火力发电厂停备用热力设备防锈蚀导则(共11页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上火力发电厂停备用热力设备防锈蚀导则 课 题 承 担： 国电热工研究院 湖北电力试验研究院 课题负责人： 柯于进 主要工作人员： 柯于进 张维科 朱兴宝 詹约章 课题起讫日期： 2001 年1 月2004 年7 月 报告编写人： 柯于进 报告校阅人： 孙本达 审 核： 曹杰玉 批 准： 李志刚 国电热工研究院化学工程技术中心技术报告 摘 要 本报告介绍了火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则的修订过程，结合国内火力发电厂热力设备停（备）的实际情况，参考国内外十多年来停（备）用防锈蚀保护技术的最新应用成果，对SD22387 导则的内容进行了修订，以满足火力发电机组热力设备

2、对停(备)用防锈蚀保护的要求。 关键词：火力发电厂 热力设备 停（备）用 防锈蚀 保护1 目录 1. . 1 2. . 1 3. . 2 3.1 总则部分 . 2 3.2 修改了原有的停（备）锅炉保护方法 . 3 3.2.1 热炉放水压力和温度 . 3 3.2.2 充氮保护法 . 3 3.2.3 负压余热烘干法 . 3 3.3 增加了停（备）锅炉新的保护方法. 4 3.3.1 干风干燥法 . 4 3.3.2 热风吹干法 . 5 3.3.3 氨、联氨高温钝化烘干法 . 5 3.3.4 氨水碱化烘干法 . 6 3.3.5 成膜胺法 . 7 3.3.6 新型除氧剂法 . 8 3.4 停（备）用汽轮机

3、的防锈蚀方法 . 9 3.4.1 增加了机组停用时间在一周之内汽轮机的保养方法 . 9 3.4.2 增加了汽机压缩空气保护法（汽机快冷装置保护法） . 9 3.4.3 增加了汽机干风干燥法 . 10 3.4.4 增加了汽机成膜胺保护法 . 11 3.5 停(备)用高压加热器防锈蚀方法 . 11 3.5.1 修改了充氮保护的维持压力 . 11 3.5.2 将氨联氨法修改为充保护液法. 12 3.5.3 增加了充高PH 值给水法. 12 3.5.4 增加了干风干燥法. 12 2 3.6 增加了停（备）低压加热器的防锈蚀方法 . 12 3.6.1 碳钢和不锈钢材质低压加热器的防锈蚀方法 . 12 3

4、.6.2 铜合金低压加热器的防锈蚀方法. 12 3.7 增加了停（备）用除氧器的防锈蚀方法 . 12 3.7.1 机组停运时间在一周之内除氧器保护方法 . 12 3.7.2 机组停用时间在一周以上至一季度以内除氧器保护方法 . 13 3.7.3 机组停用时间在一季度以上除氧器保护方法 . 13 3.8 增加了停（备）用凝汽器的防锈蚀方法 . 13 3.8.1 凝汽器汽侧的防锈蚀方法 . 13 3.8.2 凝汽器循环水侧的防锈蚀方法 . 13 3.9 增加了停（备）用闭式冷却器、轴冷器、冷油器和发动机内冷水系统的防锈蚀方法 . 14 3.10 增加了停（备）用锅炉烟气侧的防锈蚀方法 . 14 1

5、 1. 本导则是根据中华人民共和国国家经济贸易委员会文件 “关于下达2000 年度电力行业标准制、修订计划项目的通知”电力200070 号文第56 项的安排修订的。 火力发电厂热力设备停(备)用防锈保护是保证电厂安全、经济运行、延长设备使用寿命，提高设备利用率的重要措施之一。 SD22387火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则于1987 年首次制定颁发，至今已有 17 年之久。在此期间我国电力工业得到了快速发展，装机组容量及单机容量都不断增大，机组运行参数增高，机组运行方式也发生了变化，频繁启停，调峰运行及备用的机组增多，这些都要求有方便、可靠的停(备)用防锈蚀措施。SD223-87 导则虽

