辽阳国成热电化学调试报告

NEPRI编号：LY―TSBG―HX001NEPRI密级：辽阳芳烃基地热电厂新建工程化学专业调试报告辽宁东科电力有限公司2016年3月辽阳芳烃基地热电厂新建工程项目负责人：项目参加人：报告编写人：审核：批准：

摘要：本报告依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要对辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组化学专业分系统及机组整套启动调试期间的调试情况进行了总结，对各系统及整套启动调试中的主要技术数据进行了记录及分析，对调试过程中出现的问题及处理过程进行了论述，从而得出结论。报告包括以下内容：关键词：调试分系统整套启动本报告规范性引用文件：1国家发改委DL/T1076-2007《火力发电厂化学调试导则》2国家能源局DL/T543-2009《电厂用水处理设备质量验收导则》3国家能源局DL/T561-2013《火力发电厂水汽化学监督导则》4国家能源局DL/T665-2009《水汽集中取样分析装置验收导则》5国家能源局DL/T794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》6国家能源局DL5068-2014《发电厂化学设计规范》7国家能源局DL/T889-2015《电力基本建设热力设备化学监督导则》8国家发改委DL/T956-2005《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》9国家发改委DL/T5190.4-2004《电力建设施工及验收技术规范第4部分：电厂化学》10国家发改委DL/T502-2006《火力发电厂水汽分析法》11国家环保局GB8978-1996《污水综合排放标准》12国家能源局DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》13国家能源局DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》14国家质量监督检验检疫总局、国家标准化管理委员会GB26164.1-2010《电业安全工作规程第一部分：热力和机械》15设计院有关技术资料、图纸等。16设备厂家提供的说明书及相关图纸。17发电厂制定的《运行规程》18国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》19国家能源局DL5009.1-2014《电力建设安全工作规程第一部分：火力发电》目录TOC\o"1-1"\h\z\u第一篇锅炉补给水处理系统调试报告 1第二篇化学加药系统调试报告 19第三篇汽水取样系统调试报告 23第四篇工业废水处理系统调试报告 26第五篇循环水处理系统调试报告 32第六篇整套启动化学监督报告 35第七篇锅炉化学清洗总结报告 42辽阳芳烃基地热电厂新建工程化学专业调试报告NEPRI辽宁东科电力有限公司第39页共51页第一篇锅炉补给水处理系统调试报告摘要：本报告主要对辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程锅炉补给水处理系统的调试情况进行了总结，对调试过程中出现的问题及处理过程进行了论述，从而得出调试结论。关键词：系统调试超滤再生锅炉补给水引言辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程锅炉补给水处理系统采用超滤+反渗透+离子交换的处理方式，工艺流程为：主厂房来加热后的中水→原水氧化剂加药→1800m3/h网式自清洗过滤器→576m3/h油水分离装置→除油水池→300m3/h自吸式超滤升压泵→300m3/h盘式自清洗过滤器→252m3/h超滤装置→2×800m3超滤水箱→241m3/h反渗透升压泵→（还原剂/阻垢剂加药）→242m3/h保安过滤器→242m3/h高压泵→240m3/h反渗透装置→除碳器→2×400m3混凝土缓冲水箱→370m3/h预脱盐水泵→180t/h阳床→180t/h阴床→210t/h混床→2×2000m3除盐水箱→270m3/h除盐水泵→主厂房系统最终（混床）出力为5×210t/h，各级设备容量的基本配置见下表：补给水水质控制项目及标准设备项目符号单位标准记录次数生水温度℃20-351次/2小时电导率DDμs/cm1次/2小时浊度ZDNTU101次/2小时除油水池含油量mg/L≤11次/2小时超滤回收率%≥901次/天出水SDI15＜3.01次/2小时浊度ZDNTU0.11次/2小时反渗透回收率%≥751次/天除盐率%≥971次/季度进水余氯Cl2mg/L≤0.11次/8小时进水pH值7.0-7.51次/2小时进水ORPmv200-3001次/2小时出水二氧化硅SiO2μg/L1501次/2小时出水电导率DDμs/cm151次/2小时混床二氧化硅SiO2μg/L≤201次/2小时出水电导率DDMΩ·CM≤0.21次/2小时钠离子Naμg/L≤15(以CaCO3计)1次/8小时除盐水电导率DDμs/cm≤0.21次/2小时二氧化硅SiO2μg/L≤201次/2小时钠离子Naμg/L≤15(以CaCO3计)1次/8小时网式自清洗过滤器设备规范序号规范项目单位#1—#7自清洗过滤器1设备型号H4DCH5/10FE100MICRON2处理水量m3/h2000m3/h3过滤精度μm200μm4工作压力MPa0.2—1.0MPa5过滤面积cm23000cm26自动控制定时、压差、压差优先7最小工作压力MPa0.2MPa8最大工作压力MPa1.0MPa9最大工作温度℃6010反洗压差条件MPa≥0.8MPa超滤设备规范序号规范项目单位#1—#7超滤1型号HFU-2020N2结构型式立式3过滤形式内压式中空纤维膜4出力t/h242t/h5清洗PH范围2—126最高工作压力MPa0.3MPa7回收率%≥908运行水温℃5-409CMF-S膜滤膜材质PES+PVP10膜元件数量只60只（7套）11预处理精度μm100μm12反洗水流量t/h240t/h13反洗总历时m≤2分钟14给水水温℃2515给水水压MPa0.2MPa16给水浊度NTU≤10NTU17给水余氯mg/L2—3mg/L18给水PH6—819生产厂家东丽反渗透设备规范序号规范项目单位一级反渗透1型号PROC10S2结构形式卧式3每台出力m3/h181m3/h4工作压力MPa1.4MPa5运行水温℃20～25℃6脱盐率%≥97%7回收率%≥75%8膜材质芳香族聚酰胺复合材料9膜元件数量只270只（7）套10排列形式一级两段2：1排列11压力容器型号300psi12压力容器材质FRP13给水压力MPa0.2MPa14给水SDI≤315给水余氯mg/L≤0.1mg/L16给水PH2—1117生产厂家海德能公司/GE/DOW/东丽除碳器设备规范序号规范项目单位#1—#4除碳器1型号JDC—26002结构型式垂直圆筒3出力t/h270t/h4功率Kw5.55残留CO2量PPm5PPm6设备直径/高度mmΦ2600mm/3950mm7工作温度℃5—508填料层高度mm1500mm9配套风机型号4—72—12NO4A10风机风量m3/h4012-7419m3/h11风机风压Pa2014-1032Pa12风机转速r/min290013生产厂家上海应达阳床设备规范序号规范项目单位#1—#7阳床1型号JQM-28002结构形式体内再生垂直圆筒3每台出力m3/h150-290m3/h4运行压力MPa0.6MPa5运行水温℃5～506阳树脂高度2400mm7直径/壁厚mmФ2800/12mm8总高度mm5186mm9进水装置形式多孔板水帽10出水装置形式多孔板水帽11运行流速m/h35m/h