电厂化学监督及重点问题分析

1、2021/7/22 西夏热电有限责任公司 v一、化学监督工作的内涵及意义化学监督工作的内涵及意义 v二、二、化学监督网相关人员的职责化学监督网相关人员的职责 v三、化学监督的主要内容三、化学监督的主要内容 v四、水汽质量劣化的四、水汽质量劣化的“三级处理三级处理”规定和要求规定和要求 v五、停（备）用机组启动时的水、汽质量要求及控制标准五、停（备）用机组启动时的水、汽质量要求及控制标准 v六、循环冷却水处理六、循环冷却水处理 v七、机组大修化学监督检查七、机组大修化学监督检查 一、化学监督工作的一、化学监督工作的内涵及意义内涵及意义 v化学监督是保证发、供电设备安全、经济、稳定、环保运行的重要

2、基础工 作之一。应采用适应电力生产发展的科学的管理方法、完善的管理制度和 先进的检测手段，掌握机组参数和设备状态，及时发现和消除与化学监督 有关的发、供电设备隐患，防止事故发生。 v化学监督应坚持以“预防为主”的方针，实行全方位、全过程的管理。通 过对水、汽、气（氢气、六氟化硫等）、油及燃料等的质量监督，防止和 减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油（气）质量劣化，及时发现变 压器等充油（气）电气设备潜伏性故障，提高设备的安全性，延长使用寿 命，提高机组运行的经济性。 二、化学监督网相关人员的二、化学监督网相关人员的职责职责 1 1、电厂化学监督人员电厂化学监督人员的主要职责的主要职责 （1）

3、监督水处理、制氢、加药设备及化学仪表、自动监控系统是否正常运行。 （2）监督水、汽、油、气（氢气、SF6）及燃料等的品质，出现异常情况时，及时与化学 监督专工、值长及有关部门联系、处理，必要时应向主管生产副总经理（总工程师） 以至上级单位汇报。 （3）完成化学监督相关的各项技术管理工作，包括日报、月报表的统计汇总；异常情况 分析上报；化学仪器仪表计量检定；季度专业监督分析会等。 (4) 参加热力设备调整试验，参与确定合理的运行工况、参数及监督指标；做好化学清 洗及停、备用设备防腐保护的监督工作。 (5) 参加主要设备检修的检查及验收工作，针对存在的问题提出相应措施，编写检修化 学监督报告。 (

4、6) 监督在线化学仪表是否正常投运，实现水、汽质量的连续在线检测与监督。 三、化学监督的三、化学监督的主要内容主要内容 1、水汽水汽质量监督质量监督 （1）必须做好机组从安装、调试、运行等各个环节的全过程监督工作，不留 隐患。水处理设备及系统未投运或运行不正常时，不准启动机组。启动过 程中，要严格控制水汽质量标准，发现异常及时处理，任何情况下都不准任何情况下都不准 往锅内送原水。往锅内送原水。 （2）根据机组型式、参数等级、控制型式、水处理系统及化学仪表配置等情 况，按照GB/T 12145-2008火电机组及蒸汽动力设备水汽质量、DL/T912- 2005超临界水汽标准及其他相关国标、行标的

5、规定，确定机组的水汽 监督项目与指标，必要时通过热化学试验和调整试验来确定。对关键的水 汽监督指标应设定期望值。 （3）应依靠在线化学仪表监督水汽质量，按DL/T 677-2009的技术要求 和检验条件，实施化学仪表实验室计量确认工作，确保在线化学仪 表的配备率、投入率、准确率。 （4）运行中发现异常、机组启动或原水水质变化时，应根据具体情 况，增加测定次数和项目。水汽系统铜、铁的测定每月不少于4次， 水质全分析每年不少于4次。 （5）新投入运行的锅炉应进行热力化学试验或调整试验，以确定合 理的运行方式和水质监控指标。运行锅炉改变锅内水处理工艺之前， 或对原锅内水处理工艺进行某些控制指标修改时

6、，要通过严格的科 学试验确认，并有明确的工艺监控指标。 （6）当水汽质量异常时，应按“水汽异常三级处理水汽异常三级处理”的原则的原则执行并应将异 常情况及时报告主管领导及上级主管部门；尽快查明原因，进行消缺处理， 恢复正常。若不能恢复，并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施，若不能恢复，并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施， 直至停止机组运行。直至停止机组运行。 （7）对对疏水、生产返回水疏水、生产返回水的质量要加强监督，的质量要加强监督，不合格时，不得直接进入热不合格时，不得直接进入热 力系统。力系统。 （8）给水的加药处理宜采用自动化控制，连续均匀连续均匀地加入系统内。 （9）汽包炉

7、汽包炉应根据炉水水质确定排污方式及排污量应根据炉水水质确定排污方式及排污量，并应按水质变化进行，并应按水质变化进行 调整。调整。 （10）新建或扩建的水处理设备投产后，或运行的水处理设备进行工艺改造后， 应对水处理设备进行调整试验。应掌握水源水质的变化及其变化规律，发 现水源水质突然变差，应及时采取处理措施，保证水处理设备正常制水。 （11）应加强循环水处理系统与药剂的监督管理。根据凝汽器管材、水源水质 和环保要求，通过试验选择兼顾防腐、防垢的缓蚀阻垢剂和循环水处理运 行工况，并严格执行；对水处理药剂要逐批进行质量验收；严格控制循环严格控制循环 水的各项监控指标水的各项监控指标（包括浓缩倍率）

8、；制定凝汽器胶球系统投运的有关规制定凝汽器胶球系统投运的有关规 定。定。 （12）发电机内冷水的水质监督按DL/T 801-2002的有关规定执行。 2、机组、机组启动、停（备）用启动、停（备）用阶段的化学监督阶段的化学监督 （ 1）备用或检修后的机组投入运行时，应备用或检修后的机组投入运行时，应及时投入除氧器，并使溶及时投入除氧器，并使溶 氧合格氧合格。新的除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保 证除氧效果。如给水溶氧长期不合格，应考虑对如给水溶氧长期不合格，应考虑对除氧器结构及运行方式除氧器结构及运行方式进进 行改进。行改进。 （ 2）机组启动时应冲洗取样器。冲洗后应按规定调

