DL/T 805.1-2011
基本信息
标准号： DL/T 805.1-2011
中文名称：火电厂汽水化学导则 第1部分:锅炉给水加氧处理导则
标准类别：电力行业标准(DL)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
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标准分类号
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出版信息
相关单位信息
标准简介
DL/T 805.1-2011.Guideline for cycle chemistry in fossil plants Part 1: Oxygenated treatment for feed-water system of boiler.
1范围
DL/T 805.1规定了火力发电厂锅炉给水加氧处理的基本要求和水汽控制指标。
DL/T 805.1适用于火力发电厂配备凝结水精处理系统的锅炉给水加氧处理。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注8期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 12145火力发 电机组及蒸汽动力设备水汽质量
GB 50030氧气站 设计规范
DL/T956火力发电厂 停(备)用设备防锈蚀导则
3加氧系统和设备
3.1加氧系统
3.1.1加氧系统流程
加氧系统由氧气瓶、汇流排、氧气流量控制设备和氧气输送管线组成，见图1。
3.1.2氧气、氧气瓶和汇流排
应选用纯度大于99%的氧气。氧气瓶宜选用承压15MPa、容积40L的钢瓶;氧气瓶和汇流排宜布置在主厂房零米层，便于氧气瓶的搬运。
3.1.3加氧流量控制柜
加氧流量控制柜应具备手动和自动调节氧气流量的功能，加氧流量控制范围应满足机组水汽系统氧量控制的要求。加氧流量控制柜可布置在专门加氧间或化学加药间。
3.1.4氧气输送管线
氧气输送管线应包括氧气母管和氧气输送支管。
氧气输送管线的设计应符合GB50030的规定，氧气瓶至汇流排的母管应采用铜合金管或紫铜
管，母管与氧气瓶的连接应采用专用卡具。母管出口减压后，可采用不锈钢管与加氧流量控制柜连接。
加氧流量控制柜至加氧点的氧气输送支管可采用内径为5mm~7mm、壁厚为1.5mm~2.5mm的不锈钢管。
除氧器出口氧气输送支管应在加氧点附近分开至各给水泵前置泵入口加氧点。
加氧点就地应设置两个耐压仪表针型阀或截止阀，此处不宜设止回阀。
1范围
DL/T 805.1规定了火力发电厂锅炉给水加氧处理的基本要求和水汽控制指标。
DL/T 805.1适用于火力发电厂配备凝结水精处理系统的锅炉给水加氧处理。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注8期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 12145火力发 电机组及蒸汽动力设备水汽质量
GB 50030氧气站 设计规范
DL/T956火力发电厂 停(备)用设备防锈蚀导则
3加氧系统和设备
3.1加氧系统
3.1.1加氧系统流程
加氧系统由氧气瓶、汇流排、氧气流量控制设备和氧气输送管线组成，见图1。
3.1.2氧气、氧气瓶和汇流排
应选用纯度大于99%的氧气。氧气瓶宜选用承压15MPa、容积40L的钢瓶;氧气瓶和汇流排宜布置在主厂房零米层，便于氧气瓶的搬运。
3.1.3加氧流量控制柜
加氧流量控制柜应具备手动和自动调节氧气流量的功能，加氧流量控制范围应满足机组水汽系统氧量控制的要求。加氧流量控制柜可布置在专门加氧间或化学加药间。
3.1.4氧气输送管线
氧气输送管线应包括氧气母管和氧气输送支管。
氧气输送管线的设计应符合GB50030的规定，氧气瓶至汇流排的母管应采用铜合金管或紫铜
管，母管与氧气瓶的连接应采用专用卡具。母管出口减压后，可采用不锈钢管与加氧流量控制柜连接。
加氧流量控制柜至加氧点的氧气输送支管可采用内径为5mm~7mm、壁厚为1.5mm~2.5mm的不锈钢管。
除氧器出口氧气输送支管应在加氧点附近分开至各给水泵前置泵入口加氧点。
加氧点就地应设置两个耐压仪表针型阀或截止阀，此处不宜设止回阀。
标准图片预览
标准内容
ICS27.100
备案号：33084-2011
中华人民共和国电力行业标准
DL/T805.1—2011
代替DL/T805.1—2002
火电厂汽水化学导则
第1部分：锅炉给水加氧处理导则Guideline forcyclechemistryinfossil plantsPart l: Oxygenated treatment for feed-water system of boiler2011-07-28发布
国家能源局
2011-11-01实施
2规范性引用文件
3加氧系统和设备.
