电厂化学监督的内容和必要性

电厂化学监督的内容和必要性化学监督的目的是防止锅炉、汽轮机等热力设备因结垢、腐蚀或积盐引起损坏或降低效率，是保证发电设备安全经济运行的重要环节之一。化学监督的主要任务是对水汽质量、设备的结垢、腐蚀、积盐程度、设备投运前表面的清洁程度，以及停运时的防腐情况等进行全面监督。如何才能使化学监督工作做到预防为主，要做到这一点，一方面要创造条件使锅炉在最佳条件下运行。例如，保持水汽品质经常符合标准的要求，有超标及时校正；锅炉投运前能进行良好的化学清洗，使锅炉金属表面能形成良好的保护膜；锅炉停运时，能采取防腐措施，防止锅炉发生停运腐蚀。另一方面，要及时掌握锅炉的结垢腐蚀情况，在结垢、腐蚀尚未发展到危及锅炉安全生产前，便采取措施，消除或减少其影响，从而提高设备的安全经济性，延长其使用寿命。要搞好化学监督工作，必须在厂长、总工的领导下，协调统筹安排汽机、锅炉、电气、化学、燃料、热工等部门的关系。另外，好要做好基建安装阶段、运行阶段、检修和停备用期间的全过程管理才能真正搞好化学监督工作。电力油务监督和管理工作主要为：新油的验收和保管；运行油的质量监督和维护；不合格运行油的更换、收集和处理；设备和系统检修时的的监督和验收；开展气相色谱法检测充油电气设备内的潜伏性故障；围绕电力油品开展的其它实验方法、新材料、新技术的研究开发和油质维护的有效措施。对于汽轮机，特别是300MW级以上润滑和调节系统分开的机组，对润滑油提出了许多新的要求，尤其是调节系统的磷酸酯抗燃油，颗粒污染度的控制是这类机组的特殊共性要求，否则可能引起大轴、叶片的划痕、拉伤以及伺服阀的的卡瑟而引发事故。电厂燃料化学监督包括入场原煤、入炉煤、飞灰等分析化验工作，前者属商品性质，按质计价或拒守不合格的来煤，后者为经济分析提供数据，同时指导锅炉燃烧工况的调整。进行有效的燃料监督同样是保证机组安全运行的重要环节之一，炉管的积灰结渣而引起效率的下降、尾部受热面的磨损、腐蚀等都与燃料的化学特性有关。因此，为使锅炉设备各个环节严格按照技术参数运行，维持最佳的运行工况，从而达到良好的经济效益，就要求在电厂的生产中，对有关燃煤进行严格的化学监督。水处理与汽水监督目前，随着我国电力工业的飞速发展，亚临界压力机组成为我国火电行业的主力机组，随着压力、温度、容量的提高，对汽水品质提出了更严格的要求，与之相适应的水处理技术也得到更快的发展，从水质软化、离子交换发展为今天的膜法除盐工艺，出水纯度达到理论纯水级。天然水中杂质的存在形态天然水中的杂值，有的呈固态，有的呈液态和气态，他们大多以分子态、离子态或胶体颗粒存在于水中。根据其颗粒的大小不同，可分为悬浮物、胶体和溶解物质三大类，其物理化学特征、去除的主要途径见下表：粒径/mm10-710-610-510-410-310-210-1110分类溶解物胶体悬浮物特征透明光照下浑浊浑浊肉眼可见处理方法离子交换、膜分离、蒸馏混凝澄清过滤自然沉降水质指标对于不同行业的工业用水，其水质要求不同，对于锅炉用水，其主要的水质指标见下表：水质指标常用单位水质指标常用单位水质指标常用单位全固形物mg/L铁mg/L总碱度mmol/L溶解固形物mg/L铝mg/L总硬度mmol/L悬浮物mg/L氨mg/L碳酸盐硬度mmol/L浊度NTU碳酸氢根mg/L非碳酸盐硬度mmol/L含盐量mg/L碳酸根mg/L化学耗氧量mg/L灼烧残渣mg/L氯离子mg/L生物耗氧量mg/L电导率us/cm硫酸根mg/L含油量mg/LPH值250C硝酸根mg/L二氧化碳mg/L钙mg/L二氧化硅mg/L溶解氧mg/L镁mg/L亚硝酸根mg/L钠mg/L有关的指标定义如下（1）悬浮物悬浮物的量虽然可以用重量分析法测定（例如将水中悬浮物过滤出来，烘干后称量），但由于操作麻烦，所以常用大致可以表征悬浮物多少的透明度或浑浊度（简称浊度）来代替。下面重点介绍浊度的定义浊度:ISO国际标准将浊度定义为由于不溶物质的存在而引起液体透明度的降低。根据测试所使用的浊度标准液不同，所得的浊度数值及单位不同。