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其中除盐水二氧化硅、电导率,给水pH值、溶氧、氨,凝结水硬度,蒸汽钠或硅,炉水磷酸根、pH或(R)值,循环水浓缩倍率或阻垢剂的含量等运行监控、监督项目每班测定次数不少于二次(或3h一次)。
100MW及以上机组蒸汽钠或二氧化硅未装连续监测仪表每2h分析化验一次。
给水铜、铁的测定每月不少于4次,汽包压力在12.7MPa及以上汽包炉炉水氯离子检测每月不少于1次,异常时增加检测次数,水质全分析每年不少于4次(井水不少于2次)。
水汽质量指标在GB12145-2008中所列标准值均为极限值,各单位根据具体情况,确定本单位的“期望值”,一般取50-70%极限值作为“期望值”,做过热化学试验的机组,可根据试验的结果确定机组的期望值。
3.2.2备用或检修后的机组投入运行时,必须及时投入除氧器,并使溶氧合格。
新除氧器投产后,应进行调整试验,以确定最佳方式,保证除氧效果。
给水溶氧长期不合格,应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进。
3.2.3新投入运行的锅炉应进行热化学试验和调整试验,以确定合理的运行方式和水质监控指标。
当发生下列情况之一时,应重新进行全面或部分调整试验。
3.2.3.1改变锅内装置或改变锅炉循环系统后。
3.2.3.2给水质量有较大改变或改变锅内处理、方式后。
3.2.3.3发现过热器或汽轮机有盐垢时。
3.2.3.4水处理设备投产后或设备改进,原水水质有较大改变时,均应进行调整试验。
3.2.4机组启动时,必须冲洗取样器。
按规定调节流量,保持人工取样时样品流量在500-700ml/min及温度在30℃以下。
3.2.5运行中应定期冲洗取样器,当进行铜、铁查定时,按规定冲洗取样器后再取样。
3.2.6锅炉启动后,发现炉水浑浊时,应加强锅内处理及排污,必要时采取限负荷、降压、整炉换水等措施,直至炉水澄清。
3.2.7因凝汽器泄漏引起凝结水或给水质量超过标准时,及时查漏堵漏,同时加强锅内处理与排污,并监视炉水pH值的变化。
若继续泄漏,水质急剧恶化时,必须采取降压,限负荷直至紧急停炉措施,以保护设备,防止事故发生。
3.2.8机组正常运行时,各种水处理药剂必须按要求均匀地加入系统,不得采用瞬间(间断)大剂量的方式加入,应加快实现加药自动化,根据炉水、冷却水水质情况决定排污方式,并严格执行。
3.2.9对疏水、生产返回水的质量要加强监督,不合格时,不经处理不得直接进入系统,要严格控制厂内汽水损失,机组汽水损失应符合下列要求:
200MW及以上机组不大于额定蒸发量的1.5%
100-200MW机组不大于额定蒸发量的2.0%
100MW以下机组不大于额定蒸发量的3.0%
在综合考虑节能监督和化学监督各项指标的条件下,科学地采取有效措施提高炉水水质,降低锅炉排污率,但不得低于0.3%。
3.2.10在带负荷冲洗汽轮机叶片时,要监督凝结水的质量,排去比给水质量差的凝结水,当凝结水的质量达到要求时,停止冲洗,恢复正常运行。
3.2.11水汽质量劣化时的处理
当水汽质量劣化时,应迅速检查取样是否有代表性,化验结果是否正确,并综合分析系统中水、汽质量的变化,确认判断无误后,应立即向本厂领导汇报情况并提出建议。
领导应责成有关部门采取措施,使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。
下列三级处理值的涵义为:
一级处理值----有因杂质造成腐蚀的可能性,应在72h内恢复至标准值。
二级处理值----肯定有因杂质造成腐蚀的可能性,应在24h内恢复至标准值。
三级处理值----正在进行快速腐蚀,如水质不好转,应在4小时内停炉。
在异常处理的每一级中,如果在规定的时间内尚不能恢复正常,则应采用更高一级
的处理方法,对于汽包锅炉,恢复标准值的办法之一是降压运行。
