资源描述
×××一期工程2×300MW机组
化学整套启动调试技术方案
编制： 年 月 日
审核： 年 月 日
会审：
建设单位 年 月 日
生产单位 年 月 日
施工单位 年 月 日
监理单位 年 月 日
设计单位 年 月 日
质保： 年 月 日
审定： 年 月 日
批准： 年 月 日
·本方案由×××（集团）有限公司提出
·本方案由×××（集团）有限公司质保部归口管理
·本方案由×××一期工程2×300MW试运总指挥批准
目 录
1 目及合用范畴……………………………………………………………………1
2 系统概况……………………………………………………………………………1
3 职责分工……………………………………………………………………………2
4 编制根据……………………………………………………………………………3
5 引用原则……………………………………………………………………………3
6 应具备条件及准备工作……………………………………………………………3
7 调试作业程序………………………………………………………………………4
8 质量原则及记录……………………………………………………………………6
9 安全办法……………………………………………………………………………7
10 附录…………………………………………………………………………………7
1 目及合用范畴
1.1 对化学专业各系统及设备进行投运及调节实验，并在调试期间进行监督，在保证机组用水量充分和水质合格同步，使机组在整套启动期间各化学监督指标符合关于原则。
1.2 本方案合用于×××一期工程2×300MW燃煤机组化学整套启动调试。
2 系统概况
2.1生水石灰预解决系统
生水石灰预解决系统由中华人民共和国华电工程（集团）有限公司提供成套设备。系统设计出力为1700 m3/h。水源地来生水经两座出力为1000 m3/h机械加速澄清池加药解决后，一某些送往主厂房经冷却辅机后补入循环冷却水系统，一某些直接补入循环冷却水系统。澄清池加药涉及：石灰加药系统、聚凝剂及助凝剂加药系统、加酸系统。石灰加药系统采用两座150m3石灰粉筒仓，底部带振荡料斗和干粉计量给料机配制石灰乳，运用泥浆泵打至澄清池第一反室中；聚凝剂加药系统采用聚合硫酸铁溶液作为絮凝剂，由计量泵按进水比例投加到澄清池；加酸系统采用浓硫酸，依照加酸后澄清池出水pH信号，采用计量泵投加到澄清池出水管。
2.2 锅炉补给水解决系统
锅炉补给水解决设备由西安创源水解决工程有限责任公司提供。生水石灰预解决系统来水通过滤、一级除盐、混床解决后贮存于两个1500m3除盐水箱备用。系统设备布置为2列，机组正常运营时，一列设备运营，在机组启动或事故状况下，2列设备同步投入运营。系统正常运营出力80.25t/h，最大出力141.75t/h。系统采用程序控制操作，重要阀门采用气动阀。
2.3 凝结水精解决系统
凝结水精解决系统重要设备由中华人民共和国华电工程（集团）有限公司成套提供。混床串接于凝结水泵和轴封加热器之间，采用中压系统。两台机组共用一套体外再生装置，再生采用高塔分离技术。每台机组设立2´50% 容量高速混床，并联运营，实现凝结水100%解决。每台机组凝结水精解决装置配备一套再循环系统和一套0-50%-100%旁路系统。当凝结水温高于50℃或精解决装置进出口压差超过设计值0.35MPa时，100%旁路门自动打开后，关闭混床进出口母管门；当一台混床失效时，旁路门打开50%容量后，退出失效混床运营。单台混床正常出力为379t/h，最大出力为454t/h。系统采用程控操作。
2.4 凝结水、给水及炉水加药系统
加药系统由南京国能环保工程有限公司提供。凝结水采用加氨解决，给水采用加氨和二甲基酮肟解决，炉水采用加磷酸盐解决。各加药泵依照各流量信号或从水汽取样装置采集数据信号进行自动调节加药量。一期工程二台机组共用一套加药系统。
2.5 水汽取样仪表系统
水汽取样仪表系统由南京电力自动化设备总厂提供。每台机组均配备有一套独立水汽取样仪表系统，分别对凝结水、给水、炉水、蒸汽等进行持续采样并在线化学仪表监测，并配备相应人工取样。水汽取样系统全自动运营，运营及故障等信号送至凝结水解决室，同步向化学加药系统提供控制信号以调节加药量，某些信号进入主控室DCS系统。系统按高温盘与低温盘分处两室、低温盘与干盘在一起方式布置。
