锅炉冲管总结

锅炉冲管总结
1.工程概况
本燃煤发电机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业株式会社(Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd)提供技术支持，为本工程设计的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，型号为：HG-2980/26.15-YM2。

锅炉采用П型布置、单炉膛、一次中间再热、低NO X PM主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切园燃烧方式，炉膛为内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，循环泵启动系统；调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。

锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神华煤，校核煤种分别为兖州煤和同忻煤。

1.1锅炉主要参数
1.2冲管范围
⑴锅炉受热面管束(蒸汽部分)及其联络管；
⑵主蒸汽管道；
⑶冷段再热蒸汽管道；
⑷热段再热蒸汽管道；
⑸小汽机高压蒸汽进汽管。

⑹炉本体吹灰系统管路；
⑺取样及仪表管路。

2.冲管方法及调试过程
2.1冲管方法
本次冲管采用二段法冲管：第一阶段，采用降压冲管先冲过热器；第二阶段，过热器和再热器一起串冲，直至靶板考核合格。

冲管以降压冲管和稳压冲管相结合的形式进行。

2.1.1主系统(第一阶段)
其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→高压主汽阀门室→临时管→临冲门→主汽靶板器→临时管→消音器→排大气。

2.1.2主系统(第二阶段)
其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→高压主汽阀门室→临时管→临冲门→临时管→低温再热进口管路→低温再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→靶板器→临时管→消音器→排大气。

2.1.3锅炉本体吹灰管路及取样、仪表管路冲管后期可利用系统内余汽对锅炉本体吹灰管路及取样、仪表管路进行吹扫。

2.2调试内容及步骤
本次冲管从2008年1月5日锅炉冷态清洗开始，截止到1月19日靶板合格结束。

第一阶段进行降压冲管，冲管次数80次；第二阶段冲管以降压冲管为主，中间进行稳压冲管进行冲管扰动，降压冲管次数236次，稳压冲管次数3次。

2.2.1冷态清洗过程
2008年1月5日
11:00，锅炉炉水循环泵注水；
15:00，投除氧器加热至90℃；
15:34，再热器减温水管路冲洗；
16:20，锅炉上水；
19:30，锅炉上水至高水位，投用省煤器进口流量计、贮水箱水位计；
20:00，投用扩容器疏水箱水位计，试转疏水泵A、B，试转正常；
23:10，启动炉水循环泵循环清洗，边上水边排水，排水量为400～500t/h；
2008年1月6日（建设单位、施工单位、监理公司及调试单位对冲管系统检查完毕并办理签证）
04:00，电泵入口滤网差压大，停电泵清理滤网；
10:45，滤网清理完毕，启动电泵，给水打循环，投除氧器加热；锅炉边进水边排水循环清洗；
18:00，化学化验省煤器进口水质：PH=10.14，Fe=149ug/l；启动分离器水质：PH=10.05，Fe=186ug/l；水质合格，合乎点火要求，锅炉做点火前准备；
2.2.2试冲过程
⑴锅炉点火前准备工作
2008年1月6日
18:00，投电除尘加热和振打；启动火检冷却风机；投炉底水封，捞渣机注水，启动捞渣机；空预器吹灰管道暖管；
19:57，启动引、送风机A/B，维持风量35%，炉膛吹扫；复位MFT，建立油循环；投空预器吹灰；
20:15，停止炉水泵注水；
⑵点火试冲阶段
2008年1月6日
20:22，启动A、B侧一次风机，A侧密封风机；
20:30，投入A磨暖风器；
23:00，A磨煤机铺煤完毕；
23:08，A磨等离子试拉弧成功，启A磨煤机，点火成功；
23:39，分离器压力升至0.2MPa时关闭各路空气门，通知热工投用过热器侧各压力表计；等待疏水完全后，关闭各路疏水门；
2008年1月7日
00:40，A磨煤机低油压跳闸，炉熄火；
00:50，锅炉吹扫，MFT复归；
01:00，启一次风机A/B、密封风机A，启2A磨煤机，等离子点火；
03:30，分离器压力3.0MPa，试冲管一次并检查临冲系统，临冲系统无异常；
03:55，分离器压力4.5MPa，试冲管一次并检查临冲系统，临冲系统无异常；
07:30，因临冲门关不严，冲管压力最高达到 4.5MPa，决定停炉处理临冲门，锅炉手动MFT；
08:30，空预器停止吹灰；
08:40，停止A/B送风机、A/B引风机；
09:30，停炉水循环泵；
09:30，停止辅汽至除氧器加热；
09:40，启动分离器压力0.5MPa，锅炉放水；
11:05，炉水循环泵注水。

