水汽监督及加药系统
火力发电厂化学水汽监督与炉水加药处理技术探析
火力发电厂化学水汽监督与炉水加药处理技术探析摘要：作者通过本文介绍了炉水加药技术和加药过程中应该注意的一些问题，以期为在电力行业工作的同仁提供参考借鉴，简单介绍了如何做好电厂化学汽水监督，以期为电力工作者了解炉水加药技术，希望将这项技术不断完善与发展。
随着电力工业的快速发展，合理运用炉水加药技术以及进行有效的化学汽水监督，是电厂安全生产的保障。
我们电力工作者也不断提高自己的专业水平，在以后的工作中不断地总结及实践，提高事故分析能力和操作水平，为电厂安全及经济运行贡献力量。
关键词：火力发电厂；化学水汽；加药处理一、目前炉水的处理方式及应用情况为了防止因锅炉水质引起的故障，提高锅炉运行时的安全性能，保证工作效率，除了要在给水水质上下功夫以外，应尽可能保持锅炉清洁且无杂物，并且需要对炉水进行处理。
加强锅炉排污，补充大量的新鲜水是最简单的方法之一。
但是，这不但损失了大量的水，也浪费了热能。
所谓的炉水处理，就是将适当的化学药品掺入炉水中，防止炉水蒸发时生垢，同时避免炉管被严重腐蚀，在不影响锅炉稳定运行的条件下减少锅炉排污量，提高锅炉运行的经济效能。
因此，不管是从保证锅炉安全运行的角度，还是从提高锅炉的热效率与节水、节能等方面考虑，都应对炉水进行必要的处理。
业界广泛应用的炉水的处理方式包括全挥发处理（AVT）、氢氧化钠处理（CT）以及磷酸盐处理（PT）。
当前，全球采用AVT、CT和PT 的锅炉的比例分别为20%～25%、10%～15%和65%。
而在国内，PT汽包锅炉的比例高达98%，CT 锅炉和AVT锅炉的比例均达不到1%。
①全挥发处理：锅炉给水加氨和联氨或只加氨，无需再向炉水中添加其他药剂；②氢氧化钠处理：按比例要求将氢氧化钠添加到炉水中，以防水冷壁管被过度腐蚀：③磷酸盐处理：将等比例的磷酸三钠添加到炉水中，一方面避免锅炉内产生水垢，另一方面防止水冷壁管被腐蚀。
二、火电厂进行化学水汽监督应采纳的有用办法（一）拟定监督办理实施方案火力发电厂化学技术监督工作是保证热力设备安全经济稳定运行的重要环节。
发电厂化学水汽取样及加药系统课件
发电⼚化学⽔汽取样及加药系统课件⽔汽取样及加药系统⼀、⽔汽取样系统1、⽔汽监督地任务<1）⽕⼒发电⼚⽔汽监督地⽬地是通过对热⼒系统进⾏定期地⽔汽质量化验、测定及调整处理⼯作,及时反映炉内和热⼒系统内⽔质处理情况,掌握运⾏规律,确保⽔汽质量合格,防⽌热⼒设备⽔汽系统腐蚀、结垢、积盐,保证机组地安全、经济运⾏.注：腐蚀：由于⽔质不良⾦属表⾯发⽣化学或电化学反应,⽽引起⾦属地破坏现象,称为腐蚀,<如果设备发⽣腐蚀,则会缩短使⽤寿命,恶性循环将会结垢）结垢：由于汽⽔循环系统中⽔质不良,经过⼀段时间运⾏ ,在和⽔接触地受热⾯上⽣成地固体附着物,这种现象称结垢<如果设备发⽣结垢,将会发⽣导热不良,煤耗墙加.结1mm地垢,燃料⽤量⽐原来多消耗1.5-2.0%）积盐：由于⽔质不良⽽产⽣纯度不良地蒸汽,蒸汽中地杂质沉积在蒸汽流通地部位.<如果设备发⽣积盐,管壁过热,影响汽轮机出⼒）<2）⽔汽监督应坚持“预防为主”地⽅针,及时发现问题,消除隐患.<3）要确保化验监督地准确性,发现异常情况,应及时进⾏分析,查明原因,并和有关专业密切协调,使⽔汽质量调整控制在合格范围内.2、⽔汽系统概述<1）凝汽器内由乏汽凝结地⽔经凝结⽔泵进⼊⾼速混床<⼆期：粉末树脂过滤器）,经过净化、除盐后依次进⼊轴封加热器、低压加热器加热,进⼊除氧器脱氧,经⾼压给⽔泵升压后进⼊⾼压加热器,进⼀步加热后送⼊锅炉省煤器升温,再进⼊汽包,到锅炉⽔系统.<2）锅炉⽔通过下降管送⼊锅炉⽔冷壁地底部联箱,再分配给⽔冷壁管,经炉膛⽕焰加热⾄沸腾态,依靠⾃⾝升⼒,进⼊汽包内涡流式分离器,分离出地⽔继续通过下降管、炉⽔循环泵进⾏循环.<3）分离出地蒸汽经涡流式分离器、波形板⼲燥器清除微粒⽔后进⼊过热器加热,成为额定参数下地过热蒸汽,通过主汽管进⼊汽轮机⾼压缸作功.<4）过热蒸汽在⾼压缸作功后,回到锅炉再热器重新加热<再热蒸汽）后回到汽轮机地中、低压缸作功,做完功后地乏汽进⼊凝汽器冷凝成凝结⽔,继续以上循环.<5）除盐⽔由凝补⽔箱经调节门⾃流到凝汽器,进⼊凝结⽔系统.<6）过热蒸汽采⽤锅炉给⽔⼆级减温,再热蒸汽调温主要采⽤摆动燃烧器喷嘴⾓度.<7）发电机内冷⽔⽔源有两路：凝结⽔和除盐⽔.3、⽔汽化验系统取样部位<1）凝结⽔：凝结⽔泵出⼝管上.<2）精处理出⽔：⾼速混床出⽔母管上、凝结⽔加药点前处.<3）除氧器出⽔：除氧器⾄给⽔泵下降管.<4）给⽔：锅炉省煤器进⽔管上.<5）炉⽔：锅炉汽包连续排污管上、汽包下降管.<⼆期：锅炉汽包连续排污管上）<6）饱和蒸汽：⾃汽包⾄炉顶过热器进⼝集箱地蒸汽引出管上取出,沿汽包长度均匀设置了6点.<7）过热蒸汽：过热器出⼝主蒸汽管道.<⼆期：过热器左右侧蒸汽管道）<8）再热蒸汽：再热器进、出⼝蒸汽管道.<⼆期：再热左右汇成再热出⼝）<9）疏⽔：⾼加疏⽔、低加疏⽔、暖风器疏⽔.<10）发电机内冷⽔：发电机内冷⽔冷却器出⽔管上.<11）闭冷⽔：闭式⽔泵出⼝母管.<4号机在2号闭式⽔泵出⼝管）4、⽔汽集中取样装置<1）⽔汽集中取样装置组成⽔汽集中取样装置由减温减压系统、测量及⼿⼯取样系统组成.减温减压系统由⾼温⾼压阀、降温预冷器、⾼效降温降压阀、流量控制阀、电磁阀、恒温恒压阀及球阀组成,辅助设备包括冷却⽔泵.<2）⽔汽取样系统地各⽔样与热⼒系统上地取样点相对应⼀期⽔样有：凝结⽔泵出⼝、除氧器出⼝⽔、省煤器进⼝⽔<给⽔）、汽包炉⽔、饱和蒸汽<左、右侧）、过热蒸汽、再热蒸汽<进、出⼝）、⾼加疏⽔、低加疏⽔、暖风器疏⽔、精处理出⼝、闭冷⽔、凝补⽔泵出⼝,各样品通过不锈钢管引⾄汽⽔集中取样架,分别经冷却器冷却、减压,再经恒温装置恒温后引⾄仪表盘,供在线仪表和⼿⼯分析⽤.⼆期⽔样有：凝结⽔泵出⼝、除氧器出⼝⽔、省煤器进⼝⽔<给⽔）、汽包炉⽔、饱和蒸汽<左、右侧）、过热蒸汽<左、右侧）、再热蒸汽出⼝、⾼加疏⽔、低加疏⽔、暖风器疏⽔、精处理出⼝、闭冷⽔、除盐⽔补⽔泵出⼝,各样品通过不锈钢管引⾄⽔汽集中取样架,分别经冷却器冷却、减压,再经恒温装置恒温后引⾄仪表叠⽚,供在线仪表和⼿⼯分析⽤.<3）⽔汽集中取样架各⽔样均有排污管,以冲洗管内杂质.<4）⽔汽取样流程：初级降温预冷器→⾼温⾼压阀→杆式过滤器→⾼温⾼压阀→降温预冷器→⾼压接头→⾼效降温降压器→流量控制阀→电磁阀→安全阀→压⼒表→流量计↗限流阀→⼿⼯取样↘进表阀→过滤器→恒温恒流阀→进表阀→流量计→仪表<5）⽔汽取样装置地投运：a将装置地冷却⽔系统各阀门全部打开后,调节冷却⽔流量⾄正常.冷却⽔压⼒在所不惜.2-0.8Mpa.b打开取样架上所有地排污门、⽔样地⼀次门,冲洗取样管5⼀10分钟,然后关闭所有地排污门.c打开取样架上地所有⽔样地⼆次门,在室内⼈⼯取样台上调节⽔样流量维持在500-700ml／min,观察⽔样温度不应超过45℃. d⽔样温度正常后,按化学仪表⽔量地要求,调节⽔样进⼊各测试仪表流量、温度正常后,投⼊所有仪表；PH表及Na表应待其恒温装置⼯作正常后再投⼊.***⼈⼯取样、在线仪表⽔样流量控制范围<恒温装置作⽤：保证进仪表地⽔样在25+1℃当温度>26℃时制冷,当<24℃时制热）(6）运⾏中地维护：a每两⼩时检查⼀次取样冷却⽔压⼒<不应低于0.2MPA,压差⼤于0.15MPA）、温度、流量<流量计地流量=⼿⼯取样盘+在线仪表,通常情况下⼿⼯取样盘地流量调节阀全开,⽤浮⼦流量计上地⼩旋钮来调节流量,只有当⽔样流量不充⾜地情况下,才靠调节限流阀来调节进仪表地流量,⼀般情况下,限流阀和进仪表阀也是全开地）、⽔样压⼒和取样装置所有管路、阀门,发现异常应及时联系处理.b经常检查各仪表地指⽰变化和药品耗量,每⼩时记录⼀次仪表指⽰,每4⼩时⼈⼯取样分析⼀次,并将分析结果与仪表监测数据进⾏校核,发现问题及时处理.c运⾏中发现取样冷却⽔中断后,应⽴即关闭集中取样架各⽔样地⼀次门,然后马上联系值长启动闭式冷却⽔泵,当冷却⽔泵⽆法启动时,应将取样架各⽔样地⼆次门全部关闭,同时汇报班长及专业有关领导.待查明原因,冷却⽔恢复后再重新投⼊.