DL∕T 1717-2017 燃气-蒸汽联合循环发电厂化学监督技术导则

化学监督技术导则国家能源局发布I Ⅱ 1 13术语和定义 24设计阶段 2 5 8机组停(备)用期间防腐蚀保护 22 28 29 燃气-蒸汽联合循环发电厂化学监督技术导则下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的GB2536电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB5903工业闭式齿轮油电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB/T11060.4天然气含硫化合物的测定第4部分：用氧化微库仑法测定总硫含量GB/T14099.8燃气轮机采购第8部分：检查、试验、安装和调试2DL/T956火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则4.1.5除盐水水箱容量宜按容量最大一台机组运行(余热锅炉总蒸发量+燃机用除盐水量)3h,并满3a)机组正常运行时氨的加入点应以凝结水泵出口为主，高、中压给水泵入口宜为备用的加氨点，加氨应为自动调节。凝结水水泵出口加氨控制信号宜采用凝结水流量和加氨后凝结水比电导率，高、中压给水泵入口加氨控制信号也宜采用相应的给水流量和给水比电4.2.8应根据循环水的稳定、杀菌(生)处理方式，设计机组循环水的稳定、杀菌(生)剂的加4凝结水泵出口精处理除盐设备出口每台精除盐设备出口凝结水加药点后中压省煤器入口高压省煤器入口入口或低压汽包下降管设置一台O₂表中压汽包高压汽包中压汽包饱和蒸汽高压汽包饱和蒸汽过热蒸汽中压汽包过热蒸汽高压汽包过热蒸汽再热蒸汽再热器入口和出口M再热器出口和入口样水合并检测5表1(续)注1:CC为水样经过氢型强酸阳离子交换树脂处理后测得的电导率；DCC为水样经过氢型强理、再脱气后测得的电导率；SC为比电导率表；O₂为溶氧表；pH为pH表；SiO₂为硅表；Na为钠度计PO⁴-为磷酸根表；M为人工取样。注3:每个监测项目的样品流量为300mL/min～500mL/min,或根据仪表注4:硅表可选择多通道仪表，高、中压炉水公用，高、中压4.4.1余热锅炉采用汽包锅炉时，当最高汽包压力大于5.8MPa,应设凝结水过滤除铁设备，过滤设备4.4.2供热机组，应在热网疏水回收系统中或凝汽器、除氧器等其他回收热力设备后设计带反洗的过4.6.2每台热网换热器疏水应设计人工取样点并安装在线氢电导率表，该仪表信号应作为主要化学监4.6.3热网疏水及供热回水的回收点为除氧器、凝汽器，在回收至凝汽器时，设计应考虑增加热网回5.1.1燃机、压气机、调压站和相应管道应按GB/T140996保护时间两周内0.5～1个月1～6个月75.3.3.8余热锅炉化学清洗至吹管的时间不宜超过20天，如超过，化学清洗后应采取防锈蚀保护85.4.4.3热态冲洗过程中，定期分析高、中压炉水的含铁量，当含铁量小于200μg/L时，热态冲蒸汽压力a轴封加热器为铜管时，pH值应为8.8～9.3。9并网(并汽)运行，在8h内给水质量达到正常运行水质，见表9～表11。汽包压力电导率(25℃)透明中压透明透明透明直流锅炉透明a低压汽包兼作除氧器时，其炉水质量应与给水一致，不得加固体碱化剂。