电厂化学运行监督

前言
火力发电厂是典型的以水为工作介质的工业企业，水既是热力系统的 工作介质，也是某些热力设备的冷却介质。当火力发电厂在运行时，几乎 所有的热力设备中都有水或汽在流动，所以水质的优劣，是影响发电厂安 全经济运行的重要因素。水处理工作者的任务，便是改善水质或采取其他 措施，以消除由于水质而引起的危害。
（1）内冷水系统事故及故障的特征
线棒过热 绝缘层炭化流胶 绝缘层呈粉状 线棒熔化或空芯铜导线开裂
（2）内பைடு நூலகம்水事故与故障与水质的关系
由于发电机定子绕组内冷水的堵塞、泄漏、水源中断
等造成定子线圈烧毁、强迫停机事故占发电机事故总数
的20％以上，因此，保持保证内冷水回路畅通和运行中 严格控制内冷水水质是反事故的重要措施。
（2）循环冷却水的常规防垢处理 加酸降低 补充水碱度
降低补充水碱度防垢
石灰沉淀除去 补充水碳酸盐
循环冷却水 软化防垢
炉烟处理（烟气 中二氧化碳）
加水质稳定处理防垢
聚磷酸盐 稳定防垢处理
膦酸盐与聚羧 酸盐防垢处理
磁化处理（物理方法） 电场防垢：离子棒防垢装置、ECO－GEM电气石防垢技术
（3）循环冷却水系统污垢的防止与清除
• 目前国内外采用的水质调节防腐技术主要有MBT法、BTA法、
PH调控法、氧量调节法及组合法。 1）MBT缓蚀剂法
•
•
※ 缺点：
MBT在低温纯水中的溶解度很低，溶解时需加NaOH和加温，机 组运行过程补加MBT，使得内冷水电导率发生较大变化，当内冷 水PH受空气中CO2影响而降低时，会产生MBT析出；此外MBT有难 闻的异味和一定的毒性，且缓蚀效率不如 BTA高，目前应用较少。
• NaOH法：
• 向内冷水中加NaOH提高PH，将内冷水由微酸性调节成微碱性，在有溶 解氧存在的条件下，也能起到控制铜导线腐蚀的作用。
4）小混床处理法
当前我国200MW及以上发电机内冷水系统均在内冷水旁路上配备了 一台小型离子交换器，小混床处理方式就是引入一小部分内冷水（一般 为1~8t/ｈ）流经小混床，该部分水经过混床净化处理后流回水箱达到调 节水质的目的。 存在问题：
炉水监测指标
• （2）总含盐量、二氧化硅、电导率。限制炉水中这些指标的含量，是为 了保证蒸汽品质合格。 • （3）磷酸根。锅炉水中应维持有一定量的磷酸根，以防止受热面结生钙 垢。磷酸根太少不利防垢，而过多则会产生易溶盐“隐藏”现象，故应 将磷酸根控制在合适的范围内。 • ※如果不存在凝汽器泄漏或给水污染，任何参数的锅炉均可以采取低磷 控制，或维持炉水磷酸根标准的下限值。 • （4）氯离子。锅水的氯离子超标时，可能会破坏水冷壁管的保护膜并引 起腐蚀（在炉管热负荷高的情况下，更易发生这种现象）。此外，如炉 水氯离子含量较高，会使蒸汽携带CI－进入汽轮机内，有可能引起汽轮 机内高级合金钢的应力腐蚀损坏。
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工业循环冷却水处理
在电厂工业用水中，循环冷却水的用量可占总用水量的3/4。 电厂要节水，所采取的主要措施就是提高循环水的浓缩倍率。 循环水的补充水是天然未经处理的水，有的电厂将工业污水、 生活污水处理后补入水塔，这种水与炉内水相比，水质指标要差 得多，必然会产生对整个循环水系统的结垢、腐蚀、污塞，尤其 是凝汽器，因此化学专业人员的任务就是通过采取一定的手段 （物理方法或化学方法）来减缓对设备的结垢和腐蚀。
2）BTA缓蚀剂法
苯并三氮唑（Benzotriazole BTA）缓蚀剂法在发电机内冷水系统中 的应用，相对而言是一种比较普遍的方法，在很多电厂得到应用。应 用中有单纯BTA法、BTA+EA法、BTA+NaOH法、BTA+NH3法和BTA复合缓 蚀剂法。
缺点：
