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三期1000MW超超临界直流机组启动过程及注意事项一、机组启动前准备：1、联系煤控，做好锅炉煤仓上煤准备。
2、联系灰硫运行，了解炉底出渣系统、电除尘系统、脱硫系统准备情况，及时投运炉底水封和电除尘系统预加热系统。
3、联系化学，了解除盐水制水及储备情况、大众气体和氢气系统储备情况、脱销系统氨站系统准备情况、机组精除盐系统准备情况以及各化学表计完好情况。
4、联系安质环部，预告机组点火的大概时段。
5、通知设备、富士达等相关部门机组停运计划，确认人员安排就绪；6、机组各专业所属设备的检修工作全部结束，所有缺陷消除，所有工作票已严格按有关规定终结。
7、检查并确认机组无禁止启动状况存在。
8、检查三期辅汽供汽方式及汽源参数，必要时进行辅汽汽源切换以满足机组启动需要。
9、集控室和就地各控制盘完整，内部控制电源均应送上且正常，各指示记录仪表、报警装置、操作、控制开关完好，各仪表一次阀已操作票要求检查投入。
10、DCS、DEH各卡件完好，逻辑下装已完毕，满足机组启动要求。
11、机组联锁试验合格，各强制的信号、联锁均已恢复，满足机组启动要求。
12、各辅机电机绝缘满足要求。
各智能式电动阀绝缘以及变频器绝缘由检修人员配合确认绝缘合格。
13、各润滑油、控制油系统油质满足要求。
14、检查机组厂用电系统接线完整，无影响机组启动的因素存在，柴油发电机正常备用。
15、发电机及所其所属设备符合启动投运要求，发电机保护、测量、同期、操作控制及信号系统等二次设备系统完好，功能正常。
大轴接地碳刷已放上，接触良好，长度合适，接线牢固。
二、机组启动主要阶段及注意事项：1、辅机系统启动前检查准备时，应注意对各辅机的备用油泵进行试转确认处于可靠备用并合理调整运行方式，避免同类型辅机集中运行同一段配电母线上，以防止母线负荷不均和单侧母线失电后导致事故扩大。
2、闭式水系统由于管路设计存在不合理且该系统运行异常将影响众多系统运行：(1)系统注水放气要充分，在系统投运后仍初期需定期进行放气；(2)在启动第一台闭式水泵时，应就地缓慢开始泵出口阀，并加强系统补水；(3)在系统运行后投运空用户时，注水放气工作要缓慢。
分析与探讨超临界直流机组启动冲洗过程1 引言机组化学监督贯穿在机组启动、运行及停备的整个阶段，而机组启动过程是水汽品质等化学监督指标最为恶劣的阶段。
机组启动期间实施全面的化学监督是非常必要和重要的，否则，对机组安全经济稳定运行会造成极大影响。
但是，目前电力市场竞争加剧，各发电企业尽量缩短机组启动时间，尽快带上负荷，致使机组启动期间的化学监督得不到足够的重视。
本文结合河南省内某350MW超临界直流炉机组临修后启动冲洗过程的分析，对如何做好机组启动冲洗及启动过程化学监督管理进行分析与探讨。
机组启动期间的化学监督是全过程的监督工作，在启动过程中，化学监督的范围、内容、对象不断地发生变化，一般可分为冷态冲洗、热态冲洗、汽轮机冲转、并网及正常监督等阶段。
2 概述河南省内某350MW机组于2011年11月通过168h试运投产，2012年9月6日开始实施弱氧化处理加氧转化，2012年10月18日-11月13日，机组临时停机。
按生产计划和调度要求，机组于11月13日18：10开始水冲洗，除氧器水温50℃，进行冷态冲洗。
14日8：00转入热态冲洗，14日12：07机组并网。
机组启动冲洗过程中，部分技术监督数据超标，延长水汽品质合格时间，机组经济性、安全性收到很大影响。
因此，有必要查明原因，采取措施，做好机组启动过程化学监督工作。
3 冲洗系统分析3.1 理想的冲洗系统理想的水冲洗系统应具备以下几方面条件：（1）冲洗水加药（氨）调节及其监控系统，防止腐蚀产物溶解度增大。
（2）分段大流量小循环冲洗，将疏松颗粒物等充分冲起，以利排出系统；这里特别指凝汽器和除氧器间由旁路形成的循环冲洗系统。
（3）分段排放设计，及时排出冲起的疏松颗粒物，防止进入下游。