(7）停运：a当机组停⽌运⾏,相关专业将各取样⼀次门关闭后,停运集中取样架.b关严所有仪表⽔样⼊⼝门及⼈⼯取样门,停运所有仪表并通知仪表班.c将取样架上所有⽔样地⼀次门、⼆次门全部关闭,将所有地排污门全部打开.d停运闭式冷却⽔泵,关冷却⽔系统各阀门.安全保护：超温报警：温度巡检中设有超温报警,当⽔样温度达40℃时温度巡检仪报警,达45℃时电磁阀动作 ,切断⽔样,确保安全失压报警：当冷却⽔因意外因素产⽣断流,电接点压⼒表<⼊⼝）产⽣失压报警,同时电磁阀动作,切断⽔样,确保安全低压安全阀：当某种因素使管道压⼒增⼤,当压⼒⼤于0.6MPA时安全阀动作,排污.待压⼒恢复后⾃动关闭.注意事项：a集中取样架为带温带压装置,操作时要带好⼿套,穿长袖⾐服,操作时动作要缓慢、均匀,严防烫伤.b集中取样架地⼀、⼆次门务必全开或全关.c运⾏中取样冷却⽔中断后,⾸先迅速关严集中取样架各⽔样⼀次门,严防⾼温⽔样损坏仪表.d若电磁阀动作,应泄压复位.<8）⽔汽集中取样装置设备规范<9）⽔汽取样系统常见故障原因及排除⽅法⽔样温度偏⾼：原因：1)冷却温度偏⾼；2)冷却⽔量不⾜；3)冷却⽔管路堵塞；4)冷却⽔泵或管路泄漏；5)冷却⽔⼊、出⼝压差偏低；6)冷却⽔⼊出⼝门开度不够；处理：1)降低冷却⽔温度；2)疏通冷却⽔管路；3)检查⽔泵及管路泄漏问题,并及时处理；4)加⼤出⼝排放量；5)开⼤冷却⽔出⼊⼝门；⽔样流量不够或⽆⽔样流量：原因：1)⾼温取样架⼀、⼆次门未全开；2)流量计、流量控制阀、限流量阀开度不够；3)降温降压器堵塞；4)样⽔⽔压不够. 处理：1)开⼤⾼温取样架⼀、⼆次阀；2)合理加⼤流量计、流量控制阀、限流阀地开度；3)查明原因疏通管路.⽔样浑浊：原因：1)管路不清洁；2)排污不彻底；3)锅炉初启动；处理：1)清理管路；2)定期排污；3)加强冲洗；⼆、主机加药系统：1 、给⽔、凝结⽔加氨处理系统1）给⽔加氨系统：由3台氨加药泵和2台电动搅拌氨溶液箱及其管道组成. 2）给⽔加氨地作⽤：中和⽔中地CO 2,提⾼给⽔地pH 值,防⽌⽔系统发⽣游离CO 2地腐蚀.氨溶于⽔后,呈碱性,其反应为： NH 3＋H 2O NH 3·H 2ONH 4+＋OH -氨⽔与⽔中地CO 2发⽣反应：NH 3·H 2O ＋CO 2NH 4HCO 3NH 3·H 2O ＋NH 4HCO 3(NH 4>2CO 3+H 2O3）加药点：除氧器出⼝给⽔泵⼊⼝管道、⾼混出⼝母管<⼆期：除氧器出⼝给⽔泵⼊⼝管道、粉末树脂覆盖过滤器出⼝母管）.2、给⽔、凝结⽔加联胺处理系统1）给⽔、凝结⽔联胺加药系统：各由3台联胺加药泵和公⽤地2台电动搅拌联胺溶液箱及其管道组成.2）给⽔、凝结⽔加联胺地作⽤：联氨是⼀种还原剂,它在⽔温度≥120℃、pH=9～11地条件下,将⽔中地溶解氧还原,从⽽消除了给⽔系统中氧地腐蚀.其反应为：↑+?→?+222422N O 2H O H N3）加药点：给⽔加联胺在除氧器出⼝给⽔泵⼊⼝管道、凝结⽔加联胺在精处理出⼝母管.3、炉⽔加磷酸盐处理系统1）炉⽔加磷酸盐处理系统：由3台磷酸盐加药泵、2台电动搅拌磷酸盐溶液箱及其管道组成.2）炉⽔加磷酸盐地作⽤：当炉⽔PH 在9～11和具有相当⾼地温度时,炉⽔过剩量地磷酸根与钙镁离⼦结合⽣成不易附着于管壁地碱式磷酸钙和蛇纹⽯⽔渣.10Ca 2+＋6PO 43-＋2OH -＝Ca 10(OH>2(PO 4>6当炉⽔中有硅酸盐和OH - 时,与Mg 2+离⼦形成蛇纹⽯.3Mg 2+＋2SiO 32-＋2OH -＋H 2O→3MgO ?2SiO 2?2H 2O反应产物是⼀种松软⽔渣,易随锅炉排污排掉,从⽽防⽌锅炉内⽣成⽔垢,保证炉⽔质量.3）加药点：锅炉汽包.<⼆期：锅炉汽包汇合联箱）4、闭式⽔加药处理系统1）闭式⽔加药处理系统：3台闭式⽔加药泵、2台电动搅拌联胺溶液箱及其管道组成.<⼆期：由2台闭式⽔加药泵及其管道组成.可以通过给⽔加氨计量箱给闭式⽔加氨⽔,也可以通过凝结⽔加联胺计量箱给闭式⽔加联胺）.2）加药点：闭冷⽔泵出⼝母管.<⼆期：闭冷⽔泵⼊⼝母管）.5、配药及加药要求：(溶药⽤⽔来⾃除盐⽔供⽔管>1）配药：炉⽔加NaOH,两箱配0.5kg；凝⽔氨⼀箱配25kg,给⽔氨⼀箱配100kg；凝⽔、给⽔联胺两箱配25kg；闭式⽔联胺两箱配25kg.2）加药系统设备规范3）加药泵地启、停和运⾏维护启动前地检查和准备：a、溶药箱内有不低于1/3地药液,加药泵变速箱油位合适,油⾊正常.b、泵和马达周围⽆杂物堆放.c、加药泵电机设备良好备⽤.d、压⼒表指⽰正常.e、联系值长或集控主值开启加药⼀次门后,开启加药泵地⼊⼝和出⼝门.加药泵地就地启动：a、将加药泵远近程控开关切换⾄就地位.b、按下启动按钮开关,加药泵投⼊运⾏.c、检查加药泵运转,泵出⼝压⼒表指⽰正常.加药泵地运⾏维护:a、加药泵运⾏时,每2⼩时检查1次电机温升、转动情况、压⼒表指⽰、电机电流、油位、油质、液位.发现不正常现象时,应⽴即停⽌故障泵,启动备⽤泵,并联系检修处理.b、保持溶药箱药液在1/3以上.严禁泵空负荷运⾏.c、电动机温度不得超过60℃,并⽆振动.d、合上电源后,泵启动不起来,应马上关闭电源.1分钟后再次启动后,如仍启动不起来时联系检修.泵地停⽌：按下停⽌按钮,关闭泵地出⼝门.加药处理地注意事项：a、氨具有侵蚀性,联氨具有侵蚀性、易燃性和爆炸性,磷酸盐具有侵蚀性,使⽤药品时必须按操作要求进⾏,以防事故发⽣.b、值班⼈员在进⾏氨、联氨、磷酸盐溶解或稀释时,必须戴⼝罩、胶⽪⼿套和眼镜,并做到操作后和饭前洗⼿.c、联氨有致癌危险,因此禁⽌把给⽔和凝结⽔作为⽣活⽤⽔.d、当加药泵发⽣故障需要检查时,检修⼈员应做好防护措施后,⽅可进⾏检修.e、氨、联氨、磷酸盐地溶解数量应作好记录.f、联氨若溅到⽪肤上时,应及时⽤⽔冲洗,并⽤95％地⼄醇擦洗,然后⽤肥皂洗净.三、正常运⾏中地监督⼯作及⽔汽控制指标1、凝结⽔CC <0.3us/cm DO<30ug/l2、除氧器出⽔(溶氧>DO<7ug/l3、给⽔2H4CC SC SIO2）PH 9——9.5 N2H410——30 ug/l CC<0.2us/cm SC<10us/cmSIO2<20 ug/l DO<7ug/l4、炉⽔(PO43- CC SC SIO2PH>PO43-<0.3mg/l CC<1.5 us/cm SC<50 us/cm SIO2<250 ug/lPH 9——9.55、饱和、再热蒸汽CC<0.2us/cm6、过热蒸汽2）Na<10 ug/l SIO2<20 ug/l CC<0.2us/cm7、闭式循环冷却⽔(PH> ⼆期PH8.8——9.0 ⼆期CC<30us/cm8、定冷⽔CC<1.8us/cm PH 7.5——9四、⽔汽质量劣化处理1、处理原则1）发现热⼒设备⽔汽质量劣化应及时正确处理,不能使事故扩⼤或处理延误,处理过程应做好监督和控制⼯作.2）当发现热⼒设备⽔汽质量劣化时,应迅速检查取样是否有代表性,分析⽅法、试剂、仪器和计算⽅法、结果是否正确,并综合分析系统中⽔汽质量地变化,确认判断⽆误后,⽴即向值长和有关领导汇报,采取措施使⽔汽质量在允许地时间内恢复到极限值要求.3）符合⽔汽质量劣化处理标准地,应按“三级处理”原则处理.⼀级处理值：有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐地可能性,应在72⼩时内恢复⾄极限值要求.⼆级处理值：肯定因杂质造成腐蚀、结垢、积盐,应在24⼩时内恢复⾄极限值要求.三级处理值：正在快速形成腐蚀、结垢、积盐,应在4⼩时内停机.在异常处理地每⼀级中,如果在规定地时间内仍不能恢复正常,则应采取更⾼⼀级地处理⽅法.或采取降压运⾏地措施.4）给⽔溶解氧严重不合格或长期不合格,运⾏中处理⽆效时,应安排检修,彻底消除设备缺陷.5）机炉⽔、汽取样设备、加药设备、排污设备等存有缺陷不能正常⼯作并已影响锅炉地安全运⾏时,应申请停炉检修. 2⽔、汽品质劣化地原因和处理⽅法1）凝结⽔硬度超标如影响给⽔品质按以下原则处理：2）凝结⽔溶解氧超标3）除氧器出⽔溶解氧超标4）给⽔含硅量电导超标5）给⽔PH超标6 ）炉⽔硅超标7）炉⽔磷酸根超标8）炉⽔pH超标9 ）炉⽔外状浑浊10）蒸汽硅、钠离⼦超标11>发电机内冷⽔⽔质超标地处理发电机内冷⽔监督⼯程超过关注值后,应及时通知机运值班⼈员换⽔；超过极限值后,要及时汇报班长,并迅速处理.