若以硅藻土或高岭土做浊度标准液，以杰克逊蜡烛浊度计测得的浊度称为杰克逊浊度单位，以JTU表示；以甲腊做浊度标准液，以NTU表示；用透射光浊度仪测得的浊度以FTU表示。由于采用两种不同的浊度标准液和三种测试仪，所测得的三种结果不存在物理学上的等量关系。但根据实测比较，1JTU=1NTU。由于NTU浊度采用化学试剂在严格控制条件下制成标准液，浊度测试结果的重现性较FTU好,现国际、国内通用。（2）溶解盐类含盐量 含盐量表示水中所含盐类的总和，可以通过水质的全分析，用计算法求得。含盐量有两种表示方法：其一是物质的量表示法，即将水中全部阳离子（或全部阴离子）按毫摩尔/升的数值相加；另一种是重量表示法，即将水中的各种阴、阳离子换算成毫克/升，然后全部相加而得。此外，还用矿物残渣表示水中溶有矿物质的量，其计算法和重量表示的含盐量法相似，但应将HCO-3换算成CO32，并应将非离子态的SiO2、AL2O3、Fe203加上。如果矿物残渣再加上有机物的含量，则求出的量就表示水中溶解固形物的量。 蒸发残渣蒸发残渣的测定方法是取一定体积的过滤水样蒸干，最后将残渣在105110下干燥至恒重，其单位用毫克/升表示。蒸发残渣是表示水中不挥发物质（在上述温度下）的量。它只能近似地表示水中溶解固形物的量，因为在该温度下有许多物质的湿分和结晶水不能除尽，特别是在锅炉水中，常常会有许多难以在此温度下将湿分除尽的盐类，如NaSO4、NaOH、Na3PO4等，而且某些有机物在该温度下开始氧化。水中原有的碳酸氢盐在蒸发残渣中都转变成碳酸盐。 灼烧残渣 将蒸发残渣在800时灼烧残渣。因为在灼烧时有机物被烧掉，残存的湿分被蒸干，所以此指标近似于水中矿物残渣。但它们还不完全相同，因为在灼烧时，矿物残渣中的部分氯化物挥发掉，部分碳酸盐分解，有时还有一些硫酸盐被还原。 电导率 测定上述这些项目的工作量都比较大，需要一定的时间。如利用水中离子的导电能力来评价水中含盐量的多少，则操作简单，速度快，灵敏度也高，故它常作为自动控制的信号。指示水导电能力大小的 指标，称做电导率。电导率是电阻率的倒数，可用电导仪测定。电导率的大小除了和水中离子量有关外，还和离子的种类有关，故单凭电导率不能计算其含盐量。但当水中各种离子的相对量一定时，则离子总浓度愈大，其电导率也愈大，所以在实际应用中可直接以电导率反映水中含盐量。对于同一种水，电导率愈大，含盐量就愈大，水质越坏。对于含盐量较小的水，电导率的测定值有时是用NaCl的相对含量来表示的。它的含意为：假定其电导都是由于水中溶有NaCl的关系，因此将测得的电导换算成NaCl浓度来表示。 在实际应用中，如水中杂质的组成较稳定，则可以实测这种水的电导率和含盐量的关系曲线。表示电导率的单位为西/厘米，它是电阻率单位欧.厘米的倒数。实用中，由于水的电导率常常很小，所以经常用微西/厘米做单位，它是西/厘米的1/106 。 硬 度 硬度是用来表示水中某些容易形成垢类以及洗涤时容易消耗肥皂一类物质。对于天然水来说，这些物质主要是钙、镁离子，所以通常把硬度看作是这两种离子。因此，总硬度（或简称硬度）就表示钙、镁离子之和。硬度可按水中存在的阴离子的情况，划分为碳酸盐硬度和非碳酸盐硬度两类。现分述如下： 碳酸盐硬度 碳酸盐硬度是指水中钙、镁的碳酸氢盐、碳酸盐之和。但由于天然水中碳酸根的含量常很少，所以一般将碳酸盐硬度看作钙、镁的碳酸氢盐。在有些文献中，还有所谓暂时硬度，它是指水在长期煮沸后可以沉淀掉的那一部分硬度，如以下反应式：Ca(HCO3)2 CaCO3+H2O+CO2 Mg(HCO3)2MgCO3+H2O+CO2 MgCO3+2H2O Mg(OH)2 +CO2 +H2O从反应的结果看，碳酸氢钙、镁都转变成沉淀物，所以暂时硬度近似于碳酸盐硬度，故有时把它们看成一样的。但实际上两者还有一点差别，因为在长期煮沸后的水中还溶解有少量的CaCO3。对于Mg（OH）来说，因它的溶解度非常小，所以对上述这两种表示法已无实际影响。 