9、节样品流量按规定调节样品流量，保 持样品温度在温度在30以下以下。 （ 3）锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，或采发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，或采 取限负荷、降压运行等措施取限负荷、降压运行等措施，直至炉水澄清；炉水炉水pH值偏低时，应加入值偏低时，应加入 NaOH处理。处理。 （4）对各种水箱及低温管道的腐蚀情况定期进行检查，对高压加热器、省煤器入高压加热器、省煤器入 口管段的流动加速腐蚀（口管段的流动加速腐蚀（FAC）情况）情况进行检查。 （5）应根据DL/T 712-2000的规定，结合本厂循环水的水质情况合理选择凝汽器管材， 并认真做好安装前的监造、探伤、氨熏

10、等管材质量检验工作。 （6）对有积盐的过热器，应进行过热器反冲洗，冲洗时要监督出水的钠、碱度和对有积盐的过热器，应进行过热器反冲洗，冲洗时要监督出水的钠、碱度和 电导率。电导率。 （7）检修或停用的机组启动前，凝结水、给水系统应水冲洗至水质合格。 （8）各种加热器和凝汽器各种加热器和凝汽器灌水找漏时应使用凝结水或除盐水灌水找漏时应使用凝结水或除盐水。 （9）各种水处理材料、药品到货时，应进行检验，合格后分类保管各种水处理材料、药品到货时，应进行检验，合格后分类保管。 3、气体气体质量监督质量监督 制氢站、发电机氢气及气体置换用惰性气体的质量标准。 项目 气体纯度 % 气体中含氧量 % 气体湿度

11、（露点温度） 制氢站产品或发电机充氢、 补氢用氢气（H2） 99.80.225 发电机内氢气（H2）96.02.0 发电机最低温度为5时：5； 25。 发电机最低温度10时：0； 25 气体置换用惰性气体（N2 或CO2） 98.02.0 注：制氢站产品或发电机充、补氢用氢气湿度为常压下的测定值；发电机内氢气湿度为发电机运行 压力下的测定值。 四、 水汽质量劣化的水汽质量劣化的“三级处理三级处理” 规定和规定和要求要求 当水汽质量劣化时： （1）应迅速检查）应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正确取样是否有代表性，化验结果是否正确； （2）综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应

12、首先进行）综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应首先进行必要的化学处必要的化学处 理；理； （3）立即）立即向有关负责人汇报，严重时应立即向本厂领导汇报向有关负责人汇报，严重时应立即向本厂领导汇报情况，提出建议；情况，提出建议； （4）电厂领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。）电厂领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。 三级处理值的涵义涵义为： 一级处理值一级处理值有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内内恢复至相应 的标准值。 二级处理值二级处理值肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24h内内恢复至

13、 相应的标准值。 三级处理值三级处理值正在进行快速结垢、积盐、腐蚀，如果4h内内水质不好转，应停炉。 在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应采用更高一 级的处理方法。对于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。 1、凝结水凝结水(凝结水泵出口凝结水泵出口)水质异常时的处理水质异常时的处理 项 目标准值 处理值 一级二级三级 氢电导率 （25）， S/cm 有精处理除盐0.301）0.301） 无精处理除盐0.300.300.400.65 钠， g/L2） 有精处理除盐1010 无精处理除盐551020 1）主蒸汽压力大于主蒸汽压力大于18.3MPa的直流炉，凝结水氢电导

14、率标准值为不大于的直流炉，凝结水氢电导率标准值为不大于0.20 S/cm，一级处理为大，一级处理为大 于于0.20 S/cm。 2）用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400 g/L时，应紧急停机。时，应紧急停机。 2、锅炉、锅炉给水给水水质异常时的处理水质异常时的处理 项 目 标准值 处理值 一级二级三级 PH（25）1） 无铜给水系统2）9.29.69.2 有铜给水系统8.89.39.3 氢电导率 （25）， S/cm 无精处理除盐0.300.300.400.65 有精处理除盐0.150.150.200.30 溶解氧，g/LAVT(R)7720

15、1）直流炉给水直流炉给水pH值低于值低于7.0，按三级处理等级处理。，按三级处理等级处理。 2）对于凝结水管为铜管、其它换热器管均为钢管的机组，给水pH标准值为9.19.4，则一级处理 为小于9.1或大于9.4。 3 3、炉水炉水异常时的处理异常时的处理 锅炉汽包压力 处理方式 pH(25) 标准值 处理值 一级二级三级 3.85.8 炉水固体碱化剂处理 9.011.011.0 5.910.09.010.5 10.5 10.112.69.010.0 10.010.3 12.6 炉水固体碱化剂处理 9.09.7 9.710.0 10.3 炉水全挥发处理 9.09.79.08.5 8.58.08.

16、0 炉水炉水pH值低于值低于7.0，应立即停炉，应立即停炉。 五、五、停（备）用机组启动时停（备）用机组启动时的水、汽质量要求及控制标准的水、汽质量要求及控制标准 1、机组启动前，要用机组启动前，要用加有氨和联氨的除盐水加有氨和联氨的除盐水冲洗高低压给水管和锅炉冲洗高低压给水管和锅炉 本体，机组启动时，本体，机组启动时，凝结水、疏水质量不合格不准回收，蒸汽质量不合格凝结水、疏水质量不合格不准回收，蒸汽质量不合格 不准并汽不准并汽。 2、发现过热器有严重积盐的，发现过热器有严重积盐的，在点火前应对过热器进行反冲洗在点火前应对过热器进行反冲洗。冲洗。冲洗 的除盐水应加氨调整的除盐水应加氨调整pH值

