1号炉蒸汽冲管总结.docx
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1号炉蒸汽冲管总结
1号炉冲管总结
1.综述
XXX公司1号炉冲管从XXX年XX月XX日开始进岗值班，XX月XX日首次降压冲管，到XXX年XX月XX日冲管顺利结束。
共进行93次降压冲管（第90~93靶板检验均合格）、一次稳压冲管（稳压冲管最长时间达5小时）历时6天，消耗燃油376吨，燃煤3127吨，耗水48570吨。
冲管期间安排停炉二次，第一次是安排在过热器、再热器系统串联降压冲管第一次后，停炉时间29小时，第二次是安排在过热器、再热器系统串联稳压冲管后，停炉时间18小时。
本次冲管进行了全过程化学监督，炉水品质严格控制。
冲管质量用铝靶板检验，结果达到了验评标准的要求。
冲管过程中共加装靶板10块。
连续两次靶板冲击检验结果：
（1）第90、91次靶板，≥0.3mm、＜0.5mm的点数共有1点。
冲管期间锅炉启停共4次，其中因设备故障等原因锅炉跳闸1次，未发生运行原因MFT事件和运行误操作。
整个冲管过程，也检验了运行各专业、各岗位职工队伍，他们的业务水平和操作技能是过硬的，主要体现在以下几个方面：
（1）运行部值长、单元长的指挥能力，各专业、各岗位之间人员的协调操作能力；
（2）集控运行的机组设备启、停操作、锅炉升温升压控制、冲管过程中储水箱水位操作、微油系统点火的操作、运行过程中的事故处理等水平；
（3）化学的制、供水、系统加药、废水排放处理；化验室水质、油制、煤质的及时化验监督；
（4）灰硫的除渣系统投停、气力除灰系统操作控制；燃料运行的上煤操作、程序控制。
冲管各阶段主要工作见下表1：
表1冲管过程
序号
时间
冲管过程
1
XXX.6.13
锅炉第一次降压冲管
2
XXX.6.16
进入稳压冲管阶段
3
XXX.6.16
冲洗高旁
4
XXX.6.17
锅炉第二次降压冲管
5
XXX.6.18
打靶合格，冲管结束
本次冲管除主汽及再热汽系统外，还冲洗了高压旁路、吹灰管路等。
冲管的同时对锅炉的烟风系统、汽水系统、燃油系统及E制粉系统等进行了动态长期考验，冲管的顺利结束，为今后的整套启动打下了良好的基础。
2.主要节点
2.1炉前水冲洗：
6月1日开始炉前管道水冲洗。
2.2锅炉上水：
6月6日，17：
30锅炉上水。
2.3冷态开式冲洗：
6月8日，12：
45锅炉上水，16：
10锅炉连续开式水冲洗。
2.4冷态循环冲洗：
6月10日，13：
50锅炉上水，15：
00储水箱水位20m，启动BCP泵，锅炉开始冷态循环清洗。
2.5点火成功：
6月10日，18：
58，锅炉微油点火成功。
2.6热态冲洗：
6月12日，11：
36分离器入口的水温187℃，锅炉开始热态冲洗。
2.7升温升压：
6月13日4：
15，炉水水质合格，锅炉升温升压。
2.8第一次试冲管：
6月13日5：
58，分离器压力1.5MPa，1号炉第一次试冲管。
2.9第二次试冲管：
6月13日6：
33，分离器压力3MPa，1号炉第二次试冲管。
2.10第一次正式降压冲管：
6月13日7：
00，分离器压力7.5MPa，主汽温度380℃，锅炉第一次正式冲管。
2.11稳压冲管：
6月16日8：
00开始稳压冲管，E、A、B磨煤机运行。
分离器压力4.5MPa，过热器与再热器冲管系数为1.06/1.03。
9：
40稳压冲管结束。
2.12冲管结束：
6月18日17：
37、17：
47，分离器压力7.5MPa，降压冲管，第90、91次连续两次加靶板冲管，经验证靶板合格，冲管结束。
3.冲管期间机组启停统计：
