神华热电厂调试.doc

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1、神华神东煤制油自备热电厂一期工程0锅炉整套启动调试措施 措施编号：神东煤制油自备热电厂0炉GL13 措施编写：刘亚军 措施审核： 措施批准：会 签： 施工单位 总包单位 监理单位 生产单位 河北省电力建设调整试验所二七年六月十五日目 录1 系统概述2 编制依据3 调试目的4 调试应具备的条件5 调试步骤6 质量检查标准7 调试组织分工8 环境和职业安全健康管理9 工作危险源分析及安全措施10 附录1 系统概述1.1 设备系统简介神华神东煤制油自备热电厂#0锅炉为无锡华光锅炉股份有限公司生产的UG-440/10-M循环流化床锅炉。锅炉为高温高压，单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬掉结构。锅炉采

2、用紧身封闭。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是两只蜗壳式绝热旋风分离器。尾部烟道布置两级三组对流过热器，过热器下方布置四组省煤器及一、二次风各三组空气预热器。4点前墙给煤, 配备4台并列布置在炉膛水冷风室后侧床下启动燃烧器，2只布置于炉膛密相区左右两侧的床上点火燃烧器，采用床下床上联合点火方式。给水经过水平布置的省煤器加热进入锅筒。锅筒内的水由集中下降管，进入水冷壁下集箱、上升管、炉内水冷屏、上集箱，引入锅筒。经汽水分离器，饱和蒸汽引入锅炉尾部汽冷包墙、低温过热器、一级减温器、炉内屏过、二级喷水减温器、高温过热器，最后将合格蒸汽引出。蒸发受热面由水冷风室,炉膛四壁、折焰角及位于水平烟道的水冷蒸发屏

3、组成。锅炉设有两台单吸双支撑离心式一次风机。两台单吸双支撑离心式二次风机。设有三台高压流化风机。二台双吸双支撑离心式引风机。1.2 主要设备技术规范锅炉主要参数序 号名 称单 位数值1额定蒸发量th4402额定蒸汽温度5403额定蒸汽压力MPa104给水温度2305排烟温度1386空气预热器进风温度207锅炉计算热效率91.528燃料消耗量T/h56.1349石灰石消耗量T/h4.510一次热风温度20011二次热风温度20012一、二次风量比55：4513循环倍率25-3014锅炉飞灰份额%7015脱硫效率%90煤质特性序 号名 称设计煤种校核煤种1校核煤种21收到基碳 Car53.9157

4、.61%43.42%2收到基氢Har3.123.88%2.26%3收到基氧Oar4.743.47%8.89%4收到基氮Nar0.680.71%0.58%5收到基硫Sar2.522.66%1.62%6全水份W5.304.3%10.20%7收到基灰份Aar29.7527.37%32.62%8空气干燥基水份Wad2.09%1.94%4.70%9干燥无灰基挥发份Vdaf47.0947.29%40.87%10收到基低位发热量Qnet.ar21281kl/Kg225201633011灰变形温度DT1030109012灰软化温度ST1070 114013灰熔化温度FT1160 1210砂子粒度 1mm140

5、0.13mm25%150.130.18mm25%160.180.25mm25%170.250.6mm25%锅炉陆运行中主要参数序 号项 目单 位额定值上 限下 限1蒸发量（B-MCR）t/h440440132（30%）2汽包压力MPa11.53汽包水位mm0+50-504过热蒸汽压力MPa10.010.19.905过热蒸汽温度5405455359给水压力MPa14151210炉膛负压Pa-100+200-25011床 温88590081012床 压KPa810713排烟温度13814212514氧 量%453.515冷渣器排渣温度10010016回料阀物料温度88090585017回料阀风箱压

