华电宁夏灵武发电有限公司#4锅炉总启动运行操作措施
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审核：
编写：梁增同
运行部锅炉专业
二〇一一年四月一日
#4炉总启动运行操作措施我公司二期工程为两台1000 MW超超临界燃煤发电机组。锅炉为超超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构；锅炉采用紧身封闭、П型布臵。采用正压直吹冷一次风机式制粉系统，每台锅炉配有6台中速磨煤机，5台运行，1台备用,锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，燃烧系统共布臵48只HT-NR3燃烧器，分3层前后墙对冲布臵，每个煤粉燃烧器均设有蒸汽雾化的油枪用于点火、稳燃，点火燃料为0#轻柴油。并在后墙下层燃烧器装有气化少油点火枪。由于#4机组为初次启动，为了保证机组启动过程中的人身、设备安全，特编制本措施。
一、锅炉启动条件确认
1、锅炉本体及保温安装完毕并具备投用条件。
2、汽水系统及保温安装完毕并具备投用条件。
3、烟风系统安装完毕并具备投用条件。
4、燃油系统、蒸汽吹扫及燃油伴热、加热系统安装完毕并具备投用条件。
5、制粉系统安装完毕并具备投用条件。
6、辅机润滑油系统安装完毕并具备投用条件。
7、辅机闭式冷却水系统安装完毕并具备投用条件。
8、压缩空气（仪用、杂用）系统安装完毕并具备投用条件。
9、电除尘系统安装完毕并具备投用条件。
10、除灰系统安装完毕并具备投用条件。
11、干除渣系统安装完毕并具备投用条件。
12、吹灰系统安装完毕并具备投用条件。
13、暖风器系统安装完毕并具备投用条件。
14、排污系统安装完毕并具备投用条件。
15、化学加药系统安装完毕并具备投用条件。
16、汽水取样系统安装完毕并具备投用条件。
17、疏水、放空气系统安装完毕并具备投用条件。
18、火检冷却风系统安装完毕并具备投用条件。
19、DCS系统调试完毕,具备投运条件。
20、计算机系统调试完毕,具备投运条件。
21、所有辅机联锁试验完毕,具备投运条件。
22、机组大联锁保护调试完毕,具备投运条件。
23、炉膛火检TV安装调试完毕,具备投运条件。
24、热工各保护调试完毕具备投入条件。
25、炉膛烟温探针具备投用条件。
26、所有就地仪表安装完毕具备投入条件。
27、锅炉水压试验完毕，经验收合格。
28、锅炉酸洗结束，经验收合格，临时系统已恢复完毕。
29、锅炉烟风挡板、汽水阀门、制粉系统各风门挡板经操作试验合格。各阀门开关方向正确，动作灵活可靠，全开、全关到位。
30、锅炉冷态通风试验结束，验收合格。
31、锅炉吹管结束。临时系统已恢复。
32、微油点火系统、燃油系统和燃烧器调试完毕并具备投运条件。
33、锅炉辅机顺控（SCS）检查试验结束。
34、锅炉膛安全监控系统FSSS（BMS）检查试验结束。
35、转动机械事故按钮的检查操作试验结束。
36、声光报警信号检查试验结束。
37、水处理系统完善，能随时提供合格的除盐水。
38、压缩空气系统完善，能随时提供合格的压缩空气。
39、厂用电系统完善，能按试运要求随时切、送电。
40、全厂的照明、通讯系统完善，能随时通讯。
41、机组运行人员、施工人员、调试人员已分值配齐，运行人员熟悉运行规程，并经考试合格，具备在异常情况下按规程规定处理事故和异常事件的能力。
42、各种记录表纸齐全。
43、现场照明良好，危险处已设防护栏。
二、机组启动前的检查
