电厂300MW化学培训课件

电厂300MW机组化学培训课件第一章电厂化学基础与机组概况300MW火力发电机组简介锅炉系统高压锅炉产生过热蒸汽，工作压力达13.7-17.5MPa，温度540-570℃，是机组的核心热源汽轮机系统蒸汽推动汽轮机做功，转速3000rpm，将热能转化为机械能，驱动发电机旋转发电机系统将机械能转化为电能，额定功率300MW，输出电压15.75-20kV，供应电网电厂水化学基础知识主要水系统锅炉给水：进入锅炉的水，要求极高纯度，电导率≤0.2μS/cm，pH值9.0-9.5，溶解氧<7μg/L循环冷却水：冷却凝汽器的水，允许含盐量较高，但需控制结垢和腐蚀倾向凝结水：汽轮机排汽冷凝形成，是给水的主要来源，需保持高纯度关键水质指标pH值：反映水的酸碱性，影响腐蚀速率和化学反应电导率：表征水中离子总量，纯度的重要指标硬度：钙镁离子含量，与结垢密切相关溶解氧：主要腐蚀因素，需严格控制硅含量：易形成难溶硅酸盐垢，影响传热铁铜含量：腐蚀产物，需监测控制水的物理化学性质直接影响设备的腐蚀、结垢和沉积。温度升高会降低溶解氧含量但加速化学反应，压力变化影响气体溶解度。合理的水质管理是防止设备损坏的第一道防线。300MW机组热力系统流程01给水加热除氧器及高低压加热器预热给水至160-240℃02锅炉受热省煤器、水冷壁、过热器逐级加热至540-570℃03汽轮机做功高中低压缸逐级膨胀做功，温度压力逐渐降低04凝汽冷凝排汽在凝汽器中冷凝成水，循环水带走余热05凝结水回收凝结水泵送至除氧器，完成热力循环关键化学控制点：给水除氧、炉水加药、凝结水精处理、循环水加药、排污控制第二章锅炉水化学控制锅炉是机组的心脏，其水质管理直接关系到设备安全和运行效率。本章详细讲解锅炉水化学处理的原理、方法和实践经验。锅炉水的化学处理原理1碱度调节与pH控制采用磷酸盐处理或加氨处理维持炉水pH值在9.0-10.5，形成保护膜防止腐蚀。磷酸三钠(Na₃PO₄)是常用药剂，在高温下与钙镁离子反应生成不溶性磷酸盐沉淀，防止结垢。2缓蚀剂作用机制联氨(N₂H₄)作为还原性缓蚀剂，能够还原溶解氧，反应式：N₂H₄+O₂→N₂+2H₂O。同时在金属表面形成致密氧化膜。氨(NH₃)调节pH值，提高炉水碱度，抑制酸性腐蚀。3除氧技术溶解氧是造成锅炉腐蚀的主要原因。热力除氧器在0.12MPa、104℃条件下，通过加热沸腾将氧气逸出，可降至7μg/L以下。化学除氧使用联氨或亚硫酸钠进一步除氧至<2μg/L。溶解氧的危害引起给水系统和锅炉金属的电化学腐蚀形成氧化铁垢层，降低传热效率腐蚀产物随蒸汽进入汽轮机造成沉积降低金属疲劳强度，缩短设备寿命除氧效果监测在线溶解氧分析仪实时监测除氧器出口水质，确保溶解氧含量<7μg/L。定期进行实验室化验，采用碘量法或电化学法精确测定。异常时立即调整除氧器运行参数或增加化学药剂投加量。常见锅炉水化学问题及案例水垢形成机理给水中的钙镁盐类在高温下溶解度降低，在受热面上析出形成水垢。硫酸钙垢、硅酸盐垢最为常见。水垢导热系数仅为钢材的1/30-1/50，严重影响传热。腐蚀类型分析氧腐蚀：溶解氧引起的电化学腐蚀，表现为点蚀或溃疡状腐蚀。酸腐蚀：给水pH值过低造成。碱腐蚀：炉水浓缩后苛性钠浓度过高。应力腐蚀：在拉应力和腐蚀介质共同作用下产生裂纹。