锅炉冷态启动过程防止氧化皮脱落技术措施.doc

锅炉冷态启动过程防止氧化皮脱落技术措施

1 锅炉启动前准备
1〕 锅炉具备启动条件，凝结水系统冲洗完毕，水质合格，除氧器水位正常，投除氧器加热，汽机抽真空。
2〕 除氧器循环加热水温达100℃， 启动电动给水泵以不大于100t/h流量给锅炉上水，在锅炉上水过程中持续缓慢提升除氧器水温，以不大于20℃/小时速度加热到130℃～160℃。
3〕 锅炉满水后冷态冲洗1小时，后启动炉水循环泵进行循环冲洗。
4〕 当锅炉分开器水温100℃，螺旋水冷壁、垂直水冷壁壁温均100℃，准备启动风组锅炉吹扫、点火。
5〕 汽机真空建立正常，机侧疏水已经开启。
2 锅炉升温升压过程
1〕 送引风机启动后，如果锅炉属热态工况，锅炉吹扫期间要严格控制通风量为总风量的35%，吹扫5分钟，吹扫结束，应尽快投入燃料。如果锅炉属冷态启动启动，吹扫5分钟，吹扫结束，启动一次风机，投入4只微油枪。
2〕 炉膛压力控制不宜过低，调整炉膛负压在-50Pa～-30Pa范围内。
3〕 按微油点火规程规定启动A磨煤机建立料位、在建立料位期间磨煤机入口风量不大于45吨/小时，负荷风挡版开度不大于5%，磨煤机料位建立正常后，给煤机煤量控制不大于10吨/小时，磨煤机出口温度尽可能控制在70℃以上，进行暖炉。
4〕 按锅炉升温升压要求控制燃烧率，每次增加燃烧率幅度：负荷风开度不大于5%，磨煤机入口风量不大于5吨，给煤机煤量不大于5吨，增加燃烧率频次，每调整一次，要等待5分钟，才能进行下一次调整。
5〕 锅炉点火后开启高压旁路开度至少到15%〔关注高旁减温水调节阀内漏状况，否则关闭减温水截止阀〕，低压旁路开启100%，以建立较大蒸汽流量。
℃℃/min，主蒸汽升压速率0.05MPa/min。
7〕 升压时应保证蒸汽流量的同步增加，当主汽压力0.5MPa时，依次关闭末过、屏过、低过、环形集箱疏水阀，逐渐开大高旁，至高旁开度大于30%，锅炉按增加燃烧率控制幅度持续升温升压。
℃/min、受热面壁温温升2℃/min时，应适当降低燃烧率、或开大高压旁路来控制温升速率。
9〕 当主汽流量200吨/小时，可开启过热器减温水手动阀，适当少量使用减温水：每次开启开度变化幅度不大于5%，保证减温器后温度高于主汽压力对应下的饱和温度50℃，每调整一次，要等待5分钟后，才能进行下一次调整〔汽温调整要看趋势图调整，切忌大开大关减温水，防止汽温、金属壁温剧烈波动，造成氧化皮脱落〕。
10〕 当主汽压力升至7.0MPa、高旁开度大于40%以上时，利用旁路对受热面进行大流量冲洗3～5次。
3 锅炉启动过程中大流量冲洗方法
3.1 主汽冲洗方法
1〕 每次将低旁开度开大，放置在100%位置，将高旁迅速关至15%，当末级过热器或高温再热器壁温有上升趋势，再迅速开启高压旁路至100%，进行大流量冲洗20分钟。
2〕 在冲洗过程中如果末级过热器管壁温度下降超过10℃，则关小高旁。
3〕 每次冲洗完毕后，逐渐关小高旁开度，使主汽压力恢复至冲洗前的参数，带各项参数稳定后进行下一次冲洗。
3.2 再热器冲洗方法：
1〕 维持高旁60～80%开度，逐渐关小低压旁路至再热汽压力1.0～1.2MPa，然后迅速开启低旁至100%，反复冲洗3～5次。
2〕 维持低压旁路全开长时间冲洗20分钟，直至凝结水水质化验合格或锅炉各级受热面金属壁温无偏差。
3.3 冲洗过程中注意：
1〕 在吹管过程中严禁使用减温水，对汽温变化速率可适当放宽。
2〕 注意高旁后温度不能高于350℃，低旁后温度不能超过300℃，注意主再热器管道疏水阀开启。
3〕 注意除氧器、凝汽器水位调整。
4〕 冲洗过程中及时调整给水流量稳定，注意主/再热汽温稳定。
5〕 冲洗过程注意给水泵温度、振动值参数监视。
6〕 大流量冲洗过程中各级受热面壁温显然有升高现象，要及时停止冲洗，降低燃烧率。
4 机组冲动并网
1〕 汽轮机热态状况下，锅炉冲洗结束后，参数稳定，进行汽轮机冲动，机组并网。如果汽轮机属冷态启动，在不投减温水状况下，无法达到规程要求的冲转参数。只要主/再热汽温达到冲转参数，即进行冲动暖机。
2〕 在机组并网后注意监视屏过出口汽温不大于490℃，调整升降负荷速率〔不大于6MW/min〕和负荷变化量控制锅炉金属壁温度变化速率不大于2℃/min。
3〕 机组并网、切缸后，启动第二台磨煤机加负荷，目标负荷，坚持三台或四台磨煤机运行，机组负荷500MW，主汽温稳定在515～525℃、再热汽温稳定在535-545℃，稳定4小时。
4〕 当机组负荷达150MW时，主/再汽减温水正常投入使用，调整幅度不能不动过大，切忌大开大关。
5〕 在启动第二或第三台磨煤机料位正常出粉时，尽量减少运行磨煤机给煤量，使机组负荷以稳定速率上升，避免启动磨煤机过程中，由于燃烧不稳定导致机组负荷波动过大，而导致主、再热汽温出现大幅扰动。
6〕 机组升负荷过程中注意监视各级过热汽温、再热汽温、各级受热面壁温变化状况，如有超温现象，应马上采纳降负荷方式，使汽温、壁温稳定，减温水调整幅度不能大幅波动。
7〕 在刚并网时，控制机组升负荷速度，降低主蒸汽升温速率。防止主蒸汽升温过快影响汽轮机胀差而在很低负荷时过多投用减温水。
8〕 在机组升负荷过程中，锅炉直流工况后，机组主汽温控制以控制煤水比为主，减温水为辅，严格控制锅炉温升率2℃，尽可能控制中间点温度低工况运行，坚持5-10℃过热度，尽量少使用减温水。再热器温度以烟气调节挡板及风量调整为主，尽可能不投减温水。
9〕 当机组带500MW负荷稳定4小时后，准备带负荷进行蒸汽扰动，利用汽机调阀开度调整，将机组负荷在450MW-550MW间扰动3～5次，进行变压吹扫。监视各受热面壁温、及汽温变化，如果受热面壁温有超温现象，采纳降低负荷的方式控制超温现象，并持续进行扰动，直至壁温正常且稳定。
10〕 当机组负荷500MW稳定期间，对锅炉进行全炉膛吹灰一次。
11〕 当机组坚持主汽温在520～530℃、再热汽温在540～550℃稳定运行24小时后，缓慢提升主再汽温至额定参数运行。
5 其他措施
1〕 在锅炉启动过程中设专人进行汽温监视及调整，使用减温水必须按减温器后温度变化趋势进行调整。
2〕 调整汽温专职人员负责对各级受热面壁温进行监视，发现异常及时汇报。