“三级处理”时的水质异常值范围见表1、2、3:
表1凝结水水质异常时的处理
项目
标准值
处理等级
一级
二级
三级
氢电导率(25℃)/
(μS/cm)
有精处理除盐
≤0.30a
>
0.30a
-
无精处理除盐
≤0.30
0.30
0.40
0.65
钠/(μg/L)
≤10
10
≤5
5
20
a主蒸汽压力大于18.3MPa的直流炉,凝结水氢电导率标准值为不大于0.20μS/cm,一级处理为大于0.20μS/cm。
表2锅炉给水水质异常时的处理
pHa(25℃)
无铜给水系统b
9.2-9.6
<
9.2
有铜给水系统
8.8-9.3
8.8或>
9.3
≤0.15
0.15
0.20
溶解氧/(μg/L)
还原性全挥发处理
≤7
7
a直流炉给水pH值低于7.0,按三级处理等级处理。
b对于凝汽器管为铜管、其他换热器管均为钢管的机组,给水pH标准值为9.1-9.4,则一级处理为小于9.1或大于9.4。
表3锅炉炉水水质异常时的处理
锅炉汽包压力/MPa
处理方式
pH(25℃)
处理等级a
3.8-5.8
炉水固体碱化剂处理
9.0-11.0
9.0或>
11.0
5.9-10.0
9.0-10.5
10.5
10.1-12.6
9.0-10.0
10.0
8.5或>
10.3
12.6
9.0-9.7
9.7
8.0或>
炉水全挥发处理
9.0-8.5
8.5-8.0
8.0
a炉水pH值低于7.0,应立即停炉。
当出现水质异常情况时,还应测定炉水的含氯量、含钠量、电导率和碱度,以便查明原因,采取对策。
3.2.12做好水的预处理及循环水处理,根据不同情况及处理方式,控制好循环水的各项指标,循环水流速应>1.0m/s,各种排水水质应符合环保要求。
3.2.13检修和停备用阶段
3.2.13.1热力设备大修(即A级检修)的化学检查是考核化学监督实际效果最直观的手段,是化学监督工作的一个重要部分。
通过热力设备大修过程中的化学检查发现问题时,应查清隐患的性质、范围和程度,以便采取相应措施,避免发生事故。
3.2.13.2热力设备检修前化学监督专责人应编写与水、汽质量有关的检查项目和要求(机组大修化学检查记录表编写参照《火力发电厂机组大修化学检查导则》DL/T1115-2009附录B),对锅炉受热面割管,凝汽器抽管。
并会同有关人员在设备检修解体后,对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析,做出综合判断,针对存在问题提出改进意见。
在化学监督检查前,不得清除设备内沉积物,也不得在这些部位进行检修工作。
3.2.13.3热力设备检修时,应检查除氧器、省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及凝汽器管的结垢,腐蚀情况,并进行垢量测定。
3.2.13.4大修结束后,提出大修化学检查报告(报告格式及基本内容参照《火力发电厂机组大修化学检查导则》DL/T1115-2009附录A),大修结束后一个月内,上报电力技术监督中心。
建立化学检查的技术档案,并保存管样。
3.2.13.5热力设备各部位的重点检查内容见表4。
热力设备评价标准见表5、表6。
表4 热力设备各部位的重点检查内容
部位
内容
锅炉设备
汽包
汽包内壁及内部装置腐蚀、结垢情况及主要特征;
汽水分离装置完整情况;
排污管、加药管是否污堵
水冷壁
监视管段(不得少于0.5m)内壁积垢、腐蚀情况;
向、背火侧垢量及计算结垢速率,对垢样做成分分析;
水冷壁进口下联箱内壁腐蚀及结垢情况。
省煤器
进口段及水平管下部氧腐蚀程度、结垢量、有无油污
过热器及再热器
立式弯头处有无积水;
腐蚀结盐程度;
腐蚀产物沉积情况,测其pH值
汽轮机及其辅机
汽轮机本体
目视各级叶片结盐情况,定性检测有无铜;
调速级、中压缸第一级叶片有无机械损伤或麻点;
中压缸一、二级围带氧化铁积集程度;
检查每级叶片及隔板表面pH值(有无酸性腐蚀),计算单位面积结盐量,对垢样做成分分析。