试冲管期间，临冲系统膨胀正常，无妨碍膨胀之处，各处支架牢固无异常，试冲管阶段结束。

⑶第一阶段正式冲管
2008年1月8日
03:50，临冲门检修结束，锅炉准备上水；
04:30，投入辅汽至除氧器加热；
04:35，向锅炉上水；
06:20，上水结束进行排放冲洗；
07:05，启动炉水循环泵边进水边排水循环冲洗；
07:18，启动2A、2B引、送风机；
07:32，投入空预器吹灰；
07:50，启动2A、2B一次风机，启动2A密封风机；投入A磨暖风器；
08:20，炉前燃油系统打循环；
08:35，炉水泵停止注水；
12:20，化学化验启动分离器水质：Fe＝102ug/l；
12:58，等离子拉弧成功，启动A磨点火；
15:30，分离器压力3.8MPa，试冲管一次并检查临冲系统，临冲系统无异常；18:05，分离器压力5.99MPa，第1次正式冲管；
20:01，分离器压力6.01MPa，第2次正式冲管；
21:03，分离器压力6.01MPa，第3次正式冲管；
23:40，临冲门故障需更换临冲门，停运磨煤机A，锅炉MFT；
2008年1月9日
00:30，空预器吹灰退出运行，停止A/B送风机、A/B引风机；
01:25，锅炉启动分离器压力0.5MPa，停炉水循环泵，锅炉放水；
02:20，投入炉水循环泵连续注水；
2008年1月11日
第4～46次正式冲管；
2008年1月12日
第47～80次正式冲管；
08:25～16:00，锅炉进行洗硅成膜；
16:05，锅炉熄火，停送、引风机；
锅炉第一阶段冲管结束。

⑷第二阶段正式冲管
2008年1月13日
11:10，锅炉上水；
15:00，启动炉水循环泵；
19:20，启动引、送风机A/B，炉膛吹扫，MFT复归；
20:05，启动A、B一次风机，A密封风机，A磨暖磨；
20:20，化学化验启动分离器出口水质合格：pH=9.5，Fe=118ug/l；
20:30，锅炉点火；
23:06，分离器压力2.0MP，试冲管一次并检查临冲系统，临冲系统无异常；
23:41，分离器压力4.08MP，试冲管一次并检查临冲系统，临冲系统无异常；23:56，分离器压力5.0MP，试冲管一次并检查临冲系统，临冲系统无异常；2008年1月14日
00:10，分离器压力5.80MPa，锅炉进行第二阶段第1次正式冲管；
此后，进行了第2次至第60次正式冲管；
14:40，启动B磨；
15:30，投第一、二电场高压柜；
15:40，启动C磨；
16:46～18:46，进行第1次稳压冲管，分离器压力维持在5.0～5.2MPa；18:45，稳压冲管结束，停C磨煤机；
19:15，停B磨煤机，继续降压冲管；
2008年1月15日
进行了第61次至第65次正式冲管；
21:20～1月16日00:20，进行第2次稳压冲管，分离器压力维持在5.2MPa；2008年1月16日
进行了第66次至第76次正式冲管；
2008年1月17日
进行了第77次至第102次正式冲管；
18:00～20:00，进行第3次稳压冲管，分离器压力维持在5.2～5.35MPa；2008年1月18日
进行了第103次至第196次正式冲管；
2008年1月19日
进行了第197次至第236次正式冲管；
通过降压冲管进行靶板的考核工作；
降压冲管第234次，靶板合格；
降压冲管第235次，靶板合格；
第二阶段冲管结束。

其后，进行了炉本体吹灰管路的蒸汽冲管。

08:25～16:30，锅炉进行洗硅成膜；
16:30，锅炉熄火，停送、引风机；锅炉0.8MPa带压放水。

3.调试中出现的问题及处理方法
3.1冲管期间，由于磨煤机第一次投用，电流晃动大，待运行一段时间后才开始有所好转。

3.2第二阶段稳压冲管期间，曾发生过水冷壁及过热器壁温多点温度偏高现象，冲管结束后重点对这些管屏及节流孔进行了拍片检查。

4.结论及建议
4.1燃煤发电机组#2锅炉蒸汽冲管工作从2008年1月5日开始，于1月19日全部结束。

4.2第一阶段采用降压冲管，冲管次数80次；第二阶段冲管主要以降压冲管为主，冲管次数236次；中间掺杂稳压冲管，冲管次数三次。

4.3在整个冲管过程中，锅炉岛风烟系统、制粉系统、汽水系统及其他系统运行正常；临时管道系统基础牢靠，受热膨胀顺畅。

4.4整个锅炉蒸汽冲管在各方的共同努力下，顺利完成预定目标，第一阶段冲管主汽压降比达到1.53，冲管有效时间达到50s；第二阶段冲管主汽冲管压降比>1.6，主汽冲管有效时间>60s，再热蒸汽冲管压降比>1.9，再热蒸汽冲管有效时间>100s。

4.5达到靶板考核的主蒸汽冲管压降比大于1.49，再热蒸汽回路压降比大于1.69，经各相关单位检查确认，考核靶板满足要求，冲管质量优良，已办理好签证。