直流锅炉给水处理…
汽包炉给水加氧处理·
DL/T805.1—2011
DL/T805.1—2011
DL/T805《火电厂汽水化学导则》分为4部分：-第1部分：锅炉给水加氧处理导则；第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理导则：-第3部分：锅炉炉水氢氧化钠处理导则；第4部分：锅炉给水处理导则。
本部分为DL/T805的第1部分。
本部分代替DL/T850.1—2002《火电厂汽水化学导则第1部分：直流锅炉给水加氧处理导则》，与DL/T850.1--2002相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：修改了范围。
一修改了监测项目。
修改了原理的描述。
修改了有关加氧系统的规定。
修改了给水加氧处理水质标准。修改了停（备）用机组启动时的水汽质量指标。修改了水汽质量劣化时的应急处理。修改了锅炉给水处理的转换要求。增加了汽包炉给水加氧处理的规范。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电厂化学标准化委员会归口。本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、华能国际电力股份有限公司、神华国华（北京）电力研究院有限公司。
本标准主要起草人：李志刚、陈戎、柯于进、张广文、龙国军、黄万启。本标准2002年首次发布，2009年第一次修订。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。
DL/T805.1—2011
锅炉给水加氧处理（简称OT）被认为是比给水全挥发性处理（简称AVT）更为有效的处理方法，国内部分直流炉和汽包炉机组采用该技术已经取得了令人满意的效果。在总结国内各有关单位的试验研究成果和电厂实际运行经验的基础上，并参考了国外的经验制定出本标准，以满足国内机组广泛实施给水加氧处理的需要。
《火电厂汽水化学导则第1部分：直流锅炉给水加氧处理导则》自2002年颁布以来，对火电厂机组直流锅炉给水加氧处理工艺起到了积极的指导和推动作用。但是，随着多台亚临界汽包炉给水加氧处理的成功应用和超超临界机组的陆续投运，原导则的有关内容和指标已不能满足这些变化的需求，必须加以补充和修订。
1范围
火电广汽水化学导则
第1部分：锅炉给水加氧处理导则本标准规定了火力发电厂锅炉给水加氧处理的基本要求和水汽控制指标。本标准适用于火力发电厂配备凝结水精处理系统的锅炉给水加氧处理。2规范性引用文件
DL/T805.1—2011
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T12145火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB50030氧气站设计规范
DL/T956火力发电厂停（备）用设备防锈蚀导则3加氧系统和设备
3.1加氧系统
3.1.1加氧系统流程
加氧系统由氧气瓶、汇流排、氧气流量控制设备和氧气输送管线组成，见图1。氧气流量
氧气瓶
汇流排
3.1.2氧气、氧气瓶和汇流排
控制设备
图1加氧系统示意图
给水泵吸入侧加氧点
凝结水精处理出口加氧点
应选用纯度大于99%的氧气。氧气瓶宜选用承压15MPa、容积40L的钢瓶：氧气瓶和汇流排宜布置在主厂房零米层，便于氧气瓶的搬运。3.1.3加氧流量控制柜
加氧流量控制柜应具备手动和自动调节氧气流量的功能，加氧流量控制范围应满足机组水汽系统氧量控制的要求。加氧流量控制柜可布置在专门加氧间或化学加药间。3.1.4氧气输送管线
氧气输送管线应包括氧气母管和氧气输送支管。氧气输送管线的设计应符合GB50030的规定，氧气瓶至汇流排的母管应采用铜合金管或紫铜管，母管与氧气瓶的连接应采用专用卡具。母管出口减压后，可采用不锈钢管与加氧流量控制柜连接。
加氧流量控制柜至加氧点的氧气输送支管可采用内径为5mm~7mm、壁厚为1.5mm2.5mm的不锈钢管。
除氧器出口氧气输送支管应在加氧点附近分开至各给水泵前置泵入口加氧点。加氧点就地应设置两个耐压仪表针型阀或截止阀，此处不宜设止回阀。-
DL/T805.1—2011
3.2取样系统
热力系统汽水各取样点至检测处的管线应采用奥氏体不锈钢管。宜增设必要的取样点，如高压加热器的疏水取样点。汽包炉应设置炉水下降管取样点，取样管应从下降管、下水联络管或下联箱引出。3.3加氧点
给水加氧应采用二级加氧，第一级应在凝结水处理设备出口母管，第二级应在除氧器出口给水泵前置泵入口管。
各加氧点应设在相应取样点的下游。4直流锅炉给水处理
4.1给水加氧处理的条件
给水加氧处理应满足下列条件：a）给水氢电导率应小于0.15uS/cm（25℃）；凝结水有100%的精处理装置，且运行正常：b)