12最大流速m/h48m/h13生产厂家山东康鲁阴床设备规范序号规范项目单位#1—#7阴床1型号JQM-28002结构形式体内再生垂直圆筒3每台出力m3/h150-290m3/h4运行压力MPa0.6MPa5运行水温℃5～506阴树脂高度mm2400mm7直径/壁厚mmФ2800/12mm8总高度mm51869进水装置形式多孔板水帽10出水装置形式多孔板水帽11运行流速m/h35m/h12最大流速m/h48m/h13生产厂家山东康鲁混床设备规范序号规范项目单位#1—#7混床1型号JQM-28002结构形式体内再生垂直圆筒3每台出力m3/h210m3/h4运行压力MPa0.6MPa5运行水温℃5～506阳树脂高度500mm7阴树脂高度mm1000mm8反洗膨胀高度mm2400mm9直径/壁厚mmФ2800/12mm10总高度mm5186mm11进水装置形式绕丝管支管316L12出水装置形式多孔板水帽13中排装置形式支母管式316L14运行流速m/h35m/h15最大流速m/h50m/h16生产厂家山东康鲁补给水转动设备规范序号名称电流出力扬程数量功率制造商及产地1超滤升压水泵（带变频）136.8A300m3/h48m775KW大连双龙2超滤化学清洗水泵41A180m3/h25m122KW大连双龙3超滤反洗水泵82.1A316m3/h25m245KW大连双龙4RO升压泵67.9A241m3/h30m737KW大连双龙5RO高压泵138A291m3/h135m7132KW大连双龙6RO化学清洗水泵41A180m3/h25m137KW大连双龙7RO冲洗水泵67.9A270m3/h30m137KW大连双龙8预脱盐泵163.3A370m3/h50m490KW大连双龙9除盐水泵195.4A270t/h80m5110KW大连双龙10再生水泵21.2A50t/h37m111KW大连双龙11生产水泵238A640t/h45m2132KW大连双龙水箱计量箱规范序号名称容积尺寸数量材质制造商及产地1除油产水池500m33混凝土内氰凝防腐辽宁设计院2超滤水箱800m32碳钢内氰凝防腐山东康鲁3除碳水箱400m32混凝土内氰凝防腐辽宁设计院5除盐水箱2000Φ120002Q235-A内氰凝防腐山东康鲁6碱贮罐25Φ2500×5450mm2Q235-A内壁衬半硬橡胶沈阳光大7酸贮罐25Φ2500×5450mm2Q235-A内壁衬半硬橡胶沈阳光大8压缩空气贮罐6m3Ф1600×3900mm216MnDR沈阳光大9超滤化学清洗水箱10m3Φ1800×1670mm1PP一诺格林10氧化剂溶液箱1m3Φ800×1650mm2PP一诺格林11反洗用杀菌剂溶液箱1m3Φ800×1650mm2PP一诺格林12碱溶液箱1m3Φ800×1650mm2PP一诺格林13酸溶液箱1m3Φ800×1650mm2PP一诺格林14阻垢剂溶液箱1m3Φ800×1650mm2PP一诺格林15还原剂溶液箱1m3Φ800×1650mm2PP一诺格林16反渗透化学清洗水箱4mΦ1800m×1970mm1碳钢衬胶带30KW电加热器一诺格林17盐酸计量箱1.0mΦ1000×1670mm1PP一诺格林18碱计量箱1.0mΦ1000×1670mm1PP一诺格林各加药设备规范名称出力扬程数量功率生产厂家19氧化剂计量泵96L/h1.2MPa20.25kW米顿罗20杀菌剂计量泵57L/h1.2MPa10.25KW米顿罗21超滤加强反洗次氯酸钠泵326l/h0.5MPa10.37KW米顿罗22加碱计量泵326L/h0.5MPa10.37KW米顿罗23加酸计量泵326L/h0.7MPa10.25KW米顿罗24阻垢剂计量泵24L/h1.2Mpa20.24KW米顿罗25还原剂计量泵24L/h1.2Mpa20.24KW米顿罗补给水附属设备规范名称主要性能指标数量说明生产厂家26树脂捕捉器0.6MPaΦ325mm1017mm2台材质Q235-A衬胶山东康鲁27混合器280m3DN2501支材质UPVC山东康鲁28酸碱喷射器溶液出口浓度2.5-5.0%再生液出口流量11.4-17.5t/h2台材质FRP山东康鲁29RO清洗用保安过滤器出力242m3/h压力0.6MPa正常运行压差0-0.05MPa最大运行压差0.15MPa2台滤芯材料：聚丙烯，滤芯外径/内径Ф152/89mm滤芯长度1000mm过滤精度5μm山东康鲁30一级RO保安过滤器出力242m3/h压力0.6MPa正常运行压差0-0.05MPa最大运行压差0.15MPa2台滤芯材料：聚丙烯，滤芯外径/内径Ф152/89mm滤芯长度1000mm过滤精度5μm山东康鲁31超滤反洗保安过滤器出力280m3/h压力0.6MPa正常运行压差0-0.05MPa最大运行压差0.15MPa7滤芯材料：聚丙烯，滤芯外径/内径Ф152/89mm滤芯长度1000mm过滤精度10μm山东康鲁32超滤清洗保安过滤器出力56m3/h压力0.6MPa正常运行压差0-0.05MPa最大运行压差0.15MPa2山东康鲁各级设备出水水质如下超滤装置：SDI指数≤3反渗透装置：一级RO系统脱盐率：≥97%水的回收率：一级反渗透系统≥75％混床出水：导电度：≤0.2µs/cm二氧化硅：≤20µg/L1调试目的及依据1.1调试依据为：辽阳芳烃基地热电厂新建2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组化学专业调试方案1.2国家能源局DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》1.3国家能源局DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》1.4国家能源局DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》1.5国家发改委DL/T5190.4-2004《电力建设施工及验收技术规范第4部分：电厂化学》1.6《火电工程整套启动试运前质量监督检查典型大纲》（电建质监[2005]57号）1.7国家能源局DL5009.1-2014《电力建设安全工作规程第一部分：火力发电》1.8设计院提供的工程图纸、设计说明书等技术资料1.9设备制造厂家提供的工程图纸和技术资料2调试工作内容2.1除油装置的启动运行。2.2超滤装置的启动运行。2.3一级反渗透装置的启动运行。2.4离子交换系统的启动运行。3调试过程3.1加药计量泵性能试验.2开计量箱出口门、计量泵3.1.33.1.43.2超滤装置装膜前的冲洗3.2.1超滤进水管路的冲洗.1.5对超滤装置前丝网3.3超滤装置的启动.23.3.3安装完毕后，将容器两端水支管联结好，开启进水阀、正洗排阀、反洗排阀3.3.4冲洗合格后，开启进水阀、出水阀，启动超滤升压水泵，并通过出水管路至产水箱，产水10min或检验产水SDI合格，停止产水，放掉超滤水箱中的水，然后人工清洁超滤水箱。3.3.4清洁超滤水箱完成后，制备可供进行反洗的水量后，启动反洗水泵进行反洗试运。3.3.5超滤装置的启、停、反洗严格按设备厂家提供的操作规程执行，每一步进程必须取得设备厂家现场服务人员的认定和许可后方可进行。（具体操作程序步骤由设备厂家现场服务人员最终确定3.3.6超滤设备是现代膜分离技术和PLC（可编程控制器）控制技术于一身的水处理设备，通过微孔膜分离，从而使原水达到过滤净化处理的目的，设备运行控制由PLC自动完成。超滤设备由滤膜过滤系统、反洗系统、化学清洗系统、自动控制系统等多个系统组成。超滤设备对原水水质适应性强，处理水水质优良、稳定，不受原水水质改变而变化。设备的安装、操作、维护都比较容易，设备的投资费用及运行费用较低。本工程超滤反洗排水单独回收到回收水池。