非碳酸盐硬度水的总硬度和碳酸硬度之差就是非碳酸盐硬度，它们是钙、镁的氯化物和硫酸盐等。水沸腾时不能除去的硬度称为永久硬度，它近似于非碳酸盐硬度。硬度的单位，现在常用的是毫摩尔/升，因为这种表示法是由化学观点出发的，应用较方便。此外，还有用ppmCaCO3和第德国度（）表示的，这三种单位的意义和关系举例说明如下：以1升水中含有硬度盐类1毫摩尔为例，则第一种表示方法即为1毫摩尔升，因1/2CaCO3的摩尔质量为50，所以它等于150，即50毫克CaCO3，故其硬度应表示成50毫克/升CaCO3或50ppmCaCO3；第三中表示法为先将1毫摩尔换算成CaO的毫克数，因1/2CaO的摩尔质量为28，故1毫摩尔等于28毫克CaO。其硬度应表示为2810，即2.8。碱度和酸度 碱度碱度表示水中含OH、CO32、HCO3量及其它一些弱酸盐类量的总和。因为这些盐类在水溶液中都呈碱性，可以用酸中和，所以归纳为碱度。在天然水中，碱度主要由HCO3的盐类所组成。因为碱度是用酸中和的办法来测定的，所以当采用的指示剂不同，也就是滴定终点不同时，所测得的物质也不同。常用的指示剂为甲基橙和酚酞。当用甲基橙为指示剂时，终点pH为4.34.5，测的的碱度称总碱度（M），用酚酞指示剂（指示终点PH8.3）称酚酞碱度(P)，是总碱度的一部分。水中各类碱度的相互关系见下表：M和P之间的关系水中各类碱度含量OH-CO32-HCO3-P=A或M=0P=A00A2P02PA-2PA硫酸钙二氧化硅硫酸钡硫酸锶铝、铁、锰氧化物在反渗透系统中最常见水垢为碳酸钙，但水垢一般很少为纯物质，通常以一种化合物为主并掺杂了多种其他化合物的混合物。碳酸钙 以Langelier指数判断，将水的实际pH值与饱和pH（pHs）之差，称为饱和指数（LSI），LSI =PH-PHS，LSI=0时，水不结垢也不腐蚀；LSI0时，水具结垢性。防垢方法采用加酸和添加阻垢剂。硫酸盐 包括硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶，一般情况下，当硫酸盐的离子积IPKsp时则水中的硫酸盐是稳定的，通常采用添加阻垢剂的方法防止硫酸盐水垢的形成。下表为国外某膜厂商推荐的硫酸盐垢控制标准结垢物质不加阻垢剂加阻垢剂硫酸钙IP0.8KspIP2.3Ksp硫酸钡IP0.8KspIP60Ksp硫酸锶IP0.8KspIP8.0Ksp二氧化硅 在RO浓水中，二氧化硅有可能达到过饱和状态，聚合生成不溶性胶硅沉积在膜的表面形成垢，并很难清洗。对于近中性的给水、回收率为75%的RO装置，水温200C和400C时允许给水中二氧化硅浓度分别为18mg/L和42mg/L。有机物的去除原水中呈悬浮态、胶态的有机物可通过前述方法除去，而溶解性有机物的去除方法有：用阳离子混凝剂出去电负性大分子有机物；投加氧化剂氧化、分解有机物；采用活性炭吸附；用超滤除去一定分子量的有机物。杀菌处理为防止RO细菌污染，通常采用氯、次氯酸钠、臭氧等杀菌剂，为了保真足够的接触时间，杀菌加入点应尽量靠前。CA膜要求余氯小于0.21.0mg/L，复合膜要求小于0.1mg/L。脱氯的方法用亚硫酸氢钠，NaHSO3+CL2+H2O= NaHSO4+2HCL该反应完成仅需数秒，加药点位于保安过滤器前，1mg/L CL2要求1.465 mg/L NaHSO3（2）RO水质控制标准检测项目控制指标检测周期日常超标处理聚酰胺中空纤维膜聚醋酸纤维卷式膜复合膜进水水温（0C）2035203020401次/2h1d热交换器启动或调解PH4.511463111次/4h调解加酸量浊度（度）0.51112次/d加强预处理SDI35512次/d检查保安过滤器余氯（mg/L）0.10.210.112次/d调节NaCLO、NaHSO3量CODMn2331次/d加强预处理Fe（mg/L）0.10.20.21次/dCa2+SO42+3*10-53*10-53*10-51次/d调节阻垢剂量电导率（us/cm）12次/d流量（t/h）设计指标1次/2h调阀门压力（Pa）1次/2h调阀门透过水PH4.511463111次/4h调解加酸量CODMn设计指标1次/d电导率（us/cm）1次/d流量（t/h）1次/2h调阀门浓缩水余氯（mg/L）0.10.11次/d调节NaCLO量Ca2+SO42+10-410-410-41次/d调节阻垢剂量流量（t/h）设计指标1次/2h调阀门压力（Pa）1次/2h脱盐率（%）设计指标（约90%）1次/d清洗或更换RO芯回收率（%）设计指标（约75%）离子交换水处理 