给水停加联胺处理在电厂运行中的实践
火电厂给水加氧加氨联合处理的转换
热 蒸汽含 氧量也 升高 ， 标志着 高压给水 系统钝化 的完成 ， 了 １ 天 ； 约用 ５ 整个 水汽系统 的钝化转化过 程共计 用时约 ３ 天 。 ２ 然后继续 向精 处理 出 口和除氧器 出 口下降管加氧 ， 除氧器和省煤 器入 口溶 解氧含量 ３Ｌ 维持 ０ ＿ １０ ｇ 。 月 ２ 日 ， ５１ ／ ７ ３ 后 除氧器 出 口 氧量采用 自 调节 。 热蒸 汽溶氧 ｘＬ 加 动 过 在试 验过程 中一 直小于 ５ Ｌ并没有 随给水氧含 量变化而变化 。 ， ４ ． ２给水 ｐ 的控制 Ｈ ６ ２ ～ 月 ４１ 月 １１ ７ 根据 给水 的电导率 调整精处理 出 口加 氨量 ， ３ ３ 以 维持 给水 ｐ 值 为 ９ —． 根据经验 ， Ｈ ．９ 。 ２ ６ 在高压 系统钝化 即将结 束时 ， 将给 水Ｐ Ｈ控制 标准 降为 ８ －． ． ９ 。在整个 加氧转换 过程结 束 ， 月 ２ ８ ２ ８ ３日， 给 水Ｐ Ｈ控制正式 执行 Ｃ 正 常运行标准 ：． ９ ． 间连续 监测热 力系 ＷＴ ８ ＿． 期 ｏ ０ 统铁 及氢 电导率 的变化 隋况 ， 常。 无异 ５实现给水 Ｃ ＷＴ处理 的主要效 果及讨论 ５ ． 汽系统 的铁 含量 １水 给 水 由 Ａ Ｔ处理 改为加氧处 理后 ， 出 口给水铁含 量平均值从 Ｖ 高加 ６ １／ 降１至小于 １ Ｌ 加氧后 ， 汽系统其它部 位的含铁量也 大 ．￣ Ｌ 氐 ７ｇ 。 水 幅度降低。 除凝结水外 ， 其它取样点的含铁量也降低至小于 １ 。 扎 凝结 水含铁量从 ４ ｇ ．／ ２ Ｌ降ｆ至 １ Ｌ 给水含铁量 的大幅度降低 ， 氐 ． ３ 。 意味着进 人锅 炉的腐蚀产 物大 幅度降低 ，这 将大大 降低 锅炉省 煤器和水 冷壁腐 蚀产物的沉积量 ， 降低机组结垢速率。机组结垢速率的下降， 将会使锅 炉的传热性能改善， 从而使得机组热效率得到提高。 进入锅炉的腐蚀产 物的大幅度降低， 使锅炉清洗周期延长， 节约了清洗费用 ， 减少了发电 量损失， 增加了发电利润。
发电厂化学水处理系统中的控制技术应用
发电厂化学水处理系统中的控制技术应用摘要：社会经济的发展，我国对电能的需求增加，发电厂建设越来越多。
为保障电厂生产安全，为经济社会现代化发展提供电力资源支持，需要加强电厂生产中各个环节的管控。
化学水处理是电力生产中的一个关键环节，其处理质量与电厂生产质量息息相关。
为此，电厂要做好化学水处理工作，且要创新应用有效技术手段来提高电厂化学水处理质量和效率。
因此，文章首先分析电厂化学水处理控制系统的特点，其次探讨电厂化学水处理的控制技术的应用，旨在为电厂化学水处理工作质量成效的提升提供具有价值的参考依据。
关键词：电厂；化学水处理系统；膜技术引言电厂化学水处理系统通过对汽水质量的严格监控，对化学废水进行净化处理，防止废水中的化学物质对热力电力设备造成腐蚀，导致过热器与汽轮机严重积盐，降低汽轮机性能，对电力发电机组的运行造成不利影响，甚至出现发电机组停机事故。
因电厂化学水分分布过于分散，且化学水的成分十分复杂，应通过先进的化学水处理系统及时处理化学水，避免污染电厂附近的环境。
1电厂化学水处理控制系统的特点（1）具有较大的净化量。
电厂是工作用水、生活用水、排放量较大的一类企业，化学水是保障电力生产厂稳定运行的基础，电厂电力生产的每个环节都需要化学水的持续供给，随之而来的也包含化学废水。
所以电厂化学水处理系统不但要确保化学水生产质量，还要使化学废水在排放之前可以达标，从而减少电厂周围环境的污染。
对此化学水处理系统应具备强大的净化能力，提高化学水处理效率。
（2）处理方式集中。
以往的电厂在开展化学水处理工作期间，通常会根据功能或参数设置凝结水处理、净水预处理、加药系统、锅炉补给水处理、循环水加氯、汽水取样检测分析等处理系统，多个功能设置点的布置会给占地面积增加压力，岗位过于分散，不利于管理。
然而近些年来，电厂已经优化了化学水处理系统，并对相关设备流程进行了改进，逐步实现由传统的点状、平面、松散的设备布置模式转变为集中、紧凑、立体的方向，能够提高化学水处理系统的综合利用率，便于整个设备正常运行。
给水加氧加氨联合处理CWT运行方式
专题说明10：给水加氧、加氨联合处理C W T运行方式沁北600MW超临界本生直流锅炉给水处理方式采用的是先进的给水加氧、加氨联合处理CWT方式;其原理是在水处理过程中加入适量氧和微量氨;使锅炉水冷壁管内壁生成织密的溶解度小的赤铁矿物质Fe2O3保护膜;可降低水冷壁管内壁水垢的生成..通过采用给水加氧、加氨联合处理CWT;锅炉长期运行下压降也不会增加..另外本专题对沁北600MW超临界本生直流锅炉的CWT运行方式和操作步骤也作了推荐..作为超临界机组直流锅炉的给水处理方式;国内目前采用的主要是挥发性物质处理、除联氨AVT方式;这是一种通过氨把PH值调整到9以上;并在联氨脱氧的条件下抑制碳钢表面膜即Fe3O4的溶解度;防止全面腐蚀;同时也抑制点腐蚀等局部腐蚀;以防止碳钢腐蚀的方法..AVT运行方式自身有一定的缺陷;在AVT方式下;锅炉热力系统金属表面会生成外层结构疏松的Fe3O4锈层;铁的腐蚀产物不断在热负荷高的部位沉积;生成粗糙的波纹状垢层;从而增加流体阻力;造成锅炉压差不断上升;增大给水泵的动力消耗..另外;由于给水中铁堆积在锅炉水冷壁管、高压加热器系统;部分机组在同系统压差达到极限值时就会出故障..沁北600MW超临界本生直流锅炉给水处理采用的是在原来给水加氧处理OT基础上发展起来的先进的给水加氧、加氨联合处理CWT方式;其原理是在水处理过程中加入适量氧和微量氨;使锅炉水冷壁管内壁生成织密的溶解度小的赤铁矿物质Fe2O3保护膜;并把疏松的Fe3O4锈层的表面均匀覆盖起来..因为Fe2O3比AVT挥发物水处理运行中的磁铁矿物质Fe3O4少溶于给水;所以CWT水处理系统可降低水冷壁管内壁水垢的生成..