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1、 电厂化学专业人员的主要任务之一就是对水、汽质量进行监督与控制，以减缓热力设备的腐蚀与结垢的速度，防止事故，延长热力设备的使用年限。一般来说，并不是监测点越多，化学仪表配备的越多就越好，而应根据被测对象的技术特点、重要程度来配备。要根据本单位的具体情况考虑仪表的价格性能比等条件，以适用为前提。第1页/共95页火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂所经历的过程不同，其水质常有较大的区别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、冷却水等。1）原水原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水）。在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣和作为消防
2、用水。2）补给水原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水和除盐水等。3）给水经过各种水处理工艺后送入锅炉的水，凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成。4）锅炉水在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。第2页/共95页火力发电厂用水的分类5）排污水为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的水称为排污水。6）凝结水锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。7）疏水在热力系统
3、中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。所有疏水经疏水器汇流到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。8）冷却水蒸汽在汽轮机中做完功后，是靠水来冷却的，汽轮机的油系统也是靠水来冷却的，这两部分水称为冷却水。一般说的冷却水主要是指这两部分，其它各转动机械的冷却水用量较小，不予处理。第3页/共95页火力发电厂的水处理工作主要包括以下内容：1）净化原水制备热力系统所需的补给水工艺，包括除去原水中的悬浮物和胶体颗粒的澄清、过滤等预处理，除去水中全部溶解性盐类的除盐处理。制备补给水的处理经常称为炉外水处理。2
4、）凝结水处理对直流锅炉机组或某些亚临界汽包炉机组，要进行凝结水的除铁、除盐等净化处理。3）冷却水处理对循环冷却水进行加氯杀死微生物，加缓蚀阻垢剂防止系统的结垢和腐蚀。这些处理工艺叫做冷却水处理。4）机组停运保养随着机组容量的增加和参与调峰，机组停运保养工作愈显重要，而且它与水处理工作也密切相关。它包括停运前对热力系统进行加药处理工作。第4页/共95页火力发电厂的水处理工作主要包括以下内容：5）水汽监督对热力系统各部风、各阶段的水汽质量进行监督，并在水汽质量劣化时进行处理，也是水处理工作的内容之一。6）给水处理对给水进行除氧或加氧、提高PH值的各种加药处理，以保证给水的质量。7）化学清洗当锅炉水
5、冷壁结垢量超过部颁标准时，必须对锅炉本体进行化学清洗。在化学清洗过程中，要求在不同阶段提供不同质量的水，因此水处理工作是保证化学清洗效果的重要原因之一。除此之外，火力发电厂水处理工作包括发电机的冷却水处理和来自各种渠道的废水处理等。第5页/共95页1 目的任务锅炉化学监督的目的是，防止水、汽系统发生腐蚀、结垢和积盐，保证锅炉安全、经济运行。化学监督的主要任务是，对水、汽品质，对设备结垢、腐蚀、积盐程度，对设备投运前金属表面的清洁程度以及停用时的防腐等进行全面地监督和指导。锅炉化学监督是一项全过程的监督工作，涉及锅炉制造、安装、运行、检修和停备用各个阶段，只有在每一阶段都进行有效地化学监督，才能