表2冲管过程启停统计
序号
日期
时间
运行状况
原因
1
6月10日
18：
58
锅炉点火
6月11日
21：
30
停炉
冲管过程中停炉放水。
2
6月12日
8：
01
锅炉点火
6月13日
13：
45
停炉
临冲门2坏，停炉消缺。
3
6月15日
18：
50
锅炉点火
6月16日
14：
20
停炉
稳压冲管后安排12小时以上冷却。
4
6月17日
08：
03
锅炉点火
6月18日
18：
10
停炉
冲管结束。
4.首次点火及冲管期间的运行控制要求
4.1锅炉上水控制要求：
1.炉前系统水质冲洗合格，给水含铁量小于200μg/L后锅炉准备上水。
2.投入除氧器加热至80℃，打开汽泵出口电动门，控制上水调门开度，维持上水量在155t/h左右。
3.上水速度控制在：
夏季不少于2小时，冬季不少于4小时；上水温度一般要求为20℃至70℃，且与锅炉水冷壁金属壁温差小于11℃。
4.除氧器加热到80℃，维持155t/h的上水量冲洗至Fe<500μg/L，冷态开始冲洗结束。
5.炉水泵注水后，启动炉水循环泵，再循环流量增加至最大（700t/h左右），进行闭式冲洗。
此时省煤器和水冷壁壁温相对稳定基本在50℃左右，根据启动锅炉的供汽量，可以适当的加大除氧器的加热量，增加外排水量，维持除氧器80℃，水冷壁出口50℃左右，加快闭式冲洗的速度。
如果加热蒸汽不足，可以采取上水--打循环1-2小时--放水的循环方法以达到快速冲洗的目的。
6.省煤器进口Fe<100μg/L冷态冲洗合格，准备点火进行热态清洗。
7.锅炉点火后，控制燃料投入率，按照锅炉升温升压曲线升压，每半小时化验一次锅炉水质，根据水质情况，调节361阀控制排放量。
当启动分离器压力达到1.25MPa，温度达到190℃时，维持温度、压力稳定，炉水排放量控制在150t/h左右，当省煤器进口水质Fe＜50μg/L，SIO2≤30μg/L，pH值：
9.3～9.5，水的氢电导率≤0.5μS／cm时，热态清洗结束。
4.2锅炉点火控制要求：
1.锅炉炉膛吹扫后，油枪具备投入条件，逐步投运E层微油油枪直至微油层油枪全部投入。
微油枪投入后，观察炉膛火焰监视电视和火检指示是否正常，就地观察火焰燃烧情况，如果着火燃烧不好，可调节助燃风开度；如果出现灭火情况及时退出微油枪运行。
微油层投入后，启动E制粉系统，锅炉升温升压。
2.控制E磨给煤量，严格控制升温速率，控制管壁的温度变化速率。
根据水冷壁壁温和分离器出口温度的变化情况，按照升温升压曲线，决定投入煤量及速度。
1）温度在0~200℃时，升温速率小于2℃/min。
2）温度200~400℃时，升温速率小于1.5℃/min。
3）温度400℃以上时，升温速率小于1.2℃/min。
3.按≤0.10MPa/min速率将主汽压力升至冲管压力。
4.上水和点火期间注意储水罐内外壁的温差变化情况，防止厚壁元件因内外壁温差大产生大的应力。
5.当水冷壁出口温度达到190℃时，锅炉需进行热态清洗。
热态清洗阶段应控制锅炉的燃料量，维持水冷壁出口温度在190℃。
当水冷壁出口温度升高时，应适当减少燃料量，以便水冷壁出口温度能维持在190℃。
6.由于降压冲管过热器、再热器处于干烧状态，所以在升温升压过程中要严密监视过热器和再热器的温度变化速度。
根据本次的运行经验，在冲管及升温升压过程中，再热器温度较过热器上升速度快，所以在点火初期烟气挡板尽量关小，然后根据过热器和再热器的温升情况调节挡板开度，以达到缓解再热器超温的目的。
7.利用烟温探针监视炉膛温度，控制炉膛温度在410℃左右，在炉膛温度高时可适当减少燃料量，防止过热器超温。
