#2机组吹管及整套启动阶段水汽品质监督方案(0001)

#2机组吹管及整套启动阶段水汽品质监督方案
调试方案报审表表号：
编号：
工程名称国投钦州燃煤电厂一期工程
（2×600MW）超临界机组
合同
编号
QT06
002
致安徽电力工程监理有限责任公司（监理机构）：
现报上钦州电厂 #2机组吹管及整套启动阶段水汽品质监督方案，请审核。

承包单位（章）广西桂能科技发展有限公司
负责人：年月日
监理机构审核意见：
监理机构（章）：
总监理师：年月日
监理工程师：年月日
建设单位审核意见：
建设单位（章）：
代表：年月日
注：本表由承包单位填报，建设单位、监理机构、承包单位各存一份；
本表份数应满足竣工档案要求。

0659 2601
国投钦州燃煤发电厂一期工程
超临界机组
（2×600MW）
项目名称
钦州电厂#2机组吹管及整套启动阶段水汽品质监督方案
编制单位广西桂能科技发展有限公司
编写张珂日期：2007年7月20日审核日期：2007年月日
批准日期：2007年月日出版日期2007年月日版次 1
会审单位国投钦州发电有限公司
安徽省电力工程监理有限责任公司
山东省电力建设第三工程公司
日期2007年月日
试运指挥部批准日期年月日
目录
1设备系统概况 (1)
2编写依据 (1)
3调试目的 (2)
4调试前必须具备的条件 (2)
5调试工艺及要点 (3)
6验收标准 (9)
7安全和环境措施 (10)
8组织分工 (10)
国投钦州燃煤发电有限公司一期工程2×600MW超临界机组#2机组吹管及整套启动阶段水汽品质监督方案
1设备系统概况
钦州燃煤电厂一期工程2×600MW国产超临界凝汽式燃煤机组单炉膛直流炉，单轴三缸机组。

凝汽器冷却系统为海水直流循环冷却供水系统。

主汽门蒸汽压力：24.2MPa，主汽门蒸汽温度：566℃，最终给水温度：282.9℃冷却水温：24℃，过热蒸汽流量：1950.2m3。

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 火电工程启动调试工作规定
2.2 火电工程调整试运质量检验及评定标准
2.3《电力基本建设热力化学监督导则》SDJJS03-88
2.4《火电厂汽水化学导则第1部分：直流锅炉给水加氧处理》DL/T805.1-2002 2.5《电力建设施工及验收技术规范第4部分：电厂化学》DL/T5190.4-2004 2.6 《超临界火力发电机组水汽质量标准》DL/T912-2005
2.7《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-95
2.8《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》DL/T 801-2002
2.9《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》SD223-87
2.10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限制在最低的水平，保证机组安全、经济运行。

通过对吹管、整组启动及168期间的汽水品质进行监督，保证汽水品质满足机组启动的要求。

本措施在经过讨论后，将作为吹管及整套启动各阶段中化学水汽品质监督标准。

4调试前必须具备的条件
4.1净水，化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、水质满足要求。

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、水质要求达到设计要求。

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。

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。

除氧器 给水箱 旁 路
5调试工艺及要点
5.1冷态水冲洗：
5.1.1小循环冲洗：
（1）目的：冲洗凝结水系统、低压给水系统的设备及管道。

（2）流程： 旁 路 除盐水 凝汽器 凝泵 凝结水处理系统 轴加 排放 凝汽器
（3）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，凝结水精处理装置先旁路，后设备。

（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，600MW 机组为
1000~1500t/h ，按照（2）流程对系统进行开放式水冲洗至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pH 至9.0~9.3。

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
（1）目的：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。

（2）流程：
除氧器 给水箱 旁 路 除盐水 凝汽器 凝泵 凝结水处理系统 轴加 低加
高加 省煤器 水冷壁 汽水分离器 凝汽器
（3）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。

（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℃，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 当前置过滤器出水含铁量＜400μg/l 时，投精处理混床。

④给水加药系统投运，维持冲洗水pH9.0~9.6、联氨50μg/l 。

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疏水箱 排放
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流程：同大循环冲洗流程
5.2.3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、给水加氨及联氨处理正常，给水品质良好
5.2.4冲洗顺序及化学监督
（1）点火前的给水水质（省煤器进口）要求：
DD（H+）≤0.65µs/cm
Fe≤50µg/L
≤30µg/L
SiO
2
pH（25℃）9.0~9.6
YD ~ 0µmol/L
（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
≤30µg/kg、Fe＜50µg/kg时，热态冲洗动分离器出口Fe＜100µg/L、蒸汽SiO
2
结束，允许向汽机通汽冲转。

