炉内水汽品质监督

-.z.炉内水汽品质监视武登峰一、电厂化学监视的任务电厂化学监视的任务是保证水汽品质合格，防止锅炉水汽系统发生结垢、积盐和腐蚀。二、火电机组热力系统简介锅炉、汽轮机与过热器、再热器、凝汽器、上下压加热器和除氧器等主要辅助设备构成了火电机组的热力系统。锅炉给水系统是指凝汽器出口至省煤器入口的水系统。有时为了表达方便，而将凝汽器出口至除氧器出口称之为凝结水系统，或低压给水系统；将除氧器出口至省煤器入口称之为给水系统，或高压给水系统。给水是由汽机凝结水、化学补给水和各种疏水组成的。化学补给水补入凝汽器，与凝结水混合并在凝汽器内经除氧后进入给水系统。我厂给水系统的加热装置由三台高压加热器、四台低压加热器和除氧器组成。除氧器采用喷雾—填料式。三、我厂机组局部热力设备的金属材料1、#1、2机组低压加热器热交换管采用合金钢管，称为"全铁〞给水系统，或无铜系统〔给水水质PH控制在9.0～9.5〕；#3、4机组低压加热器热交换管主要采用黄铜，称为有铜系统〔给水水质PH控制在8.8～9.3〕。2、#1、2机组凝汽器冷凝管采用锡黄铜管，型号：HSn70-1A(含铜70%、锌29%、锡1%的锡黄铜〕，凝汽器空抽区采用B30〔表示含镍30%、铜70%的铜镍合金，简称白铜〕。白铜耐腐蚀性能很强，耐氨蚀性能明显优于黄铜，安装在凝汽器空抽区，可防止凝汽器管汽侧的氨腐蚀。#3、4机组凝汽器管材采用不锈钢。四、炉管内水垢的形成及其危害1、炉管内沉积的形成带入炉水中的各种杂质，除了一局部随蒸汽带走外，一局部由排污排出，其余的则会在炉管内形成沉积物。对于我厂来讲，由于补给水处理采用RO及凝结水处理的采用，给水中钙镁盐类极微，所以炉管内形成钙镁垢的可能性已很少，给水中杂质大多是钠化合物及金属腐蚀产物铜及铁，有时还有硅，所以炉管内形成的沉积物最常见的是氧化铁垢和铜垢。1.1氧化铁垢氧化铁垢的主要化学组分是磁性Fe3O4，因为它最稳定。其他形式的氧化铁〔Fe2O3〕都会转化为Fe3O4。垢的外观为咖啡色，内层为黑色或灰色。氧化铁垢的生成部位，主要是在一些高参数大容量锅炉热负荷比拟高的管壁上，在向火侧及焊口部位尤为严重。易发生氧化铁垢的部位是：喷燃器附近的炉管及燃烧带上下部的炉管管壁上。在锅炉管壁上形成氧化铁垢主要与炉水中铁的氧化物含量及锅炉的热负荷有关。热负荷越大，给水含铁量越高，氧化铁垢的形成速度越快。炉水中的铁氧化物有的是随锅炉补给水带入锅内的，有的是运行中或停炉期间因腐蚀作用产生的。防止氧化铁垢的途径：一是尽量减少锅炉给水中的含铁量，减小运行或停用期间的腐蚀；二是防止锅炉超负荷运行和改善锅炉运行工况，控制锅炉管壁上的热负荷在允许范围内。1.2铜垢当热力设备的含铜部件〔如高、低压加热器〕遭受腐蚀时，铜的腐蚀产物便随给水带入锅炉内部，形成铜垢。铜垢的生成与给水中的含铜量及锅炉的热负荷有关。热负荷越大，给水含铜量越高，铜垢的形成速度越快。防止铜垢的途径：一是尽量减少锅炉给水中的含铜量〔做好给水处理以减缓系统中铜件的腐蚀速度，另外减少或取消热力系统中铜的设备及部件〕；严禁锅炉超负荷运行。1.3、硅酸盐水垢硅酸盐水垢的化学组分比拟复杂，大局部是铁、铝的硅酸盐。在锅炉补给水中，铁、铝的化合物和硅的化合物含量偏高、凝汽器泄露冷却水及锅炉受热面上热负荷过高等因素是生成硅酸盐水垢的主要原因。硅酸盐水垢很难用酸洗的方法去除，所以在受热面上一旦生成硅酸盐水垢，将会给热力设备的平安运行带来不良影响。