2.6 循环水解决系统
循环水系统为敞开式冷却系统。循环水采用投加缓蚀阻垢剂和次氯酸钠解决，以防止循环水系统腐蚀、结垢及菌藻类、微生物滋生。
2.7制氢系统
制氢系统由河北电力设备厂成套提供。共有一套完整中压水电解制氢装置（10Nm3/h，3.2MPa），氢气纯度≥99.9%。合格氢气贮存于三台13.9Nm3、3.24MPa贮氢罐内备用。制氢站按自动控制设计，所有设备状态信号及故障信号送至水解决控制室，监控制氢系统运营。
2.8 废水解决系统
全厂废水解决系统涉及废水集中解决系统、含油污水解决系统、含煤废水解决系统。废水集中解决系统重要解决酸碱废水、含重金属离子废水和泥浆水，重要设备有五个1000m3废水池、斜板澄清池、浓缩池、各类水泵等；含油污水解决收集在隔油池中，通过气浮、过滤解决；含煤废水解决重要收集煤场雨水、输煤栈桥冲洗水，经解决后复用或达标外排；厂区生活污水解决系统采用二及生化解决，解决后污水回收至回收水池，通过滤解决后重复使用。
3 职责分工
3.1调试单位负责编制机组试运期间各系统调试方案、办法及有关化学解决办法，并负责各系统调试工作和技术指引，指引运营人员进行运营操作、调节及取样、分析化验工作，提供试运期间工业化学药物清单和质量控制，负责填写调节试运质量验评表，提出调试报告。
3.2 施工单位负责提供试运期间所有工业化学药物，负责设备维护、检修和消缺，负责暂时办法实行，负责锅炉化学清洗暂时系统安装、清洗期间操作和药物投加，负责停炉保养实行工作。
3.3生产建设单位负责各系统试运期间运营操作及分析、化验，负责各分析仪器、仪表和试剂准备。负责暂时通讯系统配备。
3.4建设单位负责组织协调各参加单位密切配合。组织试运质量验评。
3.5制造厂家配合调试单位工作，服从调试单位安排，并依照合同合同履行职责。
3.6监理单位负责对设备质量、系统安装、试运质量及整个试运过程进行全面监督。
4 编制根据
4.1 ×××一期工程2×300MW燃煤机组整套启动试运调试大纲
4.2×××一期工程设计院图纸
5 引用原则
5.1电力部1996年版《火电工程调节试运质量检查及评估原则》试3-6-6
5.2电力部1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》
5.3电力部1996年版《火力发电厂启动调试工作规定》
5.4水电部1994年版《电业安全工作规程》(热力和机械某些)
5.5电力部《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-1999
5.6水电部《电力基本建设热力设备化学监督导则》DL889-
6 应具备条件及准备工作
6.1 安装应达到条件
生水石灰预解决系统、锅炉补给水解决系统、凝结水精解决系统、制氢系统、循环水加药系统、化学炉内加药系统、水汽取样仪表系统、废水解决系统启动调试前安装完毕，单体试运完毕，系统具备调试条件。
6.2 对生产建设单位规定
6.2.1运营人员经培训考核合格，持证上岗。
6.2.2已完毕化学各系统运营规程编制，经审核后，下发至各运营岗位。
6.2.3运营所需登记表格及记录日记齐全。
6.2.4化学实验室已备齐试运期间分析项目所需药物、仪器、仪表，应能进行分析项目监测。
7 调试程序
7.1 分系统调节试运
7.1.1 对锅炉本体及炉前系统进行化学清洗，清洗效果应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试3-6-5规定和化学清洗导则。
7.1.2对生水预解决系统进行调试，系统具备投运条件。
7.1.3对锅炉补给水解决系统进行启动调试，系统具备持续制备合格除盐水能力，除盐水箱贮满合格除盐水。系统制水量和出水水质应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试3-6-3规定。
7.1.4 对制氢系统进行启动调试，系统具备持续制备合格氢气能力，贮氢罐贮满合格氢气。系统产氢量和氢气品质应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试3-6-6规定。
