创元化学专业调试方案(总).

1、湖南创元电厂 1 机组化学专业调试方案目录1.XTS/F30(1)TG -HX-011 机组整套 启动化学 监督方 案2.XTS/F30(1)TG-HX-021 机组凝结水精处理启动调试方案23.XTS/F30(1)TG-HX -031 机组 加药系统调试 方案“ 14.XTS/ F30 (1)TG -HX-041 机组锅炉洗硅运行调试方案275.XTS/ F30 (1)TG -HX-05 1 机组汽水取样系统投运措施346.XTS/F30(1)TG-HX-06 1机组锅炉补给水处理系统程控调试方案407.XTS/ F30 (1)TG -HX-07 1 机组锅炉本体化学清洗方案498.XTS/

2、 F30 (1)TG -HX-08 1 机组炉前系统化学清洗方案649.XTS/F30(1)TG-HX-091 机组 补 给水 系统调 试 方案7710.XTS/F30(1)TG-HX-10 1 机组凝结水精处理程控调试方案8611.X T S/ F3 0(1 )T G-HX-11 1 机 组 制氢 站调 试调 试 方案9512.XTS/F30(1)TG-HX-12 1 机组生产区废水处理系统调试方案10413.XTS/F30(1)TG-HX-13 1 机组化学废水处理系统调试方案111调试方案日期 2007-4-6XTS/F30 (1) TG-HX-01项目名称湖南创元电厂#1机组整套启动化

3、学监督方案湖南省电力建设调整试验所投诉电话：5542836编写 刘建光初审冯斌复审钱晖技术 部 何军民批准 汪霄飞3湖南创元电厂 1 机组 整套启动化学监督调试方案1 调试目的1.1 整套启动过程中的化学监督是保证机组顺利投产及以后的长期安全、 经济运行，防止热力设备腐蚀的重要手段之一。1.2 受湖南创元电厂委托， 根据火力发电厂水汽化学监督导则 （ DLT561 一 95）、火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 （GB/T12145-1999 ） 和电力基本建设热力设备化学监督导则（ DL/T889 一 2004）等要求， 特制定本方案。2 设备概况2.1 湖南创元电厂 1 锅炉为上海锅炉厂生

4、产的 1025t/h 亚临界压力一次中 间再热自然循环单炉膛汽包炉，其主要参数如下：额定蒸发量1025t h过热蒸汽出口压力17 5MPa过热蒸汽温度541°C再热蒸汽流量825.5t/h再热蒸汽压力3.776/3.6MPa再热蒸汽温度328/541 C给水温度280C2.2 化学补给水处理工艺流程生水澄清过滤纤维 / 活性碳过滤阳离子交换除二氧化碳阴离子交换混合离子交换除盐水箱2.3 锅炉给水采用加氨调节PH值，除氧采用热力除氧和化学除氧相结合， 炉水加磷酸盐处理。2.4 凝结水经过中压高速混床进行 100精处理。3 技术标准3.1火力发电厂水汽化学监督导则（DL/ T561 95

5、）。3.2 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（ GB/T 1 2 1 45- 1 999）。3.3电力基本建设热力设备化学监督导则（DL/T889 一 2004）。4 组织分工4.1 电厂工程部做为总协调人负责本调试的组织工作。4.2 调试所技术人员负责现场技术指挥。4.3 电厂运行人员负责设备运行操作，化学药品配制。4.4 安装人员负责设备检修。5 过程质量检查控制点 过热器反冲洗水 pH 9 10炉水 pH 9-10 PO3-42-8mg/l SiO 2< 250 卩 g/l内冷水 pH>6.8 ,电导率（25C）< 5卩s/cm铜含量w 200卩g/l凝结 水 DD

6、<0.2卩s/cm（有混床）O 2 w 30 g/l 给水 pH 8.5-9.3 DD< 0.3 卩 s/cm O 2 < 7卩 g/l蒸汽 Na<10 g/l SiO 2< 20 g/l6 整套启动应具备的条件6.1 调试现场清理干净，仪表用电源和照明良好，水源充足。6.2 有关分析试剂配制齐全标定准确，有关仪器仪表已调校准确。6.3 参加调试人员熟悉本方案，分工明确，各司其职。7 调试步骤7.1 系统水冲洗7.1.2 系统水冲洗是清除新机组在制造、运输、安装过程中积聚的杂物的 有效措施之一，水冲洗还可清除部分腐蚀产物。7.1.3 新机组在启动前必须对有关系统进

7、行水冲洗。7.1.4 水冲洗范围：凝结水系统、给水系统及锅炉本体。7.1.5 水冲洗应采用先工业水后除盐水的水质。7.1.6 水冲洗应先冲洗旁路，后冲洗加热器等。7.1.7 水冲洗应采用大流量、变流速、多点排放的方式进行。7.1.8 水冲洗至排水清澈透明，无悬浮物，铁小于 200卩g/l为止。7.1.9 水冲洗停顿结束时， 应打开除氧器水箱， 凝汽器热井等容器人孔门， 清扫内部沉积杂物。7.2 锅炉及炉前系统化学清洗锅炉及炉前系统化学清洗另见专门方案。7.3 蒸汽吹洗7.3.1 锅炉首次点火蒸汽吹洗前，应对过热器进行反冲洗。冲洗水应为加氨和二甲基酮时的二级除盐水，其pH值控制在910，冲洗至出

