关于#2机组启动后锅炉受热面泄漏停运节点操作分析报告

Alexandria2020

关于#2机组启动后锅炉受热面泄漏停运节点操作分析报告

#2号机组2019年8月9日由于高温再热器泄漏，18:32停机消缺。2019年8月29日3:15 点火，22:25汽机冲转，23:52并网，期间停备20天，属冷态启动。本次启动耗油129t，耗煤595t，除盐水3640t，用电81.48万kWh。2号机组高再泄漏消缺完成后进行了水压试验，因此本次启动点火后严格控制升温升压速率，在点火初期保持合适烟温对高再进行烘干，待高再各部壁温正常后才继续升温升压。机组启动后，发现锅炉受热面泄漏，于2019年8月30日23:28停机。

一、启、停主要节点如下

8月27日

14:27循环水系统启动。

16:00凝结水系统启动，一级低省和凝结水系统冲洗。

8月28日

23:25启动锅炉点火，暖管抽真空。

8月29日

01:20启动电泵，锅炉上水冲洗。

02:20风烟系统启动，吹扫点。

03:00 锅炉冷态冲洗合格。

03:13 2号锅炉3层微油点火。

04:04 3号磨煤机启动，锅炉再热器系统水分蒸干，热态清洗和升温升压。

07:20锅炉进行热态冲洗合格。

22:25大机冲转。

22:50机组并网带初负荷。

8月30日

03:50电泵切至汽泵运行。

04:30负荷280MW干湿态转换。

05:00负荷360MW主给水旁路切主路。

05:26负荷420MW机组投入协调。

07:45加负荷650MW。

由于锅炉受热面泄漏

21:00 开始进行滑参数停机。

22:00由于燃烧不稳，立即启动电泵，同时进行厂用电切换工作。

22:07负荷385MW，开始进行主给水主路切旁路操作。

22:09 将小机气源由四抽切至辅汽接带。

22:30负荷330MW，汽泵出口压力18.2MPa，电泵出口压力18.5MPa，开电泵出口门无法打开，派巡检就地查看，同时联系维护。

23:27 电泵出口门处理好打开。

23:28 负压突然大幅波动，大量火检失去，负压冒正导致送风量突降至保护值，锅炉MFT动作，汽机跳闸，发电机解列。

8月31日

01:10 大机转速55rpm，惰走时间102分钟，投入盘车正常，破坏真空，真空到零后退出轴封系统。

二、启动中异常现象

汽机专业

1、 2号启动锅炉点火后，2号启动锅炉因燃烧器故障灭火一次。重新点1号启动锅炉，启动锅炉冷态启动慢，此时主机已经开始抽真空，汽轮机高压缸内部温度135℃，辅汽压力无法提供轴封供汽，被迫执行破坏真空操作。

2、给水系统高压阀门开启前尽量做到阀门前后无差压开启，防止阀门过力矩和阀门损坏。

3、发电机补氢过程中，氢压上升缓慢，氢气无泄露，后检查为流量计堵塞所致。

4、大机冲转，在升速过程中，5号轴承振动最大102μm，转速940rpm，各轴承绝对轴承最大是7号轴承，数值为1.89mm/s对应转速2508rpm，振动偏大初步判断应该是过临界转速。

5、开汽泵出口电动门，汽泵出口电动门报故障，联系维护将电动门上腔室水泄压后，就地开启正常。

6、高压加热器在停机后未切除，当机组启动时，启动电泵打开出口门前，需要向整个高加系统进行充水升压，影响启动时间。因此，应在机组停运时保证高加水侧切除。

7、因暖阀走步问题，需进行一次汽机打闸再冲转。但打闸时引起高加汽侧解列，危急疏水突开，造成真空下降、真空泵联启。运行人员至真空泵联启才发现，需要查真空低报警是否正常发出。