当水通过H型强酸树脂后，水中的阳离子与树脂上的H+交换，树脂上的H+进入水中，和水中的阴离子等形成相应的酸，反应如下：RH+（Na、Ca2+、Mg2+）-R（Na、Ca2+、Mg2+）+HCL+H2SO4+H2CO3+HsiO3阳床出水经过阴床时，阴离子和OH树脂发生交换，与H结合成水：ROH+ HCL+H2SO4+H2CO3+HsiO3-R(CL 、SO42- 、CO32-、SiO32-)+H2O，这样，水中的盐类就转换成水而被出去，即水经过阳、阴床后就变成了除盐水。当树脂充分吸着了被交换离子后，即树脂失效后，应对其再生，利用一定浓度的酸、碱溶液通过失效树脂层，利用H、OH根离子将树脂上吸着的阳、阴离子置换下来，恢复其交换能力。R（Na、Ca2+、Mg2+）+ HCL- RH+NaCL+CaCL2+MgCL2 R(CL、SO42- CO32-、SiO32-)+NaOH- ROH+Na2SO4+ NaCL+NaHCO3+Na2SiO3离子交换树脂对不同离子的亲和力是不同的，树脂在常温、低浓度的水溶液中对常见离子选择性吸附次序如下：强酸阳离子交换树脂：Fe3+AL3+Ca2+Mg2+K+Na+H+Li+强碱阴离子交换树脂：SO42-NO3-Cl-OH-F-HCO3-HSiO3-水经阳、阴床一级除盐后，出水水质为导电度5 us/cm，二氧化硅100ug/L，这样仍不能满足亚临界机组的水质要求，所以将混床串联在一级除盐后，进一步提高出水水质。此时出水电导率0.1 us/cm，二氧化硅10ug/，PH中性，近理论纯水的标准。在混床运行中，由于阳、阴树脂互相渗入，紧密接触，所以阳、阴离子交换反应同时进行。或者说水中阳、阴离子交换反应是多次反复进行的。因此阳离子产生的H离子和阴离子交换反应产生的OH离子都不会累积起来，而是相互中和生成H2O，是交换反应进行得很完全，出水纯度很高。交换反应可用下式表示：2 RH+2 ROH+ NaCL+CaCL2+MgCL2+ Na2SO4+ NaCL+NaHCO3+Na2SiO3- R2（Na、Ca2+、Mg2+）+ R2(CL 、SO42- 、CO32-、SiO32-)+H2O，混床中的树脂失效后，应先将两种树脂分离，然后分别进行再生后，再将两种树脂用压缩空气混合均匀，重新投入运行。凝结水精处理随着发电机组参数的提高，给水水质对机组安全运行越来越重要，所要求的给水水质也越来越高，现将亚临界参数以上汽包炉及直流炉的给水水质标准列于下表，从这些标准的数值来看，在机组的长期运行中，要想稳定的达到这些要求，不对汽轮机凝结水做进一步处理是很难实现的。因此目前亚临界参数以上的汽包炉及直流炉机组，一般都设有凝结水处理装置。高参数机组给水水质标准锅炉参数硬度(mol/L)溶氧(g/L)铁(g/L)铜(g/L)钠(g/L)SiO2(g/L)PH(25)联胺(g/L)油(g/L)电导率(25，H+，s/cm)15 6818 62MPa07205208 89 3或9 09 410300.30.3直流炉(亚临界参数及以下)0710510208 89 3或9 09 410300.30.3超临界直流炉0AVT时57CWT时301501025251020AVT时8 8-9 6CWT时89AVT时0.3CWT时0.150.2 高参数汽轮机组凝结水水质标准锅炉参数硬度(mol/L)溶氧(g/L)钠(g/L)SiO2(g/L)电导率(25，H+，s/cm)15 6818 62MPa3010保证炉水SiO2合格0 3凝结水精处理的作用在高参数机组中设置凝结水处理装置可提高凝结水质，降低了凝结水含盐量和铜铁等金属腐蚀产物含量，提高了给水品质；可减少因凝汽器泄漏而带来的停机次数，在凝汽器轻微泄漏时可保证机组正常运行，在凝汽器较大泄漏时可保证机组的安全停机；减少机组启动的冲洗时间，既节约了冲洗用水，又增加了发电时间。