8、水无色透明7.3.2 蒸汽吹洗期间应对炉水，给水加药系统进行调试，调试按给水及 炉水加药系统调试方案进行。7.3.3 蒸汽吹洗期间应创造条件投运除氧器。7.3.4 蒸汽吹洗期间，应对给水，炉水及蒸汽质量进行调控和监督。735给水品质：pH值（25C）应控制在8.89.3之间，并对其铜铁、电导率、二氧化硅、硬度等进行监测。7.3.6 炉水品质：炉水磷酸根应控制在28mg/l , pH值控制在910，并尽量维持上限值，当炉水铁含量大于1000卩g/l时，应加强排污，在吹管间歇时，进行整炉及整个水系统换水，以降低系统水质铜、铁及二氧化硅 含量。7.3.7 蒸汽品质：应监督蒸汽品质外观，铁含量及二氧化

9、硅含量。7.3.8 蒸汽吹洗完毕，应将锅炉、除氧器水箱、凝汽器热水井等容器中的 水排尽，打开人孔门对其中的铁锈、焊渣、泥砂等杂物进行仔细清扫，彻 底清除干净。质量控制点：过热器反冲洗水pH 9-10给水品质pH 8.8-9.3炉水水质pH 9-10 PO43-2-8mg/l7.4 机组整套启动及试运应达到下列要求：7.4.1 机组整套启动及试运前，给水、炉水、凝结水、发电机内冷水的处 理设备均应能投入运行，水汽取样装置及主要在线仪表应具备投入条件。7.4.2 除氧器投入正常运行，维持除氧器内水达到相应压力下的饱和温 度。7.4.3 凝结水处理设备应投入正常运行。7.4.4 热力系统和锅炉必须冲

10、洗、清洗，吹洗合格后才允许启动试运。7.4.5 机组启动前，化学二级除盐水必须储备充足7.4.6 机组整套试运中，进入 168 小时试运之前，必须进行洗硅运行，使 蒸汽中的二氧化硅不大于60卩g/l ,洗硅要求按蒸汽洗硅措施进行。7.5 机组整体试运期间的化学监督7.5.1 发电机内冷水质量要求如下：电导率（25C）< 5卩s/cm铜含量< 200卩g/lpH（25C）> 6.87.5.2 机组试运行阶段水汽质量标准如下 :7.5.2.1 汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化硅不大于100卩g/kg,含钠量不大于50 g/kg。7.5.2.2 为防止凝结水混床树脂的铁污染，进入凝结

11、水精处理装置的水中铁含量应不大于1000卩g/1。7.5.3 汽轮机凝结水回收质量硬度v10卩mol/l二氧化硅v80卩g/1铁v80卩g/17.5.4 机组在 1/2负荷及以上时，给水质量溶解氧v 30 g/1二氧化硅v 80 g/1pH值（25C）8.5 一 9.2硬度0 卩mo/1除氧剂1050 g/110铁v 80 a g/17.5.5 炉水质量：洗硅过程的控制按蒸汽洗硅措施要求进行，其它时间按下述标准：PO3- 4 28m/1pH (25C)9.0 10SiO2w 250a g/l铁w 300a g/l7.5.6 蒸汽质量标准：Na w 30a g/l SiO 2w 60a g/l7

12、.5.7 疏水质量应严格监测控制，一般铁含量超过 400a g/l 时，即不予 回收。质量控制点：内冷水质量pH >6.8，电导率（25C）W 5a s/cm铜含量 w 200 a g/l凝结水回收 YDv10a mol/l给水 pH 8.5-9.2 YD =0炉水pH 9-10 SiO2w 250a g/l蒸汽Na w 30a g/l SiO 2w 60a g/l7.6 机组 1 68小时试行7.6.1 机组 1 68小时试运期间应投入化学在线检测仪表。7.6.2 168 小时试运期间，水汽品质应按正常运行的标准控制。7.6.3 蒸汽质量标准钠 w 10a g/l （期望值w 7）二氧

13、化硅w 20 a g/l （期望值w 14）118.8-9.325C)10< 20 卩 s/cm< 20 卩 g/l< 5 g/la mol/l< 20 a g/l< 7 a g/l< 0.3 a s/cm50 a g/l< 20 a g/l< 5 a g/lw 30 a g/l25 C)w 0.3 a s/cm25 C)w 0.2 a s/cmw 15a g/lw 5a g/lw 8a g/lw 3 a g/l磷酸根0.53.0mg1电导率邙日柱后25 C)铁 铜7.6.4 给水质量标准 硬度 0 二氧化硅 溶解氧 pH (35C) 电导率(阳

