停炉保护1 保护目的热力设备在停（备）用期间如不采取保护措施或保护措施不当，外界空气会大量进入水汽系统，整个热力系统金属内表面会遭到溶解氧的腐蚀，其腐蚀速度一般远大于运行期间的腐蚀速度。

因此，设备停运期间应采取有效的保护措施，以减小热力设备停（备）用期间的腐蚀危害,提高设备运行安全性，延长设备使用寿命。

成膜胺停（备）用保护方法是在机组停机进行过程中，当锅炉压力、温度降至适当条件时，向热力系统加入有机胺类成膜药剂，药剂随着汽水进行循环，药剂分子紧密吸附在金属表面并依次有方向的排列，形成具有“屏蔽作用”的分子保护层,阻止电荷和腐蚀性物质（氧、二氧化碳、水分）在金属表面的迁移，从而达到阻止金属腐蚀的目的。

具有保护周期长、保护范围广、适用于开放式检修和操作简便等特点，能够有效减缓机组停备用期间热力设备的腐蚀，提高机组的运行安全性和经济性，延长设备使用寿命。

2 编制依据DL/T 956-2005《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》GB/T 12145－1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》DL/T 561－1995 《火力发电厂水汽化学监督导则》3 机组概况 3.1锅炉系统过热蒸汽额定压力：17.22MPa 过热蒸汽额定温度：541℃过热蒸汽额定流量：1062.6t/h 3.2 汽轮机系统型号：N350-16.67/538/538 型式：亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、冷凝反动式主蒸汽额定流量：1062t/h 高缸排汽温度：325.9℃汽轮机级数：37级4 停运保护工艺确定4.1 机组运行控制要求为保证达到良好的保护效果，机、炉、化学等运行部门应熟悉保护工艺，并结合本厂机组状况和运行规程制定相应的停运保护操作措施。

加药时应同时满足如下两个技术要求：I. 机组采用滑参数停机的方式，主蒸汽温度降低到500℃以下（温度过高会导致药剂部分分解，温度越低越有利于提高成膜效果，条件具备时宜将加药时的主汽温度降低到450～250℃）；II. 加药开始后机组继续进行滑参数停运，然后打闸停机、锅炉熄火，在此期间保护药剂通过汽水循环形成保护膜。

为保证成膜效果，开始加药至打闸停机的时间间隔控制在2.5±0.5小时。

4.2 保护范围与加药位置保护范围可包括：锅炉本体（包括水冷壁、汽包、过热器、再热器）、汽机本体、高低压加热器、省煤器、除氧器、凝汽器、给水泵、凝结水泵以及相关水汽管道等。

本次加药采用停机前一定工况条件下，向给水中加药并进行循环成膜的方法。

加药位置在除氧器下降管的给水加药点。

4.3 保护药剂及加药量确定本次保护采用YKED-2型停运保护剂，该药剂主要成分为以十八烷基胺为主的高纯直链烷烃类成膜胺，同其它有机胺衍生物类或复配的成膜胺药剂相比，具有药剂成分明确、成膜效果好、无点蚀和腐蚀危害性、分解产物单一等特点。

依据机组容量、额定蒸发量及保护范围，结合停运时间，确定本次保护药品用量为500kg。

4.4 加药装置 4.4.1 专用加药装置采用专用加药泵和临时药箱实施加药，该套加药装置暂由试验院临时提供。

加药泵基本参数如下：加药泵流量:0～2400L/h；加药泵出口压力：0～4MPa；安装条件：加药现场应具备除盐水水源（配备连接软管，可向配药箱供除盐水）及约3kW的动力电源。

连接方式：提前足够时间在给水加药泵出口母管上焊接不锈钢针形阀门，并利用专用接头连接加药泵与针型阀(或加工可与专用加药泵配套连接的临时带法兰管节)。

其中加药示意图如图1所示。

去给水临时加药门临时连接管#2氨泵#1氨泵专用加药泵图1 临时加药泵连接示意图注意事项：利用专用大流量加药泵加药，加药泵连接点可以选择在联胺泵或氨泵出口，如果选择连接在氨泵出口管时，开始加药前应将加药管路中的氨液排放干净，避免加药时给水pH快速升高。