6、防止锅炉发生腐蚀、结垢，保证锅炉的安全运行第6页/共95页2建设和调试运行阶段的化学监督建设和试运行阶段的化学工作监督包括，锅炉设备进入安装现场前后，化学水处理系统的调整试运行、锅炉设备安装期间至水压试验、锅炉化学清洗、机组启动前的吹洗、启动过程中水、汽取样分析，在线监测系统调试等。第7页/共95页新安装的锅炉必须进行化学清洗，清洗的范围按DL/T8892004电力基本建热力设备化学监督导则的规定执行。新建锅炉化学清洗后应立即采取防腐措施，并尽可能缩短至锅炉点火的时间，一般不应超过20天。锅炉启动试运行过程应做好水、汽系统的冷态、热态冲洗工作，保证锅炉给水品质符合要求。试运过程必须投入锅内加药
7、处理系统，严格控制炉水、蒸汽品质。高参数的锅炉（300MW及以上的机组），应进行洗硅试运行。第8页/共95页禁止锅炉进入不符合要求的水，进行对过热器、再热器进行水压试验，必须采用除盐水。不具备可靠的化学水处理条件时，禁止启动锅炉。第9页/共95页3运行期间的化学监督在锅炉运行过程中，为了防止锅炉产生结垢、腐蚀和积盐等故障，要求水、汽质量应达到一定的标准。因此，在运行期间对各种水和蒸汽的一些主要指标进行连续的或定期的分析监督，判断是否符合标准的要求。若不符合要求，则应及时提出调整措施，防止水、汽品质进一步劣化，影响锅炉乃至整个机组的安全运行。锅炉的水、汽品质应按GB/T12145-2008火力发
8、电厂机组及蒸汽动力设备水、汽质量标准和DL/T805火电厂汽水化学导则中的有关规定执行。第10页/共95页1)锅炉给水质量标准需要监督的指标有：硬度，监督给水硬度是为了防止锅炉和给水系统中生成钙、镁水垢，及增加锅内磷酸盐处理用药量及产生水渣量。含油量，给水中如果含有油，则当它被带进锅炉内时，会产生以下危害：油附着在炉管管壁上，易受热分解而生成一种导热系数很小的附着物，会危及炉管安全；促进锅炉水泡沫的形成，容易引起蒸汽品质的劣化；含油的细小水滴若被蒸汽携带到过热器中，会因生成附着物而导致过热器管的过热损坏。第11页/共95页溶解氧，在加氧处理工况下，若溶解氧含量过低或过高，都会引起给水系统和锅炉
9、省煤器的腐蚀联胺，应监督给水中的过剩联胺量，以确保辅助除氧的效果（热力除氧与漏入氧）。PH值，给水PH值过低会造成给水系统和省煤器系统的腐蚀，过高会增加凝结水精处理系统的负担。如采用加氨法，汽系统中含氨量较多，将引起铜件腐蚀，如凝汽器空冷区。规定有铜系统pH=8.89.3，无铜系统pH=9.09.6。第12页/共95页总二氧化碳，给水中各种碳酸化合物的总称。碳酸化合物再进入锅炉后，被蒸汽带出。若含量较多，即使加氨处理，分解放出二氧化仍会有碳，腐蚀发生，并导致铜铁腐蚀物含量较大。含铁量和含铜量，给水中的铜和铁腐蚀产物的含量是评价热力系统金属腐蚀情况的重要依据，必须对其进行监督。给水中全铁、全铜的
10、含量高，不仅证明系统内发生了腐蚀，而且还会在炉管中生成铁垢和铜垢。含盐量、硅量及碱度，保证锅炉排污率，减少热损失。第13页/共95页2)炉水质量标准需要监督的指标有：磷酸根含量（mg/L），主要针对炉水采取磷酸盐处理的锅炉。为了防止产生钙、镁水垢，蒸汽品质不良等。锅炉中维持一定量的磷酸根，对于不同压力的锅炉磷酸根的控制范围不同，锅炉压力越高，磷酸根浓度控制越低。含硅量（g/L），控制锅炉水中的含硅量的目的是防止蒸汽携带二氧化硅，如果蒸汽携带大量的硅，蒸汽在汽轮机作功，经减温减压后会沉积在高压缸和中压缸上，影响汽轮机的安全经济运行。第14页/共95页电导率（S/cm），是衡量炉水含电介质（主要是
11、含盐量）的综合指标。具有检测方便、准确等优点。pH值，保持炉水的pH值不低于9是防止锅炉发生酸性腐蚀的关键。在进行炉水磷酸盐处理时，只有在pH值足够高的条件下，才能生成易被排除的水渣；为了抑制蒸汽携带二氧化硅，通常提高炉水的pH值，使二氧化硅转为硅酸盐，而硅酸盐被携带的可能性非常小。但是，炉水的pH值也不能太高，否则可能发生碱性腐蚀。对于高压及高压以上锅炉pH值不应大于11。第15页/共95页氯离子，锅炉水氯离子超标时，可能破坏水冷壁管保护膜并引起腐蚀，此外，还影响蒸汽携带氯离子进入汽轮机内，可能引起高级合金钢的应力腐蚀损坏。碱度，碱度太大时可能引起水冷壁的碱性腐蚀和应力腐蚀（尤其在热负荷高处