换⽔过程应按如下要求进⾏：换⽔前：化验相应凝补⽔箱地⽔质应合格；通知⽔处理值班员加强除盐⽔母管电导率表地监督；通知机运值班⼈员加强机冷⽔就地电导率表地监督.换⽔中：换⽔开始后,每30分钟化验⼀次凝补⽔箱⽔质和机冷⽔⽔质,机冷⽔⽔质合格后,应及时通知机运值班⼈员停⽌换⽔.换⽔过程中发现机冷⽔电导率异常升⾼<超过 2.0µs／cm）后,应⽴即通知机运停⽌换⽔,待原因查明并得到处理后⽅可继续换⽔.换⽔开始后4⼩时内应使机冷⽔品质合格,否则应汇报班长,查找原因,防⽌发⽣异常情况.12> 凝补⽔箱⽔质劣化地处理凝补⽔箱⽔质超过极限值后,应⽴即汇报班长并通知⽔处理值班员,查明原因,予以处理.五、机组启动时地⽔汽监督1、机组启动由如下阶段组成:凝汽器冲洗→⼩循环→⼤循环→锅炉点⽕→热态冲洗汽机冲转→并⽹.1）凝汽器冲洗流程为:除盐⽔箱→除盐⽔泵→凝补⽔箱→凝补⽔泵→凝汽器→排⽔ .2）⼩循环流程为:除盐⽔箱→除盐⽔泵→凝补⽔箱→凝补⽔泵→凝汽器→凝结⽔泵→精处理旁路→轴加→低加→除氧器→排地沟(凝汽器>.3）⼤循环流程为:除盐⽔箱→除盐⽔泵→凝补⽔箱→凝补⽔泵→凝汽器→凝结⽔泵→精处理旁路→轴加→低加→除氧器→给⽔泵→⾼加→省煤器→汽包→排地沟(凝汽器或除氧器>.2、当凝汽器排⽔Fe＜1000µg／L时,投运凝结⽔精处理装置及凝结⽔精处理出⼝加氨设备,控制冲洗⽔PH值⾄9.0～9.3,向除氧器上⽔,由除氧器排⽔⾄地沟.3、当除氧器排⽔Fe＜1000µg／L时,除氧器排⽔⾄凝汽器进⾏⼩循环.4、当除氧器排⽔Fe＜100µg／L时,⼩循环结束,向汽包上⽔.当炉⽔Fe＞1000µg／L时,由汽包排⽔⾄定排⽔池.当炉⽔Fe＜1000µg／L时,回收⾄凝汽器.当炉⽔Fe＜200µg／L时,回收⾄除氧器,冷态冲洗结束.⼤循环建⽴后,应投运给⽔泵⼊⼝加氨和加联胺处理设备,调节冲洗⽔地PH值⾄9.0～9.3、维持联胺过剩量50～100µg／L.≤30µg／L时,汇报值长, 5、化验给⽔硬度≤2.5µmo1／L、Fe≤75µg／L、O2通知锅炉可以点⽕.点⽕后,化学⼈员应开启各汽⽔取样管道进⾏彻底冲洗.6、当炉⽔Fe＜200µg／L、过热器出⽔Fe＜100µg／L时,热态冲洗结束.7、锅炉启动后,应加强排污<定排、连排）放⽔,使炉⽔外状尽快澄清.根据情况投⼊磷酸盐处理,并及时化验炉⽔磷酸根含量.8、洗硅：锅炉主蒸汽压⼒升⾄10MPa时,开始洗硅,控制炉⽔含硅量达到下⼀级9、锅炉升压过程中.应加强炉⽔中SiO2含量地分析,SiO2含量合格后,应及时通知值长,以便调整锅炉运⾏⼯况.10、热态清洗后,分析主汽品质,当蒸汽中SiO2≤60µg／L,Fe≤50µg／L,Cu≤15µg／L,Na≤20µg／L,DD≤1µs／cm时,汇报值长,汽机可以冲转,汽机冲转后,应采取措施在8⼩时内使蒸汽品质达到运⾏标准.11、发电机定⼦冷却⽔系统：为防⽌发电机空⼼线棒地腐蚀,发电机定⼦冷却⽔采⽤RNa/ROH旁路处理或加氢氧化钠处理.此时,应维持地⽔质为：12、当汽轮机开始冲转后,彻底冲洗取样管道.当凝结⽔硬度(1/2Ca2++1/2Mg2+>≤0µmo1／L, Fe≤1000µg／L,SiO2≤80µg／L,机组停炉保护⽤⼗⼋胺液保护地监测⼗⼋胺含量为0µg／L时汇报值长,可以回收凝结⽔.汽机冲转后,应采取措施在8⼩时内使蒸汽品质达到运⾏标准.13、机组启动后,及时分析⾼加和低加疏⽔,⽔质合格后通知集控⼈员回收疏⽔.六、机组停运阶段地化学监督1、机组停运时地化学操作：1）锅炉压⼒降⾄3.0MPa时,化学值班员停⽌加药.2）机炉停运后,将各在线仪表退出运⾏.3）关闭⽔样进⼝⼆次门,通知集控⼈员关闭取样⼀次门.4）配合有关专业⼈员做好停炉保护⼯作,并定期检查监督.2、机组停炉保护地必要性：1）机炉在停运期间,如不采取有效地保护措施,⽔汽侧地⾦属内表⾯发⽣⼤⾯积地溶解氧腐蚀使⾦属肌体遭到严重损伤,⽽且还会在锅炉投⼊运⾏后继续发⽣不良影响.2）机组启动时,⼤量腐蚀产物转⼊锅炉⽔中,增⼤炉⽔含铁量,加剧炉管结垢.3）腐蚀产⽣地沉积物及所造成地⾦属表⾯粗糙状态,会促进运⾏中地腐蚀.3、停运设备保护原则：1）不使空⽓进⼊停运设备地⽔汽系统内部.2）使停运设备⽔汽侧地⾦属表⾯保持⼲燥.3）如果锅炉和加热器内部充满⽔或⾦属表⾯有⽔膜,可使⽤缓蚀处理,使⾦属表⾯处于钝化状态,或形成不透明地吸附膜.4、机炉停运阶段地保护⽅法：1）锅炉短期停运(⼀周以内>地保护⽅法a热炉烘⼲法:锅炉停运后,压⼒降⾄0.5～0.8MPa时,迅速放尽锅内存⽔,利⽤炉膛余热烘⼲受热⾯.b给⽔压⼒法:锅炉停运后,⽤除氧给⽔充满锅炉,并⽤给⽔顶压,压⼒维持在0.5～1.0MPa条件下,使给⽔从炉内或饱和蒸汽取样处溢流,防⽌外界空⽓进⼊⽔系统.在保护期间应经常分析⽔中溶氧含量(≤7µg／L>.c充氮法:汽侧充氮,是在锅炉停运后,汽压⼤于0.5MPa和保持正常⽔位下,先完成锅炉换⽔,在汽压降⾄0.5MPa时,充⼊氮⽓.然后在保持氮压条件下,进⾏炉内地氨-联胺处理.⽔汽两侧<或称整炉）充氮,是在汽压降⾄0.5MPa时,充⼊氮⽓,并在保持氮压条件下,排尽炉⽔.氮⽓瓶出⼝压⼒应调整到0.5MPa,纯度⼤于99.5%.在充氮期间,锅炉必须严密.2>锅炉长期停运(⼀个⽉以上>地保护⽅法.a氨-联胺法:锅炉停运后,放尽锅内存⽔,⽤PH=10～10.5、N2H2＞200mg／L地氨-联胺溶液充满锅炉,防⽌空⽓漏⼊.保护期间,每周化验⼀次炉⽔PH和联胺含量,低于标准时予以调整.b加⼗⼋胺法：在机组停运前,过热蒸汽温度维持在450℃以下,给⽔流量控制在500吨/时以下,将⼗⼋胺溶液快速<⼀般在40分钟内）加⼊给⽔中,然后维持机组运⾏1-2⼩时,保持系统内药液循环均匀,即可停机.停机后,按正常操作进⾏放⽔.这样可在热⼒设备表⾯形成⼀层致密地保护膜,从⽽隔离空⽓.5、汽轮机停运保护1）停备⽤汽轮机可采⽤热风⼲燥法或⼲燥剂去湿法进⾏保护.2）停⽤⾼压加热器地⽔侧和汽侧,均可采⽤充氮法或氨-联胺法进⾏防锈保养.。
电厂化学水汽监督与炉水加药处理技术探析
科技资讯2017 NO.15SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION44科技资讯 SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION动力与电气工程火电企业的安全稳定运营不仅关乎火电厂企业自身的发展,也是其必须承担的社会责任。
随着装机容量的扩大,火电厂的运行面临着更高的要求和挑战，火电厂的化学监督作为确保热力设备安全稳定运行的重要环节,必须对锅炉和汽轮机流动介质进行有效的监督,而其中最重要的当属化学水汽监督。
随着我国经济社会的飞速发展和电力技术的日趋完善,火电企业的化学水汽监督也逐渐朝着规范化方向发展,炉水加药技术能够提高锅炉的安全性能、减少锅炉故障,是电厂安全稳定运行的有力保证。
鉴于此,笔者结合自己多年工作实际,阐述分析了化学水汽监督的有效措施和炉水加药处理技术需要注意的问题。
1 化学水汽监督的重要意义分析目前火电企业所使用的高参数大容量火力发电机组具有较高效率,这些高效率机组内部允许容纳的污垢容量很小,汽机通气部位的少量盐垢和锅炉受热面的薄层结垢都会明显影响其效率[1]。
同时,机组的某些部件为金属材料构成,在高温、高压、高热负荷以及各种应力作用下极有可能使设备内部的介质质量在不合规范的条件下强行运行,因而出现结垢和腐蚀等问题,影响设备的正常使用,还会对火电企业的安全生产构成威胁。
鉴于此,火电厂需要高度重视并认真做好化学监督工作,积极引进自动化仪表化的化学水处理程控系统,从而全面提升火电企业化学监督技术水平。
2 火电厂进行化学水汽监督应采取的有效措施火电企业做好化学水汽监督需要积极采取以下措施:一是在设备选型和水源选择的质量监督上下功夫。