6、力KPa3018总风量Nm3/h19压缩空气压力MPa0.50.750.4520去布风板一次风量Nm3/h55000（1100mm料层厚度）21旋风分离器入口温度88590085022SO2mg/Nm3小于351 23NOXmg/Nm3小于120 2 编制依据2.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程96版。2.2 电力建设施工及验收技术规范96版（锅炉机组篇、管道篇）。2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准96版。2.4 锅炉启动调试导则2004版。2.5 火电工程启动调试工作规定96版。2.6 火电机组达标投产考核标准2006版。2.7 电业工作安全规程(热力和机械部分)。2.8

7、 电力建设安全健康与环境管理工作规定国电电源（2002年版）。2.9 国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求。2.10 神华神东电力公司煤制油自备热电厂锅炉运行规程。2.10 神东自备电厂调试大纲。2.11 神华神东电力公司煤制油自备热电厂相关技术协议、会议纪要、设计变更等。2.12 相关设计图纸和资料。2.13 设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书。3 调试目的3.1 通过锅炉设备的整套启动试运使新安装锅炉本体及其辅助设备、系统能够正常运行，考验设备、系统及其各项保护、自动的运行情况。3.2 通过锅炉设备的整套启动试运及早发现机组在设计、制造、安装等方面存在的问题，以便尽快地

8、加以解决和处理。3.3 核准机组的性能、参数是否达到制造厂家的保证条件，鉴定机组的安装质量是否达到设计标准。3.4 适应新的部颁火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程的要求，保证锅炉整套启动调整试验的质量。4 调试应具备的条件 4.1 锅炉引风机、二次风机、一次风机、高压流化风机、暖风器、空预器、吹灰、水冲洗系统、火灾报警、消防水系统等、压缩空气系统、闭冷水系统等试运完毕并验收合格。4.2 锅炉给水、减温水系统调试完毕且具备投运条件。4.3 锅炉冷态通风及空气动力场试验完毕。4.4 炉前给煤调试完成并验收合格。4.5 油点火、燃油系统试运完成并验收合格，能随时投运。4.6 辅汽系统能正常供汽

9、。煤制油厂需连续提供2030t/h、1.6Mpa、250蒸汽。4.7 锅炉酸洗工作完成并经验收合格。4.8 锅炉蒸汽吹管工作结束，吹管临时系统已恢复为正式系统。4.9 气力除灰系统、除渣系统调试完成并验收合格。4.10 输煤系统试运完成并验收合格。4.11 锅炉工作压力水压试验合格，支吊架恢复正常状态（在机组联合启动前进行）。4.12 锅炉的密封试验工作结束，发现的问题已消除。4.13 锅炉吹灰器程控试验良好，吹灰器进退试验正常，具备投运条件。4.14 电除尘器安装工作结束，空载升压符合设计要求，振打及加热装置经试验良好，冷态试验工作结束。4.15 试运现场具有足够的正式照明，事故照明能及时自

10、动投入。4.16 全厂消防系统、报警系统应完善，并具备投用条件。4.17 炉膛温度、压力测点调试完毕，具备投用条件。4.18 消除锅炉本体各部位任何有碍膨胀的故障，各处膨胀指示器安装完毕，装设位置正确，确认无任何有碍膨胀的现象,并将指示针调整至“0”位。4.19 锅炉安全阀整定完毕。4.20 锅炉启动系统及疏水系统调试完毕，具备投用条件。4.21 锅炉运行所用的油、煤、水、气、汽应保证供应且品质合格。4.22 锅炉各门孔均已正式封闭，所有风门及烟道挡板开关灵活，挡板就地开关位置与CRT反馈信号指示一致。4.23 锅炉本体所有阀门均处于启动的正确位置，阀门无泄漏，开关灵活，执行机构良好，CRT上