7.1.5对循环水加药系统进行启动调试，系统具备投运条件。
7.1.6凝结水精解决系统进行树脂再生，工艺调试以及控制系统调试，具备投运条件。
7.1.7对凝结水、给水及炉水加药系统进行启动调试，系统具备加药条件。加药系统应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试3-6-1规定。
7.1.8对水汽取样仪表系统进行启动调试，具备投运条件。在线化学仪表校验完毕，具备持续监测在线数据能力。取样回路及在线化学仪表应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试3-6-2规定。
7.1.9对废水解决系统进行启动调试，系统具备投运条件。
7.2 锅炉吹管
7.2.1锅炉吹管期间，给水、炉水要进行加药解决和化学监督。
7.2.2为利于系统内硅清除，在烘炉期间炉水pH维持高限，炉水磷酸根含量维持2～10mg/L。
7.2.3吹管期间检查炉水外观或监测含铁量，当炉水含铁量过高或炉水发红浑浊时，应告知锅炉加强排污。
7.2.4 吹管结束后，排尽凝汽器和除氧水箱内积水，对凝汽器和除氧水箱内进行仔细人工清理，清除铁锈和杂物。
7.2.5 记录并记录除盐水耗量。预测吹管期间除盐水耗量为4000吨。
7.3 空负荷调节试运
7.3.1 投入给水、炉水加药系统。
7.3.2 投入水汽取样系统。
7.3.3 投入循环水加药系统。
7.3.4 投入制氢系统，氢气纯度、产气量、压力满足规定，并配合完毕发电机充氢。
7.3.5 水汽品质监督
7.3.5.1 汽、水、油品质应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试5-6-1规定。
7.3.5.2锅炉在上水过程中，给水采用加氨和二甲基酮肟解决，炉水采用加磷酸盐解决，保证给水、炉水pH合格。锅炉点火后，尽快调节炉水磷酸盐加药量，炉水磷酸根达到控制上限10mg/L，使炉水pH维持高限。
7.3.5.3 锅炉点火后，炉水二氧化硅、铁含量不合格或炉水浑浊时，加强锅炉排污，严重时应停炉灭火，进行整炉换水。当汽包压力达到0.5MPa时，投持续排污。
7.3.5.4 当过热蒸汽二氧化硅含量≤100µg/kg，含钠量≤50μg/kg时，汽机可冲转。
7.3.5.5在汽轮机冲转后，除氧器必要投入运营，保证给水溶氧合格，并尽快投入自动，提高除氧效率。
7.3.5.6 启动初期，凝结水排放，当凝结水铁<1000µg/L时，投运凝结水精解决装置，凝结水可回收。凝结水解决量和精解决出水水质应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试3-6-4规定。
7.3.5.7 记录并记录除盐水耗量。预测空负荷阶段除盐水耗量吨。
7.4 带负荷调节试运
7.4.1 依照各水样水质状况，逐渐投入各在线化学仪表，pH表、电导表应100%投用。
7.4.2 加强水汽品质监督和锅炉排污，保证各化学监督指标合格，为进入168h创造条件。
7.4.2.1第一次投高压加热器时，汽侧应吹洗，疏水应排地沟，当疏水含铁量不大于400µg/L、硬度不大于5µmol/L时，疏水可回收。
7.4.2.2加强凝结水溶氧监督，发现凝汽器真空度低时，应及时查找因素，消除缺陷。
7.4.2.3 通过凝结水硬度和导电度监测，密切注意凝汽器与否泄漏，一旦发现凝汽器有泄漏，除加强凝结水解决和炉水磷酸盐解决外，必要时应采用办法，停机堵漏。
7.4.2.4对发电机氢气纯度、湿度，发电机定子冷却水，汽轮机油和变压器油等按关于原则进行化学监督。
7.4.3 洗硅运营
7.4.3.1 通过控制炉水磷酸盐加药量，使炉水磷酸根、pH值为规定值上限。
7.4.3.2汽包压力为10.0MPa开始通过炉水排污和凝结水混床解决进行洗硅，逐渐减少系统中硅化合物，使炉水中含硅量减少，保证蒸汽二氧化硅不大于60μg/kg。
7.4.3.3锅炉升压至汽包压力为15.0MPa，继续通过排污和凝结水混床解决，使蒸汽二氧化硅减少至60μg/kg。如蒸汽二氧化硅不不大于100μg/kg，锅炉降压至汽包压力为13.5MPa，在此压力下洗硅至蒸汽中二氧化硅不大于100μg/kg，再次升压至汽包压力为15.0MPa，洗硅至蒸汽中二氧化硅不大于60μg/kg。