3.2 该机组冲洗系统的不足（1）该机组冲洗由热水井补入，无加氨和监测设计，因此最初补入凝汽器热水井内的除盐水不能加氨调节。
（2）机组除氧器溢、放水管道未设计连接至锅炉侧疏水扩容器，而是连接至凝汽器疏水扩容器，继而进入凝汽器热水井。
1000 MW超超临界机火力发电机组化学清洗方案与实施摘要：本方案介绍了某大型火电厂工程（2×1000 MW超超临界机组）化学清洗工艺及实施过程，重点介绍了锅炉本体采用复合酸酸洗工艺、实施过程及酸洗效果。
关键词：化学清洗水冲洗碱洗复合酸酸洗1 工程概况某1000 MW火力发电厂锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、π型、露天布置燃煤锅炉；根据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》要求，新机组投运前应进行化学清洗。
2 化学清洗范围(1) 碱洗范围:其范围包括凝汽器汽侧、凝结水管道、凝结水再循环管道、轴封加热器水侧、(#5、#6、#7/8)低压加热器水侧、五抽、六抽管道及#5、#6低加汽侧、除氧器、一抽、二抽、三抽管道及高压加热器汽侧(高加水侧参加炉本体酸洗),炉前系统碱洗清洗水容积1488 m3。
(2) 酸洗范围:炉本体化学清洗其范围包括高加及旁路、高压给水管道、省煤器、下降管及下水连接管道、水冷壁管、分离器及贮水罐等,炉本体清洗水容积543.3 m3。
3 化学清洗回路划分。
炉前系统化学清洗回路:凝汽器汽侧→凝结水泵→凝结水管道→凝结水精处理系统旁路→轴封加热器→#8、#7、#6、#5低加及其旁路→除氧器→除氧器溢流和放水管→凝汽器汽侧。
高加汽侧碱洗回路:凝汽器汽侧→凝结水泵→凝结水管道→凝结水精处理系统旁路→轴封加热器→#8、#7、#6、#5低加→#5低加出口预留接口→临时管道→一抽→#1AB高加汽侧→#1AB高加正常疏水→#2AB高加汽侧→#2AB高加正常疏水→#3高加汽侧→#3高加危机疏水至凝汽器。
#5、#6低加汽侧碱洗回路:凝汽器汽侧→凝结水泵→凝结水管道→凝结水精处理系统旁路→轴封加热器→#8、#7、#6、#5低加→#5低加出口预留接口→临时管道→五抽→#5低加汽侧→正常疏水至#6低加汽侧→#6低加危急疏水→凝汽器。
浅析600MW超超临界机组临机加热冲洗摘要：广东某电厂一期工程1、2号机组在锅炉冷态启动过程中，采用邻炉加热给水在锅炉不点火的情况下完成热态清洗，节省了大量的辅机电耗，同时改善了锅炉等离子点火环境。
通过实践分析，取得了较好的节能效果。
关键词：热态冲洗；临机加热；电耗；节能1 引言广东某电厂的汽轮机为哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。
型号为：CLN600-25/600/600，最大连续出力为622.1MW，额定出力600 MW。
机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽。
锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造，三菱重工业株式会社提供技术支持的超超临界、变压运行直流锅炉锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
型号为HG-1795/26.15-YM1。
2 锅炉启动系统超超临界直流锅炉启动系统的主要作用就是在水冷壁中建立足够高的质量流量，实现点火前循环清洗，保护蒸发受热面，保持水动力稳定，回收热量，减少工质损失。
我厂锅炉的最低直流负荷为25%BMCR。
启动初期，给水泵提供锅炉5%给水流量，炉循泵提供20%的给水流量。
3 临机加热热态冲洗系统为了在冷态启机阶段实现节能降耗，广东某电厂通过使用临机辅汽加热除氧器内的凝结水，使汽水分离器入口炉水温度达到150℃-170℃之间，从而实现在不点火的情况下完成热态冲洗。