12、）。此外，还可能使锅炉水产生泡沫而影响蒸汽品质。且对于铆接或胀接锅炉，为防止苛性脆化，应监督炉水的相对碱度。第16页/共95页3)蒸汽质量标准监督目的：为了寻找蒸汽品质劣化的原因和判断蒸汽携带物在过热器中的沉积情况。需要监督的指标有：含钠量。因为蒸汽中的盐类主要是钠盐，所以可以用含钠量来代表蒸汽含盐量的多少。注：为了便于及时发现蒸汽品质劣化的情况，应连续测定。含硅量。蒸汽中的硅会沉积在高压缸和中压缸上，影响汽轮机的安全经济运行。氢电导率：将蒸汽凝结水的样品（25）通过氢离子交换器后测定电导率大小，是衡量蒸汽含阴离子的综合指标，表征蒸汽中含盐量多少。其他，压力较大锅炉，还应定期检查蒸汽中铁、铜的
13、含量，以防止汽轮机内沉积金属氧化物。第17页/共95页4 4）凝结水质量标准需要监督的指标：硬度，对凝结水硬度的监督是为了掌握凝汽器的泄漏和渗漏情况。当凝结水中硬度或持高不下时，应及时采取相应措施，以防凝结水中的钙、镁离子大量地进入锅炉系统。溶解氧，凝结水中的溶解氧高的主要原因是在凝汽器和凝结水泵不严密处漏入空气，凝结水溶氧较大时会引起凝结水系统的腐蚀，使进入锅炉给水系统的腐蚀产物增多，影响水质、汽质。对凝结水处理装置的系统，除正常监督凝结水外，还应监督凝结水处理后的凝结水质量，主要项目有硬度、电导率、二氧化硅含量、含钠量、含铁量、含铜量等。目的是掌握凝结水处理装置的运行状态，以保证送往锅炉的
14、水质良好。第18页/共95页5）疏水箱的疏水疏水先汇集在疏水箱中，然后定时送入锅炉中的给水系统。为确保给水水质，送入给水系统以前，应给予监督。主要监督指标有铁含量、硬度。若不合格，需对进入此疏水箱的各路疏水分别取样，进行测定，以找出不合格水源。第19页/共95页6）返回凝结水对于供热机组，从热用户返回的凝结水，收集于返回水箱中，一般要经过除铁、除油处理后，再送入给水系统。主要监督指标有铁含量、硬度及含油量。第20页/共95页4大修期间的化学监督热力设备大修期间的腐蚀检查，是衡量化学监督工作质量、判断化学监督效果的主要手段。在设备检修前，锅监工程师应与有关部门一起按锅炉化学监督的有关规定提出检查
15、计划和检查项目。第21页/共95页1)对汽包的检查当汽包人孔门打开后，首先应有化学人员对汽包内壁、汽水分离装置，下降管，导汽管、进水布水装置、炉内加药管等直观检查，除用文字进行描述外还应进行外观拍照并加以说明。汽包内壁：检查水、汽侧的颜色，有无黄点，水渣和沉积物的分布。检查下降管附近水渣的集结程度、厚度、颜色及分布。给水装置；检查出水孔（口）有无水渣、结垢和腐蚀程度。百叶窗：检查有无铁锈、颜色和盐类的附着情况。蒸汽孔板：检查有无铁锈、颜色和盐类的附着情况。第22页/共95页导汽管口；检查有无铁锈、颜色和盐类的附着情况。旋风分离器：检查有无倾斜、倾倒、铁锈、颜色和盐类的附着情况。连续排污管：检查
16、管孔的污堵情况和外表面的锈蚀情况。加药管：检查有无裂纹、断裂，管孔的污堵情况和外表面的锈蚀情况。上升管：检查有无集结水渣、腐蚀坑等。第23页/共95页2)对水冷壁管的检查锅炉大修时，应对水冷壁割管检查，割管根数不应少于2根（其中一根为监视管），每根长度气割不应少于1米，锯割不应少于0.5米。割管部位应按以下原则进行选择若已发生锅炉爆管，应在爆管附近。经外观检查，有变色、胀粗、鼓包部位。用侧厚仪发现有明显减薄的部位。热负荷最高的部位（喷燃器上2米）。对割取的管样应做好标记，表明向火侧、背火侧、水流方向、标高、位置等第24页/共95页3)对水冷壁下联箱的检查检查联箱内及管口处的颜色、腐蚀、结垢和结
17、渣厚度以及水渣的堆积程度。第25页/共95页4)对过热器、再热器的检查重点检查过热器，再热器颜色有显著变化、外径胀粗的管束及下弯头，记录管内的颜色，有无腐蚀点及腐蚀点的分布，有无盐类的附着以及相应的位置、程度。还应根据日常对水、汽品质的监督情况和汽包的检查情况，决定是否对过热器易积盐的部位进行割管检查。第26页/共95页5)对省煤器割管检查对低温省煤器入口进行割管检查（其中1根必须是监视管）并测量垢量、腐蚀坑的数量、深度，计算出腐蚀深度。如果低温省煤器腐蚀严重还应对高温省煤器进行割管检查。对省煤器进口联箱的腐蚀、积渣情况进行检查。第27页/共95页6)对除氧器检查对除氧器内部的腐蚀情况进行检查
