3#锅炉调试报告
1. 概述
1.1. 扩建工程新建一台130t/h循环流化床锅炉和一台调速给水泵。该
锅炉是由济南锅炉厂生产的YG-130/9.8-M型循环流化床锅炉。 1.2. 锅炉为高温高压、单汽包、自然循环蒸汽锅炉。采用循环流化床燃烧
方式和高温气固分离。给水泵采用液力耦合器调速的卧式多级离心泵 1.3. 锅炉主要设计参数：
额定蒸发量： 130t/h 额定蒸汽压力： 9.8MPa 额定蒸汽温度： 540℃ 给水温度： 215℃ 锅炉排烟温度： 140℃ 锅炉热效率： 91.04% 2. 调试情况
本次调试的内容包括烘炉、电机试转、风机试运、给水泵试运、锅炉点火、锅炉静态试验、锅炉动态试验等。 3. 锅炉烘炉 3.1. 烘炉目的
循环流化床锅炉炉墙砌筑完工后，炉墙中含有一定的水分，锅炉投入运行前，要将水分烘干，使其性能稳定，防止以后锅炉长期运行过程中炉墙产生裂纹和变形脱落。 3.2. 烘炉范围
烘炉主要是针对砌注的耐磨耐火材料，具体的砌筑位臵如下：水冷布风板、点火燃烧器、炉膛密相区、炉膛上部烟气出口的四周水冷壁管表面、旋风分离器及进出口烟道、料腿、返料器、屏过下浇筑料。 3.3. 烘炉过程
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3#锅炉调试报告
本次烘炉自6月24日09：00开始到7月10日11：00结束，历时16天。原计划烘炉过程分为三个阶段：第一次升温阶段 20-60℃升温率20℃/天持续2天，保温2天（此温度为过热器后省煤器前测点）；第二次升温阶段60-120℃ 升温率不超过 20℃/天持续3天，保温2天（此温度为过热器后省煤器前测点）；第三次升温阶段 120-160℃ 升温率不超过20℃/天持续2天，保温2天（此温度为过热器后省煤器前测点）。最高温度不能超过220℃。
实际烘炉经过：耐磨耐火材料安装完毕后，首先经过72小时的自然烘干。然后在布风板上铺300mm厚的流化床锅炉床料盖住风帽，在炉膛内部添加一定量的木材，并淋上柴油。木材点燃后，按规定升温速率决定投入木材的多少。22日22：00在炉膛底部北二次风管接一干气枪助燃。7月4日9：00单独在风室放臵木柴点火烘烤24小时。7月6日10：30第天开启返料器人孔门防臵木柴点火烘烤48小时。7日分别取尾部烟道和炉膛底部样品化验含水率分别在0.96%和0.33%略高于合格标准（含水率≯0.25%），与浇筑料施工单位协商决定提高烘炉温度到220℃并延长烘炉时间。7月7日22：00在炉膛底部南二次风管接一干气枪助燃。9 日化验尾部烟道含水率在0.38%，虽然化验结果没有达到烘炉合格标准（含水率≯0.25%），但考虑到排潮孔已不再排水且化验样品在空气中停留时间较长，与施工方协商结束烘炉。烘炉结束后，关闭所有风门保持锅炉密封，缓慢降温。当床温达到150℃时，开启风门进行自然通风。 3.4. 停炉后耐火材料检查情况
炉膛内左墙有凹坑；几处二次风管没有被浇筑料盖住；省煤器前、后墙有部分裂纹，局部暴露钢筋网。
3.5. 烘炉曲线标准曲线与实际曲线对比（以省煤器前烟温为准）
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3#锅炉调试报告
13日 250225 200 175150 125 10075 50 25 0 4. 锅炉
日25262201日2日3日4日5日6日7日8日9日日日日日日日日日12272829301011实际温度计划温度4.1. 锅炉清洗目的：
新建锅炉，在制造过程中经常会形成轧制铁磷和带硅氧化铁皮，且出厂时常常在阀门等设备内涂覆防蚀油剂，长期暴露空气使金属表面进一步腐蚀，形成腐蚀产物，所以这些杂物如不彻底清除，将带来很大危害。如：使炉管发生沉积物下腐蚀、水质指标长期不合格，从而延长新机启动到正常运行的时间等。同时也为了改善锅炉的水汽品质，减缓锅炉的腐蚀及节省能源，根据DL/T794-2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的规定，锅炉水冷系统和省煤器在投产前必须进行化学清洗。 4.2. 锅炉清洗的流程和范围：
根据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的规定，确定化学清洗工艺为：水冲洗、碱洗脱脂、碱洗后的冲洗、酸洗、酸洗后水冲洗、漂洗、中和钝化。清洗范围为省煤器、水冷壁、下降管、锅筒等。 4.3. 锅炉清洗过程
本次锅炉清洗由淄博华实清洗有限公司全面负责。整个清洗过程见下表：
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13日3#锅炉调试报告