(1)去除凝结水中金属腐蚀产物由于设备和管道的金属腐蚀，使凝结水中含有金属腐蚀产物，主要是铁和铜的氧化物。它们是以微粒形式存在于水中的，真正呈溶解状态的很少。凝结水中金属腐蚀产物的量与很多因素有关，比如机组运行工况，设备停备用保护的好坏，凝结水的pH值，溶解氧含量等。在机组正常运行中，要想降低给水中的铜铁含量是很困难的，而设置了凝结水处理装置，对凝结水中金属氧化物微粒进行滤除，就可以使凝结水中铜铁含量大大下降，保证给水品质。在机组启动时，由于设备停备用期间的腐蚀及启动时水流的冲刷，凝结水中铜铁含量达到毫克/升级，比正常运行时凝结水中铜铁含量高出几十倍，导致长时间的大量排水冲洗，才能达到凝结水回收标准（铁100微克/升）。这不仅浪费了大量冲洗水，而且延长了启动时间，减少了发电量。比如某亚临界汽包炉没有设置凝结水处理装置，第一次启动时，仅冲洗就需近一个月时间，若设置精处理，可以大大缩短了冲洗时间，仅发电量的增加就足以抵消凝结水处理装置的投资费用。从经济角度上看，设置凝结水处理装置也是合理的。（2）去除凝结水中微量溶解盐凝结水中微量溶解盐主要来自两个方面：蒸汽带入的杂质及凝汽器泄漏带入的杂质。蒸汽带入的杂质量是有限的，对亚临界汽包炉及直流炉，饱和蒸汽允许含钠量不大于10微克/升，二氧化硅不大于20微克/升，实际运行值可能会远低于标准值，进入汽轮机的蒸汽中的杂质含量也会远低于标准值。凝汽器泄漏会使冷却水漏入凝结水中，使凝结水中杂质的主要来源。凝汽器中装有几万根热交换管（黄铜管或钛管），极易发生泄漏。凝汽器的泄漏分两种情况：较大的泄漏和轻微的泄漏。较大的泄漏多发生在凝汽器管子应力破裂、管子与隔板摩擦穿孔或大面积腐蚀穿孔的时候，此时大量冷水进入凝结水中，凝结水质严重恶化；轻微的泄漏多是由于凝汽器管子轻微腐蚀穿孔或管子与端板胀接处不严密，造成冷却水渗入到凝结水中。即使制造和安装质量都较好的凝汽器，在机组长期运行中，负荷和工况的变动引起凝汽器管束的振动与膨胀收缩，也会使管子与端板除连接的严密性降低，造成轻微泄漏。当用淡水作为冷却水时，凝汽器允许泄漏率一般应小于0.02%，严密性较好的凝汽器，泄漏率可以低于0.005%；当用海水冷却时，要求泄漏率小于0.004%。以某300MW机组为例，若蒸发量1000t/h，凝结水量370t/h，不同水质的冷却水在不同泄漏率时造成凝结水中杂质含量上升的情况列于下表，可以看出，即使在允许泄漏率情况下，泄漏造成的凝结水质的变化已经是不允许的，必须设置凝结水处理装置来去除这些漏入的杂质。从另一方面讲，在凝汽器发生大面积泄漏时，如果有凝结水处理装置，就可以避免紧急停机，从而减少凝汽器泄漏而带来的停机次数。表：不同冷却水质在凝汽器泄漏时对凝结水质的影响项目凝结水质的变化值硬度(mol/L)钠(g/L)冷却水为淡水（Na+100mg/L，硬度5mmol/L）泄漏率0.02%201泄漏率0.005%50.25冷却水为海水（NaCl3.5%）泄漏率0.005%688泄漏率0.0004%55凝结水处理的适用范围 凝结水处理的适用范围如下：直流炉机组；亚临界参数以上的汽包锅炉机组；用海水或苦咸水做冷却水的高压机组及超高压机组；带有间接空冷凝汽器的超高压机组凝结水处理的原则性系统凝结水处理系统原则上有三部分组成：前置过滤器除盐后置过滤器。前置过滤器主要用来去除水中的金属腐蚀产物氧化铁和氧化铜的微粒；后置过滤器主要用于截留除盐装置漏出的碎树脂，目前常用树脂捕捉器代替。（1）设置前置过滤设备。该设备与凝结水除盐设备一起运行。（2）不设置前置过滤设备，仅利用空气擦洗高速混床兼做过滤之用。