11、开度指示与实际位置相符。4.24 锅炉汽水取样系统、加药系统调试完毕，具备投运条件。4.25 保温、油漆及管道色标完整，投运的设备、管道和阀门的标志、标识清楚齐全。4.26 锅炉侧热工需投运的系统 4.26.1 机组自动调节系统（MCS）投入及动态参数整定。4.26.2 机组辅助顺序控制系统(SCS)投入。4.26.3 投入机、炉、电及各项主保护。4.26.4 DCS画面、报警、打印、拷贝等功能齐全、正确，数据指示准确无误。4.26.5 MCS模拟量控制系统（机组主控、燃油、燃煤、氧量、炉膛负压、汽温等）初始设定值经确认无误。4.26.5 进入DCS的所有测点均应完好，应具备历史记录、操作记录

12、功能，事故追忆能分辨到就地按钮和操作台的操作差别。4.27 吹灰程控调试完毕，具备投运条件。4.28 所有联锁保护调试完毕且具备投运条件。4.29 机组大联锁保护试验合格。4.30 锅炉的各种热工表计、测量信号校验合格、指示准确，具备投运条件。4.31 锅炉的水位工业电视已安装调试完毕，具备投运条件。4.32 锅炉侧的所有系统安装完毕且具备投运条件。4.33 妨碍运行和影响安全的脚手架及脚手板应拆除完毕，沟盖板、平台、栏杆齐全，地面平整，现场清洁，照明充足。4.34 施工人员已做好整套启动过程中的消缺准备工作，工具、备品、备件齐全。4.35 生产方面4.35.1 运行人员熟悉并掌握各项调试措施

13、及运行规程，具备在异常情况下按运行规程规定处理事故或异常事件的能力。4.35.2 试运现场备有运行及事故处理规程、系统图、记录表格、安全用具、运行用具、启动曲线等，启动曲线大图公布于主控墙上。4.35.3 调试人员已向参加试运上岗人员进行设备、技术交底。4.35.4 现场试运指挥系统组织健全，以便领导指挥试运工作正常进行。4.35.5 试运中上岗人员名单张榜公布于主控，以便于联系工作。4.35.6 各运行岗位已有正式的通讯装置，试运增设的临时岗位，亦设有可靠的通讯联络设施。4.36 电气电缆防火及封堵、灭火报警、主接地网必须完善。5 调试步骤5.1 启动前的检查及准备5.1.1 冷却水系统供水

14、正常。5.1.2 压缩空气系统包括仪用压缩空气、杂用压缩空气系统供气正常。5.1.3 经各级验收后，各辅机试转文件包资料按正常运转顺序，均全部反馈至试运指挥组。5.1.4 对锅炉本体汽水系统作一次全面检查，将有关阀门置于正确位置，有关电动阀和气动阀的电源和气源送上，各风烟道挡板符合冷态启动条件；检查燃烧器、水冷壁、过热器、省煤器、空预器、烟风道、给煤系统等设备完整，内部无杂物，各人孔门已正式关闭。5.1.5 各膨胀指示器安装完善，无卡涩情况，且全部调整至0位。5.1.6 检查疏水、放水系统正常，阀门、法兰密封无泄漏，其开关位置符合启动条件。5.1.7 检查锅炉上水、加药、取样系统正常。5.1.

15、8 电除尘的放电极绝缘子室、放电极振打瓷轴室及灰斗的加热装置在锅炉点火前1224小时投入。5.1.9 辅汽系统投用，维持汽压、汽温正常。5.1.10 检查确认程控点火装置油枪完好；炉前油系统及吹扫蒸汽系统完好；油枪或点火枪在退出位；燃油供应充足。5.1.11 吹灰器在“退出”位置。5.1.12 风机联锁保护已试验正常，在完好备用状态。5.1.13 空气预热器具备投运条件。5.1.14 风温、风压、风速、风量、烟温、氧量、负压、振动等所有测量装置完好齐全并校验完毕。5.1.15 火焰监测投入。5.1.16 除渣系统正常。5.1.17 所有临时管道已拆除，系统恢复正常，保温完整。5.1.18 对各

