1TS029 1号机组吹管及整套启动阶段化学监督措施doc.docx

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编写AUTH.

审核CHK’DBY

批准APP’DBY

上海电力建设启动调整试验所

SHANGHAIPOWERCONSTRUCTIONPLANTSTARTUO&TESTINGINSTITUTE

广东火电工程总公司

GUANGDONGPOWERENGINEERINGCORPORATION

文件号DOCUMENTNO.

GPEC/HYP/EP/1TS/029（SPCTI）

恒益工程项目部

调试方案

1号机组吹管及整套启动阶段化学监督措施

版权所有COPYRIGHTGPEC/HYP2011Page1of17

目录

1设备系统概况3

2编写依据3

3调试目的4

4调试前必须具备的条件4

5调试项目及工艺4

6验收标准11

7安全、环境控制措施11

8组织分工11

9附件12

发文范围：

（共7份）归档夹类：

施工方案夹号：

14

发文

份数

发文

份数

发文

份数

项目经理

质量部

1

焊接工区

项目副经理（安装）

物资部

金检工区

项目副经理（建筑）

施工管理部

1

力特工区

书记

综合技术室

建筑工区

总工程师

锅炉工区

建筑一工区

工会主席

汽管工区

建筑二工区

行政部

电仪工区

归档备案

4

计财部

综合工区

安全部

调试工区

1

本版文件于2011年月日开始实施。

批准人：

1号机组吹管及整套启动阶段化学监督措施

1设备系统概况

佛山市三水恒益电厂“上大压小”工程2×600MW超临界机组锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、∏型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构。

锅炉设计燃煤为神府东胜煤。

炉后尾部布置两台转子直径为Φ13492mm的三分包容克式空气预热器。

锅炉最大连续蒸发量：

1913t/h，过热器出口压力：

25.24MPa（a），过热器出口温度：

571℃，再热蒸汽流量：

1584/1482t/h，再热器进口压力：

4.36/4.08MPa（a），再热器进口温度：

311/305℃，再热器出口温度：

569℃，锅炉主机承包商为上海锅炉厂；汽轮发电机组型号：

N600-24.2/566/566，铭牌功率：

600MW，最大功率：

633.164MW，冷却方式：

发电机为水－氢－氢，静态励磁方式，由上海电气集团股份有限公司提提供。

根据DL/T889-2004《电力基本建设热力设备化学监督导则》和DL/T5190.4-2004《电力建设施工及验收技术规范第4部分：

电厂化学》以及GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定，新建机组在锅炉化学清洗后还必须做好冷态冲洗，热态冲洗及蒸汽吹管工作，以保证整组启动时的水汽品质符合要求。

超临界机组由于蒸汽参数高，且在运行中不能进行对炉水加药排污来改善水汽品质，所以在启动调试过程的各阶段中对水汽品质要求很高，需特别予以重视。

2编写依据

2.1.DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；

2.2.火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）；

2.3.DL/T889-2004《电力基本建设热力化学监督导则》；

2.4.DL/T5190.4-2004《电力建设施工及验收技术规范第4部分：

电厂化学》

2.5.DL/T912-2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》；

2.6.DL/T561-95《火力发电厂水汽化学监督导则》；

2.7.DL/T801-2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》；

2.8.DL/T956-2005《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》；

2.9.GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》；

2.10.DL/T1076-2007《火力发电厂化学调试导则》；

2.11.调试大纲。

3调试目的

机组通过化学清洗后，除去了大部分的污垢和氧化皮；但由于机组结构复杂总有未经化学清洗的部位残留一定量的杂质和金属氧化物，必须在机组整套启动前通过对系统的冷态冲洗、热态冲洗、以及蒸汽吹管的方法进行清除；同时通过对加药泵加药剂量的调整以及热力系统汽水质量的监督，将热力系统的金属腐蚀和结垢控制在标准及规范要求范围内，保证机组安全、经济、长周期运行。

