火力发电机组调试期间各阶段化学指标控制.docx

1、一、 锅炉前水系统预冲洗和水压试验1二、锅炉化学清洗1三、机组整套启动前的水冲洗2四、蒸汽吹管2五、机组整套启动试运行3五、防锈蚀保护6六、凝汽器保护7七、水处理工艺进水及出水水质控制指标7八、化学各加药系统溶药剂量8一、 锅炉前水系统预冲洗和水压试验DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则1. 炉前水系统预冲洗和水压试验，可以使用澄清水2. 预冲洗的排水指标：1) 进出口浊度的差值应小于10FTU2) 出口水的浊度应小于20FTU3) 出口水应无泥沙和锈渣等杂质颗粒，清澈透明。3. 锅炉水压试验1) 汽包锅炉水冷壁和省煤器的单体或组件，可以使用澄清水冲洗，并分组单独进行水压

2、试验。2) 锅炉整体水压试验应采用除盐水。3) 水压试验后，锅炉放置2周以上不能进行试运行时，应进行防锈蚀保护。a) 采用湿法保护时，应符合表1规定；b) 采用冲氮方式保护时，用氮气置换放水，大气纯度99.5%，维持氮气压力0.020.25MPa。二、锅炉化学清洗参考化学清洗导则清洗后允许停放时间为20天三、机组整套启动前的水冲洗DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则1. 一般要求1) 冷态冲洗和热态水冲洗过程中，当凝汽器与除氧器建立循环后，应投入凝结水泵出口加氨处理设备，控制冲洗水PH值为9.09.5，已形成钝化，减少冲洗腐蚀；当凝汽器与启动分离器建立循环后，应投入给水泵

3、入口加氨处理设备，调节冲洗水的PH值为9.09.3。2) 冷态及热态水冲洗过程中，应监督给水、炉水、凝结水中的铁、二氧化硅及PH值。3) 锅炉有过热器反冲洗设备时，在第一次点火前，应进行过热器反冲洗。而今化学清洗的过热器在机组启动前应进行反冲洗。冲洗的除盐水应加氨调节PH值为10.010.5，冲洗至出水无色透明。2. 点火前的冷态水冲洗1) 直流炉、汽包炉的凝结水和低压给水系统的冷态水冲洗当凝结水及除氧器出口税含量铁大于1000g/L时，应采取排放冲洗方式；当冲洗至凝结水及除氧器出口含铁量小于1000g/L时，才取循环冲洗方式，投入凝结水处理装置，使水在凝汽器与除氧器间循环。当除氧器出口水含铁

4、量降至小于200g/L后，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。无凝结水处理装置时，应采取换水方式、冲洗至出水含铁量小于100g/L。2) 直流炉的高压给水系统至启动分离器间的冷态水冲洗放启动分离器出口水含铁量大于1000g/L时，应采取排放冲洗；小于1000g/L时，返回至凝汽器循环冲洗，投入凝结水处理装置去除水中铁。当启动分离器出口含铁量降至小于200g/L，冷态水冲洗结束。3) 汽包炉的冷态水冲洗应采用排放冲洗，又低压给水系统经高压给水系统至锅炉。当锅炉水铁含量小于200g/L，冷态水冲洗结束。3. 点火后的热态水冲洗1) 进行热态水冲洗时，给水的含铁量小于100g/L，方可开始点火。2)

5、直流炉热态冲洗过程中，当启动分离器出口水含铁量大于1000g/L，由启动分离器降水排掉；当含铁量小于1000g/L时，将水回收至凝汽器，通过凝结水精处理系统做净化处理，当启动分离器出口含铁量小于100g/L，热态冲洗结束。3) 汽包炉热态水冲洗依靠锅炉排污换水，一般冲洗至锅炉水含铁量小于200g/L，热态冲洗结束。四、蒸汽吹管DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则除给水PH值（25）应控制在8.89.3外，其他项目可参考表2规定执行。1) 汽包炉进行蒸汽吹管时，炉水PH为910。磷酸根210mg/L。每次吹管前应检查炉水外观和含铁量。当炉水含铁量大于1000g/L，加强排污

6、；当炉水含铁量大于3000g/L或炉水发红、浑浊时，应在吹管间歇以整炉换水方式降低其含量。吹管后期，应进行蒸汽质量监督、测定蒸汽中铁、二氧化硅的含量，并观察水样应清亮透明。2) 直流炉吹管间歇时，直流炉中的水应采取凝汽器-除氧器-锅炉-启动分离器间的循环，并进行凝结水处理，保持水质正常。3) 吹管结束后，以带压热炉放水方式排放锅炉水。应清理凝结水泵、给水泵滤网。排空凝汽器热水井和除氧器水箱内的水，清楚容器内滞留的铁锈渣和杂物。五、机组整套启动试运行DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则1. 给水应采用加氨和联氨，汽包炉炉水加磷酸盐处理，循环水进行阻垢、缓蚀一级杀生灭藻处理。