凝汽器管
凝汽器管外壁有无腐蚀或磨损减薄;
内壁结垢、粘泥及腐蚀程度;
有无泄漏点,胀口有无伤痕。
除氧器
内部有无腐蚀损坏,喷头有无脱落,填料有无布置不匀;
给水箱底部有无沉积物,箱体有无腐蚀,防腐层是否完好
高、低压加热器
吊芯有无腐蚀、泄漏,必要时抽管采垢样分析
油系统
有无锈蚀和油泥,箱底是否有杂物。
表5热力设备腐蚀评价标准
部位
类别
一类
二类
三类
基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.3mm
有轻微均匀腐蚀a或点蚀深度0.3-1mm
有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于1mm
有轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3-1mm
过热器、再热器
汽轮机转子叶片、隔板
基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.1mm
有轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.1-0.5mm
有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于0.5mm
铜管
无局部腐蚀,均匀腐蚀速率a小于0.005mm/a
均匀腐蚀速率0.005-0.02mm/a或点蚀深度不大于0.3mm
均匀腐蚀速率大于0.02mm/a或点蚀、沟槽深度大于0.3mm或已有部分管子穿孔
不锈钢管b
均匀腐蚀速率0.005-0.02mm/a或点蚀深度不大于0.2mm
均匀腐蚀速率大于0.02mm/a或点蚀、沟槽深度大于0.2mm或已有部分管子穿孔
钛管c
无局部腐蚀,无均匀腐蚀
均匀腐蚀速率0.0005-0.002mm/a或点蚀深度不大于0.01mm
均匀腐蚀速率大于0.002mm/a或点蚀深度大于0.1mm
a均匀腐蚀速率可用游标卡尺测量管壁厚度的减少量除以时间得出。
b凝汽器管为不锈钢时,如果凝汽器未发生泄漏,一般不进行抽管检查。
c凝汽器管为钛管时,一般不进行抽管检查。
表6热力设备结垢、积盐评价标准
省煤器a、b
结垢速率c小于40g/(m2·
a)
结垢速率40-80g/(m2·
结垢速率大于80g/(m2·
水冷壁a、b
结垢速率小于40g/(m2·
汽轮机转子叶片、隔板c
结垢、积盐速率d小于1mg/(cm2·
a)或沉积物总量小于5mg/cm2
结垢、积盐速率1-10mg/(cm2·
a)或沉积物总量5-25mg/cm2
结垢、积盐速率大于10mg/(cm2·
a)或沉积物总量大于25mg/cm2
凝汽器管c
垢层厚度小于0.1mm或沉积量小于8mg/cm2
垢层厚度0.1-0.5mm或沉积量8-40mg/cm2
垢层厚度大于0.5mm或沉积量大于40mg/cm2
a锅炉化学清洗后一年内省煤器和水冷壁割管检查评价标准:
一类,结垢速率小于80g/(m2·
a);
二类,结垢速率80-120g/(m2·
三类,结垢速率大于120g/(m2·
a)。
b对于省煤器、水冷壁和凝汽器的垢量均指多根样管垢量最大的一侧(通常为向火侧、向烟侧、汽轮机背汽侧、凝汽器管迎汽侧),一般用化学清洗法计算;
对于汽轮机的垢量指某级叶片局部最大的结垢量,测量方法见DL/T1115-2009附录F。
c取结垢、积盐速率或沉积物总量高者进行评价。
d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。
3.2.13.6清洗单位必须持有电力行业或地方技术监督部门颁发的相应等级的“电力系统动力设备化学清洗许可证”。
清洗时做好监督,清洗后做好总结。
清洗废液排放应符合环境保护的有关标准。
3.2.13.7对化学水处理设备、各种水箱及低温管道的腐蚀情况进行定期检查,发现问题及时处理。