因此;通过给水加氧、加氨联合处理CWT;锅炉长期运行下压降也不会增加..锅炉机组在AVT无氧、高PH值情况下;碳钢表面生成外层疏松的Fe3O4锈层钝化膜;高温纯水中具有一定的溶解性;膜中的二价铁离子不断进入溶液中..而在CWT方式下;由于不断向碳钢表面均匀供氧;从Fe3O4锈层扩散出的二价铁离子被迅速氧化;从而形成溶解度很低的Fe2O3致密层在Fe3O4锈层颗粒表面和晶粒间沉积;封闭了Fe3O4垢层的表面和孔隙而形成致密的“双层保护膜”;从而有效地抑制热力系统金属的腐蚀..给水加氧、加氨联合处理CWT与AVT相比;有以下优点：a)可抑制锅炉水冷壁管结垢的附着量；b)可抑制锅炉压差上升原因的波纹状结垢的生成；c)可抑制锅炉凝结水中含铁量；d)减少排放到环境中氨水量..对于沁北600MW超临界本生直流锅炉;我们推荐的运行方式如下：1启动运行电厂首先将在AVT挥发物水处理;除联氨运行模式下启动;直至正常运行状态..此时;加氧系统不投入运行..当运行负荷增加并达到正常运行负荷高于最低负荷30％B-MCR时;将从AVT运行转换到CWT运行模式..CWT运行模式许可条件为：a)所带负荷高于最低运行负荷；b)省煤器进口给水导电率＜0.02mS/m；c)1台以上给水泵投入运行..2正常运行a从AVT完全转换到CWT运行模式从AVT完全转换到CWT运行模式步骤如下：(1)如满足上述许可转换条件;则加氧系统投入运行..(2)省煤器进口给水的PH设定值从～9.5转换到～8.7..(3)集中化学加药系统;AVT运行下的联氨泵切换到CWT运行下的联氨泵..b加氧流量调节加氧设有两个点：一点在冷凝水管道冷凝水高纯度水处理装置出口;一点在给水管道除氧器出口..每点管道的加氧流量按下述调节..(1)冷凝水高纯度水处理装置出口点氧流量氧流量通过基于冷凝水流量的氧量调节阀来调节..(2)除氧器出口点氧流量基于给水流量和省煤器进口给水中维持溶解氧浓度为～100ppb的信号来调节..对于电厂采用CWT水处理系统对锅炉的影响;我们的经验是：对用在汽水、疏水管道上含钨铬钴合金材料的调节阀具有选择腐蚀性..故而;为维持更长的腐蚀时间;就得定期检查;维护设备的无缺陷性..。
给水加氨和加联氨说明
加氨和给水加联氨具体操作步骤和参数设置一、给水加氨系统：1、给水加氨画面中：需要1#号机组的B 或C泵进行手动操作时需将手动自动按钮打到“手动”位置。
同理对2#号机加药泵的A或B进行手动操作时需将手动自动开关打到“手动”位置。
2、当需要人工启停1#号机组给水加氨C、B泵时，先将手动、自动按钮的“手动”按钮按下，此时“手动”按钮变红，“自动”按钮变绿，表明系统处于“手动”工作状态。
此时可以对B C泵进行手动设置频率和启停操作。
同理, 当对2#号机组的A B加氨泵进行启停操作时需要将手动自动按钮的“手动”按钮按下，此时“手动”按钮变红，“自动”按钮变绿。
表明2#号机组给水加氨处于“手动”调节状态。
此时可对A B泵进行手动设置频率和启停操作。
当对给水加氨进行“自动”投入时，需要将“自动”按钮按下此时“自动”按钮变红手，手动按钮变绿。
表明给水加氨系统处于“自动”投入状态。
3、 1 2号机自动加氨系数推荐设置范围为4.5~5.8之间，系统推荐最佳系数为5.1。
4、当流量、电导率和PH值传感器故障（短路或断路）时，系统将自动退出自动加氨状态，此时需要人工操作。
二、给水加联氨操作说明：1、给水加联氨画面中要对1#号机的A 或B泵进行操作时，需将手动自动开关打到“手动”位置同理对2#号机的加药泵的B或C进行操作时，需将手动自动开关打到“手动”位置2、当人工启停A B泵时，需要先将手动、自动按钮的“手动”按钮按下此时“手动”按钮变红，“自动”按钮变绿，表明系统处于“手动”工作状态。
此时可以对A B泵进行手动设置频率和启停操作。
同理对二号机组的B C加联氨泵进行启停操作时，需要将手动自动按钮的“手动”按钮按下，此时“手动”按钮变红，“自动”按钮变绿。
表明2#号机组给水加联氨系统处于“手动”调节状态。
此时可对B C泵进行手动设置频率和启停操作。
3、当需要对给水加联氨系统进行自动投入时，需要将“自动”按钮按下此时“自动”按钮变红，“手动”按钮变绿。
P专题说明给水加氧加氨联合处理CWT运行方式
P专题说明给水加氧加氨联合处理C W T运行方式Prepared on 21 November 2021专题说明10：给水加氧、加氨联合处理（C W T ）运行方式沁北600MW 超临界本生直流锅炉给水处理方式采用的是先进的给水加氧、加氨联合处理（CWT ）方式，其原理是在水处理过程中加入适量氧和微量氨，使锅炉水冷壁管内壁生成织密的溶解度小的赤铁矿物质（Fe 2O 3）保护膜，可降低水冷壁管内壁水垢的生成。
通过采用给水加氧、加氨联合处理（CWT ），锅炉长期运行下压降也不会增加。
另外本专题对沁北600MW 超临界本生直流锅炉的CWT 运行方式和操作步骤也作了推荐。
作为超临界机组直流锅炉的给水处理方式，国内目前采用的主要是挥发性物质处理、除联氨（AVT ）方式，这是一种通过氨把PH 值调整到9以上，并在联氨脱氧的条件下抑制碳钢表面膜（即Fe 3O 4）的溶解度，防止全面腐蚀，同时也抑制点腐蚀等局部腐蚀，以防止碳钢腐蚀的方法。
AVT 运行方式自身有一定的缺陷，在AVT 方式下，锅炉热力系统金属表面会生成外层结构疏松的Fe 3O 4锈层，铁的腐蚀产物不断在热负荷高的部位沉积，生成粗糙的波纹状垢层，从而增加流体阻力，造成锅炉压差不断上升，增大给水泵的动力消耗。
另外，由于给水中铁堆积在锅炉水冷壁管、高压加热器系统，部分机组在同系统压差达到极限值时就会出故障。
沁北600MW 超临界本生直流锅炉给水处理采用的是在原来给水加氧处理（OT ）基础上发展起来的先进的给水加氧、加氨联合处理（CWT ）方式，其原理是在水处理过程中加入适量氧和微量氨，使锅炉水冷壁管内壁生成织密的溶解度小的赤铁矿物质（Fe 2O 3）保护膜，并把疏松的Fe 3O 4锈层的表面均匀覆盖起来。