4调试前必须具备的条件

4.1.预脱盐，补水具备连续制水的能力，除盐水箱贮水充足，具备向机组连续补水的条件，水量满足要求；

4.2.化学废水系统及机组排水槽能正常工作；

4.3.凝结水前置过滤器、精处理系统处于良好的备用状态，处理能力达到设计要求；

4.4.汽水分析室具备化学分析条件，分析所需的药品，仪器，记录报表等均已准备就绪，表计校正定位完毕；

4.5.水汽取样装置已调整能正常投入运行，取样疏排水处于正常，取样一次门均已开启，取样冷却水畅通；

4.6.加药处理的药品备齐，药品均合格；

4.7.加药系统试转、冲洗、水压结束，药量配好备足能投入正常运行；

4.8.加药、取样处照明充足，现场整洁；

4.9.运行、分析值班人员已经过培训合格后进入岗位。

5调试项目及工艺

5.1.冷态水冲洗

5.1.1.小循环冲洗

5.1.1.1.冲洗范围

冲洗凝结水系统、低压给水系统的设备及管道。

5.1.1.2.冲洗流程

旁路

除盐水凝汽器凝泵凝结水处理系统轴加8号～5号低加除氧给水

排放排放

箱凝汽器

5.1.1.3.冲洗要求

①凝汽器热水井、除氧器给水箱已清理干净，条件允许进行单独水冲洗至水箱水质清澈无色；

②系统采取排放冲洗的方式，凝结水处理装置先旁路，后设备。

5.1.1.4.冲洗顺序及化学监督

①除盐水补充至凝汽器高水位；

②启动凝泵控制流量约以额定蒸发量的75%进行冲洗，按照5.1.1.2流程对系统进行开放式水冲洗至5号低加或给水箱排放至地沟或机组排水槽，当凝汽器水位至低水位或给水箱水位过高时，应停止系统的水冲洗；待凝汽器水位上升至高水位或给水箱水位降低后再继续进行系统的水冲洗；

③如此反复，直至除氧给水箱出水含铁量小于1000μg/l时，在给水箱保持高水位后可以投入前置过滤器及精处理混床除去水中的铁；冲洗方式应改为凝汽器和除氧器给水箱之间的循环冲洗方式或边循环边排放的方式，在建立凝汽器和除氧器给水箱之间的循环后应投入凝结水加氨处理设备，控制冲洗水投精处理设备时pH：

9.0~9.5；不投精处理设备时pH：

9.5~10.0；

④当除氧器给水箱出水含铁量降至100~200μg/l时，小循环冲洗结束。

5.1.2.大循环水冲洗

5.1.2.1.冲洗范围：

在小循环冲洗合格的基础上，冲洗高压给水系统的设备及管道、炉本体、启动分离器

5.1.2.2.冲洗流程

除盐水

旁路

旁路

除盐水凝汽器凝泵凝结水处理系统轴加低加除氧给水箱

给泵高加省煤器水冷壁汽水分离器凝汽器

排放

疏水箱

5.1.2.3.冲洗要求

①炉本体已满足冲洗条件；

②启动分离器应尽可能采取措施进行清理，并清理干净。

5.1.2.4.冲洗顺序及化学监督

①锅炉进水时所有的疏水阀、排气阀打开，待各阀内有连续均匀水流出，表明系统内空气已排尽（时间约30min）后关闭；

②除氧器宜加热至70~80℃除氧，并保持给水的温度、流量，压力稳定；

③凝结水处理设备先旁路，后设备；

a启动分离器出水含铁量＞1000μg/L采取排放冲洗方式，启动分离器出水排放至地沟或机组排水槽；

b启动分离器出水含铁量＜1000μg/L时冲洗水回收至凝汽器，同时投入前置过滤器；

c当凝结水含铁量＜2000μg/L时投入前置过滤器；

d当前置过滤器出水含铁量＜1000μg/L时，投精处理混床；

e若精处理两套前置过滤器退出运行，则精处理混床也退出运行；

f当混床进口含铁量＞1000μg/L，精处理混床退出运行；

④给水加药系统投运，维持冲洗水pH9.0~9.5；

⑤除氧器出水含铁量＜200μg/L时冲洗高压加热器本体设备（先前走旁路）；

⑥省煤器进口铁量＜50μg/L，启动分离器出水含铁量＜100μg/L时大循环冲洗结束，具备锅炉点火条件（注意：

在大循环冲洗阶段如果系统冲洗水的含铁量＞3000μg/l，应停止循环冲洗，进行整炉放水）；据实践经验表明化学清洗后首次点火冲管前的冷态水冲洗时间约2~3天方能使水质符合要求。

5.2.热态冲洗

5.2.1.冲洗目的

在冷态冲洗结束后用品质优良的给水，再进一步冲去锅炉在升温过程中金属表面脱落下来的铁氧化物以及其他杂质。

锅炉点火后，循环流动的热水逐渐升温升压，用水和蒸汽把残留在管壁上的铁腐蚀产物和硅化合物冲洗下来，通过前置过滤器及精处理混床除去，避免造成汽机通流部分的颗粒冲蚀损伤。

