中华人民共和国电力行业标准 火力发电厂水汽化学监督导则 DLT56195 Guide for Chemical Supervision of Water and Steam in Thermal power plants 中华人民共和国电力工业部1995-0306批准 1995-08-01实施 1总则 1.1火力发电厂的水汽化学监督是保证发电设备安全、经济、稳定运行的重要环节 之一。为适应高参数、大容量火电机组迅速发展的需要,特制订本导则 1.2为了防止水汽质量劣化引起设备发生事故,必须贯彻“预防为主、质量第一”的 方针,认真做好水汽化学监督全过程的质量管理。新建火电厂从水源选择,水处理 系统设计,设备和材料的选型,安装和调试,直至设备运行、检修和停用的各个阶 段都应坚持质量标准,以保证各项水汽质量100%符合本导则规定的标准值,保证 热力设备不因腐蚀、结垢、积盐而发生事故, 1.3各电管(电力)局总工程师领导本局化学监督全过程的质量管理工作。局总工程 师和化学专业工程师应经常了解和掌握全局化学监督情况,协调和落实与化学监督 有关的各项工作,总结经验,不断提高化学监督水平 14火力发电厂基建阶段的化学监督工作应由电力建设公司(局)负责组织及实施。 各项监督工作必须纳入工程进度,其执行情况应作为考核工程质量的依据之一。 1.5火力发电厂总工程师应组织和领导汽轮机、锅炉、电气、热控、化学专业人员和 运行值长共同研究热力设备的腐蚀、结垢等问题,分析原因、明确分工、落实措施 不断提高设备健康水平,防止发生事故。 16要做好火力发电厂水汽化学监督工作,就必须充分发挥化学专责人员的监督职 能。化学专责人员应及时、准确地检测全厂水汽质量和热力设备的腐蚀、结垢、积 盐程度。发现异常时,应向电厂领导书面报告情况、分析原因和提出建议,以防患 于未然。化学专责人员应在总工程师的领导下,督促、检查有关部门按期实现防 腐、防垢措施,使水汽质量恢复正常。必要时,化学专责人员的书面报告可同时 抄报电管(电力)局。 17本导则引用标准如下: SD246-88化学监督制度 GB12145-89火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准 SD163-85火力发电厂水汽质量标准 DL5000-94火力发电厂设计规程 SDGJ285火力发电厂化学水处理设计技术规定 SDJ68-8 电力基本建设火电设备维护保管规程 DLJ58-81电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂化学篇) SDJJS03-88电力基本建设热力设备化学监督导则 SDl16-84 火力发电厂凝汽器管选材导则 SDl35-86 火力发电厂锅炉化学清洗导则
中华人民共和国电力行业标准 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T 561-95 Guide for Chemical Supervision of Water and Steam in Thermal Power Plants 中华人民共和国电力工业部1995-03-06批准 1995-08-01实施 1 总则 1.1 火力发电厂的水汽化学监督是保证发电设备安全、经济、稳定运行的重要环节 之一。为适应高参数、大容量火电机组迅速发展的需要，特制订本导则。 1.2 为了防止水汽质量劣化引起设备发生事故，必须贯彻“预防为主、质量第一” 的 方针，认真做好水汽化学监督全过程的质量管理。新建火电厂从水源选择，水处 理 系统设计，设备和材料的选型，安装和调试，直至设备运行、检修和停用的各个 阶 段都应坚持质量标准，以保证各项水汽质量100%符合本导则规定的标准值，保 证 热力设备不因腐蚀、结垢、积盐而发生事故。 1.3 各电管(电力)局总工程师领导本局化学监督全过程的质量管理工作。局总工程 师和化学专业工程师应经常了解和掌握全局化学监督情况，协调和落实与化学监督 有关的各项工作，总结经验，不断提高化学监督水平。 1.4 火力发电厂基建阶段的化学监督工作应由电力建设公司(局)负责组织及实施。 各项监督工作必须纳入工程进度，其执行情况应作为考核工程质量的依据之一。 1.5 火力发电厂总工程师应组织和领导汽轮机、锅炉、电气、热控、化学专业人员 和 运行值长共同研究热力设备的腐蚀、结垢等问题，分析原因、明确分工、落实措 施， 不断提高设备健康水平，防止发生事故。 