超滤系统产水技术指标：产水水质：SDI≤3；水的回收率：≥90%3.33.4反渗透装膜前的冲洗3.4.1启动反渗透升压泵，按照事先连接好的临时管路，冲洗高压泵之前的管路，冲洗至SDI合格为止。3.4.23.4.3保安过滤滤芯安装完毕后，仍然按照连接好的临时管路冲洗滤芯出水无泡沫且SDI合格。3.4.4一级反渗透压力容器的冲洗。将临时管路拆除，恢复正式系统。启动一级反渗透升压泵，冲洗一级反渗透压力容器。冲洗完成后，按照压力容器结构图将两端封头拆开，检查压力容器内壁是否干净，用高压水冲洗或用棉布裹成团擦洗，洗后压力容器内壁目测无颗粒型杂质和铁屑。3.5反渗透膜安装按照膜的安装说明安装膜，按照膜的技术资料安装膜。膜上的水流方向与实际水流方向对齐。RO膜之间，由连接件相互连接。浓水与淡水之间，完全依赖O型密封圈密封。膜连接件密封圈应适当涂抹润滑剂(纯甘油)如果没有请直接用合格预处理水润湿即可，防止安装过程中密封圈受伤或脱落，定位时不可用力过大，否则会导致错位。O型密封圈装入后看不见，只能通过经验凭感觉确定。膜的Y型张口密封圈必须正对着进水。在安装过程中，必须充分润滑后，才能安装浓水密封圈。安装过程中，发生膜卡在压力容器中时，不能强力装膜，必须取出膜元件，仔细润滑后，重新安装。必须注意膜之间的连接件不得遗漏。并记录好压力容器编号及膜编号。膜安装完毕后，将压力容器两端封头封好，产水支管联结好。润滑剂可用中性洗涤剂或甘油。3.6反渗透启动3.6.13.6.2打开高压泵进出口调节阀门、高压泵出口电动阀、反渗透装置产水阀、产水排放阀、浓水排放阀、浓水排放手动调节阀，利用保安过滤器产水冲洗，冲洗至RO产水电导率稳定（约30—60分钟）。3.6.31）加药系统包括加药泵和加药箱。调试RO前，加药箱中已配制了药液，加药泵已能正常投运。投加的药液为阻垢剂和NaHSO3。2）加药箱内配药浓度：阻垢剂：10%（质量比），NaHSO310%。3）按阻垢剂计算书上的阻垢剂投加浓度（3－4mg/L）投加阻垢剂；NaHSO3投加浓度（3－4mg/L），调试期间根据进水的ORP值进行调整。3.6.4RO启动1）系统开机启动前，在确保原水不会进入元件内的前提下，按开机前检查的内容逐项检查，彻底冲洗原水预处理部分，冲掉杂质和其他污染物，防止进入高压泵和膜原件，特别应该检测预处理出水SDI值是否合格，入水不含余氯等氧化剂。适当调节高压泵出口手动阀门，反渗透装置浓水排放手动调节阀，打开产水阀，关闭浓水排放电动阀，使反渗透进水压力为200－400KPa,左右,如果装置有漏水的地方，应及时修复。冲洗过程中的所有产水和浓水均应排放水至下水道。2）低压低流量冲洗期间，不允许在预处理部分投加阻垢剂。3）再次确认产水阀和浓水控制阀处于打开位置。4）第一次启动高压泵必须在高压泵与膜元件之间的进水控制阀处于接近全开的状态，以防备水流及水压对膜元件的冲击，此时启动高压泵其启动电源也最小，对电网的冲击较低。5）启动高压泵使系统正常运行。反渗透装置的启、停、清洗及停运后的保护严格按照运行规程或设备厂家提供的运行步序执行。3.6.5、反渗透装置正常产水后，产水15分钟，停止产水。放掉反渗透产水箱中的水，然后人工清理反渗透产水箱。清理干净后方可向反渗透产水箱注.6.1操作温度：15～30℃；最大给水SDI（15min）：SDI《3；给水游离氯：0.1ppm；水中油：0.1ppm；给水pH范围：7-7.5；反渗透膜元件对进水的水质要求较严格，为了保证反渗透装置稳定可靠地连续运行，尽量延长清洗周期和膜的使用寿命，必须保证其进水水质和运行参数的控制。反渗透装置产水技术指标：回收率：75%；总脱盐率：97%；1）为防止反渗透浓水侧结垢，原水进入反渗透系统前需加阻垢剂。a每套一级反渗透系统对应一套阻垢剂加药单元，阻垢剂在加入系统前，首先应配置成质量浓度为10%的标准溶液，用搅拌器搅拌均匀后通过计量泵连续地投加到系统中去。初定RO给水阻垢剂加药量为3.00-4.0ppm，根据给水水质调整加药量。阻垢剂的加入量（具体阻垢剂配制浓度和加药量由阻垢剂供应厂家最终确定，以下参数仅供参考）b以加药量为4.0ppm（按100%计），取阻垢剂的比重为1.1，将该阻垢剂稀释10倍加入加药箱中。进水量为：180÷0.75=240m3/h加药量为：240×4.0÷1000×10=9.60kg/h加药体积：9.60÷1.1=8.72L/h2）由于原水采用了杀菌处理，超滤出水在进入RO装置前，必须除去水中的游离氯等强氧化物质。一般采取加入过量的亚硫酸氢钠。还原剂在加入系统前，首先应配置成质量浓度为10%的标准溶液，用搅拌器搅拌均匀后通过计量泵连续地投加到系统中去。初定RO给水还原剂加药量为4ppm，实际投加时根据在线余氯仪读数控制加药量来保证反渗透系统进水余氯浓度小于0.1ppm，配置浓度为10%。反渗透高压泵是为反渗透过程提供动力的给水泵，工作压力在1.45MPa（与水温及含盐量有关）。高压给水泵出口设有电动慢开门，电动慢开门的作用是为了防止给水泵起动或停止时对反渗透元件发生的突然的瞬间水流冲击的水锤作用。为了保护高压泵的正常安全运行，在高压泵的进口和出口分别设置了低压开关和高压开关，它们保证了高压泵不会在缺水的情况下运行出现泵的空穴现象而损坏泵，也不致因出口压力过高而造成膜损坏。反渗透膜是反渗透系统的心脏，是脱盐的关键部件。膜元件的选取主要依据原水水质条件和产品水水质要求等具体参数。该系统选用了抗污染、高脱盐率低压复合膜，单根膜脱盐率可达到99%。本工程一级反渗透装置的排列为一级二段。原水进入反渗透之前应设有不合格排放阀，当RO给水SDI等指标不合格时，将不合格原水排放掉。反渗透装置中设有浓水自动冲洗系统，每当反渗透装置停止运行时，自动打开冲洗排水门，对膜元件进行低压冲洗，以防止膜表面受浓水污染。设置一套膜元件清洗装置，当系统运行半年或当膜元件受到污染时可进行化学清洗，使膜元件恢复原有性能。3.6.7一级反渗透设备安装调试结束后，启动一级反渗透装置向反渗透水箱送水至高位。3.7一级反渗透冲洗管路的冲洗及清洗过滤器滤芯的安装。3.7.1将一级反渗透装置冲洗管路与进水管路交汇处断开，启动冲洗水泵冲洗至澄清透明。3.7.2在厂家服务人员的指导下安装滤芯。3.7.33.9离子交换调试3.9.1阳床、阴床和混床树脂的装填装填树脂前，打开交换器人孔门，检查交换器内上、中、下配水装置、防腐情况是否完好，罐内杂物应清除干净。混床树脂的装填，按设计高度装填树脂，用人工法先装入阳树脂，装填到中间排水装置的中心线下50mm左右。然后装填阴树脂至设计高度，完毕后，封人孔门，将混床注满水后，进行反洗，流量为20m3/h，反洗至排出水澄清透明为止。反洗时监视排水门，防止跑树脂。预处理树脂，先用酸浸泡，后用碱浸泡，浸泡所用酸为4%的HCl、碱为4%的NaOH，时间4～8小时。浸泡完后，用一级除盐水冲洗至出水接进中性为止。树脂是否需要预处理应根据现场情况和树脂质量而定。3.9.2阳床、阴床和混床开启反排门、反洗进水门、空气门，启动自用水泵，调节流量为20～25m3/h，进水至空气门排水，关闭空气门。缓慢增大流量直至30～35m3/h，同时检查取样点的水样是否存在粒径大于反洗10分钟后，缓慢调节自用水泵出口门，减少流量到25m3/h，每隔3分钟减少流量5m3/h，直至到零止，静置10分钟。打开床体进水门、正排门，调节流量50ma阳树脂再生落床：打开上进酸阀、放净阀，将容器内压树脂层快速下落,一般0.5分钟完成并关闭放净阀。再生剂注入：打开离子交换器进酸阀、废水阀，启动再生水泵，打开再生水泵出口阀，再生流速控制在5m/h左右，流量在30-32m3/h，水流量稳定后开启酸计量箱出酸阀调整酸浓度4％，一般再生时间为45min，具体时间根据现场运行状况确定。再生剂使用量2.8-3.0m3/次(30%盐酸)。置换清洗：关闭再生系统酸计量箱出酸阀，流速同进再生时流速；阳床置换清洗终点电导接近阳床进水电导，置换时间一般为30min，具体时间根据现场运行状况确定。