在没用前置过滤器时，凝结水中金属腐蚀产物的颗粒会被混床树脂所截留，粘附于树脂表面，难以清洗，使混床运行压降增大，甚至出水含铁量上升。因此一般的混床时不能兼做过滤作用的。要兼做过滤除铁的混床必须能彻底清除树脂上粘附的金属氧化物。由于金属氧化物相对密度较大（氧化铁达5.2g/cm3），反洗时很难冲洗出去，可以采用空气强力擦洗，时树脂表面粘附的金属氧化物脱落。金属氧化物密度大，易沉在底部，在用水从上向下淋洗，将金属氧化物从下部排走，此即为空气擦洗高速混床的清洗工作原理。空气擦洗水洗的次数必须多次进行，机组启动时运行的混床需2040次，正常运行时的混床也需1020次才能清洗干净。这种方法去除树脂上氧化铁颗粒可达90%以上，可以满足长期运行的需要。凝结水精处理混床的出水质量标准：项目硬度(mol/L)铁(g/L)铜(g/L)钠(g/L)SiO2(g/L)电导率(25，s/cm)数值0521100.1汽水循环系统水汽质量标准与水质管理一、锅内的杂质和沉积物在火力发电厂中，锅炉、汽轮机、凝汽器、加热器、除氧器以及各种附属设备组成热力系统。水和蒸汽作为工质在这个热力系统中进行不断的循环。在长期运行中水处理不善，凝汽器渗漏，系统中某些设备、管道发生不同程度的腐蚀等，均会使工质中含有杂质。这些杂质是引起热力设备结垢、积盐和腐蚀的主要原因。 锅内各种杂质的来源分为两个方面：一是来自锅内金属母材的腐蚀产物；二是由炉前的给水、凝结水和补给水等系统带入的不纯物质；三是炉内加药带入的杂质。究竟以何为主，因锅炉条件和水处理状况而异。现将来自炉前系统的杂质分述如下： (1)凝汽器泄漏（昱光电厂属于空冷系统，不在此列） 当冷却水从凝汽器不严密处漏入其蒸汽侧时，冷却水中的杂质就会随之进入蒸汽凝结水中。进入凝结水中的各种盐类物质的含量，取决于漏入的冷却水量和冷却水质，它直接影响炉水的水化学工况，并在锅内形成酸性物质或析出碱性物质，引起锅炉受热面的腐蚀或形成沉积物。近年来，凝汽器泄漏、凝结水硬度超标，已成为锅炉结垢、腐蚀爆管的主要原因之一。 凝汽器的结构不同、运行工况不同，泄漏入的冷却水量也有很大差异。严密性很好的凝汽器，可以做到渗入的冷却水量为汽轮机额定负荷时凝结水量的0.0035%-0.01%，一般凝汽器在正常运行条件下，其泄漏率为0.01%-0.05%。 凝汽器的汽侧漏入空气或低压缸接合面与汽轮机端部的汽封装置漏入空气等，均会增加凝结水中氧和二氧化碳的含量。特别是当凝汽器汽侧负压较小（50%），且冷却水温偏低时，将有大量空气漏入，造成凝汽器除氧条件恶化，使凝汽器出口的凝结水氧含量增加。 因此，凝汽器泄漏往往是杂质进入锅炉的主要原因。 (2)锅炉补给水中杂质进入给水系统 在原水水质恶化、药剂质量下降、水处理设备出现缺陷、运行操作以及管理不当时，会使锅炉补给水质量下降，携带较多杂质进入给水系统。当原水受到污染时，还应注意到天然或合成有机物引起的不良影响。 (3)生产回水和疏水中的杂质进入给水系统 为了节水和利用余热，要尽力回收生产回水和疏水，但从热用户返回的供热蒸汽凝结水和热力系统内各辅助设备的凝结水（即疏水），往往易受外界杂质的污染，若生产回水和疏水中主要杂质含量超过下表所列控制标准，则应对其进行相应处理，以免大量杂质进入给水系统。 (4)金属的腐蚀产物随给水带入锅内 目前大多数锅炉其锅内的沉积物是以腐蚀产物为主。这些物质多是由于锅炉、管道及附属设备，在运行、停运和检修过程中发生腐蚀而产生的，尤其是在机组启动时，若系统及设备冲洗不佳，将有较多的腐蚀产物被带入锅内。据国内外有关资料的分析，锅内腐蚀产物的来源如表所列。 生产回水和疏水控制标准 锅内腐蚀产物的来源硬度（mol/L）铁（g/L）油（g/L）锅炉类型母材腐蚀(%)给水带入(%)生产回水2.51001自然循环锅炉3070疏 水2.550直流锅炉20406080超临界锅炉50604050(5)药品的影响 炉内处理用药剂的质量也是影响水中杂质进入锅炉的因素之一。 在锅炉运行过程中，因炉水急剧蒸发、浓缩，析出的固态物质和炉管内表面腐蚀生成的腐蚀产物，粘附于金属壁面，这种固体物质称为沉积物。