1.6 要做好火力发电厂水汽化学监督工作，就必须充分发挥化学专责人员的监督职 能。化学专责人员应及时、准确地检测全厂水汽质量和热力设备的腐蚀、结垢、积 盐程度。发现异常时，应向电厂领导书面报告情况、分析原因和提出建议，以防患 于未然。化学专责人员应在总工程师的领导下，督促、检查有关部门按期 实现防 腐、防垢措施，使水汽质量恢复正常。必要时，化学专责人员的书面报告 可同时 抄报电管(电力)局。 1.7 本导则引用标准如下： SD246-88 化学监督制度 GB12145-89 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准 SD163-85 火力发电厂水汽质量标准 DL5000-94 火力发电厂设计规程 SDGJ2-85 火力发电厂化学水处理设计技术规定 SDJ68-84 电力基本建设火电设备维护保管规程 DLJ58-81 电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂化学篇) SDJJS03-88 电力基本建设热力设备化学监督导则 SD116-84 火力发电厂凝汽器管选材导则 SD135-86 火力发电厂锅炉化学清洗导则
SD223-87火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则 18本导则重申国家和行业标准在水汽化学监督方面的重点内容,并在总结国内外 经验的基础上进行了若干补充和修改,是热力设备水汽化学监督全过程质量管理的 指导性技术规定。 19本导则主要适用于超高压125~200MW机组及亚临界压力250~600MW机组的 水汽化学监督工作。对进口机组,应按制造厂的技术要求进行监督。各电管(电力 局、火电厂应根据本单位实际情况,制订相应的技术规定,纳入有关专业的规程 制度中,并严格执行 2设计阶段 2.1水处理工程设计应保证火力发电厂水汽质量符合标准,并满足生产过程中各种 工况变化的要求 2.2设计前应取得全部可利用的水源水质分析资料。根据掌握的资料及调查结果 结合当地发展规划,估计出水源的今后变化趋势。 23水处理系统设计、设备选型、仪表配置及测点布置等方案,应征得主管局及电厂 的同意。应加强设计工作中设备选型的质量管理,设备、阀门、仪表、自动控制装 置、材料和药品等的选择,由设计院提出推荐方案,经与电厂专业人员商量后,按 统一意见办理订货手续。当发生意见分歧时,由主管局协调 24设计扩建工程时,应将原有系统、设备布置、设备和材料的选用以及运行经验等 作为选择方案的主要依据之 2.5锅炉补给水的水源为地表水时,应选用既能保证出水质量,又能达到设计出力 的混凝、澄清设备 26对采用有机物含量比较高的地表水作为水源的电厂,其锅炉补给水宜选用地下 水为专用水源 2.7当预测原水中的有机物对离子交换树脂会造成污染及影响除盐水质量时,应对 锅炉补给水采取相应的预处理工艺。 2.8设计锅炉补给水处理系统时,应根据实际需要,对常规的离子交换法与预脱盐 离子交换法进行技术经济比较,然后选用最佳处理方案。 29阳、阴离子交换器的再生周期,可按每台每昼夜1~2次考虑。若预测水源水质 有恶化倾向时,应留有增设设备的可能性。 2.10为了降低锅炉水冷壁管内的结垢速率,缩短机组的启动时间,对承担调峰负荷 的超高压汽轮机组可设置凝结水除铁装置。对单机容量为200MW及以上机组,必 要时可在疏水系统中设置除铁过滤器。 21l对单机容量为300MW及以上机组或单套设备出力为100h及以上的锅炉补给 水和凝结水处理设备宜采用程序控制。 212对混床后的除盐水箱及主厂房内的补给水箱,均应采取与大气隔离的措施 213当机组台数较多时,可在设计规定的基础上,适当增加除盐水泵的总容量及送 往主厂房锅炉补给水管道的通流面积 2.14对于单机容量为300MW及以上机组,水处理室至主厂房的锅炉补给水管道宜 选用不锈钢管。 2.15循环冷却水处理,可选用石灰处理、弱酸离子交换或添加药剂等方法。无论选 用何种方案,都应达到防垢、防腐、防菌藻滋生的目的,并使排污水水质符合国