化学清洗过程 时间 过 程 上水冲洗、试漏 716:00 月17:00 停泵、排放、消缺 水冲洗 1418:30 开泵上水冲洗，投入蒸汽加温 日 19:00 打保护液 水冲洗结束，循环加温，入口温度42℃，出9:30 口33℃，加药品。 入口温度70℃压力0.5mpa，出口60℃、10:50 0.22mpa 切换，入口温度82℃ 压力0.45mpa，出口12:30 75℃.0.18mpa 碱洗 切换，入口温度81℃ 压力0.45mpa，出口714:30 76℃.0.22mpa 月切换，入口温度83℃ 压力0.45mpa，出口1516:30 77℃.0.18mpa 日 17:30 排放 18:00 排完 18:29 上水冲洗，同时加温 20:30 水冲洗 水冲洗结束，停泵 22:00 启泵循环，入口温度45℃，出口42℃ 22:30 加药预缓蚀 23:30 开时加酸，入口温度46℃，出口43℃ 1:00 取样，入口HCL4.60%，出口HCL4.38% 1:20 切换流程 取样，系统入口温度45℃；出口43℃。入口3272:10 盐酸4.08%，Fe+168,Fe+2856,出口盐酸酸洗 月4.01%，Fe3+280,Fe2+2912 162:30 切换流程 日 系统入口温度45℃；出口43℃。入口盐酸323:10 3.65%，Fe+224,Fe+2800,出口盐酸3.72%，Fe3+224,Fe2+2915 3:40 切换流程
工艺阶段 4
3#锅炉调试报告
系统入口温度45℃；出口43℃。入口盐酸4:10 3.65%，Fe3+224,Fe2+2800,出口盐酸3.65%，Fe3+224,Fe2+2865 4:30 切换流程 酸洗 系统入口温度：45℃；出口：43℃。入口：盐3+2+5:00 酸3.65%，Fe224,Fe2800,出口：盐酸3.65%，Fe3+224,Fe2+2865 5:10 排放 8:30 排完 9:00 来水 9:10 启泵水冲洗 10:00 水冲洗 上除盐水冲洗，同时升温 11:00 出口∑Fe22.4mg/L 11:30 出口∑Fe17.4mg/L 12:10 加药漂洗 取样，入口：PH 3.36, ∑Fe 262mg/L 13:10 出口：PH 3.44, ∑Fe 248mg/L 取样，入口：PH 3.65, ∑Fe 269mg/L 13:30 出口：PH 3.65, ∑Fe 272mg/L 取样，入口：PH 3.8, ∑Fe 274mg/L 14:00 出口：PH 3.9, ∑Fe 276mg/L 加联氨钝化，系统入口温度：82℃；出口温度：14:30 80℃ 取样，入口：PH10.43,N2H4608mg/L，温度86℃，漂洗 15:00 出口：PH 10.48,N2H4592mg/L ，温度82℃。切换流程 取样，入口：PH10.37,N2H4608mg/L，温度88℃，17:00 出口：PH 10.37,N2H4608mg/L ，温度83℃。切换流程 取样，入口：PH10.16,N2H4570mg/L，温度88℃，19:00 出口：PH 10.16,N2H4512mg/L ，温度82℃。切换流程 取样，入口：PH9.85,N2H4408mg/L，温度92℃，21:00 出口：PH 10.06,N2H4384mg/L ，温度84℃。
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21:30 化学清洗后的检查 外观检查 清洗结束后，检查汽包内壁，汽包中心线以下金属表面以清洗干净，表面形成深灰色的钝化膜。汽包底部没有较多的沉积物，说明锅炉受热面的氧化扎皮和焊渣以清洗脱落，沉积在汽包底部。在清洗箱内监视段内表面以清洗干净，表面形成完整深灰色的钝化。 4.4. 锅炉清洗验收记录
切换流程 排放 工作名称 清洗范围 检查部位 检查结果 汽包检查： 合格 腐 蚀 材安装位指 编号 质 臵 示 片 2383 20#G 清洗箱 的 #2384 20G 清洗箱 腐 蚀 2385 20#G 汽包 状 态 2386 20#G 汽包 5. 辅机设备调试 5.1. 规范参数： 5.1.1.
化学清洗质量检查记录表 3#炉化学清洗 清洗时间 07、7、14—07、7、16 水冷系统、下降管、下联箱汽包等 检查时间 07、7、18 汽包 清洗清洗前 后 失重 g g g 时腐蚀腐蚀速表面积 间 总量 度 m2 h g/m2 g/m2.h 19.7 19.6 0.0575 0.0028 6 20.54 3.42 19.7 19.6 0.0575 0.0028 6 20.54 3.42 19.7 19.5 0.1576 0.0028 11 56.03 5.09 18.9 18.8 0.1513 0.0028 11 54.04 4.91 引风机型号：AYX130-5№20D
全压（Pa） 6101 内功率 6
转速（r/min） 980 风量（m3/h） 147217
3#锅炉调试报告
电动机型号 YKK3002-6 5.1.2.