它是导热性很差的物质，会导致炉管的过热和加速炉管沉积物下的腐蚀，以致造成锅炉的损坏。在大容量、高参数的锅炉内其影响更为突出。 沉积物的外观、物理性质和化学组成，随锅炉参数、生成部位、水质条件和受热面负荷的不同而有较大的差异。因此，沉积物的分类也不完全相同。有的按理化性质将沉积物分成以下几种类型，美国燃料公司的分类如下表所示。沉积物分类及特性沉积物第一类第二类第三类第四类第五类沉积物成分铁氧化物硬质层薄而稳定薄有增长无明显分层较薄薄有增长软质层薄而稳定开始变厚厚而粘结适厚开始粘厚而粘结磷酸根无无少量10%10%钙、镁无无无10%10%锌、铜、镍微量微量20%20%20%二氧化硅微量微量微量5%5%沉积层下腐蚀不发生有可能一般有有第一类沉积物主要是磁性氧化铁，它由很薄的“硬质层”和“软质层”组成。严格按照化学监督规程运行的超临界锅炉内的沉积物通常是这样的。亚临界锅炉的给水系统若采用钢管加热器，则产生的也是此类沉积物。 第二类沉积物的特性基本与第一类相似。但产生第二类沉积物说明炉前系统腐蚀严重，并在多次启动时超过化学监督的规定，沉积物数量增多。第三类沉积物80%-100%是氧化铁，无明显分层现象，它是较硬的粘结层。第四类沉积物为采用协调磷酸盐处理的亚临界锅炉，发生凝汽器泄漏之后形成的。此类沉积物的特点是氧化铁含量高并带有少量钙、镁盐和磷酸盐（达10%）。它表明了软质层已被杂质填充粘结。第五类沉积物与第四类沉积物相似，它的产生是由于炉前系统腐蚀严重，加上汽轮机凝汽器泄漏等，其杂质被浓缩和沉积在“软质层”内，其中还有铜、锌和铁的磷酸盐组分，这些沉积物厚而粘结。杂值和沉积物的控制途径进行严格的水汽质量管理（1）选用取样点及分析的基本原则凝结水泵出口阳电导率 对蒸汽带过的杂质及凝汽器泄漏检测至关重要。钠 由于钠的化合物（氢氧化钠、氯化钠）是锅炉机组两个主要化学杂值，凝结水中钠的监测如浓度很低，可显示锅炉蒸汽质量良好，不需加大排污。氧 凝结水泵出口的溶解氧是直接测量腐蚀产物的可能性，它还显示凝汽器排空系统的完好。省煤器入口阳电导率 省煤器阳电导率反映了个别阴离子的总和（凝汽器泄漏、补给水带入、精混漏氯离子），还反映由于空气泄漏的二氧化碳。氧 测量省煤器入口的溶解氧，校正上游除氧器及化学除氧的效果，以减少氧进入锅炉PH 凝结水及给水PH的调节，用以减缓凝结水及给水设备和管道酸性气体的腐蚀，连续测定反映了系统如何对酸性气体腐蚀的保护比电导率 在省煤器入口比电导率的测定指示了联氨和氨再正常运行条件下的浓度。联氨 省煤器入口的测量反映了它与给水中溶解氧反应后的残余量，这结果与溶解氧测定显示了除氧是否足够，以防止锅炉表面的氧腐蚀。炉水PH 因锅炉的腐蚀是PH的函数，减性PH能增加锅炉金属表面的保护性磁性氧化铁膜，炉水PH必须与磷酸根浓度、钠浓度、氨浓度同时测定，已决定锅炉磷酸盐处理方式是否正确。磷酸根 连续测定磷酸根使锅炉免受硬度及铁的侵蚀，并测定是否存在磷酸盐暂时消失、钠/磷酸根比例是否维持。二氧化硅 炉水中二氧化硅是为了保证蒸汽质量，二氧化硅将在汽轮机内沉积，使汽轮机效率及出力受影响，此外这垢很难去除比电导率 作为炉水中溶解固体的间接测定阳电导率 指示炉水中的阴离子浓度，防止炉管发生酸腐蚀。主蒸汽/再热蒸汽钠 连续测定钠对保证进入汽轮机的蒸汽纯度很重要，结合炉水中的钠含量可以估测炉水中的蒸汽携带二氧化硅 指示进入汽轮机内的蒸汽的纯度，可表示汽轮机内是否会积硅垢，也决定锅炉排污率的大小。阳电导率 可指示蒸汽中有害盐类和酸类，这些将使汽轮机腐蚀凝结水储箱 二氧化硅 连续测定可是运行人员知晓除盐装置是否穿透。阳电导率 连续测定可是运行人员知晓除盐装置是否穿透，是否对凝汽器泄漏的判断有影响。(2)亚临界机组应控制的汽水品质为了使汽水循环系统中所有的设备部件不会由于腐蚀和产生沉积而影响电厂效率，机组在连续运行中须达到下述水汽标准参数给水锅炉水蒸汽启动CC(us/cm)0.130.10.5PH99.399.3N2H4(ug/L)1030SiO2(ug/L)202002050Fe(ug/L)202050Cu(ug/L)33O2(ug/L)7在非正常动作的情况下（凝汽器泄漏、炉水中有硬度时）加入磷酸三钠。