除凝汽器管外，水汽循环系统设备应为钢制元件：锅炉水冷壁管内的结垢量应小于250g/m2：新机组投运后3个月～6个月，待机组运行稳定，水质满足加氧要求时，应尽早考虑实施给e
水加氧处理的转换：
已经投运数年的机组，应割管检测锅炉系统的结垢情况，必要时，进行锅炉（包括炉前给水系统）的化学清洗后，再转入给水加氧处理：g）在线化学仪表满足加氧处理工艺所要求的检测能力；h）加氧装置已安装调试。
4.2pH控制方式
给水加氧处理的同时，应进行加氨处理来调节给水pH，加氨点应为凝结水精处理出口，加氨量应由自动加氨装置通过加氨后电导率和凝结水流量控制。4.3锅炉给水处理的转换
4.3.1转换前应进行的准备工作
转换前应进行下列准备工作：
a）热力系统材料状况的调查。热力系统材料状况调查应包括省煤器管、水冷壁管、过热器管、再热器管、汽轮机，以及高、低压加热器等设备部件的材料和腐蚀状态，阀门的阀座、密封环的材料和腐蚀状态。
水质查定。应对整个系统取样点的水质情况进行全面的查定并作好记录。b）
加氧系统的设计、安装及调试。加氧系统设计及安装调试完毕。氧气的存储量以满足机组在额定负荷工况下正常运行7天为宜。结垢量检查及锅炉化学清洗。实施转换前，应利用检修机会对锅炉省煤器和水冷壁的沉积物d)
量、沉积物成分进行全面检查，必要时进行化学清洗。过热器和再热器高温氧化层检查。检查过热器和再热器高温氧化层厚度，掌握氧化皮剥落的e
情况，防止剥落的氧化皮堵塞对流受热面管弯头。4.3.2转换步骤
实施转换步骤如下：
停加联氨。转化为加氧方式之前，应提前1个月停止加入联氨。在停加联氨期间，应加强对a）
给水和凝结水中的溶解氧、含铁量和含铜量的监测。水质稳定后即可实施转换工作。b）加氧。应在凝结水精处理出口或在给水泵吸入侧的加氧点进行加氧，也可以两点同时2
加氧。
4.3.3加氧量控制
DL/T805.1—2011
加氧初始阶段，可控制除氧器入口和省煤器入口含氧量小于300ug/L。同时应监测各取样点水样的氢电导率、含铁量和含铜量的变化情况。如果给水和蒸汽的氢电导率随氧的加入升高，但未超过0.5uS/cm，而且凝结水精处理出口的氢电导率变化不大，则可保持给水中含氧量在300μg/L以下；若给水和蒸汽的氢电导率超过0.5uS/cm，应适当减小加氧量，以保持给水和蒸汽的氢电导率小于0.5uS/cm。
4.3.4除氧器、加热器排气门调整方式除氧器、加热器排气门调整方式如下：a)
应保持除氧器排气门处于微开状态；b)
加氧初始阶段，当蒸汽中的溶解氧达到30ug/L～150ug/L时，应关闭高压加热器汽侧运行连续排气门，确保高压加热器疏水的含氧量维持在10ug/L～30ug/L；正常运行阶段，高压加热器汽侧运行排气门宜保持微开状态，保证疏水系统含氧量维持在c）
5ug/L以上。
4.3.5给水pH调整
在完成上述转换后，可以调整给水pH至8.0～9.0。4.4给水加氧处理运行和监督
4.4.1运行与监督
给水加氧处理时，运行中监督和检测的水汽质量项目应符合表1的要求。各项控制指标应符合表2的规定。
直流炉给水加氧处理水汽质量监测项目取样点
凝结水泵出口
凝结水精处理
除氧器入口
省煤器入口
主蒸汽
高压加热器疏水
注：C
(25℃)
连续监测，W
取样点
凝结水泵出口
氢电导率
(25℃)
μS/cm
每周一次，T
电导率
(25℃)
μus/cm
溶解氧
μg/kg
μg/kgwww.bzxz.net
根据实际需要定时取样监测。
μg/kg
直流炉给水加氧处理水汽质量标准监测项目
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
μg/kg
主常运行
控制值
钠离子
μg/kg
氯离子
μg/kg
期望值
DL/T805.12011
取样点
凝结水精处理
除氧器入口
省煤器入口
主蒸汽
监测项目
氢电导率（25℃）
μS/cm
二氧化硅
钠离子
氯离子
电导率（25℃）
μS/em
溶解氧
pH（25℃）
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
二氧化硅
钠离子
氯离子
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
μg/kg
二氧化硅
μg/kg
表2（续）
正常运行
控制值
30~150
8.0~9.0°
30~150
期望值
30~100
取样点
主蒸汽
高压加热器疏水
监测项目
钠离子
μg/kg
μg/kg
μg/kg
溶解氧
表2（续）
DL/T805.1-2011
正常运行
控制值
期望值
由于直接空冷机组的空冷凝汽器存在腐蚀问题，因此直接空冷机组的给水pH应通过试验确定。a