因为Fe 2O 3比AVT （挥发物水处理）运行中的磁铁矿物质(Fe 3O 4)少溶于给水，所以CWT 水处理系统可降低水冷壁管内壁水垢的生成。
因此，通过给水加氧、加氨联合处理（CWT ），锅炉长期运行下压降也不会增加。
亚临界汽包炉给水、炉水优化处理运行分析
（4）炉水加氢氧化钠处理试验[1,3]。给水采用氨处理，控制给水pH：9.2～9.6[1]，炉水采用氢氧化钠处理，维持炉水pH：9.0～9.7.0。
（5）给水pH值优化试验
3全挥发弱氧化性处理及苛性钠处理试验结果分析
针对亚临界机组，可进行汽包炉给水、炉水试验，通过试验优化了加药方式，提高了汽水品质，有效达到节能环保的目的。以下是某电厂的试验结果分析。
4.4机组启动
机组启动时，应该尽快投运高速混床以除去凝结水中杂质，不加联氨。
4.5凝结水水质异常处理措施[4]
凝结水氢电导率大于0.3µS/cm时，应严格执行凝结水质量异常三级处理措施。在凝结水氢电导率大于0.3µS/cm时，高速混床应处于氢型运行状态。
4.6炉水水质异常处理措施[4]
炉水采用氢氧化钠处理时，炉水氢电导率大于3.0µS/cm时，在查找原因的同时增加锅炉连排流量，并控制炉水的pH值至9.2～9.5。
3.2炉水优化处理结果
氢氧化钠不挥发、强碱，提供炉水碱度，消除炉水腐蚀性阴离子：Cl-、SO42-浓缩造成的酸性腐蚀；中和凝汽器泄漏时海水中氯化钙、氯化镁水解产生的盐酸；无炉水磷酸盐暂时消失现象；较低炉水含盐量（蒸汽盐类携带量降低）。
表2、富集法检测的磷酸根的平均携带系数
表3、不同负荷下钠离子的携带（离子色谱法检测）
4.2.2炉水pH值
炉水可以采用氢氧化钠处理或低磷酸盐＋氢氧化钠处理来维持炉水的pH值。
1)炉水氢氧化钠处理[1,3]
机组精处理运行正常，炉水选择纯氢氧化钠处理，pH的控制范围为9.0～9.7[1]，期望控制范围在9.2～9.5[1]，使用炉水磷酸盐加药系统来实现炉水加氢氧化钠。
P专题说明给水加氧加氨联合处理CWT运行方式
P专题说明给水加氧加氨联合处理C W T运行方式 The latest revision on November 22, 2020专题说明10：给水加氧、加氨联合处理（C W T ）运行方式沁北600MW 超临界本生直流锅炉给水处理方式采用的是先进的给水加氧、加氨联合处理（CWT ）方式，其原理是在水处理过程中加入适量氧和微量氨，使锅炉水冷壁管内壁生成织密的溶解度小的赤铁矿物质（Fe 2O 3）保护膜，可降低水冷壁管内壁水垢的生成。
通过采用给水加氧、加氨联合处理（CWT ），锅炉长期运行下压降也不会增加。
另外本专题对沁北600MW 超临界本生直流锅炉的CWT 运行方式和操作步骤也作了推荐。
作为超临界机组直流锅炉的给水处理方式，国内目前采用的主要是挥发性物质处理、除联氨（AVT ）方式，这是一种通过氨把PH 值调整到9以上，并在联氨脱氧的条件下抑制碳钢表面膜（即Fe 3O 4）的溶解度，防止全面腐蚀，同时也抑制点腐蚀等局部腐蚀，以防止碳钢腐蚀的方法。
AVT 运行方式自身有一定的缺陷，在AVT 方式下，锅炉热力系统金属表面会生成外层结构疏松的Fe 3O 4锈层，铁的腐蚀产物不断在热负荷高的部位沉积，生成粗糙的波纹状垢层，从而增加流体阻力，造成锅炉压差不断上升，增大给水泵的动力消耗。
另外，由于给水中铁堆积在锅炉水冷壁管、高压加热器系统，部分机组在同系统压差达到极限值时就会出故障。
沁北600MW 超临界本生直流锅炉给水处理采用的是在原来给水加氧处理（OT ）基础上发展起来的先进的给水加氧、加氨联合处理（CWT ）方式，其原理是在水处理过程中加入适量氧和微量氨，使锅炉水冷壁管内壁生成织密的溶解度小的赤铁矿物质（Fe 2O 3）保护膜，并把疏松的Fe 3O 4锈层的表面均匀覆盖起来。
因为Fe 2O 3比AVT （挥发物水处理）运行中的磁铁矿物质(Fe 3O 4)少溶于给水，所以CWT 水处理系统可降低水冷壁管内壁水垢的生成。
给水加氧处理技术在火电厂中的应用
给水加氧处理技术在火电厂中的应用[摘要] 介绍加氧处理的发展及其在我国汽包炉上的应用。
我国汽包炉使用加氧处理的应用经验表明, 与全挥发处理(A VT)相比, 加氧处理具有降低受热面上的结垢速率、延长锅炉酸洗周期,减缓炉前系统的腐蚀, 延长凝结水精处理的制水周期等优点。
[关键词] 加氧处理给水处理汽包炉停加联氨高参数大容量锅炉给水加氨、加氧联合处理( 简称为CWT, combined water technology 以下相同)是西德在七十年代末,发展起来的一种给水处理技术。
此技术后来除了在德国得到广泛应用外, 还先后在日本、苏联、美国、意大利、韩国等国家得到采用并获得成功。
1988年我国在一台亚临界燃油直流锅炉机组上进行给水加氧处理的工业试验，取得了令人满意的结果，后来又分别在燃煤亚临界和超临界直流锅炉机组上均取得了成功的运行经验。
随着给水加氧处理技术在世界范围的普及，原来的给水联合处理逐渐由更合理的名称—给水加氧处理OT （Oxygenated Treatment）所代替。
我国在《直流锅炉给水加氧处理导则》行业标准中将已在电厂普遍采用的给水加氨、加氧处理称为给水加氧处理，简称OT[1]。
1.给水加氧处理的原理及目的1.1 原理加氧处理工况下,水中溶解氧促使二价铁氧化为三价铁,因此,在铁/纯水系统中,氧的去极化作用直接导致金属表面生成四氧化三铁和三氧化二铁的双层氧化膜, 从而完全中止了热力系统金属的腐蚀过程。
热力系统中氧的电化学作用还表现在当热力系统金属表面氧化膜破裂时, 氧在氧化膜表面参与阴极反应还原, 将氧化膜破损处的Fe2+氧化为Fe3+,使破损的氧化膜得到修复，不但很好地解决了炉前系统存在的水流加速腐蚀问题，还消除了水冷壁管内表面波纹状氧化膜造成的锅炉压差上升的缺陷。
1.2 目的给水加氧处理的目的是通过改变给水处理方式，降低锅炉给水的含铁量和抑制炉前系统流动加速腐蚀(Flow-Accelerated Corrosion，简称FAC)，达到降低锅炉水冷壁管氧化铁的沉积速率和延长锅炉化学清洗周期的目标。