17、在值在10.010.5，冲洗至出水无色透明，冲洗至出水无色透明。 3、在冷态及热态水冲洗过程中，当凝汽器与除氧器间建立循环后，应 投入凝结水泵出口加氨处理设备，控制冲洗水pH值在9.09.5，以形成钝化 体系，减少冲洗腐蚀。 4、锅炉、锅炉启动时给水启动时给水质量标准质量标准 锅炉启动时的给水质量应符合下列规定，在热启动时2h内、冷启动 时8h内达到正常运行时的标准值。 炉炉 型型 锅炉过热蒸汽压锅炉过热蒸汽压 力力 MPa 硬度硬度 mo1/L 氢电导率氢电导率 (25)，s/cm 铁铁 g/L 溶解氧溶解氧 g/L 二氧化硅二氧化硅 g/L 汽包炉汽包炉 3.85.810.015050 5

18、.912.65.010040 12.65.01.00753080 直流炉直流炉00.50503030 6 6、疏水回收疏水回收质量标准质量标准 外状外状硬度硬度 mol/Lmol/L 铁铁2 2） ） g/Lg/L 二氧化硅二氧化硅 g/Lg/L 铜铜 g/Lg/L 无色透明无色透明10.010.08080808030 30 1 1）对于海滨电厂还应控制含钠量不大于对于海滨电厂还应控制含钠量不大于80g/L80g/L。 2 2）凝结水精处理正常投运，铁的控制标准可小于凝结水精处理正常投运，铁的控制标准可小于1000g/L1000g/L。 5 5、凝结水回收凝结水回收质量标准质量标准 在机组启动

19、阶段，为减少结垢物质、有害离子和金属腐蚀产物进入热力系统，减 少热损失和纯水损失，应尽早投入凝结水处理装置运行应尽早投入凝结水处理装置运行。 机组启动时，凝结水回收应以不影响给水质量为前提，回收的凝结水质量应符合规 定。 在机组启动阶段，应严格监督疏水质量。当高、低压加热器的疏水含铁当高、低压加热器的疏水含铁 量不大于量不大于400g/L时，可回收。时，可回收。 7、汽轮机、汽轮机冲转前的蒸汽冲转前的蒸汽质量质量 锅炉启动后，机组并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量下表规定控制，并在 机组并网后8h内达到正常运行时的标准。 炉炉 型型 锅炉过热蒸汽压锅炉过热蒸汽压 力力 MPa 氢电导率氢电导率 (2

20、5)， s/cm 二氧化硅二氧化硅 g/L 铁铁 g/L 铜铜 g/L 钠钠 g/L 汽包汽包 炉炉 3.85.83.008050 5.81.0060501520 直流直流 炉炉 0.5030501520 8、锅炉、锅炉水压试验用水质量水压试验用水质量要求要求 （1）锅炉整体水压试验应采用锅炉整体水压试验应采用除盐水除盐水。 （2）锅炉做整体水压试验时，除盐水中应加有一定剂量的联氨或丙酮 肟，用液氨或氨水调节pH值，加药量应根据水压试验后锅炉的停放时间选 择，锅炉整体水压试验加药量应符合下表的要求。 （3）对于有奥氏体钢的过热器、再热器，除盐水中的氯离子含量应小对于有奥氏体钢的过热器、再热器，

21、除盐水中的氯离子含量应小 于于0.2mg/L0.2mg/L。 六、火力发电厂六、火力发电厂冷却水处理冷却水处理 1、循环冷却、循环冷却水处理的目的水处理的目的 在开式循环冷却系统中，经常容易发生的问题可分为在开式循环冷却系统中，经常容易发生的问题可分为结垢、腐蚀、粘结垢、腐蚀、粘 泥沉积泥沉积三类。因此，冷却水处理的目的就是防止冷却水系统中的三类。因此，冷却水处理的目的就是防止冷却水系统中的重要换热重要换热 设备设备（凝汽器、冷油器、氢冷器、空压机冷却器、冷却塔）中形成水垢、（凝汽器、冷油器、氢冷器、空压机冷却器、冷却塔）中形成水垢、 粘泥沉积以及发生腐蚀（包括冷却水管道）。粘泥沉积以及发生腐

22、蚀（包括冷却水管道）。 2、处理不当的危害：、处理不当的危害：当凝汽器等换热器管和冷却水系统内附着有水垢或粘泥后，会 产生以下不良后果。 （1） 增加水流阻力，降低冷却水流量。增加水流阻力，降低冷却水流量。 （2） 由于垢的热导率（导热系数）很低，因此会急剧降低换热器的换热系数。由于垢的热导率（导热系数）很低，因此会急剧降低换热器的换热系数。 （3） 冷却塔填料及喷嘴结垢，将会造成冷却水流短路，降低冷却塔的冷却效率，提高凝汽器进水冷却塔填料及喷嘴结垢，将会造成冷却水流短路，降低冷却塔的冷却效率，提高凝汽器进水 温度。温度。 （4） 结垢后会影响凝汽器的真空和端差，一般真空每降低结垢后会影响凝汽

23、器的真空和端差，一般真空每降低1%，汽耗会增加，汽耗会增加1%1.5%，从而降低，从而降低 机组的处理。机组的处理。 （5） 凝汽器严重结垢后需停机进行化学清洗，既减少发电量，又会耗费大量人力、物力。经常酸凝汽器严重结垢后需停机进行化学清洗，既减少发电量，又会耗费大量人力、物力。经常酸 洗还会造成换热管损伤，影响其使用寿命。洗还会造成换热管损伤，影响其使用寿命。 （6） 水垢和粘泥的沉积，会造成沉积物下局部腐蚀。水垢和粘泥的沉积，会造成沉积物下局部腐蚀。 机组容量机组容量 (MW) 水垢组水垢组 成成 水垢厚度（水垢厚度（mm） 真空降低（真空降低（kPa）真空降低真空降低 (%) 100碳酸

24、盐碳酸盐 垢垢 1.52.026.733.335 50碳酸盐碳酸盐 垢垢 0.81.2204024 3、循环冷却处理、循环冷却处理相关标准相关标准 （1） GB50050-2007 工业循环冷却水处理设计规范工业循环冷却水处理设计规范 （2） DL/T 246-2006 化学监督导则化学监督导则 （3） DL/T 561-1995 火力发电厂水汽化学监督火力发电厂水汽化学监督 （4） DL/T 712-2000 火力发电厂凝汽器管选材导则火力发电厂凝汽器管选材导则 （5） DL/T 806-2002 火力发电厂循环冷却水用阻垢缓蚀剂火力发电厂循环冷却水用阻垢缓蚀剂 （6） HG/T 2024-