2、炉管内产生沉积物的危害a、降低传热系数，增加热损失，增大煤耗，降低锅炉热效率。b、引起锅炉水冷壁过热，导致水冷壁管鼓包及爆管。c、还可导致金属发生沉积物下腐蚀。锅炉水中水渣过多，一方面会影响蒸汽品质，另一方面可能堵塞管路。在热负荷高的情况下，水渣也可转化为水垢。水垢和水渣对热力设备运行都是不利的，必须严格控制炉水水质和热负荷。五、汽包锅炉的炉水水质调节汽包锅炉的炉水水质调节，就是通过向锅炉水中投加*种化学药剂，使结垢物质呈水渣析出，或呈溶解、分散状态，通过排污排出炉外的一种防垢方法1、磷酸盐处理1.1、原理防止钙镁水垢在锅炉水呈沸腾状态和PH=9-10的条件下，参加一定数量的磷酸盐后，炉水中的钙离子与磷酸根离子反响生成碱式磷酸钙，溶度积很小，呈松散的水渣状态，可通过锅炉排污排出炉外。当锅炉水中保持有一定量的过剩磷酸盐时，可使炉水中的钙离子浓度降的很低，从而到达防止钙盐〔硫酸钙、硅酸钙〕的目的。防止锅炉金属腐蚀磷酸盐可在锅炉管壁外表上生成磷酸盐保护膜，防止金属腐蚀。1.2、磷酸盐的参加量锅炉水中的磷酸根含量不宜过低或过高，过低起不到上述防垢作用，过高会增加炉水含盐量，影响蒸汽品质，在负荷波开工况下容易发生"暂时消失〞现象，破坏炉管外表氧化膜，腐蚀炉管，而且有可能生成磷酸镁、磷酸铁水垢。2、协调PH——磷酸盐处理2.1、协调PH——磷酸盐处理是上述传统磷酸盐处理工艺的进一步开展和完善，它不仅可以防止钙盐水垢和防止水冷壁管碱性腐蚀，而且还可防止锅炉水PH偏低所造成的危害，是一种有效的炉水水质调节方法。2.2、协调PH——磷酸盐处理主要存在问题一是产生酸性磷酸盐腐蚀。国外测试研究说明，发生酸性磷酸盐腐蚀的直接原因是因为参加Na2HPO4。二是发生磷酸盐"暂时消失〞现象。在机组负荷剧烈波动的情况下，采用磷酸盐处理的炉水会发生盐类暂时消失现象，即当负荷剧烈增加时，炉水磷酸盐含量大幅度降低,甚至测不出PH明显升高；工况相反，会出现暂时消失的盐类回溶，炉水磷酸盐含量很快增加，炉水PH大幅度降低。3、低磷酸盐处理目前，高参数汽包锅炉大都以优质的除盐水作为锅炉补给水，进入炉内的钙离子、镁离子、硅酸根离子等结垢离子的量已经非常少，从而使钙离子转化为碱式磷酸钙水渣所需要的磷酸根离子也非常小。另外，炉水中的磷酸盐含量降低，有利于减少锅炉管壁上产生磷酸盐"暂时消失〞现象。所以目前许多火电厂开场采用低磷酸盐处理。我厂机组适合采用低磷酸盐处理,炉水磷酸根控制在0.5-2mg/L,为维持炉水的PH，还要辅以NaOH处理。考前须知如下：3.1、配制适宜的磷酸盐加药浓度。采用协调磷酸盐处理工艺时，配制的浓度一般为50g/L,现在配制的浓度控制在10g/L。3.2、连续均匀地进展加药处理。炉水磷酸根浓度维持越稳定，水质工况越好。〔采用连续加药〕4、一期、二期炉水加药区别一期炉水加药管比二期加药管粗，二期炉水要采用低浓度加药，防止高浓度加药出现炉水管结晶现象。六、锅炉凝水、给水加药处理1、凝水、给水的加氨处理1.1、给水加氨处理的目的是中和水中游离CO2，提高给水的PH值，防止给水对热力系统的腐蚀。1.2、氨投加方式我厂机组采用二级加氨，一级加氨是加在凝结水处理装置的出口，因为凝结水混床的出水PH已接近中性，不处理难以保护低压给水系统的管道、设备。#1、2机组二级加氨点是在加在前置泵入口，#3、4机组二级加氨点是加在在除氧器出口。1.3、水汽系统中氨的消耗在水汽系统中，氨是随水和蒸汽在系统内循环。