电站锅炉给水加联氨控制系统
加联氨控制系统技术参数1引言电站锅炉给水中的溶解氧是引起热力设备腐蚀, 威胁锅炉安全运行的主要因素之一。
往给水中加入联氨是继除氧器之后实现进一步强化除氧的化学方法氨的加药量要求控制严格, 加药量过少, 保证不了除氧效果, 因而达不到防止锅炉腐蚀保障电厂安全经济运行的目的; 而加药量过多, 不仅造成不必要的浪费, 而且还会导致环境污染。
如果采用联氨自动加药系统, 则可以根据锅炉的实际运行工况, 自动调整联氨的加入量, 使给水中联氨的浓度保持在最佳范围内, 在满足除氧效果的前提下, 达到节约药品和保护环境的目的。
自动加药系统的常用执行机构是电动调节阀和直流电机。
采用电动调节阀, 由于存在机械磨损和非线性, 可靠性不高, 并要对原有加药管路进行改造,因而在联氨加药系统中没有得到广泛应用。
直流电机虽然可以进行调速控制, 但由于故障频繁, 可靠性较差, 使得自动投入率不高。
随着电力电子技术的发展, 近年来, 人们开始采用变频调速进行联氨自动加药, 由于不需要对管路进行改造, 系统可靠, 得到了人们的认同, 取得了良好的效果。
应用常规的P I 控制算法, 适用于迟延时间较小的控制对象, 即适用于加药点与取样之间距离较近, 并且取样管不太长的场合。
因此, 当取样管较长时, 必须采用其它的控制算法或控制方案。
否则必须对取样管路进行改造, 加大工作量, 造成设备维护困难。
在这里我们将讨论一种改进P I 控制算法及其在联氨加药系统中的应用。
2联氨自动加药控制系统的组成一般来说, 联氨的加药点在除氧器之后, 而联氨的取样点在给水泵之后(某些系统在高压加热器之后)。
联氨自动加药控制系统如图2—1 所示。
系统由取样管、联氨表、控制器、变频器、加药泵、加药管等组成。
控制器是整个系统的核心,它根据联氨表的指通过运算确定变频器的频率,进而控制电机的转速,达到控制加药量的目的。
图2—1所示的联氨自动加药控制系统可以等效为如下的方框图2—2。
工艺方法——火电厂化学水处理技术
工艺方法——火电厂化学水处理技术工艺简介1、锅炉给水处理技术电厂的生产效率在较大程度上受到锅炉给水处理影响，现阶段，实际锅炉给水处理通常应用除氧器和除氧剂，这种方法是利用联氨和氨具备的挥发性原理，联合处理和中性处理需要在水质稳定之后才能进行，不过这种方法并不是普遍适用，在新的建机组中使用较为适合。
虽然有着一定的优点，但当遇到一些特殊情况时，比如锅炉水位较低，除氧效果就可见一斑。
并且，如果分级时温度太高会有毒性气体溢出，对电厂工作人员健康构成威胁。
因此，在处理过程中可以进行加氧操作，加入氧气之后在较低温度情况下就可以形成保护膜，将危害物质进行了有效的阻隔。
此外，加氧处理可以防止减少水系统腐蚀现象的发生，有效地控制了给水的pH值，有效控制机组的运行耗费也得到了实现。
但是这种技术在国内还没有完全成熟和普及，使用的过程中需要一定的条件。
2、锅炉补给水处理技术以往，通常采用混凝与过滤进行锅炉补给水的预处理，这种处理方式操作简单、灵敏度高。
但是随着技术的不断进步，在混凝处理中变频技术得到了深度的应用，不但可以改善预处理水质，还减少了人工的投入。
不过，相应的技术在过滤材料方面要使用具备良好性能的先为材料。
在进行锅炉补给水预脱盐处理中，通常采用离子交换技术，这种技术的应用可以很好地解决盐分清除问题，但是也存在废料会严重腐蚀管道的情况。
在此基础上，膜分离技术应运而生，这种技术摆脱了原水水质的影响，符合化学水处理的规范和标准，并且符合现阶段环保标准。
3、循环水处理技术现阶段，对于采用闭式循环冷却的火电厂来说，循环回用冷却水是水处理实现的基本保障。
气机循环冷却水经过一定的流程之后，由水变成蒸汽，再由蒸汽变成液态水，这样的一个过程需要对循环水水质进行实时监测，从而对管道不受腐蚀损害做出基本的保障。
作为火电厂最为突出的化学水处理系统，气机循环冷却水系统具备一定的操作难度，很容易产生非中性废液，对水循环使用有着较大的影响，并且还会排放较大量的污水，为此，在以后的技术研究中，要针对这一问题进行重点研究。
给水加氨加氧联合处理工况(CWT)在600MW超临界燃煤机组中的应用
给水加氨\加氧联合处理工况(CWT)在600MW超临界燃煤机组中的应用作者：金小明来源：《中国新技术新产品》2010年第13期摘要:本文针对广东汕尾电厂两台60万超临界燃煤机组在给水、凝结水中加氧和不加氧的处理工况进行全面的介绍和对比,总结出给水、凝结水加氧处理在水汽质量控制、加药成本、机组运行经济性方面的效果和优势。
以期对同类型参数的机组有关加氧可行性、经济性方面提供参考和依据。
关键词:AVT;CWT;给水处理;加氧;联氨;热力设备腐蚀;钝化镆;给水PH1 汕尾电厂概述汕尾电厂总体规划建设4×60+4×l00万千瓦燃煤机组,总投资预计200多亿元。
2003年1月18日,汕尾发电厂项目启动,项目分两期建设,一期2×60万千瓦机组项目工程投资60多亿元,是国家重点建设项目和广东省十大重点工程能源项目之一;2003年12月14日,国家发改委正式下达发改能源[2003]2184号文,批复通过汕尾发电厂可研报告, #1、#2机组分别于2008年1月和2月份投入商业运行。
一期1、2号机组为两台600MW国产超临界压力燃煤发电机组,三大主机分别由东方锅炉厂、东方汽轮机厂和东方电机厂制造。
#1、2号机组工程为2×600MW超临界燃煤国产机组。
锅炉采用单炉膛,倒U型布置、平衡通风、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、尾部双烟道,再热汽温采用烟气挡板调节,复合变压运行,超临界直流炉。