6、然对防止热力设备停(备)用锈蚀起到了重要的指导作用，但所提供的方法有很大的局限性。如机组从停用到启动的全过程中的保护在时间上不能得到保证；检修期间热力系统被开放，因此无法保持所加入的液体和气体；汽机设备尤其是低压缸停用腐蚀现象严重，但没有提出相应的实用保护方法。因此，该导则已经不能适应我国电力工业发展的需要，应对其进行必要的修改。 另外，近十多年来，国内外不少研究单位、电厂和有关大学相继开发和完善了一些新的停用保护技术、措施和方法，给该导则的修订提供了重要的技术依据。 2. 为了能够准确了解国内外火力发电机组停（备）用热力设备防锈蚀情况，首先进行了大量的资料收集和调研工作。向华能集团公司所属3

7、5 个火力发电厂发送了热力设备停（备）用防锈蚀调查表，收到了回函25 份。收集了湖北、四川电力公司的有关火力发电厂停（备）防锈蚀企业标准。在汇总国内外最新停（备）用热力设备防锈蚀技术基础上，结合国内火力发电机组停（备）用热力设备的实际情况，提出了修订SD22387 导则的征求意见稿。 将征求意见稿发送给电力行业化学标准化技术委员会委员、各省中试所、有关大学和各大电厂的各位专家共 份，其中提供反馈意见 份。根据返回的修改意见，对本标准进行修改，形成送审稿。送审稿再经专家审查，提出进一步修改意见，将再次修改送审稿，完成本标准的报批稿。 国电热工研究院技术报告 2 3. 3.1 为了加强对火力发电厂

8、热力设备停（备）用防锈蚀保护的技术管理，修改后的导则3.2 条规定了火力发电厂热力设备停（备）用防锈蚀保护制度，明确了停（备）用保护工作的分工：即化学专用技术人员负责制订定保护方案，检验防锈蚀药剂，进行保护期间化学监督，并对保护效果进行检查、评价和总结；当值值长负责组织实施，并实行操作票制度；机炉专业检修、运行人员负责防锈蚀设备和系统的安装、操作和维护。导则3.3 条提出了考核停（备）用热力设备防锈蚀保护工作的技术指标：即防锈蚀率和防锈蚀合格率，并要求防锈蚀率达到80，防锈蚀合格率达到90。 高参数、大容量的火力发电机组对水汽品质的要求高，这要求对停用保护所用化学药品中杂质提出严格的限制标准；

9、同时也要求所用化学药品对机组运行后品质没有不利的影响，也不能影响热力系统某些设备的运行。所以修改后导则 3.4 条在选择停（备）防锈蚀保护方法时，增加需要考虑的原则： ? 停（备）用所采用的化学条件和运行期间的化学水工况之间的兼容性； ? 防锈蚀保护方法不破坏运行中所形成的保护膜； ? 防锈蚀保护方法不影响机组按电网要求随时启动运行； ? 有废液处理设施，能处理排放的防锈蚀保护液，使之符合GB8979的规定； ? 冻结的可能性； ? 当地大气条件，例如海滨电厂的盐雾环境； ? 设备检修时，所采用的保护方法不影响检修工作和检修人员的安全。 停用保护方法需要提出相应的监督方法或措施：如充氮保护时氮

10、气的纯度，干燥和烘干时空气的相对湿度，缓蚀剂保护时药品的有效保护浓度和 pH。修改后导则3.5 条更加明确了机组停（备）用期间化学监督项目、方法和标准。 热力设备停（备）用防锈蚀保护的目的是确保停（备）用免受腐蚀，缩短机组的启动时间，保证机组启动时的水汽品质。总则3.6 条规定停（备）防锈蚀保护效果的评价指标和方法，明确规定了停（备）用机组启动时水汽品质合格时间和水汽质量标准。有条件时，对重要热力设备进行检查：如机组大修时对锅炉受热面进行割管检查，汽包、除氧器、凝汽器、高低压加热器等都进行腐蚀检查，汽机的叶片尤其是低压缸也时检查的重点。 国电热工研究院技术报告 3 3.2 3.2.1 锅炉采用

