火力发电厂水汽品质监督 ppt课件
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炉内水汽品质监督讲课
炉内水汽品质监督一、电厂化学监督的任务电厂化学监督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、高低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。
有时为了叙述方便，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、我厂机组部分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，除了一部分随蒸汽带走外，一部分由排污排出，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。
火力发电厂水汽品质监督专题培训课件
（3）溶解氧。为了防止系统发生氧腐蚀，监督除氧器的除氧效果而进行监测。
（4）联氨。给水中加联氨时，应监督给水中的过剩的联氨，以确保除去残余的溶解氧，并消 除因给水泵不严密等异常情况时偶然漏入的氧量。
（5）pH值。为了防止给水系统腐蚀，给水pH值应控制在规定范围内。若给水pH值在9.2以上， 虽对防止钢材的腐蚀有利，但因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以有时给水pH值过 高意味着水汽系统中氨含量较高，有可能会引起铜部件的氨蚀。所以给水最佳pH值应以保证 热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。
（3）电导率。为了能及时发现凝汽器的泄漏，测定凝结水的电导率是最方便的方法。通常当 发现电导率比正常测定测大得多时，就表明凝汽器发生了泄漏。
（4）含钠量。由于钠度计比电导率仪更为灵敏，因此监凝结水含钠量可迅速及时地发现凝汽 器微小的泄漏。当电厂用海水或苦咸水作冷却水或冷却水含盐量较高时，此法尤为适用。
中压缸：二氧化硅和氧化铁；
热力设备的腐蚀
火力发电厂水汽品质监督
一、进行水、汽品质监督的意义 为了防止锅炉及热力系统腐蚀、结垢和积盐，必须
严格按规程做好水、汽监督、检测工作，确保各项指标都 在控制范围内，从而确保热力设备的安全运行。 二、水、汽监督的依据
火力发电厂水、汽监督的指标以及控制范围一般来 说是按照国标或者电力行业标准进行的。国标对蒸汽轮机 的水、汽监督提供一个可靠的、比较宽松的控制范围；电 力行业根据电站锅炉的特点制定一个相对严格的标准，来 确保电站锅炉的安全运行；厂级也可以根据本厂的热化学 试验及运行经验更有针对性的控制标准。
2．给水
为了防止锅炉及给水系统的腐蚀、结垢，并且在锅炉正常排污的情况下，能保证 锅水水质量合格，必须对给水水质进行监督。标准中各项指标的监测意义如下：
（4）联氨。给水中加联氨时，应监督给水中的过剩的联氨，以确保除去残余的溶解氧，并消 除因给水泵不严密等异常情况时偶然漏入的氧量。
（5）pH值。为了防止给水系统腐蚀，给水pH值应控制在规定范围内。若给水pH值在9.2以上， 虽对防止钢材的腐蚀有利，但因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以有时给水pH值过 高意味着水汽系统中氨含量较高，有可能会引起铜部件的氨蚀。所以给水最佳pH值应以保证 热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。
（3）电导率。为了能及时发现凝汽器的泄漏，测定凝结水的电导率是最方便的方法。通常当 发现电导率比正常测定测大得多时，就表明凝汽器发生了泄漏。
（4）含钠量。由于钠度计比电导率仪更为灵敏，因此监凝结水含钠量可迅速及时地发现凝汽 器微小的泄漏。当电厂用海水或苦咸水作冷却水或冷却水含盐量较高时，此法尤为适用。
