化学监督.docx
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化学监督
一.机组调试、启动阶段的化学技术监督
1.机组启动前的冷态和热态冲洗方式按照DL/T5190.4进行。
2.冷态冲洗凝结水系统、低压给水系统,当凝结水及除氧器出口水含铁量大于1000μg/L时,应采用排放冲洗方式。
当冲洗至凝结水及除氧器出口水含铁量小于1000μg/L时,可采用循环冲洗方式,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量降至100~200μg/L时,冲洗结束。
无凝结水处理装置时,应采用换水方式,冲洗至出水含铁量小于100μg/L。
炉本体冲洗由低压给水系统经高压给水系统至锅炉,当锅炉水含铁量小于200μg/L时,冷态冲洗结束。
3.汽包炉热态冲洗时,应重点冲洗大型容器:
凝汽器、低加、除氧器、高加、疏水箱等,应加强排污(整炉换水)直至出水澄清无机械杂质。
一般锅炉水含铁量小于200μg/L时,热态冲洗结束。
4.在冷态及热态冲洗过程中,应投入加氨和联氨设备,调节冲洗水的pH值为9.0~9.3,联氨过剩量为50~100μg/L。
主要监督给水、炉水、凝结水中的含铁量和pH值。
5.为保证蒸汽系统的洁净应采取蒸汽冲洗的措施。
在吹洗阶段应对锅炉给水、炉水、蒸汽质量进行监督。
给水的pH值(25℃)应控制在8.8~9.3,此外还应监督其含铁量、电导率、硬度、二氧化硅等项目。
炉水的pH值(25℃)应控制在9~10,采取磷酸盐处理时,应采用磷酸根含量维持2~10mg/L,每次吹洗前后应检查炉水外观或含铁量。
当炉水含铁量大于1000μg/L或炉水发红、浑浊时,应在吹洗间歇以整炉换水方式,降低其含铁量。
每次吹洗时,监督蒸汽中的铁和二氧化硅含量,并检查样品外观。
6.吹洗完毕后应排净凝汽器热水井和除氧器水箱内的水。
水排空后要仔细清扫设备内的铁锈和杂物。
7.未经蒸汽吹管或化学清洗的过热器在机组联合启动前应进行反冲洗。
冲洗过热器用的水必须是加入氨和联氨的除盐水。
8.新建机组启动前,给水、炉水、凝结水、发电机内冷水的处理设备应均能投入运行;水汽取样装置及主要在线化学仪表应具备投入条件;循环水加药系统及胶球清洗装置应能投入运行。
9.新建机组整体试运行应达到:
除氧器(保持除氧器内水达到相应压力下的饱和温度)、凝结水处理设备、水处理系统程控装置必须投入正常运行。
10.机组启动时应冲洗取样器,冲洗取样器时应按规定调节样品流量,保持样品温度在30℃以下。
11.新建机组试运行阶段水、汽质量标准。
1)热力系统和锅炉必须冲洗合格后,才允许机组联合启动(冲转)。
2)机组联合启动过程中给水质量(省煤器入口)的控制应符合表1的规定。
表1锅炉给水质量标准
铁
(g/L)
二氧化硅
(g/L)
溶解氧
(g/L)
硬度
(μmol/L)
pH值
联氨
(g/L)
≤100
≤60
≤40
≤5.0
8.8~9.3
(如加热器为钢管时9.0~9.6)
10~50
注:
硬度的基本单元为M(1/2Ca2++1/2Mg2+),以下条款均中为此基本单元,不再另做注释。
3)机组联合启动时采用磷酸盐处理的炉水控制应符合表2的规定。
表2锅炉炉水质量标准
过热器出口压力(MPa)
电导率
(μS/cm)
二氧化硅
(g/L)
铁
(g/L)
磷酸根
(mg/L)
pH值
(25℃)
≤12.6
≤80
≤2.00
≤500
2~10
9~10
12.7~15.6
≤60
≤1.50
≤400
2~10
9~10
15.7~18.6
≤25
≤1.00
≤300
2~10
9~10
4)汽轮机凝结水的回收质量应符合表3的规定。
表3凝结水回收质量标准