16、系统中的电动、气动阀门和挡板进行传动试验，开度、方向、指示应与实际相符，无卡涩现象。5.1.19 检查金属壁温测点指示正确。5.1.20 主汽减温器的所有手动隔离阀应打开，控制调节阀应关闭。5.1.21 确认所有的联锁保护动作正常。5.1.22 机组各系统设备控制电源已送电且无异常。5.1.23 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。5.1.24 加料装置调试完毕，并备有足够床料。5.2 锅炉上水5.2.1 化验给水合格后，才能向锅炉上水。5.2.2 锅炉上水必须是化验合格的除盐水，进水温度为4060，进入汽包的给水温度与汽包金属温度差不超过40。如进入汽包的给水温

17、度高于汽包壁温50以上时应控制给水流量在2040t/h。5.2.3 确认汽包、过热器、省煤器及对空排汽在开启状态，过热器和再热器疏水门在开启状态。汽包、省煤器空气门见水后关闭。5.2.4 启动电动给水泵，用给水旁路向锅炉上水，使其流量调整到10%15%,控制上水速度，上水初期特别要缓慢。，严格控制上水速度，以免引起水击。5.2.5 上水至汽包点火水位时，停止给水泵，同时关闭旁路电动门、调节门，开启省煤器再循环门。5.3 冷态冲洗 化验冷态清洗水质合格后，锅炉冷态清洗结束。5.4 锅炉启动5.4.1 接启动命令后，联系化学、燃运值班人员。记录膨胀值。5.4.2 联系热工投入锅炉主保护。5.4.3

18、 检查引风机的入口挡板、出口挡板关闭,启动引风机，调整引风机，保持燃烧室出口炉膛压力为0-200Pa。5.4.4 顺控启动高压流化风机，调整高压流化风去一次风挡板，使返料阀各个仓室的风量在规定值，备用风机投联锁。 5.4.5 检查二次风机的入口挡板、出口挡板关闭,启动二次风机，全开床上启动燃烧器冷却风门、二次风风门、给煤口密封风风门及生石灰粉密封风风门，调整二次风量为二次风总风量的50%。5.4.6 检查一次风机的入口挡板、出口挡板关闭，启动一次风机，全开床下燃烧器的燃烧风、混合风挡板，全开播煤风挡板，关闭底部风室两侧一次风门，调整一次风量大于临界流化风量55000Nm3/h，监视炉膛压力正常

19、。5.4.7 所有吹扫条件满足后，DCS画面上“吹扫允许”指示灯亮，吹扫5分钟。5.4.8 吹扫完成后，调整二次风风量，给煤口密封风风量，床上启动燃烧器冷却风风量，播煤风风量，给煤机密封风风量，投入炉膛负压“自动”。5.4.9 调整床下启动燃烧器燃烧风风量，调整混合风挡板，维持总一次风风量不变。5.4.10 开启各燃油快速启闭阀，顺控投入床下启动燃烧器，调整油压在正常范围内。启动燃烧器点燃后，迅速增大点火风的风量，并相应关小混合风挡板，使燃烧风风量与燃油量相匹配，达到燃烧良好。5.4.11 床下启动燃烧器投用期间，床下启动燃烧器风道风温应保持不大于900。5.4.12 点火升温过程中，控制所有

20、烟气温度测点的温度变化率均不要超过100/h。汽包上下壁温差40，汽包金属壁温的变化率480（该温度在调试中确定）可向炉膛投煤，投煤操作如下：1） 给煤机处于手动，开启给煤机入口煤斗闸板阀和给煤机出口隔离闸板阀，去给煤机和隔离闸板阀的密封风投运。2） 启动中间一台给煤机（最低转速），适当开大给煤口密封风、播煤风风量，给煤以10%的给煤量（脉动）给煤，即给煤60至90秒后，停止给煤，约3分钟后观察床温的变化，就地监视炉膛内应有火星，如床温有所增加，同时氧量有所减小时，可证明煤已开始燃烧。再以“60至90秒给煤，停90秒”的脉冲形式给煤3次，床温继续增加大于5/min，氧量逐渐变小，可以较小的给煤