18、。如果除氧器内部装置腐蚀严重，确认不能维持一个大修周期时，应予以更换；如果内部装置发生脱落、倾斜等故障，应予以修复。热力设备大修检查后，应进行总结和评价，提出报告，报告内容应包括对以前阶段的水、汽质量进行评价，提出改进意见。第28页/共95页5 汽水系统查定汽水系统查定，是通过对全厂各种汽水的铜、铁有关的项目（如pH值、CO2、NH3、O2含量等）的全面查定试验。目的：了解汽水系统中腐蚀产物的分布情况和产生原因，以采取措施。一般每月一次，在机组启动、运行工况异常时按实际情况增加监测项目和分析次数第29页/共95页小 结第30页/共95页小 结第31页/共95页联氨、氨钙镁、油、铁钙镁、铁、铜酸
19、、碱、钠、硅、溶解氧、钙镁、二氧化碳、氯钙镁、溶解氧、含盐量磷酸根第32页/共95页机组水汽系统中杂质的来源机组水汽系统中杂质的来源 1)补给水含有杂质二氧化硅20g/L电导率（25）0.2S/cm2)冷却水渗漏使杂质进入凝结水3)金属腐蚀产物被水流携带2)在机组安装、检修期间也会使一些杂质残留在系统中第33页/共95页2、水、汽系统中需要化验的水样给水：送进锅炉的水称为给水，它是由汽轮机凝结水、补给水和疏水组成的。给水一般在除氧器出口和锅炉省煤器入口处取样。锅炉水：通常简称炉水，它是在汽包锅炉中流动的水。炉水一般在汽包的连续排污管上取样。疏水：各种蒸汽管道和用汽设备中的凝结水称为疏水。它是经
20、疏水器汇集到疏水箱的。疏水一般在疏水箱或低位水箱取样。凝结水：在汽轮机作功后的蒸汽，到凝汽器中冷却而凝结的水称为凝结水。凝结水通常在凝结水泵出口处取样。蒸汽：包括饱和蒸汽和过热蒸汽。饱和蒸汽在汽包蒸汽出口处取样，过热蒸汽在主汽管出口处取样。第34页/共95页一、补给水处理系统 由于各个火电厂的水、汽循环系统、采样点的选择和各点仪表的配备也不尽相同，而且对补给水处理系统中的仪表配备目前尚未作出统一规定。所以仍可根据本厂的具体情况自行配备。以下所介绍的情况仅供参考，并不是指所有的电厂都必须配齐这些表。图1 1为化学补给水处理系统化学监测点布置图，各测点推荐的在线化学仪表配置见表1 1。第35页/共
21、95页 图1 1、化学补给水处理系统化学监督测点图至凝汽器除盐水泵除盐水箱混床阴床中间水泵除碳器阳床超滤+反渗透清水泵清水箱滤池澄清池生水酸碱喷射器中和池 566321第36页/共95页表1 化学补给水处理系统在线化学仪表的配置测点序号测点序号采样点部位采样点部位配置仪表名称配置仪表名称主要用途主要用途预处理部分预处理部分浊度计等浊度计等监控预处理条件监控预处理条件1阳床出口阳床出口钠表钠表监控阳床运行工况监控阳床运行工况2阴床出口阴床出口电导率表、硅表电导率表、硅表监控阴床出水水质监控阴床出水水质3混床出口混床出口硅表、电导率表、酸度计硅表、电导率表、酸度计监控除盐水质监控除盐水质保证制水质
22、量保证制水质量4除盐水出口母管除盐水出口母管电导率表电导率表监视水质污染情况监视水质污染情况5中和池中和池酸度计酸度计监控污水排放条件监控污水排放条件6酸喷射器出口酸喷射器出口酸浓度计酸浓度计监控阳床再生条件监控阳床再生条件碱喷射器出口碱喷射器出口碱浓度计碱浓度计监控阴床再生条件监控阴床再生条件第37页/共95页二、水、汽循环系统热力过程水、汽循环系统化学监督测点布置，大机组的测点布置见图2 2，各测点推荐的在线化学仪表配置参见表2 2第38页/共95页图2 2、大机组水、汽循环系统化学监督测点省煤器锅炉汽水分离器过热器再热器汽轮机凝汽器内冷水发电机循环水凝结水泵精处理低加除氧器给水泵高加12
23、345678第39页/共95页表2 水汽循环系统在线化学仪表的配置序号序号采样点部位采样点部位配置仪表名称配置仪表名称主要用途主要用途1省煤器入口给省煤器入口给水水电导率、酸度计、钠电导率、酸度计、钠表、硅表、联氨表表、硅表、联氨表监测省煤器入口给水质量监测省煤器入口给水质量监控加氨、联氨剂量监控加氨、联氨剂量2主蒸汽管主蒸汽管电导率、钠表、硅表电导率、钠表、硅表监测主蒸汽质量监测主蒸汽质量3再热蒸汽再热蒸汽电导率、钠表、硅表电导率、钠表、硅表监测再热蒸汽质量监测再热蒸汽质量4凝结水泵出口凝结水泵出口电导率、钠表、硅表、电导率、钠表、硅表、溶解氧表、酸度计溶解氧表、酸度计监测凝结水水质，监测凝