火电企业要从当地水质情况实际出发,充分考虑到目前水资源不断匮乏和水质日益恶化的现实,基于这一实际选择设备和设计方案,实现全程的化学监督,当浓缩倍率处于较高值时,采取补水和排水的措施，加药种类和加药数量则必须结合模拟试验的结果灵活调整。
电厂化学水汽监督与炉水加药处理技术探析
５３ ６３ ．
４０． Ｏ８
［ 责任编辑 ： 王静 ］
３ ０
５ －１ ６２
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３宋广 电厂化学技术监督管 理的现状分析与发展研究叫 黑龙江电力 ，０９ ２０ （ 上接第 ４ ３页） ０ 全运行 、 及时处理运行 中的异常工况 、 预防事故发 生 ［ ］ 田．
０ 引言
火 电厂的化学 监督是通过精密 的理化检测手段 ． 直接或 间接地对 热力发电设备和系统在各种状 态下 （ 基建 、 调试 、 启停 、 运行 、 备用 、 检 修 等） 与内外部接触的环境 、 介质 （ 主要 是内部介质 ） 相互作用产生 的 物质或介质本身 的质与量 的变化来实现的 而 日常大量的化学监督是 对设备 内部运行介质 的质量监督 ， 重点在于对设备 内部可能 发生隐性 的、 潜在 的故 障进行监测 ， 达到预防和及早消除隐患 、 保持设备健康 和 安全经济运行 的目的 随着高参数大容量机组的迅速发展 ． 进一 步 更 要求能连续地 、 正确地 、 及时地监测热力系统各部位 的水汽 品质 ， 以正 确 而迅 速地判断水质 故障 ．及时发 现和消除 由于化 学问题引起 的隐
粒数、 收获穗数、 千粒重适宜， 产量因子协调。
作者 简介： 朱广斌 ， ３ 男，７岁， 汉族， 毕业 于中国农业 电视广播大学农机化专 业， 大专学历 ， 现任职 于宁夏灵 武市农 业机械化推广服务 中 。
４８ ２ ４７． ９８
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２４ ２７
２ ４ ２５ ２ １ ２．
作者简介 ： 马玉梅 （９６ ）女， １７一 ， 回族 ， 宁夏青铜峡人 ，９９ １９ 年毕Ｚ －宁夏 大 ｉ － 学过程装备与控制工程专业 ， 机械工程师 ， 现主要从 事生产技 术方面的＿作 。 Ｔ －
2×600MW超超临界燃煤发电机组水汽监督及化学加药处理运行规程
2×600MW超超临界燃煤发电机组水汽监督及化学加药处理运行规程Operating regulations for waste water treatment（试行）编制：审核：批准：1 主题内容和适用范围本规程规定了化学水汽岗位的工作内容、要求和标准，本规程适用于化学运行对水汽监督及涉及的处理、分析和监督。
本规程适用于化学试验、运行。
本规程还适用于值长、集控运行人员及其他部门有关专业人员。
2 引用标准电力工业技术管理法规（1980年版）DL/T 561－98 化学监督制度SD135--86 火力发电厂水汽质量标准3概述3.1热力系统流程阚山发电公司2×600MW超超临界机组，热力系统流程如下：500T水箱凝结水输送泵凝汽器凝结水泵给水加氨、加氧轴加低压加热器除氧器给水泵高压加热器省煤器启动分离器过热器高压缸再热器中压缸低压缸凝汽器3.2水汽取样系统介绍3.2.1汽水取样及检漏取样装置的形式每台机组设置一套汽水取样装置和一套凝汽器检漏装置，水汽取样装置包括降温减压架（高温盘）、取样仪表屏（低温盘）；凝汽器检漏装置包括检漏取样架、检漏仪表屏。
样品水首先到高温盘经减压冷却后，再至低温盘，低温盘上设有恒温装置、分析仪表及手操取样阀。
凝汽器检漏装置：每台机组凝汽器共设8个检漏点，A/B侧各4个，其中每4个检漏点为一组，共设置2台取样泵，取样泵单元均布置在凝汽器下。
8个取样点共配置1台在线导电度表。
正常情况下，该系统不运行。
凝汽器检漏装置由检漏取样架和检漏仪表盘两部分组成，整套装置至少包含2台取样泵、相关的阀门、电导池、发送器、导电度表、人工取样器及实现报警、信号传送功能全部部件、管路、电气、控制部件等组成。
3.2.2高温高压架：为完成高压高温的水汽样品减压和初冷而设，至少包括减压阀，冷却器，阀门等整套的设施和部件。
3.2.3低温仪表取样装置：由低温仪表盘和手工取样架两部分合二为一。
至少由实现样品测试、取样、报警、信号传送及自动保护等功能全部部件、管路、电气、控制、阀门等组装而成。
论热电厂水汽采样和化学加药控制系统研究
论热电厂水汽采样和化学加药控制系统研究[摘要]随着电厂规模的日益扩大，工艺水平的不断提高，要求采用更新颖的控制技术来满足工艺的需要。
由于化学加药控制系统的非线性、大时滞、时变的特点，常规的控制方法难以获得满意的控制效果。
为了提高系统控制的鲁棒性和自适应能力，本文笔者研究了热电厂水汽采样和化学加药控制系统。
[关键词热电厂水汽采样化学加药控制系统中图分类号：tm621.8 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）17-581-01在热力发电厂中，水汽品质是一项重要指标。
好的水汽品质可以提高热力设备的性能，延长设备的使用寿命，节约能源，减少事故发生率。
反之水汽品质的失调将会给电厂的热工设备造成不同程度的损伤，给机组的安全和电厂稳经济运行带来隐患。
所以水汽采样和化学加药是电厂热工过程的两个重要环节。
1. 电厂水汽采样控制系统1.1水汽采样流程在电厂的热力系统中，水和蒸汽作为工作介质完成能量的传递与转换。
水在火力发电过程中主要有两个循环系统：一是热力循环系统；二是冷却循环系统。
在热力循环系统中水在锅炉中吸收燃料燃烧产生的热能，变成高温高压蒸汽，蒸汽被传送到绝热汽轮机中，同时冷却循环水将汽轮机输出部分冷却，这样就形成了很大的压力差，蒸汽膨胀做功，推动汽轮机转动，将热能转换成机械能，带动发电机，将机械能转换为电能。
做过功的低温低压蒸汽在凝汽器中冷凝为水，再与锅炉补充水一起重新送回锅炉。
例如：国产600mw 超临界锅炉的典型水汽流程是：给水一省煤气一螺旋水冷壁一垂直水冷壁一汽水分离器一顶棚和包覆过热器一低温过热器一屏式过热器一高温过热器一集器联箱。
水汽采样流程图如图所示：1.2水汽采样控制系统工艺首先在取样点来的样水进入高温高压架，高温高压的样水经过冷却装置冷却进入取样架，取样架上温度巡检仪实时监测样水的温度，样水经过人工取样架到达人工取样盘（这里有恒温装置，保证样水检测时各参数稳定），传感器测试产生的4- 20ma的标准信号传递给现场仪表显示数据，并将信号传递给数据采集模块。
发电厂化学水汽取样及加药系统课件
水汽取样及加药系统一、水汽取样系统1、水汽监督的任务(1)火力发电厂水汽监督的目的是通过对热力系统进行定期的水汽质量化验、测定及调整处理工作,及时反映炉内和热力系统内水质处理情况，掌握运行规律,确保水汽质量合格,防止热力设备水汽系统腐蚀、结垢、积盐，保证机组的安全、经济运行。
注:●腐蚀:由于水质不良金属表面发生化学或电化学反应，而引起金属的破坏现象，称为腐蚀,(如果设备发生腐蚀,则会缩短使用寿命，恶性循环将会结垢）●结垢：由于汽水循环系统中水质不良,经过一段时间运行,在和水接触的受热面上生成的固体附着物,这种现象称结垢(如果设备发生结垢，将会发生导热不良，煤耗墙加。
结1ｍm的垢,燃料用量比原来多消耗1.5-2.0%)●积盐:由于水质不良而产生纯度不良的蒸汽,蒸汽中的杂质沉积在蒸汽流通的部位。
(如果设备发生积盐，管壁过热，影响汽轮机出力)(2)水汽监督应坚持“预防为主”的方针，及时发现问题,消除隐患。
(3)要确保化验监督的准确性，发现异常情况,应及时进行分析，查明原因，并和有关专业密切协调,使水汽质量调整控制在合格范围内。
2、水汽系统概述(1)凝汽器内由乏汽凝结的水经凝结水泵进入高速混床（二期:粉末树脂过滤器），经过净化、除盐后依次进入轴封加热器、低压加热器加热，进入除氧器脱氧，经高压给水泵升压后进入高压加热器，进一步加热后送入锅炉省煤器升温，再进入汽包,到锅炉水系统。
(２）锅炉水通过下降管送入锅炉水冷壁的底部联箱,再分配给水冷壁管，经炉膛火焰加热至沸腾态,依靠自身升力,进入汽包内涡流式分离器,分离出的水继续通过下降管、炉水循环泵进行循环。
