流程:凝汽器→凝结水泵→前置过滤器→精除盐→低压加热器→除氧器→给水泵→高压加热器→锅炉本体水汽系统→启动分离器→凝汽器 5.1.2.1除氧器进汽除氧
低压给水系统冲洗结束后，除氧器即投入蒸汽加热进行给水除氧。直到除氧器出水含氧小于30ug/L后即对高压给水及锅炉进行冷态冲洗。 5.1.2.2高压给水及锅炉的冷态冲洗
沿上述管路进行变流量冲洗。冲洗过程中，维持除氧器的最低除氧温度并投入加药设备。当启动分离器铁离子浓度大于500ug/L时，冲洗水排放，当冲洗水铁离子小于500ug/L时进行上述管路循环冲洗，并投入前置过滤及精处理装置。
当循环到省煤器入口水铁离子浓度小于50ug/L、启动分离器出口铁离子浓度小于100ug/L时，冷态冲洗结束。 5.2 机组启动期间锅炉热态冲洗监督
当给水水质达到表1要求时，锅炉点火进行受热面的热态冲洗。
表1机组启动期间锅炉热态冲洗监督水汽品质标准 内 容 单 位 省 煤 器 入 口 水 电 导 率 PH 值 硬 度 二氧化硅 溶 解 氧 Fe Cu 2+2+数 值 <1.0 9.2～9.6 0 <30 <100 <50 <10 μS/cm μmol/L μg/L μg/L μg/L μg/L 在锅炉启动过程中将水温提高到200℃左右（以锅炉本体水汽系统出口水温为准），停止升温并维持锅内的水温，并沿高压系统冷态清洗时的循环回路流动，使水汽系统中清洗出来的杂质不断被前置过滤器及除盐混床除掉。经过一段时间后，再次升高水温使其达到250℃左右并维持温度，继续进行热态清洗。再经过一段时间后，将水温升到290℃进行热态清洗。清洗时，监测包覆管出口水质，当铁和二氧化硅小于100ug/L，YD≈0μmol/L,DD≤1μs/cm时，热态清洗结束。
锅炉启动前，应检查所有的取样装置，加药设备，必须处于良好的备用状态。 锅炉开始点火，启动氨泵，联氨泵向系统加药，调整加药量，使凝结水、给水符合水质标准要求。
锅炉开始升压时，化学通知锅炉值班员将给水、蒸汽取样一次门，投入取样装置中
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的冷却水系统。
锅炉升压至1.96MPa时，开始做炉前给水、?蒸汽的各项水质分析，并做好记录，滑启时蒸汽中SiO2≤50μg/L，此时根据水、汽质量调节各加药泵行程，尽快使水质合格。
凝结水水质达到凝结水处理装置投入的条件后，投入凝结水处理装置。 5.3 蒸汽吹洗
给水pH=9.2-9.6、启动分离器排水Fe≯1.0mg/L。当Fe＞1.0mg/L或启动分离器排水发红、发浑时，应在吹管间歇整炉换水的方式以降低含铁量。蒸汽质量要求如表2：
氢电导率（25℃） μs/cm ≤0.50 表2蒸汽吹洗期间蒸汽品质标准 二氧化硅 铁 铜 μg/L μg/L μg/L ≤30 ≤50 ≤15 钠 μg/L ≤20 5.4 汽轮机冲转时的监督 当锅炉热态冲洗结束后，锅炉进行升温升压，汽机启动前，通知值班人员打开汽轮机部分的取样一次门，投入取样装置。
锅炉冲管时，严格按照冲洗指标进行，即指标合格方能进行下一步冲洗。汽轮机冲转时的过热蒸汽SiO2不超过100μg/L，开始冲转要加强对凝结水质量的监督，适当增加化验次数，测定硬度、铁，并观察水样是否澄清，如水样浑浊或硬度＞5μmol/L时，应通知汽机值班员排放。
凝结水回收质量标准见表3：
外 观 无色透明 表3 凝结水回收质量标准 YD，μmol/L SiO2，μg/L Fe，μg/L ≤10.0 ≤80 ≤80 Cu，μg/L ≤30 凝结水质量达到表4标准，可投入凝结水处理装置否则应采用排放冲洗。 表4 精处理系统投入标准 项 目 外 观 Fe，μg/l 启动时 无色透明 ＜500 正常运行 无色透明 高低加汽侧投入后，应及时取疏水分析，当水质达到表5标准时，可以回收，否则应通知值班员排放，直至合格为止。
表5 疏水回收水质标准 项目 标准 YD，μmol/L ≤2.5 Fe，μg/L ≤50 除氧器的化学监督: 启动前应冲洗干净，如水浑浊或硬度超过标准，应排掉换水，4
直至水质合格方可作为锅炉补给水。启动后取样分析除氧器溶解氧，启动阶段O2≤30μg/L。当除氧器汽温、压力达到运行参数4小时后，O2 ≤7μg/L，若不合格，立即通知值班员及时调整，查找原因。
蒸汽参数提高后，监测过热蒸汽质量，过热蒸汽达到表2标准时，可以冲转汽轮机。 5.5热网补充水水质见表6.