氨的实际参加量只是补充在机组运行中氨的损耗量，即系统中很多排汽的设备〔如除氧器、凝汽器、抽气器〕，存在汽液之间平衡，而氨在汽液两相会进展分配，氨会随排出的气体而损失。氨的汽液分配系数大于1，说明氨在汽相中浓度比在液相中浓度大，所以系统中氨的损失量是很大的。有的资料认为在凝汽器空冷区蒸汽中氨浓度可达45～2700mg/L,凝结水氨的浓度可达4～258mg/L，在这种情况下，再加上氧的存在，将会造成凝汽器空冷区铜管的腐蚀。所以，我国大型机组的凝汽器通常是采用耐氨蚀的B30白铜管。2、凝水、给水的加联氨处理2.1、给水加联氨的目的是消除给水中残留的溶解氧，防止热力系统的腐蚀。同时在高温状态下，联氨可以把腐蚀产物复原，防止铜、铁结垢。N2H4+O2→N2+2H2O2.2、联胺投加方式我厂#1、2机组采用采用二级加联氨，一级加联氨是加在凝结水处理装置的出口，二级加联氨点是加在前置泵入口，以消除热力除氧过程中残存的溶解氧。#3、4机组采用一级加联氨，加在凝结水处理装置的出口。对于"有铜系统〞联氨加在凝结水处理装置的出口，能减少铜的携带。国内有些机组在启动时，同时从两个加药点参加联氨，而在正常运行时只采用给水泵入口侧加药点，以减少联氨的消耗。华北有些电厂已取消加联氨，只要热力除氧效果保证即可。2.3、联氨的加药量机组正常运行控制标准：10-50ug/L。一般在机组启动时，由于给水含氧量较高和一局部联氨要消耗于金属氧化物的复原，所以联氨参加量要高于正常运行时的剂量，有时要高1倍。6Fe2O3+N2H4→N2+2H2O+4Fe3O42Cu2O+N2H4→N2+2H2O+4Cu2.4、联氨的消耗联氨在热力系统中变化则是逐渐消耗的，试验说明在凝泵出口至除氧器入口消耗8.5%，经过除氧器之后消耗6.3%，除氧器出口至省煤器进口消耗25.8%，将近54%的联氨进入锅炉后被消耗或分解。八、水汽质量劣化时的处理当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正确，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应立即向领导汇报情况，提出建议。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。三级处理值的含义一级处理值——有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72小时内恢复至标准值。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24小时内恢复至标准值。三级处理值——正在进展快速腐蚀、结垢、积盐，应在4小时内停炉。在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内不能恢复到正常时，则应采取更高一级的处理方法。对于汽包锅炉，恢复标准值的方法之一是降压运行。1.凝结水泵出口水质异常时的处理规定工程标准值处理值一级二级三级电导率μs/cm(25℃)经氢离子交换混床运行≤0.300.30～0.400.40～0.65＞0.65混床停运≤0.300.20～0.350.35～0.60＞0.60硬度(μmol/l〕混床运行≤2.0＞2.0＞5.020.0混床停运≈0＞2.0————备注用海水冷却的电厂，当凝水中的含钠量大于400时，应紧急停机。2.