SD223-87 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则 1.8 本导则重申国家和行业标准在水汽化学监督方面的重点内容，并在总结国内外 经验的基础上进行了若干补充和修改，是热力设备水汽化学监督全过程质量管理的 指导性技术规定。 1.9 本导则主要适用于超高压125～200MW机组及亚临界压力250～600MW机 组的 水汽化学监督工作。对进口机组，应按制造厂的技术要求进行监督。各电管(电 力) 局、火电厂应根据本单位实际情况，制订相应的技术规定，纳入有关专业的规 程 制度中，并严格执行。 2 设计阶段 2.1 水处理工程设计应保证火力发电厂水汽质量符合标准，并满足生产过程中各种 工况变化的要求。 2.2 设计前应取得全部可利用的水源水质分析资料。根据掌握的资料及调查结果， 结合当地发展规划，估计出水源的今后变化趋势。 2.3 水处理系统设计、设备选型、仪表配置及测点布置等方案，应征得主管局及电 厂 的同意。应加强设计工作中设备选型的质量管理，设备、阀门、仪表、自动控制 装 置、材料和药品等的选择，由设计院提出推荐方案，经与电厂专业人员商量后， 按 统一意见办理订货手续。当发生意见分歧时，由主管局协调。 2.4 设计扩建工程时，应将原有系统、设备布置、设备和材料的选用以及运行经验 等 作为选择方案的主要依据之一。 2.5 锅炉补给水的水源为地表水时，应选用既能保证出水质量，又能达到设计出力 的混凝、澄清设备。 2.6 对采用有机物含量比较高的地表水作为水源的电厂，其锅炉补给水宜选用地下 水为专用水源。 2.7 当预测原水中的有机物对离子交换树脂会造成污染及影响除盐水质量时，应对 锅炉补给水采取相应的预处理工艺。 2.8 设计锅炉补给水处理系统时，应根据实际需要，对常规的离子交换法与预脱盐 - 离子交换法进行技术经济比较，然后选用最佳处理方案。 2.9 阳、阴离子交换器的再生周期，可按每台每昼夜1～2次考虑。若预测水源 水质 有恶化倾向时，应留有增设设备的可能性。 2.10 为了降低锅炉水冷壁管内的结垢速率，缩短机组的启动时间，对承担调峰负 荷 的超高压汽轮机组可设置凝结水除铁装置。对单机容量为200MW及以上机组， 必 要时可在疏水系统中设置除铁过滤器。 2.11 对单机容量为300MW及以上机组或单套设备出力为100t/h及以上的锅炉补给 水和凝结水处理设备宜采用程序控制。 2.12 对混床后的除盐水箱及主厂房内的补给水箱，均应采取与大气隔离的措施。 2.13 当机组台数较多时，可在设计规定的基础上，适当增加除盐水泵的总容量及 送 往主厂房锅炉补给水管道的通流面积。 2.14 对于单机容量为300MW及以上机组，水处理室至主厂房的锅炉补给水管道宜 选用不锈钢管。 2.15 循环冷却水处理，可选用石灰处理、弱酸离子交换或添加药剂等方法。无论 选 用何种方案，都应达到防垢、防腐、防菌藻滋生的目的，并使排污水水质符合 国
家和地方排放标准。 2.16冷却水为海水的凝汽器宜采用钛管。 217火力发电厂热力系统中宜设置锅炉补给水补入除氧器内的管道 2.18新建火力发电厂应根据需要设有储存水压试验用水或停、备用保护溶液的设 2.19对超高压及以上参数机组,应连续监测水汽质量。根据需要配置测量电导率 溶解氧、pH、钠、二氧化硅或磷酸根等的在线仪表,并在机炉主控室内设置对主要 水汽监督指标进行显示、报警或自动打印的装置。 2.20火力发电厂化学试验室应配置精确度等级高于在线化学分析仪表的仪器或仪 表,以便定期校验在线仪表的精确度。 221化学试验室应配置微机,进行运行数据的处理和文件资料及试验技术报告的 管理 3安装和调试阶段 3.1安装和调试阶段的水汽化学监督工作应由主管局归口管理,由质量监督中心站 进行检查和监督。质量监督中心站及工程质量监督站均应配备化学专业人员,具体 负责水处理设备的安装、调试,锅炉水压试验,化学清洗及机组试运行阶段的水汽 质量监督工作 3.2必须做好机组从安装、调试到试运行各个环节的质量监督工作,不留隐患。水处 理设备及系统未投运或运行不正常时,不准启动机组。启动过程中,要严格控制水 汽质量标准,发现异常及时处理,任何情况下都不准往锅内送原水。 33电厂化学专责人员应参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行全过 程的各项化学监督工作;应了解和熟悉与化学专业有关的水汽系统及各类设备的 构造、工艺和材质:应检査加药系统、水汽取样装置、化学分析仪表的安装情况和 水处理设备、管道的防腐措施;应要求有关单位及时处理影响水汽质量的缺陷和问 题,并监督实施,确保机组移交生产后能够安全经济运行。 