中压缸：二氧化硅和氧化铁；
热力设备的腐蚀
火力发电厂水汽品质监督
一、进行水、汽品质监督的意义 为了防止锅炉及热力系统腐蚀、结垢和积盐，必须
严格按规程做好水、汽监督、检测工作，确保各项指标都 在控制范围内，从而确保热力设备的安全运行。 二、水、汽监督的依据
火力发电厂水、汽监督的指标以及控制范围一般来 说是按照国标或者电力行业标准进行的。国标对蒸汽轮机 的水、汽监督提供一个可靠的、比较宽松的控制范围；电 力行业根据电站锅炉的特点制定一个相对严格的标准，来 确保电站锅炉的安全运行；厂级也可以根据本厂的热化学 试验及运行经验更有针对性的控制标准。
2．给水
为了防止锅炉及给水系统的腐蚀、结垢，并且在锅炉正常排污的情况下，能保证 锅水水质量合格，必须对给水水质进行监督。标准中各项指标的监测意义如下：
火电厂用水处理培训课件
碱度是指水中能接受H+，与强酸进行中和反应的物质
的总量。 全碱度(甲基橙碱度)、酚酞碱度 HCO3-的关系
水样酚酞碱度（P）、甲基橙碱度（M）与OH-、CO32-、
各离子的量
a 与 b的 关系 b =0 水中存在 的离子 只有OHOHac· 1000/V 1/2CO320 HCO30
a=b
a=0 a＞ b a＜ b
第一节 火电厂用水 第二节 天然水中的杂质及特征
第三节 电厂用水的水质指标
第四节 火电厂用水的水源及水质特点 第五节 水质全分析结果的校核
第一节 火电厂用水
一、水在火电厂中的作用
1．传递能量
2．冷却
补给水
凝汽式发电厂水汽循环系统
直接空冷机组原则性汽水系统 1-锅炉；2-过热器；3-汽轮机；4-空冷凝汽器；5-凝结水泵； 6-凝结水精处理；7-低压加热器；8-除氧器；9-给水泵；10-高 压加热器；11-空冷风机；12-凝结水箱；13-发电机
二、火电厂生产用水的分类
1．生水 2．补给水 3．汽轮机凝结水 4．疏水 5．返回凝结水
6．给水
7．锅炉水
8．冷却水
三、水处理工作的重要性
1.汽水品质不符合规定，可能引起危害：
热力设备的结垢 热力设备的腐蚀 过热器和汽轮机内积盐
2.火电厂的水处理工作者，应主持或参与的
工作主要有：
(1) 用混凝、澄清、过滤、预脱盐(电渗析、反渗透)及离子交换 等方法制备质量合格、数量足够的补给水，并通过调整试验 不断降低水处理的成本。 (2) 对直流锅炉机组、空冷凝汽器的机组或亚临界压力及以上汽
进行测定，测得无机碳，两者之差即为总有机碳。
8、活性硅和非活性硅 活性硅是指在水中以离子态或者单分子态存在的硅 酸化合物。在硅的测定中，这部分硅酸能与钼酸铵 起反应而显色，故又称为溶解硅。 水中以多分子态存在的硅酸化合物具有胶体的某些 性质，所以称为胶体硅。胶体硅不能与钼酸铵起反 应，又称为非活性硅。如果向水中加氢氟酸溶液， 胶体硅可以转化为单分子活性硅，能够与钼酸铵起 显色反应。 先向水样中加入氢氟酸，将胶体硅转化为活性硅， 然后再加钼酸铵等药剂进行反应，2+、Mg2+、Na+、K+等 阴离子：HCO3-、SO42-、Cl-、NO3-等
电厂化学(水处理及汽、水、油品质监督)演示幻灯片
2 21.04.2020
第一章：水的化学除盐
第一节：天然水中的杂质
3 21.04.2020
一：天然水中的主要杂质
4 21.04.2020
二、天然水的水质指标：
1、含盐量和溶解固体物
含盐量是指水中溶解盐类的总和 溶解固体物除全部阴阳离子外还包括非离子态的二氧化硅、铁铝氧化物、和有机
物的含量 2·硬度
。
15 21.04.2020
四、离子交换树脂除盐的原理
离子交换反应： 离子交换反应是一种可逆反应：
阳床：
RH ＋ N＋ a RN ＋ a H ＋ 2R＋ NC a2 a ＋ R2C＋ a2N＋ a
阴床：
RO＋ H HS－ 3iO RH3 SiO OH RH3 SiC Ol RC H l S－ 3iO
12 21.04.2020
离子交换树脂结构示意图：
13 21.04.2020
二、离子交换树脂的命名：