锅炉给水水质异常时的处理工程标准值处理值一级二级三级PH〔25℃〕有铜系统9.0～9.5＜9.0或＞9.5————无铜系统8.8～9.3＜8.8或＞9.3电导率μs/cm(25℃)经氢离子交换≤0.300.30～0.400.40～0.65＞0.65溶解氧〔μg/l〕≤7＞7＞20——3.锅炉炉水水质异常时的处理当锅炉水水质异常时，还应该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。工程标准值处理值一级二级三级PH〔25℃〕磷酸盐处理9.0～10.09.0～8.58.5～8.0＜8.0挥发性处理9.0～9.59.0～8.08.0～7.5＜7.54、水汽品质异常的原因分析及处理4.1炉水PH值不合格原

因处理方法1．加药量不当或给水硬度大1．调整加药量，查明原因及时处理2．锅炉排污过多或过少2．根椐炉水水质进展排污调整3．药品不纯或加药系统有缺陷3．分析药品纯度、及时更换或消缺4．锅炉偏烧或负荷波动太大4．联系集控，调整锅炉运行工况5．凝汽器泄漏5．按凝汽器泄漏的故障处理4.2除氧器出口溶氧不合格原

因处理方法1.凝水溶氧超标1．真空系统查漏堵漏2．除氧器超负荷运行2．降低负荷保持在正常参数内稳定运行。3.除氧器排汽门开度不够3．调整除氧器排汽门开度。4．除氧给水温度低4．调整运行温度。5．除氧器内部装置坏5．停运检查。4.3凝汽器泄漏处理现象：凝水有硬度，并呈上升趋势，同时导电度升高〔DD≥0.3μs/cm〕处理：如确认凝汽器泄漏，应立即汇报有关领导。并积极配合有关部门采取措施。〔循泵滤网入口加锯末、凝汽器隔离查漏〕a、立即投运精处理备用混床。b、提高炉水磷酸盐浓度，加强磷酸盐处理。九、蒸汽品质控制1、蒸汽品质与污染蒸汽品质是指蒸汽中所含杂质的多少。所含杂质越多，蒸汽纯度越低。从锅炉出来的饱和蒸汽中往往含有少量钠盐、硅酸盐等杂质，从而使蒸汽品质下降，即蒸汽受到污染。如果饱和蒸汽中杂质含量过多，就会在过热器和汽轮机叶片上产生积盐，影响机组的平安经济运行。蒸汽中杂质主要有两个来源：一是机械携带〔从锅炉出来的饱和蒸汽经常夹带一局部锅炉水的小水滴，使炉水中钠盐、硅酸盐等杂质带入蒸汽中，即水滴携带〕。二是溶解携带〔饱和蒸汽因溶解作用而携带锅炉水中杂质而使蒸汽纯度降低的现象。〕2、蒸汽纯度的控制方法提高蒸汽纯度，一方面应尽力减少锅炉给水中的杂质含量，另一方面应减少饱和蒸汽的带水量和降低各种杂质在蒸汽中的溶解携带量。a、锅炉排污连续排污：连续不断地从锅炉汽包的水面下排放一局部杂质含量较高的锅炉水。排污管一般安装在汽包正常水位以下80～300mm处，这样排放时可防止带走局部蒸汽，且此处炉水因蒸发作用杂质含量高，所以连续排污也叫外表排污〕定期排污：从锅炉水循环系统的最低点定期排放一局部含水渣较高的锅炉水以改善炉水质量，既底部排污〕锅炉排污总是会损失一些热量和水量，一般排污每增加1%就会使燃料增加0.3%，所以应在保证炉水质量前提下，尽量减少锅炉排污量。但是为了防止锅炉内水渣沉积，锅炉最小排污率不小于0.3%。b、汽水别离装置为了保证蒸汽的纯度，通常在汽包内设置汽水别离装置、蒸汽清洗装置和多孔板装置。c、蒸汽吹管新建锅炉在进展化学清洗以后，蒸汽管道内还可能有残存的杂质碎块如小焊渣，投运前如不彻底去除，投运后蒸汽会将杂质带入汽轮机损坏汽轮机叶片。十、发电机定子内冷水处理1、发电机内冷水水质要求及质量标准1.1、水质要求由于定子内冷水水质关系到机组平安运行，是化学监视工程的重点之一。