正洗（成床）：打开进水阀，排气阀，上排阀，控制小正洗流速在15m/h，小正洗时间在5-10min控制指标为终点，待出水合格后打开产水阀，关闭上排阀、排气阀，进入运行状态。在设备继续投运时执行此步骤，若设备停运则不执行此步骤，到上一部截止。b阴树脂再生落床：打开进碱阀、放净阀，将容器内压树脂层快速下落，一般0.5分钟完成并关闭放净阀。再生剂注入：打开离子交换器进碱阀、废水阀，启动再生水泵，打开再生水泵出口阀，再生流速控制在5m/h左右流量在30-32m3/h，水流量稳定后开启碱计量箱出碱阀，调整碱浓度4％，一般再生时间为40min，具体时间根据现场运行状况确定，再生剂用量2.2-2.4m3/次（30%氢氧化钠溶液）。置换清洗：关闭再生系统碱计量箱出碱阀，流速同进再生时流速；阴床置换终点电导接近阴床进水电导，置换时间一般为30min，具体时间根据现场运行状况确定。正洗（成床）：打开进水阀，排气阀，上排阀，控制小正洗流速在15m/h，小正洗时间在5-10min控制指标为终点，待出水合格后打开产水阀，关闭上排阀、排气阀，进入运行状态。在设备继续投运时执行此步骤，若设备停运则不执行此步骤，到上一部截止。c混床再生失效：打开反洗排放阀、进碱阀、喷射器进水阀，启动再生泵，打开碱计量箱出碱阀，通过调整计量箱出口阀门大小控制碱浓度（2-4%），注入混床，液位到达树脂层上100mm时，停再生泵，关闭碱计量箱出碱阀、喷射器进水阀、进碱阀、反洗排放阀。分层：打开反排阀、反洗阀，反洗分层，使树脂处于充分流动状态，观察反洗排水管排水无树脂排出，反洗终点以阴、阳树脂基本分层为止，关闭反洗阀、反排阀；（观察树脂分层效果，如不理想，继续重复以上步骤继续分层）静置：静置20—30分钟，待树脂静置明显分层后，排水：打开反排阀、正排阀，待混床室内液位降至树脂上100mm时，关闭正排阀、反排阀；再生：打开进酸阀、进碱阀、中排阀，启动再生泵，打开再生泵出口阀，调整再生流速5m/h左右，混床室内液位保持在树脂以上100mm，打开酸计量箱、碱计量箱出酸/出碱阀，通过调整计量箱出口阀门大小控制酸碱浓度（3-5%），再生一次30%盐酸用量0.8m3，30%氢氧化钠用量0.8m3；置换：待酸计量箱、碱计量箱排完后，关闭酸计量箱、碱计量箱出口阀，置换至中排管排水至中性时，停再生泵，关闭再生泵出口阀、混床进酸阀、进碱阀、中排阀；混脂：打开反排阀、反洗阀、进气阀，待液位上升至上视镜中间时，关闭反洗阀，气洗3-5分钟，关闭进气阀，迅速开启正排阀、进水阀，关闭反排阀，使树脂迅速沉降，以免影响树脂混脂效果，待树脂完全沉降，关闭进水阀、正排阀、反排阀，（观察树脂混脂效果，如不理想，继续重复以上步骤继续混脂）；除盐水箱上水用混床出水冲洗除盐水箱直至出水清，无硬度，满足二级除盐水质要求，而后给除盐水箱上水至高位。3.10除盐水箱上水用混床装置出水冲洗除盐水箱直至出水清，无硬度，满足二级除盐水质要求，然后将除盐水箱上水至高位。4调试结果根据运行结果，本套补给水处理系统完全能够满足实际运行需求，达到设计要求。达到补给水处理系统检验项目质量标准的要求。4.1制水量达到设计要求。4.2出水电导率（25℃）≤0.24.3出水二氧化硅≤10μg/L（仪表测量）。5调试过程中发现的问题及处理方法5.1一级反渗透保安过滤器应该安装流量表。运行过程中发现保安过滤器压差经常超标应该增加其前预处理水各各指标的检测。5.2高压泵至反渗透装置之间的管道上没有排污管道，应在反渗透装置前的管道上加装排污管道以备特殊情况下使用。6再生参数再生阳床正常再生步序步骤参数运行150～290m3/h小反洗60m3/h5min放水放掉中排以上的水预喷射30m3/h5min进酸4%HCl30m3/h45min置换30m3/h30min小正洗60m3/h5min充水进水至排气门出水正洗60m3/hpH值恒定再生阴床正常再生步序步骤参数运行150～290m3/h小反洗60m3/h5min放水放掉中排以上的水预喷射30m3/h5min进碱4%NaOH30m3/h40min置换30m3/h30min小正洗60m3/h5min充水进水至排气门出水正洗60m3/hpH值恒定混床正常再生步序步骤参数运行180～210m3/h反洗60m3/h15min静止5min预喷射25m3/h5min进碱、进酸25m3/h3%HCl、3%NaOH20min置换60min、中排排水中性串联正洗40～60m3/h、10～15min放水树脂层上200mm混脂进压缩空气使树脂充分混合3～5min正洗80～120m3/hDD≤0.15μs/cmSiO2≤20μg/l

第二篇化学加药系统调试报告摘要：本报告主要对辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程给水炉水等加药系统调试情况进行了总结，对调试过程中出现的问题及处理过程进行了论述，从而得出调试结论。关键词：系统调试给水炉水加药引言辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程系统设计给水加氨处理，给水加丙酮肟，炉水加磷酸盐处理。炉水、给水加药系统根据汽水取样系统的分析信号自动加药，给水加氨根据水汽取样系统的给水PH模拟信号控制加药量，给水加丙酮肟根据水汽取样系统给水流量模拟信号控制加药量。给水加药点设在除氧器下水管上。两台机组设一套组合加氨装置，为机电控一体化装置，共设3个溶液箱，3台给水加氨泵（其中1台备用泵）。两台机设一套机、电、控一体化组合加联氨装置，共设2个溶液箱、3台给水自动加丙酮肟泵，为2用1备。2台机组设一套机、电、控一体化的组合加磷酸盐装置，共设2个溶液箱、3台磷酸盐泵，为2用1备。给水除氧的目的消除给水残留的溶解氧，减缓溶解氧对热力系统的腐蚀，并防止锅内积铁垢。加除氧剂处理的原理：丙酮肟又名二甲基酮肟，白色片状或粉状结晶，有芳香气味，在空气中挥发很快。丙酮肟具有较强的还原性，很容易与给水中的氧发生反应，降低给水中的氧含量，反应如下：4（CH3）2C=N-OH+O2→

4（CH3）2C=O+2N2+2H2（CH3）2C=N－OH+O2→2（CH3）2C=O+N2O+H给水加氨处理的目的：加氨的目的是中和给水中的游离二氧化碳，提高给水PH值，防止系统酸性腐蚀。加氨的原理氨溶于水，水溶液呈碱性，其反应为：NH3+H2O→NH4++OH-，氨水（NH3·H2O）与水中的CO2发生反应NH3·H2O+CO2→NH4HCO3NH3·H2O+NH4HCO3→（NH4）2CO3+H2O可使除盐水的PH值调至8.8~9.3，从而除去了水中游离二氧化碳，取得防腐效果。磷酸盐处理的目的：磷酸钠与随给水进入锅内的少量硬度盐类等作用，形成不粘结在受热面上的水渣，随锅炉排污排掉，从而防止锅炉内形成水垢，又能起到防腐的作用。磷酸盐处理的原理：磷酸钠以一定的浓度加入锅内，即使锅炉炉水处在沸腾条件，且碱度较高时，只要经常维持炉水一定量的过剩PO43-，就能控制炉水PH值在9.0-10.0范围，而随给水进入锅内的硬度、硅酸等盐类与PO43-形成碱式磷酸钙和蛇纹石水渣，其反应为：3Mg2++2SiO32-+2OH-+H2O→3MgOSiO2·2H2O↓蛇纹石水渣10Ca2++6PO43-+2OH-→Ca10（OH）2（PO4）6↓碱式磷酸钙碱式磷酸钙和蛇纹石易随锅炉排污排出，不会形成粘附在锅内形成二次水垢，从而避免锅内生成水垢。