3.4热力设备到达现场后,安装单位应设专职人员负责对设备和部件的防锈蚀涂层 以及管端、孔口密封等状况进行验收。如发现缺陷,应分析原因、査清责任并及时 处理。应做好设备保管期间的防锈蚀工作。 3.5新铜管进入现场后,必须全部开箱检査其外观及受潮情况,并妥善存放在通风 良好、干燥的库房架上。对新铜管,应按有关规定或订货合同的技术要求进行质量 验收,凡不符合质量标准的,均不得使用 3.6铜管安装前应进行涡流探伤和内应力检验(24h氨熏试验),必要时进行退火处 理。铜管试胀合格后,方可正式胀管。安装铜管时,不得使用临时人员或搞突击性 穿管 3.7各种水处理材料、药品到货时,应进行检验,合格后分类保管。在使用前,化验 人员应再次取样化验,确认无误后,方可使用。 3.8新建锅炉的补给水处理设备及系统的安装、调试工作,应在锅炉第一次水压试 验之前完成。蒸汽压力为98MPa及以下锅炉的水压试验,采用除盐水或软化水;蒸 汽压力为98MPa以上锅炉的水压试验,应采用除盐水。整体水压试验用水质量应满 足下列要求 381氯离子含量小于0.2mgL
家和地方排放标准。 2.16 冷却水为海水的凝汽器宜采用钛管。 2.17 火力发电厂热力系统中宜设置锅炉补给水补入除氧器内的管道。 2.18 新建火力发电厂应根据需要设有储存水压试验用水或停、备用保护溶液的设 施。 2.19 对超高压及以上参数机组，应连续监测水汽质量。根据需要配置测量电导率、 溶解氧、pH、钠、二氧化硅或磷酸根等的在线仪表，并在机炉主控室内设置对主 要 水汽监督指标进行显示、报警或自动打印的装置。 2.20 火力发电厂化学试验室应配置精确度等级高于在线化学分析仪表的仪器或仪 表，以便定期校验在线仪表的精确度。 2.21 化学试验室应配置微机，进行运行数据的处理和文件资料及试验技术报告的 管理。 3 安装和调试阶段 3.1 安装和调试阶段的水汽化学监督工作应由主管局归口管理，由质量监督中心站 进行检查和监督。质量监督中心站及工程质量监督站均应配备化学专业人员，具体 负责水处理设备的安装、调试，锅炉水压试验，化学清洗及机组试运行阶段的水汽 质量监督工作。 3.2 必须做好机组从安装、调试到试运行各个环节的质量监督工作，不留隐患。水 处 理设备及系统未投运或运行不正常时，不准启动机组。启动过程中，要严格控制 水 汽质量标准，发现异常及时处理，任何情况下都不准往锅内送原水。 3.3 电厂化学专责人员应参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行全 过 程的各项化学监督工作；应了解和熟悉与化学专业有关的水汽系统及各类设备的 构造、工艺和材质；应检查加药系统、水汽取样装置、化学分析仪表的安装情况和 水处理设备、管道的防腐措施；应要求有关单位及时处理影响水汽质量的缺陷和问 题，并监督实施，确保机组移交生产后能够安全经济运行。 3.4 热力设备到达现场后，安装单位应设专职人员负责对设备和部件的防锈蚀涂层 以及管端、孔口密封等状况进行验收。如发现缺陷，应分析原因、查清责任并及时 处理。应做好设备保管期间的防锈蚀工作。 3.5 新铜管进入现场后，必须全部开箱检查其外观及受潮情况，并妥善存放在通风 良好、干燥的库房架上。对新铜管，应按有关规定或订货合同的技术要求进行质量 验收，凡不符合质量标准的，均不得使用。 3.6 铜管安装前应进行涡流探伤和内应力检验(24h氨熏试验)，必要时进行退火处 理。铜管试胀合格后，方可正式胀管。安装铜管时，不得使用临时人员或搞突击性 穿管。 3.7 各种水处理材料、药品到货时，应进行检验，合格后分类保管。在使用前，化 验 人员应再次取样化验，确认无误后，方可使用。 3.8 新建锅炉的补给水处理设备及系统的安装、调试工作，应在锅炉第一次水压试 验之前完成。蒸汽压力为9.8MPa及以下锅炉的水压试验，采用除盐水或软化水； 蒸 汽压力为9.8MPa以上锅炉的水压试验，应采用除盐水。整体水压试验用水质量应 满 足下列要求： 3.8.1 氯离子含量小于0.2mg/L