11、干法进行保护时，需要进行热炉放水，众所周知，锅炉压力越高，热炉放水后，越容易烘干。但是，提高锅炉放水压力受到锅炉制造厂对厚壁容器壁温差变化的限制。原导则规定高压以上汽包炉放水压力0.5 Mpa0.8Mpa，中压汽包炉放水压力0.3 Mpa0.5 Mpa，直流锅炉省煤器温度在 180开始放水。在国内外的实际应用中，锅炉按此压力、温度放水往往很难放尽过热器、再热器下弯头内积水；有报道汽包锅炉的最高放水压力达到了 1.6Mpa，直流锅炉的最高放水压力达到了 2.4Mpa。所以，修改后的导则规定在满足锅炉制造厂对厚壁容器壁温差变化的限制的前提下，将汽包锅炉的放水压力范围定为 0.6 Mpa1.6Mpa

12、，直流锅炉的放水压力范围定为0.6 Mpa2.4Mpa。 3.2.2 原导则中将充氮保护方法归纳为干法保护，并分为汽侧充氮和水侧充氮，规定充氮保护时，需要维持氮气的压力在 0.3MPa0.5MPa。实际充氮保护时，热力设备并不是必须处于干燥状态，而且氮气压力很难维持在如此高的范围之内，充氮的作用是隔绝空气，只要热力设备内氮气压力高于大气压力就能阻止空气的进入。 因此，修改后导则将充氮保护方法归纳为湿法保护。将充氮方法分为不需要放水的充氮，即氮气覆盖法；需要放水的充氮，即氮气密封法。两种充氮方法开始向锅炉受热面充氮的压力均为 0.5Mpa，氮气覆盖法规定保护过程维持氮气压力 0.03Mpa0.0

13、5Mpa，氮气密封法规定保护过程维持氮气压力0.01Mpa0.03Mpa。 原导则规定，充氮保护时，需要改变给水、炉水水质，但在实际应用中短期充氮时操作困难。因此修改后导则规定，短期充氮不需要改变炉水和给水水质，长期充氮时，则根据给水、炉水处理方式的不同，改变给水和炉水的水质。 3.2.3 大机组热力系统总均配备有一、二级启动旁路系统，该系统与凝汽器汽侧相连，因此可以提高该系统利用凝汽器汽侧抽真空系统对锅炉受热面进行抽真空。国内很多机组都采用这样的方式对过热器、再热器进行抽真空干燥，取得了良好的效果。修改后的导则增加了这一抽真空方法。 国电热工研究院技术报告 4 3.3 近十多年来，国内外许多

14、科研院所、大专院校和火力发电厂的化学工作者对停（备）用热力设备的防锈蚀保护技术进行了较为全面、深入的研究和应用，取得了许多的经验和成果，一些操作方便、可靠的停（备）用防锈蚀保护方法得到了推广应用。如成膜胺法、干风干燥法、热风吹干法，氨、联氨高温钝化法以及新型除氧剂法，修改后的导则编入了这些方法。 3.3.1 干风干燥法七十年代初最先开始在德国等欧洲国家使用，然后推广到美国、加拿大和日本等。在这些国家中，干风设备是锅炉和汽机长期备用防锈蚀保护常规配备设备。在国内，国电热工研究院于 1988 年开始采用干风设备保护核电站常规岛热力设备，然后相继在火电厂中推广使用。 方法原理：碳钢在大气中的腐蚀速度