25、1991 水处理药剂阻垢性能测定方法水处理药剂阻垢性能测定方法 鼓泡法鼓泡法 （7） GB/T 18157-2000 水处理剂水处理剂 缓蚀性能的测定缓蚀性能的测定 旋转挂片法旋转挂片法 （8） HG/T 2160-200 冷却水动态模拟试验方法冷却水动态模拟试验方法 （9） DL/T 956-2005 火力发电厂停火力发电厂停(备备)用热力设备防锈蚀导则用热力设备防锈蚀导则 （10） DL/T 1115-2009 火力发电厂机组大修化学检查导则火力发电厂机组大修化学检查导则 （11） DL/T 889-2004 电力基本建设热力设备化学监督导则电力基本建设热力设备化学监督导则 （12） DL

26、/T 957-200 火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则 （13） DL/T5190.4-2004 电力建设施工及验收技术规范电力建设施工及验收技术规范 第第4部分：电厂化学部分：电厂化学 （14） GB/T 8000-2001 热交换器用黄铜管残余应力检验方法氨熏试验法热交换器用黄铜管残余应力检验方法氨熏试验法 4、冷却水系统的、冷却水系统的分类分类 冷却水系统冷却水系统 类类 型型 特特 点点 直直 流流湿式湿式 冷却水只利用一次，用水量大，水质没有明显的变冷却水只利用一次，用水量大，水质没有明显的变 化化 （濒临海洋、湖泊、水库）。（濒临海洋、湖泊、水库

27、）。 敞开式循环敞开式循环湿式湿式 重复利用，水不断浓缩。重复利用，水不断浓缩。 有有COCO2 2散失和盐类浓缩；散失和盐类浓缩； 有微生物的滋生；有微生物的滋生； 由于冷却塔对空气洗涤作用，会增加固体颗由于冷却塔对空气洗涤作用，会增加固体颗 粒和悬浮物。粒和悬浮物。 闭式循环闭式循环干式干式 湿式湿式 空气冷却：直接冷却、间接冷却（大二、丰镇的海空气冷却：直接冷却、间接冷却（大二、丰镇的海 勒式、太二的哈蒙式）。勒式、太二的哈蒙式）。 水水- -水交换水交换 5、 相关概念相关概念： （1）凝汽器的）凝汽器的端差端差 汽轮机的排汽排汽温度与凝汽器冷却水的出口出口温度之差，称为端差，用 t表

28、示。 正常运行一般为35。 （2）冷却系统的）冷却系统的水容积水容积 火电厂冷却系统的水容积一般选择的比其他工业大，循环冷却系统 的水容积（V）与每小时循环水量（q）的比大多在1/1. 51/1之间，该比值 越小，系统浓缩越快，即达到某一浓缩倍率的时间越短。 （3） 水水滞留时间滞留时间 tR=V/（PF+PP） 其中： V系统水容积； PF吹散及泄漏损失量； PP排污损失量。 系统水容积越大，水的滞留时间越长；排污量越少，滞留时间越长。系统水容积越大，水的滞留时间越长；排污量越少，滞留时间越长。 （4）蒸发损失蒸发损失 是指因蒸发而损失的水量。蒸发损失量以每小时损失的水量表示（m3/h）。

29、蒸发损失率用蒸发损失量占循环水量的百分数表示。 蒸发损失率一般根据夏、冬、春秋等季节，分别按0.51.5%取值。 （5）吹散及泄漏损失吹散及泄漏损失 是指以水滴形式水滴形式由冷却塔吹散出去和系统泄漏而损失的水量。 吹散及泄漏损失率因冷却设备的不同而不同，一般带捕水器的自然通风冷却塔 可取0.1%。 （6）排污损失排污损失 是指为满足防腐、防垢要求，通过调控浓缩倍率而强制排出的水量。 （7）浓缩倍率浓缩倍率 是指循环冷却水中是指循环冷却水中某种不结垢离子浓度与其补水浓度的比值某种不结垢离子浓度与其补水浓度的比值，一般以，一般以KCl表表 示。示。 100% C C - - Cl Cl 补 ， 循

30、 ， 6、水的、水的冷却原理冷却原理 v在冷却塔中，循环水的冷却是通过水和空气接触，蒸发散热和接 触散热起主要作用。 v假如冷却塔进水温度为35，则蒸发1kg水大约要吸收24094J的热 量，带走的这些热量大约可以使576kg的水降低1。 v如600MW机组的锅炉额定蒸发量为2008t/h，凝结水量为1548t/h，循 环水量为72000t/h，即冷却1KG蒸汽用46.5KG冷却水。一般用50 80KG水冷却1KG蒸汽是经济的。 7、开式循环冷却系统中、开式循环冷却系统中水和盐的平衡水和盐的平衡 （1）水量平衡水量平衡 v PB = PZ+PF+PP 100% 循环环水 补充水量 PB （2）

31、浓缩倍率浓缩倍率 B X PF PFZ )P(P )PP(P c c （3）排污量与浓缩倍率排污量与浓缩倍率的关系的关系 v 如果冷却水系统的运行条件一定，那么蒸发损失量和吹散损失 量就是定值，通过调整排污量可以控制循环冷却系统的浓缩倍率。 1 FFZ P PPP P 8、循环水中主要、循环水中主要水垢成分及形态水垢成分及形态 （1） 碳酸钙碳酸钙 由于重碳酸钙受热分解及CO2在冷却塔散失而生成。 Ca(HCO3)2 CaCO3+CO2+H2O （2） 硫酸钙硫酸钙 它的溶解度约为碳酸钙的40倍以上。这也就是凝汽器很少发生硫酸钙 水垢的原因。 只有在高浓缩倍率下运行的换热设备，才可能在水温高的