BTA一般是通过人工从内冷水箱的排空阀加入，易造成局部 浓度和电导率过高，需很长时间才能混合均匀；在酸性或中性水中 溶解度很低，主要以分子形态存在，其在水中的浓度，不好检测， 不能实现对其浓度自动调节；离子交换树脂对BTA有吸附作用，因 此不能使用小混床来降低电导率，只能通过排污或换水方法降低内 冷水的电导率。
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火力发电厂的各种用水和用汽
（1）锅炉给水 （2）凝结水 （3）除氧水 （4）锅炉水 （5）锅炉补充水
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火力发电厂的各种用水和用汽
(6)精处理凝结水 (7)疏放水及回水 (8)发电机内冷水 (9)循环冷却水 (10)软化水 (11)废水 (12)冲灰渣水 (13)饱和蒸汽 (14)过热蒸汽 (15)再热蒸汽 (16)汽轮机的各级抽汽
•
混床出水PH低使内冷水呈弱酸性，使铜导线发生腐蚀。但在小混床中 填加内冷水专用树脂或内冷水树脂碱化处理，使混床出水PH达到标准要 求，使出水PH在7以上，可以避免腐蚀。目前很多树脂厂家都可以生产这 种树脂。
• 课件链接\内冷水lun\发电机内冷水混床处理的研究与应用.pdf
5）氧量调节法——除氧法与氧化法
1）热力设备结垢
水垢和水渣对锅炉的危害 （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；
（1）冷却水系统中污垢的形成与常规防垢方法 ※ 控制住碳酸钙结垢是循环冷却水防垢处理的关键。
循环水的极限碳酸盐硬度是循环水系统结垢的重要指标，使循环水的 碳酸盐硬度低于此极限值就能达到基本不结垢；长期达到极限值，甚至 超过此值，必然会结垢。
※用极限碳酸盐硬度来判定结垢倾向
循环冷却水的极限碳酸盐硬度是在该系统、该水质、该运转状况及该 水处理条件下的碱性硬度的极限值。通过试验确定后，规定该值的90%95%为水质控制标准。
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炉内水处理
炉内水主要关注的是给水、炉水和凝结水的品质。进行水质处理， 是为了使上述水质合乎规范，在正常运转中不因腐蚀引起设备故障。
（1）锅炉给水 对给水主要控制溶解氧与PH合格，并使水的电导率尽量低。主要监测 指标如下： 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
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汽水品质不合格的危害（主要针对炉内水质）
1）热力设备结垢
2）热力设备腐蚀 3）过热器和汽轮机的积盐
1）热力设备结垢
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。
循环冷却水在冷却塔中喷洒降温时，和进入水塔的空气接触，可将空 气中的悬浮颗粒物、细菌微生物淋洗下来，浓缩倍率越高，洗涤捕集量 越大，循环水系统的污塞越严重。除了结水垢、换热设备及管道腐蚀等 问题难于解决外，微生物黏泥污垢的污塞腐蚀问题也很突出。
用杀生剂防治循环水系统污垢：
氯化处理（氯气、次氯酸钠、二氧化氯、漂白粉、氯腚等）、非氧化 杀菌剂（季铵盐、异噻唑啉酮、铜盐等） 旁流过滤与胶球连续清洗污垢黏泥 黏泥剥离与机械除垢 化学清洗
内冷水中的溶解氧是铜导线发生腐蚀的两个根
本原因之一。水中溶解氧对铜导线的腐蚀起到正
反两个方面的作用。一般情况下，由于水中溶解氧的存在，
铜导线发生氧化反应而被腐蚀；但是，在一定条件下，溶解氧与铜发 生反应生产的氧化物在铜的表面形成一层保护膜，能有效阻止铜的进 一步腐蚀。因此除去水中溶解氧可以防止铜的腐蚀；控制一定的条件 下氧化法也能防止铜的腐蚀。
(3)内冷水水质问题研究