24、汽器泄露，监测凝结水水质，监测凝汽器泄露，监测加氨剂量监测加氨剂量监控热井除气装置的运行和泄露情监控热井除气装置的运行和泄露情况况5精处理混床出精处理混床出口口电导率、钠表、硅表、电导率、钠表、硅表、酸度计酸度计监测混床出口水质，指导混床树脂监测混床出口水质，指导混床树脂再生再生6除氧器出口除氧器出口溶解氧表溶解氧表监控除氧器的运行监控除氧器的运行7发电机冷却水发电机冷却水入口入口电导率表、酸度计电导率表、酸度计监测发电机冷却水质量监测发电机冷却水质量8循环冷却水入循环冷却水入口口电导率表、酸度计电导率表、酸度计监控加氨量监控加氨量第40页/共95页火电厂汽水采样第41页/共95页 电厂化学专
25、业人员的主要任务之一就是对水、汽质量进行监督与控制，以减缓热力设备的腐蚀与结垢的速度，防止事故，延长热力设备的使用年限。一般来说，并不是监测点越多，化学仪表配备的越多就越好，而应根据被测对象的技术特点、重要程度来配备。要根据本单位的具体情况考虑仪表的价格性能比等条件，以适用为前提。第42页/共95页1、汽水系统中杂质的主要来源 1)补给水含有杂质2)冷却水渗漏使杂质进入凝结水3)生产回水和疏水中的杂质4)金属腐蚀产物被水流携带（调试运行、停运检修、机组启动）5)药品第43页/共95页2、水、汽系统中需要化验的水样给水：送进锅炉的水称为给水，它是由汽轮机凝结水、补给水和疏水组成的。给水一般在除氧
26、器出口和锅炉省煤器入口处取样。锅炉水：通常简称炉水，它是在汽包锅炉中流动的水。炉水一般在汽包的连续排污管上取样。蒸汽：包括饱和蒸汽和过热蒸汽。饱和蒸汽在汽包蒸汽出口处取样，过热蒸汽在主汽管出口处取样。疏水：各种蒸汽管道和用汽设备中的凝结水称为疏水。它是经疏水器汇集到疏水箱的。疏水一般在疏水箱或低位水箱取样。凝结水：在汽轮机作功后的蒸汽，到凝汽器中冷却而凝结的水称为凝结水。凝结水通常在凝结水泵出口处取样。第44页/共95页给水取样点：给水泵与省煤器之间的高压给水管道，保证取样点处水流通畅炉水取样点：从汽包的连续排污管中取出，尽量靠近排污管引出汽包出口，且在引出汽包后的第一个阀门之前凝结水取样：凝
27、结水泵出口端的凝结水管上；疏水取样：疏水箱中，距箱底200300mm处。饱和蒸汽取样：设在水份分布均匀、蒸汽流动稳定的管道；取样器进口蒸汽速度与管内蒸汽流速相等。过热蒸汽取样：设在过热蒸汽母管上，保证取样孔中的蒸汽流速与蒸汽管道中的蒸汽流速相等第45页/共95页第46页/共95页第47页/共95页第48页/共95页 水汽取样装置高温高压架第49页/共95页 水汽取样装置仪表盘第50页/共95页分析的水样应具有代表性。正确采集水汽样品，使样品具有代表性，是保证分析结果准确性的重要一环。第51页/共95页1）水汽样品的采集从运行的热力设备中采集有代表性的水汽样品，首先要选用或设计适当的采样器，其次
28、是正确安装及正确使用、维护。锅炉及其热力系统中的水和蒸汽大都温度较高，而高温水或汽不便于取样，也不便于测定，在取样中应加以冷却，所以要把取样点的样品引至取样冷却器进行冷却或凝结成水，一般要求保证样品流量在500700mL/min时，样品能冷却到3040以下。取样的导管均采样不锈钢管，不能用普通钢管和黄铜管，以免样品在取样过程中被导管中的金属腐蚀产物污染。第52页/共95页取样导管上靠近冷却器处，应装有两个阀门，靠近取样点的阀门为截至阀，后面一个为针型节流阀。取样器在工作期间，截至阀门应全开，用节流阀调节样品流量，一般调节在500mL/min左右。对于样品温度，用改变冷却水流量的方法进行调整。样
29、品的流量和温度调好后，应保持样品常流，取样时不再调动。为保证样品的代表性，机组每次启动时，必须冲洗采样器，冲洗时将两个阀门都打开，以大流量样品冲洗取样器和取样冷却器，经较长一段时间冲洗后（一般半小时以上，也可根据样品冲洗程度确定），将样品流量调至正常流速。机组正常运行时，也应定期冲洗，冲洗时间可略短一些。第53页/共95页第54页/共95页第55页/共95页第56页/共95页2）样品的冷却从火电厂热力设备中采集的水汽样品多是高温、高压介质，必须采用减压装置及冷却装置将其温度、压力降至仪表规定的允许界限内，才能输入仪表发送器。目前生产的采样架一般由高温采样架与仪表架组成。高温架内集中布置了所设各