32、部位析出硫 酸钙。 （3）磷酸钙和磷酸锌 循环水系统中加入的聚磷酸盐和有机磷，会部分水解后成正磷酸盐， 中水中正磷含量较高时，有可能生成非晶体的磷酸钙。为防腐而舔加锌盐 后，可能生成磷酸锌。 （4）二氧化硅二氧化硅 当硅酸的含量超过其溶解度时，硅酸缩聚，以聚合体存在，随着聚 合体分子量的增加，就会析出形成坚硬的硅垢。当循环水中二氧化硅含 量小于150mg/L时，一般不会析出沉淀；当循环水pH大于8.5，二氧化硅含 量达到200mg/L，也不会析出沉淀。 （5）硅酸镁）硅酸镁 在冷却水系统中一般常见的是滑石，它的形成分为两步，镁硬先以 氢氧化镁沉淀，然后氢氧化物与溶硅和胶硅反应生成硅酸镁。工业循

33、环 冷却水处理设计规范（GB 50050-2007）规定：当pH 8.5时， Mg2+与SiO2 的乘积（Mg2+以CaCO3计） 50000。 9、水质、水质稳定性的判断稳定性的判断 （1） 极限碳酸盐硬度极限碳酸盐硬度 v 经验公式计算（阿贝尔金公式） v HTJ=k(CO2)+b-0.1HF v 电力电力行业经验公式行业经验公式 v a= KCl-Kca2+0.2 v b= KCl-KMA0.2 v H= KCl-KYD0.2 v饱和指数饱和指数IB（Langelier 指数）指数）：是根据碳酸钙的溶度积与各种碳 酸化合物之间的平衡关系推导出的一种指数概念，用来判断某 种水质在一定条件下

34、是否有碳酸钙垢析出。 v稳定指数稳定指数IW（Ryznar 指数）指数）：是在Langelier 研究基础上进行了一 些实验室试验和现场校正试验后得出的。 10、粘泥附着粘泥附着 v粘泥粘泥：以微生物（细菌、霉菌、藻类等微生物群）和其粘在一起 的粘质物（多糖类、蛋白质等）为主体，混有泥砂、无机物等， 形成的软泥性污物。 v分类分类：附着型和堆积型。附着型粘泥含有大量有机物，灼烧减量 超过25%；堆积型粘泥微生物含量相对较低，灼烧减量低于25%， 以泥砂等无机物质为主。 11、影响污垢沉积的、影响污垢沉积的因素因素 v（1）水质（pH、PA、MA、Ca、SiO2、SS、TDS、COD、K值） v

35、（2）流速 v（3）水温 v（4）浊度 v（5）细菌数（营养物质、杀菌灭藻） v（6）换热温度 v（7）管壁表面清洁状态 12、循环冷却水的、循环冷却水的防垢处理方法防垢处理方法 13、各种循环水处理方法的各种循环水处理方法的适用条件及优缺点适用条件及优缺点 14、火电厂、火电厂常用的水质稳定剂常用的水质稳定剂 15、 水稳剂的水稳剂的阻垢机理阻垢机理 v结晶过程去活化结晶过程去活化 ：水稳剂能优先覆盖住晶核的某些活化中心，从而阻止 晶格生长； v晶格歪曲晶格歪曲：碳酸钙垢是按一定方向，具有严格次序排列的硬垢，水稳剂 在晶格生长过程中被吸附，使晶格的定向生长受到干扰，晶体的晶格被 歪曲了，此时

36、形成的晶体是疏松的、肿胀的，容易被分散成小晶体，使 硬垢转变成软垢，不易粘附管壁； v分散分散作用作用 在少量HEDP存在下， 方解石晶体生长速度与时间的关系曲线 在加药和不加药时，CaCO3晶体的形状（放大晶体的形状（放大450倍）倍） （a）CaCO3；（b）加入有机膦酸盐；（c）加入有机膦酸盐及聚合物 聚羧酸类聚羧酸类 v 分散作用分散作用 磺化聚合物磺化聚合物 v 协同效应协同效应 v阻垢阻垢 v分散分散 v缓蚀缓蚀 v增效增效 （1） 静态静态阻垢性能阻垢性能烧杯试验烧杯试验法法 v 60水浴保持24h %100 的含量Ca水样样 的含量Ca滤液中 2 2 阻垢率 16、水稳剂、水稳

37、剂阻垢缓蚀性能评定方法阻垢缓蚀性能评定方法 （2）极限碳酸盐硬度极限碳酸盐硬度法法 v1 ） 静态法静态法 静态试验装置 1玻璃缸；2搅拌器；3电源；4控温仪； 5加热管；6热敏电阻； 动态模拟试验装置 1抽风装置；2冷却塔；3填料；4冷却塔水引水箱；5补水泵；6补水箱； 7循环水泵； 8流量计；9腐蚀试片；10铂电阻温度计；11控温仪；12换热管； 13模拟换热器； 14热水循环泵；15电源；16加热器；17布水装置 2）动态阻垢模拟试验法动态阻垢模拟试验法 （3）污垢热阻法污垢热阻法 v总传热系数K的倒数称之为 总污垢热阻，表示某换热 器的污垢程度，亦称污垢 系数。 0 11 KK S 式

38、中 ：污垢系数，（m2K）/W； KS运行一定时间后的总传热系数，（m2K）/W； K0运行初期的设计总传热系数，（m2K）/W。 （4）水质稳定剂）水质稳定剂缓蚀性能的测定缓蚀性能的测定 v静态浸泡试验 v旋转挂片法 v动态挂片法 v现场挂片法 17、循环冷却系统、循环冷却系统补充水处理补充水处理 v（1） 石灰处理石灰处理法法 v 降低碱度和部分硬度 v（2） 弱酸氢离子交换弱酸氢离子交换法法 v 降低碳硬和碱度，适合于负硬水 18、旁流处理旁流处理 （1）旁流过滤旁流过滤 ：旁滤水量一般为循环水量的1%5%。 （2）旁流旁流软化软化： 常用的有石灰纯碱沉淀法、钠离子交换法、弱酸离子交换法