382联氨或丙酮肟含量为200~300m 383pH值为10~10.5(用氨水调节) 3.9锅炉化学清洗的范围如下 3.9.1对蒸汽压力在98MPa以下的汽包炉,一般只进行碱煮。特殊情况经主管局审 定,可进行化学清洗 3.9.2对直流炉和蒸汽压力为98MPa及以上汽包炉的省煤器和水冷壁管,必须进行 化学清洗 393对蒸汽压力为12.7MPa及以上的锅炉,当过热器管内铁的氧化物大于100g/m 时,一般进行化学清洗或采用蒸汽加氧吹洗。对过热器进行整体化学清洗时,必须 有防止垂直蛇形管发生汽塞、氧化铁沉积和奥氏体钢腐蚀的措施。 3.9.4对再热器,除锈蚀严重外,不进行化学清洗,可采取蒸汽加氧吹洗 395对容量在200MW及以上机组的凝结水及高、低压给水管道,应进行化学清 3.10热力设备化学清洗的原则方案,应在初步设计阶段完成,并与初步设计同时 3.11锅炉及其热力系统化学清洗后的质量应达到以下要求: 3.1L1被清洗金属的表面清洁,基本上无残留氧化物和焊渣,无明显的金属粗晶析 出,无二次浮锈,并形成保护膜 312腐蚀指示片无点蚀,平均腐蚀速率应小于10gm2·h),腐蚀总量应小于 3.1L3生产、基建、调试单位和工程主管局应共同检査清洗质量,并作出评价 3.12锅炉化学清洗的废液排放应符合国家和地方排放标准。 3.13锅炉化学清洗完毕至锅炉点火一般不得超过20d。如超过,应采取防锈蚀保护 措施 3.14机组启动前的冷态冲洗和热态冲洗方式按照SDJ!S03-88《电力基本建设热力 设备化学监督导则》进行。 3141冲洗过程中,应投入加氨和联氨设备,调节冲洗水的pH值为90~9.3,联氨 过剩量为50~100mg/L 3.14.2汽包炉热态冲洗时,应加强排河(整炉换水)至炉水澄清。应对大型容器底部 进行清扫和冲洗 3.14.3在冲洗过程中,主要监督给水、炉水、凝结水中的含铁量和pH值 3144新锅炉在第一次点火前,应进行过热器反冲洗。冲洗水应为加氨的除盐水,其 pH值维持在9~10,应冲洗至出水无色透明。 315蒸汽吹洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行监督,给水pH值(25℃)控制在 88~9.3,炉水pH值为9~10。当炉水含铁量大于1000g/L时,应加强排污,或在 吹管间歇时,以整炉换水方式降低其含铁量。采用磷酸盐处理时,还应控制磷酸 根的含量为2~10mg/L 3.16吹洗完毕,将凝汽器热水井和除氧器水箱的水排空后,应清扫器内铁锈和杂 物 3.17新建机组启动前,给水、炉水、凝结水、水内冷发电机冷却水的处理设备应均 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
3.8.2 联氨或丙酮肟含量为200～300mg/L。 3.8.3 pH值为10～10.5(用氨水调节)。 3.9 锅炉化学清洗的范围如下： 3.9.1 对蒸汽压力在9.8MPa以下的汽包炉，一般只进行碱煮。特殊情况经主管局审 定，可进行化学清洗。 3.9.2 对直流炉和蒸汽压力为9.8MPa及以上汽包炉的省煤器和水冷壁管，必须进行 化学清洗。 3.9.3 对蒸汽压力为12.7MPa及以上的锅炉，当过热器管内铁的氧化物大于100g/m2 时，一般进行化学清洗或采用蒸汽加氧吹洗。对过热器进行整体化学清洗时，必须 有防止垂直蛇形管发生汽塞、氧化铁沉积和奥氏体钢腐蚀的措施。 3.9.4 对再热器，除锈蚀严重外，不进行化学清洗，可采取蒸汽加氧吹洗。 3.9.5 对容量在200MW及以上机组的凝结水及高、低压给水管道，应进行化学清 洗。 3.10 热力设备化学清洗的原则方案，应在初步设计阶段完成，并与初步设计同时 送 审。 3.11 锅炉及其热力系统化学清洗后的质量应达到以下要求： 3.11.1 被清洗金属的表面清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显的金属粗晶析 出，无二次浮锈，并形成保护膜。 3.11.2 腐蚀指示片无点蚀，平均腐蚀速率应小于10g/(m2·h)，腐蚀总量应小于 120g/m2。 3.11.3 生产、基建、调试单位和工程主管局应共同检查清洗质量，并作出评价。 3.12 锅炉化学清洗的废液排放应符合国家和地方排放标准。 3.13 锅炉化学清洗完毕至锅炉点火一般不得超过20d。如超过，应采取防锈蚀保 护 措施。 3.14 机组启动前的冷态冲洗和热态冲洗方式按照SDJJS03-88《电力基本建设热力 设备化学监督导则》进行。 3.14.1 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50～100mg/L。 3.14.2 汽包炉热态冲洗时，应加强排污(整炉换水)至炉水澄清。