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1、PRI 编 号： 密 级： 国电电力大连开发区热电厂新建工程01号机组化学清洗方案（讨论稿）东北电力科学研究院有限公司2011年7月方案编写人： 何凤元 审 核： 批 准： 机组化学清洗方案1设备及系统概述；国电电力大连开发区“上大压小”热电联产2350MW新建工程锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发、设计、制造的超临界锅炉，本期工程装设2台350MW超临界燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界压力、螺旋管圈、低NOx直流煤粉燃烧器、一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架的变压本生直流炉。锅炉以最大连续负荷(B-MCR)工况为设计参数，最大连续蒸发量1125T/H，过热器蒸汽出口
2、温度为571，再热器蒸汽出口温度为569，给水温度286.99。新建电厂锅炉在投运前必须进行化学清洗，以清除受热面、集箱和连接管道内表面所有疏松的残渣，诸如：油渍、油脂、磨屑、氧化皮、焊渣等，并在内表面形成一薄层钝化膜。这一过程保证了锅炉在试运阶段及早地达到最佳炉水工况和蒸汽纯度，以降低设备在寿命期内严重腐蚀的危险。2编制依据；2.1 火力发电厂锅炉化学清洗导则（DL/T7942001）2.2 火电工程启动调试工作规定（1996年版）2.3 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（DL/T34572009）2.4 火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）2.5 污水综合排放标准汇编
3、（GB89781996）2.6 设备制造厂图纸和说明书2.7 设计院图纸和设计说明书2.8 相关同类型机组化学清洗方案3. 化学清洗范围的确定；3.1.1除油碱洗范围除油清洗的范围包括：凝汽器汽侧、凝结水泵、精处理旁路、凝结水管道、轴封加热器、#5#8号低压加热器及旁路、#5#6号低压加热器汽侧、除氧器水箱；高压给水管道、#1#3号高压加热器及旁路、#1#3号高压加热器汽侧。3.1.2酸洗范围酸洗的范围包括：省煤器及其联箱、水冷壁及其联箱、汽水分离器、储水箱及部分下降管。3.2清洗系统结构特点1） 锅炉规范 表1 锅炉规范锅炉型号HG-1125/25.4-HM2制造厂哈锅过热蒸汽流量(BMCR
4、)1125过热器出口蒸汽压力25.4过热器出口蒸汽温度571oC省煤器进口给水温度284oC锅炉顶棚标高70.525m水冷壁下集箱标高6.5m炉膛高度64m炉膛宽度14.6273m炉膛深度14.6273m2） 水冷壁规范 项 目单位垂直管规格螺旋管规格数量根1056264管径mm3238管壁厚mm6.27.3材质12Cr1MoVG15CrMoG 表2 水冷壁规范3） 凝结水、高、低压给水及高、低压加热器汽侧除油清洗系统水容积 表3凝结水、高、低压给水及高、低压加热器汽侧除油清洗系统名称清洗容积（m3）凝汽器汽侧550低压加热器50除氧器水箱235高压加热器40清洗范围内管道50合计大约9304
5、 清洗小型试验4.1 垢量试验试样共有两种型号的管子。省煤器管，水冷壁管.试验条件： 5%盐酸+0.3%盐酸缓蚀剂，清洗温度50，清洗时间：2h。试验结果：全部清洗干净,省煤器垢量：68.47g/m2,水冷壁垢量91.89g/m24.2垢成份分析结果获取1号锅炉水冷壁管样及省煤器管样，采用X射线荧光光谱仪对其内壁中所产生的腐蚀产物进行了化学成分分析。分析结果列于表4中。表4 锅炉水冷壁、省煤器腐蚀产物化学成分分析结果分析项目Fe2O3Al2O3ZnOCuOCaOMgOP2O5SiO2省煤器含量（%）71.989.180.660.040.821.764.6010.20水冷壁含量（%）88.631
6、.390.010.140.512.971.862.90分析结果表明，1号锅炉水冷壁、省煤器内的腐蚀产物可定性为氧化铁垢。4.3酸洗小型试验取上述带垢的管样，用柠檬酸酸清洗，直到管子完全被清洗干净。试验条件：3%柠檬酸+0.3%柠檬酸缓蚀剂，清洗温度9098。试验结果见表5。表5 锅炉管样实验室动态模拟清洗试验结果试验步骤工艺条件试验现象及结果备 注柠檬酸清洗柠檬酸 3柠檬酸缓蚀剂 0.3温度 9098pH 3.54.0动态清洗2h后,管样内表面腐蚀产物全部清洗干净，无任何残留物，金属表面无镀铜现象，金属表面呈钢灰色。20G试片表面无点蚀，试片腐蚀速率1.03g/m2h试验用管样为水冷壁及省煤器