4.4.2 备用加药装置将给水以及炉水加药系统作为本次加药保护的备用加药装置，以防止在专用加药泵故障情况下能够完成加药。

应有足够多的柱塞式或隔膜式加药泵能满负荷工作（2～4台，单台泵最大流量约40或80L/h）。

5 停运保护前应具备的条件 5.1 至少在机组确定停机前一天将加药装置、药品运放到加药现场（给水加药间）。

连接好电源、水源，并进行加药装置试运行，正常后备用。

5.2 加药前的水质调整与准备：计划停机前4～8小时，停止磷酸盐加药，增大锅炉排污量，使磷酸盐含量、炉水电导率保持在较低水平。

炉水pH保持在9.0～9.5之间（必要时向炉水中添加少量氢氧化钠以提高pH），给水pH控制在9.0左右，联胺浓度控制在正常水平。

5.3 加药前的系统隔离措施：严格隔断被保护机组与其它机组的水、汽联系，防止药品进入其它机组水汽系统；凝结水精处理装置退出运行；锅炉定排、连排关闭；将生活用汽从停运机组完全断开；切断停运机组的所有对外抽汽（如灰斗加热用汽等），以减少药品损失和减少锅炉补水量。

5.4 其它准备工作：注意控制煤仓煤量和粉仓粉位，使可供燃烧时间与方案要求时间吻合（不再供粉，粉仓粉量正好可以维持2.5小时时通知开始启泵加药）；在线仪表除PH、电导率表外其余表计（钠表、硅表、磷表、溶氧表等）一律停运；滑参数停运前，水汽指标调整到正常范围后，将磷酸盐泵、氨泵、联胺泵停运。

6 停运保护实施程序6.1 保护药剂的配制所用保护药剂为流动较好的混悬浊液，可以与水以任意比例搅拌稀释，可以直接加药或稀释后通过加药装置加药。

药剂的配制在开始加药前半小时或加药过程中完成。

专用加药装置配药：专用加药装置自身带有药箱（或外置塑料药桶），其加药速度可调且富裕量较大，可直接加药，或将药品与水以适当比例（1～5倍）混合并搅拌均匀后加药。

备用加药装置配药：若采用正式系统中的加药装置时（氨泵、联胺泵或磷酸盐泵），由于加药泵速度很慢，稀释比例不宜过大，应根据加药泵的流量和数量，以预定时间内药品能够加完来确定稀释后的总药量。

6.2 给水中加药 6.2.1 加药方法具备以上条件，且机组达到运行控制要求的情况下，按照值长指令，由加药操作人员启动加药泵，将稀释搅拌均匀的保护药剂加入到给水中。

加药时间：全部药剂在1.5小时左右加完，加药过程中根据加药速度和水质情况可以间歇进行。

加药完成后进行药箱和加药管路水冲洗。

根据加药管路长度冲洗水量一般不少于100升除盐水。

6.2.2 机组运行与控制要求加药开始后按照加药需要的温度和时间要求及时对机组运行状态进行调整。

除氧器排气门尽量保持小开度；汽包水位保持在正常水位或较低水位；给水尽量控制在较低流量，给水泵再循环回水量尽量控制在最低水平；根据水质变化情况，必要时在加药开始30分钟后进行一次定排或适当的连排，排污期间可暂停加药。

加药完成后循环运行30分钟，之后尽快完成打闸停机操作（宜控制在30分钟内），期间防止主汽温度大幅度回升的情况出现。

6.3 监督化验与水质调节6.3.1 监督化验项目停运过程中应对给水、炉水、凝结水、饱和、过热蒸汽的pH、电导率和氢电导率进行化验，记录频率为每15～30分钟1次；可以手工取样化验或通过在线pH、电导率表进行监测。

（注：通过在线表监测pH和电导率时，使用后需对电导率表的氢离子交换柱树脂进行更换；使用后的电极用温热的无水乙醇清洗干净）根据需要，在实施保护期间对给水、炉水、凝结水、饱和蒸汽、过热蒸汽的铜、铁、硅含量取样化验。