1调试目的及依据1.1调试目的是使加药系统能达到设计要求，使给水、炉水、闭冷水的指标达到设计值1.2调试依据为：辽阳芳烃基地热电厂新建2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组化学专业调试方案1.3国家能源局DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》1.4国家能源局DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》1.5国家能源局DL5009.1-2014《电力建设安全工作规程第一部分：火力发电》1.6国家能源局DL/T805.2-2016《火电厂汽水化学导则第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理》1.7制造厂图纸，质量保证书，安装和使用说明书、设计和调试有关文件及会议纪要等1.8设计院提供的工程图纸、设计说明书等技术资料2调试的过程2.1系统检查：检查加药装置及系统的安装情况，适合于生产运行的合理性及符合设计要求。2.2系统冲洗：用除盐水冲洗溶、加药系统，首先放水冲洗除盐水管道出水澄清，然后冲洗溶药箱及加药泵入口管道，直至出水澄清。2.3静泡试验：系统冲洗结束后将溶、加药系统注满水，检查在常压状态下溶、加药系统的严密性。2.4加药泵试运：确认加药泵的扬程达到设计要求。2.5安全回流阀定值核对试验：氨和丙酮肟加药泵整定压力1.6MPa，磷酸盐加药泵整定压力20Mpa左右，在核对试验过程中进行调整(安全阀定值由生产单位提出，安全阀调整由安装单位或加药装置生产厂家进行调整)使之符合机组生产运行参数的要求。2.6搅拌器试转：在溶药箱内注水至高位，起动电动搅拌器观察搅拌状态。2.7氨和丙酮肟溶液的配制.向计量箱中投入一定量的氨水，然后加水至满箱，配制成浓度为丙酮肟向丙酮肟使用丙酮肟输送泵（或人工倒入方式）将丙酮肟从桶中送至丙酮肟开启丙酮肟计量箱的出口阀门，将丙酮肟放入联氨溶液箱中，充分搅拌后配制成浓度为0.5～1%的丙酮肟2.8磷酸盐溶液的配置.2将一定量的磷酸三钠倒入溶药箱中，充分搅拌使磷酸三钠溶解。配制磷酸三钠溶液的浓度一般按5.0%左右配制，在机组试运后期磷酸三钠溶液的浓度可调整至2.5%左右。2.9给水处理方式..2给水加丙酮肟给水加丙酮肟丙酮肟加入量随机组运行情况而变化，机组启动时丙酮肟.磷酸盐的加入量，根据汽水取样系统的炉水pH值和硫酸根含量控制加药量，保持炉水pH值在9.0～10.0之间，磷酸根0.5～3mg/L。3给水校正处理方式3.1给水加氨处理。3.2手动（自动）加药方式,将稀氨溶液用计量泵送至除氧器下水母管处。3.3氨的加入量,由加药泵的行程控制为给水pH值在9.0～9.6之间。4炉水校正处理方式4.1炉水加磷酸盐处理炉水处理系统投入运行后，加药量采用自动连续加药方式，经加药计量泵送至锅炉汽包内。4.2磷酸盐的加入量，根据汽水取样系统的炉水pH值和硫酸根含量控制加药量，保持炉水pH值在9.0～10.0之间，磷酸根0.5～3mg/L。5调试结果从实际运行情况来看，给水、炉水、闭冷水加药处理系统能够满足运行要求。工作状况良好。6调试过程中发现的问题及处理方法从实际运行情况来看，机组启停时应该注意保暖以防管道冻上不能正常运行。第三篇汽水取样系统调试报告摘要：本报告主要对辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程汽水取样系统调试情况进行了总结，对调试过程中出现的问题及处理过程进行了论述，从而得出调试结论。关键词：系统调试汽水取样引言辽阳芳烃基地热电厂新建2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程汽水取样系统设计10个取样点，分别是除氧器出口、省煤器入口、汽包炉水左侧、汽包炉水右侧、饱和蒸汽左侧、饱和蒸汽右侧、过热蒸汽左侧、过热蒸汽右侧、闭式循环冷却水、疏水箱疏水。为及时、准确的监督机炉运行中水、汽品质变化情况，诊断系统中的设备故障，以保证电厂机组的安全运行，每台机组设置1套水汽取样分析装置，设置必要的取样点、在线分析仪表、人工取样台和微机控制系统水汽取样装置循环冷却使用机组的公用闭式冷却水系统。本工程每台机组设一套完整的集中水汽取样装置，以便准确监督热力系统的水质情况。集中汽水取样装置由高温高压架、低温仪表盘（包括人工取样）以及微机处理系统组成。高温高压架设有预冷装置、样水冷却器及减压阀。低温仪表盘包括恒温装置、人工取样架及化学分析仪表等。本工程汽水取样冷却水为闭式冷却水。为使机组试运行期间在线仪表及时投入使用，严格监督水汽品质，尽快达到火电基建机组联合启动化学监督有关的要求规定，为确保机组的顺利投产及机组投产后的安全稳定运行，试运行期间应加强化学仪表监督工作，为此制定了机组整套启动过程的汽水取样系统调试方案。1调试目的及依据1.1调试目的是使汽水取样系统能达到设计要求1.2调试依据为：辽阳芳烃基地热电厂新建2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组化学专业调试方案1.3国家能源局DL/T805.2-2016《火电厂汽水化学导则第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理》1.4国家能源局DL/T889-2015《电力基本建设热力设备化学监督导则》1.5国家质量监督检验检疫总局、国家标准化管理委员会GB/T12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》1.6国家能源局DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》1.4国家能源局DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》1.8国家能源局DL5009.1-2014《电力建设安全工作规程第一部分：火力发电》1.9国家能源局DL/T561-2013《火力发电厂水汽化学监督导则》1.10《东北电力科学研究院质量管理标准》1.11制造厂图纸，质量保证书，安装和使用说明书、设计和调试有关文件及会议纪要1.12设计院提供的工程图纸、设计说明书等技术资料2调试过程汽水取样系统随机组在不同状态下逐步投入运行，当机组整套启动试运行达到大负荷或满负荷时汽水取样系统全部投入运行，所有在线化学仪表投入分析监视运行，从而提高汽水监督正确性，汽水监督调节的稳定性，以保正汽水品质的优良。2.1检查汽水取样系统所有的阀门都处于关闭状态，取样装置的盘架电源（仪表、照明电源）投入使用。2.2开启汽水取样装置减温减压架取样冷却水母管出入口门，调节取样冷却水压力在0.4MPa左右，投入冷却水流量表、超温保护温控仪。2.3开启汽水取样装置减温减压架各个冷却器出口门而后开启各冷却器入口门。2.4当机组整套启动前锅炉上水及进行冷态冲洗时，投入除氧器入口、除氧器出口、省煤器入口等部位的取样。首先开启汽水取样装置减温减压架上述各取样部位的排污门，冲洗取样管30min左右关排污门，调节各取样部位的取样门开度调整水量(观查入口压力指示，一般在0.1MPa左右)。2.5机组整套启动汽轮机冲转并汽前锅炉升温、升压，当汽包压力升至1.0～1.5MPa范围内，投入汽包炉水、过热蒸汽左、过热蒸汽右、饱和蒸汽等部位的取样。首先开启汽水取样装置减温减压架上述各取样部位的排污门，冲洗取样管30min左右关排污门，调节各取样部位的取样门开度调整水量(观查入口压力指示，一般在0.1MPa左右)。2.6当汽水取样装置手操盘，手工取样全部通水，投入使用后，启动汽水取样装置仪表二次冷却恒温控制系统(启动制冷压缩机、循环冷却泵)，投入各部位的仪表取样，开启至仪表的阀门，调节仪表取样水的流量一般为5.0L/h左右。在各部位的仪表取样未投入前，应做好所有在线仪表的调整校验，投入前预热。3调试结果取样系统经过机组整套启动试运后，证明该系统能够满足机组正常运行的要求。4调试质量的检验标准根据国家能源局DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》中分系统调试3.6.2条，取样仪表系统检验项目质量标准。4.1取样系统可投入率100%。4.2在线仪表可投入率100%为优良。