4.4.2机组启动后的水质处理和运行要求机组启动后的水质处理和运行要求如下：a）机组启动后应根据GB/T12145的规定进行冷态和热态冲洗，同时凝结水精处理出口应加氨，不应加联氨。机组启动时，应尽快投运凝结水精处理设备。机组带负荷稳定运行后，并且凝结水精处理出口母管氢电导率小于0.12uS/cm，省煤器入口氢b）
电导率小于0.15uS/cm时，方可进行加氧处理。为加快循环回路中溶解氧的平衡，加氧初期可提高给水中的含氧量，但最高不得超过300μg/L。c）加氧8h后，应降低凝结水精处理出口加氨量，水质应符合表2的要求。4.4.3除氧器和高、低压加热器的运行方式除氧器和高、低压加热器的运行方式如下：机组启动时，打开高压加热器排气门，打开除氧器排气门；当开始加氧后，4h内关闭除氧器a)
排气门至微开状态。
b）开始加氧后，4h内关闭高压加热器排气门，高压加热器疏水的含氧量应大于5ug/L。正常运行时，当关闭高压加热器汽侧运行连续排气门影响到高压加热器的换热效率时，可根c)
据机组的运行情况微开或定期开启运行连续排气门。4.4.4水质及运行异常时的处理原则4.4.4.1水质恶化
凝结水氢电导率大于0.3uS/cm时，应查找原因并按GB/T12145的要求采取三级处理。当凝结水精处理出口、除氧器入口的氢电导率大于0.12uS/cm，并且省煤器入口的氢电导率大于0.2uS/cm时，应停止加氧，并打开除氧器启动排气门和高压加热器向除氧器运行连续排气一、二次门。此时，应将除氧器入口电导率目标值改为7.0uS/cm，提高凝结水精处理出口加氨量，提高给水的pH至9.3～9.6；待省煤器入口的氢电导率合格后，再恢复加氧处理工况。4.4.4.2非计划停运
非计划停运时，应立即停止加氧，并打开除氧器排气门和高压加热器排气门。手动加大凝结水精处理出口的加氨量（必要时启动给水加氨泵向除氧器出口加氨），应尽快将给水pH提高到9.3～9.6。4.4.4.3正常停运
正常停运，可提前4h停止加氧，并打开除氧器和高压加热器排气门。加大凝结水精处理出口氨加入量，以尽快提高给水pH至9.3～9.6。5
DL/T805.1—2011
4.5停（备）用保养
4.5.1中、短期停机
停机前应调整给水pH为9.3～9.6。锅炉需要放水时，应按照DL/T956的相关规定执行。锅炉不需要放水时，锅炉应充满pH为9.3～9.6的除盐水。4.5.2长期停机
应提前4h停止加氧。汽轮机跳闸后，应建立分离器回凝汽器的循环回路，旁路凝结水精处理设备，提高凝结水精处理出口加氨量，调整给水pH为9.610.0。按照DLT956的相关规定，停炉冷却，在锅炉压力为1.0MPa～2.4MPa，热炉放水，打开锅炉受热面所有疏放水门和空气门。
加氧处理机组不应采用成膜胺保养。5汽包炉给水加氧处理
5.1给水加氧处理的条件
给水加氧处理应符合下列条件：a）凝结水系统应配置全流量精处理设备，凝结水精处理出口母管的氢电导率应小于0.12uS/cm；省煤器入口氢电导率应小于0.15μS/cm；b）
c）锅炉水氢电导率应小于1.5us/cm；d）锅炉水冷壁管内的结垢量达到250g/m时，在给水采用加氧处理前宜进行化学清洗。5.2pH控制方式
给水加氧处理的同时应加氨处理，加氨点应为凝结水精处理出口，加氨应采用自动加氨装置控制。5.3锅炉给水处理的转换
5.3.1转换前的准备工作
应符合4.3.1的要求。
5.3.2转换步骤
实施转换步骤如下：
停止加联氨。转化为加氧方式之前，应提前1个月停止加入联氨。在停加联氨期间，应加强a）
对给水和凝结水溶解氧、含铁量和含铜量的监测。水质稳定后即可实施转换工作。b）炉水停止加磷酸盐。转化为加氧方式之前，炉水应停止加磷酸盐，炉水处理方式应转为AVT处理，通过排污使炉水中磷酸盐含量为零，转化为加氧方式之后，应加入NaOH调节炉水的pH。若2台锅炉公用1套磷酸盐加药设备，应对磷酸盐加药设备进行隔离改造。c）加氧。在凝结水精处理出口或给水泵吸入侧的加氧点进行加氧，也可以两点同时加氧。5.3.3加氧量控制
要求与4.3.3相同。
5.3.4除氧器、加热器排气门调整方式要求与4.3.4相同。
5.3.5给水pH调整
要求与4.3.5相同。
5.3.6机组负荷、给水氧含量和下降管炉水氧含量关系试验水汽系统氧平衡和给水pH调整结束后，应在不同负荷下进行给水氧含量和下降管氧含量的关系试验，确定与炉水下降管氧含量允许值相适应的给水氧含量控制范围。5.4给水加氧处理的运行和监督
5.4.1运行与监督
给水加氧处理时，运行中监督和检测的水汽质量项目应符合表3的要求。各项控制指标应符合表46
的规定。
取样点
凝结水泵出口
凝结水精处理
除氧器入口
省煤器入口
下降管炉水
汽包炉水
主蒸汽
高压加热器疏水
注：C-
(25℃)
-连续监测，W-
取样点
凝结水泵出口
凝结水精处理出口
除氧器入口
省煤器入口
汽包锅炉给水加氧处理水汽质量监测项目氢电导率
(25℃）
μS/cm
每周一次，T-
电导率
(25℃)
μS/cm
溶解氧