典型事故案例某300MW机组因水处理设备故障，给水硬度超标3个月未发现，锅炉水冷壁管内壁形成厚达5-8mm硫酸钙垢层。导致管壁温度升高200℃以上,最终发生爆管事故,被迫停机检修45天,直接经济损失超过800万元。预防措施：严格控制给水品质，定期化验分析，加强设备维护，建立水质异常预警机制，定期进行化学清洗，及时排污降低炉水浓缩倍率。锅炉水质监测与分析技术在线监测系统pH计电极法连续测量，精度±0.05，自动温度补偿电导率仪测量范围0.01-200μS/cm，反映水中离子总量溶解氧仪极谱法或荧光法，检测限<1μg/L钠离子计监测凝结水钠含量，早期发现凝汽器泄漏实验室分析流程采样：使用专用采样容器，避免二次污染，记录温度压力等参数预处理：根据分析项目进行过滤、酸化或稀释分析测试：采用滴定法、分光光度法、离子色谱法等标准方法数据记录：填写分析报告，与标准值对比异常处理：超标时启动应急预案，追溯原因并采取纠正措施数据解读与预警建立水质数据库，绘制趋势曲线，识别异常波动。设置多级报警阈值：黄色预警（接近限值）、橙色警告（超标10%）、红色警报（严重超标）。DCS系统集成化学监测数据，实现自动报警和联锁保护。第三章循环水系统化学管理循环冷却水系统是电厂重要的辅助系统，其水质管理直接影响凝汽器效率和设备寿命。本章介绍循环水的化学控制技术。循环水系统的水质要求腐蚀控制循环水中溶解氧和氯离子是主要腐蚀因素。碳钢腐蚀速率应<0.125mm/年。通过投加缓蚀剂（聚磷酸盐、有机膦酸）和调节pH值至7.5-8.5来控制。结垢防治水中钙镁离子在换热面析出形成碳酸钙、硫酸钙垢。采用阻垢剂（聚丙烯酸、聚马来酸）分散晶体，防止沉积。控制浓缩倍数在3-5倍，定期排污降低含盐量。生物控制藻类、细菌在温暖潮湿环境大量繁殖，形成生物膜堵塞管道。投加氧化性杀菌剂（次氯酸钠、二氧化氯）和非氧化性杀菌剂（季铵盐类）交替使用，防止产生抗药性。典型循环水处理药剂配方药剂类型主要成分投加量作用原理缓蚀剂聚磷酸盐+锌盐5-15mg/L在金属表面形成保护膜阻垢剂有机膦酸3-8mg/L晶格畸变，阻止结晶生长分散剂聚丙烯酸2-5mg/L使悬浮物保持分散状态杀菌剂次氯酸钠余氯0.5-1.0mg/L氧化破坏微生物细胞循环水系统常见故障与处理管道腐蚀穿孔典型案例：某电厂循环水管道因氯离子含量超标（>500mg/L）且pH值偏低（6.8），运行18个月后发生点蚀穿孔。处理方案：更换受损管段，调整水质参数，增加缓蚀剂投加量至15mg/L，强化水质监测频次。生物膜堵塞问题表现：凝汽器真空度下降0.5kPa，循环水出口温度升高3℃，换热效率降低15%，机组背压升高。解决措施：机械清洗+化学清洗组合。投加冲击性杀菌剂浓度提高至5倍（余氯3-5mg/L），持续2小时。建立定期清洗制度（每季度一次）。结垢导致传热恶化原因分析：补充水硬度过高（钙硬度>300mg/L），浓缩倍数控制不当（达到8倍），阻垢剂投加不足。维护经验：控制补水硬度<250mg/L，浓缩倍数维持在4倍左右，优化阻垢剂配方（有机膦酸+聚羧酸复配），定期进行酸洗除垢。科学管理，延长设备寿命5-8设备寿命延长科学的循环水管理可延长换热设备寿命5-8年15%维护成本降低有效的化学处理可减少清洗和维修费用2-3%效率提升保持清洁的换热面可提高机组热效率"预防为主，综合治理"是循环水管理的核心理念。