水箱污脏时应进行清扫,若水箱、排水沟、中和池等的防腐层脱落,应采取补救措施。
锅炉化学清洗应根据垢量或运行年限确定,当水冷壁垢量达到表6数值时,应安排化学清洗,对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。
液态排渣炉、燃油炉应按高一级参数的标准,进口机组参照制造厂规定的标准进行清洗。
表7锅炉化学清洗参照标准
参数
垢量(g/m2)
时间(年)
5.88MPa及以下汽包炉
600-900
一般12-15
5.88-12.64MPa汽包炉
400-600
10-12
12.74MPa及以上汽包炉
300-400
5-10
直流炉
200-300
3.2.13.8当更换凝汽器管时,应根据部颁《火力发电厂凝汽器管选材导则》DL721-2000合理选材,安装前应检查管材质量。
在订货合同中明确规定氨熏试验(检查内应力)按24小时进行。
3.2.13.9对新购的每一批大宗循环水药剂应抽样进行药品成份分析。
3.2.13.10对新建机组、生产机组在药剂或循环水发生改变时,阻垢缓蚀剂使用前应进行药品成份分析、药剂评价及药剂性能(动态模拟和腐蚀评价)试验。
3.2.13.11对生产机组每年应进行2次药剂性能试验,做到全面掌握各厂循环水运行状况,保证设备的安全运行。
3.2.13.12对有积盐的过热器应进行反冲洗,冲洗时要监督出水的电导率。
3.2.13.13热力设备在停、备用期间,必须进行防腐保护;
保护期间,定期监督。
对于大修和停备用时间超过一个月的锅炉应采用新型保护剂进行保护。
3.2.13.14加强凝汽器管防腐、防垢、防漏工作,做好胶球系统投运并达到要求的收球率。
使用水处理药品要选择既能防腐(特别是点蚀)又能防垢效果好的水质稳定剂。
根据具体情况,做好凝汽器水侧的停备用保护,确保管材不发生停用腐蚀。
3.2.13.15检修或停用的热力设备启动前,应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明,以减少结垢性物质进入锅炉及锅内沉积。
3.2.13.16锅炉检修后水压试验时,要用加有缓蚀剂的除盐水进行,不得使用生水。
3.2.13.17为提高水汽质量监督的可靠性、及时性和连续性,火电厂必须配备必要的在线化学仪表。
9.8MPa或50MW及以上的机组给水、炉水应配备pH表、电导率表;
给水(除氧器出水)凝结水配备溶氧表;
补给水、凝结水配备电导率表;
12.7MPa及以上机组的主蒸汽应增加硅表、钠表和磷表;
其它仪表可视具体情况相继配备。
9.8MPa以下机组,视情况配备必要的在线化学仪表;
试验室用的仪器、仪表应满足《火力发电厂水汽试验方法标准规程汇编》中的要求,并定期进行检定,在有效期内使用。
3.2.13.18按照《火电厂在线化学仪表检验规程》DL/T677-2009的要求,加强化学在线仪表检验、校对及失效更换工作。
3.2.13.19加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督,使各项技术监督指标保持在合格范围内,确保设备安全,发电机充氢和退氢必须通过中间介质置换。
3.3油务监督
3.3.1油务监督主要任务是准确、及时对新油、运行中油(气)库存油进行质量检验,为用油部门提供依据,与有关部门采取措施,防止油质劣化,防止油系统管道、油箱腐蚀。
及时发现充油电气设备中的潜伏性故障,保证发供电设备安全运行。
3.3.1.1采用先进、可靠的检测技术和科学的管理方法,加强对汽轮机油、抗燃油、变压器油、开关油、电容器油及六氟化硫气体的质量监督;
对磨煤机用油、水轮机用油、给水泵油等其它发供电用转动设备用油也要进行质量监督。
3.3.1.2对由于各种原因废弃的油或质量标准不符合要求的油,要用适当的方法进行再生处理,恢复其性能,节约用油,降低发供电成本。
3.3.2新变压器油验收按现行的《变压器油》GB2536-90进行,且增加色谱分析项目,其检测结果符合总烃<