μg/kg
μg/kg
一根据实际需要定时取样监测。表4汽包锅炉给水加氧处理水汽质量标准监测项目
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
氢电导率（25℃）
μS/cm
二氧化硅
钠离子
氟离子
溶解氧
电导率（25℃）
μS/cm
电导率（25℃）
μS/cm
PH(25℃)
氢电导率（25℃）
μS/cm
μg/kg
DL/T805.1—2011
钠离子
μg/kg
正常运行
控制值
30~150
氯离子
μg/kg
期望值
30~100
DL/T805.1—2011
取样点
省煤器入口
下降管炉水
汽包炉水
主蒸汽
高压加热器疏水
监测项目
溶解氧
氮离子
氢电导率（25℃C）
μS/cm
溶解氧
氮离子
电导率（25℃）
μS/cm
pH(25℃)
二氟化硅
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
μg/kg
二氧化硅
μg/kg
钠离子
μg/kg
μg/kg
溶解氧
表4(续）
正常运行
控制值
≤120
≤150
期望值
30~80%
由于直接空冷机组的空冷凝汽器存在腐蚀问题，因此直接空冷机组的给水pH应通过试验确定。给水氧含量的控制值应通过锅炉下降管炉水允许氧含量与给水氟含量关系试验确定。b
5.4.2机组启动时的水质处理和运行要求机组启动时的水质处理和运行要求如下：机组启动时应尽快投运凝结水精处理设备。a）
应按GB/T12145的规定进行冷态和热态冲洗。机组带负荷稳定运行后，并且凝结水精处理出口母管氢电导率小于0.12uS/cm，省煤器入口氢电导率小于0.15μS/cm时，方可进行加氧处理。为加快循环回路中溶解氧的平衡，加氧初始可提高给水中的含氧量，但最高不得超过300ug/L。
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备案号：33084-2011
中华人民共和国电力行业标准
DL/T805.1—2011
代替DL/T805.1—2002
火电厂汽水化学导则
第1部分：锅炉给水加氧处理导则Guideline forcyclechemistryinfossil plantsPart l: Oxygenated treatment for feed-water system of boiler2011-07-28发布
国家能源局
2011-11-01实施
2规范性引用文件
3加氧系统和设备.
直流锅炉给水处理…
汽包炉给水加氧处理·
DL/T805.1—2011
DL/T805.1—2011
DL/T805《火电厂汽水化学导则》分为4部分：-第1部分：锅炉给水加氧处理导则；第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理导则：-第3部分：锅炉炉水氢氧化钠处理导则；第4部分：锅炉给水处理导则。
本部分为DL/T805的第1部分。
本部分代替DL/T850.1—2002《火电厂汽水化学导则第1部分：直流锅炉给水加氧处理导则》，与DL/T850.1--2002相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：修改了范围。
一修改了监测项目。
修改了原理的描述。
修改了有关加氧系统的规定。
修改了给水加氧处理水质标准。修改了停（备）用机组启动时的水汽质量指标。修改了水汽质量劣化时的应急处理。修改了锅炉给水处理的转换要求。增加了汽包炉给水加氧处理的规范。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电厂化学标准化委员会归口。本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、华能国际电力股份有限公司、神华国华（北京）电力研究院有限公司。
本标准主要起草人：李志刚、陈戎、柯于进、张广文、龙国军、黄万启。本标准2002年首次发布，2009年第一次修订。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。
DL/T805.1—2011
锅炉给水加氧处理（简称OT）被认为是比给水全挥发性处理（简称AVT）更为有效的处理方法，国内部分直流炉和汽包炉机组采用该技术已经取得了令人满意的效果。在总结国内各有关单位的试验研究成果和电厂实际运行经验的基础上，并参考了国外的经验制定出本标准，以满足国内机组广泛实施给水加氧处理的需要。
《火电厂汽水化学导则第1部分：直流锅炉给水加氧处理导则》自2002年颁布以来，对火电厂机组直流锅炉给水加氧处理工艺起到了积极的指导和推动作用。但是，随着多台亚临界汽包炉给水加氧处理的成功应用和超超临界机组的陆续投运，原导则的有关内容和指标已不能满足这些变化的需求，必须加以补充和修订。