锅炉蒸发量(BMCR):1950t/h过热器出口蒸汽压力(BMCR):25.5MPa过热器出口蒸汽温度(BMCR):571℃再热蒸汽流量(BMCR):1630t/h再热器进/出口蒸汽压力(BMCR):4.71/4.52MPa再热器进/出口蒸汽温度(BMCR):321/568℃省煤器入口给水温度(BMCR):282℃水汽流程(见图1):汽水加药系统在机组正常运行情况下,采用加氨、加氧联合处理(即CWT工况);在机组启动初期、机组停运前一段时间或在机组运行不稳定、水质异常且不能立即恢复的情况下,采用加氨(即AVT工况,但不加联氨)。
电站锅炉给水加联氨控制系统（5篇）
电站锅炉给水加联氨控制系统（5篇）第一篇：电站锅炉给水加联氨控制系统加联氨控制系统技术参数引言电站锅炉给水中的溶解氧是引起热力设备腐蚀, 威胁锅炉安全运行的主要因素之一。
往给水中加入联氨是继除氧器之后实现进一步强化除氧的化学方法氨的加药量要求控制严格, 加药量过少, 保证不了除氧效果, 因而达不到防止锅炉腐蚀保障电厂安全经济运行的目的;而加药量过多, 不仅造成不必要的浪费, 而且还会导致环境污染。
如果采用联氨自动加药系统, 则可以根据锅炉的实际运行工况, 自动调整联氨的加入量, 使给水中联氨的浓度保持在最佳范围内, 在满足除氧效果的前提下, 达到节约药品和保护环境的目的。
自动加药系统的常用执行机构是电动调节阀和直流电机。
采用电动调节阀, 由于存在机械磨损和非线性, 可靠性不高, 并要对原有加药管路进行改造,因而在联氨加药系统中没有得到广泛应用。
直流电机虽然可以进行调速控制, 但由于故障频繁, 可靠性较差, 使得自动投入率不高。
随着电力电子技术的发展,近年来, 人们开始采用变频调速进行联氨自动加药, 由于不需要对管路进行改造, 系统可靠, 得到了人们的认同, 取得了良好的效果。
应用常规的P I 控制算法, 适用于迟延时间较小的控制对象, 即适用于加药点与取样之间距离较近, 并且取样管不太长的场合。
因此, 当取样管较长时, 必须采用其它的控制算法或控制方案。
否则必须对取样管路进行改造, 加大工作量, 造成设备维护困难。
在这里我们将讨论一种改进P I 控制算法及其在联氨加药系统中的应用。
联氨自动加药控制系统的组成一般来说, 联氨的加药点在除氧器之后, 而联氨的取样点在给水泵之后(某些系统在高压加热器之后)。
联氨自动加药控制系统如图2—1 所示。
系统由取样管、联氨表、控制器、变频器、加药泵、加药管等组成。
控制器是整个系统的核心,它根据联氨表的指通过运算确定变频器的频率,进而控制电机的转速,达到控制加药量的目的。
联胺加药装置运行方式调整的相关规定五篇范文
联胺加药装置运行方式调整的相关规定五篇范文第一篇：联胺加药装置运行方式调整的相关规定白城发电公司发电部技术措施化学JSCS-005 联胺加药装置运行方式调整的相关规定化学各值：鉴于给水、凝结水、闭式循环冷却水加药方式进行了调整，为了更好的调整各处水质，以及避免由于运行方式描述不清造成不良后果，特下发次规定。
1、机组启动时给水、凝结水加联胺，联胺控制量为10～30µg/L，直到机组给水水质（电导率、硅、铁等）达到合格标准后停止加联胺。
2、机组正常运行时给水、凝结水不加联胺。
3、机组停运时，做带压放水余热烘干防腐处理时，停机至锅炉压力4MPa（2小时前）加大pH至9.4～10.0，凝结水联胺0.5～10mg/L，给水联胺5～10 mg/L。
如做其他防腐另行通知。
4、现调整两台联胺溶液箱中药品含量：一号联胺溶液箱配制联胺溶液，联胺浓度2.5%；二号联胺溶液箱配制联胺和氢氧化钠混合液，联胺浓度2.5%，氢氧化钠浓度5%。
5、机组启停期间利用一号联胺溶液箱向主机进行加药处理，闭式循环冷水不加药；当机组正常运行时，机组不加联胺，闭式循环冷却水加药，利用二号溶液箱进行加药处理，闭式循环冷却水水质指标控制pH：9.5～10.0联胺：5～10mg/L。
6、运行采用冲击式加药，高于以上指标停加药泵，低于以上指标启加药泵，以调整pH为主。
如：当pH达到联胺浓度没达到要求以调整pH为准，停止加药；当pH未达到联胺浓度达到继续加药至要求白城发电公司发电部技术措施化学JSCS-005 的pH，运行配药中注意调整联胺浓度。
7、请各班组严格执行，每班化验2次调整加药量，化验班进行定期查定监督。
请运行各值、化验班人员密切配合，以确保给水、凝结水、闭式循环冷却水水质安全稳定，对于不执行此项规定的人员发电部将追究当事人的相关责任。
发电部2012.03.23第二篇：高频切机装置运行规定5高频切机装置运行规定5.1高频切机装置定值整定由发电厂电力调度中心负责，装置压板的投退应根据值长的调度命令执行。
热电厂化学实习心得体会
热电厂化学实习心得体会热电厂化学实习心得体会篇【1】进进华润，已近一年，从理论学习到实践操作，从观摩到亲历亲为，不知不觉，那些死板的理论常识已变得鲜活，那些呆板的运行规程已变得生动。
作为一位化学运行人员，在公司已前后履历了水处置调试，水汽调试，直至#2机组顺遂并#发电，经72+24小时验收后投进商业运行，并在汽水监视岗位上已能自力操作。
一份耕作就会有一份收获，经由过程这近一年的学习与实践，不仅熟悉到了化学工作在发电厂的重要性，初步领会了热力装备的整体运行方式及规范，而且掌握了化学专业的水、汽流程，监视项目及指标，实验方式和具体工作运行操作。
在实践中，加倍熟悉到，只有理论连系实践，在实践中才能掌握真常识真技术，才能更好地哄骗理论常识指导现实工作，使工作能驾轻就熟。
虽然年夜家都能熟悉到化学水处置在发电厂的重要性，都大白只有对水进行适当的净化处置和严酷的监视汽水质量，才能避免造成热力装备的结垢、侵蚀，避免爆管事故;才能避免过热器和汽轮机的积盐，以免汽轮机出力下降甚而造成事故停机，从而保证发电厂的平安经济运行。
可是，在思想上这样熟悉远远不够，重要的是要在行动上重视起来，认真、慎重看待化学水处置工作，否则就没法切实保证发电厂热力装备的平安经济运行。
化学水处置工作比力细致、繁琐，每项每步都要认真操作，不能有一丝马虎、侥幸心理。
水处置包括补给水处置和汽水监视工作，补给水处置也叫炉外水处置，是净化原水，制备热力系统所需及格质量的补给水，是汽锅及格水质的第一项保障。