额定功率（KW） 额定电流（A） 800 55.64 额定电压（KV） 10 一次风机型号：AGX130-2A№16D
全压（Pa） 15529 额定功率（KW） 710 内功率 额定电流（A） 47.09 转速（r/min） 1450 额定电压（KV） 10 风量（m3/h） 108592 电动机型号 YKK5004-4 5.1.3.
二次风机型号：AGX130-6№15.5D
转速（r/min） 1480 额定电压（KV） 10 风量（m3/h） 全压（Pa） 内功率 106599 11859 电动机型号 额定功率（KW） 额定电流（A） YKK507-4 500 33.48
5.1.4. 返料风机型号：8-09№10D
风量（m3/h） 全压（Pa） 内功率 4200 25000 电动机型号 额定功率（KW） 额定电流（A） Y250M-2 55 102.6
5.1.5. 引风机液力耦合器型号:YOTGCD875/1000 额定转速（r/min） 功率范围（KW） 滑差（%） 1000
5.1.6.
560-1625 2 转速（r/min） 2900 额定电压（V） 380 调速范围（%） 20-97 给水泵型号：TDG150-140C（25TSB-P）
扬程（M） 轴功率 11859 电动机型号 额定功率 YKS1000-2/99 1000 KW 7
转速（r/min） 效率（%） 2900 73 额定电流（A） 额定电压 65.53 10 KV 流量（T/h） 150 必需汽蚀余量 6 M
3#锅炉调试报告
5.1.7.
给水泵液力耦合器型号: YOTFC500/3000 启动油泵电机:
Y1002-4/2.2KW
额定转速（r/min） 功率范围（KW） 3000 5.2. 系统设备试转 5.2.1.
试转标准
560-1625 滑差（%） 2 调速范围（%） 20-97 5.2.1.1. 震动标准
转速 振幅（mm） r/min 优等 良好 n≤1000 0．05 0．07 1000＜n≤2000 0．04 0．06 2000＜n≤3000 0．03 0．04 N＞3000 0．02 0．03 另：轴承的轴向串动不得超过2-4 mm。 5.2.1.2. 电机线圈及轴承温度标准 项目 滚动轴承 滑动轴承 标准（℃） <80 <70
5.2.2. 引风机液力耦合器试转 5.2.2.1. 试转条件
5.2.2.1.1. 引风机电机试转正常，转向正确。
5.2.2.1.2. 加32#汽轮机油保持液力耦合器油位正常（3/4～1/4）。 5.2.2.1.3. 耦合器勺管执行器开关正常，并臵于“0”位。 5.2.2.1.4. 盘车360°以上，无卡瑟现象。
5.2.2.1.5. 液力耦合器输出端连轴器拆开并留有间隙。 5.2.2.1.6. 液力耦合器输出端转速表正常,与齿轮的间隙正常。 5.2.2.1.7. 耦合器油冷却器旁路门关闭，进、出口门打开。
合格 0．10 0．08 0．05 0．04 电机轴承 <80 电机定子线圈 <135 8
3#锅炉调试报告
5.2.2.2. 试转情况
7月17日第一次启动后因油法兰漏油严重按事故按钮停用。7月19日19：00开始再次试转引风机耦合器，启动后调整润滑油压、油温在合格范围内；调节勺管执行器从0%开到100%检查转速调节连续，声音变化无异常；油泵工作正常，油位变化在合格范围内。发现的问题：第一，勺管开度在90%～100%之间由于耦合器用油量很大引起油位降低造成油泵进口吸入部分空气发出噪音，在正常运行中应注意转速至最大后不能继续开大勺管；第二，发现油管路有一砂眼渗油。第三，液力耦合器油箱没有加热装臵，在冬天无法满足润滑温度要求（高于5℃），需要添加加热器。22：00连续运行四小时无异常现象后停止，开始连接耦合器风机侧联轴器。 5.2.2.3. 试转数据
指标（最大值） 电机非负荷电机负荷侧耦合器电机耦合器负荷侧轴承 轴承 侧轴承 侧轴承 ⊥ 0.007 0.005 0.005 0.004 振幅→ 0.007 0.004 0.005 0.005 （mm） ⊙ 0.005 0.011 0.01 0.01 温度 ℃ 64 37 40 38 线圈温度（℃） 57 59 60 60.8 评判等级 优等 优等 优等 优等 5.2.3.
风机启动前的检查及试验
5.2.3.1. 检查润滑油油质、油位及油温正常。 5.2.3.2. 轴承的冷却水门开启，水量充足，回水畅通。 5.2.3.3. 电机单独试转完成，运转方向正确，试运记录完备。 5.2.3.4. 二次灌浆完成，检查所有螺栓拧紧，安全可靠。 5.2.3.5. 风机经过静态的启停、联锁保护及事故按钮试验合格。
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3#锅炉调试报告
5.2.3.6. 风机入口调节档板及出口档板调试完成，返料风机出口电动门开
关正常，经过检查验收合格。 5.2.4.