14、柱后 除氧剂 铁 铜7.6.5 凝结水质量标准 溶解氧 电导率(阳柱后、无混床 电导率(阳柱后、有混床 二氧化硅钠铁 铜7.6.6 炉水质量标准二氧化硅< 0.25mg/l氯离子< 1mg/l总含盐量< 20mg/l质量控制点：凝结DD < 0.2 as/cm（有混床）O 2 w30ag/l给水pH 8.5-9.3 DDw 0.3 as/cm O 2 w 7a g/l炉水pH 9-10SiO2w 250a g/l蒸汽Na< 10 g/lSiO2w 20a g/lpH值（25C）、9108 危险点、危险源及预控的安全措施8.1 参加调试人员必须经安全规程考试合格才能

15、上岗。8.2 参加调试人员必须熟悉本方案，熟悉其中各项标准。8.3 分析化验人员必须懂得酸、碱烧伤的急救方法。8.4 有关人员分析化验操作完后来经洗手不得接触食品。8.5 调试过程中，加强水汽品质监督，出现异常情况，立即报告有关负责 人员，及时分析原因，尽快处理、8.6 根据火力发电厂化学监督导则（ DL T561 95）中有关规定，水 汽质量劣化时的处理原则如下：当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正 确，并综合分析系统中水汽质量的变化，确认判断无误后，立即向值长及 试运领导小组汇报，并提出建议。由领导小组及值长责成有关部门采取措 施，使水、汽品质在允许时间内恢复到标准

16、值。8.7 三级处理值的含义一级处理值一一有因杂质造成腐蚀的可能性，应在72小时内恢复到标准值。二级处理值肯定有因杂质造成腐蚀的可能性，应在24小时内恢复到标准值。三级处理值-正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉。在异常处理的每一级中，如果在规定时间内不能恢复正常，则应采取 更高一级的处理方式，对于汽包炉，恢复标准值的方法之一是降压运行或 降负荷运行。8.8 凝结水的三级处理值规定项目标准值一级值二级值三级值电导率（卩s/cm）（有混床）< 0.20.2-0.350.35-0.60> 0.60（阳柱后25C）（无混床）< 0.30.3-0.400.4-0.65&g

17、t; 0.65硬度（卩mol/l ）（有混床）0> 2.0-硬度（无混床）< 2.0> 2.0> 5.0> 20.08.9 给水水质的三级值规定项目标准值一级值二级值三级值pH (25C)8.8-9.3V 8.8 或9.3-电导率（阳柱后25 C ）（卩 s/cm）< 0.30.3-0.40.4-0.65> 0.65溶解氧（卩g/l ）< 7> 7> 20-8.10 炉水水质的三级值规定项目标准值一级值二级值三级值PH9.0-10.09.0-8.58. 5-8.0V8. 08.11若水汽品质劣化经处理不见好转，危及机组安全经济运行，需

18、降负 荷减压运行或停机停炉，必须报告启动委员会，由启动委员会作出决定。甲级调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M调试方案日期 2007-03-04XTS/F30 （1） TG-HX-02项目名称湖南创元电厂#1机组凝结水精处理启动调试方案湖南省电力建设调整试验所投诉电话：554283615编写 刘建光初审冯斌复审钱晖技术 部 何军民批准 汪霄飞湖南创元电厂 1 机组凝结水精处理启动调试方案1 调试目的通过对凝结水精处理系统以及辅助系统的程控调试，为凝结水精处理 系统的热工仪表、电气仪表、化学仪表的监测数据提供显示平台。满足

19、就 地控制、远方控制、程序顺序方式下的运行以及树脂再生时的工艺流程要 求。为凝结水精处理提供清洁、高再生度的树脂，确保凝结水系统的水质 符合要求，为机组的安全经济运行提供合格的凝结水。2 设备概述2.1 名词解释：CD 1A# 1机A号高速混床，CD 1B# 1机B号高速混床， AR阳再生塔（兼储存塔），CR阴再生塔（兼分离塔）。2.2 湖南创元电厂 #1 机凝结水精处理系统由高速混床部分、体外再生部 分、程控部分和水样分析站组成。2.3 混床部分：设置 2 台深层高速混床，每台混床凝结水正常流量 380m3/h ， 最大流量 456m3/h ，并有 100%凝结水流量的旁路和混床正洗再循环泵

20、。2.4 体外再生部分：再生系统为两塔式，由阴再生塔（兼分离塔） 、阳再 生塔、电加热热水罐、罗茨风机、冲洗水泵、酸计量箱、碱计量箱、酸 / 碱 槽等组成。采用锥塔分离技术，使阳、阴离子交换树脂的分离度达到 99%。2.5 程控部分：由上位机、PLG MCC就地电磁阀柜等等构成通信控制网络，实现远程自动控制。操作画面既显示系统的运行工况，又及时跟踪显示流量、压差、温度、电导率、Na、pH等运行参数。2.6 水样分析站：凝结水母管进口、出口，CD1 A、 CD1B 出口的人工取样，pH NaSQ和电导率监测仪表2.7 主要设备参数序号设备名称规格及型号数量1高速混床0 2200 PN3.5MPa