39、、RO处理法； 1 9 、凝汽器铜管、凝汽器铜管水侧的腐蚀形态水侧的腐蚀形态 v（1） 均匀腐蚀均匀腐蚀 v（2） 局部腐蚀局部腐蚀 v 1）栓状脱锌腐蚀）栓状脱锌腐蚀 v 2）坑点腐蚀）坑点腐蚀 v 3）冲击腐蚀）冲击腐蚀 v 4）晶间腐蚀）晶间腐蚀 v（3） 腐蚀破裂腐蚀破裂 v 1） 应力腐蚀破裂应力腐蚀破裂 v 2） 腐蚀疲劳腐蚀疲劳 垢下腐蚀照片 小孔腐蚀照片（黄铜管） 小孔腐蚀照片（不锈钢） 选择性腐蚀照片（均匀脱锌） 选择性腐蚀照片（栓状脱锌） 铜管应力腐蚀破裂（热应力） 铜管腐蚀破裂照片（制造应力） 应力腐蚀疲劳照片（运行应力） 20、凝汽器、凝汽器管材的选用管材的选用 vDL

40、/T 712-2000火力发电厂凝汽器管材选材导则火力发电厂凝汽器管材选材导则。 v修订了某些指标如：修订了某些指标如： TDS、氯离子含量、氯离子含量等。等。 国产不同材质凝汽器管所适应的水质及允许流速 不锈钢不锈钢凝汽器管的凝汽器管的选用参考标准选用参考标准 Cl-,mg/L 美国标准 200TP304；TP304L； TP430 1000TP316；TP316L； 0.3mm或已有部分 管子穿孔。 不锈钢管1） 无局部腐蚀，均匀腐蚀 0.005mm/a 均匀腐蚀0.0050.02mm/a 或点蚀深度0.2mm 均匀腐蚀0.02mm/a或点 蚀、沟槽深度 0.2mm或已有部分 管子穿孔。

41、钛管2） 无局部腐蚀，无均匀腐 蚀 均匀腐蚀0.0005 mm 0.002mm/a或点蚀深度 0.01mm 均匀腐蚀0.002mm/a或 点蚀深度0.1mm 国标规定循环水系统国标规定循环水系统碳钢腐蚀速率：小于碳钢腐蚀速率：小于0.075mm/a。 24、防止凝汽器铜管腐蚀的方法防止凝汽器铜管腐蚀的方法 v做好循环水处理，做好循环水处理，保证水质合格保证水质合格。 v添加铜缓蚀剂（添加铜缓蚀剂（BTA、MBT、TTA）。 v预膜保护预膜保护 v阴极保护：阴极保护：外加电流、牺牲阳极外加电流、牺牲阳极； v防止防止铜管管口冲蚀铜管管口冲蚀 v 1）管口）管口涂胶涂胶 v 2）加塑料套管）加塑料

42、套管 管板管口涂胶喷砂处理 凝汽器管板及管口凝汽器管板及管口涂胶涂胶 25、循环水冷却系统常见循环水冷却系统常见有害细菌微生物的种类有害细菌微生物的种类 v（1） 藻类藻类： v 蓝藻类、绿藻类和硅藻类。 v（2） 细菌：细菌： v 1）胶团状细菌：呈块状琼脂，细菌溶于其中； v 2）丝状细菌：又称水棉，呈棉絮状集聚； v 3）铁细菌：氧化水中的亚铁离子，使高铁化合物沉积在细胞周围； v 4）硫细菌：一般体内含有硫磺颗粒，使水中的硫化氢等氧化； v 5）硝化细菌：将氨氧化成亚硝酸盐的细菌和使亚硝酸盐氧化成硝酸 盐的细菌； v 6）硫酸盐还原菌：使硫酸盐还原成硫化氢。 v（3） 真菌真菌： v

43、藻菌类（水霉菌）、不完全菌类（绿菌类）。 2 6 、微生物、微生物控制要求控制要求 v开式循环冷却系统中微生物的控制通常采用以下一些指标（主要 来自工业循环冷却水处理设计规范 GB500502007 ）。 v异养菌异养菌 1105个个/ml v粘泥量粘泥量 3ml/m3 v真菌 10个/ml v硫酸盐还原菌 50个/ml v铁细菌 100个/ml 27、细菌微生物、细菌微生物控制方法控制方法药剂处理药剂处理 v（1）杀菌、灭藻药剂 v（2）抑制微生物增殖的药剂 v（3）防止附着的药剂 v（4）剥离药剂 v（5）淤泥分散药剂 氧化性杀生剂氧化性杀生剂 v氧化性杀生剂一般都是较强的氧化剂，能使微生

44、物体内一些和代谢有 密切关系的酶发生氧化而杀灭微生物。 v常用的氧化性杀生剂有氯气、氯碇、次氯酸钠、二氧化氯和臭氧、活 性溴。 v在常规的剂量下，对B5以上等级的铜管没有显著的影响。对黄铜管稍 有影响。 特特 点点 v使用剂量通常很少。通常一次性加入50m/L左右。 v药效相对短，通常为23天。此后细菌开始增多 非氧化性杀生剂非氧化性杀生剂 v 季铵盐季铵盐 ：既能杀菌，又含有能降低溶液表面张力的阳离子表面活性剂， 起粘泥剥离作用。通常一次性向循环水中加入100mg/L（商品浓度）以上。 v异噻唑啉酮异噻唑啉酮 ： 杀菌效果不如季铵盐，对抑制细菌的生长有效，通常一次 性向循环水中加入100mg

45、/L（商品浓度）以上。 特特 点点 v使用剂量通常较大。 v药效持续时间较长，约为10-20天。 七、机组大修化学监督检查七、机组大修化学监督检查 1、目的目的： （1） 掌握掌握发电设备的发电设备的腐蚀、结垢或积盐等状况腐蚀、结垢或积盐等状况，分析其原因，分析其原因，建 立有关档案。 （2）评价机组运行期间所采用的给水、炉水处理方法是否合理， 监控是否有效。 （3）机组在基建和停、备用期间所采取的各种保护方法是否合适。 根据存在问题提出改进措施。 2、要求要求： （1）机组在大修时，生产管理部门和机、炉、电专业的有关人员应根 据化学检查项目，配合化学专业进行检查。在热力设备解体时，应通知化