风机试转情况
5.2.4.1. 一次风机试转情况
7月17日第一次启动后发现震动很大，测量发现垂直震动严重超标达1.19mm，就地按事故按钮停止。风机本体割孔检查发现风机内有水存在，放水并紧固地脚螺栓后重新启动震动仍高达0.56mm，再次割风机蜗壳加焊平衡板后再次试转基本正常。试转发现的问题：电机非负荷侧轴承温度计插入位臵不合适，端部磨损抽出，合适位臵一直没有找到。正常试转八小时后停运。
一次风机试转数据
指标（最大值） 电机非负荷电机负荷侧风机电机侧风机负荷侧侧轴承 轴承 轴承 轴承 ⊥ 0.032 0.019 0.053 0.054 振幅→ 0.037 0.041 0.051 0.057 （mm） ⊙ 0.024 0.017 0.065 0.072 温度 ℃ 47 47 37 35 线圈温度（℃） 47 48 46 46 评判等级 优等 良好 合格 合格
5.2.4.2. 二次风机试转情况
7月17日二次风机试转后发现风机电机侧轴承端盖密封渗油严重，检查为端盖松动，安装紧固后正常试转八小时。
二次风机试转数据
指标（最大值） 电机非负荷电机负荷侧风机电机侧风机负荷侧侧轴承 轴承 轴承 轴承 ⊥ 0.02 0.008 0.056 0.043 振幅→ 0.024 0.022 0.028 0.037 （mm） ⊙ 0.02 0.021 0.054 0.065
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3#锅炉调试报告
温度 ℃ 37 线圈温度（℃） 52 评判等级 优等
5.2.4.3. 引风机试转情况
42 53 优等 40 52 良好 37 54 合格 7月19日23：00开始试转，转速调节平滑正常，正常试转八小时。
引风机试转数据
指标（最大值） 电机非电机负耦合器耦合器风机耦风机负负荷侧 荷侧 电机侧 负荷侧 合器侧 荷侧 ⊥ 0.007 0.007 0.005 0.006 0.005 0.007 振幅→ 0.018 0.02 0.018 0.019 0.017 0.02 （mm） ⊙ 0.011 0.009 0.01 0.01 0.014 0.013 温度 ℃ 64 37 38 40 29 30 线圈温度（℃） 57 59 60 61 优等 优等 评判等级 优等 优等 优等 优等
5.2.4.4. 1#返料风机试转情况
7月17日23：00开始试转，震动随时间逐渐增加，18点达10丝后停运，通知安装公司处理。
指标（最大值） 电机非负荷电机负荷侧风机电机侧风机负荷侧侧轴承 轴承 轴承 轴承 ⊥ 0.038 0.012 0.043 0.10 振幅→ 0.076 0.057 0.044 0.04 （mm） ⊙ 0.057 0.023 0.044 0.064 温度 ℃ 42 45 36 40 评判等级 不合格 不合格 合格 不合格
5.2.4.5. 2#返料风机试转情况
7月17日23：00开始试转，震动随时间逐渐增加，21点达8.9丝后停运，通知安装公司处理。21日再次试转八小时。
指标（最大值） 电机非负荷电机负荷侧风机电机侧风机负荷侧侧轴承 轴承 轴承 轴承
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3#锅炉调试报告
⊥ 0.038 振幅→ 0.076 （mm） ⊙ 0.064 温度 ℃ 27 评判等级 不合格
5.2.4.6. 给水泵试转情况
0.043 0.076 0.06 44 不合格 0.064 0.052 0.053 38 不合格 0.083 0.065 0.072 37 不合格 本工程新装有一台郑州电力机械厂生产的TDG150-140C型多级卧式离心式电动给水泵, 轴承采用滑动轴承,给水泵采用螺旋密封结构,密封水采用凝结水，平衡装臵为平衡盘结构,在给水泵入口装有滤网一个。配有大连液力耦合器厂生产的液力耦合器一台作为给水泵的调速设备，并为电机和给水泵轴承提供润滑油。
5.2.4.6.1. 给水泵电机试运前应具备的条件 5.2.4.6.1.1. 5.2.4.6.1.2.
电机开关控制连锁保护试验合格。
液力耦合器、给水泵电机、给水泵油系统运行正常，油压、
油位符合标准，回油正常。
5.2.4.6.1.3. 5.2.4.6.1.4.
电机所有仪表测量接线正常，各种参数显示正常。 电机与耦合器的连轴器螺栓拆除且留有一定距离。
5.2.4.6.2. 给水泵耦合器的试转条件 5.2.4.6.2.1. 5.2.4.6.2.2.
电机试转正常，且方向合格。
电机以及耦合器连轴器连接正常，给水泵侧联轴器未连接
且留有间隙。
5.2.4.6.2.3. 5.2.4.6.2.4.
耦合器所有的保护全部投用。 冷却水供应正常。
5.2.4.6.3. 给水泵试运前应具备的条件 5.2.4.6.3.1.
给水泵及其辅助设备按设计要求安装完毕。
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3#锅炉调试报告
5.2.4.6.3.2. 给水泵及其辅助设备上的所有表计经校验合格并安装完
毕，电气回路及电机绝缘合格。
5.2.4.6.3.3.