1、所有临时管道已拆除,系统恢复正常,保温完整。炉膛密封、炉墙护板完好，平台、梯子、栏杆完整
2、吹灰器及炉膛烟温探针完好且均在退出状态
3、确认所有设备处已无人工作,人孔门,沟道盖板已关闭、盖好
4、各主、辅设备周围清洁,无杂物,道路畅通，照明良好
5、确认机组各辅助系统控制电源、信号电源已送电且无异常
6、所有转动机械及电动阀门送电且无异常
7、热工各控制系统、监测报警系统、联锁保护及就地控制系统正常并已投入
8、控制台上的仪表完好并正常投入,各种指示灯指示正常,声光报警完好,各操作开关处于正确位臵
9、锅炉本体及辅机系统阀门和挡板状态正确、动作灵活，控制机构功能正确
10、压缩空气系统吹扫合格且投入运行
11、检查锅炉本体膨胀指示仪指示位臵正确，符合相关规定。锅炉区各人孔门、观察门、防爆门等均完好
12、所有油枪已清理干净，油雾化器、高能点火器完好，各油枪高能点火器能自动伸进/退出，无卡涩
13、各燃烧器的二次风调节挡板动作正常，手动风门和调风器均配臵正确
14、辅助蒸汽系统正常投入
15、除灰、除渣、脱硫、脱硝系统正常
16、投入引风机、送风机、一次风机和空预器的油系统
17、将所有安全阀的试验堵头去掉
18、炉前燃油系统打循环
19、炉膛火焰电视和火检完好，冷却风投入
20、锅炉侧闭式冷却水系统投入
21、贮水箱水位计正常
22、微油点火系统正常，微油火检TV投入正常；
三、锅炉冷态启动
（一）锅炉冷态启动前的准备
1、核实机组启动所需电源，点火器和主燃料适用性以及给水配套性；
2、所有阀门和挡板运作灵活，控制机构的功能应正确；
3、核查点火油枪和燃烧器配套设备的操作情况，确认配套的阀门处于正确的启闭状态，燃料的供应充足；
4、核查分布于锅炉汽水系统范围内各壁温、介质温度测点的可用性。布臵于过热器出口集箱上的介质温度测点，用于控制锅炉水煤比；布臵于汽水分离器及高过出口集箱上的内外壁温测点，用于控制厚壁元件内外壁温差，以便确定合适的启动速度。
5、确认锅炉已封闭，关闭所有人孔和观察孔；
6、检查远传差压变送器、远传压力信号等仪表是否处于工作状态；
7、核查所有驱动装臵的润滑和冷却系统是否满足制造厂的规范，所需的冷却水是否适用；
8、检查所有压力表和风压表是否校准并能正常工作；
9、投入炉膛烟温探针测量炉膛出口烟温；
10、检查所有安全联锁装臵是否处于工作状态；
11、制粉系统已具备投运条件；
12、检查所有烟道和风道的挡板位臵；
13、吹扫所有一次风流量仪表连接管；
14、检查锅炉的所有辅助设备，使它们达到正常状态；
15、检查燃油系统，使之处于可用状态。
（二）锅炉上水
1、确认炉前系统清洗完毕；
2、确认361阀投入自动；
3、确认贮水罐压力小于686kPa；水位小于12000mm；
4、确认汽机旁路阀处于自动状态；
5、确认所有锅炉疏放水阀处于自动状态；
6、确认所有锅炉排气阀处于开启状态；
7、确认疏水扩容器、冷凝水箱和疏水泵及其管路系统均处于备用状态；
8、确认高压给水加热器旁路阀处于自动状态；
9、确认高压给水加热器入口阀处于自动状态；
10、确认高压给水加热器给水出口阀处于自动状态；
11、关闭361阀出口经扩容器、水箱和疏水泵至凝汽器管路的电动门阀关闭；
12、开启361阀进口总管的电动闸阀；
13、启动A（或B）前臵泵对锅炉上水，开启启动给水泵出口旁路阀用于锅炉上水，上水流量10%MCR；
14、关闭锅炉水冷壁、省煤器疏放水阀；
15、分离器达到正常水位后，锅炉上水完成。当储水罐压力≥
981kPa联锁关闭所有锅炉疏水、排气阀，以防止出现漏关现象。