接着是汽水监视工作，它具有同等重要地位，是改善汽锅运行工况、避免汽水轮回不良的平安保障。
具体内容包括：1、对汽包汽锅进行炉水的加药处置和排污，也叫炉内水处置。
汽锅最怕的是结垢，由于结垢后，往往因传热不良致使管壁温度年夜幅度上升，当管壁温度跨越了金属所能承受的最高温度时，就会引发鼓包，甚至造成爆管事故;而炉水若水渣太多，不仅会影响汽锅的蒸汽品质，还有可能梗塞炉管，对汽锅平安运行造成威胁。
电厂全自动配制给水加氨溶液的若干方法
电厂全自动配制给水加氨溶液的若干方法摘要：本文介绍了电厂全自动配置化学给水加氨溶液的集中方法以及运行的注意事项。
关键词：脱销；氨蒸气；市售氨水；尿素；DCS；给水加氨概述火力发电厂给水加氨系统所用氨源长期以来一直采用氨钢瓶或商品瓶装氨水。
由于氨钢瓶存放于生产现场有较大的安全隐患，使用厂家已越来越少，大唐集团公司内部已禁止使用，故目前大多数厂家采用的是商品瓶装氨水在加氨间稀释配制给水加氨溶液。
由于每次配制给水加氨溶液所需的氨水量较大且气味呛人，因此很多单位专门配备了专业的配药人员并佩戴防毒面具进行配药。
用液氨脱销氨蒸汽代替瓶装氨水为减轻配药人员的劳动强度，保护配药人员的身体健康，使用液氨脱销的电厂可以改用脱销氨蒸汽代替瓶装氨水配置给水加氨溶液。
如果加氨系统配备了相应的电动阀门和 DCS 控制系统，可以采用程序控制自动配置加氨溶液。
所用材料和接入点选用 DN20 的不锈钢球阀和不锈钢管，从氨区缓冲罐出口至锅炉脱硝的氨气母管上接出（需要停机处理，接出点离加氨间越近越好），也可从就近的氨气母管排污管排污阀后接出（不用停系统，见图一）。
自动配置给水加氨溶液的方法图一：加氨装置充氨管道改造示意图配制给水加氨溶液的方法基本与使用图二：浓氨水储存输送装置充氨母管至氨溶液箱排污检查供氨母管至化学水汽加氨间一、二次阀、氨溶液箱进水手动阀及氨溶液箱进氨手动阀处于开启状态 ( 自动配氨溶液期间上述阀门应处于常开状态）。
在就地电气控制柜上将所有氨溶液箱的电动进水阀、电动进氨阀、搅拌器操作开关打在远方 ( 自动 ) 位置。
在 DCS 自动溶氨功能组上选定要溶氨和备用药箱，投运自动溶氨功能。
当正在使用的氨溶液箱液位达到设定的低液位（10cm）时，系统自动切换备用氨溶液箱运行，并按下列步骤自动进行充氨操作：开启氨溶液箱进水电动阀→达到设定加水高度（90cm）后关闭氨溶液箱进水电动阀→开启氨溶液箱进氨电动阀→充氨达到预先设定的液位高度（增加 2cm~3cm）或时间（20min 左右）后关闭氨溶液箱进氨电动阀→启动搅拌机搅拌5min →停用搅拌机，充氨结束，转为备用。
给水停加联胺处理在电厂运行中的实践
给水停加联胺处理在电厂运行中的实践给水停加联胺处理在电厂运行中的实践【摘要】胜利发电厂四台机组实施给水停加联胺处理探索后，机组热力系统的氧腐蚀不但没有加剧，而且减小了给水系统的流动加速腐蚀，从而降低了给水中铁、铜离子的含量；同时减少了操作人员的联胺接触危害，节约了化学加药成本。
【关键词】联胺；铁、铜离子；给水系统1 前言胜利油田胜利发电厂总装机容量为1040MW，一期为2×220MW、二期为2×300MW的亚临界自然循环汽包炉机组，后均改为热电联产机组。
补给水采用RO+一级除盐+混床处理，炉水采用平衡磷酸盐处理，给水采用加氨、联胺全挥发处理，加药点在除氧器下降管处。
凝汽器为铜管，给水系统为碳钢和不锈钢材质。
随着电厂指标对标、HSE环保工作的逐年提升，为了进一步降低给水系统中的铁、铜离子的含量，减少机组给水系统的腐蚀，以及在电厂生产运行中减少联胺对环境污染和对运行人员的接触危害，因此提出给水停加联胺处理。
2 给水停加联胺处理的原因分析及条件2.1 联胺除氧的机理和特点联胺在碱性氛围中（PH=8.7～110）具有很强的还原性，常被用作机组热力除氧后的化学除氧剂。
当联胺过剩量为20ug/L、PH=9.0～9.5时，联胺与氧反应最快，且在水汽温度大于137℃时，联胺可将Fe2O3还原成Fe3O4。
过剩的联胺在锅炉中全部分解生成氨、氮气。
其化学方程式：O2+N2H4=N2+2H2O6Fe2O3+N2H4=N2+2H2O+4Fe3O42Fe3O4+N2H4+4H2O=N2+6Fe（OH）23N2H4=4NH3+N22.2 给水停加联胺处理的原因分析当除氧器运行工况正常及水汽温度在270℃以下时，如果给水溶氧含量低于10ug/L，联胺和氧的反应速度很慢。
我厂机组的除氧器水温在160℃左右，省煤器进口水温在250℃左右，且从联胺加药点到省煤器进口的距离短，联胺反应时间也短，因此在此工况下给水加联胺除氧的效果很不明显。
给水、凝结水自动加氨控制的研究与实践
给水、凝结水自动加氨控制的研究与实践发布时间：2022-09-26T02:34:43.834Z 来源：《中国电业与能源》2022年10期作者：徐思月[导读] 贵州金元茶园电厂热力系统采用加氨处理，将给水、凝结水加氨系统由手动控制优化为自动控制徐思月贵州金元茶园发电有限责任公司贵州毕节 551800摘要：贵州金元茶园电厂热力系统采用加氨处理，将给水、凝结水加氨系统由手动控制优化为自动控制。
其中给水加氨的自动控制由给水流量和省煤器入口在线pH值进行给水加氨泵频率的自动调节，凝结水加氨的自动控制由凝结水流量、凝结水精处理出口在线pH值以及除氧器出口在线pH值进行凝结水加氨泵频率的自动调节。
克服了给水、凝结水加氨手动控制的滞后性。
关键词：手动控制自动控制 pH值引言随着电力工业的飞速发展, 大容量、高参数、亚临界、超临界机组相继投产, 高参数机组对化学水汽品质、加药控制技术水平的要求越来越高, 因此提高水汽监督水平, 提高分析测量的准确性, 提高化学加药控制水平, 使机组在最佳水汽品质工况下运行, 是保证水汽系统防腐、防垢和防止积盐的重要环节, 这对机组的安全经济运行起到重要作用。
为了防止给水对金属的侵蚀性，除了消除其含氧量外，还必须调节水的pH值。
因为随着水的pH值增大，钢铁的腐蚀明显减少。