公司所用的离子交换树脂有两种型号： 阳树脂：001×7 阴树脂：201×7 型号的意义：
第一个数字：代表活性基团，0表示强酸性，2表示强碱性 第二个数字：骨架代号，0表示苯乙烯系高分子聚合物 第三个数字：顺序号 第四个字母：交联度，即交联剂的含量（％）
交换树脂的虚字那顺序是： 强酸性阳离子交换树脂：
Fe3+>Al3+>Ca2+>Mg2+>K+>Na+>H+ 强碱性阴离子交换树脂：
S4 2 － O N 3 － O C O l H F H3 C H O 3 SiO 我们选择阳床控制出水的Na+ 浓度，阴床控制SiO2浓度，来判断阴阳床是否失效
重碳酸根的含量。
第一章：水的化学除盐
第一节：天然水中的杂质
3 21.04.2020
一：天然水中的主要杂质
4 21.04.2020
二、天然水的水质指标：
1、含盐量和溶解固体物
含盐量是指水中溶解盐类的总和 溶解固体物除全部阴阳离子外还包括非离子态的二氧化硅、铁铝氧化物、和有机
物的含量 2·硬度
。
15 21.04.2020
四、离子交换树脂除盐的原理
离子交换反应： 离子交换反应是一种可逆反应：
阳床：
RH ＋ N＋ a RN ＋ a H ＋ 2R＋ NC a2 a ＋ R2C＋ a2N＋ a
阴床：
RO＋ H HS－ 3iO RH3 SiO OH RH3 SiC Ol RC H l S－ 3iO
12 21.04.2020
离子交换树脂结构示意图：
13 21.04.2020
二、离子交换树脂的命名：
公司所用的离子交换树脂有两种型号： 阳树脂：001×7 阴树脂：201×7 型号的意义：
第一个数字：代表活性基团，0表示强酸性，2表示强碱性 第二个数字：骨架代号，0表示苯乙烯系高分子聚合物 第三个数字：顺序号 第四个字母：交联度，即交联剂的含量（％）
交换树脂的虚字那顺序是： 强酸性阳离子交换树脂：
Fe3+>Al3+>Ca2+>Mg2+>K+>Na+>H+ 强碱性阴离子交换树脂：
S4 2 － O N 3 － O C O l H F H3 C H O 3 SiO 我们选择阳床控制出水的Na+ 浓度，阴床控制SiO2浓度，来判断阴阳床是否失效
重碳酸根的含量。
火电厂汽水品质监督讲义
一 AVT（R）方式水质指标及意义
铁、铜
➢ 铁、铜含量是衡量给水系统腐蚀的指标，是其他水 质指标综合反映的结果。 ➢ 对铁、铜含量进行限制的另一个原因是防止腐蚀产 物随给水进入锅炉后形成二次水垢。 ➢ 一般铁的指标定在15～20g/L。铜表面生成Cu2O氧 化膜，其膜较致密，溶解性相对较小，一般不超过 3g/L。
一 AVT（R）方式水质指标及意义
硬度 规定硬度指标的主要目的是监控凝汽器是否
泄漏，在正常情况下给水中的硬度应为零。 硬度检测限较低，凝汽器疑似泄露时，应同
时参考凝结水氢电导率和钠含量。
一 AVT（R）方式水质指标及意义
油 规定含油指标的主要目的是监控生产返回水
是否受到污染，在正常情况下给水的含油量应 为零。
一 AVT（R）方式水质指标及意义
二氧化硅
➢ 给水中二氧化硅的指标，主要与蒸汽的二氧化硅的 要求相适应，通常要求与蒸汽的标准相当。
二 AVT（O）方式水质指标及意义
氢电导率：同AVT(R)。 溶解氧：规定值比AVT(R)高，其目的是提高水的ORP，使水 处于弱氧化性。世界各国的规定值最高为25g/L，最低为 7g/L，但大多数国家规定为10g/L。 铁：采用AVT(O)时，铁表面生成Fe3O4和Fe2O3混合氧化膜, 所以水中的含铁量也相对较低，一般不大于10g/L。 铜：铜合金的表面主要生成Cu2O氧化膜，其膜较致密，溶 解性相对较小，一般不超过3g/L。 钠、硬度、油：同AVT(R)。
一 AVT（R）方式水质指标及意义
钠
➢ 给水中的含钠量只对直流锅炉作了规定，因为给水 经过直流锅炉后水中的钠几乎全部进入蒸汽，含钠量 如果过高，过热器和汽轮机可能会发生钠盐的沉积。 ➢ 由于给水进入汽包锅炉后其钠盐进入炉水中，而炉 水中往往加入一定量（mg/L级）的磷酸三钠或氢氧化 钠，即使炉水采用全挥发处理，给水中的钠会在炉水 和蒸汽之间进行二次分配，进入蒸汽的钠也非常少。