广东某电厂利用辅汽加热除氧器的系统如图1所示：图1 邻炉热态冲洗系统3.1 锅炉点火热态冲洗与用临机加热热态冲洗的经济性分析3.1.1 锅炉点火热态冲洗正常锅炉从点火到完成热态清洗约6h，冲洗水量按200t/h，在此期间锅炉侧运行所需的成本：1、冲洗过程中磨煤机出力按照18 t/h计算，则6 h耗煤量约为108 t。
按煤价格500元/t计算，原煤费用为5.4万元。
2、锅炉点火需要启动的主要辅机的电流和功耗如表1所示：表1 重要辅机参数3.1.2 临机加热热态冲洗这种方式实现锅炉在不点火的情况下完成热态冲洗，节省了因锅炉点火产生的辅机电耗和燃料消耗。
超临界流体技术在机械清洗中的应用研究随着科技的不断发展，超临界流体技术作为新兴的研究领域，正在逐渐受到广泛关注。
机械清洗作为一种重要的工业清洗手段，也开始探索使用超临界流体技术来取代传统的溶剂清洗方法。
本文将探讨超临界流体技术在机械清洗中的应用研究。
超临界流体是介于液体和气体状态之间的物质，其物理性质在临界点附近发生剧烈变化。
超临界流体具有高扩散性能、低粘度、无表面张力、环境友好等特点，因此在机械清洗过程中有着广阔的应用前景。
首先，超临界流体技术在机械清洗中可以提高清洗效果。
传统溶剂清洗方法往往需要较长的清洗周期和高温高压条件，而超临界流体清洗技术可以在相对较低的温度和压力下实现高效清洗。
超临界流体的高扩散性能可以快速渗透到被清洗物表面的微孔和毛细管中，将污垢清除干净，使机械零部件表面得到充分的清洁。
其次，超临界流体技术在机械清洗中可以减少环境污染。
传统的溶剂清洗方法往往需要使用有机溶剂，这些有机溶剂在使用过程中会释放有害气体，不仅对操作人员造成健康威胁，也对环境造成污染。
而超临界流体清洗技术可以使用无毒、无害的溶剂，不会对环境和人体健康造成危害。
另外，超临界流体技术在机械清洗中还具有可再生性。
由于超临界流体是气态和液态的中间状态，所以在清洗结束后可以通过调节温度和压力使其回到液态。
这样一来，超临界流体可以循环使用，减少了原料的消耗和废弃物的产生，具有较好的可持续性。
超临界流体技术在机械清洗中的应用还面临一些挑战。
首先是设备成本较高。
由于超临界流体清洗需要较高的温度和压力条件，所需设备较为复杂，投资成本较大。
此外，超临界流体的处理和回收也需要专业的技术与设备支持，进一步提高了成本。
同时，超临界流体技术在清洗效果上还需要进一步研究和优化。
因为超临界流体的物理性质与液态溶剂有所不同，其清洗机理也存在一定差异。
因此，需要进一步研究超临界流体对不同类型污垢和材料的清洗效果，以及合理的应用条件。
综上所述，超临界流体技术在机械清洗中具有广阔的应用前景。
1000MW超超临界机组锅炉酸洗实例分析摘要：介绍了某台1000MW超超临界锅炉的特点及其构造、汽水系统结垢情况。
介绍了一起1000MW超超临界锅炉的化学清洗实例。
讨论了化学清洗的范围、清洗工艺和参数等。
对清洗效果进行总结。
关键词：化学清洗柠檬酸工艺引言锅炉运行过程中水冷壁沉积量高，将产生炉管传热不良和沉积物下腐蚀等问题，影响锅炉热效率，严重时引发锅炉爆管；水冷壁沉积量高还会增加水、汽流动阻力，锅炉运行压差升高，给水泵的动力消耗增加。
对锅炉进行化学清洗，清除锅炉受热面沉积物，保持受热面内表面清洁，改善锅炉运行状况，提高机组运行安全性和经济性。
1 机组概况某台机组为1000MW超超临界燃煤机组为变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
过热器出口蒸汽温度605℃，压力26.15MPa，2010年转为加氨加氧的联合水处理方式。
该机组于2009年投入运行， 2012年大修，化学测量水冷壁向火侧结垢量最大为226.5g/m2，达到《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）规定的直流锅炉化学清洗沉积量200g/m2以上的条件。