20μL/L,H2<
10μL/L,C2H2=0的要求;
新透平油按《L-TSA汽轮机油》GB11120-89进行质量验收。
3.3.3新油注入充油电气设备前后控制项目及标准应按现行的《运行变压器油维护管理导则》GB/T14542-2005标准执行,见表8、9。
表8新油净化后的控制项目及标准
设备电压等级(kV)
500及以上
330-220
≤110
击穿电压
≥60
≥55
≥45
水分,mg/kg
≤15
≤20
介质损耗因数(90℃)
≤0.002
≤0.005
表9热油循环后的控制项目及标准
330及以上
220
110-66
≥50
≥40
水分,mg/L
含气量,%(体积分数)
≤1
注:
对于500kV及以上设备油洁净度指标暂定为:
报告(或按制造厂规定执行)
3.3.4新充油电气设备投入前所充变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量标准,按现行的《运行中变压器油质量标准》GB7595-2008和《电厂用运行中汽轮机油质量标准》GB7596-2008进行质量检验与监督。
3.3.5电力用油(气)的取样按《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》GB/T7597-2007和《电气设备用六氟化硫气体取样方法》DL/T1032-2006执行。
3.3.6加强电力用油在运行中的维护与管理,确保油质在良好状况下运行,其方法按照《电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》GB/T14541-2005和《运行中变压器油维护管理导则》GB/T14542-2005执行。
3.3.7国产抗燃油的验收、运行监督及维护管理应按照行标《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》DL/T571-2007执行。
为确保调速系统不卡涩要求油中颗粒度执行NAS标准,并且≤6级,若不合格,应立即连续滤油,确保油质合格。
3.3.8汽轮机油的颗粒度要求250MW以下机组NAS分级标准不大于9级,250MW及以上机组NAS分级标准不大于8级,机组运行中若汽轮机油颗粒度不合格,应立即连续滤油,确保油质合格。
3.3.9运行中汽轮机油和抗燃油应定期送检颗粒度:
抗燃油每3个月一次;
汽轮机油250MW及以上机组每3个月一次,200MW机组每6个月一次,200MW以下机组每年一次。
3.3.10机组A、B级检修时,要合理安排工期,确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间,若颗粒度不合格,不准启机。
3.3.11分析变压器油中的溶解气体、判断充油电气设备内部故障,按《变压器油中溶解气体和判断导则》DL/T722-2000和《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》GB/T17623-1998执行。
投运前及A级检修后应作色谱分析,作为基础数据。
3.3.12运行中油的防劣措施和混油或补油按照GB/T7595-2008和GB/T7596-2008中的有关规定执行。
3.3.13变压器、断路器油检测项目及周期见表10、11。
表10充油电气设备气相色谱分析检测周期
设备名称
设备电压等级和容量
检测周期
变压器和电抗器
750kV
交接试验:
注油前,注油后24小时,交流耐压和局部放电试验后、冲击合闸后、投运后1、3、5、10、20、30天各一次。
大修:
投运前及投运后1、3、5、10、20、30天各一次。
35-220kV
投运前1次,投运后4天、10天、30天各一次
1个月1次
220kV
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