7.4.3.4锅炉升压至汽包压力为18.0MPa，继续通过排污和凝结水混床解决，使蒸汽中二氧化硅减少至60μg/kg，如蒸汽二氧化硅不不大于100μg/kg，锅炉降压至汽包压力为16.0MPa，在此压力下洗硅至蒸汽中二氧化硅不大于100μg/kg，再次升压至汽包压力为18.0MPa，洗硅至蒸汽中二氧化硅不大于60μg/kg。
7.4.3.5机组在额定负荷下，继续通过排污和凝结水混床解决，最后使蒸汽二氧化硅不大于20μg/kg。
7.4.4投入凝结水精解决自动控制系统。
7.4.5记录并记录除盐水耗量。预测带负荷阶段除盐水耗量4000吨。
7.4.6 汽、水、油品质应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试6-6-1规定。
7.5 168小时满负荷试运
7.5.1 给水、炉水加药投自动。
7.5.2 在线化学仪表投入率为100%。
7.5.3 记录并记录除盐水耗量。预测除盐水耗量4000吨。
7.5.4 汽、水、油品质应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试7-6-1规定。
7.6 机组停运时化学监督
7.6.1 不超过一周停炉，可以采用热炉放水余热烘干法保护。放水时应注意控制锅炉汽包上下壁温差不超过规定容许值。
7.6.2超过一周停炉，应对锅炉进行氨-二甲基酮肟湿法保护。保护液浓度为：二甲基酮肟300～400mg/L,加氨水调pH值10.0～10.5。
8 质量原则及记录
调试质量应符合《火电工程调节试运质量检查及评估原则》（1996年版）试7-6-1规定。
9 安全办法
9.1 调试及运营人员应掌握所使用化学药物性能和关于急救办法。
9.2 在配制化学药物时，应按关于规程进行操作，配备关于劳保用品。
9.3别的按水电部1994年版《电业安全工作规程》(热力和机械某些)执行。
10 附录
附录1：调试质量检查评估表（试7-6-1）
调试质量检查评估表
工程名称:×××一期工程 试运阶段：机组168小时整套满负荷试运 №：试7—6—1
专业名称：化学 系统（项目）名称：168小时整套满负荷试运化学监督 性质： 重要
序号
检查项目
性质
单位
质量原则
检查
成果
评估级别
备注
合格
优良
自评
核定
1
给水
溶解氧
重要
μg/L
≤7
2
铁
μg/L
≤20
3
硬度
μg/L
≈0
4
pH（25℃）
重要
9.0-9.6
8.8-9.3
5
联氨
10-50
6
二氧化硅
重要
μg/L
≤20
7
阳电导率（25℃）
μS/cm
≤0.3
8
炉水
二氧化硅
μg/L
≤250
9
pH（25℃）
重要
9-10
10
磷酸盐
mg/L
0.5-3
11
蒸汽
钠
重要
μg/kg
≤10
12
二氧化硅
重要
μg/kg
≤20
13
阳电导率（25℃）
μS/cm
≤0.3
14
铁
重要
μg/ kg
≤20
15
凝结水
溶解氧
重要
μg/L
≤30
16
阳电导率（25℃）
μS/cm
≤0.3
17
钠
μg/L
≤10
18
精解决后凝结水
阳电导率（25℃）
重要
μS/cm
≤0.2
19
二氧化硅
重要
μg/L
≤15
20
钠
μg /L
≤5
21
铁
μg /L
≤8
22
铜
μg /L
≤3
23
发电机冷却水
电导率（25℃）
重要
μS/cm
≤2
24
pH（25℃）
6.5-8
25
汽轮机油
破乳化时间
重要
min
≤60
26
水分
重要
%
≤0.2
27
颗粒度
重要
级
≤6
28
抗燃油
水分
重要
%
≤0.1
29
颗粒度
重要
级
≤3
分
项
总
评
共检查重要项目 个，其中优良 个
普通项目 个，其中优良 个
所有检查项目优良率 %
分
项
工
程
等
级
●调试人员： ●调试专业负责人： ●调试单位：
●监理单位： ○施工单位： ●建设单位：
●验收检查组： 年 月 日
展开阅读全文
浙ICP备2021020529号-1 | 浙B2-20240490 