蒸汽压力氢电导率(25℃)铁铜钠 直流锅炉透明透明c)氨分别加在凝结水泵出口和高、中、低压给水泵入口，控制加氨后凝结水的pH值为8.8~取样点电导率根铜凝结水泵出口CCCTT精除盐设备出口CCTWWTTCWW高、中压省煤器入口CCCTWWTTTCCCTCWWTTT高、中压汽包炉水CCCCCWWTTCTWWT高、中压饱和蒸汽CTWWT高、中压过热蒸汽CCWWCTCTWWTCCTWWTTT热网加热器/热泵/燃气CWWTCC W注：C为连续监测，W为每周一次，T为根据实际需要定时取样监a直流锅炉高、中压给水应安装硅表连续监督。b低压汽包炉水作为高中压汽包给水时，低压汽包炉水不需要磷酸根表。凝汽器、轴加无铜时，只需检测发电机内冷水中铜。海水和高含盐量(电导率大于2000μS/cm)水冷却时，凝结水宜安装在线钠表；汽包锅12.6MPa以上时宜安装在线纳表；直流锅炉高压过热蒸汽宜安装在线钠f燃机注入用除盐水时检测电导率，用凝结水或蒸汽时检测氢电导直流锅炉表9余热锅炉给水质量蒸汽压力铁铜钠值值值值值值值值值值值0直流锅炉0当除氧器是旁路设计，给水不是全部通过除氧器，或除氧器旁路时，给水溶解氧标准值同凝结炉型过热蒸汽压力电导率(25℃)电导率(25℃)汽包锅炉直流锅炉轴封加热器为铜合金时，加氨为二级，即凝结水出口泵加氨至pH值为8.8～9.1;高、中压给水值为9.1～9.3。b必要时监测。pH值(25℃)氢电导率(25℃)锅炉最高过热蒸汽压力氢电导率(25℃)直流锅炉a凝结水有精除盐装置时，凝结水泵出口的钠浓度可放宽至1b直接空冷机组凝结水溶解氧标准值为不大于100μg/L,混合式凝汽器间接凝结水溶解氧为不大于20表13的规定。氢电导率(25℃)钠铜铁同凝结水同凝结水同凝结水余热直流锅炉配备凝结水精除盐时，应定期查定精除盐出口氯离子浓度，标准值小于2μg/L,汽包压力789汽包压力汽包压力汽包压力电导率(25℃)氯离子表18锅炉补给水质量除盐水箱进水电导率除盐水箱出口电导率a必要时检测。最高过热蒸汽压力00总硬度电导率(25℃)pH值(25℃)内冷水电导率(25℃)pH值(25℃)24控制。监督项目除盐水蒸汽电导率(25℃)氢电导率(25℃)表24(续)监督项目除盐水蒸汽注：使用蒸汽和凝结水时，挥发性氨或除氧剂含量没有限制。锅炉过热蒸汽最高压力处理等级一级二级氢电导率(25℃)氢电导率(25℃)氢电导率(25℃)大于1.5μS/cm,应该申请降负荷进行凝汽器半侧找漏，同时避免使用给水进行过热、再热处理等级一级二级pH值a(25℃)<8.8或>9.3汽包炉最高过热蒸汽压力直流锅炉直流锅炉高、中压给水pH值低于7.0,按三级处理等级处理。锅炉汽包压力pH值(25℃)处理等级一级二级锅炉汽包压力处理等级一级二级pH值(25℃)pH值(25℃)pH值(25℃)pH值(25℃)锅炉汽包压力处理等级一级二级pH值(25℃)表4的要求。7.2.3周末停机的，热态启动，给水、炉水和蒸汽品质净化措施和标准按本标准7.1.11和7.1.128机组停(备)用期间防腐蚀保护8.2热力设备水汽侧停(备)用保护8.2.2短期(1月以内)停机d)锅炉放水结束后，宜启动凝汽器真空泵，利用启动一、二级旁路对过热器和再热器抽真空8.2.3中、长期(1月及以上)停机a)停机前4h,炉水停加磷酸盐和氢氧化钠，加大凝结d)锅炉放水结束后，宜启动凝汽器真空泵，利用启动一、二级旁路对过热器和再热器抽真空a)停机前4h,炉水停加磷酸盐或氢氧化钠，加大凝结水泵出口氨的加入量，使加氨后电导率控制在10.5μS/cm～17μS/cm,以提高凝结水和高、中压给水的pH值至9.6～9.8,并门和空气门，打开锅炉受热面充氮门充入氮气，在锅炉冷却和保护过程，维持氮气压力b)停炉过程中，锅炉高、中、低汽包压力下降至0.5MPa时，打开锅炉受热面充氮门充入氮b)在高、中压汽包压力为0.6MPa～1.6MPa,热炉气门，余热烘干锅炉。