通过精细化的水质控制和定期维护，既能保证设备安全运行，又能显著降低运营成本，实现经济效益和安全效益的双赢。第四章凝结水与给水系统化学控制凝结水和给水是锅炉的生命线，其纯度直接决定锅炉水质。本章深入探讨凝结水精处理和给水系统的化学控制技术。凝结水的化学特性及处理凝结水杂质来源01凝汽器泄漏循环水通过泄漏点进入凝结水，带入钙镁离子、氯离子等杂质，电导率急剧上升02腐蚀产物管道和设备腐蚀产生的铁、铜离子溶入水中，形成金属氧化物沉积03系统污染凝结水系统清洗不彻底或检修后残留的油污、杂质04空气溶入真空系统不严密，空气漏入带来氧气和二氧化碳，造成腐蚀凝结水污染影响破坏给水水质，增加给水处理负担在锅炉受热面形成沉积物，影响传热腐蚀产物随蒸汽进入汽轮机造成积盐降低机组效率，增加排污损失严重时可能引发设备事故处理技术凝结水精处理系统：采用高速混床或电除盐(EDI)技术，将电导率降至0.1μS/cm以下，去除杂质离子。再生周期根据水质确定，一般为30-90天。典型工艺流程：凝结水→机械过滤→前置过滤器→阳床→阴床→混床→除氧器→锅炉污染事故案例：某电厂凝汽器钛管泄漏未及时发现，循环水混入凝结水达72小时，凝结水钠含量从<5μg/L升至350μg/L，污染离子交换树脂失效，被迫全系统化学清洗，损失超过150万元。启示：加强凝汽器监测，钠含量超过20μg/L立即查找泄漏点。给水系统化学控制措施软化水处理离子交换软化：采用钠型阳离子交换树脂去除原水中的钙镁离子，交换反应为：Ca²⁺+2NaR→CaR₂+2Na⁺。出水残余硬度<0.03mmol/L。再生剂为5-8%食盐溶液。石灰软化：投加石灰和纯碱，使钙镁盐生成沉淀。成本低但出水水质不如离子交换。适用于原水硬度较高的情况。除盐技术反渗透(RO)：在压力作用下，水分子透过半透膜，盐类被截留。脱盐率>97%，产水电导率<10μS/cm。膜污染是主要问题，需定期清洗。电除盐(EDI)：结合电渗析和离子交换，连续除盐无需再生。产水电导率<0.1μS/cm，运行成本低，自动化程度高，是目前先进的除盐技术。设备维护要点定期检测树脂交换容量，及时补充或更换失效树脂优化再生工艺，确保再生质量，延长树脂寿命反渗透膜定期化学清洗（酸洗+碱洗），防止污堵监测各级出水水质，及时发现设备异常保持前置过滤器清洁，保护后续设备建立设备运行档案，记录再生周期、产水量等参数第五章汽轮机系统化学控制汽轮机是机组的动力核心，其化学管理涉及润滑油系统和冷却水系统，关系到机组的可靠性和经济性。汽轮机润滑油与冷却水化学管理润滑油化学指标黏度：运动黏度(40℃)为28-35mm²/s，过高影响流动，过低降低油膜强度酸值：反映油品氧化程度，新油<0.05mgKOH/g，运行油<0.2mgKOH/g水分：应<300ppm，过高导致乳化，破坏油膜机械杂质：应<0.005%，防止磨损加剧润滑油污染控制水分混入：密封不良、冷却器泄漏是主要原因。采用真空脱水装置，控制水分<200ppm氧化变质：高温下与氧气反应生成酸性物质。