（三）锅炉冷态清洗
1、开始清洗前，需确认以下条件：
（1）、储水罐压力低于686kPa；
（2）、高压管路清洗完成；
（3）、361阀处于自动状态；
（4）、疏水泵后至凝汽器一路的电动隔离门关闭，至机组排水槽电动闸阀开启；
2、用辅助蒸汽加热除氧器，保证除氧器出口水温在80℃左右。
3、锅炉冷态开式清洗过程中，疏水泵出口至凝汽器管路电动闸阀关闭，疏水泵至机组排水槽管路电动闸阀开启，361阀后清洗水流经疏水扩容器、水箱后由此管路排出，直至储水罐下部出口水质优于下列指标后，冷态开式清洗结束：
水质指标：Fe＜500ppb 或混浊度≤3ppm；
油脂≤ 1ppm；pH值≤9.5
4、冷态开式清洗结束后，，将疏水泵出口至凝汽器管路电动闸阀开启，同时关闭疏水泵出口至系统外管路电动闸阀，启动系统清洗水由排往系统外切换至凝汽器。
5、冷态清洗维持25%BMCR清洗流量，直至省煤器入口水质优于下列指标，冷态清洗结束：
水质指标：Fe≤100ppb ；pH值 9.3-9.5；水的电导率≤1μS/cm （四）锅炉热态清洗
1、锅炉冷态清洗结束后，启动邻炉加热系统，提高温度的清洗过程称为热态清洗，在此阶段应注意水质检测，防止管子内壁结垢。
2、当分离器中产生蒸汽时，汽机旁路阀应处于自动操作状态；
3 由于水中的沉积物在190℃时达到最大，因此升温至190℃（顶棚出口）时应进行水质检查，检测水质时保持锅炉汽温汽压；
4 锅炉持续进行热态清洗，维持锅炉给水流量（省煤器入口）为25%BMCR；
5 当储水箱出口水质Fe＜50μg/kg时，锅炉热态清洗合格；
6 若投入邻炉加热无法满足水温要求，则锅炉点火进行清洗直至水质合格。
（五）烟风系统启动
1、检查确认锅炉本体、各风烟道人孔门、看火门均已关闭严密，炉底干排渣系统正常，炉底密封良好；
2、检查确认风烟系统各辅机油站油箱油位、油温正常，油质合格，投入风烟系统各辅机油站运行，各油站备用油泵投入联锁，检查各油站油压正常，投入各油站冷却器冷却水；
3、启动A、B空气预热器主电机，检查A、B空预器主电机转动正常，确认烟气挡板已开启，投入A、B空预器副电机联锁，投入空预器导向轴承油泵联锁，密封间隙调整装臵退出自动，间隙调至最大位臵；
4、投入空气预热器火灾监测系统；
5、启动一台火检冷却风机，另一台投备用联锁；
6、开启风烟系统相关风门挡板，建立烟气通道；
7、确认A引风机启动条件满足，启动A引风机，运转正常后启动A送风机；
8、调节动、静叶开度维持炉膛压力在-50Pa ～-100Pa；
9、确认B引风机启动条件满足，启动B引风机，调节两台引风机动叶至相同出力，保持炉膛压力在-50Pa ～-100Pa，投B引风机自动；
10、确认B送风机启动条件满足，启动B送风机，调节A、B送风机动叶，保持总风量在30%～40%BMCR，缓慢调节二台风机出力相同，注意引风机自动控制良好，炉膛压力在正常范围；
11、投入A、B炉膛烟温探针；
12、投入炉膛火焰工业电视，投入微油点火火检TV，确认工业电视摄像头的冷却风满足要求。
（六）燃油泄漏试验
1、确认燃油系统处于炉前油循环状态，供油泵运行正常，燃油跳闸阀阀前母管压力正常。
2、检查燃油泄漏试验条件满足
3、若允许条件满足，将在CRT上显示“泄漏试验就绪”，这时
可以从CRT上发出“启动”指令来自动进行下列步骤：
（1）、泄漏试验开始，开燃油泄漏试验阀进行充油，30s内若压力低信号消失，关泄漏试验阀，进行下一步；若未消失，关泄漏试验阀，下一步会直接判断到泄漏试验失败。