氧化铁在260~290℃的水中的溶解度最大，效果最好，所以在此阶段不断地循环冲洗至水质合格。

5.2.2.冲洗流程

与5.1.1.2中大循环冲洗流程相同。

5.2.3.冲洗要求

水处理设备正常供水，凝结水精处理设备正常投运，除氧器正常投运、给水加氨、联氨处理正常，给水品质良好。

5.2.4.冲洗顺序及化学监督

5.2.4.1.点火前的给水水质（省煤器进口）要求

DD（H+）≤0.65µs/cm

Fe≤50µg/L

SiO2≤30µg/L

O2≤30µg/L

pH（25℃）9.0~9.5

YD≈0µmol/L

5.2.4.2.在热态冲洗过程中，保持约30%BMCR启动流量，当启动分离器出口Fe＞1000µg/L时，排放。

当启动分离器出口Fe＜1000µg/L时，将水返回凝汽器，并通过凝结水精处理装置作净化处理，直至分离器中压力在5.0~7.0MPa范围内温度260~290℃，分离器仍处于湿态运行方式，同时蒸汽经过过热器系统、主蒸汽管、高压旁路、再热器系统、低压旁路后排入凝汽器。

稳定一段时间后，启动分离器出口Fe＜100µg/L、蒸汽DD（H+）≤0.50µs/cm、SiO2≤30µg/kg、Fe＜50µg/kg时，热态冲洗结束，允许向汽机通汽冲转；

5.2.4.3.在热态冲洗时，监督除氧器出口，省煤器进口，凝结水中的铁、二氧化硅和pH（二氧化硅含量作为参考）。

据实践经验表明热态冲洗时间短则2~3天，长则5~6天，与整个热力系统提运时间及保养状况等因素相关。

5.3.蒸汽吹管

5.3.1.蒸汽吹管目的

以锅炉自生蒸汽用物理方法（蒸汽动力）清除一次汽和二次汽系统受热面管束，管道内由于制造、运输、保管、施工时遗留的杂质及产生的锈蚀物。

5.3.2.蒸汽吹管流程

详见“锅炉部分技术措施”

5.3.3.化学监督

5.3.3.1.蒸汽吹管阶段应监督给水中的含铁量、电导率、pH值、硬度、二氧化硅等项目用作备案，除给水pH（25℃）9.5~10.0外，其它项目不做规定。

冲管阶段不需要进行热态清洗；

5.3.3.2.每次吹管时，如能取出蒸汽样时，还应进行蒸汽质量监督，测定蒸汽中铁、二氧化硅的含量，并观察样品外状，以利了解蒸汽系统内的清洁状况；

5.3.3.3.暂停吹管时，应采取凝汽器—除氧器—锅炉—启动分离器间的循环排放，当启动分离器出口Fe＞1000µg/L时，排放；当启动分离器出口Fe＜1000µg/L时视吹管条件尽可能排放；

5.3.3.4.吹管结束恢复系统时，锅炉本体应进行保养，保养方式需因地制宜考虑，具体方法可参照DL/T956-2005《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》执行；

5.3.3.5.吹管结束后应创造条件，对凝汽器热水井和除氧给水箱内的水进行排放，水排空后应检查并清扫其内部铁锈和杂物；

5.3.3.6.吹管检验标准参照锅炉专业的“锅炉部分技术措施”。

5.4.整套启动阶段的化学监督

5.4.1.分析监督要求

在冷态、热态冲洗，蒸汽冲管以及整组启动过程中水汽工况的监督和控制时，由于条件所限暂时不能投入在线化学检测仪表，必须具备必要的人工取样条件，保证正常取样，并在水质正常后及时投入在线检测仪表。