电厂汽水检测与监督
有较大影响，因此含硅量也是蒸汽品质指标之一；
炉水 为预防锅炉锅内结垢、腐蚀和产生的蒸汽品质不良等问题，需要对锅
炉水水质进行日常检测与监督，主要检测项目包括： 磷酸根：为防止钙垢，锅炉水中应维持有一定量的磷酸根，主要目的
在于与钙镁离子生成水渣除掉硬度； PH值：锅炉水中磷酸根与钙离子的反应，只有在PH值足够高的条件
GB 19106-2016
13 反渗透阻垢剂
PH(1%水溶液)(25℃)、磷酸盐(以 PO43-计)(%)、固体含量(%)、密 -
度(25℃)(G/CM3)
14 反渗透还原剂 15 磷酸三钠
主含量(以 SO2)质量分数、水不溶物质量分数、PH(50g/l 水溶液) 磷酸三钠含量%、不溶物含量%、氯化物%、铁含量%
10 离子膜碱
浓度、Fe、NaCl、碳酸钠、三氧化二铁
GB/T 11199
11 次氯酸钠
有效氯(以 Cl 计)、游离碱(以 NaOH 计)、铁(以 Fe 计)、重金属(以 GB 19106-2016
Pb 计)、砷(以 As 计)
12 聚合氯化铝
盐基度、密度(20℃)、氧化铝含量、水不溶物含量、PH 值(1%水溶 液)、砷含量、铅含量、铬含量、汞含量、镉含量
联氨：给水中加联氨时，应监督给水中的过剩联氨以确保完全消除热力除 氧后残留的溶解氧，并消除因发生给水泵不严密等异常情况时偶然漏入给 水中的氧；
PH值：为防止给水系统腐蚀，给水PH值应控制在8.5～9.2范围内。给水最 佳PH值的数值应通过加氨处理的调整试验决定，以保证热力系统、铜腐蚀 产物最少为原则。最佳PH时给水含氨量通常在1-2毫克/升以下；
分析项目
检测标准
Ca2+、Mg2+、全 Fe、R2O3、NH4、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-、NO3-、 GB/T 6904, HJ 535, US EPA 6010C, GB/T
炉水 为预防锅炉锅内结垢、腐蚀和产生的蒸汽品质不良等问题，需要对锅
炉水水质进行日常检测与监督，主要检测项目包括： 磷酸根：为防止钙垢，锅炉水中应维持有一定量的磷酸根，主要目的
在于与钙镁离子生成水渣除掉硬度； PH值：锅炉水中磷酸根与钙离子的反应，只有在PH值足够高的条件
GB 19106-2016
13 反渗透阻垢剂
PH(1%水溶液)(25℃)、磷酸盐(以 PO43-计)(%)、固体含量(%)、密 -
度(25℃)(G/CM3)
14 反渗透还原剂 15 磷酸三钠
主含量(以 SO2)质量分数、水不溶物质量分数、PH(50g/l 水溶液) 磷酸三钠含量%、不溶物含量%、氯化物%、铁含量%
10 离子膜碱
浓度、Fe、NaCl、碳酸钠、三氧化二铁
GB/T 11199
11 次氯酸钠
有效氯(以 Cl 计)、游离碱(以 NaOH 计)、铁(以 Fe 计)、重金属(以 GB 19106-2016
Pb 计)、砷(以 As 计)
12 聚合氯化铝
盐基度、密度(20℃)、氧化铝含量、水不溶物含量、PH 值(1%水溶 液)、砷含量、铅含量、铬含量、汞含量、镉含量
联氨：给水中加联氨时，应监督给水中的过剩联氨以确保完全消除热力除 氧后残留的溶解氧，并消除因发生给水泵不严密等异常情况时偶然漏入给 水中的氧；
PH值：为防止给水系统腐蚀，给水PH值应控制在8.5～9.2范围内。给水最 佳PH值的数值应通过加氨处理的调整试验决定，以保证热力系统、铜腐蚀 产物最少为原则。最佳PH时给水含氨量通常在1-2毫克/升以下；
分析项目
检测标准
Ca2+、Mg2+、全 Fe、R2O3、NH4、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-、NO3-、 GB/T 6904, HJ 535, US EPA 6010C, GB/T