21、2台2中压树脂捕捉器0 500 mmPN3.5MPa2台3阴再生塔兼分离塔0 1400 mm1台4阳再生塔兼储存塔0 1400 mm1台5树脂隔离罐0 450 mm1台6热水罐30 1800 mm V=4.50m4 x 30kW1台7酸计量箱30 1000 mm V=1.25m1台8酸喷射器WGP-100T PN1.01台9碱计量箱30 1000mmV=1.25m1台10碱喷射器WGP-100T PN1.01台11冲洗水泵3IH80-50-200 Q=50m /h P=0.5MPa2台12罗茨风机RC802台13再循环泵3IHG200-315 Q=200m /hH=32mH2O2台14酸槽V=

22、30rn1台15碱槽3V=30m1台16树脂喷射器DN80/DN501台17脂空气过滤器AF-80DN-801台3技术标准3.1火力发电厂水汽化学监督导则(DL/ T561 95)。3.2火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量(GB/T12145-1999 )3.3电力基本建设热力设备化学监督导则(DL/T889 一 2004)。4组织分工4.1电厂工程部做为总协调人负责本调试的组织工作。4.2 调试所技术人员负责现场技术指挥。4.3 电厂运行人员负责设备运行操作，化学药品配制。4.4 安装人员负责设备检修。5过程质量检查控制点高速混床出水水质标准项目单位混床进口混床出口硬度moL/L/0电导率s

23、/L/< 0.2二氧化硅1 g/L/< 15钠1 g/L/< 5铁1 g/LV 1000< 8铜1 g/L/< 36整套启动应具备的条件6.1系统的所有气动门动作正常。6.2 # 1机混床系统、公用再生系统试压合格。6.3 要求输送树脂的用气有足够的压力，不会发生因用气输送树脂时而影 响其他系统。6.4 要求气动门和输送树脂的压缩空气干燥、洁净、无油。6.5 要求酸碱槽备有足够的酸、碱再生剂。6.6要求凝结水补水箱冲满足够的备用水。6.7 要求生产厂家打开分离塔、阳塔、阴塔、高速混床的人孔门认真检查所有顶部和底部的水帽，保证无树脂泄露。6.8 为了确保无树脂泄露进

24、入锅炉，造成锅炉暴管，A、B高速混床分别 装填树脂，在带水压流动状态下检查混床出口有否树脂泄露。7调试步骤7.1 CRT阳树脂的装填和再生7.1.1 阳树脂的装填：开启树脂喷射器出水门,CRT补脂门、排气门、下部 排水门，启动冲洗水泵，开树脂喷射器进水门，树脂缓缓倒入树脂漏斗输入到CRT中，待阳树脂装完后，冲洗5分钟停泵，关所有门。7.2 CRT阳树脂再生721排水：开CRT底排门，开压缩空气进口门、排水至树脂层高20cm以上处，关CRT压缩空气进口门、底排门。7.2.2 空气擦洗；启动罗茨风机，开 CRTT部进气门、排气门，擦洗1分 钟。7.2.3 水气合洗：开CRTT部进水门、中排门，冲洗

25、水泵，擦洗及反洗1分钟，停罗茨风机，关所有门。7.2.4 CRT底部及四周吹洗：设定进气压力为0.41MPQ开CRT上部进气门、底排门、中排门，树脂粉末和碎粒分别从底部和侧部排出，一分钟后 关所有门。7.2.5 进水：开CRT排气门、上部进水门，冲洗水泵，待排气门出水关所 有门。7.2.6 再生：开CRT®酸门、下部排水门，酸计量箱出酸门，酸喷射器进 水门，加入酸总量2 x 1.0m3 （新树脂初次再生需2倍再生液）。7.2.7 置换：关酸计量箱出酸门，40分钟后，关酸喷射器进水门，CRTS 酸门。7.2.8 漂洗：开CRT顶部进水门，冲洗时间30分钟。7.2.9 脉冲漂洗：保持CR

26、T顶部进水门、底部排水门开。开再生系统树 脂管路冲洗门，CRT出脂门每次5秒，进行脉冲扰动，提高树脂漂洗效果。7.2.10 备用：当CRTW脂正洗至电导w 10卩S/cm,关所有门和泵备用。7.3 ART 阴树脂的装填和再生731 ART阴树脂装填步骤除与CRT的阀门编号不一样外，其他与阳树脂装填相同。7.3.2 投入电加热水箱：开热水箱底部进水门、上部排水门，冲洗水泵， 待水箱满水后，关所有门和水泵。开启 4 根电加热管，加热水箱温度至 80 度。734 再生：ART阴树脂再生水温控制在 45士 3C左右，再生剂为NqOH 加入碱量2X 1斥。再生步骤除与CRT的阀门编号不一样外，其他与阳树