应对大型容器底部 进行清扫和冲洗。 3.14.3 在冲洗过程中，主要监督给水、炉水、凝结水中的含铁量和pH值。 3.14.4 新锅炉在第一次点火前，应进行过热器反冲洗。冲洗水应为加氨的除盐水，其 pH值维持在9～10，应冲洗至出水无色透明。 3.15 蒸汽吹洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行监督，给水pH值(25℃)控制在 8.8～9.3，炉水pH值为9～10。当炉水含铁量大于1000μg/L时，应加强排污， 或在 吹管间歇时，以整炉换水方式降低其含铁量。采用磷酸盐处理时，还应控制磷 酸 根的含量为2～10mg/L。 3.16 吹洗完毕，将凝汽器热水井和除氧器水箱的水排空后，应清扫器内铁锈和杂 物。 3.17 新建机组启动前，给水、炉水、凝结水、水内冷发电机冷却水的处理设备应 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
318新建机组整体试运行时,应达到下列要求: 3.18.1除氧器投入正常运行(保持除氧器内水达到相应压力下的饱和温度)。 3182凝结水处理设备必须投入正常运行。 3183水处理系统程控装置投入运行 3.19新建机组试运行阶段水、汽质量标准如下 3.191容量在125MW及以上的机组,当汽轮机冲转时,过热蒸汽的二氧化硅不大于 100μg/kg,含钠量不大于50μg/kg 3.192汽轮机凝结水的回收质量,一般应符合表1规定。 表1凝结水回收质量标准 表1凝结水回收孟量标准 圹型 氧北硅 (MPAY 〔pma1/.) /, (axil.) 汽包炉 12.7-185 R 12.715 生:1)也透用」有凝计水性理汽包驴, 注:1)也适用于有凝结水处理的汽包炉。 3193新建机组试运期间,在12额定负荷及以上时,锅炉给水质量应符合表2规定 表2锅炉给水质量标准 喪2锅炉给水天量标准 挥氧 (MPA (x/l.) (K/1) (Nni/L) A:t(gp 汽包炉 8.2.212…颗 内流孕 以 3.19.4对蒸汽压力高于156MPa的汽包炉必须进行洗硅,使蒸汽中的二氧化硅不大 于60ug/kg。 320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 工作均应由质量监督站或受其委托的技术监督负责人签字验 3.21基建阶段的原始记录应准确、完整。设备移交试运行的同时,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 4运行阶段
3.18 新建机组整体试运行时，应达到下列要求： 3.18.1 除氧器投入正常运行(保持除氧器内水达到相应压力下的饱和温度)。 3.18.2 凝结水处理设备必须投入正常运行。 3.18.3 水处理系统程控装置投入运行。 3.19 新建机组试运行阶段水、汽质量标准如下： 3.19.1 容量在125MW及以上的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化硅不大 于 100μg/kg，含钠量不大于50μg/kg。 3.19.2 汽轮机凝结水的回收质量，一般应符合表1规定。 表1 凝结水回收质量标准 注：1)也适用于有凝结水处理的汽包炉。 3.19.3 新建机组试运期间，在1/2额定负荷及以上时，锅炉给水质量应符合表2规 定。 表2 锅炉给水质量标准 3.19.4 对蒸汽压力高于15.6MPa的汽包炉必须进行洗硅，使蒸汽中的二氧化硅不大 于60μg/kg。 3.20 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 工作均应由质量监督站或受其委托的技术监督负责人签字验收。 3.21 基建阶段的原始记录应准确、完整。设备移交试运行的同时，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。 4 运行阶段