火力发电厂水汽品质监督
（4）减少锅炉的寿命；水冷壁结垢而引起高温蠕变， 发生胀粗或减薄现象或因结垢酸洗减薄而影响使用寿命；
3
（5）影响水、汽. 循环；腐蚀产物脱落还可能堵塞炉管，破坏
正常的水汽循环。
蒸汽系统积盐
三、蒸汽系统积盐
原因：由于蒸对盐类存在溶解携带和机械携带的现 象，所以蒸汽中或多或少的会有一定的盐类带入。如果蒸 汽含盐量比较大，这部分盐类由于蒸汽参数的变化，会沉 积在过再热器管壁上形成积盐。
③为了抑制锅水中硅酸盐的水解，减少硅酸在蒸汽中的溶解携带量。 但是，锅水中的pH值也不能太高，以免锅水中游离氢氧化钠引起碱性腐蚀。
（2）总含盐量、二氧化硅、电导率。限制锅水中这些指标的含量，是为了保证蒸汽汽质 合格。锅水中这些指标的最大允许含量不仅与锅炉汽水品质的参数、汽包内部装置的结构 有关，而且还与运行工况有关。标准中对于出口压力小于5.9MPa的汽包锅炉未作统一的 规定，必要时应通过锅炉热化学试验来确定。另外，测定锅水含硅量，还可测算锅炉的排 污率，并了解锅水中含硅量对蒸汽含硅量的影响。
防止：防止蒸汽系统积盐的有效办法有以下几点；
（1）提高给水品质；
（2）使锅炉处于最佳运行工况，减少杂质的机械携 带；
（3）适当的锅炉排污；
（4）根据锅炉运行特性和给水水质选用合理的炉水
4 处理方式。
.
汽轮机系统的积盐
四、汽轮机系统的积盐
由于过、再热蒸汽中或多或少的带有一部分盐类， 随着蒸汽参数降低，蒸汽中携带的盐类超出了它在蒸汽中 的溶解度，就会沉积在汽轮的不同部位沉积下来，一般会 沉积在流速比较低的部位，例如叶片的背面。这些溶解物 随时都有沉积下来的可能，并有一定的规律性。
六、减温水质量：
锅炉采用混合式减温时，其减温水质量，应保证减温后蒸汽中的钠，SiO2和 金属氧化物的含量符合蒸汽质量标准表中的规定。
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汽水监督的主要指标
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五、汽水监督的主要指标 由于汽水监督的样品最终都要冷却到液态，所以汽水监督的指标主要 是水质指标。监督的水质指标主要有以下几种： 硬度（YD，H） 溶解氧（O2） pH 钠（Na） 电导（DD，SC，CC等） 硅（SiO2） 铁（Fe） 磷酸根（PO43-) 联氨（N2H4） 铜（Cu) 这些指标并不是说每个水样都要监督以上所有的项目，而是 根据需要进行监督。下边就针对各个点监督的指标以及控制范围进行 说明。
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火力发电厂水汽品质监督
一、进行水、汽品质监督的意义 为了防止锅炉及热力系统腐蚀、结垢和积盐，必须严格按规程做好 水、汽监督、检测工作，确保各项指标都在控制范围内，从而确保热力设备 的安全运行。 二、水、汽监督的依据 火力发电厂水、汽监督的指标以及控制范围一般来说是按照国标或 者电力行业标准进行的。国标对蒸汽轮机的水、汽监督提供一个可靠的、比 较宽松的控制范围；电力行业根据电站锅炉的特点制定一个相对严格的标准， 来确保电站锅炉的安全运行；厂级也可以根据本厂的热化学试验及运行经验 更有针对性的控制标准。 目前流行的几个标准分别是： GB/T 12145—2008（1999）《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质 量》 DL/T 246-2006《化学监督导则》 DL/T 805-2004《火力发电厂汽水导则》 以上是国标及电标，集团公司或各发电厂会根据国标和电标制定更为严格的 执行标准，来确保热力设备的安全运行。
的水汽循环。
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蒸汽系统积盐