（2）、燃油泄漏试验阀关闭后，等待180s。如果在180s内，燃油跳闸阀后压降超过0.2MPa，泄漏试验失败；另在180s内，泄漏试验条件不满足，试验失败。
（3）、关回油阀，如果在90s内，燃油跳闸阀后压升高于0.2MPa，泄漏试验失败。90s后，未出现泄试失败信号，则试验成功。
4、当泄漏试验失败时，必须分析原因，消除缺陷，才能重新进行泄漏试验，直至试验合格。
（七）、锅炉吹扫
1、锅炉炉膛吹扫许可条件：
2、确认炉膛吹扫条件全部满足，可进行炉膛吹扫；
3、炉膛吹扫时间为5min，吹扫计时完成后发出“吹扫完成”信号，MFT自动复归；
4、若吹扫过程中，上述任一条件失去，即“吹扫中断”，条件满足后，重新吹扫计时；
5、吹扫完成后维持风量在30%-40%BMCR；
6、MFT自动复位后，检查确认锅炉主保护投入；
7、记录锅炉本体和管道膨胀指示；
8、锅炉吹扫结束燃油跳闸阀开启10min内不点火，锅炉MFT。
（八）点火前的检查
1、锅炉冷态清洗结束，水质合格，满足点火要求，水质品质满足下表要求：
2 锅炉给水控制在自动，维持省煤器进口最小给水流量；
3 MFT已复位，锅炉总风量30%～40%BMCR，炉膛压力控制投自
动；
4 风量控制投自动，维持总风量；
5 过热器、再热器温度控制投自动；
6 炉前燃油压力、温度正常，雾化蒸汽系统正常，燃油压力调门控制投自动；
7 确认所有油枪在“远方”控制方式，油枪启动许可条件满足；
8 空气预热器吹灰具备投用条件；
9 火检冷却风母管压力正常；
10 微油点火系统油压正常，压力控制投自动，处于备用状态；
11 磨煤机油站投入运行，冷却水投入自动，消防蒸汽处于备用状态；
12 确认所有燃烧器，内二次风挡板调整至400位臵，外二次风挡板调整至80%位臵,中心风调整至全开位臵；
13 确认一次风机油站运行正常，具备启动条件；
14 确认汽轮机在跳闸状态，高中压主汽门、高中压调门在关闭状态，汽轮机盘车投运正常；
15 凝汽器压力小于13kPa，轴封及抽真空系统运行正常；
16 汽机旁路控制投自动，设定冷态启动方式；
17 汽轮机本体疏水门投自动，检查疏水门开启；
18 确认辅机冷却水系统运行正常；
19 确认凝结水系统运行正常，低压缸喷水、水幕保护投自动；
20 检查汽轮机转子偏心度、轴向位移及汽缸膨胀正常。
（九）锅炉点火
1 锅炉启动点火可采用油枪点火或A层微油点火，也可两者结合，优先采用A层微油点火系统直接投运A磨煤机的方式；
2 检查二次风箱挡板状态反馈正常、开度正常；
3 投入空气预热器的吹灰系统，启动过程中注意监视空气预热器进、出口烟气温度，防止二次燃烧；
4 锅炉微油点火启动：
1）打开A磨煤机进出口风门，建立一次风通道；
2）检查确认一次风机的启动条件满足，启动A一次风机；
3）启动B一次风机，调整两台一次风机出力一致，一次热风母管压力为9kPa，投运A、B一次风机自动控制；
4）检查确认密封风机的启动条件满足，启动任一台密封风机，检查密封风出口风压＞13kPa，另一台密封风机投联锁备用；
5）检查确认微油点火系统具备投用条件；
6）进行磨煤机启动前的检查；
7）投入A磨煤机入口一次风暖风器，对A磨煤机进行暖磨；
8）投入A层微油枪高压冷却风；
9）调整A磨煤机入口一次风量为保证磨煤机不振动；
10）投入A磨煤机“点火模式”控制；
11）启动A层小油枪；
12） A磨煤机出口温度达到65℃～82℃后，启动A磨煤机；
13）启动A给煤机，逐渐提高给煤量至30-40t/h；
14）观察微油点火系统火焰工业电视显示着火良好，火检正常；
