电厂机组停运保养方案

**发电厂

机组停(备)用保养措施

批 准： 审 定： 审 核：

编 制：安全生产技术部

编制日期：二○○八年十一月十三日

1. 前言

**发电厂#1～#4机组均为上海三大主机厂生产制造，锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的SG-420/13.7 —M755型超高压、中间再热、自然循环、固态排渣汽包炉；汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的N135—13.24/535/535型超高压、中间再热、双缸双排汽单轴冷凝式汽轮机；发电机为上海电机厂生产的QFS—135—2型双水内冷三相交流两极同步发电机。由于现阶段机组运行方式变化较大，频繁启停、调峰运行及停机备用的情况普遍存在，故在机组停(备)用期间需采取行之有效的、可靠的热力设备防锈蚀保护措施，防止热力设备免受腐蚀，确保热力设备停(备)用期间的安全状况。 1.1 锅炉主要设计参数： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 汽包压力 过热蒸汽出口流量 过热蒸汽出口温度 过热蒸汽出口压力 再热蒸汽出口流量 再热蒸汽出口温度 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽进口压力 给水温度 省煤器进口压力 热风温度 排烟温度 项 目 单位 MPa t/h ℃ MPa t/h ℃ MPa ℃ MPa ℃ MPa ℃ ℃ 数 值 BMCR 15.38 420 540 13.73 347 540 2.49 319 2.63 241 15.7 398 132 ECR － 393 540 13.63 325 540 2.33 312 2.46 237 15.6 395 129 70% － 294 540 13.44 240 540 1.74 292 1.84 221 14.4 382 118 高加全切 － 380 540 13.73 347 540 2.46 319 2.60 166 15 394 120 1.2 汽轮机主要工况热力特性： 名 称 发电功率 总进汽量 主蒸汽压力 主蒸汽温度 高缸排汽压力 高缸排汽温度 再热蒸汽流量 中缸进口压力 中缸进口温度 主机背压 排汽焓 冷却水温 给水温度 补水量 凝结水流量 热耗 汽耗 单 位 kW kg/h MPa ℃ MPa ℃ kg/h MPa ℃ kPa kJ/kg ℃ ℃ kg/h kg/h kJ/kW.h kg/kW.h 额定工况 135000 393548 13.2 535 2.60 315.9 324983 2.34 535 4.9 2386.8 20 241.3 0 271043 8130.6 2.913 BMCR工况 143241 420000 13.2 535 2.77 320.1 345636 2.49 535 4.9 2383.1 20 244.9 0 286701 8112.2 2.932 夏季工况 135000 416045 13.2 535 2.73 318.6 340668 2.46 535 11.8 2470.1 33 244.2 12481 289703 8460.5 3.085 高加全停工况 135000 357035 13.2 535 2.77 329.0 346142 2.49 535 4.9 2382.8 20 165.2 0 285828 8383.3 2.642 抽厂用汽工况 135000 401259 13.2 535 2.63 316.0 330217 2.37 535 4.9 2382.8 20 242.2 0 261234 7961.9 2.919 75%工况 101250 286658 13.2 535 1.93 293.5 240058 1.73 535 4.9 2412.3 20 224.2 0 205423 8236.0 2.831 50%工况 67576 194930 13.2 535 1.33 289.7 165999 1.20 535 4.9 2456.8 20 205.1 0 146427 8652.4 2.885 40%工况 54000 158320 13.2 535 1.09 288.2 135735 0.984 535 4.9 2482.9 20 195.6 0 121674 8922.4 2.932

2. 编制依据

2.1 《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》DL/T956-2005 2.2 制造厂有关资料 3. 总则