21、量连续给煤。炉内无火星时，应立即停运给煤机，继续预热底料，同时随时观察底料着火情况。3） 当炉膛下部床压低于3KPa时，增加给煤量时应缓慢，待下部床压升至4Kpa以上时，可增加给煤量。4） 依据升温升压曲线，以较小的给煤量用同样方法依次对称投入其余给煤机。5） 逐渐减少床下4只启动燃烧器的出力，调整混合风和燃烧风量，根据情况开主一次风挡板，保持一次风的总风量不变。6） 在减少启动燃烧器出力的同时，逐渐增加给煤量，保持床温逐渐升高,维持床温变化率低于80/h。7）温度达到750时，停一只启动燃烧器（中间燃烧器），保持少量混合风和燃烧风，以冷却燃烧风道前段。根据床温上升情况，逐渐停止其余启动燃烧器

22、。8） 停启动燃烧器的过程中，保持床温升高趋势。9） 床下点火风道降至300时，关小燃烧风和混合风。10） 床下启动燃烧器切除后，保持床温平稳上升且800以上。11） 锅炉负荷30%时，给水切换为主给水管路运行，水位控制投自动。5.4.27 当汽包压力升至6.0MPa时，通知化学值班员取样化验合格后，方可继续升温升压。5.4.28 所有燃烧器解列30分钟后燃烧稳定投入电除尘。5.4.29 投生石灰粉系统，投入SO2控制，生石灰粉给料机投“自动”。5.4.30 通过冷渣器的运行或添加床料的手段，维持床压在710KPa左右，风室压力1013KPa左右，投入排渣系统运行，床压控制投自动。5.4.31

23、 按启动曲线蒸汽参数达到并汽条件时，准备并汽：1） 并汽前应与邻炉取得联系，调整汽温，汽压稳定。 2） 锅炉与蒸汽母管并列或直接向汽机供汽前应对蒸汽管道进行暖管，暖管时间冷态为2小时，热态为0.5小时至1小时。 3） 并汽的条件；（A）锅炉所有设备运行正常，燃烧稳定。（B）启动锅炉的汽压应略低与母管压力0.2-0.3MPa。 （C）蒸汽温度在500以上，主汽温度低于母管温度30。（D）汽包水位为-50mm左右。（E）蒸汽品质合格。（F）单元机组启动时，汽温，汽压按汽机的要求保持。 4） 并汽的步骤：（A）暖管结束后，并汽时先开主汽门旁路门，当两侧汽压趋与平衡时，缓慢的开启并汽门2、3圈，注意汽

24、温的变化。若汽温急剧下降或发生蒸汽管道水冲击时，应立即停止并汽并加强疏水，待正常后重新并汽。（B）并汽门全开后关闭旁路门。（C）待汽温正常稳定后关闭疏水门。5）并汽结束后，逐步增加负荷。6）并汽的注意事项； （A）并汽时单元长、值长必须参加，并和汽机及邻炉加强联系。并汽前必须冲洗水位计。 （B）并汽过程中如发生影响运行系统的一切故障及异常情况，应立即停止并汽。 （C）蒸汽温度达到525以上,且能保证汽机正常汽温时,可依次关小所有疏水门,根据汽温上升情况,投入减温水。（D) 带负荷过程中，应加强燃烧调整，保持汽压、汽温、及水位稳定。（E) 负荷达到额定蒸发量的50%时投入自动装置，MFT保护全部