1范围
火电广汽水化学导则
第1部分：锅炉给水加氧处理导则本标准规定了火力发电厂锅炉给水加氧处理的基本要求和水汽控制指标。本标准适用于火力发电厂配备凝结水精处理系统的锅炉给水加氧处理。2规范性引用文件
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下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T12145火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB50030氧气站设计规范
DL/T956火力发电厂停（备）用设备防锈蚀导则3加氧系统和设备
3.1加氧系统
3.1.1加氧系统流程
加氧系统由氧气瓶、汇流排、氧气流量控制设备和氧气输送管线组成，见图1。氧气流量
氧气瓶
汇流排
3.1.2氧气、氧气瓶和汇流排
控制设备
图1加氧系统示意图
给水泵吸入侧加氧点
凝结水精处理出口加氧点
应选用纯度大于99%的氧气。氧气瓶宜选用承压15MPa、容积40L的钢瓶：氧气瓶和汇流排宜布置在主厂房零米层，便于氧气瓶的搬运。3.1.3加氧流量控制柜
加氧流量控制柜应具备手动和自动调节氧气流量的功能，加氧流量控制范围应满足机组水汽系统氧量控制的要求。加氧流量控制柜可布置在专门加氧间或化学加药间。3.1.4氧气输送管线
氧气输送管线应包括氧气母管和氧气输送支管。氧气输送管线的设计应符合GB50030的规定，氧气瓶至汇流排的母管应采用铜合金管或紫铜管，母管与氧气瓶的连接应采用专用卡具。母管出口减压后，可采用不锈钢管与加氧流量控制柜连接。
加氧流量控制柜至加氧点的氧气输送支管可采用内径为5mm~7mm、壁厚为1.5mm2.5mm的不锈钢管。
除氧器出口氧气输送支管应在加氧点附近分开至各给水泵前置泵入口加氧点。加氧点就地应设置两个耐压仪表针型阀或截止阀，此处不宜设止回阀。-
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3.2取样系统
热力系统汽水各取样点至检测处的管线应采用奥氏体不锈钢管。宜增设必要的取样点，如高压加热器的疏水取样点。汽包炉应设置炉水下降管取样点，取样管应从下降管、下水联络管或下联箱引出。3.3加氧点
给水加氧应采用二级加氧，第一级应在凝结水处理设备出口母管，第二级应在除氧器出口给水泵前置泵入口管。
各加氧点应设在相应取样点的下游。4直流锅炉给水处理
4.1给水加氧处理的条件
给水加氧处理应满足下列条件：a）给水氢电导率应小于0.15uS/cm（25℃）；凝结水有100%的精处理装置，且运行正常：b)
除凝汽器管外，水汽循环系统设备应为钢制元件：锅炉水冷壁管内的结垢量应小于250g/m2：新机组投运后3个月～6个月，待机组运行稳定，水质满足加氧要求时，应尽早考虑实施给e
水加氧处理的转换：
已经投运数年的机组，应割管检测锅炉系统的结垢情况，必要时，进行锅炉（包括炉前给水系统）的化学清洗后，再转入给水加氧处理：g）在线化学仪表满足加氧处理工艺所要求的检测能力；h）加氧装置已安装调试。
4.2pH控制方式
给水加氧处理的同时，应进行加氨处理来调节给水pH，加氨点应为凝结水精处理出口，加氨量应由自动加氨装置通过加氨后电导率和凝结水流量控制。4.3锅炉给水处理的转换
4.3.1转换前应进行的准备工作
转换前应进行下列准备工作：
a）热力系统材料状况的调查。热力系统材料状况调查应包括省煤器管、水冷壁管、过热器管、再热器管、汽轮机，以及高、低压加热器等设备部件的材料和腐蚀状态，阀门的阀座、密封环的材料和腐蚀状态。
水质查定。应对整个系统取样点的水质情况进行全面的查定并作好记录。b）
加氧系统的设计、安装及调试。加氧系统设计及安装调试完毕。氧气的存储量以满足机组在额定负荷工况下正常运行7天为宜。结垢量检查及锅炉化学清洗。实施转换前，应利用检修机会对锅炉省煤器和水冷壁的沉积物d)
量、沉积物成分进行全面检查，必要时进行化学清洗。过热器和再热器高温氧化层检查。检查过热器和再热器高温氧化层厚度，掌握氧化皮剥落的e
情况，防止剥落的氧化皮堵塞对流受热面管弯头。4.3.2转换步骤
实施转换步骤如下：
停加联氨。转化为加氧方式之前，应提前1个月停止加入联氨。在停加联氨期间，应加强对a）
给水和凝结水中的溶解氧、含铁量和含铜量的监测。水质稳定后即可实施转换工作。b）加氧。应在凝结水精处理出口或在给水泵吸入侧的加氧点进行加氧，也可以两点同时2
加氧。
4.3.3加氧量控制