本章所列各项标准值均为极限值,各厂可根据具体情况,确定本厂的“期望值”, 般取50%~70%极限值作为“期望值”。 4.1机组正常运行阶段的水、汽质量 4.1.1蒸汽质量 自然循环、强制循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽及过热蒸汽的质量应符合表3规 表3蒸汽质量标准 变3蒸汽质量标渔 炉厂 jg kg 经型子交换 0.8 生:1)」力低15,MPa锅护,铁、氘门指标仪作考 2)个R“小干或等干3/a 注:1)对于压力低于156MPa的锅炉,铁、铜的指标仅作参考 2)争取“小于或等于3ugkg"”。 412锅炉给水质量 a)锅炉给水中的硬度、溶解氧、铁、铜、钠及二氧化硅的含量应符合表4规定 表4锅炉给水质量标准(一)① 表4锅炉给水质量标准(一) 炉三力 硬度 蒞解 (MI'a 2/L) 12.7~15.6≤2.0应保}蓠汽质量 汽 流圹137~1.3 注:液排渣妒种京设计为媒法的话,其水到疲度科铁、的含量,隙等合其比力高一等毅给水的想定 硬(xmn1.)约本单元为1/%a2-1/Mk-,凝结水处里时的给水应 2》争职“小」等」 3)取“小于或等于yE/L 注:①液态排渣炉和原设计为燃油的锅炉,其给水的硬度和铁、铜的含量,应符合 比其压力高一等级锅炉给水的规定 1)硬度(pmo/)的基本单元为12Ca2+12Mg2+。有凝结水处理时的给水硬度 应“≈0 H mol/L”。 2)争取“小于或等于3ug/L
本章所列各项标准值均为极限值，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”。 4.1 机组正常运行阶段的水、汽质量 4.1.1 蒸汽质量 自然循环、强制循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽及过热蒸汽的质量应符合表3 规 定。 表3 蒸汽质量标准 注：1)对于压力低于15.6MPa的锅炉，铁、铜的指标仅作参考。 2)争取“小于或等于3μg/kg”。 4.1.2 锅炉给水质量 a)锅炉给水中的硬度、溶解氧、铁、铜、钠及二氧化硅的含量应符合表4规 定。 表4 锅炉给水质量标准(一)① 注：① 液态排渣炉和原设计为燃油的锅炉，其给水的硬度和铁、铜的含量，应符 合 比其压力高一等级锅炉给水的规定。 1) 硬度(μmo1/L)的基本单元为1/2Ca2++1/2Mg2+。有凝结水处理时的给水硬度 应“≈0μmo1/L”。 2) 争取“小于或等于3μg/L
3)争取“小于或等于5ugL"。 b)给水的pH值、电导率、联氨和油的含量,应符合表5规定。 表5锅炉给水质量标准(二) 丧5绢炉给水质呈标准(二) 锅妒尺丿 经氢闷了交换后,27 汽创 幽加热解为怀时 (挥发近处理讨 4.1.3汽轮机凝结水质量 a)凝结水的硬度、溶解氧和电导率等应符合表6规定 表6汽轮机凝结水的质量标准 丧6汽轮机凝转水的质〓标准 锅炉林力便度气 mn1/L)(=(t)|(经氢甸了交换斤,2 互化碑 MPa) S? n 1::2.8 应证护水质址 1÷.了183 b凝结水经氢型混床处理后的硬度、电导率、二氧化硅、钠、铁和铜的含量应符 合表7规定 表7处理后的凝结水质量标准 表7处理后的凝结水质量标 化 经瓢扁了交换片,37 铁 (unani/[ 4.1.4锅炉炉水质量 a)对汽包锅炉炉水质量,应根据热化学试验确定,一般可参考表8规定。 表8锅炉炉水质量标准
3) 争取“小于或等于5μg/L”。 b)给水的pH值、电导率、联氨和油的含量，应符合表5规定。 表5 锅炉给水质量标准(二) 4.1.3 汽轮机凝结水质量 a)凝结水的硬度、溶解氧和电导率等应符合表6规定。 表6 汽轮机凝结水的质量标准 b)凝结水经氢型混床处理后的硬度、电导率、二氧化硅、钠、铁和铜的含量应 符 合表7规定。 表7 处理后的凝结水质量标准 4.1.4 锅炉炉水质量 a)对汽包锅炉炉水质量，应根据热化学试验确定，一般可参考表8规定。 表8 锅炉炉水质量标准
农8锅炉炉水质量标粒 还现|含盐叫二礼化谁“于 分批发 g/L)平{萍发 25L 滩酸盐处理 9…10 1:.71R 挥发忙处理 ;1)均掉单段擦发炉水,总青拙上为态考掉得 2)汽包内有汽伸附,该杯准恒呵近当宽 注:1)均指单段蒸发炉水,总含盐量为参考指标。 2)汽包内有洗汽装置时,该标准值可适当放宽。 b)当锅炉进行协调磷酸盐处理时,应控制炉水中钠离子与磷酸根的摩尔比为 2.3~2.8。 4.1.5锅炉补给水质量 a)对补给水质量,应以不影响给水质量为标准,一般可按表9规定控制 b进入离子交换器的水,应按表10规定控制 表9锅炉补给水质量标准 丧9锅炉补给水质量标准 硬度二轲化硅1 电导率 水处理系统 (amol/L) (Rg/L)(pS/cm,25C 级化学除盐加 0.2 混床系绕出水 注;1)当凉水中非活性硅含量较高时,此指标应为全硅含量 注:1)当原水中非活性硅含量较高时,此指标应为全硅含量。 表10离子交换器(对流再生)进水水质标准