46、学专业人员检查内部情况，应按化学检查的具体要求进行割管或抽管、检检 查和修改取样点位置（炉水）查和修改取样点位置（炉水）等，化学人员进行相关检查和分析。汽包、 汽轮机、凝汽器等重要设备打开后先做化学检查，然后再进行检修。对大 修期间需更换的炉管，应事先进行化学清洗。检修完毕后及时通知化学专 业有关人员参与检查验收。 （2）参看机炉专业人员做的大修期间机组运行分析，机组运行分析，主要内容包括： 汽轮机监视段压力；凝汽器端差及真空；发电机水内冷系统阻力、流量的 变化。 （3）机组大修结束后一个月内应提出化学检查报告。 （4）主要设备的垢样或管样应）主要设备的垢样或管样应干燥保存干燥保存，时间不少于

47、一个大修周期，时间不少于一个大修周期。 机组大修化学检查技术档案应长期保存。 3、检查、检查准备工作准备工作 （1）制定检查计划检查计划：化学专业依据本标准的规定，结合机组运行状况制定 化学检查计划，并列入机组检修计划。 （2）检查准备：机组检修前应做好有关设备的取样、现场照相现场照相和检查记 录卡等准备工作。 （3）统计有关指标统计有关指标：机组停运后，应做好两次大修期间的分析统计工作。 主要内容主要内容有： a）水汽品质合格率和出现异常的各项指标；出现三级处理值的异常情况记录； 超标幅度和持续时间。 b）凝汽器及其它热交换器管的泄漏情况； c）水汽损失率及排污率； d）汽轮机油质分析和补油

48、量等指标； e）反映热力设备结垢有关的运行参数，如直流锅炉总阻力P，凝汽器端差和 煤耗等指标。 f）机组在两次大修期间运行时间，停（备）用时间、启停次数和保养方式等。 4、热力设备各部位的、热力设备各部位的重点检查内容重点检查内容 （1） 汽包汽包 1） 汽包底部底部：检查积水积水情况，包括积水量、颜色和透明度；检查沉积物沉积物情况，包 括沉积部位、状态、颜色和沉积量。沉积物量多时应取出晾干、称重。必要时进行化 学成分分析。 2） 汽包内壁内壁：检查汽侧有无锈蚀和盐垢汽侧有无锈蚀和盐垢，记录其分布、密度，腐蚀点状态和尺寸 （面积、深度）。如果盐垢附着量很少，可用pH试纸测量pH值。如果附着量较

49、多，应 进行化学成分分析。检查水侧有无沉积物和锈蚀，沉积物厚度若超过0.5mm，应刮取 一定面积（不小于100mm100mm）的垢量，干燥后称其重量，计算单位面积的沉积 率。检查水汽分界线水汽分界线是否明显、平整。如果发现有局部局部“高峰高峰”，应描绘其部位，检 查有腐蚀坑的部位。 3） 检查汽水分离装置汽水分离装置是否完好，旋风筒是否有倾斜、脱落现象，其表面有无腐蚀 或沉积物。如果运行中发现过热器超温或汽轮机汽耗明显增加，或大修过程中发现过如果运行中发现过热器超温或汽轮机汽耗明显增加，或大修过程中发现过 热器、汽轮机有明显积盐，热器、汽轮机有明显积盐，应提出对应提出对汽包内衬的焊接完整性汽包

50、内衬的焊接完整性进行检查。进行检查。 4） 检查加药管短路加药管短路现象。检查排污管、给水分配槽、给水洗汽等装置有 无结垢、污堵和腐蚀等缺陷。 5）检查汽侧管口有无积盐和腐蚀，炉水下降管、上升管管口有无沉积物， 记录其厚度、颜色。 6） 汽包内安装有腐蚀指示片腐蚀指示片，应检查有无沉积物的附着和腐蚀情况，记 录腐蚀指示片的表面状态，测量并计算其沉积速率和腐蚀速率。 7） 锅炉联箱联箱手孔封头割开后检查联箱内有无沉积物和焊渣等杂物。 8） 汽包验收标准验收标准：内部表面和内部装置及连接管清洁，无杂物遗留。 9） 直流锅炉的启动分离器，可参照汽包检查内容进行相关检查。 （2） 水冷壁水冷壁 1）

51、割管要求割管要求 a）机组大修时水冷壁至少割管两根两根，一般在热负荷最高的部位或认热负荷最高的部位或认 为水循环不良处为水循环不良处割取，如特殊部位的弯管、冷灰斗处的弯（斜）管。 b）如发生爆管，应对爆管及邻近管进行割管检查。如果发现炉管外观 变色、胀粗、鼓包或有局部火焰冲刷减薄等情况时，要增加对异常管段的割 管检查。 c）管样割取长度，锯割时至少0.5米，火焰切割时至少1米。火焰切割 带鳍片的水冷壁时，为了防止切割热量影响管内壁垢的组分，鳍片的长度应 保留3mm以上。 2）水冷壁）水冷壁割管的标识、加工及管样制取与分析割管的标识、加工及管样制取与分析 a）割取的管样应避免强烈振动和碰撞，割下

52、的管样不可溅水，要及时 标明管样的详细位置和割管时间。 b）火焰切割的管段，要先去除热影响区火焰切割的管段，要先去除热影响区，然后进行外观描述和测量记 录，包括内外壁结垢、腐蚀状况和内外径测量。如有如有爆破口、鼓包爆破口、鼓包等等情况要 测量其长度、宽度、爆口或鼓包处的壁厚，对对异常管段异常管段的外形的外形应照相后再截 取管样，需要做金相检查的管段由金属监督专业先行选取。另行截取一段原 始管样放入干燥器保存。 c）测量垢量测量垢量的管段，要先去除热影响区，然后将外壁车薄至2mm3mm， 再依据管径大小截割长约40mm50mm的管段（适于分析天平称量）。车床 加工时不能用冷却液，车速不应过快，进