油系统管道油循环合格, 油箱上油至正常油位，启动辅助
油泵后各轴承回油畅通，各轴承油位在正常范围内。
5.2.4.6.3.4. 5.2.4.6.3.5. 5.2.4.6.3.6.
给水泵及其辅助设备联锁保护确认完成。 给水泵电机及耦合器空载试运完毕, 确认合格。 给水泵入口管道冲洗合格。完成给水管道冲洗临时排水管
道（临时管道的截面积不小于正式管道截面积的70%）。
5.2.4.6.3.7. 5.2.4.6.3.8. 5.2.4.6.3.9.
给水泵密封水系统的管道冲洗完毕。 工业冷却水系统可投入使用。
高压除氧器压力试验完成，并清扫干净。
5.2.4.6.4. 给水泵保护配臵情况 设定值 事故按钮 低油压跳机 辅助油泵连锁 低电压跳机保护 90 0.05MPa 2S 正常 0.1MPa 2S 正常 60V 1S 正常 动作时间 2S 试验情况 正常 5.2.4.6.5. 给水泵试转情况
8月21日启动液力耦合器辅助油泵打油循环，不久热继动作停机，检查发现电机发热严重且无法盘车，判断为油泵损坏。油泵解体发现油泵转子及偏心环磨损严重，铜套轴承几乎磨穿，油泵壳体轴向侧有磨损痕迹，通知厂家更换处理。9月6日厂家带来油泵转子及偏心环重新装配后试转。根据于总要求液力耦合器与给水泵一起试转。试转时以5%的开度逐渐开大勺管提高转速只开启再循环门进行试转。发现问题：1.电机冷却水接反，但
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3#锅炉调试报告
没有影响冷却效果。2.3#给泵出口门以及出口逆止门泄漏严重，以至于无法对3#除氧器和4#给水泵单试。
指标（最大值） 电机非电机负耦合器耦合器给泵耦给泵负负荷侧 荷侧 电机侧 负荷侧 合器侧 荷侧 ⊥ 1.2 1.4 0.4 0.4 2.2 1.4 振幅→ 1.2 0.9 0.4 0.4 2.9 1.3 （mm） ⊙ 1.0 0.9 0.4 0.4 0.7 0.9 温度 ℃ 54 49 39 39 54 49 线圈温度（℃） 54 55 53 55 52 55 优等 优等 优等 优等 优等 优等 评判等级 5.2.4.6.6. 给水泵特性列表
勺管手操开度 给泵出口压力 （%） （Mpa） 0% 1.6 5% 2 10% 2.6 15% 3.1 20% 3.8 25% 4.8 30% 6.2 35% 7.4 40% 8.8 45% 10.5 50% 11.4 55% 12.1 60% 12.8 65% 13.1 70% 13.6 75% 13.9 80% 14.1 85% 14.3 90% 14.4 100% 14.5 给泵转速 （r/min） 812 944 1147 1291 1446 1663 1915 218 2324 2550 2659 2742 2827 2863 2914 2947 2983 2995 3000 3000 给泵电流 （A） 15.6 15.9 16.3 16.7 17.6 18.9 20.9 22.8 25.3 28.1 29.7 30.9 32.3 32.8 33.7 34.2 34.6 34.9 35.1 35.3 5.2.4.7. 风机的特性调试的检查及试验。
14
3#锅炉调试报告
5.2.4.7.1. 烟风系统中所有档板经过检查验收合格。 5.2.4.7.2. 炉膛及烟风道清扫、检查完，检查孔、人孔封闭。 5.2.4.7.3. 炉膛压力、烟风系统压力测点检查并校验完成，投入使用。 5.2.4.7.4. 风机轴承温度、电机线圈温度以及轴承振动有便携仪表监视。 5.2.4.8. 风机动态调试数据 5.2.4.8.1. 一次风机 开度 ( % ) 电流 ( A ) 0 15 5 14 10 15 15 15 20 16 25 16 30 18 35 20 40 23 45 25 50 28 55 30 60 32 65 33 70 35 75 36 80 36 85 37 90 37 95 38 100 38 一次风机特性 全压（Pa) 流量（m3/h) 效率(%) 内功率（KW) 所需功率（KW) 16602 78976 80.4 411.8 483.3 16357 88846 81.2 497.2 583.4 15989 98720 80.4 545.3 639.9
风机出口 2492 2983 3232 3579 4162 4611 5278 5875 6440 6987 7535 7968 8395 8701 8880 9081 9207 9271 9324 9403 9423 主 风 -684 -451 -294 56 785 1445 19352 25181 30145 34346 38127 41430 43841 45211 46781 47385 48071 48632 49059 49006 49097 点火风量 140 397 3264 6984 9451 11221 14042 17289 20327 22967 25233 27244 28575 29702 30316 30789 31253 31576 31881 32030 32036 15
3#锅炉调试报告