25、投入。5.5 正常停炉5.5.1 过热汽温调整切手动，逐渐降低过热汽温。5.5.2 逐渐减少煤量和风量，将锅炉负荷降至50%，保持正常床温。5.5.3 锅炉负荷降低到50%和锅炉停止运行以前须吹灰并将锅炉有关自动退出运行。5.5.4 锅炉负荷降至30%时，给水切旁路运行，关闭连排调整门。5.5.5维持汽包水位+50mm，必要时，将汽包水位自动调整切至手动方式。5.5.6 排空生石灰粉管道的生石灰粉，停止给生石灰粉系统。减少给煤量至最小值，关闭所有燃料仓斗出口的截止阀，并使给煤机的燃料全部排空，停运给煤机。5.5.7 根据汽温下降情况，调整减温器的喷水量调节过热器出口温度，当不再需要减温时，关闭

26、减温管道上的截止阀。5.5.8床压自动调整切至手动。5.5.9 当旋风分离器烟气温度和汽包金属温度的变化分别保持不大于100/小时，降低床上点火燃烧器的燃烧速率，调整锅炉风量，继续流化床料，使受压部件的降温速率小于50/小时。5.5.10 调整一次和二次风机入口调节门和引风机入口调节挡板，保持炉压在-125Pa锅炉吹扫5min，当床温降至400时，若不需快速冷却，可停风机。5.5.11 解除锅炉主联锁,缓慢关闭一、二次风机入口挡板，停一、二次风机。5.5.12 确认冷渣器系统达到停运条件，关放渣插板，冷却水暂时不停，停止滚筒冷渣器运行。5.5.13 解列风机联锁，关闭引风机入口挡板，停引风机，

27、60s后，停高压流化风机5.5.14 严密关闭各风门挡板，使机组进入备用状态。5.5.15 当主汽门及旁路门关闭后，汽包上水至+300mm，关闭给水旁路调节门、电动门，开省煤器再循环门，停给水泵，停运化学加药系统和连续排污系统。开启过热器疏水，若压力不超时，关闭向空排汽。5.5.16 停暖风器系统。5.5.17 做好各项记录。5.6 运行调整5.6.1负荷调节5.6.1.1在床温恒定的条件下提高床层高度增加燃煤量和风量，可提高锅炉负荷，反之，降低床层高度减少燃煤量和风量，锅炉负荷相应降低。5.6.1.2增加负荷时，应先增加风量，再增加燃料量，使料层差压逐渐增加。5.6.1.3减负荷时，应先减少

28、燃煤量，再减少风量，并慢慢排渣，以降低料层差压。5.6.1.4通过改变床温也能达到调节锅炉负荷的目的，但幅度有限。5.6.2水位调节5.6.2.1汽包水位的急剧变化会引起汽压、汽温的波动，因此运行中应尽量保持正常汽包水位。5.6.2.2在锅炉低负荷运行时，可维持偏高水位，以免负荷增大时造成水位偏低；反之，高负荷运行时，可维持偏低水位，以免负荷减低时造成高水位。5.6.3床温、床压调节5.6.3.1锅炉正常运行时床温应维持在790910之间。床温过高，会造成床层结焦。床温过低，燃烧不完全，容易造成锅炉灭火。通过调节燃煤量和去布风板的一次风流量来改变床层温度。5.6.3.2锅炉正常运行时床压应维持

29、在46kPa左右，利用调节排渣量控制锅炉的床压。5.6.4汽温、汽压调节5.6.4.1通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧控制汽压。在增加负荷时，首先增加风量，再增加燃料量；反之，在减负荷时，先减少燃料量，再减少风量；5.6.4.2通过两级喷水减温器调节锅炉主汽温。在投入减温水时操作要稳，切忌猛增猛减，一级减温作为粗调，二级减温作为细调，一定要保证减温后的主汽温度有一定的过热度。5.6.5 SO2、NOx排放浓度的调整5.6.5.1通过调整石灰石的给料速率，调整SO2的排放，但SO2的排放值不允许长时间地低于标准的75，因为这样将导致锅炉低效率运行。5.6.5.1通过改变床温，可改变NOx排放，锅

