DLT 805.1—2002直流锅炉给水加氧处理导则.doc

DL/T DL中华人民共和国经济贸易委员会 发布2002-09-01实施2002-04-27发布火电厂汽水化学导则 第1部分：直流锅炉给水加氧处理导则Guideline for Cycle Chemistry in Fossil Plants Part 1:Guideline for Feed-water Oxygenated Treatment of Once-through BoilerDL/T805.12002中华人民共和国电力行业标准ICS27.100F23备案号：102512002IDL/T805.12002目 次前言II1 范围12 规范性引用文件13 总则13.1 给水加氧处理的原理13.2 给水加氧处理的条件14 加氧系统14.1 加氧系统示意图14.2 氧的储存设备24.3 氧气管线系统24.4 加氧点24.5 给水的加氨系统25 给水加氧处理的实施25.1 运行与监督2省煤器入口25.2 机组启动时的水质处理35.3 除氧器和高低压加热器的运行方式35.4 水质异常时的处理原则35.5 机组的停运和保护措施36 锅炉给水处理的转换46.1 必要条件46.2 转换前的准备工作46.3 实施转换4I前 言火电厂汽水化学导则分为4部分：第一部分：直流锅炉给水加氧处理导则；第二部分：锅炉炉水磷酸盐处理导则；第三部分：锅炉炉水氢氧化钠处理导则；第四部分：锅炉给水处理导则；火电厂汽水化学导则 第一部分：直流锅炉给水加氧处理导则的编制工作是根据中华人民共和国国家经济贸易委员会文件 “关于确认1998年度电力行业标准制、修订计划项目的通知”电力199940号的安排进行的，其余三部分将陆续进行制定。直流锅炉给水加氧处理（简称OT）是一项新的给水处理技术，被认为是比给水全挥发性处理（简称AVT）更为有效的处理方法。国内部分直流炉机组采用该技术已经取得了令人满意的效果。在总结国内各有关单位的试验研究成果和电厂实际运行经验的基础上，并参考了国外的经验制定出本标准，以满足国内直流炉机组广泛实施给水加氧处理的需要。本标准由电力行业电厂化学标准化委员会技术提出并归口。本标准主要起草单位：国家电力公司热工研究院。本标准主要起草人：李贵成、李志刚、王宝兰、龙国军。本标准首次发布。火电厂汽水化学导则 第一部分：直流锅炉给水加氧处理导则1 范围本标准给出了火力发电厂直流锅炉给水加氧处理的先决条件、处理工艺过程、加氧系统和水化学控制指标。本标准适用于火力发电厂超高压、亚临界和超临界压力的直流锅炉给水处理。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 6904.3锅炉用水和冷却水分析方法 pH的测定GB12146 锅炉用水和冷却水分析方法 氨的测定 苯酚法GB12147 锅炉用水和冷却水分析方法 纯水电导率的测定GB12148 锅炉用水和冷却水分析方法 全硅的测定 低含量硅氢氟酸转化法GB12150 锅炉用水和冷却水分析方法 硅的测定 硅钼蓝光度法GB12155 锅炉用水和冷却水分析方法 钠的测定 动态法GB14418 锅炉用水和冷却水分析方法 铜的测定GB14427 锅炉用水和冷却水分析方法 铁的测定SD223 火力发电厂停（备）用设备防锈蚀导则3 总则3.1 给水加氧处理的原理锅炉给水采用加氧处理技术是利用给水中溶解氧对金属的钝化作用，使金属表面形成致密的保护性氧化膜,以降低给水的铁含量，防止炉前系统发生流动加速腐蚀（Flow Accelerated Corrosion，简称FAC）、降低锅炉管的结垢速率、减缓直流炉运行压差的上升速度、延长锅炉化学清洗的周期和凝结水精处理混床的运行周期。 3.2 给水加氧处理的条件3.2.1 给水氢电导率应小于0.15s/cm。