检查靶板 ≤8 (0.2以下不计) 或按检查靶板 制造厂要求 >l 齐全、正确 计算 查记录 锅炉水质记录 吹管记录 以下空白 记录齐全、正确，并经签查记录 证合格 施工单位（签字） 调试单位（签字） 生产单位（签字） 监理单位（签字） 建设单位（签字）

年 月 日 年 月 日 年 月 日 年 月 日 年 月 日 第26页 共30页

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附 录 F

调试危险源辩识控制清单

部门： 神华国华舟山电厂工程调试项目部(调试现场)

危害名称 危害来源 电气设备 何人或何物 可能受伤害 使用人员 危害将 如何发生 由于设备损坏或外壳带电，引起人员接触电 人员在使用电源箱时，接触电源箱内的破损插座或带电的裸线引起触电 由于接地或外壳绝缘不良，引起外壳带电，造成触电 转动设备在试转时操作人员与就地未联络好，引起就地人员受伤 现场作业时遇高空落物 高空作业时坠落 现场作业时遇蒸汽泄漏或碰上无保温热源，拆换靶板时临冲门或旁路阀未关死，管道有热源 润滑油泄漏遇明火燃烧 燃油泄漏遇明火燃烧 煤粉泄漏沉积自燃 由于防暑降温措施执行不严，作业人员因高温露天作业引起中暑 由于燃料油未燃烬漏入炉膛，在炉膛及尾部烟道积聚，引起炉膛爆燃及尾部二次燃烧 吹管停炉冷却期间，拆除集粒器清理时，集粒器内的铁锈杂物洒落现场。 死亡 后果 控制措施 使用前检查外壳接地，发现问题，及时整改 使用前检查，确保电源箱内开关、插座的完好、有效的接地、裸线或接地桩的绝缘 使用前检查，确保电器设备有效的接地 加强与就地的联络，设备启动必须确定安全许可后才可操作 安全教育，佩带好安全带 安全教育，作好管道保温，设立防烫伤标志，拆换靶板采用工作票制度。 加强巡视，遇泄漏及时处理并通知相关方清扫 加强巡视，遇泄漏及时处理并通知相关方清扫 加强巡视，遇泄漏及时处理并通知相关方清扫 调整高温期间的作息时间，提供作业人员的工间休息场所和茶水饮料，高处作业人员进行身体检查 加强对燃油系统及油枪的巡视检查，及时调整燃烧工况，及时对空预器吹灰。 拆除集粒器排放口时用专用容器存放，作好防护措施 责任人 触电 电源箱 使用人员 电器设备 机械设备 高空落物 意外伤亡 高空坠落 使用人员 使用人员 调试人员 调试人员 人员伤亡 人员伤亡 人员伤亡 安全教育，带好安全帽 烫伤 调试人员 附近的设备和人员 附近的设备和人员 附近的设备和人员 人员烫伤 人员烧伤和设备损坏 人员烧伤和设备损坏 人员烧伤和设备损坏 润滑油 火灾 燃油 煤粉 季节性危害 高温天气 作业人员 中暑 漏油 锅炉油枪 锅炉 锅炉损坏 集粒器 现场环境 锅炉 环境污染

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表F (续1)

危害名称 煤粉泄漏 危害来源 现场环境 何人或何物 可能受伤害 锅炉 危害将 如何发生 投粉时制粉系统不严密，泄漏煤粉洒落现场。 吹管排汽具有很大噪声及热量，对附近人员环境造成生活影响，间隙排汽如人员未及时远离会造成事故。 后果 环境污染 控制措施 及时对制粉系统进行查漏处理 设置消音器，消音器周围设置安全区，并有专人看守，尽可能避开夜间吹管，并事先发布安民告示，通知周围居民及人员。 责任人 噪声 吹管排汽 设备和人员 人员伤亡 编制/日期： 审核/日期： 批准/日期：

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附 录 G

蒸汽吹管系统图

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附 录 H

蒸汽吹管补水情况

本次水管时需用水（450～600）t/h，其中点火初期需水（300）t/h，正式吹管时需水（450～600）t/h。每次吹管耗水量大约1500～2000t。

目前锅炉补给水系统设计制水能力仅为60 t/h，一期两台机组与二期3号机组正常补水量为28 t/h，由此4号机组补水量为32 t/h，除盐水箱容积为2800t（可供4号机组用1700t），除盐水泵输送能力290t/h。

4号机组增设一台2000t除盐水箱，通过两台200 t/h泵向凝补水箱补水，正式系统凝补水箱水容积600t，凝补水箱至凝汽器补水量为400t/h。

正式系统中化学补给水至4号机组凝补水箱补水量为400t/h，与吹管峰值流量450～600 t/h有100～200 t/h流量缺口，如给水流量超过400 t/h时，此时锅炉已进入直流状态，蒸汽全排放，工质无法回收，系统开始消耗存水，凝补水箱可用容积与凝汽器存水与除氧器存水估计仅650t，在吹管参数下可持续3小时。

上述情况为预估情况，未考虑停炉时间及运行操作时间，并且设备均可靠的情况下。由此考虑实际工况，对系统重新评估，在吹管参数下可持续时间为1-2小时。

并且考虑到系统操作的灵活性，建议增加一路补水临时管，考虑施工量和成本，管道接口从老厂除盐水至4号机除盐水箱支管上接出，引至凝汽器人孔门，管径159，由此满足吹管的要求，方便灵活操作切换。

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