设备/系统概况：
华润电力常熟第二发
电厂一期工程(2×600MW)#1机组
锅炉是超临界参数变压运行本生直流
锅炉，采用π型布置，单炉膛、低NOX轴向旋流燃烧器(LNASB)前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。
锅炉设计煤种为神府煤，校核煤种为晋北煤。
锅炉主要参数：
名 称
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单位
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BMCR
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ECR
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BRL
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过热蒸汽流量6 J! M6 R' n; d4 O% n: G
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t/h
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1950
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1740.3
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1859.25
|
过热器出口蒸汽压力 |
MPa(g)
|
25.4
|
25.4
|
25.4
|
过热器出口蒸汽温度5 T: k9 n' S' s
|
oC
|
543
|
543
|
543
|
再热蒸汽流量+ j+ }" ]& v9 T6 ~5 I" s
|
t/h
|
1588.5
|
1427.7
|
1508.8
|
再热器进口蒸汽压力7 ~ A u3 O- g% n! g
|
MPa(g)
|
4.82
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4.35
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4.57
|
再热器出口蒸汽压力1 e7 N7 p) I2 o: z$ D( S
|
MPa(g)
|
4.63
|
4.18
|
4.39
|
再热器进口蒸汽温度1 j i) {, L# X8 b' D5 e7 g1 O4 `
|
oC
|
307
|
296
|
301
|
再热器出口蒸汽温度
|
oC
|
569
|
569
|
569
|
省煤器进口给水温度* C9 N% G. Z% b# U; F4 F, o9 Z; c
|
oC
|
289
|
282
|
286 |
调试系统：
1.1.1
锅炉受热面管束（
蒸汽部分）及其联络管；
1.1.29 主
蒸汽管道；
1.1.3冷段再热
蒸汽管道；
1.1.4 热段再热
蒸汽管道；
1.1.5高压旁路；
1.1.6 小汽机高排高压
蒸汽进汽管；
试 运 时 间：2004年12月25日～2005年01月08日
项 目 负 责 人：
专 业 组 审 核：
调试过程
1.1
2004年12月25日至12月28日，
锅炉炉水循环泵注水结束后，
锅炉上水进行冷态清洗，直至炉水品质合格。
1.2
2004年12月28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，并做好点火启动前的检查和准备工作。
1.3
2004年12月29日，
锅炉点火升压，进入试冲阶段；11:15，
锅炉点火；
12:00，
锅炉升压，投运贮水箱水位、炉水循环泵出口流量、给水流量、大小流量溢流阀自动；
13:30，
锅炉升压至1.5MPa，开启临冲门进行首次试吹，并检查临冲系统；然后停炉，炉膛吹扫10min；停送、引风机；停炉水循环泵、电泵
锅炉整炉放水，除氧器放水；保持空预器吹灰，
锅炉保持自然通风；
1.4
2004年12月30日，
锅炉点火升压，制粉系统投入，开始第一次正式稳压冲管，进入正式冲管阶段；16:49，
锅炉点火升压；19:05，启动磨煤机1A，给煤机1A1，1A2；
22:15，分离器汽压5.41MPa；
22:45，断煤，停磨煤机1A；
23:26，停炉；
1.5
2005年1月2日至2005年1月7日，
锅炉进行第2次至第11次正式冲管；期间，进行了
锅炉再热器进口集粒器的排污和清理工作；
1.6
2005年1月8日，
锅炉进行最后阶段的稳压冲管；第12次稳压冲管：
12:00，
锅炉点火；
13:30，分离器出口压力为5.5MPa，放置靶板；
14:20，第12次稳压冲管结束，靶板考核合格；
期间，进行了高排至小机高压进汽管道冲管；
第13次稳压冲管：
16:10，
锅炉点火；
17:12，分离器出口压力为5.5MPa；
17:20，放置靶板；
17:40，第13次稳压冲管结束，靶板考核合格；
其后，进行了屏过至炉本体吹灰管路的
蒸汽冲管；
2.
发生问题及处理
整个冲管期间，除了由于热工逻辑的不完善问题造成两次停炉事件以外，并无其他明显缺陷。
2004年12月29日10:38，点火后，由于中心风逻辑存在：二次风管道压力>0.85MPa，关闭中心风门，导致油枪燃烧不稳定，停炉；
2004年12月30日16:43，点火后，由于A5油角阀故障，造成OFT动作，
锅炉MFT动作；
对于上述问题，组织了各方专家进行了专题会讨论，最后确定把此两项逻辑删除，以免
锅炉整套启动，乃至正式投产运行后而产生的不必要的误动作。
结论
蒸汽冲管在各方的共同努力下，顺利完成预定目标，需靶板考核的主、再热
蒸汽回路冲管系数均大于1，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。