为保证机组的安全、稳定、经济运行，在2016年机组A修期间，对锅炉进行化学清洗，清除锅炉受热面沉积物，改善锅炉运行状况，提高机组运行安全性和经济性。
2 酸洗方案本次化学清洗采用柠檬酸清洗、柠檬酸漂洗和双氧水钝化的清洗工艺。
清洗剂配制、往炉内上药与循环清洗以化学清洗泵作动力。
化学清洗范围包括省煤器、水冷壁、顶棚、后烟道包墙、汽水分离器、贮水箱等锅炉本体部分。
炉本体化学清洗回路为：清洗箱→清洗泵→临时管道→给水操作台旁路→省煤器→水冷壁→汽水分离器→贮水箱→临时管道→清洗箱。
表1化学清洗工艺参数柠檬酸酸洗60分钟进、出口30分钟 进、出口3 化学清洗过程3.1预冲洗及升温试验3.1.1水冲洗启动清洗泵，用除盐水对临时管道进行冲洗，采用开式循环冲洗至出口水质澄清、透明，无杂物。
超超临界机组启动前化学清洗质量控制徐仕先( 江苏方天电力技术有限公司南京211102 )摘要：超超临界机组启动前化学清洗质量要求很高，论文主要从组织、物资、方案、实施过程和质量评价等方面提出了提高化学清洗质量的控制手段和方法。
对于应用日益广泛的超超临界机组启动前的化学清洗质量控制具有一定的借鉴和参考作用。
关键词：超超临界化学清洗质量0前言目前，我国燃煤发电机组中超超临界机组日益增多，逐渐成为主力机型。
超超临界机组对系统清洁度和水汽品质的要求也越来越高，启动前的化学清洗对提高其系统清洁度和水汽品质具有很重要的意义[1]。
根据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的要求，超超临界机组在投产前必须进行化学清洗。
一般来说，超超临界机组水汽都是尽量全系统清洗。
凝结水系统和低压给水系统及高、低压加热器汽侧一般采取碱洗，高压给水系统、省煤器、水冷壁、启动系统、过热器（塔式炉）一般采用无机酸进行清洗。
正因为清洗系统庞大，基建期间参与的单位和人员众多，清洗的组织协调的工作量很大。
如何提高超超临界机组化学清洗质量，是行业内普遍关心的问题，很多专业人员也在不断研究和总结。
1组织保障超超临界机组启动期间化学清洗涉及的单位和人员众多，主要有建设、监理、施工、调试、生产、设备和药品供应商等多家相关方，同时牵涉的专业有锅炉、汽机、化学、热控、电气、土建等。
组织协调工作量很大，是一项系统性的工程[2]。
组织措施的得当与否直接关系到化学清洗的成败。
组织措施主要应从以下方面入手：1.1选择具有A级化学清洗资质的清洗公司根据DL/T 977 火力发电厂热力设备化学清洗单位管理规定，承担化学清洗单位应具备相应的资质，严禁无证清洗。
资质代表了一个企业化学清洗的技术人员、装备、管理等方面的能力。
超超临界机组属于国内最高参数的机组，应具备A级资质的单位才具备清洗资格。
在招标过程中，应选择具有良好超超临界机组化学清洗业绩的A级化学清洗单位。
这样才能从最基本上保障清洗质量。
超超临界机组自启停控制系统锅炉上水及冷态循环清洗功能组设计与应用研究舒探宇;李锋;朱亚清【摘要】通过对机组自启停技术和功能组设计思路的分析,研究了华能海门电厂锅炉上水及开式清洗系统功能组的设计,对属于锅炉上水及开式清洗系统功能组相关设备的操作顺序、相互关系、关联条件、异常情况时的程序返回和人工干预等情况进行分析.实际应用结果表明,基于机组自启停技术的电厂锅炉上水及开式清洗系统功能组设计符合运行规程要求,体现了机组自启停技术的优势,对相关机组自启停系统上水及清洗系统功能组的设计具有参考价值.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2010(023)009【总页数】4页(P69-71,85)【关键词】机组自启停系统;功能组;锅炉上水及开式清洗系统;超超临界机组【作者】舒探宇;李锋;朱亚清【作者单位】广州粤能电力开发科技有限公司,广东,广州,510075;广东电网公司电力科学研究院,广东,广州510080;广东电网公司电力科学研究院,广东,广州510080【正文语种】中文【中图分类】TK323现代大型火力发电机组朝着高参数、大容量的方向发展,其控制系统结构更加复杂,对机组运行人员的操作、运行状况判断水平的要求也更加严格。