7、管样。动态模拟清洗试验装置符合“导则”中的设计要求。漂 洗柠檬酸 0.3%缓蚀剂 0.03温度 9098pH 3.54.0动态清洗2h后,管样内表面无二次锈蚀现象，无任何残留物，金属表面呈钢灰色。20G试片表面无点蚀，腐蚀速率0.11g/m2h钝 化 H2O2 0.4%NH3H2O pH9.510温度 55时间 5h动态循环钝化5h后,管样内表面形成均匀灰褐色钝化膜，无任何二次锈蚀现象。 5 清洗工艺5.1 清洗介质此次机组化学清洗介质：凝汽器汽侧、低压加热器及汽侧、高压加热器及汽侧采用碱洗进行除油，锅炉本体柠采用檬酸化学清洗。5.2 清洗循环泵选择凝结水系统除油清洗可选择凝结水泵作为清洗泵，
8、其额定流量为550t/h。 锅炉酸洗使用东北电科院院自备清洗平台2台清洗泵（550t/h）。5.3 冲洗和清洗回路5.3.1凝结水系统及低压给水系统冲洗回路凝结水系统及低压给水系统的水冲洗及排放采用回路如下：1） 凝汽器汽侧凝结水泵凝结水管道凝结水精处理旁路轴封加热器凝泵再循环管路凝汽器。2） 凝汽器汽侧凝结水泵凝结水管道凝结水精处理旁路轴封加热器85号低压加热器及旁路除氧器除氧器溢放水管临时管排放系统。3） 除氧器除氧器溢放水管临时管道#5低加事故疏水管#5低加汽侧#6低加汽侧6号低加紧急疏放水管道临时管排放系统5.3.2凝结水系统、低压给水系统低压加热器水侧及汽侧的碱洗清洗回路如下：1）
9、凝汽器汽侧凝结水泵凝结水管道凝结水精处理旁路轴封加热器85号低压加热器及旁路除氧器除氧器溢放水管凝汽器。2） 除氧器除氧器放水管临时管道#5低加事故疏水管#5低加汽侧#6低加汽侧6号低加紧急疏放水管道凝汽器5.3.3高加汽侧、锅炉本体及高压给水系统冲洗回路高压给水系统、高加汽侧水冲洗及排放采用回路如下：1） 除氧器前置泵临时旁路管#3、#2、#1高加临时管路排放系统2） 除氧器水箱前置泵临时旁路管临时管#1高加事故疏水管#1高加汽侧#2高加汽侧#3高加汽侧临时管路排放系统5.3.4高加汽侧及高压给水碱洗清洗回路1 ）除氧器前置泵临时旁路管#3、#2、#1高加临时管路除氧器2 ）除氧器前置泵给水
10、泵临时旁路管临时管路#1高加事故疏水管#1高加汽侧#2高加汽侧#3高加汽侧临时管路除氧器。5.4 清洗工艺及步骤5.4.1凝结水系统、低压给水系统碱洗工艺该系统采用磷酸三钠和磷酸氢二钠为除油剂。具体步骤及工艺参数如下：1）水冲洗及临时系统水压试验凝汽器补水至高水位，启动凝结水泵，按水冲洗回路对系统进行水冲洗。冲洗时，在维持除氧器水位的情况下，对低压加热器系统进行冲洗，冲洗流量控制在300500t/h左右，先冲洗旁路，再冲洗主路。当除氧器排水澄清无杂物时再冲洗高压加热器汽侧，冲洗完成后切换至循环。切换至循环回路时，进行临时系统水压试验，在保持除氧器和凝汽器正常水位的条件下，检查临时系统的严密性，
11、发现漏点及时处理，处理完成后方可进行下一步操作。2）除油清洗凝结水泵按清洗回路切换至循环运行，流量控制在300500t/h左右，投入除氧器加热辅助蒸汽，当系统温度至50左右时，通过临时系统向除氧器加入磷酸三钠和磷酸氢二钠，维持温度进行循环清洗68h，清洗过程中，通过凝汽器喉部人孔加入适量的消泡剂，以防止清洗过程中产生的泡沫溢至低压缸。清洗结束后，打开除氧器溢放水管至临时排放系统临时门进行清洗液的排放。除油清洗过程的工艺参数如下：磷酸三钠浓度：0.2%0.5%磷酸氢二钠浓度：0.1%0.2%清洗温度：55左右清洗时间：6h8h凝汽器水位：换热管以上150200mm除氧器水位：除氧器水箱2/3有效
12、高度。3）除油清洗后水冲洗清洗结束后，清洗液排放至凝汽器水位降至最低允许水位后，凝结水泵切换至自循环。凝汽器补水至清洗水位以上200mm左右，切换系统进行冲洗，冲洗流量控制在300500t/h，并通过除氧器放水管排放，冲洗过程中除氧器水位需高于清洗水位200mm左右。当凝汽器水位降至最低允许水位时，凝结水泵切换至自循环，向凝汽器补水至清洗水位以上200mm左右，切换系统重新进行冲洗。重复以上操作，直至除氧器排水基本无泡沫后对低压加热器汽侧进行冲洗。冲洗完毕后停凝结水泵，对除氧器及凝汽器进行放水。放水完毕后打开除氧器、凝汽器人孔进行人工清理，清理干净后凝汽器、除氧器底部应无杂物，无铁锈等腐蚀产物
13、。5.4.2高压给水系统清洗工艺1）水冲洗及临时系统水压试验除氧器补水至高水位，启动前置泵，按清洗回路对系统进行水冲洗。在保证除氧器水位的条件下进行临时系统水压试验，正常循环状态下考察系统的严密性。 冲洗时，维持除氧器水位，冲洗流量控制在300t/h500t/h。对高压加热器系统进行冲洗时，先冲洗旁路，再冲洗主路，最后冲洗高加汽侧。当排水澄清无杂物时完成水冲洗。2）加热模拟试验及临时系统严密性检查水冲洗结束后系统切换至循环。并投入除氧器的加热蒸汽，开始循环升温试验。升温速率控制在1520/h可以达到要求。当温度升至50时，减小加热蒸汽量，维持温度，检查系统各处是否存在内漏情况。3）系统碱洗及水冲洗系统碱洗通过临时系统向除氧器加入碱洗剂，循环流量控制在300t/h500t/h，维持温度进行循环清洗68h。清洗结束后，打开除氧器溢放水管至临时排放系统临时门进行清洗液的排放。除油清洗过程的工艺参数如下：磷酸三钠浓度：0.2%0.5%磷酸氢二钠浓度：0.1%0.2%清洗温度：