8.在升温升压过程如果发现蒸汽温度与过热器壁温偏差较大时，可以适当的打开临冲门，使过热器、再热器流通一定的蒸汽，这样既可以提高蒸汽温度至冲管温度，又可以适当的带走受热面的热量，缓解管壁温度高的情况。
在过热器壁温高时，在冲管参数没到的情况下，也可以打开临冲门进行低参数冲管，以降低过热器壁温。
9.升温升压过程中，在热态清洗后尽量减少外排水量，减少热量的损失，减少投入的燃料量，防止过热器和再热器壁温高。
10.在投入煤粉后适当打开燃烬风门，降低炉膛火焰高度，防止过热器、再热器壁温高。
11.在投入煤粉前增加上水量和外排量，增加水冷壁的吸热量，缓解投入煤粉时所引起的扰动。
12.在启动锅炉允许的情况下增加除氧器的加热量，提高给水温度，这样可以降低投入的燃料量，防止过热器、再热器超温。
13.在冲管的过程中可以适当的提高储水罐的水位，增加冲管过程中蒸汽中所携带的水量，对缓解壁温高有明显的效果。
但是要注意，一定要控制水位在可见范围内，防止过热器大量进水。
14.控制冲管的频率在每小时4次。
冲管频繁则投入的燃料量多，蒸汽升温升压快，水冷壁蓄热量小，汽温反而偏低，冲管的持续时间短，冲管的效果低。
5.运行操作分析
通过1号炉的冲管调试工作，对运行部各专业各岗位运行人员的协作配合、业务技能、事故处理、问题分析能力是一次检验，也是一次锻炼提高的过程。
冲管期间，开、闭式水系统、凝结水系统、给水系统、启动炉、辅助蒸汽系统、润滑油系统、密封油系统、顶轴油系统、盘车投入运行，真空系统投入，精处理A混床、加药取样系统投入，六大风机、A、B空预器、微油系统点火系统、A、B磨煤机相继投入，除灰、除渣系统、燃油系统、消防系统均投入运行。
运行人员独立操作，事故情况下主动处理、积极联系，保证了冲管过程的安全进行。
下面就过程中的主要操作予以简单总结，对下一步机组整启试运提供借鉴和指导。
a）冲管时储水罐水位控制操作
整个冲管过程中，储水罐水位的控制比较好，未出现运行监视和操作不到位使储水罐水位异常或锅炉跳闸问题。
降压冲管时采取的方法为：
冲管前省煤器入口给水流量在25％MCR左右，约800t/h，维持储水罐水位稳定，适当维持高点（15m左右），BCP泵运行，360阀开度在80％左右，再循环流量约700t/h，电泵转速基本控制在3500RPM左右，给水压力控制在10MPa左右，电泵最小流量再循环手动状态下全开，给水旁路调节阀开度维持在50％，在保证锅炉金属壁温正常的情况下尽量减少炉水排放，将361A、B、C阀全关，当分离器出口汽压升至冲管压力7.5MPa时，打开临冲门，听到放汽声后，迅速通过电泵勺管提高电泵转速至4800RPM，给水压力提高至13.6MPa左右，同时将电泵最小流量再循环关闭，提高省煤器入口给水流量至1100-1200t/h，冲管过程中维持该流量，分离器出口汽压降至5.7MPa时关闭临冲门。
当关下临冲门后，不要马上减少主给水流量，当排汽声消失后，监视储水罐水位有回升迹象时将电泵转速渐减至3500RPM左右，同时打开电泵最小流量再循环门，省煤器入口给水流量回复至800t/h左右，进行升温升压和下一周期的冲管，冲管期间严密监视水冷壁、过、再热器金属壁温，做好记录和分析。
各参数如下图：
图1稳压冲管时各部参数情况
图2降压冲管过程中各部参数情况
图3降压冲管过程中主要参数曲线
b）冷炉微油系统点火投粉操作
在投运微油系统点火装置时，煤质挥发份较高情况下（空干基Vdaf＞27.82％）情况下，一次风至微油系统助燃风门开度40%，一次风压7kPa左右，助燃风母管测速差压在0.17～0.2KPa，粉管风速不低于27~28m/s，微油枪助燃风开度35～40%左右。