因此,采用自动化水平高的控制系统,对于减少运行人员的工作量,提高设备运行的安全性有重要意义[1]。
机组自启停控制系统(automatic power plant start-up and shutdown system,APS)基于先进的控制理念,对目前的控制系统提出了更高的要求,体现了机组自动化控制的最高水平。
APS可以使机组按照规定的程序进行设备的启停操作,不仅大大减少了操作人员的工作量,还减少了出现误操作的可能,提高了机组运行的安全可靠性,同时也缩短了机组的启动时间,提高了机组的经济效益。
对发电机组特别是大容量超超临界机组自启停控制技术进行研究和应用,提高机组的运行效率和经济性,成为近年电厂热工自动化和自动控制技术的研究热点之一[2-4]。
超临界直流机组启动冲洗过程分析与探讨作者：田磊来源：《科协论坛·下半月》2013年第09期摘要：对河南某新投产350MW超临界直流炉机组临修后启动过程的化学监督进行分析，发现启动冲洗流程存在缺陷，冲洗过程部分数据超标。
对超标原因进行分析，并针对该机组情况，对启动冲洗过程及化学监督提出建议。
关键词：超临界机组直流锅炉启动冲洗化学监督控制中图分类号：TK227.7 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）009-009-031 引言机组化学监督贯穿在机组启动、运行及停备的整个阶段，而机组启动过程是水汽品质等化学监督指标最为恶劣的阶段。
机组启动期间实施全面的化学监督是非常必要和重要的，否则，对机组安全经济稳定运行会造成极大影响。
但是，目前电力市场竞争加剧，各发电企业尽量缩短机组启动时间，尽快带上负荷，致使机组启动期间的化学监督得不到足够的重视。
本文结合河南省内某350MW超临界直流炉机组临修后启动冲洗过程的分析，对如何做好机组启动冲洗及启动过程化学监督管理进行分析与探讨。
机组启动期间的化学监督是全过程的监督工作，在启动过程中，化学监督的范围、内容、对象不断地发生变化，一般可分为冷态冲洗、热态冲洗、汽轮机冲转、并网及正常监督等阶段。
2 概述河南省内某350MW机组于2011年11月通过168h试运投产，2012年9月6日开始实施弱氧化处理加氧转化，2012年10月18日-11月13日，机组临时停机。
按生产计划和调度要求，机组于11月13日18：10开始水冲洗，除氧器水温50℃，进行冷态冲洗。
14日8：00转入热态冲洗，14日12：07机组并网。
机组启动冲洗过程中，部分技术监督数据超标，延长水汽品质合格时间，机组经济性、安全性收到很大影响。
因此，有必要查明原因，采取措施，做好机组启动过程化学监督工作。
3 冲洗系统分析3.1 理想的冲洗系统理想的水冲洗系统应具备以下几方面条件：（1）冲洗水加药（氨）调节及其监控系统，防止腐蚀产物溶解度增大。
（2）分段大流量小循环冲洗，将疏松颗粒物等充分冲起，以利排出系统；这里特别指凝汽器和除氧器间由旁路形成的循环冲洗系统。
（3）分段排放设计，及时排出冲起的疏松颗粒物，防止进入下游。
3.2 该机组冲洗系统的不足（1）该机组冲洗由热水井补入，无加氨和监测设计，因此最初补入凝汽器热水井内的除盐水不能加氨调节。
（2）机组除氧器溢、放水管道未设计连接至锅炉侧疏水扩容器，而是连接至凝汽器疏水扩容器，继而进入凝汽器热水井。
（3）该机组只能在除氧器上水至一定液位后，启动电泵向锅炉上水冲洗，由汽水分离器底部向系统外炉侧排放。
3.3 冲洗系统分析这种冲洗系统和方式，对整个系统进行水冲洗，流速较小。
无法对凝汽器至除氧器之间给水系统单独进行充分冲洗和排放冲洗水，不能将此部分冲起的杂物和大颗粒冲洗出系统；必将凝汽器至除氧器给水系统内的腐蚀产物带入炉本体，引起省煤器入口含铁量升高，且数值波动大；控制不当或冲洗不充分时，带入的较大粒径腐蚀产物颗粒可能会在炉内发生沉积。