7、闭式循环冷却水应是化学除盐水或凝结水，防腐蚀处理可在冷却水中加入磷酸盐，磷酸根100mg/L150 mg/L。2. 给水质量要求在机组整套启动试运行过程中，给水质量的控制应符合表2的规定。3. 锅炉水质要求在机组整套启动试运行过程中，汽包炉炉水应符合表3的规定。1.2.3.4. 蒸汽质量要求机组整套启动试运行和168h满负荷试运行时的蒸汽质量应符合表4的规定。当汽轮机蒸汽冲转时，蒸汽质量可允许暂时放宽至二氧化硅100g/kg，钠含量20g/kg，但应争取在较短时间内使蒸汽质量达到表4的要求。5. 锅炉洗硅运行在锅炉洗硅运行期间，当蒸汽中二氧化硅大于60g/kg，应加强锅炉排污或降负荷运行措施，

8、使蒸汽品质合格。6. 凝结水处理系统当机组带50%及以上负荷运行时，应投入凝结水处理装置。7. 凝结水质量要求机组整套启动时，凝结水回收应以不影响给水质量给前提。回收的凝结水质量应符合表5的规定，但应采取措施使其在短时间内到达启动时给水质量的要求。8. 锅炉补给水质量机组整套启动试运行，锅炉补给水的质量以不影响给水质量为标准。补给水质量符合表6的规定。9. 疏水监督当高、低压加热器含铁量大于400g/L，不应回收。10. 发电机内冷却水质量要求投入运行前应进行冲洗，冲洗水质应符合表6的要求。冲洗水流量、流速应大于正常运行下的流量、流速。当冲洗至排水清澈无杂质颗粒，进、排水的PH值应基本一致，电

9、导率小于2s/cm，冲洗结束。试运行期间，发电机内冷却水的补充水应采用除盐水或凝结水混床出水，运行中的发电机内冷却水质量应符合表7的要求。11. 机轮机油、抗燃油质量监督电厂用汽轮机油和抗燃油应按照GB/T 7596,GB/T14541和DL/T571进行质量验收、运行监督及维护管理。汽轮机润滑油系统和抗燃油系统系统的清洗和油循环过滤工作，应在机组进行整套启动前结束，汽轮机油和抗燃油在投运前和运行中 的主要油质指标应符合表8的要求。12. 汽水质量劣化时的处理机组带负荷试运行时，当水汽质量发生劣化，综合分析系统中的汽水质量的变化，确认判断无误后，按照表9的要求进行处理，使汽水质量在允许的时间内

10、回复到标准值。五、防锈蚀保护DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则机组停止运行不超过14天时，可采用“热炉放水常压余热烘干法”保护。放水时应控制锅炉汽包上下壁温不超过制造厂规定的允许值。在此条件下，应充分利用炉膛余热烘干受热面上的残留水分。放水后打开各部位的空气门和放水门，通过自然通风带走锅内的湿蒸汽。有可能时，应辅以负压抽干或鼓入临炉热风烘干。停炉14天以上时，可选用下列方法对热力设备进行保护：1) 除盐水中加入200300mg/L联氨溶液，用氨水调整PH值为10.0-10.5，充满热力设备进行湿法保护。宜辅助冲入纯度大于99.5%的氮气，维持压力为0.02MPa0.05

11、MPa，密闭。应隔离铜管热交换器。2) 充氮保护时，当气压将至0.5MPa时，在保持0.3MPa-0.5MPa氮气压力的条件下，微开放水门，向热力设备内冲入纯度大于99.5%的氮气，利用氮气压力排尽锅炉水，维持氮气压力在0.02-0.05MPa，密闭。3) 锅炉热炉放水后，向锅炉内充入气化后的气相缓蚀剂，待气相缓蚀剂分布均匀，检测排出气体中缓蚀剂浓度达到预定值后，密闭锅炉4) 锅炉热炉放水后，向锅炉内冲入干风进行保护，出口相对密度应小于50%。5) 在机组停运过程中，也可以加入适量成膜胺，采用成膜胺法对整个热力系统进行停用防锈蚀保护。6) 冬季热力设备停用保护应采用充氮、气相锈蚀剂或成膜胺等干

12、法保护。7) 排放热力设备停用保护溶液，应符合GB8978的要求。8) 汽轮机停用期间应采用热风干燥等方法进行保护六、凝汽器保护DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则1) 当循环水泵停止运行3天以上时应放尽凝汽器内循环水。2) 当循环水泵停止运行时间较长时，应放尽凝汽器内循环水，开凝汽器人孔门，用清水冲洗凝汽器管水侧，并用无油压缩空气将管内吹干。以上规定来自DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则七、水处理工艺进水及出水水质控制指标火力发电厂化学设计技术规范系统出水水质控制表序号项目名称单位标准备注反应沉淀池浊度NTU5超滤1浊度NTU0.22SDI33悬

13、浮物mg/l1除盐系统阳离子交换器1Na+g/L100除盐系统阴离子交换器1电导率s/cm102二氧化硅g/L100混合离子交换器1电导率s/cm0.22SiO2g/L20八、化学各加药系统溶药剂量火力发电厂化学调试导则化学水系统加药配置说明表序号药剂配置浓度加药量炉内加药系统1氨液0.5%2%通过给水PH值控制2联氨液0.5%1%通过给水O2值控制3磷酸盐溶液0.5%5%通过炉水PH值及磷酸盐浓度控制水处理装置1混凝剂5%10%通过出水水质2助凝剂1%2%通过出水水质3次氯酸钠10%间断加氯， 1 3次/日，1mg/L3 mg/L；连续加氯及定期冲击式加氯， 1 mg/L和3 mg/L。4阻垢剂5%23mg/L5还原剂5%通过ORP控制