15529 108592 78.6 596 699.3 14978 118465 76 648.5 761 14334 128336 73 670 821.4 13650 138208 70 748.6 878.5 接论：第一次调试后发现风量偏小，经检查后发现点火风量程错误。风量、风压相对风机标准风量有差距。 5.2.4.8.2. 二次风机 挡板开度 % 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 电机电流 （A） 10 10.4 10 12.5 15.1 17.6 19.95 21.8 23.4 24.2 出口风压 Pa 0 0 192 1229 2919 4445 5798 6726 7250 7518 左总风量 NM3 459 6598 11256 17595 23133 27989 31959 34070 35167 35885 右总风量 NM3 5953 7590 11939 18367 23970 28842 32978 35021 36345 37006 二次风机特性表 全压（Pa) 流量（m3/h) 效率(%) 内功率（KW) 所需功率（KW) 12360 71062 82.1 297.2 348.7 12325 79945 84 325.8 382.3 12205 88828 85.4 352.6 413.8 12077 97712 86.2 380.3 446.2 11859 106594 86.5 405.9 476.3 11557 115478 85.9 431.5 506.4 11123 124350 84.7 453.6 532.2 10604 133244 80.8 479.8 563 结论：风量、风压相对风机标准风量相差较大。 5.2.4.8.3. 引风机 开度 10
电流 10 总风量 6412 一次风电流 引风开度 15.5 16 16
电流 19.74 3#锅炉调试报告
20 30 40 50 60 70 80 90 100 100 100 100 10.4 10 12.5 15.1 17.6 19.95 21.8 23.4 24.2 14188 23195 35962 47103 56831 64937 69091 71512 72891 15.5 17.8 22.3 27.5 28.5 30.2 16.86 16.85 16.88 21.9 25.6 32.1 15.6 15.6 21.9 30.7 26.9 35.5 23.2 23.2 24.6 30.4 30.4 30.3 19.7 19.8 20.7 30.3 30.3 30.2 22.5 22.5 23.3 26.7 26.8 35.5 5.2.4.8.4. 2#返料风机 开度 (％） 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 全压（Pa) 23546 24676 25394 25600
母管压力(pa) 22834 22915 23020 23049 22968 22817 22509 22029 21529 20925 20437 20002 19601 风量NM3 280 638 762 893 1024 1161 1301 1441 1564 1656 1732 1802 1877 电流（Ａ） 57.23 60.43 63.42 67.09 70.28 75.28 80.15 84.96 89.27 92.52 95.08 97.49 99.8 返料风机特性 流量（m3/h) 1964 2750 3537 4323 17
所需功率（KW） 29.03 36.54 45.7 54.69 3#锅炉调试报告
25380 5108 64.56 24758 5895 75.33 23800 6682 87.18 22615 7467 96.5 发现的问题：左、右侧返料风室压力和松动风室压力均同步变化，判断是返料风室与松动风室中间隔板忘加，通知安装公司调试结束后进行改造。
5.2.4.8.5. 1#返料风机
开度 (％） 母管压力(pa) 风量NM3 电流（Ａ） 5 23405 321 68.40 10 23374 706 71.34 15 23290 821 74.69 20 23185 932 77.05 25 23000 1062 80.84 30 22614 1203 83.68 35 22064 1344 85.99 40 21459 1481 87.35 45 20791 1610 88.26 50 20238 1723 88.85 55 19700 1820 89.28 60 19306 1899 89.54 65 18908 1972 89.75 70 18613 2039 89.86 发现的问题：1.1#返料风机启动后出口电动门很难开启。2.开启出口电动门后造成2#返料风机倒转。3.1#返料风机出口风量出口风压明显低于2#返料风机。
5.2.4.8.6. 风机启动时间统计表 名称 电机空载电流 一次风机 二次风机 引风机 1#返料风机 1#返料风机 10A 9A 17A 未记录 4S 18
30A 未记录 27S 30A 未记录 26S 电机启动时间 未记录 未记录 风机启动时间
9S 8S 3#锅炉调试报告
风机空载电流 14.4 10.1 17.4A 55 A 51.1A 6. 锅炉冷态通风试验方案 6.1. 试验目的 6.1.1.
对锅炉进行冷态通风试验，目的是检验系统及转机整体运行情
况；测试流化床的空板阻力和料层阻力特性；找出临界流化风量；为锅炉的启动运行及燃烧调整提供参考资料。
6.1.2.通过对这些参数的调整、测量、试验，并对结果进行分析，确定锅
炉燃烧系统最佳运行方式，从而保证锅炉着火稳定、燃烧完全、炉内温度场、速度场及热负荷分布均匀，防止结焦和燃烧设备燃损，降低有害气体排放，保证汽温、汽压稳定，以适应机组负荷变化的要求。 6.2. 试验条件 6.2.1. 6.2.2.
烟风系统按烟风系统调试方案的要求试运结束。 根据试验要求在测量场所安装临时测点及照明。
6.3. 试验步骤 6.3.1.