第四篇工业废水处理系统调试报告摘要：本报告主要对辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程化学废水处理系统调试情况进行了总结，对调试过程中出现的问题及处理过程进行了论述，从而得出调试结论。关键词：系统调试化学废水处理引言辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程主要废水有：锅炉补给水处理系统超滤装置的排水，此排水进入冷却塔排污水调节水池（容积为1000m3）；主厂房地面冲洗水、引风机室地面冲洗水、锅炉化学酸洗废水等进入非经常性工业废水收集池（容积为1500m3）。此外，油泵房地面冲洗水，油区油净化设备的含油废水也进入非经常性工业废水收集池。工业废水处理系统分为经常性工业废水和非经常性工业废水。经常性工业废水处理系统流程为：助凝剂絮凝剂杀菌剂↓↓↓超滤废水收集池→废水输送泵→管道混合器→高效全自动净水器→超滤清水池→清水输送泵→至水工原水池。非经常性工业废水处理系统流程为：助凝剂絮凝剂杀菌剂↓↓↓废水收集池→废水输送泵→管道混合器→高效全自动净水器→清水池→清水输送泵→至水工服务水池。污泥处理系统流程为：高效全自动净水器(排泥)→污泥池→污泥输送泵→污泥浓缩池→污泥螺杆泵→脱水机→经常性废水收集池↓泥饼↓外运至灰场含油废水处理系统流程为：隔油后的含油污水→含油废水收集池→油水分离器→下水道。50T/H工业废水处理主要设备序号名称规格型号单位数量产地（一）非经常性废水处理系统1非经常性废水收集池1500m3；混凝土座1/2非经常性废水输送泵Q=50m3/h；H=20m台2江苏3管道混合器DN100台1辽宁4非经常性废水处理一体化高效净水器GDYT-50台1辽宁（二）经常性废水处理系统1经常性废水收集池500m3；混凝土座1/2经常性废水输送泵Q=200m3/h；H=25m台2江苏3管道混合器DN200台1辽宁4经常性废水处理一体化高效净水器GDYT-200台1辽宁（三）污泥处理系统1污泥池100m3；混凝土座1/2污泥池搅拌机空气搅拌套1辽宁3污泥输送泵Q=10m3/h；H=10m台2上海4污泥浓缩池Φ6000×4500；钢砼座1辽宁5刮泥机Φ5600；水上碳钢防腐，水下不锈钢；有扭矩报警信号输出台1辽宁6污泥螺杆泵Q=10m3/h；H=30m台2甘肃7污泥浓缩脱水机10m3/h台1德国（四）回用系统1非经常性废水处理系统清水池100m3；混凝土座1/2非经常性废水处理系统清水输送泵Q=50m3/h；H=40m台2江苏3经常性废水处理系统清水池400m3；混凝土座1/4经常性废水处理系统清水输送泵Q=200m3/h；H=40m台2江苏（五）含油废水处理系统1含油废水收集池混凝土；50m3座1/2含油废水输送泵Q=5m3/h；H=20m台2江苏3油水分离器5m3/h套1辽宁4储油桶20L；提手台2辽宁（六）加药系统1凝聚剂计量箱Q235B；3.0m3台2辽宁2凝聚剂计量泵（非经常性废水处理）52L/h台2美国3凝聚剂计量泵（经常性废水处理）201L/h台2美国4助凝剂干粉投加机0.5-1.0kg/h台1辽宁5助凝剂制备箱台1辽宁6助凝剂计量泵（非经常性废水处理）201L/h台2美国7助凝剂计量泵（经常性废水处理）741L/h台2美国8助凝剂计量泵（污泥脱水）741L/h台2美国9附属管路管件阀门CPVC批1西班牙（七）次氯酸钠贮存及加药系统1次氯酸钠贮存槽Q235B；25m3台1辽宁2卸次氯酸钠泵Q=15m3/h；H=25m台1辽宁3次氯酸钠加药泵20L/h；0.7MPa台2美国（八）盐酸贮存系统1盐酸贮存槽Q235B；25m3台2辽宁2卸酸泵Q=15m3/h；H=25m台1辽宁3酸雾吸收器（碱液吸收）FRP；Φ500台1辽宁（九）液碱贮存系统1碱液贮存槽Q235B；25m3台2辽宁2卸碱泵Q=15m3/h；H=25m台1辽宁（十）曝气系统1曝气风机11.08m3/min；50kPa台3上海2曝气筒Φ310mm×600mm套55江苏（十一）其它1安全淋浴器不锈钢，带洗眼装置台1辽宁1调试目的及依据1.1调试目的是使化学废水处理系统出力能达到设计要求，处理后的化学废水出水指标达到设计值1.2调试依据为：辽阳芳烃基地热电厂新建2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组化学专业调试方案1.3国家能源局DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》1.4国家能源局DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》1.5国家能源局DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》1.6国家发改委DL/T5190.4-2004《电力建设施工及验收技术规范第4部分：电厂化学》1.7《火电工程整套启动试运前质量监督检查典型大纲》（电建质监[2005]57号）1.8国家能源局DL5009.1-2014《电力建设安全工作规程第一部分：火力发电》1.9国家环保局GB8978-1996《污水综合排放标准》1.10设计院、设备厂家提供的工程图纸、设计说明书等技术资料2调试工作内容2.1工业废水加药系统启动。2.2药液的配制。2.3一体化絮凝沉淀过滤气浮装置的启动。2.4污泥系统的启动。3调试过程3.1工业废水加药系统启动调试各药品计量箱及加药泵人口管道水冲洗结束后，各计量箱上满清水，试转各计量泵，使所有计量泵工作正常。3.2混凝剂和助凝剂的配制向计量箱内注水至1/2以上，启动搅拌器进行搅拌，加入要药品，30分钟后停止。混凝剂按10%配制，助凝剂按0.1%左右配制。3.3一体化絮凝沉淀过滤气浮装置3.3.1设备特点：该设备为引进国外先进技术，集曝气中和、投药混合、反应、浮选除油、聚凝、沉淀、过滤为一体的多功能高效分离装置。采用该工艺可降低土建投资（少建厂房及中间水池），占地面积为常规工艺设备的40%。出水水质悬浮物≤3mg/L,油≤5mg/L,过滤系统采用无动力反洗，免维修，无需人值守，自动化程度高，出水水质好，操作方便简单，运行管理方便，运行成本低。3.3.2工作原理废水通过废水收集池，经曝气中和，加药至管式反应器后，进入分离系统，与溶气水混合。絮体及浮油附着在小气泡上，通过设置在浮选机腔中的斜板与水分离后，上浮到浮选机的表面，被自动刮渣机刮走；浮选机底部的沉淀物由底部的自动刮泥机至排污阀排走。出水通过特殊设计的流道，溢流出分离系统到无动力自动反洗过滤系统后，达标出水至清水池。浮选机出水的一部分，通过一个常规的单级离心泵进行再循环（设计循环率为10%-25%）。循环水切向射入倾斜布置的压力母管，与其中的压缩空气快速混合，溶解直至饱和。在浮选机的中部装有先进的防堵释放器，溶气的压力水通过释放器，均匀地释放出气泡。3.4污泥浓缩池的启动调试3.4.1污泥池的污泥来自于一体化絮凝沉淀过滤气浮装置，污泥经污泥输送泵加药后进入污泥浓缩池，污泥进入污泥浓缩池设备进行沉降分离，增加沉降分离效果和速度，加药量的大小，根据现场调试运行情况来确定。3.4.2污泥浓缩池的排泥根据现场调试情况设定泥位计的高低数值，污泥送至厂区污泥处理系统进行深度泥水分离。3.4.3泥水进入污泥浓缩池设备浓缩后，由污泥螺杆泵加脱水剂后输送至箱式压滤机。污泥脱水后外运。4调试结果根据运行结果，本套化学废水处理系统完全能够满足实际运行需求，达到设计要求。达到化学废水处理系统检验项目质量标准的要求。4.1处理水量达到设计要求。4.2排水pH6～9。4.3排水悬浮物≤300mg/L。4.4排水浊度≤10NTU5目前存在的问题5.1由于土建施工问题造成地基下沉。使管道及装置不能正常运行。应该修复使其恢复正常。5.2原设计废水池只设计一个pH测点，由于废水池比较大，一个pH测点无法准确反应整个废水池的pH值。应再增加两个监测点。