应以放水过程中汽包上、下壁温差不超过40℃为限，尽量提高放水c)锅炉放水结束后，宜启动凝汽器真空泵，利用启动一、二级旁路对过热器和再热器抽真空30%～50%,并由此控制除湿机的启停。状态，不得清除内部沉积物或进行任何检修工作。检修完毕后及时通知化学专业有关人员参与检处，低压蒸发器进入上联箱或低压汽包的最后一个弯头处，中压省煤器入口处等应重点抽查，如发现有流动加速腐蚀现象，应对相似管逐一进行检查，并割取代表性管样检查流动表30热力设备腐蚀评价标准基本没腐蚀或点蚀深度小或点蚀深度0.1mm～0.3mm大于0.1mm/a;均匀腐蚀、局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于基本没腐蚀或点蚀深度小或点蚀深度0.1mm～0.3mm于0.1mm/a;均匀腐蚀、局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于0.3mm表30(续)片、隔板基本没腐蚀或点蚀深度小轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.1mm～0.5mm均匀腐蚀速率0.005mm/a~0.02mm/a或点蚀深度不大于0.3mm点蚀、沟槽深度大于0.3mm或已有部分管子穿孔不锈钢管均匀腐蚀速率0.005mm/a~0.02mm/a或点蚀深度不大于0.2mm点蚀、沟槽深度大于0.2mm或已有部分管子穿孔均匀腐蚀速率0.0005mm~余热锅炉蒸发器和省煤器割管时，进行腐蚀评价，不割b流动加速腐蚀速率、均匀腐蚀速率可用游标卡尺测量或金相显微镜测量管壁厚度的减少量除以时间得出凝汽器管为不锈钢时，如果凝汽器未发生泄漏，一般不进行抽d凝汽器管为钛管时，一般不进行抽管检查。结垢速率“小于40g/结垢速率40g/(m²a)～80g/结垢速率大于80g/(m²a)蒸发器b结垢速率40g/(m²a)～80g结垢速率大于80g/(m²-a)片、隔板1mg/(cm²a)或沉积物总量小于5mg/cm²物总量5mg/cm²~25mg/cm²(cm²a)或沉积物总量大于25mg/积量小于8mg/cm²积量8mg/cm²~40mg/cm²大于40mg/cm²a余热锅炉蒸发器和省煤器割管时，进行结垢评价，不割时，不评价。80～120g/(m²·a);三类，结垢速率大于120g/(m²-a)。d取结垢、积盐速率或沉积物总量高者进行评注：计算结垢、积盐速率所用的时间为运行时间与停用时间之和。d)余热锅炉无法割管检测受热面结垢量时，可按运行时间进行清洗。最高汽包压力大于5.8MPa,运行10年～15年宜进行化学清洗；最高汽包压力小于5.8MPa,运行15年～20年e)受热面更换超过30%,宜在安装完成后进行整体化学清洗；少于30%时，可在安装前对更换开缸清洗应采用加氨调整pH值大于10.5的除盐水2)汽轮机不开缸，可通过汽轮机本体疏水管灌加氨调整pH值大于11的除盐水至中轴，维12.1.3天然气质量除应满足GB17820的要求外，还应满足电厂和供应厂家的合同要求。天然气按高位发热量、总硫、硫化氢和二氧化碳含量分为一类、二类和三类，其技术指标应符合表32高位发热量(≥)总硫(以硫计)(≤)硫化氢a(≤)6二氧化碳y(≤)%水露点b℃在交接点压力下，水露点应比输送条件下最低环境温度低5