表6 热网补充水质标准 项目 标准 YD，μmol/L ＜600 悬浮物，mg/L 5 溶 解 氧，μg/L ＜100 5.6 机组联合启动过程中的化学监督 机组联合启动过程中，带1/2额定负荷及以上时给水质量标准如表7。
表7 机组联合启动过程中，带1/2额定负荷及以上时给水标准 Fe μg/L ＜20 SiO2 硬度 pH值 氢电导率（25℃） 溶解氧 N2H4 μs/cm μg/L μg/L μg/L μmol/L ＜20 ≈0 9.2～9.6 ＜0.30 ＜10 (1/3额定负荷后) ≤30 机组联合启动过程时，协助并监督发电机内冷水净化装置的调试及投运。发电机冷却水系统投运前应采用合格的除盐水进行冲洗，冲洗水的流量、流速应大于正常运行下的流量、流速。当冲洗至排水清澈无杂质颗粒，进、排水的pH值基本一致，电导率小于2μS/cm，冲洗结束。
机组联合启动时，应投入凝结水检漏装置。 5.7 机组168小时满负荷试运行期间的化学监督
为加强直流机组运行中的化学监督，防止不良的给水水质、蒸汽汽质及其它介质对机组造成危害，168小时满负荷试运行期间执行正常水汽标准，如表8。
表8 168小时满负荷试运行AVT期间主要水汽品质 项 目 Fe Na 给 水 SiO2 Cu pH值 氢电导率（25℃） 溶解氧 5
2++2+单 位 μg/L μg/L μg/L μg/L μs/cm μg/L 数值/期望值 ≤5/3 ≤3/2 ≤10/5 ≤2/1 9.2～9.6 ≤0.15/0.10 ≤7 给 水 项 目 联氨 TOC Fe Na +2+单 位 μg/L μg/L μg/L μg/L μg/L μs/cm μg/L μg/L μg/L μg/L μg/L μs/cm μg/L μs/cm μg/L μg/L 数值/期望值 ≤30 ≤200 ≤5/3 ≤3/2 ≤10/5 ≤0.15/0.10 ≤2/1 ≤5/3 ≤3/1 ≤10/5 ≤2/1 ≤0.15/0.10 ≤20 ≤0.15/0.10 ≤10 ≤200 蒸 汽 SiO2 氢电导率（25℃） Cu 2+2++精 处 理 后 凝 结 水 Fe Na SiO2 Cu 氢电导率（25℃） 精处理前溶解氧 电导率（25℃） SiO2 TOC 2+补给水 5.8 发电机冷却水控制指标，如表9。 电导率(25℃），μS/cm 0.4～2.0 表9发电机冷却水水质标准 溶解氧，μg/L 铜，μg/L ≤20 ≤30 pH（25℃） 8.0-9.0 7.0-9.0 5.9 整组启动时的其他监督 在整套启动过程中，除对水汽进行监督外，还要对氢气、油质、煤质、废水排放指标进行监督，并做好机组停运期间的防腐蚀监督，整套启动试运行汽轮机油、抗燃油质量标准如表10。
机械杂质目视 无 -- 表10整套启动试运行汽轮机油、抗燃油质量标准 颗粒度 水分 破乳化度 min SAE标准级 NAS标准级 mg/L mg/kg 投运前≤3 运行中≤6 中压油≤5 高压油≤3 投运前≤6 运行中≤9 中压油≤8 高压油≤6 ≤60 -- ≤100 -- -- ≤1000 酸值 mgKOH/g 加防锈剂≤0.3 中压油≤0.25 高压油≤0.20 项目 汽轮机油 抗燃油 汽轮机油水分控制极限值为0.2% 5.10 机组启动前后化学监督的分析项目及时间
表11 冷态冲洗化学监督的分析项目 项 目 凝结水泵出入口 YD ● DD Fe ● pH ● N2H4 SiO2 ● 6
除氧器出口 给 水 项 目 凝结水泵出口 除氧器出口 给 水 项 目 给 水 项目 高速混床入口 高速混床出口 项 目 凝结水泵出口 高速混床出口 除氧器水 给水 主蒸汽 再热蒸汽 辅助蒸汽 高低加疏水 ● YD ● ● ● Fe ● DD ● ● pH ● ● ● ● DD ● ● ● ● ● ● ● DD pH ● SiO2 ● ● N2H4 ● ● ● ● Na ● ● O2 ● ● ● Fe ● ● ● ● pH ● ● ● N2H4 ● Fe ● ● YD ● ● ● ● ● ● ● ● ● pH ● ● Fe ● N2H4 ● ● ● SiO2 ● ● ● SiO2 ● Cu ● ● Cl ● ● Na ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● 表12 热态冲洗化学监督的分析项目 表13 蒸汽吹洗化学监督的分析项目 表14 凝结水精处理化学监督的分析项目 表15 168小时试运汽、水质量监督 Cu SiO2 ● ● ● ● ● 5.10 分析时间 5.10.1 每个阶段，每60min分析一次。根据具体情况个别项目可缩短时间。 5.10.2 当水质合格后逐步延长到120min分析一次。
6 调试需使用的仪器
调试仪器具体见表16：
序号 1 2 设备名称 电导率仪 （台式） 表16整套启动期间调试所用仪表 协议及型号 单位 台 台 备注 酸度计（台式） 测量范围：pH0—14 数字式：pH±0.01pH 测量范围：0～200us/cm 精确度：±1%， 7
湖南华电常德发电有限公司2×660MW超超临界机组整套启动调试方案汇总