30、炉床温在790900之间时，NOx排放值最低。5.6.6 吹灰 锅炉运行后，可投入吹灰器运行，吹灰按规定程序进行，可不考虑锅炉负荷大小，但当锅炉运行在50%负荷以下时，吹灰时应将送、引风风机操作方式变为手动方式。5.6.7 锅炉燃烧调整 为能使锅炉经济运行，在锅炉整套启动期间，进行以下简单的燃烧调整：改变炉膛出口氧量，即改变风煤比，测量飞灰和床渣的含碳量；改变一、二次风量的配比，测量飞灰和床渣的含碳量；改变Ca/S摩尔比，测量锅炉SO2排放量等。6 质量检查标准6.1 火电工程调整试运质量检验及评定标准。6.2 锅炉给水流量能满足机组满负荷运行，并保证减温水用量。6.3 锅炉给水压力能满足在锅

31、炉额定工况下，克服汽水阻力的压降，保证锅炉运行。6.4 主汽温度5455。6.5 给水温度达到230。6.6 省煤器出口氧量：3.5-5.0%，排烟温度138。6.7 其余验收标准项目请参阅验评标准。7 调试组织分工 7.1 电厂参加本次措施方案的会审，同时做好生产准备，负责编写运行规程，设备命名、挂牌，负责操作系统设备。7.2 总包单位负责对参加措施方案会审，负责现场工作协调。7.2 监理公司负责本试运方案的讨论会审。检查试运的各项工作落实完善情况。负责本次调试设备的全过程监控。7.3 河北电建二公司参加措施方案会审，负责设备维护、检修和消缺工作，负责临时设施的安装和系统恢复工作。7.4 河

32、北省电力建设调整试验所负责编制措施方案及实施，编写调试报告及整套期间的运行监护。7.5 整套试运组负责对锅炉整套启动调试工作进行统一协调指挥。8 环境和职业安全健康管理8.1 整套启动前，应经各级验收合格，在启动验收委员会验收批准后，并得到试运指挥部指令后，方可启动。8.2 按已批准的整套启动措施分工执行。8.3 全厂报警、呼叫讯号投用。8.4 全厂消防、保卫系统全部到位。8.5 所有涉及#0锅炉设备的消缺、维护均按工作票执行，做到有条不紊。8.6 电气操作及热力、消防的有关工作应执行电气工作票、热力工作票及三级动火工作票制度。8.7 对井、坑、孔、洞应铺设与地面齐平的盖板，或设临时围栏并有明

33、显的警示牌，晚间辅助特殊照明以示警告。8.8 全厂照明可靠，除正常照明外应有足够的事故照明。8.9 工作场地与通道不得堆积杂物，临时脚手架应拆除。8.10 整套启动期间的事故处理按照#0锅炉整套启动反事故措施和运行规程中的事故处理规程以及部颁有关法规、规程等规定执行。8.11 无关人员不得进入运转设备现场。9 工作危险源分析及安全措施工作票编号 ：GL-13 2007 年 06 月15日工程公司名称：河北调试所部 门：热动所专 业：锅炉工作负责人：刘亚军工作内容：整套启动调试作业工序危险及潜在危险消除或减少危险及潜在危险措施1设备内作业电器或线路漏电，导致人体触电伤亡。加强安全意识，使用安全电

34、源，并保证设备外有人监护。2设备内作业意外带电，使设备搅拌、旋转、发动、充电、充水、充气（汽）等造成人员伤亡作业前，填写工作票，落实拉电等安全措施，并保证设备外有人监护。3辅机转动在启动转动设备时，操作人员未与就地联络好，引起就地人员伤亡。旋转部件无遮盖，使衣服、人体部分被转入而伤亡。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。旋转部件加遮盖。4辅机油系统风机润滑油泄漏，污染环境、遇明火引起着火。加强巡视，发现泄漏时及时通知施工单位清除，投入消防系统或配备手持灭火器5锅炉试运锅炉汽水系统超压、泄漏引起设备损坏和人员伤亡。控制压力在允许范围内，锅炉安全门处于正常状态。6锅炉试运人员磕碰