30、采样点引来的导管，配有相应的高压阀门、冷却器、减压阀、高温断水保护装置、样品温度及流量指示器等。仪表架布置有电源柜，仪表的发送器、变送器、显示器的安装开孔及布线，记录与报警装置，人工取样盘等。本厂用于样水冷却的介质主要采用闭式循环的除盐水作为冷却器的冷却水。第57页/共95页3）采集样品的注意事项取样冷却器应定期检修和清除水垢。机炉大修时应安排人员检修取样器和所属阀门。对取样管道应定期进行冲洗（至少每周一次）。做系统查定前，要冲洗有关取样管道，并适当延长冲洗时间，冲洗后水样流量调至500700mL/min，待流量稳定后方可取样。给水、炉水、蒸汽等样品应保持常流，采集其它水样时应先把管道中的积水
31、放尽，冲洗后方能取样。第58页/共95页盛水样的取样瓶必须是硬质玻璃瓶或塑料瓶。对测量硅和微量成分分析的样品，必须使用塑料瓶。采样前必须将采样瓶彻底冲洗干净，采集时再用水样冲洗3次（方法中另有规定者除外）后方能取样，采样后应迅速盖上瓶塞。测定水中某些不稳定成分（如溶解氧、二氧化碳等）时，应在现场取样，采样方法应按各测定方法中的规定进行。测定以上成分的采样门应严密不漏空气。采集样品用来测定铜、铁、铝时，应严格按照各测定方法中的要求进行。采集水样后的瓶子应贴标签，在上面注明时间、地点及当时的工况。原则上应及时化验，存放时间尽可能的短，对需要的送到外地的水样，应注意妥善保管和运送。第59页/共95页
32、 取样回路和测点配置取样回路和测点配置NO测点名称MCPHO2NaSiO2H2N2H4Po41凝结水泵出口2精处理出口母管3除氧器入口4除氧器出口5省煤器入口6汽包炉水左侧7汽包炉水右侧8饱和蒸汽左侧9饱和蒸汽右10过热蒸汽左侧11过热蒸汽右侧12启动分离器排水13再热蒸汽左侧14再热蒸汽右侧15辅助蒸汽16高加热器疏水17低加热器疏水18轴封加热器疏水19闭式除盐水20发电机内冷水第60页/共95页一、补给水处理系统 由于各个火电厂的水、汽循环系统、采样点的选择和各点仪表的配备也不尽相同，而且对补给水处理系统中的仪表配备目前尚未作出统一规定。所以仍可根据本厂的具体情况自行配备。以下所介绍的情
33、况仅供参考，并不是指所有的电厂都必须配齐这些表。图1 1为化学补给水处理系统化学监测点布置图，各测点推荐的在线化学仪表配置见表1 1。汽水系统在线监测第61页/共95页 图1 1、化学补给水处理系统化学监督测点图至除氧器除盐水泵除盐水箱混床阴床中间水泵除碳器阳床超滤+反渗透清水泵清水箱滤池澄清池生水酸碱喷射器中和池 566321第62页/共95页表1 化学补给水处理系统在线化学仪表的配置测点序号测点序号采样点部位采样点部位配置仪表名称配置仪表名称主要用途主要用途预处理部分预处理部分浊度计等浊度计等监控预处理条件监控预处理条件1阳床出口阳床出口钠表钠表监控阳床运行工况监控阳床运行工况2阴床出口阴
34、床出口电导率表、硅表电导率表、硅表监控阴床出水水质监控阴床出水水质3混床出口混床出口硅表、电导率表、酸度计硅表、电导率表、酸度计监控除盐水质监控除盐水质保证制水质量保证制水质量4除盐水出口母管除盐水出口母管电导率表电导率表监视水质污染情况监视水质污染情况5中和池中和池酸度计酸度计监控污水排放条件监控污水排放条件6酸喷射器出口酸喷射器出口酸浓度计酸浓度计监控阳床再生条件监控阳床再生条件碱喷射器出口碱喷射器出口碱浓度计碱浓度计监控阴床再生条件监控阴床再生条件第63页/共95页二、水、汽循环系统热力过程水、汽循环系统化学监督测点布置，大机组的测点布置见图2 2，各测点推荐的在线化学仪表配置参见表2
35、2第64页/共95页图2 2、大机组水、汽循环系统化学监督测点省煤器锅炉汽水分离器过热器再热器汽轮机凝汽器内冷水发电机循环水凝结水泵精处理低加除氧器给水泵高加12345678第65页/共95页表2 水汽循环系统在线化学仪表的配置序号序号采样点部位采样点部位配置仪表名称配置仪表名称主要用途主要用途1省煤器入口给省煤器入口给水水电导率、酸度计、钠电导率、酸度计、钠表、硅表、联氨表表、硅表、联氨表监测省煤器入口给水质量监测省煤器入口给水质量监控加氨、联氨剂量监控加氨、联氨剂量2主蒸汽管主蒸汽管电导率、钠表、硅表电导率、钠表、硅表监测主蒸汽质量监测主蒸汽质量3再热蒸汽再热蒸汽电导率、钠表、硅表电导率、