加抗氧剂，控制油温<60℃颗粒污染：安装精密过滤器（3-5μm），定期取样监测清洁度等级冷却水防腐防垢密闭式冷却水：水质要求高，pH值8.5-9.5，加缓蚀阻垢剂，防止铜材腐蚀开式冷却水：与循环水类似，但流速较高，需加强缓蚀保护定期排污：控制浓缩倍数，防止盐类沉积汽轮机腐蚀事故案例事故经过：某300MW机组汽轮机轴承冷却水系统因水质管理不善，pH值长期偏低（6.5-7.0），冷却器铜管发生腐蚀穿孔，冷却水漏入油系统。油中水分含量升高至1500ppm，导致润滑油乳化变质，主油泵轴承温度异常升高，最终引发轴承烧损事故。经济损失：被迫停机更换轴承和冷却器，检修费用120万元，停机损失电量约600万kWh，综合损失超过300万元。预防措施：加强冷却水pH值监测，保持在8.5-9.0；安装油中水分在线监测装置，超标报警；定期检查冷却器密封性，及时更换老化部件；建立润滑油定期化验制度。汽轮机凝结器水化学控制凝结器水质要求凝结器是汽轮机排汽冷凝的关键设备，其水质直接影响真空度和凝结水品质。循环水侧：pH值：7.5-8.5，防止铜管腐蚀氯离子：<500mg/L，过高加速点蚀硫酸根：<300mg/L，防止结垢悬浮物：<20mg/L，避免堵塞微生物：严格控制，防止生物膜形成凝结水侧：电导率：<0.2μS/cm，高纯度要求钠含量：<5μg/L，监测泄漏指标溶解氧：<10μg/L，防止后续腐蚀凝结器腐蚀与堵塞管材腐蚀类型：氨蚀：凝结水中氨含量过高（>1mg/L）腐蚀铜合金管点蚀：氯离子在局部破坏钝化膜，形成蚀孔冲刷腐蚀：流速过高（>2.5m/s）加速腐蚀微生物腐蚀：生物膜下形成缺氧区，加速腐蚀堵塞问题处理：泥沙、生物黏泥、腐蚀产物堵塞管道，降低换热效果。采用机械清洗（胶球清洗系统）和化学清洗（酸洗、碱洗）结合。胶球清洗系统每运行2-4小时投球一次，回收率>95%。维护检测技术安装凝汽器性能监测系统，实时监测端差、真空度变化。定期进行涡流探伤检测管壁厚度，评估剩余寿命。建立泄漏点定位系统，快速发现和堵漏。第六章环保与排放化学控制环保治理是电厂可持续发展的重要保障。本章介绍脱硫脱硝和废水处理的化学原理与技术，助力清洁生产。烟气脱硫与脱硝化学原理石灰石浆液制备CaCO₃粉碎至325目，配制成20-30%浆液，pH值5.0-6.0，供给吸收塔使用SO₂吸收反应吸收塔内SO₂与浆液反应：SO₂+H₂O→H₂SO₃，H₂SO₃+CaCO₃→CaSO₃+H₂O+CO₂，脱硫效率>95%氧化结晶鼓入空气强制氧化：2CaSO₃+O₂+4H₂O→2(CaSO₄·2H₂O)，生成二水石膏石膏脱水石膏浆液经旋流器浓缩、真空皮带脱水机脱水，含水率<10%，可作为建材原料外售SCR脱硝技术催化剂：V₂O₅-WO₃/TiO₂蜂窝式催化剂，工作温度320-420℃还原反应：氨气与NOₓ在催化剂作用下反应4NO+4NH₃+O₂→4N₂+6H₂O6NO₂+8NH₃→7N₂+12H₂O脱硝效率：>80%，出口NOₓ<50mg/Nm³，满足超低排放要求300MW机组环保改造某300MW机组投资1.8亿元完成超低排放改造：新建石灰石-石膏湿法脱硫装置，3个吸收塔加装SCR脱硝系统，2+1催化剂层改造电除尘器为电袋复合除尘安装湿式电除尘器，去除石膏雨改造效果：SO₂<35mg/Nm³，NOₓ<50mg/Nm³，烟尘<10mg/Nm³，全面达标电厂废水处理与循环利用废水收集工业废水、生活污水、含煤废水、酸碱废水分类收集预处理隔油、沉淀、中和，去除悬浮物和调节pH值深度处理混凝沉淀、生化处理、膜过滤，去除有机物和重金属回用系统处理后用于循环水补水、除渣冲洗、绿化浇灌等浓水处理高盐废水蒸发结晶，实现零排放零排放技术路线：废水→预处理→超滤→反渗透→蒸发结晶器→固体盐外运。