空板阻力特性试验
在布风板不铺床料（空床）的情况下，全开风室入口各风挡板，一次风机入口调节挡板按10％梯度增加，直至风机达到额定电流，再按10％梯度减小。按下表进行记录。根据下表绘制出空板阻力曲线。
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3#锅炉调试报告
800070006000500040003000200010000010000200003000040000风量500006000070000风室压力空板阻力特性
6.3.2. 空板+料层阻力特性试验
在布风板上分别铺300mm、400mm、500mm的床料，全开风室入口各风挡板，一次风机入口调节挡板按5％梯度增加，直至风机达到额定电流，再按5％梯度减小。绘制出料层＋空板的阻力曲线如下：
90000900080000800070000700060000600050000500040000400030000300020000200010000100000
6.4. 冷态临界沸腾风量的测量
6.5. 。根据以上曲线无法判断最小流化风量，打开炉门用钩耙在主床内钩
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3#锅炉调试报告
动，从手感上感觉沸腾效果。确定最小流化风量确定最小流化风量为38000M3左右。 7. 蒸汽吹管方案 7.1. 蒸汽吹管的目的
由于设备在运输、存放、安装时，不可避免的会有杂物流存在系统管道中，因此为了确保锅炉及汽轮机的安全运行，必须进行蒸汽吹管，以清除系统中的杂物。 7.2. 吹管的流程
汽包→过热器→过热器出口集箱→主蒸汽管道→部分主蒸汽母管 →吹管电动门→临时管道→排大气。 7.3. 蒸汽吹管方式和控制参数 7.3.1.
吹管参数：
开吹管电动门时汽包压力： 4MPa 关电动门时汽包压力： 2.5MPa 过热器出口蒸汽温度： ≤430℃ 7.4. 蒸汽吹管的方案 7.4.1.
临时管从主汽母管南侧扩建接口连接，使用φ273×9临时管道排
大气。用扩建端电动门替代电动主闸门，作为吹管临时控制门。 7.4.2.
吹管靶板规格标准：按DL/T5057-95电力建设施工及验收技术规
范锅炉标准机组篇的规定，靶板材料为铝板，其规格宽为20mm，长度纵贯管子内径，厚度为5mm。 7.5. 吹管质量评定标准
根据电力行业标准DL/T5047-95施工验收技术规范锅炉篇的规定：在保证吹管系数大于1的前提下，连续两次更换靶板检查，靶板上的冲击斑痕粒度不大于0.8mm，且斑痕不多于8点即认为吹管合格。
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3#锅炉调试报告
7.6. 吹管时的安全注意事项 7.6.1. 7.6.2.
应严格控制好水位，以免蒸汽带水，影响吹管效果。
主汽管道和过热器疏水一次门全开，用二次门控制，吹管时关闭。
吹管期间如果超温，可投减温水。 7.6.3.
临时管道应保温以免烫伤人。吹管期间排汽口设专人监视，并与
指挥中心保持密切联系。 7.6.4.
拆除所有的能影响锅炉及管道膨胀和容易引起着火的脚手架、跳
板等。道路畅通，照明充足。 7.6.5. 7.6.6.
拆卸靶板，操作临时门应设专人，并且听从有关人员的指挥。 运行人员应熟悉运行规程、吹管方案、操作过程，并作好事故预
想。 7.7. 吹管过程
7月21日07：00点炉，升温、升压操作按已制定的运行规程执行。16：20压力正常满足吹管条件。吹管前前汽包水位保持在-100mm，当汽包压力达到2.0MPa、2.5 MPa、3.0 MPa、3.5 MPa时分别开启吹管电动门，分别在1.0MPa、1.5 MPa、2.0 MPa、2.5 MPa关闭吹管电动门，共进行了四次试吹。当压力达到4.0MPa时开启控制门，进行正式吹管；等汽包压力降到2.5MPa时关闭临时控制门停止吹管。当天共进行吹管六次，为了提高吹管效果于19：45安排压火停炉一次。在吹管过程中发现四支减温水不畅，夜间安排人员拆开减温水一次门阀盖进行反冲，冲出大量铁锈。22日4：45启动点火，升温、升压操作按已制定的运行规程执行。7：20达到吹管条件分别进行两次试吹检查正常后开始正式吹管共34次。分别在第10次、第18次、第25次、第30次、第31次、第32次、第33次、第34次放臵靶板8块。经检查最后两次靶板符合验收标准。22：40 停炉压火。
为了对主蒸汽母管剩余部分进行吹扫， 23日8：00解列2#机，使用
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3#锅炉调试报告
2#炉蒸汽共进行吹扫5次，并在最后两次放臵靶板，经检查最后两次靶板符合验收标准。 8. 安全门调整 8.1. 安全门调整的目的
安全阀调整试验的目的是，在锅炉受压容器及管道超压时，安全阀应准确启座，及时排汽泄压；降压后迅速回座且关闭严密，确保锅炉机组安全稳定运行。
8.2. 安全阀调整应具备的条件 8.2.1. 8.2.2. 8.2.3. 8.2.4. 8.2.5. 8.2.6. 8.2.7. 8.2.8.