注：1)均指单段蒸发炉水，总含盐量为参考指标。 2)汽包内有洗汽装置时，该标准值可适当放宽。 b)当锅炉进行协调磷酸盐处理时，应控制炉水中钠离子与磷酸根的摩尔比为 2.3～2.8。 4.1.5 锅炉补给水质量 a)对补给水质量，应以不影响给水质量为标准，一般可按表9规定控制。 b)进入离子交换器的水，应按表10规定控制。 表9 锅炉补给水质量标准 注：1)当原水中非活性硅含量较高时，此指标应为全硅含量。 表10 离子交换器(对流再生)进水水质标准
表10离子交换器(对流再生)进水水质标准 浊度 残余氯 FTU (mg/L) (mg/L) <0.1 注;1)离子交换器顺流冉生时,“小于5” 注:1)离子交换器顺流再生时,“小于5”。 c)蒸发器和蒸汽发生器内的水汽质量,一般应符合表11规定。 表11蒸发器和蒸汽发生器内的水汽质量标准 丧11藏发器和蒸汽发生器内的水汽质三标准 驾化 硬度沿解氧珠酸 評A二化 amol/L(g/L) 应保妒治水质量 发香和汽 〔经除气后 友牛 过:1)应根括北学试确定水质 2)x.不川铜炉西水作补封发群,磷根青止不受此 注:1)应根据热化学试验确定水质 2)对采用锅炉排污水作补充水的蒸发器,磷酸根含量不受此限 41.6减温水质量 锅炉蒸汽采用混合减温时,其减温水质量应保证减温后蒸汽质量符合标准见表 417疏水和生产回水质量 疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提,一般按表12规定控制。 对生产回水,还应根据回水的性质增加必要的化验项目 18热网补充水质量 热网补充水质量一般按表13规定控制。 表12疏水和生产回水质量标准
注：1)离子交换器顺流再生时，“小于5”。 c)蒸发器和蒸汽发生器内的水汽质量，一般应符合表11规定。 表11 蒸发器和蒸汽发生器内的水汽质量标准 注：1)应根据热化学试验确定水质。 2)对采用锅炉排污水作补充水的蒸发器，磷酸根含量不受此限。 4.1.6 减温水质量 锅炉蒸汽采用混合减温时，其减温水质量应保证减温后蒸汽质量符合标准(见 表 3)。 4.1.7 疏水和生产回水质量 疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，一般按表12规定控制。 对生产回水，还应根据回水的性质增加必要的化验项目。 4.1.8 热网补充水质量 热网补充水质量一般按表13规定控制。 表12 疏水和生产回水质量标准
表12疏水和生产回水质量标准 硬度 铁 油 名称 (Rmo1/L)(g/L (mg/L) 水 ≤50 牛产回水 ≤5≤100≤1(经处理后) 表13热网补充水质量标准 表13热网补充水质量标准 溶解氧 总硬度 悬浮物 (g/L) (pmo/L) (mg/L) 419水内冷发电机的冷却水质量 冷却水质量一般按表14规定控制。 表14水内冷发电机的冷却水质量标准 丧14水内冷发电机的冷却水质量标准 处理方八 电子率 CHSie. 31C) 邻加级剂 6.8 不加绥选剂 7,n 42停、备用机组启动时的水汽质量 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,待全铁 的含量合格后再点火。机组启动时,凝结水、疏水质量不合格不准回收,蒸汽质量 不合格不准并汽 4.2.1蒸汽质量 机组并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量,一般可参照表15规定控制,并在$h内达
表13 热网补充水质量标准 4.1.9 水内冷发电机的冷却水质量 冷却水质量一般按表14规定控制。 表14 水内冷发电机的冷却水质量标准 4.2 停、备用机组启动时的水汽质量 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，待全 铁 的含量合格后再点火。机组启动时，凝结水、疏水质量不合格不准回收，蒸汽质 量 不合格不准并汽。 4.2.1 蒸汽质量 机组并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，一般可参照表15规定控制，并在8h 内达