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加氧初始阶段，可控制除氧器入口和省煤器入口含氧量小于300ug/L。同时应监测各取样点水样的氢电导率、含铁量和含铜量的变化情况。如果给水和蒸汽的氢电导率随氧的加入升高，但未超过0.5uS/cm，而且凝结水精处理出口的氢电导率变化不大，则可保持给水中含氧量在300μg/L以下；若给水和蒸汽的氢电导率超过0.5uS/cm，应适当减小加氧量，以保持给水和蒸汽的氢电导率小于0.5uS/cm。
4.3.4除氧器、加热器排气门调整方式除氧器、加热器排气门调整方式如下：a)
应保持除氧器排气门处于微开状态；b)
加氧初始阶段，当蒸汽中的溶解氧达到30ug/L～150ug/L时，应关闭高压加热器汽侧运行连续排气门，确保高压加热器疏水的含氧量维持在10ug/L～30ug/L；正常运行阶段，高压加热器汽侧运行排气门宜保持微开状态，保证疏水系统含氧量维持在c）
5ug/L以上。
4.3.5给水pH调整
在完成上述转换后，可以调整给水pH至8.0～9.0。4.4给水加氧处理运行和监督
4.4.1运行与监督
给水加氧处理时，运行中监督和检测的水汽质量项目应符合表1的要求。各项控制指标应符合表2的规定。
直流炉给水加氧处理水汽质量监测项目取样点
凝结水泵出口
凝结水精处理
除氧器入口
省煤器入口
主蒸汽
高压加热器疏水
注：C
(25℃)
连续监测，W
取样点
凝结水泵出口
氢电导率
(25℃)
μS/cm
每周一次，T
电导率
(25℃)
μus/cm
溶解氧
μg/kg
μg/kgwww.bzxz.net
根据实际需要定时取样监测。
μg/kg
直流炉给水加氧处理水汽质量标准监测项目
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
μg/kg
主常运行
控制值
钠离子
μg/kg
氯离子
μg/kg
期望值
DL/T805.12011
取样点
凝结水精处理
除氧器入口
省煤器入口
主蒸汽
监测项目
氢电导率（25℃）
μS/cm
二氧化硅
钠离子
氯离子
电导率（25℃）
μS/em
溶解氧
pH（25℃）
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
二氧化硅
钠离子
氯离子
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
μg/kg
二氧化硅
μg/kg
表2（续）
正常运行
控制值
30~150
8.0~9.0°
30~150
期望值
30~100
取样点
主蒸汽
高压加热器疏水
监测项目
钠离子
μg/kg
μg/kg
μg/kg
溶解氧
表2（续）
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正常运行
控制值
期望值
由于直接空冷机组的空冷凝汽器存在腐蚀问题，因此直接空冷机组的给水pH应通过试验确定。a
4.4.2机组启动后的水质处理和运行要求机组启动后的水质处理和运行要求如下：a）机组启动后应根据GB/T12145的规定进行冷态和热态冲洗，同时凝结水精处理出口应加氨，不应加联氨。机组启动时，应尽快投运凝结水精处理设备。机组带负荷稳定运行后，并且凝结水精处理出口母管氢电导率小于0.12uS/cm，省煤器入口氢b）
电导率小于0.15uS/cm时，方可进行加氧处理。为加快循环回路中溶解氧的平衡，加氧初期可提高给水中的含氧量，但最高不得超过300μg/L。c）加氧8h后，应降低凝结水精处理出口加氨量，水质应符合表2的要求。4.4.3除氧器和高、低压加热器的运行方式除氧器和高、低压加热器的运行方式如下：机组启动时，打开高压加热器排气门，打开除氧器排气门；当开始加氧后，4h内关闭除氧器a)
排气门至微开状态。
b）开始加氧后，4h内关闭高压加热器排气门，高压加热器疏水的含氧量应大于5ug/L。正常运行时，当关闭高压加热器汽侧运行连续排气门影响到高压加热器的换热效率时，可根c)
据机组的运行情况微开或定期开启运行连续排气门。4.4.4水质及运行异常时的处理原则4.4.4.1水质恶化
凝结水氢电导率大于0.3uS/cm时，应查找原因并按GB/T12145的要求采取三级处理。当凝结水精处理出口、除氧器入口的氢电导率大于0.12uS/cm，并且省煤器入口的氢电导率大于0.2uS/cm时，应停止加氧，并打开除氧器启动排气门和高压加热器向除氧器运行连续排气一、二次门。此时，应将除氧器入口电导率目标值改为7.0uS/cm，提高凝结水精处理出口加氨量，提高给水的pH至9.3～9.6；待省煤器入口的氢电导率合格后，再恢复加氧处理工况。4.4.4.2非计划停运
非计划停运时，应立即停止加氧，并打开除氧器排气门和高压加热器排气门。手动加大凝结水精处理出口的加氨量（必要时启动给水加氨泵向除氧器出口加氨），应尽快将给水pH提高到9.3～9.6。4.4.4.3正常停运
正常停运，可提前4h停止加氧，并打开除氧器和高压加热器排气门。加大凝结水精处理出口氨加入量，以尽快提高给水pH至9.3～9.6。5