锅炉应具备点火启动条件，所有辅属设备都可以投入运行。 风烟系统、汽水系统、燃油系统、给煤系统具备投入条件。 机组的热力系统蒸汽吹管工作完成。
锅炉各部的膨胀间隙正确、膨胀指示器安装齐全，冷态调定零位。 减温系统调试结束，具备投入条件。 汽水系统中的管道、联箱支吊架调整完成。 走梯、平台、栏杆完好，道路畅通，照明充足。 安全阀就地应装好校验准确的标准压力表。
8.3. 安全阀的调整 8.3.1.
安全阀调整前的准备工作
8.3.1.1. 对安全阀进行处理检查，看其有无裂纹，然后对其各部件材质进
行光谱分析，应符合设计规定。
8.3.1.2. 对安全门的结构尺寸、安装情况做好记录。
8.3.1.3. 检查安全门本体各处焊口，螺丝连接处有无不正常情况，如焊口
处有裂纹及螺丝不符合规格，应提前处理。
8.3.1.4. 汽包、过热器就地压力表和电节点压力表经检验合格（就地压力
表在调整时可接标准压力表）。
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3#锅炉调试报告
8.3.1.5. 准备好调试工具，如黑板、粉笔、记录本、秒表等。 8.3.1.6. 点火排汽门应试验好用。
8.3.1.7. 准备好通讯工具，如电话、对讲机等。 8.3.2.
安全门动作压力的规定
安全门调整压力确定的依据是根据中华人民共和国电力行业标准DL/T959-2005“电站锅炉安全阀应用导则”中的规定，过热器控制安全阀取1.05倍的工作压力为安全门的动作压力；汽包工作安全阀取1.08倍的工作压力为安全门的动作压力。去年全阀试验合格标准：起跳压力不超过额定起座压力的1%，启闭压差为整定压力的4％～7％，最大不得超过整定压力的10％。整定计算如下：
汽包工作安全门起座压力：1.08*11.20MPa=12.10MPa 汽包工作安全门回座压力≥12.10*0.93=11.25MPa 过热器控制安全门起座压力：1.05*9.8MPa=10.29MPa 过热器控制安全门回座压力≥10.29*0.93=9.57MPa 8.3.3.
安全门的调整方法
8.3.3.1. 整定顺序为 8.3.3.1.1. 汽包安全门
8.3.3.1.2. 过热蒸汽集汽联箱控制安全门 8.3.3.2. 整定方法
8.3.3.2.1. 将非整定安全门脉冲罚进汽阀关闭，并开启放空门防止动作。 8.3.3.2.2. 锅炉点火升温升压至额定参数，并维持锅炉燃烧稳定。 8.3.3.2.3. 派专人到就地监视压力表，并与机炉室联系、对照，维持汽
包水位在-20mm—-50mm。
8.3.3.2.4. 将汽包安全阀脉冲阀弹簧紧固螺丝调到中间位臵，开启该脉
冲阀进汽阀，当锅炉压力升到额定压力时，逐渐关小排大气阀，使
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3#锅炉调试报告
之达到安全阀设计动作压力12.10MP。如果未达到设计压力时安全阀就动作了，应立即联系机炉室人员将汽压降到安全压力，视情况手紧脉冲阀弹簧紧固螺丝后，再联系集控室人员升压到安全阀设计动作压力；如果升压到安全阀设计动作压力而安全阀未动作，这时应立即联系机炉室人员将汽压降到安全压力，关脉冲阀进汽阀后，视情况松脉冲阀弹簧紧固螺丝，再开脉冲阀进汽阀，联系机炉室人员升压到安全阀设计动作压力；观察安全阀的动作压力与设计压力是否一致（回座压力为起座压差的4%～7%，最大不能超过10%），如果一致则该安全阀校验合格，如果不一致则就这样反复进行直到调试合格为止，并做好记录。
8.3.3.2.5. 当汽包安全阀调试合格后再对过热器安全阀进行调试，其方
法与汽包安全阀调试方法相同。（过热器安全阀设计动作压力10.29MPa，汽包安全阀可不用解列）。
8.3.3.2.6. 同一安全阀动作时间不小于30分钟。
8.3.3.2.7. 当安全阀回座后，应记录其回座压力，并汇报有关领导。 8.3.3.2.8. 当安全阀全部校验合格后应全面试跳一次，正常后方能撤离
现场（工、器具应清点好并归位），并做好记录。
8.3.3.2.9. 为确保调压中的安全，在调整调节圈位臵前，必须把安全阀
阀前压力降到设备开启压力80%以下，以防在调整时突然开启发生以外。
8.3.3.2.10. 压力以就地压力表为准。 8.3.4.
安全门的调整过程及结果
7月25日14：00达到安全阀调试条件，首先试验汽包安全阀，第一次起跳压力12.02 MPa，回座压力12.0 MPa,；第二次起跳压力11.9 MPa，回座压力11.8 MPa。两次均符合标准，汽包安全阀一次试验成功后开始过热
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3#锅炉调试报告
器安全阀。第一次起跳压力10.83 MPa，回座压力10.29 MPa；判断不合格后进行调整进行第二次试验，起跳压力10.81 MPa，回座压力7.21MPa。依然不符合要求，且回座压力很低。考虑到有汽包安全阀动作比较可靠，过热器安全阀试运结束后再进行调整。
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