监测频率如下：每1小时取样化验一次（现场无法即时化验时可准备足够的取样瓶取样事后化验）；取样时尽量保持各个取样管具有较高的流速且流量接近。

开始加药后记录机组滑停过程中的主要参数，包括：机组负荷，给水流量，主蒸汽（或过热蒸汽）温度、压力。

频率为15分钟1次。

同时记录热炉时各主要设备（汽包、锅炉、除氧器、凝汽器等）的放水时间、温度等数据。

6.3.2 水质调节加药开始后立即进行以上监督化验，必要时对给水或炉水pH进行调节。

调节方法：炉水pH出现降低时向炉水中加入0.2～0.5%浓度的氢氧化钠溶液以提高pH值；给水、凝结水pH值出现降低时向给水中加入氨溶液以提高pH值；水、汽pH值升高速度较快时应减慢加药速度或暂停加药一段时间；炉水电导率显著升高时（超过加药前指标50%以上），暂停加药进行一次定排；饱和蒸汽指标出现显著变化时根据需要适当打开连排排污10～20分钟。

以上调节由技术指导人员或监督化验人员根据实际水质状况汇报值长，由值长安排进行操作。

6.4 热炉放水停炉后锅炉系统尽量保证严密，当汽包压力降至0.6～1.6MPa 时（温度尽量高于130℃），迅速放尽炉水。

操作中应尽量将相关设备的疏水、存水放净并尽量烘干。

放水过程中全开空气门、排气门和放水门，自然通风排出锅内湿气，直至锅炉内空气相对湿度达到70%以下。

尽量放空凝汽器热井中存水。

记录各设备（锅炉、除氧器、凝汽器等）放水时间、放水时温度、压力及湿度。

6.5 废液处理本次所用保护药剂成分为直链烷基胺类化合物（CnH2n＋1NH2，n＝12～21），该类化合物为弱碱性有机胺化合物，药品本身无毒、无腐蚀性；研究检测表明该类型药剂最终分解产物为CH4、NH3、CO、H2等，且药剂使用浓度很低（有效成分浓度低于0.01%）因此使用该保护药剂后对水质影响很小，不会对环境产生不良影响。

可按正常操作进行热炉放水，无须对排放水进行额外的处理。

7 保护效果检查与评价可采取以下方法中的一种或几种进行保护效果的检查评价。

7.1 成膜外观检查对相关设备除氧器、凝汽器、高(低)加、汽包、凝结水泵、给水泵、水冷壁、省煤器及过热器、再热器进行成膜外状及憎水性检查（在表面相对光洁的金属表面，良好的成膜应具有明显的憎水性和一定的光泽），并在设备停用过程中检查是否有停用腐蚀发生。

7.2 耐蚀性检查7.2.1 耐腐蚀性试验按上述方法制取的水冷壁、省煤器、过热器管样，与比对管样（没有保护膜的同材质管样）一起放置在除盐水或自然环境中(可增加温度、湿度以加速腐蚀)进行试验观察，记录管样表面出现锈蚀点的时间、数量和状态。

出现锈蚀点的时间越晚，或同等时间后锈蚀点数量和面积约小，表示膜的耐腐蚀性能越好。

7.2.2 酸性硫酸铜试验对水冷壁、省煤器割管截取50mm长的短节并剖开，采用酸性硫酸铜溶液对管样进行滴定，根据管样耐腐蚀时间长短对保护膜层进行耐蚀性评价。

一般保护后管样耐腐蚀能力提高5～10倍以上。

标准酸性硫酸铜溶液成分：0.4mol/L CuSO4 溶液：10%NaCl溶液：0.1mol/L 盐酸＝8：4：3 7.3 再启动水质评价停运后启动过程中（包括冷、热态冲洗，冲转及正常运行阶段），监测给水、凝结水、炉水或蒸汽的汽水品质（包括铁含量最高值和合格时间）较未保护情况下的变化。

采用该方法能较为直观地反映整个热力系统的防腐蚀效果。