15、与相对湿度的关系，当空气相对湿度高于临界值 60%时，碳钢的腐蚀速度急剧增大；高相对湿度下（RH：60%100%）碳钢的腐蚀速度是低相对湿度（RH：30%55%）下的1001000 倍。 保护方法：将常温空气通过一专门的除湿设备（转轮吸附除湿设备和冷冻除湿设备），除去空气中湿份，产生的常温干燥空气（干风）。将干风通过临时风管和系统正式阀门、人孔门或专门的接口通入热力设备，除去热力设备中的残留水分，使热力设备表面达到干燥而得到保护。用干风干燥优点是采用常温空气，因而设备内部处于常温状态，不存在因为温度降低引起相对湿度升高而发生锈蚀的问题。与热风干燥相比，干风干燥所消耗的能量要少得多。该法尤其适用

16、于汽机、再热器和凝汽器系统，以及锅炉烟侧的停（备）用的中长期保养。 国内方法应用：秦山核电站 300MW 常规岛系统汽机、汽水分离再热器、高低压加热器和凝汽器汽侧的停用保护，广东沙角 C 厂 660MW 汽机、再热器、高低压加热器和凝汽器汽侧的的停用保护，广东湛江发电厂 300MW 汽机、再热器、高低压加热器和凝汽器汽侧的的停用保护。 应用效果：被保护热力设备内部相对湿度在12h36h 内达到30%55%。该法的主要优点：设备可以移动，能为多台机组所公用，连接系统简单；由于采用当地空气经过净化和除湿，因此不向热力系统加入任何杂质，无环境污染；另外，解除保护后机组能快速启动运行。 国电热工研究院

17、技术报告 5 3.3.2 热风吹干法:由四川电力试验研究院、宜宾发电总厂和扬中华能电力修造厂合作研制一种锅炉停（备）用干燥保护方法。 方法原理：同干风干燥法，但控制设备内空气相对湿度仍较高，只保证设备不结露。 保护方法：锅炉停炉后在较高压力下先排汽，后带压放水，最后以空压机为动力原产生压缩空气，将压缩空气经过一个特制的“锅炉正压吹干停炉保护装置”脱水、脱油、滤尘、升温至160250左右，及时从锅炉的适当部位（过热器、再热器出口联箱、汽包的空气门或排汽门）吹入；从锅炉的适当部位（如过热器联箱的各疏水管、排污总管、省煤器放水管等）吹出，从而使热空气在锅炉形成对流，并使锅炉内剩余水汽吹出。当锅炉吹干

18、后，温度降低时，再次启动锅炉正压吹干装置，向锅炉内通热空气，并保持锅炉炉管温度和排出空气温度比当地大气温度高10以上。 方法应用：四川电力系统的大多数机组，蒙达电力公司，沙角发电 A 厂，韶关发电厂，常熟发电厂，新海发电厂等二十余个电厂得到应用。 应用效果：多台锅炉应用后，割管检查受热面（报告过热器和再热器下弯头）无积水和锈蚀现象。该法初投资较干风干燥法低，但连续运行费用叫干风干燥高，控制指标较干风干燥法低。 3.3.3 氨、联氨高温钝化法：引进机组经常采用的一种钝化、碱化干燥法。 方法原理：锅炉停炉前，利用给水、炉水加药系统，向给水、炉水加氨和联氨，提高 pH 值和联氨浓度，使锅炉高压给水系

19、统、省煤器和水冷系统在高温下形成钝化保护膜，然后在较高的压力下排汽、放水，使锅炉在余热下烘干，未能放水部分则保持较高的碱性。 保护方法： 汽包锅炉：停炉前2 小时，加大给水和凝结水氨、联氨加入量，使省煤器入口给水 pH 值和联氨含量分别达到：无铜系统给水 pH:9.49.6，有铜系统给水 pH:9.09.2，联氨浓度 0.5 mg/L 10 mg/L；同时停止向炉水加磷酸盐，改为加浓联氨，使炉水联氨浓度达到200 mg/L400mg/L。停炉过程中，在汽包压力降低 4.0Mpa 时保持 2 小时。在汽包压力在 0.6Mpa1.6Mpa，热炉放水，余热烘干锅炉。 国电热工研究院技术报告 6 直流