在正常运行期间，磷酸盐加药设备处于备用状态参数锅炉水CC(us/cm)30PH9.39.7PO4(mg/L)3（3）水质异常管理水汽质量偏离上述任何控制值，都清楚地表明某种故障的隐藏或发生，为了避免沉积和腐蚀，因尽快处理返回连续运行的控制值，下述先介绍水质故障诊断中的原因和对策区域故障原因对策凝结水CC高冷却水泄漏补给水质量差凝结水精处理泄漏查找漏点并堵漏检查除盐水装置检查除盐水质量减少补给水需求检查凝结水精处理装置PH低氨地加药速率低增加氨的加药速率给水CC高参考凝结水区域检查除盐水质量启动凝结水精处理装置或切换精处理混床检查凝结水系统O2高空气泄漏联氨加药速率低检查凝结水、给水有无空气泄漏增加联氨加药速率PH低氨的加药速率低增加向凝结水中的加氨量锅炉炉水CC高盐类浓度高盐污染增加或打开排污切换凝结水精处理装置检查凝结水、给水是否污染（凝汽器泄漏）和打开排污启动磷酸盐加药系统蒸汽DD高锅炉水的盐度系数高汽水循环受有机物污染增加或打开排污检查除盐水质量，有无有机物减小机组补水量SiO2高锅炉水的浓度系数高补给水质量差增加或打开排污检查除盐水质量检查除盐水装置水质异常时的处理程序：当水汽质量指标超出规定的化学数值时，第一个采取的行动是检查取样系统中的下列要点1足够的样品流量2. 合适取样温度3阳离子交换器充分再生4监测仪表校验良好5必要的手工化验确认然后综合分析系统中水、气质量的变化，判断确知某种故障后，立即向部门领导汇报，提出处理对策，领导应责成有关部门执行措施，使水汽质量在允许时间内恢复到标准值，下列三级处理值的含义和处理值为：一级处理值-又因杂值造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72小时恢复至标准值。二级处理值-肯定有杂值造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24小时恢复至标准值。三级处理值-正在快速腐蚀、结垢、积盐，如水质不好转，应在4小时内停炉在正常处理的每一级中，如在规定时间内尚不能恢复正常，则应采用更高一级的处理方法，对于汽包炉，恢复标准的办法之一是降压运行，三级处理值见下列各表表： 凝结水水质异常时的处理值项 目标准值处 理 值一级二级三级电导率（经氢离子交换后，）us/cm有混床0.200.20-0.350.35-0.600.60无混床0.300.30-0.400.40-0.650.65硬度，umol/L有混床02.0_无混床2.02.05.010-20注： 用海水冷却的电厂，当凝结水的含钠量大于ug/l时，应紧急停机。表： 锅炉给水水质异常时的处理值项 目标准值处 理 值一级二级三级PH(25)无铜系统9.0-9.59.0或9.5_有铜系统8.8-9.38.8或9.3_电导率（氢导，25），us/cm0.300.30-0.400.40-0.650.65溶解氧ug/l7720_表：锅炉炉水水质异常时的处理值项 目标准值处 理 值一级二级三级磷酸盐处理9.0-10.09.0-8.58.5-8.08.0挥发性处理9.0-9.59.0-8.08.0-7.57.5当锅炉水出现水质异常情况时，还应测定炉水中氯离子含量、含钠量、电导率和碱度，以便查明原因，采取对策。（4）机组启动期间的水汽质量标准停、备用机组在启动时，一般系统较脏，水中Fe、SiO2含量较高，若机组启动监督把关不严，大量的腐蚀产物转入炉内，加速在炉内的沉积；有的腐蚀产物还会随蒸汽进入汽轮机内。另一方面，机组启动时由于蒸汽不足，除氧器除氧效果差，蒸汽往往数小时才能达到正常标准。因此，须制定严格的水汽质量标准来执行。汽轮机冲转前的蒸汽质量标准： DD0.5us/cm；Fe、SiO250ug/L锅炉启动时给水质量：给水