高温水静态实验表明把水的pH值从8提高到10，对减少钢铁腐蚀有明显的效果。
所以若单从减缓刚才腐蚀来考虑，应使给水的pH值高于9为好。
从热力系统材质采用钢铁的防腐效果考虑，目前对热力系统水质调节处理时，一般把给水的pH 值调节在9.20～9.60的范围内。
调节给水pH值的方法是在给水中加氨。
1 加氨手动控制运行状况本厂总装机容量为2×660MW 超临界直流炉，于2016年01月正式投产。
凝结水采用100%中压精处理系统进行处理，给水采用加氨处理调节pH值。
两台机组共用一套加氨装置，给水加氨采用3台液压隔膜式计量泵，凝结水加氨采用3台液压隔膜式计量泵，均为两运一备，分别向1、2号机组凝结水精处理出口母管和除氧器出口下降管加氨。
联氨除氧技术在压水堆核电站一回路的应用分析
联氨除氧技术在压水堆核电站一回路的应用分析发布时间：2021-04-25T07:59:49.770Z 来源：《建筑学研究前沿》2020年27期作者：谢文震孔文辉姚胜[导读] 本文就此讨论了联氨的脱氧机理以及影响因素，并总结出三个经验公式并对其计算结果进行了分析。
海南核电有限公司 572700摘要：在核电站全面维修重新启动对一回路进行加热的过程中，需要严格控制一回路中的氧含量，因为过高的氧含量会加剧燃料安全壳中各种合金的锈蚀程度，直接影响到压水堆核电厂的顺利与安全运行。
而联氨就是这一过程中最常被使用的除氧剂，其添加量与一回路中氧的含量密切相关，过多过少都会对一回路的正常运作造成极大的影响，因此正确控制联氨的添加量具有极其重要的含义。
本文就此讨论了联氨的脱氧机理以及影响因素，并总结出三个经验公式并对其计算结果进行了分析。
关键词：压水堆核电站；一回路；联氨除氧引言在压水堆核电站机组全面维修之后进行重新启动，在这期间会对一回路的循环水进行加热，在水温超过120°C之前必须监测和控制一回路的水质情况，这样做的目的是为了符合稳压器建立气腔的需求，控制的主要是水中的化学物质的含量，例如水中溶解的氧的含量，F-、Cl-、SO42-、Na+等离子的含量，还有放射性元素58Co。
而这些化学物质中，一回路溶解氧的浓度是一回路水质监测中的一个关键参考因素，也是其重点控制的一个因素。
因为在高温下，氧会加快燃料安全壳中的锆合金、一回路镍基合金和不锈钢的均匀腐蚀。
基于核电厂有关的化学技术标准要求，当一回路循环水的温度超过120℃时，其中溶解氧的浓度必须不能超过100微克/千克。
在压水堆核电站中一回路和二回路最常用的除氧剂是联氨，其是一种弱碱，具有一定的挥发性[1]。
联氨与一回路循环水中氧发生化学反应一般有三种途径：1.联氨直接与氧发生化学反应，这一种是均相反应；2.联氨与氧气吸附在金属表面发生化学反应，这一种是非均相反应；3.联氨先与水中的铁离子发生化学反应，生成亚铁离子，然后亚铁离子与氧再发生反应生成铁离子，这一种也是非均相反应。
三门核电凝结水加氨异常停运后运行分析
三门核电凝结水加氨异常停运后运行分析发布时间：2023-02-20T06:44:54.637Z 来源：《新型城镇化》2022年24期作者：郑亮亮[导读] 化学加药系统为单机组设置，采用全挥发处理，即向二回路加入挥发性的氨和联氨，控制pH值和清除水中的溶解氧，防止设备和管道的腐蚀，确保电厂稳定运行。
三门核电有限公司浙江省台州市 317112摘要：核电厂二回路连续加氨故障停运导致二回路给水pH值降低，从而加快二回路管道和设备腐蚀。
本文针对该问题，分析总结了连续加氨故障停运后的影响，并提出了处理措施，可控制二回路给水PH值，为二回路连续加氨故障停运后控制二回路给水PH值提供了指导。
关键字：连续加氨；PH值；腐蚀一、系统介绍化学加药系统为单机组设置，采用全挥发处理，即向二回路加入挥发性的氨和联氨，控制pH值和清除水中的溶解氧，防止设备和管道的腐蚀，确保电厂稳定运行。
1.根据要求向凝结水和给水中加入化学品氨水和联氨，控制汽水回路的化学性质。
2.向汽轮机房闭式冷却水系统中加入联氨，以维持该系统的pH值和还原性环境，有效控制该系统的腐蚀。
3.与蒸汽发生器排污系统配合，向蒸汽发生器内注入浓联氨，实现蒸汽发生器的湿保养。
二、主要设备1.溶液箱化学加药系统有2个氨溶液箱、1个浓联氨溶液箱和2个稀联氨溶液箱。
每个溶液箱容积为4m3，每个溶液箱顶部配置1台电动搅拌器；设置有排气阀、溢流阀、排污阀；就地磁翻板液位计和液位开关，控制进药和进水电动阀。
2.计量泵化学加药系统有4台加氨计量泵和6台加联氨计量泵，每台计量泵入口设置有过滤器，出口设置有安全阀和缓冲罐；安全阀的回流母管上设置有1个安全阀泄露流量指示器，用于观察安全阀是否动作；计量泵入口母管上设置有1个校验柱，可以通过体积和时间得出计量泵的额定流量。
三、问题分析三门核电一期工程AP1000项目中二回路管道和设备均由碳钢等铁基材料组成。
当pH值较高时，会限制铁基金属材料的氧化速率，使铁电位进入磁性Fe3O4钝化区，从而抑制腐蚀。
电厂水处理工艺
电厂水处理工艺一、随着大型火电机组建设规模的不断扩大，机组的参数与容量不断提高，电厂化学水处理也正发生着深刻的变化。
而这种变化的动力，主要来源于高参数大容量机组对水质的要求和环境保护的需要，新的水处理技术与材料的出现及应用又为电厂水处理技术的发展提供了可能。
另外，在剧烈的电力市场竞争中，每个电厂都面临着减员增效的压力，面临着生产流程优化重组的需要。
在上述各种因素的作用与影响下，电厂化学水处理在技术选用方式上发生深刻的变化。
二、电厂水处理工艺电厂水处理工艺（1）锅炉给水处理锅炉给水目前用氨和联氨的挥发性处理较成熟，但它比较适于新建的机组，待水质稳定后可转为中性处理和联合处理。
加氧处理改变了传统的除氧器、除氧剂处理，创造氧化还原气氛，在低温状态下即可生成保护膜，抑制腐蚀。
此法还可以降低给水系统的腐蚀产量，减少药品用量、延长化学清洗间隔、降低运行成本。
氧化性水化学运行方式在欧洲的应用较为普及，国内基本处于研试阶段。
必须强调的是，氧化性水化学运行方式仅适用于高纯度的给水，并应注意系统材质与之的相容性。