36、钠表、硅表监测再热蒸汽质量监测再热蒸汽质量4凝结水泵出口凝结水泵出口电导率、钠表、硅表、电导率、钠表、硅表、溶解氧表、酸度计溶解氧表、酸度计监测凝结水水质，监测凝汽器泄露，监测凝结水水质，监测凝汽器泄露，监测加氨剂量监测加氨剂量监控热井除气装置的运行和泄露情监控热井除气装置的运行和泄露情况况5精处理混床出精处理混床出口口电导率、钠表、硅表、电导率、钠表、硅表、酸度计酸度计监测混床出口水质，指导混床树脂监测混床出口水质，指导混床树脂再生再生6除氧器出口除氧器出口溶解氧表溶解氧表监控除氧器的运行监控除氧器的运行7发电机冷却水发电机冷却水入口入口电导率表、酸度计电导率表、酸度计监测发电机冷却水质量监
37、测发电机冷却水质量8循环冷却水入循环冷却水入口口电导率表、酸度计电导率表、酸度计监控加氨量监控加氨量第66页/共95页取样点参数表取样点参数表序号 项 目 取样点位置配置仪表压力(MPa)温度()1凝结水凝结水泵出口M、CC、SC、O22.5MPa402给水除氧器入口M2.5MPa141除氧器出口M、O21.018MPa178省煤器入口M、SC、CC、N2H4、pH23MPa282.63炉水汽包炉水左侧M、SC、pH、*SiO218.4 MPa358.8汽包炉水右侧4饱和蒸汽饱和蒸汽左侧M、CC、Na18.72MPa358.8饱和蒸汽右侧5过热蒸汽过热蒸汽左侧M、CC、*SiO217.55MP
38、a545过热蒸汽右侧6再热蒸汽再热蒸汽出口M、CC4.286MPa5457疏水高压加热器M1.832MPa188低压加热器M0.2MPa44.38冷却水发电机冷却水M、SC、pH0.25MPa309冷却水取样装置冷却水M、SC、pH0.25MPa30第67页/共95页 化学加药装置第68页/共95页减温器第69页/共95页锅炉汽水系统加药处理第70页/共95页汽水共腾蒸发表面(水面)汽水共同升起，产生大量泡沫并上下波动翻腾的现象，叫汽水共腾。危害：发生汽水共腾时，水位表内也出现泡沫，水位急剧波动，汽水界线难以分清；过热蒸汽温度急剧下降；严重时，蒸汽管道内发生水冲击。汽水共腾与满水一样，会使蒸汽
39、带水，降低蒸汽品质，造成过热器结垢及水击振动，损坏过热器或影响用气设备的安全运行。第71页/共95页形成原因：一、锅水品质太差。由于给水品质差、排污不当等原因，造成锅水中悬浮物或含盐量太高，碱度过高。由于汽水分离，锅水表面层附近含盐浓度更高，锅水粘度很大，气泡上升阻力增大。在负荷增加、汽化加剧时，大量气泡被粘阻在锅水表面层附近来不及分离出去，形成大量泡沫，使锅水表面上下翻腾。二、负荷增加和压力降低过快。当水位高、负荷增加过快、压力降低过速时，会使水面汽化加剧，造成水面波动及蒸汽带水。汽水共腾的处理。发现汽水共腾时，应减弱燃烧，降低负荷，关小主汽阀；加强蒸汽管道和过热器的疏水；全开连续排污阎，并
40、打开定期排污阀放水，同时上水，以改善锅水品质；待水质改善、水位清晰时，可逐渐恢复正常运行。第72页/共95页盐类的暂失（隐藏）现象在锅炉负荷急剧增加时，炉水中某些易溶钠盐的浓度明显降低，而当锅炉负荷减低或停炉时，这些易溶钠盐的浓度重新升高，这种现象称盐类的暂时消失现象。当锅炉在高负荷下运行时，水冷壁管热负荷升高，管内沸腾过程加剧，使靠近管壁层的水中某些易溶的磷酸钠盐等达到或超过其饱和浓度，因而能在金属表面上以固相析出，形成沉淀物，从而使炉水中这些易溶钠盐的浓度下降，造成“暂时消失”现象。所以这种现象与锅炉参数和热负荷有关，锅炉参数越高，炉膛热负荷越大，锅炉汽化过程越剧烈，也就越容易发生这种“暂
41、时消失”现象。第73页/共95页危害：一、因为这些易溶盐类的附着物传热性能差，容易引起炉管过热、爆管；二、这些易溶盐类与其它沉淀物发生反应，生成复杂的难溶性水垢，加剧结垢和腐蚀过程；三、当磷酸盐发生“暂时消失”现象时，会使管内炉水中产生游离的氢氧化钠，一旦产生炉水浓缩，就会导致碱性腐蚀。防止方法：一、改善锅炉内燃烧工况，防止炉膛内结焦。二、改善锅炉水循环特性，使水循环均匀畅通。第74页/共95页锅炉给水加药处理第75页/共95页概念还原性全挥发处理AVT(R)allvolatiletreatment(reduction)：锅炉给水加氨和还原剂(又称除氧剂，如联氨)的处理。氧化性全挥发处理AVT