（３）分离出的蒸汽经涡流式分离器、波形板干燥器清除微粒水后进入过热器加热,成为额定参数下的过热蒸汽，通过主汽管进入汽轮机高压缸作功。
（4）过热蒸汽在高压缸作功后,回到锅炉再热器重新加热(再热蒸汽）后回到汽轮机的中、低压缸作功,做完功后的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水,继续以上循环。
余热锅炉加药及水汽监督
氨溶液箱
V=1.0m3
1个
隔膜计量泵
Q=39L/h,
2台
p=4.1MPa
加氨
氨溶液箱
V=1.0m3
1个
隔膜计量泵
Q=39L/h,
2台
p=4.1MPa
磷酸盐装置
盐溶液箱
V=1.0m3
1个
隔膜计量泵(高 Q=30L/h， 2台
压)
p=21.1MPa
隔膜计量泵(中 Q=22L/h， 2台
压)
p=10.3MPa
随着汽包中炉Leabharlann 的不断蒸发，炉水结 垢物质钙、镁离子浓度逐渐增大，通过向 锅炉内投入一定数量的磷酸盐（Na2HPO4） ， 使炉水中的结垢物质转变成松软水渣 ， 然 后通过排污从锅内排出 ， 从而达到减缓或 防止水垢结生的目的，延长热力设备的使 用寿命，保证热水设备长期稳定地安全运 行。
加联氨装置
原因： 1)炉水的含钠量或含sio2量超标； 2)锅炉负荷，水位、压力变动大； 3)给水品质不良过热蒸汽经减温后不合格；(4)汽包内
水汽分离装置缺陷。 处理
1)增大排污或消除排污管堵塞。 2)通知锅炉调整稳定。 3)查出给水不合格的组分并处理。 4)联系检修检查处理。
谢谢
（中压）10-15
（低压）4-8
PH值
9-10 9-10 9-10
硅 （ug/L) 800
800
800
磷酸根 mg/L 2-6
2-6
由于磷酸盐在高温炉水中溶解度降低，对于高压及以上参数的 汽包炉采用磷酸盐处理时，在负荷波动工况下容易沉淀析出，发生“ 暂时消失”现象，破坏炉管表面氧化膜，腐蚀炉管。降低炉水的磷酸 盐浓度，可以避免这种消失现象的发生，减缓由此带来的腐蚀。所 以在保证炉水PH值的情况下，要采用低磷酸盐处理。
电厂化学水汽监督分析与化学加药安全管理
电厂化学水汽监督分析与化学加药安全管理摘要：当今，随着我国经济的加快发展，随着火电厂对水汽参数要求的提高和自动化水平的加强，为防止热力管道腐蚀结垢，确保发电机组安全经济运行，电力企业将水汽参数调节系统作为不可或缺的一部分。
只有及时监测和检测水汽质量，及时采取加药处理，才能有效改善水汽的化学质量，有效减少因水汽质量恶化所带来的问题。
电厂水蒸汽系统中使用的药物大多为危险化学品。
在化学投药过程中，不仅关系到机组的安全运行，还会危及人身安全。
因此，在加药过程中，既要保证药品能够安全、准确地添加到计量系统中，又要保证加药过程中人员和设备的安全。
关键词：电厂;化学水汽;监督分析;化学加药;安全管理引言火电厂化工技术监督是保证火电设备安全稳定运行的重要环节。
随着电力建设的发展，电厂的化学水汽监测逐步规范化。
炉水加药技术有利于提高锅炉运行时的安全性能，减少锅炉水质引起的故障。
水蒸气监管作为化工监管的重要组成部分，其主要任务是加强水蒸气质量监管，保证良好的水蒸气质量，防止热力设备腐蚀、结垢和积盐。
因此，有效的电厂化工监督对保证电力设备安全稳定运行具有重要作用。
1化学水汽监督的重要性随着发电技术的不断发展，电流发电机的发电效率有了很大的提高，其机组内部的清洁度也有了很大的提高。
如果汽轮机通风部分有盐垢，或锅炉受热面有水垢，发电效率将大大降低。
传统的水汽质量监测是由工人离线间歇监测完成的。
然而，面对现代化的发电设备，这种技术方法存在明显的缺点，不仅效率低，而且不能及时检测到水汽质量的变化。
为此，在水汽质量监测中，越来越多地采用了自动检测设备。
这些设备有各种类型的传感器，实时数据将传输到经理的计算机。
管理者可以更及时地发现水汽质量问题，及时采取措施保证水汽质量。
一些自动化设备还可以完成自动加药，大大提高了蒸汽质量调节的效率。
随着水汽质量恶化引起的各种问题，人们越来越重视水汽质量的化学监测。
但是，由于水汽质量引起的问题不是立竿见影的，他们仍然把它放在相对次要的位置。
电厂化学水汽监督分析与化学加药安全管理
电厂化学水汽监督分析与化学加药安全管理摘要：火灾企业的安全稳定运营不仅是火力发电站企业自身的发展，也是其必须承担的社会责任。
随着装机容量的扩大，火力发电厂的运行面临着更高的要求和挑战，火力发电厂的化学监督作为确保热设备安全稳定运行的重要环节，必须对锅炉和汽轮机的流动介质进行有效的监督，其中最重要的是化学水汽监督。
随着我国经济社会的迅速发展和电力技术的不断完善，火电企业的化学水汽监督也逐渐向规范化方向发展，投炉加水技术提高了锅炉的安全性能，减少了锅炉的故障，是电厂安全稳定运行的有力保证。
为此，笔者结合自己多年工作的实际，阐述了化学水汽监督的有效措施和炉水加药处理技术中应注意的问题。
本文主要分析电厂化学水汽监督分析和化学用药安全管理关键词：水汽监督；炉水加药；安全引言随着火力发电厂水汽参数要求的提高和自动化水平的加强，为了防止热管道的腐蚀和结垢现象，保证发电机组的安全经济运行，电力企业把水汽参数调节系统作为不可缺少的一部分。
必须及时监督检查水汽质量，及时加药处理，才能有效提高化学质量，有效降低水汽质量恶化带来的问题。
电厂水蒸气系统使用的药品多为危险化学品，在加化学药的过程中不仅威胁机组的安全运行，也威胁人身安全，因此在加药过程中要保证药品安全、准确进入计量系统，同时在加药过程中要保证人员和设备的安全1、水汽监督的重要性随着发电技术的进步，发电机发电效率明显提高，对机组内部清洁度的要求更加严格，这些高效机组内部可容纳的污垢容量小，汽轮机透气部位少量的盐垢和锅炉受热面的薄层结构明显影响了其效率机组部分零部件为金属材质，在高温高压和各种应力的作用下，内部介质在恶劣条件下强制运行，出现结构腐蚀等问题，可能影响设备的正常使用，危及电厂的安全。
因此，进行有效的电厂化学监督对保证电力设备的安全稳定运行有重要的作用。
电厂要高度重视和认真做好化学监督工作，积极优化自动化学程控系统，引进自动化监测设备，提高蒸汽质量调节效率。
发电厂化学水汽取样及加药系统课件
水汽取样及加药系统一、水汽取样系统1、水汽监督的任务（1）火力发电厂水汽监督的目的是通过对热力系统进行定期的水汽质量化验、测定及调整处理工作，及时反映炉内和热力系统内水质处理情况，掌握运行规律，确保水汽质量合格，防止热力设备水汽系统腐蚀、结垢、积盐，保证机组的安全、经济运行。
注：●腐蚀：由于水质不良金属表面发生化学或电化学反应，而引起金属的破坏现象，称为腐蚀，（如果设备发生腐蚀，则会缩短使用寿命，恶性循环将会结垢）●结垢：由于汽水循环系统中水质不良，经过一段时间运行，在和水接触的受热面上生成的固体附着物，这种现象称结垢（如果设备发生结垢，将会发生导热不良，煤耗墙加。
结1mm的垢，燃料用量比原来多消耗1.5-2.0%）●积盐：由于水质不良而产生纯度不良的蒸汽，蒸汽中的杂质沉积在蒸汽流通的部位。
（如果设备发生积盐，管壁过热，影响汽轮机出力）（2）水汽监督应坚持“预防为主”的方针，及时发现问题，消除隐患。
（3）要确保化验监督的准确性，发现异常情况，应及时进行分析，查明原因，并和有关专业密切协调，使水汽质量调整控制在合格范围内。
2、水汽系统概述（1）凝汽器内由乏汽凝结的水经凝结水泵进入高速混床（二期：粉末树脂过滤器），经过净化、除盐后依次进入轴封加热器、低压加热器加热，进入除氧器脱氧，经高压给水泵升压后进入高压加热器，进一步加热后送入锅炉省煤器升温，再进入汽包，到锅炉水系统。
（2）锅炉水通过下降管送入锅炉水冷壁的底部联箱，再分配给水冷壁管，经炉膛火焰加热至沸腾态，依靠自身升力，进入汽包内涡流式分离器，分离出的水继续通过下降管、炉水循环泵进行循环。
（3）分离出的蒸汽经涡流式分离器、波形板干燥器清除微粒水后进入过热器加热，成为额定参数下的过热蒸汽，通过主汽管进入汽轮机高压缸作功。