53、刀量要小，并要做好方位、流向标 志（外壁车光后，按夹管一端的标志在车光的外壁补做标志并画出分段切割 线）。截取后的管段要修去毛刺（注意不要使管内垢层损坏），按背火侧、 向火侧剖成两半，进行垢量测量。如发现除垢后内表面有明显的腐蚀坑有明显的腐蚀坑，还 需进行腐蚀坑面积、深度的测量。要保留特殊的管样并进行照相存档。 d）取水冷壁管垢样，进行化学成分分析。 e）更换监视管时，应选择内表面无锈蚀的管材，并进行垢量测量。垢量 超过30g/m2时要进行处理。 （3） 省煤器省煤器 1） 割管要求割管要求 a ) 机组大修时省煤器管至少割管两根，其中一根应是监视管段，应 选取易发生腐蚀部位割管，如入口段的水

54、平管或易被飞灰磨蚀的管。 b) 管样割取长度，锯割时至少0.5米，火焰切割时至少1米。 2） 检查检查入口部位氧腐蚀入口部位氧腐蚀和和水平管段下半侧或立式下弯头有无停用腐水平管段下半侧或立式下弯头有无停用腐 蚀蚀，记录内壁颜色。检查化学清洗后的管样有无明显腐蚀坑、蚀坑深度及 单位面积蚀坑数量等，并照相存档。 （4） 过热器过热器 1） 割管要求割管要求 a) 根据需要割取12根过热器管，并按以下顺序选择割管部位：首先 选择曾经发生爆管及附近部位，其次选择管径发生胀粗或管壁颜色有明显变 化的部位，最后选择烟温高的部位。 b) 管样割取长度，锯割时至少0.5米，火焰切割时至少1米。 2） 检查过热

55、器管内有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。检查过热器管内有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积 盐用pH试纸测pH值，积盐较多时应进行化学成分分析。 3 ） 检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，记录氧化 皮厚度及脱落情况。 4） 应描述过热器管内表面的状态，并根据需要测量沉积量及成分。 （5） 再热器再热器 1） 割管要求割管要求 a) 根据需要割取12根再热器管，选择割管部位顺序同过热器。 b) 管样割取长度，锯割时至少0.5米，火焰切割时至少1米。 2） 检查再热器管内有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量 积盐用pH

56、试纸测pH值。积盐较多时应进行成分分析。 3） 检查高温段再热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，记录氧 化皮厚度及脱落情况。 4）描述再热器内表面的状态，并根据需要测量沉积量及成分。 （6） 汽轮机汽轮机检查检查 1） 高压缸高压缸 a)检查调速级调速级以及随后数级叶片有无机械损伤或坑点，并记录损伤部 位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2）等，并与历次检查情况进行对 比。 b) 检查记录各级叶片及隔板积盐情况，对沉积量较大的叶片，用硬质 工具刮取结垢量最大部位的沉积物，进行化学成分分析。计算单位面积的沉 积量。 c）用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量pH 值。

57、d）定性检测各级叶片有无铜垢有无铜垢。 2） 中压缸中压缸 检查中压缸第一级叶片有无机械损伤或麻点；中压缸一、二级 围带氧化铁积集程度；其余检查项目和方法同高压缸。 3） 低压缸低压缸 检查末级叶片的水蚀情况并记录。其余检查项目和方法同高压 缸。 （7） 凝汽器凝汽器检查检查 1） 水侧水侧 a）检查水室水室淤泥、杂物的沉积及微生物生长、附着情况。 b）检查凝汽器管管口冲刷、污堵、结垢和腐蚀情况。检查管板防腐层是否完整。 c）检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。 d）检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺牲阳极）保护情况。 e）记录凝汽器灌水查漏情况。 2) 汽侧汽侧 a）检查顶部最外层凝汽器管有

58、无砸伤、吹损砸伤、吹损情况，重点检查受汽轮机启动旁路 排汽、高压疏水等影响的凝汽器管。 b）检查最外层管隔板处的磨损或隔板间因振动引起的裂纹情况。 c）检查凝汽器管外壁沉积物的情况。 d）检查凝汽器壳体内壁锈蚀情况。 e）检查凝汽器底部沉积物的堆积情况。 3）凝汽器）凝汽器 抽管抽管 a）机组大修时凝汽器铜管应进行抽管检查。凝汽器钛管和不锈钢管，凝汽器钛管和不锈钢管， 一般不进行抽管。一般不进行抽管。 b）对于抽出的管按一定的长度（通常100mm）上、下半侧剖开。如 果管中有浮泥，应用水冲洗干净。烘干后通常采用化学方法测量单位面积 的结垢量。 c）检查管内外表面的腐蚀情况。若凝汽器管腐蚀减薄严

59、重或存在严 重泄漏情况，则应进行全面涡流探伤检查。 d）管内沉积物的沉积量在评价标准二类及以上应做化学成分分析。 （8） 除氧器除氧器 1）检查除氧头内壁颜色及腐蚀情况，内部多孔板装置是否完好，喷 头有无脱落。 2）检查除氧水箱内壁颜色及腐蚀情况、水位线是否明显、底部沉 积物堆积情况。 （9） 高、低压加热器高、低压加热器 检查水室换热管端的冲刷腐蚀和管口腐蚀产物的附着情况和水室的沉 积物堆积情况；若换热管腐蚀严重或存在泄漏情况，应进行汽侧上水查漏， 必要时进行涡流探伤检查。 （10） 油系统油系统 1） 汽轮机油汽轮机油系统系统 a) 检查汽轮机主油箱、密封油箱进行内壁腐蚀和底部油泥情况。

60、b) 检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。 c) 检查冷油器油侧油泥附着和油管道油泥附着情况。 2） 抗燃油系统抗燃油系统 a) 检查抗燃油主油箱、高、低压旁路抗燃油箱内壁腐蚀和底部油泥情 况。 b) 检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。 c) 检查冷油器油侧油泥附着和油管道油泥附着情况。 （11） 发电机冷却水发电机冷却水系统系统 1）检查内冷水箱和冷却器的腐蚀情况。内冷水加药处理的机组， 重点检查药剂是否有不溶解现象以及微生物附着生长情况。 2）检查内冷却水系统有无异物。 3）检查冷却水管有无氧化铜沉积。 （12）循环水冷却系统循环水冷却系统 1）检查塔内填料沉积物附着、支撑柱上藻类附着、水泥构件