（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流程：详见“锅炉部分技术措施”
5.3.3化学监督
（1）蒸汽吹管阶段应监督给水中的含铁量、电导率、pH、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
（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。

（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，并投用凝结水精处理系统回收工质和保持水质正常。

（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《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》SD223-87执行。

（5）吹管结束后应创造条件，对凝汽器热水井和除氧器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。

（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
（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
≤30µg/L
SiO
2
pH（25℃）9.0~9.6
YD ~ 0µmol/L
（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
≤30µg/L
SiO
2
Fe ≤50µg/L
Cu ≤15µg/L
Na ≤20µg/L
在运行8小时内达到蒸汽质量应达到标准值：
DD（H+）≤0.2µs/cm
≤15µg/L
SiO
2
Fe ≤10µg/L
Cu ≤3µg/L
Na ≤5µg/L
（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≤1000µg/L，或参照制造厂的规定进行控制。

③机组负荷大于350MW。

凝结水全部经过精处理，精处理出口氢电导率小于
0.12μS/cm，省煤器入口给水氢电导率小于0.15μS/cm时。

对精处理出口、除氧器入口进行加氧处理。

精处理出口加氧时，尽量维持除氧器入口给水溶解氧为30 ppb～60 ppb。

除氧器出口加氧时，尽量维持省煤器入口给水溶解氧为30 ppb～90 ppb。

④整套启动时，凝结水回收应以不影响给水质量为前提。

⑤经过凝结水精处理装置后水的质量标准：
DD（H+）≤0.15µs/cm
≤10µg/L
SiO
2
Fe ≤5µg/L
Cu ≤2µg/L
Na ≤3µg/L
（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）发电机的冷却水水质：
DD（25℃）≤2.0 µs/cm
pH（25℃）7.0~9.0
YD＜2.0µmol/L
Cu ≤40µg/L
（6）在168小时试运行阶段水汽品质监督如下：
给水水质：DD（H+）≤0.15µs/cm
Fe≤10µg/L
≤15µg/L
SiO
2
Cu≤3µg/L
Na≤5µg/L
≤30－300µg/L
O
2
pH（25℃）8.0~9.0
YD ~ 0µmol/L
蒸汽：DD（H+）≤0.2µs/cm
SiO
≤15µg/L
2
Fe ≤10µg/L
Cu ≤3µg/L
Na ≤5µg/L
凝结水：①凝给水精处理前质量
硬度≈0ug/L
Na≤10µg/L电导率
DD（H+）≤0.3µs/cm
②凝给水精处理后质量
DD（H+）≤0.15µs/cm (挥发处理)
DD（H+）≤0.12µs/cm (加氧处理)
Fe ≤10µg/L
Cu ≤3µg/L
Na ≤5µg/L
≤15µg/L
SiO
2
5.4.3整套启动期间水汽品质控制措施
（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
（2）每次升负荷的多少按锅炉和汽机相关措施的要求进行
（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。

（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
5.4.4整套启动期间锅炉停运保护
在锅炉停用期间为防止锅炉腐蚀，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。

如停炉时间较短（3~5天），可采用热炉放水余热烘干法，即当主汽压力降至0.3~0.5MPa时放尽炉水后关闭空气阀。

如停运时间较长（7天以上）时可采用充氮法：将炉水放空烘干后，向水汽系统内充入氮气，并保持0.03~0.05MPa的氮压，以防空气漏入。

或氨液法：用浓度为800~1000mg/L 的氨溶液充满锅炉。

6验收标准
按《电力基本建设热力化学监督导则》SDJJS03-88、《火电发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-95和1996年版《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
的有关规定及《超临界火力发电机组水汽质量标准》DL/T912-2005进行验收。

7安全和环境措施
7.1取样管堵塞，处理时应关闭一次阀门或进行有效隔离，防止热流突然冲出烫伤人。

7.2 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。

7.3 配制药品时，应执行安规中的有关条款。

7.4 加药间通风良好，照明足够。

7.5 加药间配备消防器具，落实防火措施。

7.6 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
理后在排放。

7.7根据现场对完成化学水汽品质监督调试工作所存在的人身和设备的不安全
因素提出相关的条款
8组织分工
8.1国投钦州燃煤电厂负责系统设备的运行操作和水质分析。

8.2山东省电力建设第三工程公司负责系统设备的检修和消缺。

8.3广西桂能科技发展有限公司负责技术措施的编写和实施。

8.4设备制造厂负责设备的现场服务。

8.5设计院负责现场设计技术指导。

8.6安徽省电力工程监理公司负责对安装、调试工作过程及结果进行监督。

附录一：所采用的试验仪器、仪表的型号、规格
1.溶氧仪
2.导电度表
3.钠度仪
4.分光光度仪
5.PH表
6.铁离子分析仪。