8、小机油质差。措施：1）汽泵密封水在保证密封水回水温度不超过55℃控制，避免密封水量过大，回水不畅通，联系生技部将密封水回水至无压管道管径增大，避免启动初期疏水至无压时，疏水不畅。2）停泵后，汽泵内部有压力时，严禁退出密封水导致汽泵水外泄至0米小机油箱，如有漏水及时遮挡，并检查油位及化验油质。

9、第三次暖阀时1、2瓦轴振及偏心增大。措施：1）启动前严格抄录对比各瓦顶轴油压，顶轴油压摆动达到1MPa时及时汇报专业，加强盘车期间各瓦振动监视。2）暖阀时由于高压缸进汽，部分进汽经过冷却后进入轴封进汽，漏汽，回汽系统形成换热，轴封块温度将快速下降，注意轴封温度与暖阀温度比较，轴封供汽温度＞300℃时，暖阀温度＞360℃。

10、在机组循环暖阀停机锅炉泄漏滑参数停机时，主汽温、汽压低，电泵出口电动门故障，启动锅炉未提前启动，严重威胁轴封汽源安全。措施：1）单机运行尤其滑参数停机，提前电泵启动试验电泵出口电动门是否故障2）对于轴封汽源受到威胁时，做好立即破坏真空停机准备3）执行保轴封措施时，严格执行其中主汽温低于500℃时将主汽门杆漏汽倒回凝汽器。

锅炉专业

1、磨煤机机安措恢复不完全，磨煤机通风时挡板开启故障。现场检查后处理正常。

2、3层微油运行中多次退出、点不着，曾发生3层微油整体退出现象。

3、23:44启动6号给煤机，铺煤2分钟，23:46降磨辊，6号磨煤机投入前后总燃料量由74t/h变为79t/h。经分析6号磨煤机启动后，3/6层燃烧器对冲燃烧，炉内燃烧加强且6号磨煤机投运后总燃料量增加5t/h，导致管壁温升加快。预控措施：（1）新磨煤机投运后应将总燃料降低5-10t/h运行，（2）第二台磨煤机在机组并网前旋备状态，待机组并网后再投粉，（3）适当增加炉水循环泵流量，增大产汽量。

4、2号机组并网带负荷130MW，因并网后主汽压由8.6Mpa降至4.6Mpa，主汽压下降较快，在23:51至00:05期间，增加总燃料量（80t加至124t)。管壁温度上升较快。预控措施：汽水和燃煤应加强配合，综合分析原因。气压偏低不能仅采用增加燃煤量的方法调整，此时可适当减少给水量，增加BCP泵循环流量，改变炉内燃烧工况，增加锅炉产汽量，实现调整压力和控制壁温的目的。

5、04：13机组负荷236MW，燃料量136t/h，其中3号磨煤机67.3t/h，6号磨煤机68.7t/h，因各制粉系统出力较大，启动2号制粉系统运行。04：14启动2号制粉系统，因制粉系统投入，控制不当，水冷壁及屏过壁温升速率过快。

6、2号磨煤机启动时，3、6、2号磨分离器转速偏低，煤粉过粗，火焰中心偏上。2号磨启动后虽总燃料量变化不大，但2号磨给煤量增加过快，导致炉内燃烧情况变化过快。

7、因启磨时要求入口风压大于4Kpa，新投入磨煤机风速普遍偏高。

8、2号给煤机启动后，给煤机断煤，启动振打后来煤，因断煤给煤机频率自动加至50HZ，再次来煤时给煤量从100t/h缓慢降至25t/h初始煤量，磨煤机铺煤偏多。综上分析，2号磨煤机投运后，炉膛火焰中心上移且炉内燃烧煤粉变化较大，导致上部水冷壁及屏过壁温升速率过快。预控措施：严格执行部门防止锅炉壁温、汽温超限预控措施，汽水盘和燃烧盘加强配合。注意投粉率和投粉速度，避免水煤失调，造成启动初期温升过快。