（4）过热蒸汽在高压缸作功后，回到锅炉再热器重新加热（再热蒸汽）后回到汽轮机的中、低压缸作功，做完功后的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水，继续以上循环。
火力发电厂水汽采样和化学加药控制系统毕业论文设计
火力发电厂水汽采样和化学加药控制系统毕业论文设计第一章绪论1.1课题研究的意义近年来，我国经济迅速发展，生产力不断提高，电力作为经济发展的动力得到了迅速的发展。
为了节省能源和保护环境，提高火力发电的经济性，大容量超临界机组因其能源利用率高、经济性能好而得到快速发展，已在世界发达国家广泛使用。
随着科学技术的发展及计算机更新升级，先进的控制策略、专家系统、现场总线和智能变送器的广泛使用，将有利于节约投资，降低能耗，便于维护和提高火电厂安全、经济运行水平。
热工自动化是火电厂不可缺少的组成部分，而热工自动化的水平又是现代火力发电技术和管理水平的综合体现。
这主要有两个因素推动，一个是DCS，另一个是协调控制系统。
DCS在电厂的普及使用，为火电厂热工自动化技术的发展奠定了基础。
而协调控制系统在单元机组普遍投入，使火电厂热工自动化达到前所未有的新高度。
目前广泛采用以微机为核心的DCS，其可靠性很高，可依赖性强，可以充分发挥自动化的功能，并取得了很好的安全和经济效益。
在热工自动化系统采用开放的工业计算机系统和远程智能I/O，有利于减少信号电缆，降低造价；使用先进的控制策略、专家系统、可充分发掘DCS的潜力，解决一些老大难问题，进一步提高电厂安全和经济运行。
由于火电机组越来越大，对机组热工自动控制系统控制品质的要求也随之提高。
为了保证单元机组的正常运行以及高度的安全性、经济性，对单元机组的自动化水平提出了更高的要求。
由于单元机组存在着大迟延、大惯性和严重的非线性及扰动频繁等特点，传统的控制方法已经不能满足电网对机组的要求，用先进的智能化控制策略取代常规控制策略成为火电厂过程控制发展的趋势。
目前，由于现有的给水加药控制系统运行不稳定，加药方式多采用手动间歇控制或是采用传统PID算法的自动控制，工作费时费力，控制精度又不高。
为提高系统的自动化水平有必要研究新型的控制系统和控制策略，提高加药控制系统的准确性、快速性和鲁棒性。
燃气-蒸汽联合循环发电机组水汽品质监督和加药控制
过热 蒸 汽
参数
口力／ ＭＰ ａ
过 热蒸 汽 流 量／ Ｏ ＆１
２ ． ２ 燃气 一蒸 汽联 合循环发 电机组水 汽监督 ｆ １ １ 燃 气 蒸汽 联合循 环发 电机 组补 给水 设计为 Ｒ Ｏ＋ 混床 工 艺 ， 除 盐水加 氨调节 Ｄ Ｈ值 ， 由发 电站外
１ 前 言
燃气 蒸 汽联合循 环发 电机组利 用高炉 、 焦炉煤 气燃 烧发电 ， 是 钢铁企 业循环 经济的重 要方法 ， 排放 的烟 气中几乎 没有二氧 化硫产 生 ， 烟气 中的 Ｎ Ｏ ｘ排 放很 低 ， 一般 为 ２ ０ ｘ ｌ ０ 左右 ， 有 效 的保护 环境 ， 改 善环 境质量 。 同时 ， 其 热功转 换效率 比同等容 量 的常 规锅 炉蒸汽单循 环发 电装 置高 出约 １ ０ ％。可 实现企
Ｖａ ｐ ｏ ｒ Ｑｕ ａ ｌ ｉ ｔ ｙ Ｓ ｕ ｐ ｅ ｒ ｖ ｉ ｓ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ Ｃ ｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ ａ ｄ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｃｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｏ ｆ Ｓ ｔ ｅ ａ ｍ
ａ ｎｄ Ｇａ ｓ Ｃｏ ｍｂ ｉ ｎ ｅ ｄ— ｃ ｙ ｃ ｌ ｅ Ｔｕｒ ｂｉ ｎｅ Ｐｏ ｗｅ ｒ Ｇｅ ｎｅ ｒ ａ ｔ ｏ ｒ ｓ
理控 制滞后 、 非线 性特性 ， 从 管理 和加 药装置 工艺 设计 上保证 配制 药剂浓 度 的稳定 ， 以调节 加药泵 运行 频率 控
制药 剂量 。
【 关 键词 】燃气 蒸 汽联合 循环： 余 热锅 炉： 发 电机组 【 中图分类 号 】 Ｔ Ｍ６ １ １ 【 文 献标识 码 】 Ｂ 【 文章编 号 】 １ ０ ０ ６ ６ ７ ６ ４ （ ２ ０ １ ４ ） ０ １ ０ ０ ３ ４ ０ ４
第六章水汽监督及加药系统(1)
三级处理 标准
立即停机 标准
给水K+H电导率在0.4到 0.6μ s/cm
给水K+H电导率大于 0.6μ s/cm
如持续4小时不能恢复正常应紧急 停机
应立即停机
四不原则
1，不合格水不入炉 2、不合格水不点火 3、不合格汽不冲转 4、不合格凝（疏）水不回收
水汽集中取样装置运行
•
•
•
集中取样装置由降温减压架（高温架）和低温 仪表取样分析装置组成。 高温架包括减压阀、冷却器、阀门等整套设施 和部件，采用预冷装置和低温排污方式，并具 有冷却水断流保护功能，可使样水初级冷却降 温至37±1℃。 低温仪表取样分析装置由仪表盘及管路、阀门、 手工取样架和恒温装置组成。能完成样品取样、 测试、报警、信号传送和自动保护（超温、超 压、断流保护）等功能，恒温装置能使样水恒 温在25±2℃。
•
•
•
•
三级处理
处 理 等 级
项
氢电导率 （25℃） S/cm
目
标准值
一级处理
二级处理
0.30～0.40
三级处理
＞0.40
挥发处理 ＜0.20 0.20～0.30 （AVT）
溶解氧 g/L
挥发处理 （AVT）
挥发处理 （AVT）
≤7＞7＞20来自－9.0～ ＜9.0或＞ 9.5 9.5
＜8.0
＜7.5
配制溶液和加入
1、0.1%~0.2%的联胺水溶液。 2、计量泵 3、储存：因挥发、易燃、有毒性。严禁明火、 防护用具、有良好的通风和水源。 化验不可以用嘴吸取。
机组联合启动时的水汽监督
• 1．热力系统和锅炉必须在冲洗至合格时，才允许机 组联合启动（冲转）；未经化学清洗的过热器于机 组联合启动前应用加入氨和联氨的除盐水反冲洗。 • 2．在机组联合启动过程中给水质量（省煤器入口） • 机组联合启动过程中给水质量
一种可实时监控的水汽全自动一体化加药装置
专利名称：一种可实时监控的水汽全自动一体化加药装置专利类型：实用新型专利
发明人：刘经纶,曹建青,刘仪楠,刘竹青,魏明,张小玉,郭忠华,李怡,程森
申请号：CN202122685094.9
申请日：20211104
公开号：CN216191166U
公开日：
20220405
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本实用新型公开了一种可实时监控的水汽全自动一体化加药装置，包括加药箱，所述加药箱的内部滑动连接有浮块，所述浮块的顶部固定连接有连杆一，所述连杆一的中心部设置有滑槽，所述滑槽的内部滑动连接有滑球，所述滑球的左侧轴承连接有支撑杆，所述支撑杆的侧壁上转动连接有支撑座，所述支撑杆的左侧固定连接有回路导电杆，所述支撑座的左侧固定连接有导电块一和导电块二，所述加药箱的左侧管道连接有进水管，所述进水管的内部设置有电磁阀，所述导电块二与电磁阀电连接，所述加药箱的顶部管道连接有加药管，所述加药管的内部设置有计量泵，所述计量泵与导电块一电连接，本实用新型，具有实时监控水位和防堵塞的特点。
申请人：苏州新三可电力设备有限公司
地址：215000 江苏省苏州市工业园区唯文路13号2#厂房
国籍：CN
代理机构：北京天盾知识产权代理有限公司
代理人：宋凌林
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电厂化学水汽监督分析与化学加药安全管理
试验研究清洗世界Cleaning World 第36卷第9期2020年9月文章编号：1671-8909 (2020) 9-0026-002电厂化学水汽监督分析与化学加药安全管理胡佳宁(北京京桥热电有限责任公司，北京100067 )摘要：对于发电厂而言化学监督最重要的就是水汽监督，防止热力设备结垢、腐蚀和积盐，确保水汽品质良好是水汽监督的主要任务。