20、锅炉：在锅炉停炉冷却到压力4.0Mpa 时，加大给水和凝结水氨、联氨加入量。无铜系统给水pH:9.49.6，有铜系统给水pH:9.09.2；除氧器入口给水联氨浓度0.5 mg/L 10mg/L，省煤器入口给水联氨浓度见表1。当分离器压力在0.6Mpa2.4Mpa，热炉放水，余热烘干锅炉。 保护时间 联氨浓度 小于一周 30 mgL 14周 200 mgL 510周 50 mgL周数 大于10周 500 mgL 方法应用：山东石横 300MW 进口机组，山东龙口发电厂，浙江北仑发电厂，华阳后石电厂。 3.3.4 氨水碱化烘干法：给水采用加氨处理（AVT(O)）和加氧处理(OT)机组所采用的一种方

21、法。 方法原理：由于给水采用加氨处理和加氧处理机组的热力系统运行过程中已经形成了良好的保护膜，因此只在机组停机前停止给水加氧，加大给水氨的加入量，提高系统 pH 值，然后进行热炉放水、余热烘干，使受热面尽量烘干，未能放水部分则保持较高的碱性。 保护方法： 给水加氨处理机组，在停机前4 小时，加大凝结水精处理出口加氨量，提高省煤器入口给水pH 值至9.49.6。锅炉停炉降压至0.6Mpa2.4Mpa 时，热炉放水，余热烘干。 给水加氧处理机组，在停机前4 小时，停止给水加氧，加大凝结水精处理出口加氨量，提高省煤器入口给水pH 值至9.49.6。锅炉停炉降压至0.6Mpa2.4Mpa 时，然后热炉

22、放水，余热烘干。 当机组长时间停用时，实施该法的同时，可以利用凝汽器抽真空系统，对锅炉抽真空，以保证锅炉干燥。 方法应用：国内加氧处理的机组大都采用此方法，如蒙达电力公司 3 号机组，双辽发电厂 1、2 号机组，日照电厂 1、2 号机组，后石 3 号机组，华能集团采用加氧处理的所有直流锅炉。该法优点是操作方便，不改变机组运行水质，不影响运行所形成的保 国电热工研究院技术报告 7 护膜。 3.3.5 成膜胺法：由原苏联首先提出的一种停（备）用热力设备保护方法。近年来，国内使用成膜胺法对停（备）用锅炉和热力系统进行保护发展很快，有多家大专院校和研究单位相继研究多种单一和复合的配方，并在许多电厂中使

23、用。 方法原理：机组滑参数停机过程中，当锅炉压力、温度降至合适条件时，向热力系统加入一种长链有机胺类物质，在热力设备内表面形成一层单分子或多分子的憎水保护膜，阻止金属的腐蚀。 保护方法： 汽包锅炉保护方法：汽包锅炉停炉前，停止向炉水加磷酸盐，停止向给水加联氨。在机组滑参数停机过程中，主蒸汽温度降至 500以下时，利用锅炉磷酸盐加药泵，给水加药泵或专门的加药泵向热力系统加入成膜胺，加药时间控制在2 小时之内。加药完毕后，在汽包压力8Mpa10Mpa 稳定运行23 小时，使成膜胺分布于整个热力系统。当锅炉压力降至0.6 Mpa1.6 Mpa 时，根据停机要求确定是否进行锅炉放水。 直流锅炉保护方法

24、：直流锅炉停炉前，停止向给水加联氨，调节给水加氨量使省煤器入口给水 pH 值为 9.29.6。机组滑参数停机过程中，主蒸汽温度降至 500以下时，利用给水加药泵或专门的加药泵向热力系统加入成膜胺，加药时间控制在 2 小时之内。加药完毕后，在分离器压力8Mpa10Mpa 稳定运行23 小时，使成膜胺分布于整个热力系统。当锅炉压力降至0.6 Mpa2.4Mpa 时，根据停机要求确定是否进行锅炉放水。 方法效果和存在问题： 有关使用成膜胺法对停（备）用热力设备进行保护的效果好坏及对热力系统的影响，国内外存在很大的争议。成膜胺对热力系统还有诸多不可知的影响因素需要进一步研究和长期考验，对使用成膜胺后，