3.2.2 凝结水系统应配置全流量精处理设备。3.2.3 除凝汽器冷凝管外水汽循环系统各设备均应为钢制元件。对于水汽系统有铜加热器管的机组，应通过专门试验，确定在加氧后不会增加水汽系统的含铜量铜，才能采用给水加氧处理工艺。3.2.4 锅炉水冷壁管内的结垢量超过200g/m2300g/m2时，在给水采用加氧处理前宜进行化学清洗。4 加氧系统4.1 加氧系统示意图加氧系统由氧气储存设备、氧气流量控制设备和氧气输送管线组成。应选用纯度大于99%的氧气作为氧化剂。图1为加氧系统示意图。给水泵吸入侧加氧点氧气流量控制系统 氧气瓶 凝结水精处理出口加氧点 图1 加氧系统示意图4.2 氧的储存设备氧气的储存设备一般可选用承压14.7MPa、容积40L的钢瓶。4.3 氧气管线系统氧气管线系统包括氧气母管和气路支管。氧气母管采用黄铜管或不锈钢管，母管与氧气瓶的连接采用专用卡具。氧气在母管出口减压后经氧量控制装置与气路支管连接。气路支管应采用不锈钢管。4.4 加氧点加氧点的位置设在凝结水处理设备出口和给水泵的吸入侧。4.5 给水的加氨系统给水加氧处理时，为了中和微量酸性物质，增加汽水系统的缓冲性，需加少量的氨，以保持汽水系统中的pH值符合表1的要求。加氨点应选在凝结水精处理设备出口处，加氨量应由加氨自动装置控制。5 给水加氧处理的实施5.1 运行与监督给水加氧处理时，运行中监督和检测的水汽质量项目列入表1。各项控制指标应符合表2的规定。各项指标的测定方法依照有关国标方法执行：pH的测定GB/T 6904.3-、氨的测定GB12146 、纯水电导率的测定GB12147、全硅的测定GB12148、硅的测定GB12150、钠的测定GB12155、铜的测定GB14418、铁的测定GB14427。含氧量的测定用在线或便携式溶解氧表。最重要的控制指标是给水氢电导率，通过对其监测，及时发现水质污染的状况并消除引起污染的原因，保持加氧处理所要求的高纯水质。表1 直流炉给水加氧处理汽水品质监测项目取样点pH（25）氢电导率s/cm（25）溶解氧二氧化硅铁铜钠g/L省煤器入口CCCgsw wgs主蒸汽CCgswwgs凝结水泵出口CgsC凝结水精处理出口CgsgsgsC补给水混床出水Cgs除氧器入口C 高压加热器疏水gsgsgs注： C 连续监测， w 每周一次，gs 根据实际需要定时取样监测表2 给水加氧处理水汽质量标准项目取样点pH（25）氢电导率铁铜溶解氧二氧化硅钠标准值期望值标准值期望值标准值期望值s/cm （25） g/L省煤器入口8.09.00.150.1010 553 30300105主蒸汽0.155 331 1010凝结水泵出口0.310精处理器出口0.105331101补给水混床出水0.1510补给水混床出水用电导率5.2 机组启动时的水质处理机组正常启动时，一般通过加氨将给水pH值提高至9.09.5。当机组运行稳定、给水的氢电导率降到小于0.15s/cm，并有继续降低的趋势时，开始加氧。为加快循环回路中溶解氧的平衡，加氧初始可提高给水中的含氧量，但最高不得超过300g/L。5.3 除氧器和高低压加热器的运行方式正常运行时，除氧器排汽门可根据机组的运行情况采用微开方式或全关闭定期开启的方式。高、低压加热器排汽阀门应采用微开方式，以确保加热器疏水的含氧量大于30g/L。5.4 水质异常时的处理原则当水汽质量偏离控制指标时，应迅速检查取样的代表性或确认测量结果的准确性，并分析循环回路中水汽质量的变化情况，查找原因，采取相应的措施，详见表3。表3 水质异常处理措施省煤器入口氢电导率s/cm（25）应采取的措施 0.100.15 正常运行，应迅速查找污染原因，在72h内使氢电导率降至0.10s/cm以下 0.150.2立即提高加氨量，调整给水pH值到9.09.5，在24h内使氢电导率降至0.10s/cm 以下 0.2停止加氧，转换为不加联氨的全挥发性处理方式运行5.5 机组的停运和保护措施机组在停运前12小时，停止加氧，并提高加氨量，使给水pH值大于9.0，同时打开除氧器排汽门，提供辅助除氧。