发现微油系统燃烧器壁温有异常上升情况，应在保证可靠点燃情况下，适当增大该支微油枪助燃风开度（45%左右）。
监视好磨出口各粉管风速的平衡情况，现场巡视定期测量掌握喷燃器及粉管的温度，在巡检日志中做好记录，发现异常及时采取措施。
在整个冲管期间，E层微油燃烧器壁温控制良好，没有发生因壁温高跳磨或停磨事件。
在投运微油枪时，开油角阀瞬间对微油母管压力造成冲击，晃动较大，油压低时造成相邻微油枪熄火，因此适当将微油母管压力提至1.5MPa，可以减少投运时对相邻微油枪的影响。
微油系统点火装置在6月10日出现E1、E6微油枪点不着的情况，通知调试及厂家技术人员现场检查处理。
E1微油枪点堵，经过清洗后投运正常。
E6微油枪清洗后雾化质量差，着火不好。
在6月10日锅炉熄火后，积油还在燃烧器内燃烧。
后经更换雾化片后投运正常。
在第三阶段降压冲管时，微油枪着火良好，燃烧器壁温稳定在正常范围内。
微油系统回油管现在接在炉前燃油系统的回油调节阀前，由于此处压力在3MPa以上，因此在投微油前油压无法调至目标值。
建议微油回油管改接至回油调节阀与回油快关阀之间。
c）汽温控制：
在降压冲管过程中，投运单台E磨，减温水没有投用，主再汽温维持在380/480℃左右，符合冲管要求。
在稳压冲管阶段，投运了E、A、B三台磨煤机，炉膛热负荷非常高，为了控制主汽温＜420℃，再热汽温＜520℃，投用了大量的减温水。
左右侧减温水调整门开度接近全开。
稳压冲管A汽泵投入运行，由于A汽泵需要辅助蒸汽，除氧器的加热蒸汽在冲管过程中适当减少了，因此除氧水温降低，这样加大了燃料量的投用，提高了炉膛温度水平。
在稳压冲管的过程中屏式过热器壁温出现报警，经过调整，降低燃料量后得到控制，但也制约了稳压冲管的效果。
虽然稳压冲管时间延续了5小时，但是冲管系数＞1的有效时间只有1.5小时。
d）其它专业及系统的操作
冲管过程中，凝汽器补水、水位控制，除氧器投加热、水位控制等操作平稳，很好的维持了冲管期间水位的稳定。
化学共制供水79000吨，满足了锅炉冲洗和冲管用水量要求，给水、炉水配、加药操作基本实现自主操作，对凝水、给水、炉水、精处理前后的水质化验分析比较及时，煤质、油质的化验及时准确，废水排放处理满足了冲管要求。
除渣、除灰系统投运正常，缺陷提交及时。
燃料上煤执行少量多次上煤方法，共上煤8次，系统运行状况正常，锻炼了运行人员操作技能。
6.冲管中遇到的问题及处理情况
1.临冲门泄漏、卡涩，影响冲管工期
自第1、2次冲管后，临冲门2内漏、卡涩严重，使锅炉升压困难，且更换靶板困难，事前对临冲门关闭不严、卡涩的情况估计和准备不足，没有备用临冲门可用。
后经调试、生产、工程及施工单位更换临冲门2后才得以正常进行。
2.炉膛热负荷不均匀，左右侧主汽温度偏差较大
在稳压冲管E、A、B三台磨煤机工况下，右侧汽温高于左侧20℃左右。
具体数据见表3。
表3：
各过热器出口蒸汽温度
项目
左侧（℃）
右侧（℃）
顶棚出口汽温
246
278
低过出口汽温
392
430
屏过出口汽温
481
530
末过出口汽温
401
421
分析左右侧汽温偏差较大的原因：
（1）排除由蒸汽吸热不均、流量不均造成。
屏间流量不均的问题难以避免。
但是，若热偏差仅由屏间流量不均造成，根据有关资料需要8%以上的流量偏差才能造成20℃以上的主汽温偏差。
如此大的偏差一般会导致部分管屏壁温明显偏高，而1号炉过热器及再热器管壁温度均正常。
可见，过热器、再热器管屏间流量不均不是汽温偏差大的主要原因。
（2）确定为烟气分布不均所致。