27、脂 再生相同。7.4 阴树脂送CRT混月旨7.4.1 阴树脂送 CRT7.4.1.1 开CRT进脂门、排气门、底排门，ART底部进水门、压缩空汽门、 出脂门，冲洗水泵，阴树脂送 CRT待阴树脂彻底送完，关所有门。7.4.1.2 树树肢管道冲洗：开CRT进脂门，# 1混床冲洗水总门，进脂总门， 再生间1 机进出脂总门，冲洗管道中残余树肢 3分钟，关所有门。7.5 混脂7.5.1 排水：开CRT底排，排水至树脂层上方20cm处。7.5.2 混脂：开CRT下部进气门、排气门，罗茨风机，混脂 12分钟后。 开CRT中排门，边混边排水5分钟，关所有门，停罗茨风机。7.5.3 正洗：开CRT顶部进水门、底

28、部排水门，冲洗水泵，正洗至电导合 格，关所有门。7.6 混脂送混床7.6.1 气水合送混脂；开混床进脂总门，CD- 1A排气门、底排门、进脂 门，总排水门，再生间#1机进、出脂总门。开 CRT出脂门、压缩空气进气 门，气送5分钟。开冲洗水泵，CRT底部进水门，水气合送5分钟。关压缩 空气进气门，开CRT顶部进水门，淋洗至树脂彻底送完为止。7.6.2 管道冲洗：开相应阀门，冲洗管道 5 分钟，关所有门。763 混床充水正洗：开CD- 1A排气门、进脂/进水门等相应阀门，冲洗 水泵向混床充满水。关CD 1A排气门，开混床出水门，管道总排水门，正 洗混床（或使用循环水泵正洗） 。764 混床备用：当

29、混床正洗至电导率w 0.2卩S/cm,关所有门和水泵， 混床备用。7.7 失效树脂的送出和更换7.7.1 开精处理内部旁路门,将失效混床退出运行。7.7.2 失效树脂送阴树脂再生分离塔-冲洗树脂输送管道；备用树脂送混 床t冲洗树脂输送管道。7.7.3 待混床投入运行后,关闭精处理内部旁路门。7.8 失效树脂的再生处理7.8.1 将阴树脂再生分离塔中阴、阳树脂进行分离。7.8.2 分离后阳树脂送阳塔进行再生。7.8.3 分离后阴树脂再生分离塔中交接面混合树脂送树脂隔离罐。7.8.4 阴树脂再生分离塔中阴树脂留罐再生。7.9卩日、阴新树脂共装入3套，再生后分别送入CD- 1A、CD- 1B各一套,

30、 另备用一套；分离塔装入混脂。7.10 投运7.10.1 保持并确认 1 精处理混床内旁路门为开的状态。7.10.2 开启CD- 1A、CD- 1B的升压门，分别对1A、1B混床升压至3.5MPa, 关 A、 B 混床升压门。7.10.3 开启CD- 1A的进水门、出水门，CD-1B的进水门、出水门，5分 钟后，待系统稳定，关闭 1 精处理混床内旁路门，精处理投入正常运行。8 安全措施8.1 凝结水精处理调试前必须关闭凝结水系统至精处理母管的进出口总 阀，避免模拟调试时影响凝结水系统。8.2 凝结水精处理的退出必须确认精处理内旁路门为打开状态，凝结水精 处理的投运必须确认精处理内旁路门为关闭状

31、态，同时应与值长联系。8.3 各供电电源等级，安装公司必须严格按照设计要求配给电源，避免电源等级不符损坏PC机和其他设备。8.4 酸碱场地应备有清水冲洗装置。8.5 调试期间安装公司必须紧密配合及时消缺。电厂专业人员必须紧密配合和熟悉专业。23甲级调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M调试方案日期 2007-03-06XTS/F30 (1) TG-HX-03项目名称湖南创元电厂#1机组加药系统调试方案24甲级调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M#甲级

32、调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M湖南省电力建设调整试验所投诉电话：554283625编写 刘建光初审冯斌复审钱晖技术 部 何军民批准 汪霄飞26湖南创元电厂*1机组加药系统调试方案1调试目的对锅炉给水以及炉水进行加药处理，是防止锅炉给水系统和炉水系统腐 蚀结垢，获取洁净蒸汽的重要手段之一。为此，根据火力发电厂水汽化 学监督导则(DL/T561 95)和电力基本建设热力设备化学监督导则 (DL/T8892004)等的要求，受湖南创元电厂委托，制订本方案。2设备概况2.1 给水加药系统主要设备见下表。名称规格数量备注给水

33、加氨泵Neptu ne535-S-N33台加氨电动搅拌溶液箱3V=1.0m2个电机 N=1.1KW给水加联胺泵Neptu ne535-S-N33台加联胺电动搅拌溶液箱3V=1.0m2个电机 N=1.1KW2.2 炉水加药系统主要设备见下表。名称规格数量备注炉水加磷酸盐泵Neptu ne535-S-N33台加磷酸盐电动搅拌溶液箱V=1.0m32个电机 N=1.1KW2.3 给水以加氨调节pH值，加除氧剂化学除氧，炉水加磷酸盐处理。3技术标准3.1电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂化学篇) DL/5190.4 2004。3.2火电工程启动调试工作规定电力部建设协调司建质199640号。3.3火