停运时锅炉可按照SD223有关规定采用带压放水、余热烘干或提高pH值的湿法保护等措施。6 锅炉给水处理的转换6.1 必要条件凝结水有100%的精处理装置，且运行正常；机组正常运行中给水的氢电导率不大于0.15s/cm；化学仪表达到联合处理工艺所要求的分析能力；加氧装置已安装，并已完成调试；必要的准备工作已就绪。6.2 转换前的准备工作要事先对机组情况进行调查。调查内容包括机组系统情况、化学运行情况、锅炉管的结垢的量和成分、化学仪表分析能力等，以便根据调查结果做出必要的调整。6.2.1 热力系统材料的调查热力系统材料包括锅炉水汽系统的“四管”（省煤器管、水冷壁管、过热器管和再热器管）、汽轮机、高低压加热器等设备部件的材料和状态以及有关阀门的阀座、密封环的材料和状态，并建立档案。6.2.2 水质查定应对整个系统取样点的水质情况进行全面的查定并作好记录，建立基础数据，以便用于日后评定加氧处理效果。6.2.3 加氧系统的设计、安装及调试根据第四章的要求设计氧气存储设备、控制设备和管路系统，氧气的存储量以满足机组在高负荷工况下正常运行7天为宜。加氧系统的安装要以操作和维修方便为原则。氧气储存设备应安装在防火和便于更换氧气瓶的地方；加氧的控制设备应尽量安装在运行人员操作方便的地方。加氧系统的调试包括系统密封性检查、加氧流量的控制等内容。6.2.4 给水加氨系统加氨设备能够保证给水pH值在8.09.5的范围内调节。加氨量的控制宜采用自动计量装置（一般控制给水的电导率在0.81.2s/cm的范围内）。6.2.5 汽水取样和检测系统的改进增设必要的取样点，如高、低压加热器的疏水取样点。加装必要的监测仪表，如溶氧表、电导表等。6.2.6 垢量检查及锅炉化学清洗实施转换前，应利用检修机会对锅炉省煤器和水冷壁的沉积物量、沉积物成分进行全面的检查。对于有铜系统在实施加氧转换前应先进行酸洗，除去热力系统中的铜沉积物。6.3 实施转换6.3.1 停止加入联氨转化为加氧方式之前，应提前停止加入联氨。在停加联氨期间，应加强对给水、凝结水中溶解氧、含铁量和含铜量的监测。水质应达到稳定，给水的氢电导率不大于0.15s/cm， pH在9.09.5的范围，即可实施转换工作。6.3.2 加氧对于无铜系统机组（凝汽器管除外），在凝结水精处理出口或在给水泵的吸入侧的加氧点进行加氧，也可以在上述两点同时加氧。对于有铜系统机组（即低压加热器为铜合金管）应在给水泵的吸入侧的加氧点进行加氧。6.3.3控制加氧量加氧初始阶段，一般控制凝结水或给水含氧量在150g/L300g/L。同时应监测各取样点水样的氢电导率、含铁量和含铜量的变化情况。如果给水和蒸汽的氢电导率随氧的加入升高，但未超过0.2s/cm，而且凝结水的氢电导率变化不大，则可保持给水中含氧量在300g/L左右。若给水和蒸汽的氢电导率超过0.2s/cm，则适当减小加氧量，以保持给水和蒸汽的氢电导率小于0.2s/cm。当蒸汽中的溶解氧达到30g/L150g/L时，调节加热器的排汽门，并监测疏水的含氧量直到大于30g/L为止。对低压加热器为铜合金的系统，应经过专门的调整试验，选择适宜的pH值和含氧量的控制范围，确保不会增加水汽系统的铜含量。6.3.4调整除氧器、加热器排汽门应微开或定期开启除氧器排汽门。排汽门的开度或开启的周期应根据实际情况具体确定。为维持疏水足够的含氧量，高、低压加热器的排汽门开度也应根据实际情况具体确定。6.3.5调整给水pH在完成上述转换后，可以调整给水pH值符合表2的要求。对于无铜系统机组，应确定出使给水含铜量达到最小的pH 值范围。5