25、停机保护效果和机组启动和运行水汽品质的影响也需要进行全面的研究和客观的评价。使用成膜胺保护效果、需要考虑的因素和已经出现的问题如下： ? 确定使用成膜胺前，应充分考虑成膜胺以及其分解产物对热力系统保护膜、机组运行水汽品质、精处理系统可能造成影响。 ? 大多数使用成膜胺的电厂认为，采用成膜胺保护方法简单易行，费用较低，保护效果较好，保护范围广，包括了整个热力系统。有些机组的一些热力设备内垢和腐蚀产物被洗脱。 国电热工研究院技术报告 8 ? 由于使用不同的成膜胺配方，有些配方造成了炉水或分离器出水pH值的大幅度降低。因此机组在停机过程中，当出现炉水或分离器出水pH值降低时，汽包锅炉应向炉水加入适量

26、的氢氧化钠，直流锅炉应加大给水加氨量提高pH值。 ? 使用成膜胺保护对有凝结水精处理的机组有不良的影响，成膜胺被精处理树脂完全不可逆吸收，而使树脂性能受影响。因此，对有精处理的机组，应该慎重使用成膜胺。当仍然决定使用成膜胺时，开始加成膜胺前，凝结水精处理系统应该退出运行；实施成膜胺保护后，机组启动运行时，只有确认凝结水不含成膜胺后，方可投运凝结水精处理系统。 ? 实施成膜胺保护时，停机和启机过程中给水、炉水、蒸汽的氢电导率会出现升高现象。 ? 有报道使用成膜胺后发生了热力系统取样和仪表管堵塞现象；机组启动时，水汽系统含铁量增加现象。 ? 由于给水采用加氧处理后，热力系统形成良好的保护性氧化膜，

27、并且给水加氧处理机组对水的纯度要求高，因此，给水采用加氧处理的机组应避免使用成膜胺法保护。 3.3.6 新型除氧剂法与氨联氨法保护原理和方法相近，只是用新型除氧剂取代了联氨。国内作为停用保护而使用的新型除氧剂有二甲基酮肟、乙醛肟、异抗坏血酸和异抗坏血酸钠等。 保护方法： 锅炉停运后，压力降至放水压力时放尽锅内存水。 用除盐水配制除氧剂含量100 mg/L500mg/L（根据停用时间的长短，选择合适浓度），用氨调整pH 值至10.010.5 的氨除氧剂保护液。 用保护液输送泵将保护液先从过热器疏水管、减温水管或反冲洗管充入过热器，过热器空气门见保护液后关闭，由过热器充入的保护液量应是过热器容积的

28、1.52.0 倍。 过热器内充满保护液后，再经省煤器放水门和锅炉反冲洗同时向锅炉充保护液，直至充满锅炉（汽包锅炉汽包水位至最高可见水位，空气门见保护液；直流锅炉分离器水位至最高可见水位，最高处空气门见保护液）。 应用情况优缺点： 国电热工研究院技术报告 9 新型除氧剂取代联氨作为停用保护药剂主要在华东和东北有关电厂中使用。与联氨相比，新型除氧剂的主要优点是其属于低毒或无毒物质，并且在低温下除氧速度较联氨快，低温下对碳钢有缓蚀作用。由于新型除氧剂为有机物，高温下分解出有酸性物质，因此，实施新型除氧剂保护机组，启动时给水、蒸汽的氢电导率会升高。 3.4 汽轮机组在停运后，如不立即进行开缸检修或没有