300MW机组日产废水约800-1200m³，零排放改造投资约5000-8000万元，运行成本15-25元/吨水，但彻底解决了排放问题，符合环保政策要求。典型废水处理设备设备名称处理对象处理技术去除率混凝沉淀池悬浮物、浊度投加PAC、PAM絮凝剂>90%生化处理池COD、氨氮活性污泥法或生物膜法COD80-90%超滤膜系统胶体、细菌0.01-0.1μm膜分离>99%反渗透系统溶解盐类高压膜过滤脱盐率97-99%蒸发结晶器高浓盐水多效蒸发或MVR蒸发水回收率>95%第七章化学监测仪器与安全管理精确的化学监测是水质控制的基础，规范的安全管理是生产的保障。本章介绍化学检测技术和安全管理体系。关键化学参数在线监测技术pH测量系统工作原理：玻璃电极法，测量电极电位差技术参数：测量范围0-14pH，精度±0.05pH，响应时间<30秒维护要点：定期校准（每周一次），电极3-6个月更换，保持电极清洁湿润电导率仪表测量方式：电极电导法，温度自动补偿至25℃量程选择：0.01-2000μS/cm分段测量，自动切换应用场景：监测给水、凝结水、除盐水纯度溶解氧分析仪检测方法：极谱法或荧光法，ppb级测量关键技术：膜电极技术，抗干扰能力强安装位置：除氧器出口、给水管道，24小时连续监测钠离子监测检测原理：离子选择电极法，特异性识别Na⁺灵敏度：检测下限1μg/L，快速响应凝汽器泄漏报警设置：钠含量>20μg/L黄色预警，>50μg/L红色报警数据采集与自动报警系统化学监测数据通过DCS系统集中显示和管理。建立化学监测数据库，实现历史数据查询、趋势分析、统计报表等功能。多级报警机制：黄色预警：参数接近限值，提醒运行人员关注橙色警告：参数超标10-20%，需立即调整红色警报：严重超标或设备故障，启动应急预案自动化功能：实时数据显示与曲线记录超限自动报警与短信通知联锁保护功能（如给水溶解氧超标时加大加药量）自动生成水质日报、月报与厂级SIS系统集成，实现远程监控维护校准规范：建立仪表维护台账，记录校准时间、更换部件、故障处理等信息。制定年度校准计划，送检精度等级高的仪表到计量部门校准。化学品安全管理与应急措施常用化学品安全规范盐酸(HCl)：强酸性，浓度31-36%，储存于耐酸容器，佩戴防酸手套和护目镜操作氢氧化钠(NaOH)：强碱性，固体或50%溶液，密闭储存防潮，操作时防止溅到皮肤联氨(N₂H₄)：剧毒易燃，40%水溶液，储存于阴凉通风处，严禁明火，佩戴防护面具次氯酸钠(NaClO)：氧化性，10%溶液，避光储存，禁止与酸类混合聚合氯化铝(PAC)：固体或液体，储存于干燥处，避免吸潮结块泄漏应急处理流程发现泄漏：立即报警，疏散无关人员，切断泄漏源个人防护：佩戴防毒面具、防护服、防酸碱手套和靴子泄漏处置：酸类泄漏：用碱性物质（石灰、碳酸钠）中和，大量水冲洗碱类泄漏：用酸性物质（稀盐酸、稀硫酸）中和，大量水冲洗联氨泄漏：用大量水稀释冲洗，严禁明火，加强通风环境保护：防止泄漏物进入下水道