42、(O)allvolatiletreatment(oxidation)：锅炉给水只加氨的处理。加氧处理(OT)oxygenatedtreatment：锅炉给水加氧的处理。第76页/共95页总则a)给水处理有AVT(R)、AVT(O)和OT三种方式。鼓励根据机组的材料特性、炉型及给水纯度选择合适的给水处理方式，并制订运行控制规范。b)给水处理的作用是:抑制给水系统金属的一般性腐蚀和FAC;减少随给水带入锅炉的腐蚀产物和其他杂质;防止因减温水引起混合式过热器、再热器和汽轮机积盐。第77页/共95页还原性全挥发处理AVT(R)AVT(R)是给水加氨和联氨的处理方式，通常ORP+100mV。锅炉给水质量
43、标准按表3控制。第82页/共95页第83页/共95页给水处理方式的比较a)AVT(R)是在物理除氧后，再加氨和除氧剂使给水呈弱碱性的还原处理。对于有铜系统的机组，兼顾了抑制铜、铁腐蚀的作用。对于无铜系统的机组，通过提高给水的pH值抑制铁腐蚀。采用AVT(R)时，个别机组在给水和湿蒸汽系统容易发生FAC。更换材料或改变给水处理方式可以消除或减轻FACeb)对于无铜系统的机组，采用AVT(0)后通常给水的含铁量会有所降低，省煤器和水冷壁管的结垢速率相应降低。第84页/共95页c)采用OT可使给水系统FAC现象减轻或消除，给水的含铁量降低，省煤器和水冷壁管的结垢速率也降低，锅炉化学清洗周期延长;同时
44、由于给水pH值的降低，可使凝结水精处理混床的运行周期延长。但是OT对水质要求严格，对于没有凝结水精处理设备或凝结水精处理运行不正常的机组，给水的氢电导率难以达到小于0.15gS/cm的要求，不宜采用OT.d)采用AVT(R)方式，给水的含铜量和汽轮机的铜垢沉积量通常小于AVT(0)和OT方式。第85页/共95页给水处理方式的选择a)根据水汽系统的材质和给水水质来选择给水处理方式。b)采用目前的给水处理方式，机组无腐蚀问题，可按此方式继续运行。c)如果采用目前的给水处理方式，机组存在腐蚀问题，应通过图1所示的流程选择其他给水处理方式，选择步骤如下:第86页/共95页1)当机组为无铜系统时，应优先
45、选用AVT(0)方式;如果给水氢电导率小于0.154S/cm，且精处理系统运行正常，宜转为OT方式，否则按原处理方式继续运行;2)当机组为有铜系统时，应采用AVT(R)方式，并进行优化;如果给水氢电导率小于0.15邓/cm，且精处理系统运行正常，还可以进行加氧试验，确定水汽系统的含铜量合格后转为OT方式，否则按原处理方式继续运行。第87页/共95页第88页/共95页给水加药-加氨与控制按选用的给水处理方式进行加氨与控制。若采用两点加氨，对于无精处理设备，第一个加氨点宜设置在凝结水泵出口母管上;对于有精处理设备，宜设置在精处理出水母管上。对于有铜系统，pH值宜控制8.89.0范围。对于无铜系统，
46、pH值按给水指标控制;第二个加氨点宜设置在除氧器出水管道上，pH值按给水指标控制。若采用一点加氨，宜设置在除氧器出水管道上，pH值按给水指标控制。自动加氨系统的调节宜根据水样的电导率指标来控制。第89页/共95页加联氨加联氨点一般设置在除氧器出水管道上;也可将加联氨点提前至低压加热器的入口母管上，但应控制除氧器入口联氨的含量。第90页/共95页加氧对于无铜系统可采用两点加氧，分别设置在精处理出水母管和除氧器出水管道上;对于有铜系统，宜采用一点加氧，设置在除氧器出水管道上。第91页/共95页锅炉启动时的给水质量对于采用AVT(R)和AVT(O)的停、备用机组启动时，给水处理采用与正常运行时相同的方式;对于采用OT的机组启动时，给水处理宜采用AVT(O)方式，当机组运行稳定、给水的氢电导率达到0.15gS/cm并呈下降趋势时，转为OT.锅炉启动时，给水质量应符合表5的规定，在机组并网后8h内达到正常运行时的标准值。第92页/共95页第93页/共95页锅炉OT时的异常处理汽包锅炉OT时的异常处理当给水或汽包下降管炉水氢电导率超过OT的标准值时，应及时转为AVT(O)。直流锅炉OT时的异常处理直流锅炉给水采用OT时水汽质量偏离控制指标时的处理措施见表7。第94页/共95页感谢您的观看！第95页/共95页