锅炉压力
(MPa)
硬度
(μmol/L)
溶解氧
(g/L)
二氧化硅
(g/L)
铁
(g/L)
5.9~12.7
<30
—
—
—
12.7~18.3
<10
≤100
<80
<80
注:
有凝结水处理装置时,进入凝结水处理装置的水含铁量应小于等于1000μg/L。
对海滨电厂,还应控制含钠量不大于80μg/Kg。
5)容量在125MW及以上的机组,当汽轮机通汽冲转时,过热器的二氧化硅不大于100μg/Kg,含钠量不大于50μg/Kg。
6)机组试运期间,在1/2额定负荷及以上时,锅炉给水的质量应符合表4的规定。
表41/2及以上负荷时给水质量标准
锅炉压力
(MPa)
溶解氧
(g/L)
二氧化硅
(g/L)
铁
(g/L)
硬度
(μmol/L)
pH值
(25℃)
联氨
(g/L)
5.9~12.7
<30
—
<100
<2
8.5~9.2
10~50
>12.7
<30
<60
<80
0
8.5~9.2
10~50
7)机组试运时的蒸汽质量应符合表5的规定。
对于蒸汽压力高于15.6MW的汽包炉必须进行洗硅,使蒸汽中的二氧化硅小于等于60μg/Kg。
采取措施争取在较短时间内使蒸汽质量达到表5的规定。
表5蒸汽质量标准
钠(g/Kg)
二氧化硅(g/Kg)
≤20
≤60
8)在机组联合启动时,要严格注意疏水的管理和监督,高、低加热器的疏水含铁量超过400μg/L时,一般不予回收。
9)机组启动过程中应严格按照以上标准控制水、汽的质量。
当锅炉启动后发现炉水浑浊时,应加强排污、换水及炉内加药工作,并采用限负荷降压等措施直至炉水透明澄清为止。
10)试运结束时的水汽质量标准应符合运行机组的水汽质量标准。
11.基建阶段的锅炉水压试验、化学清洗、蒸汽吹洗及试运期间水、汽质量的监督的工作均应由质量监督站或受其委托的技术负责人签字验收。
12)基建阶段的原始记录应准确、完整。
设备移交试生产的同时,工程主管单位应向运行单位移交化学监督技术档案及相关的全部资料。
二.机组运行阶段的化学监督
1.机组正常运行阶段的水、汽质量。
1)机组正常阶段的水、汽质量应符合表6的规定。
表6电厂水汽质量控制指标及检测周期
名称
检测项目
控制指标
检测周期(每日)
备注
3.8~5.8
MPa
5.9~12.6
MPa
12.7~15.6
MPa
15.7~18.3
MPa
补给水
二氧化硅
(g/L)
电导率
(μS/cm)
≤100
≤5
≤20
≤0.2
≤20
≤0.2
≤20
≤0.2
不少于
6次
不少于
6次
一级化学除盐
加混床系统出水
给水
硬度
(μmol/L
溶解氧
(g/L)
铁
(g/L)
铜
(g/L)
二氧化硅
(g/L)
联氨
(g/L)
pH值
(25℃)
电导率
(μS/cm)
油
(mg/L)
≤2.0
≤15
≤50
≤10
8.8~9.2
8.8~9.5
<1.0
≤2.0
≤7
≤30
≤5
10~50
8.8~9.3
9.0~9.5
≤0.3
≤0.3
≤1.0
≤7
≤20
≤5
10~50
8.8~9.3
9.0~9.5
≤0.3
≤0.3
≈0
≤7
≤20
≤5
≤20
10~50
8.8~9.3
9.0~9.5
≤0.3
(0.2)
≤0.3
不少于
6次
不少于
6次
每周一次
每周一次
白班一次
不少于
6次
不少于
6次
不少于
6次
不定期
※
※
※
※
※无铜系统
炉水
pH值
(25℃)
磷酸根
(mg/L)
电导率
(μS/cm)
二氧化硅
(mg/L)
氯离子
(mg/L)
铁
(g/L)
铜
(g/L)
9.0~11.0
5~15
9.0~10.5
2~10
≤80
≤2.00
≤4
9.0~10.0
2~8
≤50
≤0.45
≤4
9.0~10.0