第五篇循环水处理系统调试报告摘要：本报告主要对辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程循环水加药系统调试情况进行了总结，对调试过程中出现的问题及处理过程进行了论述，从而得出调试结论。关键词：系统调试循环水加药引言辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程循环水系统设计为单元制供水方式，配一座自然通风冷却塔和两台循环水泵，为防止循环水系统的结垢、腐蚀和保证机组出力及运行经济性，循环水处理系统设计采用加高效阻垢剂和加杀菌剂的处理方法。调试范围包括高效阻垢剂和杀菌剂加药泵及辅助设备。开式循环冷却水的流程：机力通风冷却塔－→循环水池－→循环水泵－→循环水管－→各热交换器－→循环水回水管－→机力通风冷却塔进入下一个循环。循环水泵每台机组配置2台，共4台。流量：1000m3/h扬程：0.216MPa电机功率：90kW循环冷却水加药系统：阻垢剂→→溶药箱→→计量箱→→计量泵→→循环水杀菌剂→→溶药箱→→计量箱→→计量泵→→循环水硫酸车→→硫酸储罐→→计量箱→→微量硫酸→→循环水清水升压泵房主要设备规范序号设备名称型号及规范单位数量1循环水泵Q=1000m3/h,0.216MPa，90kW台22阻垢剂加阻垢剂泵Q=79L/H,1MPa，1.1kW台34阻垢剂溶药箱V=1000L台21调试目的及依据1.1调试目的是使化学废水处理系统出力能达到设计要求，处理后的化学废水出水指标达到设计值1.2调试依据为：辽阳芳烃基地热电厂新建2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组化学专业调试方案1.3国家能源局DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》1.4国家发改委DL/T5190.4-2004《电力建设施工及验收技术规范第4部分：电厂化学》1.5国家能源局DL/T889-2015《电力基本建设热力设备化学监督导则》1.6国家能源局DL/T561-2013《火力发电厂水汽化学监督导则》1.7制造厂图纸、质量保证书、安装使用说明书、设计和调试有关文件及会议纪要等1.8设计院提供的工程图纸、设计说明书等技术资料2调试过程2.1系统检查：检查加药装置及系统的安装情况，应符合设计要求，适合生产运行的操作。2.2系统冲洗：用水冲洗溶药系统和加药系统。2.3静态试验：系统冲洗结束后将溶药箱注满水，做泡水试验。2.4加药泵的试运：加药泵试运要求泵的额定流量及扬程达到设计要求。2.5加药泵安全阀定值试验:试验加药泵的安全阀在压力到定值时是否动作，如果不动作应由安装单位或设备生产厂家进行调整。2.6搅拌器试转：在溶药箱内注水至高位，起动电动搅拌器观察搅拌状态。2.7加阻垢剂溶液配制：在溶药箱内按药品要求的浓度配制加药溶液。2.8根据稳定剂供应商提供的药品配比数据，调整加药泵的出力，使稳定剂的加入量能满足循环水处理的要求。具体的方法是在冲洗洁净的加药系统中加入一定量洁净工业水，启动加药设备，记录运行情况，检查运行是否能满足正常加药量的要求。2.9杀菌剂加药处理根据循环水水质情况，调整杀菌剂的用量。2.10调试期间的要求：2.10.1参加试验人员要熟悉试验方法，统一监测终点，以减少试验误差。2.10.2为确保调试工作顺利进行要求汽机分场配专人负责补水，排水门调整工作，由化学人员按试验各步要求随时通知汽机人员及时进行调整。2.10.3投加水稳定剂要连续不得间断，加药量准确，以确保循环水稳定处理。3调试质量的检验标准根据国家能源局DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》中分系统调试检验项目质量标准。3.1加药泵完好率应100%。3.2加药泵可投入率66%为合格，100%为优良。4调试结果根据运行结果，本套化学废水处理系统完全能够满足实际运行需求，达到设计要求。达到化学废水处理系统检验项目质量标准的要求。5目前存在的问题循环水取样系统没有形成。不利于对循环水的监测。第六篇整套启动化学监督报告摘要：本报告主要对辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程整套启动化学监督情况进行了总结，对监督过程中出现的问题及处理过程进行了论述，从而得出调试结论。关键词：系统整套启动化学监督引言辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程锅炉高压参数、自然循环、无中间再热、四角切向燃烧方式、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的UG－460/9.8－M3型固态排渣煤粉炉。汽轮机采用东方汽轮机厂生产的抽汽背压式机组，型号为CB50-8.83/4.25/1.27型单机容量50MW冲动式、高温、高压、单缸、单轴、一级调整抽汽、背压式汽轮机。为确保机组的顺利投产和安全稳定运行，达到火电基建机组联合启动化学监督的要求，制定机组整套启动化学监督措施。1调试目的及依据1.1确保机组顺利投产和机组投产后的安全稳定运行，严格监督汽水品质，以达到机组整套启动化学各项标准的要求1.2国家发改委DL/T805-2004《火电厂汽水化学导则》1.3国家能源局DL/T889-2015《电力基本建设热力设备化学监督导则》1.4国家发改委DL/T502.1-2006《火力发电厂水汽分析方法第1部分：总则》1.5国家能源局DL/T5294-2013《火力发电建设工程机组调试技术规范》1.6国家能源局DL/T5295-2013《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》1.7国家能源局DL5009.1-2014《电力建设安全工作规程第一部分：火力发电》1.8国家能源局DL/T561-2013《火力发电厂水汽化学监督导则》1.9《东北电力科学研究院质量管理标准》1.10制造厂图纸，质量保证书，安装和使用说明书、设计和调试有关文件及会议纪要等1.11设计院提供的工程图纸、设计说明书等技术资料2给水及炉水校正处理2.1水处理药液的配制.稀氨液的配制：开氨箱进水门至高液位处，启动搅拌器，将氨箱中配制成丙酮肟溶丙酮肟箱的冲洗：开启丙酮肟箱底排门，放尽箱中剩水，开丙酮肟箱进水门，用除盐水冲洗，关丙酮肟箱底排门，待水位至溢出，关闭丙酮肟箱进水门，再次开启丙酮肟稀丙酮肟液的配制：开丙酮肟箱进水门至高液位处，按此时体积计算丙酮肟的加入量，将40%的丙酮肟用送至丙酮肟箱中稀释至0.5～1％，搅拌均匀，稀丙酮肟.3开启磷酸盐药液箱底排门，放尽箱中剩水，开箱进水门，用除盐水冲洗，采用换水方式冲洗至排水澄清。化学加药处理方式.氨的加入量，逐步调整加药泵的行程以控制给水pH值在2.2.2给水加丙酮肟.2.2丙酮肟加入量随机组运行情况而变化，机组启动时丙酮肟加入量按给水中含量20～50μg/l范围内控制。正常运行时，丙酮肟.磷酸盐加药量在启动阶段，控制炉水PO43-=2～8mg/l范围内。正常运行控制炉水PO43-3机组启动前热力系统冲、吹洗2015年12月21日锅炉第一次点火前，给水系统进行冲洗。3.1冷态冲洗2015年12月21日开始由低压给水系统经高压给水系统至锅炉采用排放冲洗，锅炉排水含铁量小于200μg/l时，冷态冲洗结束。3.2热态冲洗2015年12月22日12:331号锅炉点火成功并进行热态冲洗。