发电机定子内冷水水质应符合以下要求：a、有足够的绝缘性能〔即较低的电导率〕，以防止发电机线圈的短路。b、对发电机铜导线和内冷水系统无腐蚀性。〔PH≥6.8，铜铁在PH=8左右为腐蚀钝化区〕c、不允许发电机内冷水中的杂质在空心导线内结垢，以免降低冷却效果，使发电机线圈超温，导致绝缘老化和失效。2、质量标准电导率〔25℃〕≤2.0μs/LpH〔25℃〕＞6.8铜含量≤40ug/LYD≤3、我厂发电机定子内冷水处理简介3.1、我厂#1、2、3、4汽轮发电机均为**电机厂生产，冷却方式为水-氢-氢冷。定子冷却水系统采用与发电机配套的小混床旁路处理。由于小混床不能使定子冷却水水质达标，之后又采取小混床+连续换水的处理方式。从投运以来，定子内冷水的PH、DD、含铜量三项指标一直不能同时达标，定子水的含铜量经常处于超标状态。定子冷却水小混床+连续换水的处理虽然有时可以使DD、PH、含铜量合格，但是要维持需要频繁换水，浪费人力、物力，并且是一种被动处理方式。虽然指标控制在一定的范围，但是实际系统还是存在腐蚀，排水量越大说明系统腐蚀越严重。致使DD≤2us/L的标准无法执行。3.2、分析小混床旁路处理是让局部内冷水通过装有阴、阳离子交换树脂的小混床，以除去水中各种阴、阳离子，到达净化水质的处理方法。当内冷水经过小混床时，水中的阳离子如钙离子、镁离子、铜离子与树脂中的交换基团氢离子进展交换。该处理方法能够到达净化内冷水的目的，使内冷水导电率维持在合格范围内。缺点是：内冷水经小混床离子交换后，水质PH进一步降低，更加剧了对铜导线的腐蚀。所以这种方式是"治标不治本〞。3.3、#3发电机内冷水钠型小混床处理简介#3发电机内冷水处理小混床阳树脂由H型改为Na型。钠型混床阳、阴树脂按一定比例混合，树脂采用NaOH再生，再生后阳树脂为钠型，阴树脂为氢氧型，这就相当于在运行中向内冷水中参加微量的NaOH，可使内冷水的PH保持在微碱性〔7.0-8.0〕。3.4、#3发电机内冷水钠型小混床处理存在问题及分析问题：投运混床后PH上升的同时，DD也增大，致使DD超标。分析：主要是#3机定子内冷水水质不纯，系统水质复杂，含有以前换凝水时带入的大量氨离子。一旦投运钠型混床，内冷水中氨离子通过混床交换出大量钠离子，虽然PH升高了，DD也升高了。处理方法：#3机停运时，定子内冷水系统彻底换除盐水。因除盐水含盐量非常小，投运混床后，只有微量的钙离子、镁离子、铜离子与钠型阳树脂交换，产生微量NaOH，可使内冷水PH合格，DD也合格。4、国内比拟成功方法4.1氢型+钠型双套小混床旁路处理4.2小混床+NaOH处理法对内冷水系统进展小混床处理的同时，通过自动加药装置参加NaOH。4.3超净化处理法采用独特构造的双层床离子交换器，内装有高交换容量的特种树脂对内冷水进展旁路处理。十二、热力设备金属腐蚀的类型金属腐蚀的共同特点：腐蚀都是从金属外表上的氧化铁保护膜受到机械或电化学破坏开场的。1、氧腐蚀热力系统最常见的腐蚀。主要发生在凝结水系统。设备在停、备用期间发生氧腐蚀是最常见的现象，尤其在过热器弯头等积水的部位，在凝结的水分和大气中氧的共同作用下，可发生严重的"静态氧腐蚀〞。2、碱腐蚀只有在锅炉水高度浓缩的情况下，才可能发生碱腐蚀。3、氢损坏4、酸腐蚀5、应力腐蚀裂纹6、疲劳腐蚀十三、设备停用保护在热力设备停运期间,如果不采取有效的保护措施,其水汽系统的内外表会发生严重的氧腐蚀,这种腐蚀称为热力设备的停用腐蚀.停用腐蚀可在短期内使停用设备遭到大面积破坏,并在水汽系统内产生大量腐蚀产物.这不仅使机