0.5~3.0
≤25
≤0.25
≤1
不少于
6次
不少于
6次
不少于
6次
不少于
6次
每周一次
每周一次
每周一次
※
※
※
蒸汽
钠
(g/Kg)
二氧化硅
(g/Kg)
铁
(g/Kg)
铜
(g/Kg)
电导率
(μS/cm)
≤15
≤20
≤20
≤5
≤10
(5)
≤20
≤20
≤5
≤0.3
≤10
(5)
≤20
≤20
≤5
≤0.3
≤10
(5)
≤20
≤20
≤5
(3)
≤0.3
不少于
6次
不少于
6次
每周一次
每周一次
不少于
6次
※饱和蒸汽和
※过热蒸汽
※
※
※
凝结水
硬度
(μmol/L
溶解氧
(g/L)
电导率
(μS/cm)
钠
(g/L)
二氧化硅
(g/L)
铁
(g/L)
铜
(g/L)
≤2.0
≤50
≤1.0
≤50
≤1.0
≤40
≤0.3
(0.2)
≤10
0
≤30
≤0.3
(0.2)
≤5
≤15
不少于
6次
不少于
6次
不少于
6次
不少于
6次
每周一次
每周一次
每周一次
※无凝水处理
※
有凝水处理放宽至≤10(g/L)
内冷水
电导率
(μS/cm)
pH值
(25℃)
铜
(g/L)
硬度
(μmol/L
≤5
>6.8
≤40
<10
≤5
>6.8
≤40
<10
≤5
>6.8
≤40
<2
<2.0
>6.8
≤40
<2
不少于
6次
不少于
6次
每周一次
每周一次
※
※
※
混凝出水
硬度
(μmol/L
电导率
(μS/cm)
二氧化硅
(g/L)
钠
(g/L)
铁
(g/L)
铜
(g/L)
≈0
≤0.15
≤15
≤5
≤8
≤3
≈0
≤0.15
≤15
≤5
≤8
≤3
不少于
6次
不少于
6次
不少于
6次
每周一次
每周一次
每周一次
注:
1.当原水中非活性硅含量较高时,补给水二氧化硅指标应是全硅含量。
分析方法应采用GB/T12148-1989。
2.硬度μmol/L的基本单元为M(1/2Ca2++1/2Mg2+),有凝结水处理的机组,给水硬度约为0μmol/L。
3.当锅炉进行协调磷酸盐处理时,应控制炉水Na与PO43—摩尔比为2.3~2.8。
4.表中有※者,为参加全网水汽质量合格率统计的项目。
5.汽包内有洗汽装置时,其控制指标可适当放宽。
6.机组启动过程中的水汽品质与凝水、疏水及生产回水的回收应按原部颁有关标准执行,并及时测试,严格监督。
7.( )内数为推荐运行期望值。
8.电导率标准值为25℃下测定值。
2)表6中所列标准值均为极限值,各厂可根据具体情况,确定本厂的“期望值”,一般取50%~70%极限值作为“期望值”。
做过热化学试验的机组,可根据试验的结果确定机组的“期望值”。
3)新投运的锅炉或蒸发器,应进行热化学试验或调整试验,以确定合理的运行方式和水质控制的“期望值”指标。
2.运行锅炉或蒸发器在采用新的锅内处理工艺之前,或在要对原锅内处理工艺进行某些控制指标的修改或调整时,要通过严格的科学试验确认,并有明确的工艺监控指标。
3.当锅炉要提高额定蒸发量,改变锅内装置、改变锅炉热力循环系统、改变燃烧方式、改变给水水质或炉内处理方式、发现过热器和汽轮机通流部位有积盐时,应重新进行热化学试验或调整试验。
4.水处理设备投产后、运行设备进行工艺改进后、原水水质有较大改变时,均应进行调整试验。
5.应关注水源水质变化。
特别是对以地表水做锅炉补给水的水处理系统,应掌握水质变化规律,备有水源水质突然变差、变浑的处理措施,以及时调整运行设备及加药量到最佳状态,保证水的预处理质量,确保水处理设备的正常制水。
6.锅炉采用连续或定期的排污方式或排污量,应根据锅炉炉水水质及蒸汽品质来决定,并应按水质变化进行调整。
排污率一般不小于0.3%。