15）在煤粉着火后，根据燃烧器壁温，控制燃料风量，燃烧器壁温禁止超过450℃；
16）当某一只点火微油枪灭火后，投入相邻层大油枪；
17）制粉系统启动后，注意炉膛压力变化和煤粉进入炉膛后的燃烧情况，确认炉膛与二次风箱差压正常；
18）通知辅控值班员检查除渣、除灰系统运行正常。
6 如果辅助蒸汽由邻机带且环境温度低于15℃，可投入一次风、送风暖风器系统，暖风器后一次风温度设定28℃，送风温度设定24℃；
7 分离器压力0.2Mpa，关闭储水箱及分离器进出口管放气门；分离器压力0.5Mpa，关闭包覆过热器疏水电动门；当蒸汽过热度超过50℃时，关闭分隔屏过热器、后屏过热器、高温过热器各放气电动门；
8 检查确认汽机旁路控制方式在自动位，旁路动作正常；
9 为了确保水循环稳定，分离器压力1.3MPa前，燃烧率不能增加，注意工质膨胀对分离器储水箱水位的影响，如果水位过高时，检查分离器储水箱水位调门自动调整正常。
10 检查锅炉膨胀位移，并做好记录。
（十）锅炉升温、升压
1 按照锅炉启动升温升压曲线，控制并逐渐增加燃料量；
2 在整个升温过程中，控制升温速度。在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，升温率不得超过1.1℃/min。在汽轮机冲转前，升温率不得超过1.5℃/min；
3 检查主再热器减温水自动调节正常，减温后蒸汽过热度＞15℃，防止蒸汽带水及管道内积水形成水塞；
4 当过热器出口压力达到9.6MPa，汽机旁路在冷态启动方式，旁路门及减温水动作正常，锅炉压力调整稳定，调整燃烧和烟气挡板，维持蒸汽温度在汽轮机冲转参数；
5 逐渐增加锅炉总燃料量至70t/h；
7 检查锅炉膨胀，并做好记录；
8 利用辅汽作为汽源，选择一台小机冲转、升速、暖机。
（十一）汽轮机冷态启动
1、冲转参数：主蒸汽压力：9.6MPa，主蒸汽温度：415℃；
2、蒸汽品质满足下表要求：
3、汽轮机冲转过程中，锅炉操作注意事项
（1）、汽轮机冲转前，应维持锅炉燃烧率及蒸汽参数稳定；
（2）、当汽轮机冲转、升速时应注意监视汽机旁路的动作情况，维持主汽压力稳定，防止储水箱水位大幅波动；为避免汽轮机升速过程中产生过大的热应力，要求主、再热蒸汽温度在整个启动过程中保持蒸汽参数稳定，主、再热汽温左、右温差不超过17℃。；
（3）、在汽轮机低速暖机时锅炉燃料量不必增加，通过调整燃烧率和风量，控制过热蒸汽温度及再热蒸汽温度。在暖机即将结束时应提前增加燃料量。
（十二）并网及带初负荷
1 并网准备；
2 发电机自动升压、自动准同期并网；
3 发电机并网带初负荷后，确认主蒸汽、热再管道疏水门关闭；
4 在初负荷暖机过程中，按冷态启动曲线要求调整燃料量，控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度，温升率≤2℃/min；
5 检查汽机旁路系统动作正常，主、再热蒸汽压力控制良好。
（十三）、机组负荷到150MW
1、初负荷暖机结束后，根据机组压力和燃烧情况，以负荷变化率为5MW/min，增带负荷；
2、根据机组压力和旁路开度，锅炉逐步增加燃料量；
3、锅炉采用微油点火方式时，启动E磨煤机：
1）检查热一次风温达160℃以上时，A磨煤机煤量大于60t/h，
E磨煤机满足投运条件；
2）启动E磨煤机，燃烧稳定后，适当减少A磨煤机给煤量，但保证磨煤机的最小给煤量，使锅炉负荷保持不变；启动磨煤机过程注意调整汽温正常；
3）调整A磨煤机和E磨煤机的出力，负荷增加至200MW，设定负荷变化率为5MW/min，监视并调整炉内燃烧状况，温度、压力按照冷态启动曲线进行控制。