34、电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)化学部分。3.4火力发电厂水汽化学监督导则(DL/ T56195)。3.5 由湖南创元电厂所提供的有关资料。4 组织分工4.1 试运指挥部负责本调试的组织工作。4.2 调试所技术人员负责系统调试和指导。4.3 电厂运行人员负责设备运行操作、药品配制和分析。4.4 安装公司负责系统电气转动部分的就地试运、试压，各种就地仪表的 单体校验，并确保电气接线准确和消缺检修。4.5 生产厂家负责对其提供的各类设备消缺，协调加药计量泵的远方操 作，并根据现场实际情况对程序予以修改。5 过程质量检查控制点5.1 炉水磷酸根浓度210mg/l5.2 炉水磷酸盐系统

35、加药调节控制炉水 pH值9105.3 给水除氧剂1050卩g/l5.4 给水加入浓氨水 510kg5.5 给水加氨系统加药调节控制给水 pH值为8.89.25。6 整套启动应具备的条件6.1 加药系统安装完毕，符合设计要求。6.2 调试现场清理干净，道路畅通，照明良好，水源充足。6.3 各加药泵及有关电机试运转正常 , 无异常响声、振动及发热现象。6.4 所需药品购买到位，验收合格，有关分析试剂配制齐全，标定准确， 有关仪器仪表已调校准确。6.5 参加调试人员熟悉本方案，分工明确，各司其职。6.6 除氧器压力和温度控制正常，补水均匀，除氧效果达到设计要求。6.7 有关取样系统畅通完好，能满足取

36、样要求。7 调试步骤7.1 系统冲洗、启动试运7.1.1 开加药泵进出口阀及出口管道上所有阀门。7.1.2 进除盐水至高水位，关闭进水阀，开底排阀排干箱中水后再进水连 续冲洗至排水清澈。7.1.3 向溶液箱中进除盐水至高水位，关闭进水阀。启动搅拌器，观察搅 拌器运行情况，是否有振动及响声不正常，电机发热等现象。7.1.4 开启溶液箱出口阀， 加药泵进出口阀， 开启给水母管上药液进口阀。 启动加药泵，观察泵及电机运行情况，是否有响声不正常及电机发热超温 等现象，检查泵出口压力是否正常。检查油位是否正常，阀门和连接法兰 处及焊口处是否有泄漏情况。7.1.5 观察溶液箱液位下降情况，并校对加药泵流量

37、。找缺消缺。7.1.6 系统停运，先停泵，后关阀门。7.2 给水加药系统调试 给水加氨系统和给水加除氧剂系统，设备及系统基本一样，可以相同方 式调试。721向氨溶液箱中进除盐水至1/3水位，加入浓氨水510kg后，再继续进除盐水至满刻度液位，启动搅拌器搅拌均匀。7.2.2 开加药泵进出口门及有关阀门，开给水加药一次门，启动加药泵，调节泵出口流量0601/h，控制给水pH值为8.89.2。7.2.3 记录每次加氨量，加药泵启停时间及出口阀开度调节情况。7.2.4 向除氧剂溶液箱中进除盐水至 1/3 水位，加入除氧剂 （ 按净含量计 ）110kg后，再继续进除盐水至满刻度液位，启动搅拌器搅拌均匀。

38、7.2.5 开加药泵进出口门及有关阀门，开给水加药一次门，启动加药泵， 调节泵出口流量 060l/h ，控制给水除氧剂残余量为 1050ug/l 。7.2.6 记录每次加除氧量，加药泵启停时间及出口阀开度调节情况。7.3 炉水加药系统调试731 向磷酸盐溶液箱中进除盐水至1/3水位，加入磷酸三钠510kg后, 再继续进除盐水至满刻度液位，启动搅拌器搅拌均匀。7.3.2 开加药泵进出口门及有关阀门，开锅炉炉水汽包加药一、二次门， 启动加药泵向锅炉内加药，调节泵出口流量 060l/h ，控制炉水中磷酸根 浓度210mg/l，炉水pHA 10,洗硅期间炉水pH值可适当放宽。7.3.3 记录每次加磷酸

39、盐量，加药泵启停时间及出口阀开度调节情况。8 危险点、危险源及预控的安全措施8.1 参加调试人员熟悉本方案及加药系统图。并且在操作过程中必须严格 遵守操作规程和安全规程。8.2 操作人员在进行药品配制后,未经洗手不得接触食品。调试过程中,如发现异常情况应汇报,及时处理,遇到紧急情况应先 停止加药系统运行,关闭有关阀门,并通知有关人员进行处理。30甲级调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M调试方案日期 2007-04-10XTS/F30 (1) TG-HX-04项目名称湖南创元电厂#1机组锅炉洗硅运行调试方案31甲级调试证书