4 机组启动冲洗过程水质分析机组启动时，按照运行规程分别进行了冷态冲洗和热态冲洗，冲洗过程中水样铁含量的变化如图1所示。
图1 启动冲洗过程中凝结水泵出口与省煤器入口含铁量变化曲线由图1可见，在冲洗阶段，凝泵出口和省煤器入口的含铁量较高，且数值波动较大。
对其原因，可分别作如下分析。
4.1 凝泵出口铁含量分析在冷态冲洗阶段，凝泵出口铁含量由1500 g/L高含量迅速下降至300 g/L左右，但随着继续冲洗又达到一个1300 g/L高峰并再次下降。
4.1.1 凝泵出口铁含量偏高原因分析（1）在冲洗过程中冲洗水加氨基本正常、充分，但加入点在精处理之后，不能加入凝结水补水中，不排除热水井补水加氨不足造成凝汽器系统表面铁氧化物溶解引起铁含量升高。
（2）水样明显黑褐色浑浊，含有大量颗粒物疑似腐蚀形成的铁氧化物。
它们在含铁量测定的消化过程中可以溶解，应是形成高含铁量的最主要原因。
（3）冲洗过程中，凝泵流量明显大于凝汽器热水井补水流量，无小循环的连续冲洗必然引起水位下降，在水位过低时易引起热水井凝泵入口和补给水加入局部的较高流速甚至冲击，如果凝汽器底部残留有基建残留物及其停机、运行腐蚀产物，则会加剧凝泵出水浑浊，导致含铁量测定出现高值。
（4）当水位过低影响凝泵正常运行，被迫降低凝泵上水流量，形成间歇冲洗时，热水井水位不断升高，低水位的影响迅速消除，冲洗水中颗粒物迅速减少，测定含铁量随之必然迅速下降。
上述现象，可以确认热水井中残留物及停机、运行腐蚀产物的存在和水冲洗影响，是机组启动冲洗阶段凝泵出口铁含量偏高的原因。
4.1.2 凝泵出口铁含量规律波动分析基于机组冲洗系统现状，在冷态冲洗前，凝汽器热井补水至高水位后启动凝泵向除氧器上水；待除氧器达到一定温度和水位后，再启动电泵向锅炉上水。
冲洗中外排流量大于除盐水补水流量，所以凝汽器水位不断下降，低于报警值时便会减小冲洗流量，待凝汽器水位较高时再增大冲洗水流量。
在热态冲洗中后期，改为闭式循环冲洗，凝汽器热水井内凝结水pH迅速碱化，同时投入凝结水精处理系统，有效截留凝结水颗粒物，凝泵出口含铁量迅速下降。
当凝汽器水位较低时，凝汽器热井底部的未清理完的腐蚀产物颗粒会被除盐水冲刷起来，从而导致凝泵出口和省煤器入口含铁量有规律的波动。
4.1.3 并网后凝泵铁含量分析机组并网运行后，各取样点铁含量见表1，进入正式运行后，蒸汽冷凝形成的凝结水可以稳定热水井水位并保持合格pH，水样颗粒物的存在和影响迅速消失，已有腐蚀产物的溶解也因pH上升抑制迅速下降，凝结水含铁量随之下降到正常值并保持平稳。
在精处理出口之后，由于更高的加氨量、pH，对铁氧化物的溶解抑制更为有利，同样表现为正常运行后，铁含量测定值迅速下降至正常值并保持稳定。
此外硅含量也呈同样快速下降趋势，不排除也有含硅难溶物，和铁氧化物颗粒共存，机组并网后各取样点铁、硅含量下降趋势见图2。
机组热态冲洗及并网后的数据进一步证明，凝汽器热水井内存在基建残留物及其腐蚀产物并进入冲洗水，是冲洗阶段高铁含量的关键原因。
4.2 省煤器入口铁含量分析省煤器入口含铁量与凝泵出口相似、同步波动，但省煤器入口较凝泵出口明显滞后。
这是因为采取串联、直流冲洗方式，在冷态冲洗和热态冲洗前期未投运凝结水精处理，凝泵出口冲洗水直接到达省煤器出口，会明显携带凝结水中颗粒物，引起省煤器入口铁含量升高，另外凝泵出口冲洗水达到省煤器出口，需要先充满低加、凝汽器、高加，必然会引起滞后。
由省煤器入口铁含量峰对凝泵出口铁含量峰在滞后，可以确认其来源是凝结水携带的凝汽器热水井基建残留物及其腐蚀产物。
由省煤器入口铁含量的峰值和凝泵出口铁含量的峰值间的位置，结合低加、凝汽器、高加水容积，可以推断此段冷冲洗的平均流量和总水量，可以确认冲洗水量有限，并不充分，难免对冲洗效果产生一定影响。
因此，在评价冲洗效果时，严谨的比较应与冲洗流量和总冲洗水量相结合。