7.对给水的各种药剂处理,必须按要求均匀地加入系统,不得使用瞬间(间断)大剂量的方式加入。
高压以上机组应配备自动加药,加联氨的装置,以保证加药剂量稳定在控制范围内。
同时注意检查凝汽器空抽区的铜管情况,以防止氨的腐蚀。
对含联氨的蒸汽不能直接用作生活用汽。
8.对炉水的加药处理。
控制各种药液应均匀加入炉内,当炉水磷酸根含量与磷酸盐加入量不符时,应及时分析化验,查明原因。
高压以上锅炉应实现磷酸盐自动加药,保证其浓度始终控制在最佳值。
9.对疏水、生产返回水的质量要加强监督,不合格时不得进入系统,必须经处理合格方可进入系统。
10.要严格控制厂内汽水损失,机组的汽水损失应符合下列要求:
100MW以下机组不大于额定蒸发量的3.0%
100~200MW机组不大于额定蒸发量的2.0%
200~300MW机组不大于额定蒸发量的1.5%
600MW及以上机组不大于额定蒸发量的1.0%。
11.当锅炉在运行中蒸汽品质不合格,以及检修中发现过热器管或汽轮机叶片积盐时,在锅炉重新启动前应对过热器管进行给水冲洗,冲洗过程中应监督出水的电导率。
在停机前或运行中带负荷冲洗汽轮机叶片时,汽轮机专业必须订出冲洗的具体措施,否则不得冲洗。
冲洗时化学专业要监督凝结水的质量,排去比给水质量差的凝结水,当凝结水质量达到要求时,停止冲洗,恢复正常运行。
12.机组运行过程中应定期对取样管进行冲洗。
13.各电厂应主要依靠在线化学仪表对水汽质量进行监测,实施自动加药、数据采集和化水系统程控。
14.循环冷却水处理系统与药剂的监督管理。
1)对于循环冷却水系统,各单位可根据不同凝汽器管材、不同水源水质,在保证排水符合环保要求的情况下,通过试验选择既能防腐(特别是点蚀),又能防垢的缓蚀阻垢剂和循环水处理运行工况,并严格执行。
2)机组运行过程中,不断监督循环水所用药的供应质量。
更换新药品时,必须再次进行实验确定药品加入量及循环水运行工况。
3)各单位必须由专人负责循环冷却水处理工作,连续均匀地加药,定时进行监督项目的分析化验,严格控制循环冷却水的各项监控指标。
同时关注补充水的变化,在循环冷却水水质有变化的情况下,适当调整处理工艺,以确保处理效果。
4)各单位必须由专人负责胶球清洗工作。
所用胶球必须验收,符合有关的技术指标。
做好清洗时间、清洗效果的详细记录。
根据各单位的具体情况,一般每周清洗3~6次,每次30~60min,胶球回收率应达到95%以上(装球数为凝结器管数量的5%~10%)。
5)为了防止凝结器管端部的冲蚀,在管端100~150mm范围内,可涂刷聚硫橡胶环氧树脂保护层。
海水和苦咸水冷却机组的凝汽器防腐工作可根据情况采用阴极保护等相应措施。
15.停备用机组启动时的化学监督。
1)机组启动前,要用加有氨和联氨的除盐水冲洗高低压给水管和锅炉本体,待炉水全铁的含量小于200g/L后再点火。
2)检修后机组启动,重新上水,应及时投入除氧器,并使溶氧合格。
如给水溶氧长期不合格,应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进。
3)启动后,发现炉水浑浊时,应加强炉内处理及排污,或采取限压、将负荷等措施,直至炉水澄清;pH值偏低时,应采取适当处理措施,使短时间内达到正常pH值。
4)机组启动时应冲洗取样管。
5)凝结水、疏水质量不合格不准回收,蒸汽不合格不准并汽。
6)机组启动时,给水、蒸汽、凝结水质量应参照表7的规定执行,并在8h内达到运行时的标准。
并网8h内应达到正常运行标准值,以后(热备用机组启动在4h及以后)应参加水汽品质合格率统计。
表7机组启动时的水汽质量标准
名称
监测项目
控制标准
3.8~5.8
MPa
5.9~12.6
MPa
12.7~15.6
MPa
15.7~18.3
MPa
并汽或冲转前的蒸汽