2015年12月23日，冲洗至除氧器出口水含铁量低于100μg/l，锅炉排水含铁量小于200μg/l，热态冲洗结束。3.3冷、热态冲洗水质控制：给水控制pH范围为9.0～9.6，除氧器水Fe≯100μg/l、给水Fe≯100μg/l，锅炉水Fe≯200μg/l，外观清澈透明。3.4蒸汽吹洗3.4.12015年12月23日锅炉热态冲洗结束，锅炉开始升温升压，2015年12月23日17：53开始进行第一阶段主蒸汽母管试吹，24日22:364.0MPa开始正式吹管。锅炉进行吹管时，给水、炉水加药系统投入运行，保证给水、炉水的pH值符合标准。3.4.2第一阶段锅炉蒸汽吹管：2015年10月23日锅炉试点火。12月24日22:36开始吹管。给水、炉水加药泵投入运行，向给水加入氨和丙酮肟。第一阶段吹管期间，给水、炉水、蒸汽品质如下：给水：Fe190～200ug/LSiO240～80ug/LpH9.0～9.6丙酮肟10～30ug/LYD1umol/L炉水：Fe900～1000PO43－3～8umol/LpH9.0～蒸汽：Fe80～300ug/LSiO220～80ug/L12月25日20：09第一阶段吹管完毕，吹管次数68次（不包括预吹次数）。灭火停炉24小时冷却，锅炉换水。3.4.3第二阶段锅炉蒸汽吹管：2016年01月09日02：21开始第二阶段试吹，主蒸汽母管顺利吹管结束。第二阶段吹管期间，给水、炉水加药系统投入运行，给水、蒸汽品质如下：给水：Fe180～190ug/LSiO240～70ug/LpH9.1～9.5丙酮肟10～30ug/LYD1umol/L凝结水：Fe800～900ug/LPO43－4～6umol/LpH9.0～蒸汽：Fe30～60ug/LSiO220～60ug/L2016年01月12日20：01第二阶段吹管完毕。第二阶段吹管次数232次。3.4.5吹管结束后，带压热放水，采用余热烘干保护法。3.4.6吹洗完毕，应对除氧器水箱进行清扫。4机组启动时化学监督4.1汽轮机油、抗燃油的监督：监督方式采取在机组分部试运前查验有资格的检验单位化验合格报告，在进行机组分部试运及机组的整套启动期间定期检查大、小机润滑油和抗燃油。化验报告复印本由安装公司提供。4.2汽、水品质监督4.2.1机组试运期间，在1/2额定负荷以上时，锅炉给水质量标准项目Fe（μg/l）SiO2（μg/l）YD（μmol/l）pH标准＜50＜5009.0-启动时的蒸汽标准项目Fe（μg/l）SiO2（μg/l）Na（μg/l）标准≤50≤30≤204.2.3锅炉启动阶段的监督锅炉启动前，检查所有的取样装置，加药设备，处于良好的备用状态。锅炉开始点火，启动氨泵向系统加药，调整加药量，使凝结水、给水符合水质标准要求。锅炉开始升压时，通知锅炉值班员将给水、蒸汽取样一次门打开，投入取样装置中的冷却水系统。锅炉升压至1.96Mpa时，开始做炉前给水、蒸汽的各项水质分析，并做好记录，滑启时蒸汽中SiO2≤50μg/l，根据水、汽质量调节各加药泵行程，使水质合格。蒸汽品质不合格，汽轮机不应冲转。4.2.4汽轮机启动阶段的监督汽机启动前，通知值班人员打开汽轮机部分的取样一次门，投入取样装置。发电机冷却水质量应满足下列标准:水温≤40℃高低加汽侧投入后，取疏水分析，高加疏水水质很差，但设计该疏水没法外排，只能回到凝汽器，影响凝结水、给水的水质。5空负荷、带负荷试运过程中水汽质量5.12015年12月29日1号机组开始第一次整套启动空负荷试运：机组的整套启动前给水、系统能够满足机组给水（pH9.09.5）、给水（pH维持9.010.0的范围内）处理的要求。当压力、温度达到汽轮机冲转条件，水质发生很大的变化，系统的铁含量大幅度超标准，采用了大量排换水。从要求监督项目的监测分析数据来看，除给水pH值可通过调节加入氨的量来达到标准，其它汽、水质品质均基本达到启动标准。5.2机组的整套启动带负荷试运：2016年01月15日至2016年01月17日机组的整套启动带负荷试运期间，每次都利用机组启停进行系统冲洗。5.2.1炉水：Fe900～1000平均值980PO43－3～8umol/L平均值5.0umol/LpH9.0～10平均值9.685.2.2给水：SiO23040g/L平均值35Fe40300g/L平均值170溶解氧O2740g/L平均值23.5pH8.89.3平均值pH9.095.2.3过热蒸汽：SiO21020g/L平均值15Fe1030g/L平均值20Na1.03.5g/L平均值2.25672+24小时整套满负荷试运72+24小时整套满负荷试运于2016年01月26日至01月30日结束。始终要求机组启动前认真进行冷态、热态水冲洗，保证72+24小时试运期间水、汽监督项目均达到部颁水、汽质量标准。6.1炉水：pH=9.29硬度=0molSiO2=15.72Fe=9.5溶解氧O2=306.2给水：硬度=0molSiO2=11.29g/LFe=17.96g/L溶解氧O2=7pH=9.29Na=2.396.3主蒸汽：SiO2=12.88Fe=4.33Na=1.82系统导电率在线仪表（经H+交换柱）做监视记录。凝结水导电率（DDH+）为0.24s/cm。给水导电率（DDH+）为0.06s/cm。主蒸汽导电率（DDH+）为0.074s/cm、再热蒸汽导电率（DDH+）为0.074s/cm。7结论机组整套启动化学监督工作是在试运指挥部的领导支持下，各部门按规定的标准严格要求实施，各负其责，得以比较顺利地完成。机组试运期间大量换水，降低系统中铁离子和二氧化硅含量，使水汽品质达到机组整套启动72+24小时试运水、汽质量标准。

第七篇锅炉化学清洗总结报告摘要：本报告主要对辽阳芳烃基地热电厂新建工程2×50MW抽汽背压式汽轮发电机组工程炉本体化学清洗监督情况进行了总结，对监督过程中出现的问题及处理过程进行了论述，从而得出调试结论。关键词：系统化学酸洗监督

引言本工程锅炉采用无锡华光锅炉股份有限公司生产的型号为UG－460/9.8－M3；高压参数、自然循环、无中间再热、四角切向燃烧方式、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的Π型汽包炉。额定蒸发量：460t/h，过热蒸汽压力：9.8MPa（g），汽包工作压力：11.63MPa（g），给水温度：215℃，排烟温度：148±3℃，锅炉保证热效率90.3%。其主要参数如下：锅炉蒸发量460t/h过热蒸汽出口温度535℃过热蒸汽出口压力9.8Mpa给水温度215℃该炉为新建锅炉，在制造过程中经常会形成轧制铁磷和带硅氧化铁皮，且出厂时常常在阀门等设备内涂覆防蚀油剂，长期暴露空气使金属表面进一步腐蚀，形成腐蚀产物，所以这些杂物如不彻底清除，将带来很大危害。如：使炉管发生沉积物下腐蚀、水质指标长期不合格，从而延长新机启动到正常运行的时间等。同时也为了改善锅炉的水汽品质，减缓锅炉的腐蚀及节省能源，根据国家能源局DL/T794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的规定，锅炉水冷系统和省煤器在投产前必须进行化学清洗。根据国家能源局DL/T794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的规定，确定化学清洗工艺为：水冲洗、碱洗脱脂、碱洗后的水冲洗、酸洗、酸洗后水冲洗、漂洗、钝化。清洗范围为省煤器、水冷壁、下降管、水冷屏、锅筒等。化学清洗的废液符合国家环保局GB8978-1996《污水综合排放标准》的要求。1调试目的及依据1.1国家能源局DL/T794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》1.2国家能源局DL/T889-2015《电力基本建设热力设备化学监督导则》1.3国家发改委