内冷水PH偏低、电导率和铜含量超标是普遍存在 的现象。腐蚀产物堵塞问题，一般在投产8年以后 出现，腐蚀产物主要是氧化铜和氧化亚铜，少数机 组还有铜微粒。通过运行发现，内冷水铜含量超标 与内冷水PH偏酸性紧密相关；另外机组停运过程中 腐蚀加剧。
内 冷 水 处 理
• (5) 内冷水水质调节与腐蚀控制
（2）炉水
为了防止锅炉炉管内结垢、腐蚀，保证蒸汽品质良好，必须对炉水水 质进行监督。炉水质量标准中各项指标监测意义如下： （1）pH值。炉水的pH值应不低于9.0，主要原因是： ① pH值低时，水对锅炉钢材的腐蚀性增强； ②炉水中磷酸根和钙离子的反应只有在pH值足够高的条件下，才能生成 容易排除的水渣，从而较好地达到防垢的目的。 ③为了抑制炉水中硅酸盐的水解，减少硅酸在蒸汽中的溶解携带量。 但是，炉水中的pH值也不能太高，以免炉水中游离氢氧化钠引起碱性腐 蚀。
3）PH调控法——NH3法和NaOH法 • •
NH3法： 内冷水系统中空芯铜导线的腐蚀，其根本原因是用作内冷水的除盐水的 PH偏低和溶解氧含量高，如果能提高PH和降低溶解氧，则能有效防止铜线 导的腐蚀。不少电厂将PH较高、溶解氧含量较低的含NH3凝结水引入发电 机内冷水系统，作为内冷水系统水质调控和铜导线防腐的措施。 • ※ 缺点：由于凝结水的PH一般在8.8-9.3之间，电导率一般为5-8μs/ cm， 使其使用受到限制，若无凝结水精处理系统，且凝汽器发生泄漏，则会影 响内冷水的水质。
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各种水汽监督标准
电厂参照典型水汽监督标准有： 标准一 GB/T12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量.doc 标准二 化学监督导则课件链接\DL-T_246-2006_化学监督导则.pdf 标准三 课件链接\DL_T_1039-2007 发电机内冷水处理导则.pdf 标准四 课件链接\GB 50050-2007.pdf工业循环冷却水处理设计规范
给水监测指标
• 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。 • ⑥铁和铜。为了防止炉中产生铁垢和铜垢，必严格监督给水中的铁和铜含 量。另外，给水中铁和铜含量，还可作为评价热力系统金属腐蚀情况的依 据之一。 • ⑦钠、硅、电导率。为了在锅炉排污率不超过规定值的情况下，保证锅水 中的钠、硅 、电导率不超过允许值，应监督和控制给水中的钠、硅 、电 导率。
（3）凝结水 在凝结水的监测项目中，与腐蚀关系最为密切 的参数是电导率和溶解氧。凝结水质量标准中各项指标的监测 意义如下：
（1）硬度。由于凝汽器泄漏时会造成凝结水中硬度含量升高，并导致给水 硬度不合格，所以应对凝结水硬度进行监督。 （2）溶解氧。在凝汽器和凝结水泵不严密处漏入空气，是凝结水增高的原 因。凝结水溶解氧含量较大时，易引起凝结水系统氧腐蚀，还会使随凝结水 进入给水的腐蚀产物增多，影响给水水质，所以应监督凝结水中的溶解氧。 （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。
（4）做好循环冷却水的运行管理
目的：
确保系统腐蚀、结垢处于受控状态。严格工艺管理，提高水质指 标合格率。
采取措施：
①定期对循环水进行水质分析 ②药剂的合格率是控制水质的关键 ③监测设备齐全。 ④优化水处理方案。
案例：
课件链接\火电厂循环冷却水处理方案的选择.pdf
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内冷水的处理
我国汽轮发电机组广泛采用 “水－氢－氢”冷却方式。即其定子采用 清洁纯净的除盐水或凝结水进行冷却，发电机采用水冷后，可有效减少发 电机的体积，减轻发电机的总重量，改善发电机循环应力、增加绝缘寿命、 提高散热能力。