电导(μS/cm)
≤3.00
≤1.00
≤1.00
≤1.00
二氧化硅(g/Kg)
≤80
≤60
≤60
≤60
铁(g/Kg)
≤50
≤50
≤50
铜(g/Kg)
≤15
≤15
≤15
钠(g/Kg)
≤50
≤20
≤20
≤20
给水
硬度(μmol/L)
≤10
≤5.0
≤5.0
≤5.0
铁(g/L)
≤150
≤100
≤75
≤75
溶解氧(g/L)
≤50
≤40
≤30
≤30
二氧化硅(g/L)
≤80
≤80
凝结水回收
硬度(μmol/L)
≤10
≤10
≤10
≤10
铁(g/L)
≤100
≤100
≤80
≤80
铜(g/L)
≤30
≤30
≤30
≤30
二氧化硅(g/L)
≤80
≤80
注有凝结水处理时,铁小于1000g/L时可回收。
对海滨电厂,还应控制含钠量不大于80g/L。
7)机组启动时应严格监督疏水质量。
当高、低压加热器的疏水铁含量不大于400g/L时,可回收。
8)机组启动过程中,锅炉除正常规定排污外,还要加强定排。
有凝水处理的机组,应尽快投入凝水除盐系统,使汽水品质尽早达到正常运行水平。
16.水汽劣化时的处理。
1)当发现水汽质量劣化时,应首先检查取样是否有代表性;化验结果是否准确可靠;并综合分析系统中导致水汽质量变化的其他因素确认判断无误后,有关部门应立即采取措施,使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。
若水汽质量严重恶化,影响机组安全运行时,应做出机组降出力或停止运行的处理决定。
2)水、汽异常时的三级处理值的涵义为:
一级处理值——有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性,应在72h内恢复至标准值。
二级处理值——肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性,应在24h内恢复至标准值。
三级处理值——正在进行快速结垢、积盐、腐蚀,如水质不好转,应在4h内停炉。
在异常处理的每一级中,如果在规定的时间内尚不能恢复正常,则应采取更高一级的处理方法。
对于汽包锅炉,恢复标准值的办法之一是降压运行。
对于超高压、亚临界及海水做冷却水的高压机组应执行上述三级处理的规定,高、中压机组应参照执行。
3)当凝结水溶解氧不合格时,应首先检查取样、化验以及与化学有关的阀门管路是否有问题,确认无误后,进行汽轮机方面的检查,及时查明原因给予解决。
当发现凝汽器有泄漏时,应采取检漏、堵漏措施,有凝结水除盐设备的必须立即投入运行,以保证给水水质正常。
在凝汽器泄漏、检漏、堵漏的同时,应加强炉内的加药处理和锅炉排污工作,并尽量少用或不用减温水,各级处理标准执行表8中相应规定,以至停机。
表8凝结水异常时的处理值
项目
标准值
处理值
一级
二级
三级
电导率(μS/cm)
(经氢交换后,25℃)
有混床
≤0.20
0.20~0.35
0.35~0.60
>0.60
无混床
≤0.30
0.30~0.40
0.40~0.65
>0.65
硬度(μmol/L)
有混床
≈0
>2.0
—
—
无混床
≤2.0
>2.0
>5.0
>20.0
注用海水冷却的电厂,当凝结水中的含钠量大于400g/L时,应紧急停炉。
4)锅炉给水水质异常时应执行表9的规定。
表9锅炉给水水质异常时的处理值
项目
标准值
处理值
一级
二级
三级
PH值
(25℃)
无铜系统
9.0~9.5
<9.0或>9.5
—
—
有铜系统
8.8~9.3
<8.8或>9.3
—
—
电导率(μS/cm)
(经氢交换后,25℃)
≤0.3
0.30~0.40
0.40~0.65
>0.65
溶解氧(g/L)
≤7