电厂水处理工艺（2）锅炉补给水处理传统的锅炉补给水预处理通常采用混凝与过滤处理。
国内大型火电厂澄清处理设备多为机械加速搅拌澄清池，其优点是：反应速度快、操作控制方便、出力大。
近年来，变频技术不断地应用到混凝处理中去，进一步提高了预处理出水水质，减少了人工操作。
在滤池的发展方面，以粒状材料为滤料的过滤技术经历了慢滤池、快滤池、多层滤料滤池等发展阶段，在改善预处理水质方面发挥了一定的作用。
但由于粒状材料的局限性，使过滤设备的出水水质、截污能力和过滤速度均受到较大的限制。
目前，以纤维材料代替粒状材料作为滤元的新型过滤设备不断地出现，纤维过滤材料因尺寸小、表面积大及其材质柔软的特性，具有很强的界面吸附、截污及水流调节能力。
代表性的产品有纤维球过滤器、胶囊挤压式纤维过滤器、压力板式纤维过滤器等。
在锅炉补给水预脱盐处理技术方面，反渗透技术（简称RO）的发展已成为一个亮点，电力行业最早使用反渗透技术的是天津军粮城电厂，随后在郑州热电、彰化电厂、招远电厂、彭城电厂、宝钢电厂、石洞口电厂等得到了应用。
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给水停加联胺处理在电厂运行中的实践
作者：侯宪东
来源：《商情》2013年第13期
【摘要】胜利发电厂四台机组实施给水停加联胺处理探索后，机组热力系统的氧腐蚀不但没有加剧，而且减小了给水系统的流动加速腐蚀，从而降低了给水中铁、铜离子的含量；同时减少了操作人员的联胺接触危害，节约了化学加药成本。
【关键词】联胺；铁、铜离子；给水系统
1 前言
胜利油田胜利发电厂总装机容量为1040MW，一期为2×220MW、二期为2×300MW的亚临界自然循环汽包炉机组，后均改为热电联产机组。
补给水采用RO+一级除盐+混床处理，炉水采用平衡磷酸盐处理，给水采用加氨、联胺全挥发处理，加药点在除氧器下降管处。
凝汽器为铜管，给水系统为碳钢和不锈钢材质。
随着电厂指标对标、HSE环保工作的逐年提升，为了进一步降低给水系统中的铁、铜离子的含量，减少机组给水系统的腐蚀，以及在电厂生产运行中减少联胺对环境污染和对运行人员的接触危害，因此提出给水停加联胺处理。
2 给水停加联胺处理的原因分析及条件
2.1 联胺除氧的机理和特点
联胺在碱性氛围中（PH=8.7～110）具有很强的还原性，常被用作机组热力除氧后的化学除氧剂。
当联胺过剩量为20ug/L、PH=9.0～9.5时，联胺与氧反应最快，且在水汽温度大于137℃时，联胺可将Fe2O3还原成Fe3O4。
过剩的联胺在锅炉中全部分解生成氨、氮气。
其化学方程式：
O2+N2H4=N2+2H2O
6Fe2O3+N2H4=N2+2H2O+4Fe3O4
2Fe3O4+N2H4+4H2O=N2+6Fe（OH）2
3N2H4=4NH3+N2
2.2 给水停加联胺处理的原因分析
当除氧器运行工况正常及水汽温度在270℃以下时，如果给水溶氧含量低于10ug/L，联胺和氧的反应速度很慢。
我厂机组的除氧器水温在160℃左右，省煤器进口水温在250℃左右，且从联胺加药点到省煤器进口的距离短，联胺反应时间也短，因此在此工况下给水加联胺除氧的效果很不明显。
给水中过剩的联胺仅使给水处于还原性气氛中，降低了给水的氧化还原电位，从而使过剩的联胺将Fe2O3还原成Fe3O4。
虽然形成了Fe3O4保护膜，但Fe3O4保护膜空隙率高、且在此温度下溶解度高，不耐冲刷，当遇到高速流动水汽时，保护膜容易从金属表面脱落，即发生流动加速腐蚀，引起高压加热器穿孔和裂纹。
如果腐蚀产物进入热力系统，沉积在锅炉受热面，引起管壁垢下腐蚀，影响机组热效率，严重时发生爆管。
同时在此还原性气氛中，过剩的联胺还能把给水系统中的Cu+还原成溶解度高、容易被蒸汽携带的Cu2+，在汽轮机叶片处引起铜积盐，影响汽轮机出力。
其次，联胺是一种毒性较强的易燃、易爆、易挥发的无色液体，伤害人体的呼吸系统及皮肤，且被怀疑有致癌可能。
由于电厂机组的联胺溶药工作没有完全实现自动控制，因此在操作人员溶药时容易溅到皮肤、眼睛上，且极易被吸入，影响操作人员的健康。
2.3 给水停加联胺处理的条件
给水停加联胺处理时，给水必须控制在PH=9.0～9.3（原范围PH=8.8～9.3），热力系统中的铜在高碱性气氛下会发生腐蚀，因此机组给水停加联胺处理的首要条件是除凝汽器之外为无铜系统。
电厂一、二期机组均满足此条件。
其次是机组稳定运行，且给水溶氧合格、氢电导率≤0.20us/cm。
在机组启动的过程中，水汽系统中的溶氧较高，或其他因素致使给水溶氧、氢电导率不合格，必须投加联胺处理，防止热力系统发生氧腐蚀。
3 给水停加联胺处理的效果
3.1 机组给水铁、铜离子含量的变化
当给水停加联胺处理后，给水系统中的铁、铜离子含量均有不同程度的降低。
3.2 机组热力系统的氧腐蚀无明显变化，高加运行工况有所好转
2012年在#4机组大修期间，对机组热力系统腐蚀情况进行全面检查，发现机组凝水系统、给水系统、疏水系统的氧腐蚀没有明显变化。
由于机组水汽电导率控制很好，热力系统表面均有一层薄薄的红色氧化膜，尤其是停加联胺后，减小了给水系统的流动加速腐蚀，从而使高压加热器运行更加稳定，很少发生泄漏。
3.3 减少了操作人员的联胺接触危害，降低了化学加药成本
给水停加联胺后，操作人员大大减少了溶药操作，减少了联胺的接触次数，确保了操作人员的身体健康。
同时四台机组每年减少联胺用量3吨左右，约7万元。
4 结论
胜利发电厂四台机组实施给水停加联胺探索后，机组热力系统的氧腐蚀不但没有加剧，而且减小了给水系统的流动加速腐蚀，从而降低了给水中铁、铜离子的含量；同时减少了操作人员的联胺接触危害，节约了化学加药成本。
在今年#1机大修时，再通过对机组热力系统腐蚀检查情况，为给水停加联胺处理做进一步的探讨。
参考文献：
[1]王杏卿.热力设备的腐蚀与防护.北京：水利电力出版社，1988.
[2]李元培.火力发电厂水处理水质控制.中国电力出版社，2000.。