锅炉为前后墙对冲燃烧方式，虽无烟气扭转残余问题，但各层二次风左右侧流量偏差现象较严重，具体数据见下表4。
这样导致火焰分布不均，产生热偏差，炉膛燃烧分布的不均导致水平烟道出口温度及右侧尾部烟道烟温偏高，又使对流受热面吸热不均，最终造成汽温左右侧偏差。
表4：
尾部烟道烟气温度
项目
左侧（℃）
右侧（℃）
低温再热器进口烟温
483.928
544.761
省煤器进口烟温
337.307
393.326
风门挡板开度及风量不准确，也造成了烟气分布不均，需要冲管后校对好。
表5数据说明了当时情况。
表5：
二次风门开度与二次风流量
项目
左侧二次风开度指令（%）
左侧就地实际开度（%）
左侧二次风流量（t/h）
右侧二次风开度指令（%）
右侧就地实际开度（%）
右侧二次风流量（t/h）
A层
30
83
64
30
31
46.22
B层
34.6
34
133.5
34.6
50
39.84
C层
44.5
30
126.7
44.5
40
104.6
D层
38.6
25
52.7
34.87
30
坏点
E层
41.6
40
78.65
41.6
40
86.55
F层
44.5
45
105.1
44.5
45
146.4
前墙燃烬风
28.5
30
41
28.5
30
100
后墙燃烬风
28.5
15
43
28.5
28
119.4
另外，E磨煤机出口风速经过热态运行后差别变大，E1~E8分别为29.59、21.93、26.61、29.82、27.59、39.73、30.23、30.83m/s。
这样也增大吸热不均，需要冲管后校对好。
3.6台给煤机运行电流偏大，在运行的E、A、B给煤机在冲管过程中均发生过过电流跳闸。
经过检查发现给煤机入煤口皮带下面支撑，厂家将原来托辊改成铁板，摩擦力增大。
在增加煤量后，电流超限。
目前A给煤机已改成托辊（从2号炉拿来），建议其他给煤机均改成托辊。
4.E磨煤机一次风量测点安装在暖风器出口，在暖风器投运时，一次风量测不准；目前热控在暖风器至一次风口后加装一套风量测点，因距离较短，可能也测不准。
5.A、B空预器油站油泵进油管道在导向轴承处有一上升段，造成油站工作不正常，导向轴承温度高。
需要改进油泵进油管，现确定改从导向轴承油位计接出。
6.点火油枪存在缺陷较多：
在稳压冲管阶段，启停A、B磨煤机时，发现有2～3支点火油枪点不着。
高能点火器打火正常，原因是油枪枪头堵塞。
可能与采用蒸汽吹扫有关。
炉前蒸汽吹扫管路锅炉厂现只设计有一只疏水阀，暖管后关闭，没有设计疏水器，运行中易积水，造成管路生锈，一些杂质容易堵塞枪头。
建议加装疏水器，运行中对吹扫管路进行疏水，防止积水发生。
吹扫蒸汽管路疏水器已联系设备部、工程部要求火电按加装。
对于#0柴油，油枪厂家说可以使用压缩空气吹扫。
采用压缩空气吹扫是比较好的，其他百万电厂也大多采用压缩空气吹扫的，建议进行改进。
7.锅炉二次风箱恒力弹簧支吊架因弹簧原因，在热态膨胀时没有拉长，造成钢梁变形，需要更换或修正处理。
8.六大风机油站存在的问题：
（1）油站循环冷却泵油温到50℃远方不一定自启，怀疑电缆受到感应电影响，需屏蔽电缆；
（2）溢流阀容易堵塞，造成控制油压大幅度下降；（3）动叶调节存在2%死区，不连续。
9.火检冷却风机启动后就地压力表无显示，量程太大，需更换。
10.烟温探针。
锅炉烟温探针由上海克莱得贝尔格曼机械有限公司提供，按厂家规定烟温探针不允许在炉内停止，必须不停的进退，而且由于传动的链条材质为塑料，冲管阶段右侧烟温探针链条故障，需厂家处理。
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