电厂水汽系统所用药品多为危险化学品，在化学加药过程中不仅关系到机组安全运行，更危及到人身安全，只有保证人员及设备的安全，才能进而提高水汽品质和工作效率。
关键词：水汽监督；炉水加药；安全中图分类号：T M62I.8 文献标识码：A随着火力发电厂水汽参数要求的提高和自动化水平 的加强，为了防止热力管道出现腐蚀和结垢现象，保证 发电机组的安全经济运行，电力企业将水汽参数调节系 统作为不可缺失的一部分。
只有及时对水汽的品质做好 监督检测，并采取及时的加药处理，才能有效提高其化 学品质，有效降低因水汽品质变差所产生的问题。
电厂 水汽系统所用药品多为危险化学品，在化学加药过程中 不仅关系到机组安全运行，更危及到人身安全，所以在 加药过程中既要保证药品能安全、准确加入到计量系统 中，同时更要保证加药过程中人员及设备的安全。
1水汽监督的重要性随着发电技术的进步，发电机的发电效率得到了显 著提升，这对机组内部洁净度的要求更加严格，这些高 效率机组内部允许容纳的污垢容量很小，汽机通气部位 的少量盐垢和锅炉受热面的薄层结构都会明显影响其效 率，同时，机组的某些部件为金属材质，在高温高压及 各种应力作用下有可能使内部介质在恶劣条件下强行运 行，因而出现结构腐蚀等问题，影响设备正常使用，对 电厂的安全生产造成威胁。
因此，进行有效的电厂化学 监督对于保证电力设备的安全稳定运行具有重要作用。
电厂需要高度重视并认真做好化学监督工作，积极 优化自动化学程控系统，引进自动化监测设备，提高蒸 汽品质调整的效率。
关于电厂化学水汽监督与炉水加药处理技术的探讨
关于电厂化学水汽监督与炉水加药处理技术的探讨作者：姜萍萍来源：《科学与财富》2018年第23期摘要：各类现代化电厂的内部发电系统被改进，电能供给工作的效率被提升，同时电能生产活动也变得更为安全。
很多电厂都逐渐尝试应用自动化的电能生产装置，既提升了电力生产活动的稳定化水平，同时也节省了人力与电能生产成本，在此过程中化学监督工作的重要意义被有效突显，水汽监督是现代电厂使用的主要监督手段，通过这种监督方式可确保全面监控电厂，及时发现异常运行问题，本文探讨加药处理技术与水汽监督工作。
关键词：电厂；化学水汽监督；炉水加药处理技术电厂运用的电力设备具有分散化与高危化的特点，如果不开设完备的化学监督活动，电厂生产活动很难顺畅进行。
在电厂范围内开展水汽监督工作时，需要重点监督锅炉以及受热管道，尽早发现结垢与腐蚀问题，确保在一定的周期内，电厂的各类电能生产活动均可以正常进行，在化学监督过程中还需针对炉水问题开展处理工作，本文根据对现代电厂的了解，剖析加药处理锅炉炉水以及水汽监督活动。
1 化学水汽监督工作建议根据对于电厂工作体系的认识与水汽监督工作经验，提供以下几个监督工作建议：1.1 监督水源与各类设备在水汽监督活动中，技术人员首先需要精选水源，并对选用的水源质量进行监督。
在这一项监督活动中，需要确保水源与电力设备的契合性，充分掌握水质变动，当发现水源出现了浓缩倍率大幅提升的情况时，要积极地安排排水以及补水的工作，循环水的浓缩倍率要始终处于科学的标准上，在选用化学药物来处理水源问题时，必须要精选药物种类，加药量也必须适中，通过进行模拟实验可帮助提升加药处理工作的合理性。
1.2 监督凝结水在进行水汽监管活动时，还需对凝结水的情况践行观测，如果凝结水中含有的氧气量过高，设备受热面部位会出现比较严重的腐蚀情况，因此要保证凝结水的含氧量达到标准，不可过高，另外如果受热面存在被腐蚀的问题，该处位置会生成细微的颗粒，这些颗粒会随炉水进入到锅炉中，进而导致锅炉设备的内壁出现沉积结垢的状况，结垢状况过于严重时，受热面部位将会出现爆管的状况，锅炉机组也会随之形成停止运行。
电厂化学汽水监督与炉水加药处理技术的探讨
电厂化学汽水监督与炉水加药处理技术的探讨发布时间：2023-02-02T08:33:00.525Z 来源：《当代电力文化》2022年18期作者：李黎明[导读] 为保障电力设备正常运转的安全和可靠性,还需要进行发电厂化学监测。
李黎明大唐巩义发电有限责任公司摘要：为保障电力设备正常运转的安全和可靠性,还需要进行发电厂化学监测。
通过化学监测可以合理监督汽水厂各项生产技术指标,从而减少热力设备和热力管路中的结垢和锈蚀,从而降低了汽轮机叶片中积盐结垢等处理问题,从而控制较好的机组内各项汽水质量水平。
这项研究成果的重点是通过探索分析电厂内化学汽水监测和锅炉水加剂管理的关键技术,并提供给有关技术人员借鉴。
关键字:工厂化工;汽水处理;炉水加药;处理设备1电厂化学汽水监督1.1电厂设备选型与水质监督随着供电规模的增加发电厂装机容量也会随之增加,为保证电厂平稳运转,应切实维护电力供应的平稳安全。
针对发电厂化学设备,要求技术人员必须全面监测热能设备的汽和水量,并经常开展化学设备保养、修理,以切实防止热力设备由于长时间积盐而发生的锈蚀情况,并能在一定程度上降低结垢现象的出现,从而改善电厂化学软饮料性能。
而现阶段,电厂的化学软饮料设备已开始朝着系统化、规范化的方向发展,应用于锅炉水加剂设备中可显著提高锅炉的使用效能,减少水质造成的故障问题。
1.2凝结水氧含量控制电厂实际工作中,随着凝结水氧浓度进一步升高,受热表面本身就比较易遭受介质冲击,导致锈蚀情况越来越严重,而已经受到侵蚀的受热表面也会相应产生微小颗粒,在锅炉工作时也流入了锅炉里面,促使锅炉内部水冷壁沉积结垢,甚至造成锅炉受热面保管、机组停机等一系列故障。
与此同时,如果汽轮机加热器出现疏水现象,排水阀门、法兰盘等设备不够紧密,将会促使凝结水溶氧问题发生。
在此情形下,为在源头处避免凝聚水溶氧的现象,则必须合理把控凝结水氧浓度,并定期查漏凝汽器的最大真空度系统,在具体使用时可选择传统的火焰方式、烟气方法等,也可使用微正压法,以有效减少凝聚的水溶氧率。
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加氨原理 Ammonia Dosing Principle
氨（NH3）溶于水称为氨水，呈碱性，反应式如下： NH3 + H2O →NH4OH The solution which is produced by ammonia (NH3) dissolving in water is called ammonia water; it has alkaline property; the reaction formula is as follows: NH3 + H2O →NH4OH 给水 PH 过低原因是它含有游离CO2 ，所以加 NH3 就相当 于用氨水的碱性来中和碳酸的酸性。反应式如下： NH4OH + H2CO3 → NH4HCO3 + H2O NH4OH + NH4HCO3 →（NH4）2CO3 + H2O
本期工程的的热力系统及加药点布置流程如下： The arrangement flow of thermodynamic system and chemical dosing points of the engineering in this phase are as follows:
主厂房加药系统图 Chemical Dosing System Diagram of Main Power Building
给水、凝结水、闭冷水加联氨处理系统 Dosing Hydrazine to Feed water and Condensate and Closed Cooling Water Treatment System
给水和凝结水加联氨处理用于除去给水和凝结水系 统中的残留氧，以防止氧腐蚀，3台机设置1套集装 式加联氨装置。装置有2 台联氨溶液箱，5台给水联 氨自动加药泵，加药泵为 3 用 2 备； 5 台凝结水联氨 自动加药泵，加药泵为 3 用 2 备； 2 台闭式冷却水加 联氨泵，1台运行1台备用。
给水加联氨点设在除氧水箱下降管上，加入量为自动 控制，给水加联氨通过给水流量信号控制加药量。凝 结水加联氨点设在凝结水精处理出口，加入量为自动 控制，根据凝结水流量信号控制加药量。闭式冷却水 系统加联氨采用手动加药泵。