29、检修项目，对汽轮机及其附属系统应采取必要的防护、保养措施，以避免因停机而引起设备或系统的腐蚀。汽轮机低压缸停用期间最容易发生腐蚀，应该更加重视。与原导则相比较，修改后导则中停（备）用汽轮机的防锈蚀方法更加具体，并具有更强的可操作性。 3.4.1 3.4.1.1 机组停用时，维持凝汽器汽侧真空度，提供汽轮机轴封蒸汽，防止空气进入汽轮机。 3.4.1.2 a) 隔绝一切可能进入汽轮机内部的汽、水系统并开启汽机本体疏水阀。 b) 隔绝与公用系统连接的有关汽、水阀门，并放尽其内部剩余的水、汽。 c) 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道、旁路系统靠汽机侧的所有疏水阀门均应打开。 d) 放尽凝汽器热井内部

30、积水。 e) 有条件时，高、低加热器汽侧和除氧器汽侧进行充氮，否则放尽高、低加热器汽侧疏水。 f) 高、低压加热器和除氧器水侧充满运行水质的给水。 g) 小汽机的有关疏水阀门打开。 h) 注意监视汽机房污水排放系统是否正常，防止凝汽器阀门坑满水。 i) 汽机停机期间应保证其上、下缸，内、外缸的温差不超标。 j) 冬季机组停运，应有可靠的防冻措施。 3.4.2 国内有许多电厂为了加快汽轮机停机的冷却速度，安装了汽机快冷装置。汽机停运后，可以启动汽机快冷装置，向汽缸通热压缩空气，在进行汽缸降温的同时，干燥汽缸。 国电热工研究院技术报告 10 3.4.2.1 a) 汽机停止进汽后，加强汽机本体疏水，

31、当汽缸温度降低允许通热风时，启动汽机快冷装置，加快汽缸冷却并保持汽缸干燥。 b) 汽机高、中、低压缸可按表2 所示注入点向汽缸充入一定量的压缩空气。 c) 注入汽缸内的压缩空气经过轴封装置，高、中缸调节阀的疏水管，汽机本体疏水管，以及凝汽器汽侧人孔和放水门排出。 部 位 充气点 压缩空气参考流量(m 3 /h) 高压缸 放气管 70 中压缸 抽汽管 70 低压缸 抽汽管 260 3.4.2.2 a) 保护期间定期用相对湿度计测定汽机排出空气的相对湿度，应小于50。 b) 所使用的压缩空气最好是仪用压缩空气，其纯度应满足：杂质含量1mg/L，含油量2mg/L，相对湿度30。 c) 汽机压缩空气充

32、入点应装有滤网。 3.4.3 在国外，使用转轮除湿机产生的干风干燥停（备）用汽机、再热器、凝汽器汽侧是最常采用的一种简便、可靠的保护方法。国内也有成功的应用示例，所有修改的导则增加此方法。 3.4.3.1 a) 停机后，按规程规定，关闭与汽机本体有关的汽水管道上的阀门。阀门不严时，应加装堵板，防止汽水进入汽机。 b) 开启各抽汽管道、疏水管道和进气管道上的疏水门，放尽余汽或疏水。 c) 放尽凝汽器热水井内和凝结水泵入口管道内的存水。 d) 当气缸壁温度降至100以下时，从汽机的抽汽管（参考图1 的方式）向气缸通干风，当设备排出口空气的相对湿度在3050即为合格。 3.4.3.2 a) 在干燥和

33、保养过程中，应定时用湿度计测定排气的相对湿度，当相对湿度超过50时启动除湿机。 国电热工研究院技术报告 11 b) 根据每1 小时置换汽缸内空气510 次的要求选择除湿机的容量，除湿机所提供的风压应为150Pa500 Pa。 c) 汽机除湿系统可设计成开路或循环方式。 d) 为了简化临时系统，可以选择多台除湿机。 e) 每台机组预留专用干风接口，除湿机为多台机组公用。 3.4.4 汽轮机停用的成膜胺保护与锅炉的停用成膜胺保护同时进行。为了保护汽轮机，对加入成膜胺的剂量要进行综合考虑，一方面要有足够的剂量能覆盖在汽机汽缸表面，另一方面也要考虑所加剂量可能对热力系统带来不利的影响。 3.5 ( )