9、负荷280MW，锅炉干湿态转换，燃料量在26分钟内从146t/h加至176t/h，锅炉转态时屏过个别点超温，经查趋势分析：（1）燃料量短时间加煤过多。（2）BCP泵流量偏小，锅炉产汽量偏小（3）磨煤机分离器转速偏低，燃烧不稳，负压波动大。

10、再热器水压试验结束后放水时间预计不足。再热器水容积520m3，水压试验利用电泵中间抽头上水累计用时6小时，因低再只有两路疏水放水则超过40小时。以后进行水压试验应考虑放水时间，此外可考虑自放水初期即使用压缩空气充气的方式加快放水速度。

11、1号启动锅炉试点火时发生误报水位低跳闸问题，2号启动锅炉点火1.5小时后报燃烧器故障跳闸，造成抽真空工作暂停，紧急点1号启动锅炉供汽，影响启动时间半小时。

12、炉膛泄漏装置不正常。在锅炉发生泄漏时装置不起作用，另外其数据在DCS无法查询历史记录，均需处理。

13、建立锅炉水循环时，开启主给水旁路调整门前、后电动门时，前电动门过力矩打不开。为不影响启动，采取关闭电泵出口门、降该门前后差压的方式打开此门。

14、37少油油枪在机组点火当天完成改造，改为武汉斯奇生产的压缩空气雾化油枪。因启动初期厂家也需要进行油枪调试，该油枪前期着火不好，对应煤火检也不好，后期着火正常。但存在几个问题：1）油枪堵塞时会造成压缩空气进油，需设计监视点定期检查。2）进油滤网容积大，若还使用原吹扫蒸汽会造成进油管道存水多，油枪不好点着。3）雾化电磁阀与进油电磁阀共用一根电源，负荷大，本次使用出现进油门状态异常问题，只能就地投退。4）该油枪出力可调，目前出力不清。

15、少油油枪在整个启动阶段不正常灭火，主要是3层油枪，运行中八支油枪能相继灭五支。油枪同时无火检时监盘人员反应偏慢，若煤质差燃烧突然恶化后果严重。同层均灭火，排除层风原因，怀疑与37新改造油枪出力大、影响其他油枪进油有关。

16、点火前空预器吹灰器疏水速度偏慢，暖至200℃时主值联系进行测点强制至231℃，进行吹灰，当时蒸汽压力0.6MPa，满足过热度要求。但近20分钟未提高辅汽压力至0.8 MPa以上，需注意保持高压力进行空预器连续吹灰。

17、点火前通知九龙启动浆液循环泵的时间偏晚，造成等待近10分钟。

18、6号磨煤机启动时发现冷热风插板门打不开，暴露两个问题：1）磨煤机磨辊检修工作票结束后安全措施恢复不全，造成插板门气源电源未送。2）因6号给煤机倒煤工作持续到28日才终结工作票，27日进行阀门试验时未进行6号磨相关阀门试验，28日工作票终结后未补试，存在漏项，点火前专业务必再对阀门清单进行全面排查。

19、左侧PCV阀开关状态同时来，盘上PCV阀开报警，先关闭其前电动门，确认阀门并未动作，热工处理正常，但原因不明。

20、并网前投入第二台磨煤机，造成汽温、壁温升速率超限，屏过壁温超温报警。投入第二台磨煤机的时机及燃料投入速度需要制定专项措施。

21、汽动给水泵出口电动门打不开。此问题重复出现次数较多，运行人员在操作该门前一定确保其前后压差不大于0.5 MPa，平衡门开启。

电气专业

1、2019年8月28日2号机组启动前，发现NCS系统操作员站2（NCS1、NCS2为一主一备关系）操作界面未更新，通知电气二次班进行了处理，对NCS系统操作员站2重启后正常。但在进行500kV解环操作过程中，NCS系统操作员站2接收不到五防闭锁电脑的操作指令，只有NCS系统操作员站1正常，也顺利的完成了解环操作。通知电气二次处理之后，因没有操作，未进行试验。