35、、跌落，造成人员伤亡。现场清洁，通道畅通，围栏齐备，照明充足。7锅炉试运 高空落物，造成人员伤亡。加强安全教育，戴好安全帽。8调试过程中使用电源箱及电器设备时，因电气设备损坏或接地不良引起触电，造成人员伤亡。 使用前检查，确保电源箱及电器设备完好，有效接地。 9锅炉试运炉膛及过热器结焦、结渣。加强巡视及运行调整，加强吹灰，确保吹灰器蒸汽压力正常，严格按调试措施进行操作。10油循环及投油燃油泄漏发生火灾加强油泵房、油管道及其相关阀门的检查，确保油系统阀门处于正常状态。油泵房、燃油操作台、各层油枪处备有消防设备。油泵房消防系统经过验收合格，能正常投运。11锅炉试运烧损燃烧器和水冷壁，防止过热器等管

36、壁超温。加强对燃烧工况的检查，及时进行燃烧调整。控制燃烧强度，尽量避免炉膛受热不均，加强监视壁温，发现有超温的危险及时调整燃烧及降低燃烧强度。12投油及投煤燃烧不充分，在炉膛及尾部烟道积聚，引起炉膛爆燃及尾部二次燃烧。加强对油枪、炉膛燃烧工况的检查，及时进行燃烧调整。加强炉膛通风防止煤和燃油结聚。投煤时，防止炉膛压力过大。13给煤系统运行中密封风、播煤风风管阻塞。经常检查密封风风压及播煤风风压。14锅炉试运厂用电失电可能导致设备损害、锅炉结焦如发生厂用失电：1）立即在DCS操作画面上将失去电源的电机开关拉至停止位置。2） 汽机打闸后，关闭主汽门，尽量避免安全门动作。若锅炉不超压、管壁不超温尽量

37、关闭锅炉所有排汽、排水，关小或解列减温器，打开省煤器再循环门，维持汽包水位。3） 开启过热器出口集箱疏水门，以保护过热器。4） 手动就地打开各风道挡板，以最大速率降低炉内的温度水平。5）电源恢复后，立即进行汽包上水，控制上水温度与汽包壁温差小于50，若省煤器出口水温与汽包壁温差超过112时，应停止向省煤器和汽包上水。15锅炉试运DCS失电可能导致锅炉超温、超压如DCS失电：应手动MFT，如没有办法短时恢复，应手动停风机关闭主蒸汽门并打开对空排汽。16锅炉试运锅炉水侧或汽侧爆管可能导致受热面大量破损1）立即汇报值长及有关领导，加强检查并注意泄漏是否扩大。2）立即停止生石灰粉、电除尘系统运行。3）

38、若泄漏不严重，能维持汽温、汽压、水位燃烧时，允许短时间继续运行，必要时可降低负荷、降参数运行，并请示停炉。4）若泄漏严重，不能维持锅炉正常运行或对邻近的管子有威胁，情况继续恶化时，应紧急停炉：5）停炉后保留一台引风机运行，床温下降率不超过100/h。6） 屏式过热器爆破时，加强主蒸汽的监视调整，提前增大减温水，适当降低一、二风量，严禁超温。停炉后，根据情况决定是否清除床料。7）停炉后维持小流量补水，保持正常水位，停止上水，开省煤器再循环门。8） 炉内、烟道蒸汽基本消失，停运引风机进行自然通风。9）其余操作按正常停炉进行。17锅炉试运工业水供应减少或中断加强巡视，发现个别辅机冷去水流量不足时，及时调整冷去水阀门开度。如果出现工业水中断，应严密关注辅机本体温度变化，并降低负荷，准备紧急停炉。10 附录机组启动曲线