40、单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M#甲级调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M湖南省电力建设调整试验所投诉电话：554283632编写 刘建光初审冯斌复审钱晖技术 部 何军民批准 汪霄飞33湖南创元电厂 1 机组锅炉洗硅运行调试方案1 调试目的1.1 按照部颁火力发电厂水汽化学监督导则( DL/T561 95)的要求， 蒸汽压力高于15.6MPa的汽包炉必须进行洗硅运行。1.2 洗硅运行是清除热力系统中杂质，尽快获取洁净蒸汽，缩短调试工期 的必要和重要手段

41、之一。1.3 受湖南创元电厂委托，根据有关规程、导则要求，特制定本方案。2 设备概况2.1 湖南创元电厂锅炉为上海锅炉厂生产的 1025t/h 亚临界压力一次中间再热自然循环单炉膛汽包炉，其主要参数如下：额定蒸发量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽压力再热蒸汽温度 给水温度1025t/h17.5MPa541°C825.5t/h3.776/3.6MPa328.4/541280C2.2 锅炉给水采用加氨调节 pH 值，热力式除氧器、加除氧剂化学除氧 炉水采用加磷酸盐处理。3 技术标准3.1电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂化学篇)DL/5190.4 2004。3

42、.2火电工程启动调试工作规定电力部建设协调司建质199640号3.3火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）化学部分。3.4火力发电厂水汽化学监督导则（DLZ T56195）。3.5由湖南创元电厂所提供的有关资料。4组织分工4.1 试运指挥部负责本调试的组织工作。4.2 调试所技术人员负责系统调试和指导。4.3 电厂运行人员负责设备运行操作、药品配制和分析。4.4 安装公司负责系统的安装和消缺检修。4.5 生产厂家负责对其提供的各类设备消缺。5过程质量检查控制点洗硅时不同压力下炉水允许的SiO2含量汽包压力（MPa）10.012.015.017.018.0允许SiO2含量（mg/L）

43、3.01.250.50.30.256洗硅运行整套启动应具备的条件6.1 凝结水精处理应投入正常运行。6.2 炉水加药装置能投入正常运行。6.3 锅炉连排、定排装置能投入正常运行，且控制、操作灵活。6.4 准备好50kg分析纯（AR氢氧化钠备用。6.5 有关人员，包括化学人员，值长，锅炉，汽机调试人员均应熟悉本方 案，明确各自职责，分工协作。6.6 洗硅运行前，应尽可能将热力设备全部投入，特别是高加低加能投入 正常，且在洗硅中应全过程投入运行，以免在洗硅后而造成炉水的再次污 染。6.7 根据火力发电厂水汽化学监督导则(DL/T561 95)中规定，火力 发电厂热力系统中，应设置锅炉补给水补入除氧

44、器内的管道系统。6.8 机组整套试运后，洗硅运行之前，应对除氧器水箱，凝汽器热井等容 器内部进行清扫，彻底清除内部杂物。7调试步骤7.1随着锅炉压力的增加，蒸汽的溶硅能力增加，为获得洁净蒸汽，锅炉升压过程中必须严格控制炉水中 SiO2含量，一般通过锅炉的排污实现。7.2 锅炉的洗硅，按汽包压力从lO.OMPa开始分四档从低压逐步升至高压7.3 在有关规程允许的前提下，应最大限度地利用锅炉定排、连排系统进行排污，以加快排污补水，降低炉水SiO2难度的进程。7.4 不同压力下的炉水允许 SiO2含量汽包压力(MPa)10.012.015.017.018.0允许SiO2含量(mg/L)3.01.25

45、0.50.30.257.5当炉水SiO2含量达到更高一级压力的允许值时， 才能升压到更高一档 压力值。7.6 为了控制蒸汽品质不超过极限值60ug/L当炉水已浓缩至某一压力的最高浓度时，要及时地将压力降至前一次升压的起始值上，以达到压力既 不断回环上升又保证蒸汽品质的目的。7.7 炉水中SiO2允许含量随pH值升高而增加，洗硅期间应适当提高炉水 pH值，以利用改善蒸汽品质，有关参数见下表。但应以不影响蒸汽品质为限。汽包压力（MPa）炉水允许SiO2含量（mg/L）pH=10.3pH=9.4pH=9.010.03.02.31.6012.01.781.280.8815.00.600.500.351

46、7.00.550.300.2018.00.350.250.187.8 洗硅运行中炉水磷酸根含量应维持上限值运行，当炉水磷酸根含量够高而pH值仍升不上时，应通过炉水加磷酸盐系统适当添加分析纯（AR氢氧化钠，帮助提高炉水pH值。7.9 洗硅过程中，凝结水应尽可能通过高速混床进行精处理，以确保给水 质量。7.10 洗硅过程中，应尽可能将补给水补入除氧器，而将含SiO2较高的凝结水排掉一部分，以增强补水换水的效果。7.11也可用加大补给水补入凝汽器流量，排掉部分较脏凝结水的方法， 降低给水中SiO2含量。7.12 锅炉洗硅期间，应利用停机停炉的机会，排净锅炉及热力系统中含SiO2量较高的水，以全系统换