、河流，收集污染土壤作为危废处理中毒急救与培训吸入中毒：迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅，必要时人工呼吸皮肤接触：立即脱去污染衣服，用大量流动清水冲洗15分钟以上眼睛溅入：立即提起眼睑，用流动清水冲洗15分钟，就医误服中毒：误服酸碱类立即漱口，饮适量温水稀释，禁止催吐，立即就医安全培训：新员工岗前安全教育，定期开展应急演练（每季度一次），考核合格后上岗。建立化学品安全档案，制作MSDS（化学品安全技术说明书）并公示。第八章典型故障案例分析与经验总结从实际案例中学习经验教训，是提升化学管理水平的有效途径。本章分享两起典型故障案例的分析与处理。案例一：锅炉水垢堵塞导致机组停机12021年3月水处理反渗透膜堵塞，产水量下降20%，但未及时更换22021年4-6月给水硬度缓慢上升，从0.02升至0.15mmol/L，但仍在标准范围内32021年7月锅炉排污水浊度异常升高，给水硬度达到0.28mmol/L，超标40%42021年8月15日锅炉水冷壁管爆管，紧急停机，检查发现管内壁5-8mm水垢层事故原因深度分析设备维护不及时：反渗透膜未按规定周期更换，导致产水水质下降监测不到位：给水硬度检测频次不够（每周一次），未能及时发现异常责任心不强：发现数据异常后未深入分析，存在侥幸心理管理制度缺陷：缺乏水质超标应急预案，处理流程不明确技术能力不足：对水垢形成速度和危害认识不足采取的化学处理措施停机后进行锅炉酸洗除垢，配方：5%盐酸+0.5%缓蚀剂+0.1%表面活性剂酸洗时间12小时，循环流速1.5m/s，温度60℃酸洗后碱洗中和残酸，用1%氢氧化钠溶液更换全部水处理设备老化部件建立每日水质监测制度，给水硬度每日检测经验教训预防为主：定期维护比事后修复成本低得多。停机损失：45天×0.3万kWh/天×0.4元/kWh=540万元，加上检修费用120万元和清洗费用80万元，总损失超过800万元。而提前更换膜元件仅需20万元。预防建议：①建立设备定期维护计划，严格执行；②加密水质监测频次，关键参数每日检测；③建立数据分析系统，及早发现趋势性变化；④完善应急预案，明确各级响应措施；⑤加强人员培训，提高化学管理意识和能力。案例二：循环水系统腐蚀穿孔事故事故背景某300MW机组#2循环水泵出口管道(DN1200碳钢管)运行18个月后发生腐蚀穿孔泄漏，泄漏量约150m³/h。事故发生在夏季高峰负荷期，机组被迫降负荷至200MW运行。损失评估直接损失：更换管道费用35万元，抢修人工费用8万元，停水损失15万元间接损失：降负荷运行7天，少发电量约168万kWh，电量损失67万元环境影响：泄漏循环水流入雨水系统，造成水资源浪费和环境污染总损失：约125万元，严重影响机组经济性和安全性故障诊断与根本原因现场检查：管道内壁锈蚀严重,局部壁厚减薄至2mm(原始壁厚8mm),穿孔处为典型点蚀形态水质分析：循环水氯离子含量长期偏高(650-800mg/L),pH值偏低(6.8-7.2),缓蚀剂投加不足根本原因：①水源切换后水质变差,含盐量升高;②缓蚀剂投加系统故障未及时修复;③循环水排污量不足,浓缩倍数过高(达到6-7倍);④局部流速过高(>3m/s)加剧冲刷腐蚀修复与改进方案应急