三、蒸汽系统积盐 原因：由于蒸对盐类存在溶解携带和机械携带的现 象，所以蒸汽中或多或少的会有一定的盐类带入。如果蒸 汽含盐量比较大，这部分盐类由于蒸汽参数的变化，会沉 积在过再热器管壁上形成积盐。 防止：防止蒸汽系统积盐的有效办法有以下几点； （1）提高给水品质； （2）使锅炉处于最佳运行工况，减少杂质的机械携 带； （3）适当的锅炉排污； （4）根据锅炉运行特性和给水水质选用合理的炉水 处理方式。
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水、汽控制指标及意义
1. 蒸汽 （1）为了防止蒸汽通流部分，特别是汽轮机内积盐，必须对锅炉蒸汽汽质进行监督。饱和 蒸汽和过热蒸汽应同时监督的原因是：
① 便于检查蒸汽汽质劣化的原因。例如，饱和蒸汽汽质较好，而过热蒸汽汽质不良，表明 蒸汽在减温器内被污染。
② 可以判断饱和蒸汽中的盐类在过热器内的沉积量。 （2）由于钠盐和硅酸往往是蒸汽携带的主要杂质，所以对钠和硅含量的监测是监督蒸汽品 质的主要指标。 （3）电导率的测定，操作简便、灵敏度高，因此高压以上的锅炉为了及时掌握蒸汽中的含 盐量，常将蒸汽经冷凝后通过氢离子交换柱，连续测定其电导率的大小，从而反映出蒸汽含 盐量的状况。采用氢离子交换后的电导率而不采用总电导率，是为了避免蒸汽中氨的干扰 （对凝结水电导率测定也是如此）。
（5）pH值。为了防止给水系统腐蚀，给水pH值应控制在规定范围内。若给水pH值在9.2以上， 虽对防止钢材的腐蚀有利，但因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以有时给水pH值过 高意味着水汽系统中氨含量较高，有可能会引起铜部件的氨蚀。所以给水最佳pH值应以保证 热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。
物叫做水渣。水垢和水渣是相对的，不是绝对的，水渣可以转化 为水垢。水渣浮在汽包汽、水分界面上，或沉积在锅炉下联箱底
部，通常可以通过连排或定排排出锅炉。当锅炉排污不及时或者
排污力度不够时，有些水渣就会着炉水的循环，附着在受热面上 形成二次水垢。
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热力设备的结垢
二、水垢和水污对锅炉的危害 （1）影响热传导，导致受热面管壁过热，严重时导到爆 管事故；垢的导热能力只有钢铁的几百分之一到几十分之一； （2）引起垢下腐蚀；由于传热性很差，垢下的管壁温度 升高，渗透到垢下的炉水发生浓缩，这些浓缩液往往具有很强的 腐蚀性，导到腐蚀甚至爆管； （3）增加煤耗，影响机组效率；结垢后管壁温度升高， 造成排烟温度上升，增加了排烟损失； （4）减少锅炉的寿命；水冷壁结垢而引起高温蠕变，发 生胀粗或减薄现象或因结垢酸洗减薄而影响使用寿命； （5）影响水、汽循环；腐蚀产物脱落还可能堵塞炉管系统的积盐
四、汽轮机系统的积盐 由于过、再热蒸汽中或多或少的带有一部分盐类，随着蒸汽参 数降低，蒸汽中携带的盐类超出了它在蒸汽中的溶解度，就会沉积在汽 轮的不同部位沉积下来，一般会沉积在流速比较低的部位，例如叶片的 背面。这些溶解物随时都有沉积下来的可能，并有一定的规律性。 一般来说，高压缸：氧化铁、氧化铜和磷酸三钠； 中压缸：二氧化硅和氧化铁； 低压缸：二氧化硅和氧化铁，以及其他还未沉积的杂 质。 积盐的防止： 从根本上来说，提高给水品质；当然，采用不同的炉水处理方 式对积盐也有不同程度的影响，所以采用合理的处理方法，能减少汽轮 机积盐的可能性，例如现在比较流行的LPT（低磷酸盐处理）。
发电厂水汽品质监督
2019年2月6日星期三
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热力设备的结垢
一、水垢与水渣 水中的杂质进入锅炉后，在高温、高压和蒸发、浓缩作 用下，部分杂质会从炉水中析出固体物质并附着在受热面上，这 种现象称为结垢。这些在热力设备受热面水侧金属表面上生成的