按前述的监督项目，逐项分析，一般每2小时分析一次（在工况变化或异常时宜增加取样测定次数或由现场调试人员决定）。

5.4.2.监督标准

本措施的监督标准除特别注明外，均来自《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-2005）

5.4.2.1.机组整套启动过程中，给水质量（省煤器进口）的控制如下：

DD（H+）≤0.65µs/cm

Fe≤50µg/L

SiO2≤30µg/L

O2≤30µg/L

pH（25℃）9.0~9.5

N2H410～50µg/L

YD≈0µmol/L

5.4.2.2.汽机冲转的蒸汽质量要求

热力系统和锅炉必须在冲洗至合格时，才允许进入机组整套启动（汽机冲转）

汽机冲转前蒸汽质量要求：

DD（H+）≤0.5µs/cm

SiO2≤30µg/L

Fe≤50µg/L

Cu≤15µg/L

Na+≤20µg/L

正常运行时的蒸汽质量应达到标准值：

DD（H+）≤0.20µs/cm

SiO2≤15µg/L

Fe≤10µg/L

Cu≤3µg/L

Na+≤5µg/L

5.4.2.3.整套启动期间凝结水的要求

①机组联合启动时,必须保证凝结水处理设备可靠；

②在启动试运阶段，进入凝结水处理装置的水质应Fe≤2000µg/L，或参照制造厂的规定进行控制；

③整套启动时，凝结水回收应以不影响给水质量为前提；

④经过凝结水精处理装置后水的质量标准：

DD（H+）≤0.15µs/cm

SiO2≤10µg/L

Fe≤5µg/L

Cu≤2µg/L

Na+≤3µg/L

5.4.2.4.疏水回收要求

严格注意疏水的管理和监督，高、低压加热器的疏水含铁量超过400µg/L时，一般不予回收。

5.4.2.5.发电机的冷却水水质：

DD（25℃）≤2.0µs/cm

pH（25℃）＞6.8（7.0~8.5）

YD≈0µmol/L

Cu≤200（40µg/L）

5.4.2.6.在168小时试运行阶段水汽品质监督如下：

给水水质：

DD（H+）≤0.20µs/cm

Fe≤10µg/L

SiO2≤15µg/L

Cu≤3µg/L

Na+≤5µg/L

O2≤7µg/L

pH（25℃）9.0~9.5

YD≈0µmol/L

N2H410～50µg/L

蒸汽：

DD（H+）≤0.20µs/cm

SiO2≤15µg/L

Fe≤10µg/L

Cu≤3µg/L

Na+≤5µg/L

凝结水：

Fe≤5µg/L

SiO2≤10µg/L

O2≤20µg/L

Na+≤3µg/L

DD（H+）≤0.15µs/cm

YD≈0µmol/L

5.4.3.整套启动期间水汽品质控制措施

5.4.3.1.整套启动期间每次升负荷前水汽品质应达到上面各项标准的要求后，才可以升负荷；

5.4.3.2.每次升负荷的多少按锅炉和汽机相关措施的要求进行；

5.4.3.3.如在升负荷的过程中发现水汽品质恶化，应立即停止升负荷，待水汽品质好转达标后再继续升负荷；

5.4.3.4.在水汽品质不合格时，应积极采取措施改善水汽品质

①用除盐水更换部分凝结水改善凝结水水质；

②通过清洗前置过滤器和切换混床提高精处理设备效率，从而提高精处理系统的出水水质及给水水质；

③用除盐水更换部分给水箱的给水，提高给水水质；

④在分离器湿态运行的低负荷时可以直接排放启动分离器的部分炉水，可以直接改善蒸汽品质；

5.5.锅炉停运保护

根据DL/T956-2005《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》，锅炉在蒸汽吹管或整套启动的停用期间为防止锅炉腐蚀，保证机组水质的正常、稳定，延长锅炉的使用寿命，确保安全运行，必须做好停炉保护措施。

若停用时间在3个月以内，可采用氨、联氨钝化烘干法，即停炉前2小时，将给水pH控制在9.4～10之间，联氨浓度控制在0.5～500mg/L，热炉放水，余热烘干，也可采用氨水碱化烘干法，即停炉前4小时，提高给水pH在9.4～10之间，热炉放水，余热烘干，若停用时间更长，可考虑湿法防锈保护中的氨－联氨法和氨水法。

6验收标准

按DL/T889-2004《电力基本建设热力化学监督导则》、DL/T561-95《火力发电厂水汽化学监督导则》和GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）及DL/T912-2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》的有关规定进行验收。

7安全、环境控制措施

7.1.参加调试人员认真学习《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》，熟悉安全技术措施和停、送电联系制度等；