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4.5停（备）用保养
4.5.1中、短期停机
停机前应调整给水pH为9.3～9.6。锅炉需要放水时，应按照DL/T956的相关规定执行。锅炉不需要放水时，锅炉应充满pH为9.3～9.6的除盐水。4.5.2长期停机
应提前4h停止加氧。汽轮机跳闸后，应建立分离器回凝汽器的循环回路，旁路凝结水精处理设备，提高凝结水精处理出口加氨量，调整给水pH为9.610.0。按照DLT956的相关规定，停炉冷却，在锅炉压力为1.0MPa～2.4MPa，热炉放水，打开锅炉受热面所有疏放水门和空气门。
加氧处理机组不应采用成膜胺保养。5汽包炉给水加氧处理
5.1给水加氧处理的条件
给水加氧处理应符合下列条件：a）凝结水系统应配置全流量精处理设备，凝结水精处理出口母管的氢电导率应小于0.12uS/cm；省煤器入口氢电导率应小于0.15μS/cm；b）
c）锅炉水氢电导率应小于1.5us/cm；d）锅炉水冷壁管内的结垢量达到250g/m时，在给水采用加氧处理前宜进行化学清洗。5.2pH控制方式
给水加氧处理的同时应加氨处理，加氨点应为凝结水精处理出口，加氨应采用自动加氨装置控制。5.3锅炉给水处理的转换
5.3.1转换前的准备工作
应符合4.3.1的要求。
5.3.2转换步骤
实施转换步骤如下：
停止加联氨。转化为加氧方式之前，应提前1个月停止加入联氨。在停加联氨期间，应加强a）
对给水和凝结水溶解氧、含铁量和含铜量的监测。水质稳定后即可实施转换工作。b）炉水停止加磷酸盐。转化为加氧方式之前，炉水应停止加磷酸盐，炉水处理方式应转为AVT处理，通过排污使炉水中磷酸盐含量为零，转化为加氧方式之后，应加入NaOH调节炉水的pH。若2台锅炉公用1套磷酸盐加药设备，应对磷酸盐加药设备进行隔离改造。c）加氧。在凝结水精处理出口或给水泵吸入侧的加氧点进行加氧，也可以两点同时加氧。5.3.3加氧量控制
要求与4.3.3相同。
5.3.4除氧器、加热器排气门调整方式要求与4.3.4相同。
5.3.5给水pH调整
要求与4.3.5相同。
5.3.6机组负荷、给水氧含量和下降管炉水氧含量关系试验水汽系统氧平衡和给水pH调整结束后，应在不同负荷下进行给水氧含量和下降管氧含量的关系试验，确定与炉水下降管氧含量允许值相适应的给水氧含量控制范围。5.4给水加氧处理的运行和监督
5.4.1运行与监督
给水加氧处理时，运行中监督和检测的水汽质量项目应符合表3的要求。各项控制指标应符合表46
的规定。
取样点
凝结水泵出口
凝结水精处理
除氧器入口
省煤器入口
下降管炉水
汽包炉水
主蒸汽
高压加热器疏水
注：C-
(25℃)
-连续监测，W-
取样点
凝结水泵出口
凝结水精处理出口
除氧器入口
省煤器入口
汽包锅炉给水加氧处理水汽质量监测项目氢电导率
(25℃）
μS/cm
每周一次，T-
电导率
(25℃)
μS/cm
溶解氧
μg/kg
μg/kg
一根据实际需要定时取样监测。表4汽包锅炉给水加氧处理水汽质量标准监测项目
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
氢电导率（25℃）
μS/cm
二氧化硅
钠离子
氟离子
溶解氧
电导率（25℃）
μS/cm
电导率（25℃）
μS/cm
PH(25℃)
氢电导率（25℃）
μS/cm
μg/kg
DL/T805.1—2011
钠离子
μg/kg
正常运行
控制值
30~150
氯离子
μg/kg
期望值
30~100
DL/T805.1—2011
取样点
省煤器入口
下降管炉水
汽包炉水
主蒸汽
高压加热器疏水
监测项目
溶解氧
氮离子
氢电导率（25℃C）
μS/cm
溶解氧
氮离子
电导率（25℃）
μS/cm
pH(25℃)
二氟化硅
氢电导率（25℃）
μS/cm
溶解氧
μg/kg
二氧化硅
μg/kg
钠离子
μg/kg
μg/kg
溶解氧
表4(续）
正常运行
控制值
≤120
≤150
期望值
30~80%
由于直接空冷机组的空冷凝汽器存在腐蚀问题，因此直接空冷机组的给水pH应通过试验确定。给水氧含量的控制值应通过锅炉下降管炉水允许氧含量与给水氟含量关系试验确定。b
5.4.2机组启动时的水质处理和运行要求机组启动时的水质处理和运行要求如下：机组启动时应尽快投运凝结水精处理设备。a）
应按GB/T12145的规定进行冷态和热态冲洗。机组带负荷稳定运行后，并且凝结水精处理出口母管氢电导率小于0.12uS/cm，省煤器入口氢电导率小于0.15μS/cm时，方可进行加氧处理。为加快循环回路中溶解氧的平衡，加氧初始可提高给水中的含氧量，但最高不得超过300ug/L。
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