4、机组负荷稳定后，切辅汽联箱供汽汽源为冷再供，关闭邻炉来汽，切换时防止辅汽联箱压力大幅度波动；
（十四）机组负荷150MW到250MW
1 锅炉增加燃料量，设定负荷变化率为5MW/min，逐渐关小机组旁路；
2 机组旁路关闭后，旁路转入自动跟踪模式，汽轮机控制压力，通过增加锅炉燃烧提高机组负荷；
3、当炉膛出口烟温达540℃，检查烟温探针自动退出，否则手动退出；
4、随着锅炉负荷的增加，分离器疏水逐渐减少，给水泵出力增加，注意监视给水泵运行工况；
5、热一次风温200℃时，停运A磨煤机暖风器，A磨煤机一次风热风切正常通路供，注意保持磨煤机进口风量和出口温度稳定；
6、机组负荷150MW～200MW，确认汽轮机疏水门全部关闭。
7、锅炉主给水由旁路切为主路供，注意保持分离器储水箱水位稳定，分离器储水箱水位高时，注意分离器361阀动作正常；
8、机组负荷保持250MW，检查一台汽动给水泵满足并泵条件，小机汽源已切为四抽供，汽动给水泵并入运行。
9、首次启动，应在250MW负荷稳定运行3～4小时，然后解列发电机做主机超速试验。
（十五）机组负荷250MW到350MW
1、机组负荷250MW，启动第三台磨煤机，减少油的燃烧率，增加总燃煤量，控制负荷变化率5MW/min；
2、此负荷阶段，锅炉将由湿态转入干态运行，操作原则如下：
1）锅炉转干态运行以前，保持省煤器入口流量稳定；
2）随着锅炉燃烧率的增加，由分离器进入储水箱疏水逐渐减少，储水罐水位逐渐降低；
3）当分离器出口出现稳定的过热度（4℃以上），锅炉转入干态运行方式；
4）在湿态到干态的转换过程中，维持给水流量不变，逐步增加燃烧量，使锅炉稳步转入干态运行，避免在干湿态间来回切换；调整好燃料、给水、风量之间的配合，避免分离器出口温度增长太快，防止水冷壁金属超温；
5）锅炉转入干态后，按比例增加燃料和给水，尽快升负荷至350MW，避开干湿态不稳定区域；
3、随着锅炉负荷的增加调节送风量，使氧量与负荷保持相一致，二次风箱与炉膛差压正常；
4、机组转入干态运行后，确认水质满足要求，水处理由AVT（还原性全挥发处理：加氧加联氨）方式切换为CWT（给水联合处理：锅
炉给水加氧和微量氨使给水呈微碱性的氧化性处理）方式；
5、增加煤量同时减少燃油量，合理分配各磨煤机负荷，使锅炉燃烧稳定；检查361阀自动关闭，投入启动系统暖管系统；
6、机组负荷稳定350MW时，保持总燃料量不变，逐渐增加给煤量，停运各层油枪或A层微油点火系统（停运A层微油点火系统前，A磨煤机退出微油点火模式），检查各层煤粉火焰燃烧稳定、火检强度充足；
7、停油后，停止空气预热器连续吹灰，吹灰汽源由辅汽切至主汽供给；
8、用四抽或辅汽冲转第二台汽动给水泵。
（十六）、机组负荷350MW到1000MW
1、机组负荷稳定350MW时，逐步停运油枪，此时应密切注意炉膛火焰状况，如果出现燃烧不稳定情况，应及时投油稳燃。
2、按照机组冷态启动曲线，负荷增至400MW，负荷变化率5MW/min；
3、机组负荷500MW，稳定10min。锅炉全停油，投入电除尘。将空预器连续吹灰改投定时吹灰，启动第四套制粉系统运行。
4、当高温过热器出口蒸汽温度达到额定或三级减温水调门开度＞50%时，投入一、二级减温水；减温水投入过程中，注意减温器后的蒸汽具有15℃过热度，避免蒸汽带水；
5、机组负荷在500MW时，调整两台给水泵出力一致，投入自动；
6、机组负荷700MW，锅炉燃烧稳定，可进行炉膛吹灰；
7、根据负荷情况投入第五、六套制粉系统运行；