在热态冲洗中后期，进行闭式循环冲洗，并投入凝结水精处理系统，进入除氧器的含铁颗粒物量大幅下降，同时还在除氧器中受到小循环高流量的有效稀释，出口颗粒物含量迅速下降，不仅迅速削减了省煤器入口铁含量测定值峰的高度，而且使其快速降至正常值并稳定。
正常运行1周后首次腐蚀查定，机组各取样点水样铁含量见表2所示。
相对于其它水样含铁量的低水平，凝结水和给水含铁量稍高于标准，可能与初启动凝汽器和除氧器中疏松腐蚀颗粒剥落有关。
5 结论与建议5.1 机组冲洗过程总结此次机组启动过程中，凝泵出口及省煤器入口铁含量较高且出现周期性波动的主要原因是凝汽器热水井内存在基建残留物及其腐蚀产物，冲洗系统设计缺陷导致机组启动冲洗过程中残留物及腐蚀产物进入冲洗水。
另机组启动过程操作和化学监督疏漏延长水质合格时间，主要包括：（1）热态冲洗不充分。
热态冲洗时间较短，约4～5h。
机组14日并网前，11：40最后一次含铁量测定数据是：凝泵出口230 g/L，省煤器入口250 g/L。
机组并网13：30首次含铁量测定数据是：省煤器入口25.06 g/L。
（2）精处理投运滞后。
按照精处理的设计目的，应在机组启动冲洗过程中及时投入，截留颗粒物和其它形态的腐蚀产物。
投入精处理后，铁含量下降很快，详见图3所示，虽然监测数据较少，仍可见明显的下降趋势。
如能按照要求投入精处理高速混床运行，或再延长数小时热态冲洗，有希望获得理想冲洗效果。
（3）冲洗过程中加加氨量略显不足。
机组启动冲洗过程应按照弱氧化性处理的各项优化要点（精处理出口一点加氨、电导率监控、目标值控制精准加氨）和规范控制进行上限加氨，进行水冲洗，提高冲洗阶段防腐性能。
防止冲洗过程中，在pH和系统温度均较低的情况下，加速疏松沉积的剥落和铁的溶解。
5.2 机组未来启动建议根据此次机组启动过程操作及冲洗各阶段水质情况，对机组未来启动及冲洗过程中化学监督提出几点建议：（1）未来机组检修时，应重视凝汽器检查和彻底清理。
（2）未来机组启动时，按运行规程应分别进行冷态和热态冲洗分段冲洗排放，水质达标回收，避免高含量腐蚀产物随凝结水、给水进入炉内。
先冲洗低加、除氧器，再冲洗高加及炉本体。
应通过建立凝汽器与除氧器循环，进行大流量冲洗。
按标准和规程，如水质较差，应换水冲洗；水质不合格，不应进入锅炉。
水质合格后，才能启动电泵向锅炉上水。
（3）未来机组启动时，应坚持化学监督标准，水质执行GB/T 12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中控制量，保持充分热态冲洗时间。
及时投入凝结水精处理，保障机组在整个启动过程中的水汽品质能迅速改善，同时减少不必要的排放。
（4）未来机组启动冲洗时，电导率上限控制一点加氨，目标pH为9.5，并尽快投入除氧器-凝汽器循环，提高冲洗阶段防护效果。
（5）机组启动过程中控制指标的测定尤其是铁的测量是极其重要的。
铁含量的测定采用邻菲罗啉分光光度法，化验速度慢，影响机组启动过程中指标监控的及时性，应该找到合适的解决方法来提高铁含量的化验速度。
建议更换新型化验设备，可较为快速的为机组是否可以进入下一启动城西提供有力的参考依据。
（6）机组并网后应继续监测铁含量，频率逐步降低，根据给水含铁量的变化来决定机组参数的变化。
参考文献：[1] 陈进生.300MW机组正常启动过程中化学监督工作的探讨[J].福建电力与电工，2002，22（4）：28-30.[2] 刘相.600MW超临界机组直流锅炉水汽质量监督与控制[J].江苏电机工程，2005，024（6）：55-57.[3] 张志国，郭包生，韩志远，等.浅谈600MW机组正常启动过程中的化学监督工作[A].全国发电机组技术协作会.全国火电大机组（600MW级）竞赛第十二届年会论文集[C].凉城，2008：333.[4] GB/T 12145-2008.火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量[S].。