2、机组并网后应及时投入碳粉收集装置及绝缘监测装置运行

三、停机中异常现象

1、电泵出口电动门处理时间过长。从发现出口门故障到打开整整1个小时，打乱了停机的思路和计划。

2、整个滑停过程一直伴随着燃烧不稳，从最初的负压摆动大到失去火检跳5号磨，到最终大面积失去火检，到最后的停炉，一次比一次严重。整个滑停过程本身就伴随着炉膛温度的降低，加上3号的高挥煤被迫减少，再加上失去5号磨后的隔层燃烧，使整个燃烧稳定可靠性非常差。

3、停机后，进行500kV合环环操作时发现NCS系统操作员站接收不到操作指令，电气二次到场后，也未能解决，因是晚上，联系不到NCS厂家。经值长同意，由电气专业监护，使用五防闭锁电子钥匙，就地进行合环操作。2019年8月30日10：20，NCS操作员站经过与厂家联系后，处理正常，原因是前几天厂家对NCS系统操作员站1进行安全加固时，将系统防火墙打开，造成NCS系统操作员站1通讯中断。

四、良好实践

1、锅炉点火前及时投入高低压旁路，防止再热器干烧。

2、锅炉启动前，锅炉平均温度48℃，点火后，启动3号制粉系统后，煤量26吨，初期十分钟内，水冷壁出口升温速率2.2℃，高再出口壁温升速率2.1℃。由于屏过和高过内无蒸汽流动，升速率为0℃。但实际升速率超过2℃。建议锅炉启动时，先使用3层微油，合2吨燃油，过一段时间后使用6层微油，合4吨燃油，进行暖炉，再加入大油枪烘炉，以后再启磨退油枪操作。1吨油合2吨煤的发热量，在加到10吨燃油后，退油启磨。减小壁温变化速率。

3、在启磨26吨燃料后期，锅炉水冷壁出口壁温升温速率0.7℃，屏过出口壁温升温速率1.8℃，高再出口壁温升温速率1.1℃。保持最小燃料热态清洗，锅炉升温升压后及时投入2号高加，提高给水温度，缓解升温速率。储水罐361阀保持微开状态，减少热量损失。

4、汽机走步暖阀要求主汽压力4MPa以下，早暖阀，机侧主汽温不够360℃，锅炉稍加燃料，高旁全开，主汽压力超过4MPa，汽机冲转时要求主再热汽温低于400℃，并网后启磨加负荷要求主汽温在450℃左右，锅炉侧汽温不好满足要求，使用减温水控制。汽温控制不好造成减温器后温度波动，对锅炉产生不利影响。

5、建议锅炉启动操作时，加燃料后因汽温反应滞后，增加1吨或2吨后，监视壁温5分钟的升速率，升速率超1℃时，暂停或减燃料。由于锅炉蓄热量增加，燃料不动时，壁温升速率也能达到1℃。在主汽压力接近4MPa时，进行汽机暖阀，但主再热汽温不做要求，禁止投入减温水。50%主汽调阀达到200℃时，暖阀结束，增加燃料，升温升压，在锅炉增加燃料至70吨煤以内时（73吨燃料量），主汽压力低于8MPa时，禁止使用减温水。因为主蒸汽流量小，禁止投入减温水。燃料量73吨时，主再热汽温肯定会超过汽机走步升速第21步的要求值，燃料量73吨后，主蒸汽流量20%以上，主汽压力8.5MPa，高旁开度60%以上后，再投入减温水，减温水禁止大幅度调节，禁止自动，主汽减温器后温度低测点禁止320℃以下，再热器减温器后低测点禁止300℃以下。