固态附着物称之为水垢。其他不受热面上附着的松软的杂质聚积
2．给水
为了防止锅炉及给水系统的腐蚀、结垢，并且在锅炉正常排污的情况下，能保证 锅水水质量合格，必须对给水水质进行监督。标准中各项指标的监测意义如下：
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（1）硬度。为防止锅炉及给水系统的结垢，避免锅水中产生过多的水渣，须严格控制给水硬 度。 （2）油。由于给水中若含有油质，将有可能造成炉管内和过热器内生成导热系数极少的附着 物，危及锅炉安全运行；同时油质还易使锅水形成泡沫，劣化蒸汽品质，因此，须对给水中油 质进行监督 （3）溶解氧。为了防止系统发生氧腐蚀，监督除氧器的除氧效果而进行监测。 （4）联氨。给水中加联氨时，应监督给水中的过剩的联氨，以确保除去残余的溶解氧，并消 除因给水泵不严密等异常情况时偶然漏入的氧量。
汽水监督的主要指标
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五、汽水监督的主要指标 由于汽水监督的样品最终都要冷却到液态，所以汽水监督的指标主要 是水质指标。监督的水质指标主要有以下几种： 硬度（YD，H） 溶解氧（O2） pH 钠（Na） 电导（DD，SC，CC等） 硅（SiO2） 铁（Fe） 磷酸根（PO43-) 联氨（N2H4） 铜（Cu) 这些指标并不是说每个水样都要监督以上所有的项目，而是 根据需要进行监督。下边就针对各个点监督的指标以及控制范围进行 说明。
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火力发电厂水汽品质监督
一、进行水、汽品质监督的意义 为了防止锅炉及热力系统腐蚀、结垢和积盐，必须严格按规程做好 水、汽监督、检测工作，确保各项指标都在控制范围内，从而确保热力设备 的安全运行。 二、水、汽监督的依据 火力发电厂水、汽监督的指标以及控制范围一般来说是按照国标或 者电力行业标准进行的。国标对蒸汽轮机的水、汽监督提供一个可靠的、比 较宽松的控制范围；电力行业根据电站锅炉的特点制定一个相对严格的标准， 来确保电站锅炉的安全运行；厂级也可以根据本厂的热化学试验及运行经验 更有针对性的控制标准。 目前流行的几个标准分别是： GB/T 12145—2008（1999）《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质 量》 DL/T 246-2006《化学监督导则》 DL/T 805-2004《火力发电厂汽水导则》 以上是国标及电标，集团公司或各发电厂会根据国标和电标制定更为严格的 执行标准，来确保热力设备的安全运行。
的水汽循环。
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蒸汽系统积盐
三、蒸汽系统积盐 原因：由于蒸对盐类存在溶解携带和机械携带的现 象，所以蒸汽中或多或少的会有一定的盐类带入。如果蒸 汽含盐量比较大，这部分盐类由于蒸汽参数的变化，会沉 积在过再热器管壁上形成积盐。 防止：防止蒸汽系统积盐的有效办法有以下几点； （1）提高给水品质； （2）使锅炉处于最佳运行工况，减少杂质的机械携 带； （3）适当的锅炉排污； （4）根据锅炉运行特性和给水水质选用合理的炉水 处理方式。
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水、汽控制指标及意义
1. 蒸汽 （1）为了防止蒸汽通流部分，特别是汽轮机内积盐，必须对锅炉蒸汽汽质进行监督。饱和 蒸汽和过热蒸汽应同时监督的原因是：
① 便于检查蒸汽汽质劣化的原因。例如，饱和蒸汽汽质较好，而过热蒸汽汽质不良，表明 蒸汽在减温器内被污染。