>7
>20
—
5)锅炉炉水水质异常时应执行表10的规定。
表10锅炉炉水水质异常时的处理值
项目
标准值
处理值
一级
二级
三级
PH值
磷酸盐处理
9.0~10.0
9.0~8.5
8.5~8.0
<8.0
挥发性处理
9.0~9.5
9.0~8.0
8.0~7.5
<7.5
当出现水质异常时,还应测定炉水中的含氯量、含钠量、电导率和碱度,以查明原因,采取对策。
6)当水源水质变化时应及时采取处理措施,以保证进入交换器的水质正常。
在水汽质量劣化时,应将其劣化程度、发生原因及处理经过与结果,做详细记录。
17.氢冷发电机组的制氢设备和发动机氢冷系统各项技术指标的监督测试规定。
1)氢气质量、检测项目及周期应符合以下要求。
a.氢气湿度的标准及检测周期。
发电机内氢气在运行氢压下的允许湿度的高限,按表11的规定。
表11发电机内氢气湿度的标准
发电机内的最低温度(℃)
5
≥10
发电机在运行氢压下的氢气允许湿度高限(露点温度td)(℃)
<—5
<0
发电机在运行氢压下的氢气允许湿度低限(露点温度td)(℃)
>—25
注发电机内最低温度,可按如下规定:
(a)稳定运行中的发电机:
以冷氢温度和内冷水入口水温中的较低者,作为发电机内的最低温度。
(b)停运和开、停机过程中的发电机:
以冷氢温度、内冷水入口水温、定子线棒温度和定子铁芯温度中的最低值,作为发电机的最低温度值。
(c)制氢站氢气或发电机充氢、补氢用氢气湿度为常压下的测定值。
(d)发电机内氢气湿度为发电机运行压力下的测定值。
制氢站氢气、发电机充氢、补氢用的新鲜氢气在常压下的允许湿度:
新建、扩建电厂(站)露点温度td≤—50℃
已建、扩建电厂(站)露点温度td≤—25℃
发电机氢冷系统、制氢设备,每日测试1次;补氢用的新鲜氢气,每次补氢时测试。
b.氢气纯度标准及检测周期见表12。
表12氢气纯度标准及检测周期
检测部位
项目
标准
周期
方式
在制氢电解槽的氢气出口管
氢气纯度
每小时一次
在线仪表带报警
发电机氢冷系统中氢气
氢气纯度
≥96.0%
每日一次
在线仪表带报警
发电机氢冷系统中氢气
含氧量
≤2.0%
每日一次
在线仪表带报警
制氢设备氢气系统中
氢气纯度
≥99.8%
每小时1次
在线仪表带报警
制氢设备氢气系统中
含氧量
≤0.2%
每小时1次
在线仪表带报警
氢气系统附近进行明火作业时
含氧量
<3%
氢气测量报警仪
氢站区域
含氧量
≤1%
氢气测量报警仪
c.气体置换用惰性气体的质量标准见表13。
表13气体置换用惰性气体标准
气体纯度
气体中含氧量
气体湿度(露点温度)(℃)
气体置换用惰性气体(N2或CO2)
≥98.0%
≤2.0%
发电机最低温度5℃时:
<—5℃;≥—25℃
发电机最低温度≥10℃时:
<—5℃;≥—25℃
2)应加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督,使各项技术指标保持在合格范围内。
3)应按时测定氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量,超过1%时应停机查漏消缺;当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警,在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时,应停机处理。
4)制氢系统和氢冷系统的运行、检修都应按有关
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- 化学 监督
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