47、水的形式降低系统中SiO2量，加快洗硅运行进程。8危险点、危险源及预控的安全措施8.1 参加洗硅运行工作人员，应经安全规程考试合格方能上岗8.2 有关人员应熟悉本方案，明确各自分工，各司其职，加强责任心，精 心操作。8.3 锅炉排污过程中，应严格监视汽包、除氧器、凝汽器等水位，防止缺 水及烧干锅情况发生。8.4 锅炉升压，应严格按炉水浓度及蒸汽品质的变化情况和方案要求逐步 循环上升，以免蒸汽劣化，延长洗硅时间，及造成热力设备积盐腐蚀洗硅过程中，发现异常情况应立即汇报，及时分析原因采取相应处理 措施。38甲级调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：005

48、05Q10478R1M调试方案日期 2007-03-12XTS/F30 (1) TG-HX-05项目名称湖南创元电厂#1机组汽水取样系统投运措施39甲级调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M#甲级调试证书单位（证书号：第 1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R1M湖南省电力建设调整试验所投诉电话：554283640编写 刘建光初审冯斌复审钱晖技术 部 何军民批准 汪霄飞41湖南创元电厂 1 机组汽水取样系统投运措施1 调试目的 汽水取样系统的正常调试投运，是保障化学监督水汽样品准确

49、性和代 表性的最基本的工作之一。根据电力基本建设热力设备化学监督导则(DL/T8892004)，电力安全工作规程等有关要求，受湖南创元电厂委托，制定本方案。2 设备概述2.1 创元电厂水汽取样装置冷却水取自闭式循环冷却水系统工作后又回到闭式循环冷却水系统。2.2 汽水取样系统由高温冷却系统和取样分析系统组成。3 技术标准3.1电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂化学篇)DL/5190.4 2004。3.2 火电工程启动调试工作规定电力部建设协调司建质 199640 号。3.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准( 1996年版)化学部分。3.4 火力发电厂水汽化学监督导则 (DLT56195

50、)。3.5 由湖南创元电厂所提供的有关资料。4 组织分工4.1 试运指挥部负责本调试的组织工作。4.2 调试所技术人员负责系统调试及指导。4.3 电厂运行人员负责设备运行操作、药品配制和分析。4.4 安装公司负责系统的就地试压和检漏，各种分析仪表的单体校验，并 确保电气接线准确和消缺检修。4.5 生产厂家负责对其提供的各类设备消缺，并根据现场实际情况对各种 分析仪表的量程予以调整和校验，确保分析仪表的准确性。5 过程质量检查控制点5.1 各样水温度低于40 C。5.2 取样流量保持在 1 500ml/min 。6 投运前应具备的条件6.1 各取样系统安装完毕，符合设计要求。6.2 各取样管线路

51、清晰，标示牌正确，管路畅通。6.3 冷却水管冲洗干净，无铁锈，焊渣等杂物，能保证冷却水畅通。6.4 有关分析试剂配制齐全， 标定准确，分析用各种玻璃器皿等清洗干净， 摆放到位。6.5 参加调试人员熟悉本方案，分工明确，各司其职。6.6 现场清理干净，道路通畅，照明良好，水源充足。7 调试步骤7.1 高温冷却架和汽水取样架的冷却水系统投运7.1.1 开启各冷却器冷却水进、出口门。7.1.2 开启冷却水出口总门，缓开冷却水进口总门至 1/2 开度。7.1.3 观察冷却水流量，调节进水总门，冷却水流量应不小于 25t/h 。7.1.4 对试运中发现的缺陷进行消缺。7.2 汽水取样系统投运7.2.1

52、确认冷却水系统投运正常。7.2.2 联系有关专业人员，开启各取样点的取样一次、二次门。7.2.3 检查各取样管安装是否正确。7.2.4 开启高温冷却系统上各取样管道的排污门。7.2.5 顺次缓慢开启高温冷却系统上各取样一次门，使样品通过排污门排 出，冲洗取样管道，冲洗时间应保持半小时以上。7.2.6 关闭高温冷却系统的排污门，依次开启高温冷却系统至汽水取样分 析系统的出口门。7.2.7 开启汽水分析系统上各取样管道的排污门。顺次缓慢开启汽水分析 系统的各取样一次门，使样品通过排污门排出，冲洗取样管道，冲洗时间 应保持半小时以上。7.2.8 关闭排污门 , 观察手工取样管道的样水流出情况，流量应适量，样 水温度应低于40C，否则应加大冷却水流量。取样流量保持在1.51/min ,并作好记录，机组调试过程中 , 每班应对各样水温度记录两次。7.2.9 整套系统投运期间如发现无水样流出，请安装公司查明原因给予解 决。8 危险点、危险源及预防的安全措施8.1 危险点、危险源8.1.1 汽水未经冷却前是高