34、 与原导则相比，停(备)用高压加热器的防锈蚀保护方法主要进行了如下修改。 3.5.1 原导则规定当高加压力降至 0.5Mpa 时开始充氮，并在充氮保护过程中维持氮气压力 0.5Mpa。修改导则中规定在高加压力降至 0.5Mpa 时开始充氮，保护过程中维持氮气压力 0.03 MPa0.05Mpa。 图中：除湿机；再热器；高压缸；中压缸； 低压缸；凝汽器 图1、汽轮机、再热器、凝汽器干风保护参考流程示意图 国电热工研究院技术报告 12 3.5.2 由于一些新型除氧剂的的保护原理和应用方法与联氨相似，因此将氨联氨法中只使用联氨增加为使用联氨、二甲基肟、乙醛肟和异抗坏血酸等，修改后的方法统称为充保护液

35、法。 3.5.3 pH 加氨或加氧处理机组，机组停运前加大凝结水精处理出口加氨量，提高给水pH至9.4 9.6，停机后不放水，有条件时，向汽侧和水侧充氮密封。 3.5.4 参照汽轮机的干风干燥法，在保护汽机时将高压加热器汽侧和水侧纳入系统一起进行 干燥保护。 3.6 3.6.1 碳钢和不锈钢材质低压加热器停(备)用时，其保护方法可参见高压加热器的保护。但是当低压加热器汽侧与汽机、凝汽器无法隔离时，无法充氮或充保护液，其保护方法应纳入汽轮机保护系统中。 3.6.2 铜合金材质低压加热器停（备）用时，水侧应尽量保持还原性环境，以防止铜合金的腐蚀和铜腐蚀产物的转移。 湿法保护时，可采用联氨含量5mg

36、/L10mg/L，加氨调节pH 为8.89.2 溶液充满低压加热器，同时辅以充氮密封，保持氮气压力0.030.05Mpa。 干法保护时，可参考汽机干风干燥法，保持低压加热器水汽侧处于干燥状态；也可以考虑用氮气或压缩空气吹干法保护。 3.7 3.7.1 当机组停运时间在一周之内，并且除氧器不需要放水时，除氧器最好采用热备用，向 国电热工研究院技术报告 13 除氧器水箱通辅助蒸汽，定期启动除氧器循环泵，维持除氧器水温大于106。 对短期停运，并且需要放水的除氧器，可在停运放水前，适当加大凝结水加氨量提高除氧器水的pH 值至：9.49.6。 3.7.2 当机组停用时间在一周以上至一季度以内时。可进行

37、充氮保养；或水箱充保护液，汽侧充氮，或通干风干燥。 3.7.3 机组停用时间超过一个季度时，放尽除氧器内积水，通入干风进行干燥，保护期间保持其内部空气相对湿度小于50。 3.8 不锈钢、铜合金管凝汽器的水侧停（备）用如不采取防锈蚀措施，会发生点蚀，造成管在的腐蚀损坏。凝汽器的汽侧停（备）用腐蚀会影响机组启动水质。因此修改导则中增加了停（备）用凝汽器的防锈蚀方法。 3.8.1 短期（一周之内）停用凝汽器汽侧，当能保持真空时，尽量保持其运行真空；不能保持真空时，应放尽热井内积水。 长期停用凝汽器汽侧，应放尽热井内积水，隔离可能的疏水，并清理热井及底部腐蚀产物和杂物。然后用压缩空气吹干，并将其纳入汽机干风保护系统之中。 3.8.2 3.8.2.1 凝汽器循环水侧宜保持运行状态。 3.8.2.2 a) 当凝汽器管污脏度高（有较多硬垢、软垢、淤泥、生物粘泥和杂物）时，应将凝汽器排空，鼓风干燥凝汽器管。 b) 凝汽器管污脏度低时，如循环水系统和凝汽器水室无检修工作，可采用适当措施使冷却水保持蠕动或流动状态。 国电热工研究院技术报告 14 c) 当水室有检修工作时可将凝汽器排空，并保持通风状态。 3.8.2.3 a) 应采取措施不使任何部位冷却水管