② 可以判断饱和蒸汽中的盐类在过热器内的沉积量。 （2）由于钠盐和硅酸往往是蒸汽携带的主要杂质，所以对钠和硅含量的监测是监督蒸汽品 质的主要指标。 （3）电导率的测定，操作简便、灵敏度高，因此高压以上的锅炉为了及时掌握蒸汽中的含 盐量，常将蒸汽经冷凝后通过氢离子交换柱，连续测定其电导率的大小，从而反映出蒸汽含 盐量的状况。采用氢离子交换后的电导率而不采用总电导率，是为了避免蒸汽中氨的干扰 （对凝结水电导率测定也是如此）。
（5）pH值。为了防止给水系统腐蚀，给水pH值应控制在规定范围内。若给水pH值在9.2以上， 虽对防止钢材的腐蚀有利，但因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以有时给水pH值过 高意味着水汽系统中氨含量较高，有可能会引起铜部件的氨蚀。所以给水最佳pH值应以保证 热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。
物叫做水渣。水垢和水渣是相对的，不是绝对的，水渣可以转化 为水垢。水渣浮在汽包汽、水分界面上，或沉积在锅炉下联箱底
部，通常可以通过连排或定排排出锅炉。当锅炉排污不及时或者
排污力度不够时，有些水渣就会着炉水的循环，附着在受热面上 形成二次水垢。
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热力设备的结垢
二、水垢和水污对锅炉的危害 （1）影响热传导，导致受热面管壁过热，严重时导到爆 管事故；垢的导热能力只有钢铁的几百分之一到几十分之一； （2）引起垢下腐蚀；由于传热性很差，垢下的管壁温度 升高，渗透到垢下的炉水发生浓缩，这些浓缩液往往具有很强的 腐蚀性，导到腐蚀甚至爆管； （3）增加煤耗，影响机组效率；结垢后管壁温度升高， 造成排烟温度上升，增加了排烟损失； （4）减少锅炉的寿命；水冷壁结垢而引起高温蠕变，发 生胀粗或减薄现象或因结垢酸洗减薄而影响使用寿命； （5）影响水、汽循环；腐蚀产物脱落还可能堵塞炉管系统的积盐
四、汽轮机系统的积盐 由于过、再热蒸汽中或多或少的带有一部分盐类，随着蒸汽参 数降低，蒸汽中携带的盐类超出了它在蒸汽中的溶解度，就会沉积在汽 轮的不同部位沉积下来，一般会沉积在流速比较低的部位，例如叶片的 背面。这些溶解物随时都有沉积下来的可能，并有一定的规律性。 一般来说，高压缸：氧化铁、氧化铜和磷酸三钠； 中压缸：二氧化硅和氧化铁； 低压缸：二氧化硅和氧化铁，以及其他还未沉积的杂 质。 积盐的防止： 从根本上来说，提高给水品质；当然，采用不同的炉水处理方 式对积盐也有不同程度的影响，所以采用合理的处理方法，能减少汽轮 机积盐的可能性，例如现在比较流行的LPT（低磷酸盐处理）。
发电厂水汽品质监督
2019年2月6日星期三
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热力设备的结垢
一、水垢与水渣 水中的杂质进入锅炉后，在高温、高压和蒸发、浓缩作 用下，部分杂质会从炉水中析出固体物质并附着在受热面上，这 种现象称为结垢。这些在热力设备受热面水侧金属表面上生成的
固态附着物称之为水垢。其他不受热面上附着的松软的杂质聚积
2．给水
为了防止锅炉及给水系统的腐蚀、结垢，并且在锅炉正常排污的情况下，能保证 锅水水质量合格，必须对给水水质进行监督。标准中各项指标的监测意义如下：
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（1）硬度。为防止锅炉及给水系统的结垢，避免锅水中产生过多的水渣，须严格控制给水硬 度。 （2）油。由于给水中若含有油质，将有可能造成炉管内和过热器内生成导热系数极少的附着 物，危及锅炉安全运行；同时油质还易使锅水形成泡沫，劣化蒸汽品质，因此，须对给水中油 质进行监督 （3）溶解氧。为了防止系统发生氧腐蚀，监督除氧器的除氧效果而进行监测。 （4）联氨。给水中加联氨时，应监督给水中的过剩的联氨，以确保除去残余的溶解氧，并消 除因给水泵不严密等异常情况时偶然漏入的氧量。