3.1 停(备)用热力设备防锈蚀保护措施具体操作由运行分场当值值长组织实施。 3.2 防锈蚀设备或系统的改装、安装、维护和台帐建立由热机分场负责实施。

3.3 发电机内冷水系统保养由电热分场负责组织实施(如需改接管道，指定位置后由热机分场改接)，并建立吹扫台帐记录。

3.4 运行分场化学专业负责保护期间的相关化学监督工作，保护效果评价，以及机组保养结束启动期间的水汽指标监督。 4. 保养范围

本措施适用于**发电厂停(备)用锅炉、汽轮机、发电机内冷水系统、凝汽器等热力系统设备。

4.1 锅炉一次系统：电动主汽门以前蒸汽管道至给水管道(包括汽包、水冷壁、省煤器、过热器系统等)。

4.2 锅炉二次系统：低再进口至高再出口。

4.3 汽轮机本体(包括高、中、低压缸，凝汽器汽侧)。 4.4 发电机内冷水系统(包括定、转子及压圈)。 4.5 凝汽器(包括水室、水侧)。

5. 保养方式

5.1 如为计划停机，采用氨---二甲基酮肟钝化烘干法对锅炉进行保养，汽轮机本体、发电机内冷水系统利用快冷装置并改接管道采用热风吹干法保养，采取自然通风方式进行凝汽器水侧保养。

5.2 如为非计划临时停机，或机组检修进行水压试验放水后的停(备)用机组，利用快冷装置并改接管道采用热风吹干法进行锅炉、汽轮机本体、发电机内冷水系统保养，采取自然通风方式进行凝汽器水侧保养。 5.3 当机组较长时间停运，如达到2个月时，采取换机方式启动已长时间停(备)用机组运行，结束保养措施。

6. 保养方法

6.1 氨---二甲基酮肟钝化烘干法(适用停运时间3个月以内)

6.1.1 停炉前对锅炉进行全面吹灰。

6.1.2 锅炉停炉前2h，加大给水氨、二甲基酮肟的加入量，使省煤器入口给水PH值至9.0～9.2，二甲基酮肟浓度达到0.5～10mg/L（现场控制二甲基酮肟加入量为平时的10倍）。

6.1.3 停炉过程中，在汽包压力降至4.0MPa时保持2h，然后继续降压，当汽包压力降至0.6～1.6MPa时，迅速放尽炉水，利用锅炉余热烘干锅炉。

6.1.4 放水过程中全开空气门、排汽门和放水门，自然通风排除锅内湿气，直至锅内空气相对湿度达到70%或等于环境相对湿度。

6.1.5 放水结束后，一般情况下应关闭空气门、排汽门和放水门，封闭锅炉。 6.1.6 加药的具体操作办法由化学专业提供。

6.2 热风吹干法(适用停运时间3个月及以上) 6.2.1 停炉前对锅炉进行全面吹灰。

6.2.2 停炉后，迅速关闭锅炉各风门、挡板，封闭炉膛，防止热量过快散失。

6.2.3 当汽包压力降至1.0～2.5MPa时，打开过热器、再热器向空排汽、疏放水门和空气门排汽。

6.2.4 自然降压至锅炉规定压力、温度后进行热炉放水。

6.2.5 放水结束后，启动快冷装置，通过改接的专用管道降180℃～200℃的热压缩空气，依次吹干再热器、过热器、省煤器和水冷壁系统，监督各排汽点相对湿度，相对湿度小于或等于当时大气相对湿度为合格。

6.2.6 锅炉短期停用时，停炉时吹干即可；长期停运时，一般每周启动快冷装置吹干一次，维持受热面内相对湿度小于或等于当时大气相对湿度。

6.2.7 停机后按规程规定，关闭与汽轮机本体有关的汽水管道上的阀门。阀门不严时，应加装堵板，防止汽水进入汽轮机。

6.2.8 开启各抽汽管道、疏水管道和进汽管道上的疏水门，放尽余汽或疏水。 6.2.9 放尽凝汽器热井内和凝结水泵入口管道内的余水。

6.2.10 当汽缸壁温度降至80℃以下时，从汽缸顶部的导汽管或低压缸的抽汽管，向汽缸送入50℃～80℃的热风。

6.2.11 热风流经汽缸内各部件表面后，从轴封、真空破坏门、凝汽器人孔门等处排出。 6.2.12 应保持排气处空气的温度高于环境温度5℃。

6.3 凝汽器水侧自然通风干燥法(适用停运时间3天以上)