6、本次一级低省利用新加装管道进行冲洗，通过一级低省回水电动门后管道冲排至机组排水槽，冲洗至合格时间段，既节约时间，又节能省水；并及时联系热工解除5号低加出口电动门及旁路电动门逻辑，将其关闭，避免不合格凝结水进入除氧器。启动一级低省升压泵提升频率进行大流量闭式冲洗，增强冲洗效果，缩短低省冲洗时间。

7、电泵切汽泵运行操作：负荷维持220-230MW左右，高旁开度维持20%，将低旁压力设定值上提至1.5Mpa，关闭辅汽至除氧器加热调门，将除氧器加热倒至四抽，适当关小二抽抽汽电动门，维持再热汽压1.3-1.4Mpa左右，保证电泵切至汽泵供汽正常。

8、滑参数停机时，应注意轴封汽源情况，当主气温度低于510度时，禁开主汽门至轴封漏气门。

9、这次滑参数停机，由于没有启动启动锅炉，辅汽是轴封供汽的唯一起源，所以在本次停机过程中保证辅汽的压力和温度至关重要。在滑参数停机过程中，随着主气温度的降低，冷再温度逐渐降低，辅汽温度最低低至255℃，轴封母管温度最低降到293℃，要监视好电加热后蒸汽温度，及时调节轴封加热器出力，保证轴封调阀前温度。

10、滑参数停机要严格控制温降率，滑参数停机本身就是降压降温过程，如果出现燃烧不稳，断煤，跳磨等情况会导致汽压气温速降，对锅炉伤害较大，同时密切注意TSE的裕度。

11、对锅炉六大风机及脱硫三台氧化风机、七台浆液循环泵侧绝缘送电，建议诸如类似工作，应根据机组点火、并网节点，提前两天安排，特别时夏季、雨季，室外电机设备绝缘易受潮而降低，避免高压电机绝缘不合格影响开机进度。

五、遗留和存在的问题

1、 3、6层微油多次出现自动退出现象，建议启动前设备部及时清理微油油枪，启动初期因炉膛温度低，会出现微油自动熄灭现象，微油退出后建议多试投，多次点不着应联系设备部及时清理。

2、微油投入后一次风压波动大，微油配风有短时间关的过小现象。以后应保持一次风压稳定，刚点火一台磨运行尽量维持在7MPa左右，不得过高，防止微油前期由于风压高而熄灭。

3、针对近期1、2号机组出现的启动过程中的问题，班组内部采取拉曲线等手段集中分析，并根据运行部近期下发的“防止磨煤机启动时汽温、壁温大幅波动的预控措施”，组织副值以上岗位有针对性的学习，举一反三，彻底反省自己在机组启动中扮演的角色，怎样从自身岗位出发，避免不安全事件发生。

4、适逢仿真机竞赛集中培训的绝佳时机，查文献、查相关机组类似事件的预控措施，结合本厂机组运行情况，总结前期工作的不足。

5、深刻总结自己的不足，针对前期1、2号机发生的事件，组织本机组人员学习，一定不辜负运行部领导的期望，做好运行操作工作。

6、锅炉升温升压率偏高，在机组启动时，燃烧盘和汽水盘监盘人员沟通较少，甚至不沟通，以后将加强汽水盘和燃烧盘监盘人员沟通协调，通过仿真机联系和事故处理等手段，增加相互之间配合，避免类似情况发生。

7、机组启动时，主值班员需要进行大量操作，无暇顾及燃烧和汽水运行情况，现阶段许多副值班员无法独立完成操作任务，希望在机组启动时，根据启动节点，部门专业上应现场指导，同时值内将加强培训，尤其是实操方面的培训，认真梳理操作中存在的问题和短板，实现副值班员岗位达标。

8、高旁逻辑需要优化。高旁多次启动未投自动，原因为当前高旁在投自动情况下，不能满足机组升温升压要求和暖阀要求，已将存在问题提交专业组，希望能尽快优化。

9、电泵出口电动门的可靠性不高。

内容来源：锅炉专业