7.2.试转项目验收合格；

7.3.取样管堵塞，处理时应关闭一次阀门或进行有限隔离，防止热流突然冲出烫伤人；

7.4.冷却水量应充足，确保一定的冷却度，冷却器出口冷却水温宜在50℃以下，如发现冷却水量减少应及时处理；

7.5.配制药品时，应执行安规中的有关条款；

7.6.加药间通风良好，照明足够；

7.7.加药间配备消防器具，落实防火措施；

7.8.对性质不明的药品严禁用口尝或鼻嗅的方法进行鉴别；

7.9.机组排污水应排入机组排水槽集中，然后排入废水处理系统进行进一步处理后在回收利用；

7.10.调试运行中及试运后的设备检修消缺均应办理工作票。

8组织分工

8.1.分系统试运调试方案经各方讨论、会审通过，在调试过程中付诸实施。

8.2.安装单位负责分部试运工作中的设备与系统的循环检查、维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作。

8.3.调试单位负责制定分系统试运调试方案并组织实施。

8.4.生产单位在整个试运期间，根据分系统试运调试措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责系统操作、化学分析、药品供应、生产准备及运行设备保护。

8.5.设备供应商负责设备及仪表的调试、现场服务和技术指导工作。

8.6.监理单位负责全过程监理，对调试条件进行确认，调试过程中的质量进行监督，协调调试中各方工作。

9附件

9.1.试验条件检查确认表

9.2.验收评定表

9.3.试运项目签证验收卡

9.4.1号机组吹管及整套启动期间化学监督调试危害辨识表与风险评价调查

附件1：

试验条件检查确认表

试验条件检查确认表

专业

化学专业

检查

日期

年月日

试验项目

1号机组吹管及整套启动阶段化学监督

序号

检查项目

检查

记录

备注

1

设备及系统安装结束，安装记录及技术资料以文件形式完成。

2

系统进行全面检查，并与设计图纸对照无差错。

3

控制、动力、照明等电源均已受电。

4

照明及通讯设备应能满足现场工作需要，地坪、道路、排水沟、排气孔畅通无阻，沟道盖板铺设结束。

5

系统上有关电气、热工、化学在线仪表和自动控制均可正常投运。

6

加药现场配备了防护用品、消防器材和通讯工具。

7

给水加药系统调试工作已完成。

8

机组集中取样装置已具备投运条件。

9

分析所需的各类药品、试剂、仪器已就位。

10

取样系统具备投用条件。

11

化学分析人员已经过培训合格后上岗。

结

论

检查确认单位

单位代表签字

日期

施工单位

调试单位

总承包单位

监理单位

建设/生产单位

注：

检查记录中满足条件者可注“√”，未满足条件的在备注中说明。

附件2：

验收评定表

机组分系统调整试运质量检验评定表

工程名称:

三水恒益电厂“上大压小”2×600MW国产燃煤凝汽发电机组试运阶段:

整套启动

专业名称:

化学名称:

机组空负荷整套调试的化学监督性质:

一般

序

号

检验项目

性质

单位

质量标准

检查结果

评定等级

合格

优良

自评

核定

1

给水

溶解氧

主要

μg/L

≤30

铁

主要

μg/L

≤50

pH（25℃）

主要

9.0～9.5

联氨

μg/L

10～50

二氧化硅

μg/L

≤50

2

蒸汽

二氧化硅

μg/L

≤50

钠

μg/L

≤20

3

凝结水回收

铁

主要

μg/L

≤1000

4

发电机冷却水

电导（25℃）

主要

μS/cm

≤2

pH（25℃）

6.5～8

总评

共检验主要项目个,其中优良个

一般项目个,其中优良个

全部检验项目的优良率%

质量

等级

施工单位

调试单位

总承包单位

监理单位

建设/生产单位

年月日

机组整套调整试运质量检验评定表

工程名称:

三水恒益电厂“上大压小”2×600MW国产燃煤凝汽发电机组试运阶段:

整套启动

专业名称:

化学名称:

机组带负荷整套调试的化学监督性质:

一般

序

号

检验项目

性质

单位

质量标准

检查结果

评定等级

合格

优良

自评

核定

1

给水

溶解氧

主要

μg/L

≤20

铁

主要

μg/L

≤50

硬度

μmol/L

～0

pH（25℃）

主要

9.0～9.5

联氨

μg/L

10～50

二氧化硅

μg/L

≤50

2

蒸汽

二氧化硅

主要

μg/L

≤30

钠

μg/L

≤20

3

凝结水回收

铁

主要

μg/L

≤1000

4

发电机冷却水

电导（25℃）

主要

μS/cm

≤2

pH（25℃）

6.5～8

5

在线化学仪表

%

pH表、电导率表应100%投运

分系统总评

共检验主要项目个,其中优良个