6.3.1 按规定达到停运循环水时，停运循环水，并将循环水可靠隔离。 6.3.2 排空凝汽器水侧余水。

6.3.3 清理干净凝汽器水侧附着物。

6.3.4 打开凝汽器水侧各人孔门自然通风。 6.4 发电机内冷水系统

6.4.1 机组短期停运时(10天以内)，维持运行状态即可。

6.4.2 发电机内冷水系统长时间停运时，需放尽内部存水。采用仪用压缩空气将管道内水吹干，并用热风吹扫干燥后，在进出口加装堵板封闭。之后每隔一周采用热风吹扫干燥一次并封闭。 7. 保养注意事项

7.1 氨---二甲基酮肟钝化烘干法

7.1.1 停炉期间每小时测定给水、炉水PH值和二甲基酮肟浓度。

7.1.2 在保证金属壁温差不超过制造厂允许值的前提下尽量提高放水压力和温度。 7.1.3 当锅炉停用时间长时，可利用凝汽器抽真空系统，对锅炉抽真空，以保证锅炉干燥。

7.1.4 炉膛温度降至105℃时，锅炉空气相对湿度仍低于控制标准，锅炉应重新点火继续烘干。

7.1.5 若停炉检修后需做水压试验，则水压试验进水过程中，给水加氨保持给水pH值在9.2以上。水压试验后不放水，保持满水，直到开炉。 7.2 热风吹干法

7.2.1 锅炉受热面排汽和放水过程中，应严格控制管壁温度差不超过制造厂允许值。 7.2.2 锅炉过热器、再热器向空排汽压力、温度尽量高，使垂直布置过热器、再热器下部弯头无积水；排汽、放水、吹干三个步骤应紧密联系，一步完成。 7.2.3 快冷装置压缩空气源采用杂用压缩空气，压力0.3～0.8MPa，流量为5～10m3/h。 7.2.4 定期监测各排气点的相对湿度。

7.2.5 汽机送入热风干燥保养期间，需控制由汽缸排出空气的相对湿度。 7.2.6 汽缸内送入热风风压控制应小于0.04Mpa。 7.3 凝汽器水侧自然通风干燥法

7.3.1 在循环水泵停运停运之前，需投运凝汽器胶球清洗装置，清洗凝汽器管道。 7.3.2 如在夏季，循环水泵停运前8小时，应进行一次杀菌灭藻处理。 7.4 发电机内冷水系统

7.4.1 内冷水系统管道内积水必须吹扫干净。

7.4.2 通入热风干燥时，排气点排除空气湿度应控制在70%以下方可进行封闭。 7.5 其它注意事项

7.5.1 停炉前必须对锅炉进行全面吹灰。

7.5.2 锅炉长时间停用保养时，应将烟道内受热面的积灰清除，防止受热面堆积的积灰因吸入空气中的水分而产生酸性腐蚀。

7.5.3 对我厂曾暴露出的锅炉各取样管、九米层布置的减温水管道等易积水部位冬季发生凝冻问题，停炉时需开启相应取样门、放水门将管内余水排除干净，保养期间利用通入热风吹扫排气干燥，再将取样门、放水门关闭。 8. 保养期间化学监督

8.1 防锈蚀保护用化学药品等，在使用前应对其纯度进行检测，防止有害杂质进入热力系统。

8.2 在防锈蚀保护过程中，应参照《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》DL/T956-2005中相应防锈蚀保护方法进行监督，并做好检查比对记录。 9. 保养效果评价

9.1 根据机组启动时水汽质量和热力设备腐蚀检查结果评价停用保护效果。

9.2 如机组保护效果良好，则在启动过程中，冲洗时间短，水汽质量应符合GB/T12145和DL/T561要求，并在机组并网8小时内给水及蒸汽质量达到正常运行的标准值。 10.保养结束机组启动时炉水指标与汽轮机冲转蒸汽指标控制 10.1 锅炉启动时，给水质量应符合下述规定： 硬度μmol/L ≤5.0 电导率(氢离子交换后25℃) μs/cm ―― 二氧化硅 ≤60 铁 ≤100 铁 μg/kg ≤50 ≤15 ≤20 溶解氧 μg/L ≤40 铜 二氧化硅 ―― 钠 10.2 锅炉启动后，汽轮机冲转前的蒸汽质量应符合下述规定： 电导率(氢离子交换后25℃) μs/cm ≤1.0

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