The hydrazine dosing point of feed water is set on the downcomer of deaerator water tank; the hydrazine dosage is controlled automatically by feed water flow signal. The hydrazine dosing point of condensate is set at the condensate polishing outlet; the dosage is controlled automatically by the condensate flow signal. Manual chemical dosing pumps are used for hydrazine dosing of closed cooling water system.
水汽监督及化学加药 Water and Steam Supervision and Chemical Dosing
西北发电运行有限责任公司 Shaani Northwest Power Generation Operation Co., Ltd.
水汽监督及加药系统 Water and Steam Supervision and Chemical Dosing System
给水氨加入点设在除氧水箱下降管上，加入量为自动 控制，给水加氨通过给水流量信号控制加药量。凝结 水精处理混床出口母管加氨点的加入量为自动控制， 根据凝结水流量信号控制加药量。
The ammonia dosing point of feed water is set on the downcomer of deaerator water tank; the ammonia dosage is controlled automatically by feed water flow signal. The dosage at ammonia dosing point of main pipe at the outlet of condensate polishing mixed bed is controlled automatically by the condensate flow signal.
给水、凝结水加氨处理系统 Dosing Ammonia to Feed water and Condensate Treatment System
为调节给水、凝结水的pH值，3台机设置1套集装式加 氨装置。装置包括2台溶液箱、5台给水氨计量泵、5台 凝结水氨计量泵。氨计量泵3台运行，2台备用。 To regulate pH of feed water and condensate, 1 set of integrated ammonia dosing equipment is installed for 3 units. The equipment includes 2 solution tanks, 5 ammonia metering pumps for feed water, 5 ammonia metering pumps for condensate; 3 ammonia metering pumps are in operation and 2 pumps are standby.
炉水加磷酸盐处理系统 Dosing Phosphate to Boiler Water Treatment system
为防止锅炉水管系统的结垢，采用向汽包炉水投加磷 酸盐的加药方式，加药量手动调节。3台炉设置1套集 装式加磷酸盐装置，设置有2台溶液箱和5台计量泵，3 台运行，2台备用。
To prevent boiler water pipe system scaling, the chemical dosing mode of dosing phosphate to boiler water in the drum is adopted; the dosage is controlled manually. 1 Set of integrated phosphate equipment is provided for 3 boilers; the equipment has 2 solution tanks and 5 metering pumps (3 for operation and 2 standby).
加联胺原理
Hydrazine Dosing Principle
联胺（N2H4）又名肼，常温时为无色液体，易挥发，易溶 于水。遇水会结合成稳定的水和联胺（ N2H4· H2O ）。空气中 有联胺对呼吸系统及皮肤有侵害作用。空气中联胺蒸汽量最 高不允许超过 1mg/L 。联胺蒸汽量含量达 4.7% ，遇火便发生 爆燃现象。 Hydrazine （N2H4）is a kind of colorless solution which easily volatilizes and dissolves in water at normal temperature. Water and it can combine into N2H4· H2O when they meet. It is harmful to respiratory system and skin if hydrazine exists in air. The hydrazine steam content in air can not exceed 1mg/L at most. When hydrazine steam content gets to 4.7%, explosion will happen if there is fire.
The reason that pH of feed water is low is it has free CO2, so dosing NH3 is equivalent to using the alkaline property of ammonia water to neutralize acid property of carbonic acid. The reaction formula is as follows: NH4OH + H2CO3 → NH4HCO3 + H2O NH4OH + NH4HCO3 →（NH4）2CO3 + H2O 我公司加氨以使给水PH值调节到8～9来防止游离 CO2的腐蚀 The ammonia dosing of our company is to control pH of feed water at 8～9 to prevent CO2 corrosion.
Dosing hydrazine to feed water and condensate is to remove residual oxygen in feed water and condensate system so as to prevent oxygen corrosion; 1 set of integrated hydrazine dosing equipment is provided for 3 units. The equipment has 2 hydrazine solution tanks, 5 automatic hydrazine dosing pumps for feed water (3 for operation and 2 for standby), 5 automatic hydrazine dosing pumps for condensate (3 for operation and 2 for standby) and 2 hydrazine dosing pumps for closed cooling water (1 for operation and 1 for standby).