火力发电厂水汽品质监督-ppt课件.pptx

1、发电厂水汽品质监督2022年5月23日星期一1ppt课件热力设备的结垢一、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。2ppt课件热力设备的结垢二、水垢和水污对锅炉的危害（1）影响

2、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，破坏正常的水汽循环。3ppt课件蒸汽系统积盐三、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

3、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。4ppt课件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。一般来说，高压缸：氧化铁、氧化铜和

4、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）。5ppt课件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

5、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 121452008（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。6ppt课件汽水监督的主要指标五、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

6、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。7ppt课件 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： 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。 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

7、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）。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：水、汽控制指标及意义8ppt课件（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

8、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。（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

9、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。9ppt课件3. 凝结水 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。凝结水含量较大时，易引起凝结水

10、系统腐蚀，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. 锅水 为了防止锅内结垢、腐蚀，保证蒸汽品质良好，必须对锅水水质进行监督。锅水质量标准中各项指标监测意义如下：（1）pH值。锅水的pH值应不低于9.0，主要原因是： pH值低时，水对锅炉钢材的腐蚀性增强；10

11、ppt课件锅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。 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

12、。（3）磷酸根。锅炉水中应维持有一定量的磷酸根，以防止受热而结生钙垢。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。（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，如锅水CI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。11ppt课件机组正常运行时水汽监督指标依据GB/T 12415-2016，需要对汽水系统中的凝结水、给水、炉水、饱和及过再热蒸汽进行监督。另外，火力发电厂的闭式循环水、发电机内冷水也需要进行监督。高低加疏水及连排、定排水是否要

13、回收利用，根据需要也要进行一定的监督。下面将水汽系统各点监督项目列出（下列项目中，只摘录了和300MW机组相对应的部分）：一、凝结水（凝泵出口）一、凝结水（凝泵出口）凝结水的取样点一般设在凝泵出品，监督凝结水的品质，可以反映出凝汽器的运行情况，判断凝汽器是否正常运行。 如果机组在正常运行过程中，没有出现负荷急剧变化等情况，出现下列情况，可以判断为凝汽器泄露。（1）凝结水中硬度突然变大；（2）凝结水中溶解氧突然变大或者起标；（3）凝结水中钠含量增大等。对于空冷机组，凝结水中溶解氧的含量，可以适当的放大，国标上没有列出，据了解是可以放宽到100ug/L。硬度硬度钠钠溶解氧溶解氧氢电导氢电导umol

14、/Lug/Lug/LuS/cm标准值05300.3期望值0.1512ppt课件机组正常运行时水汽监督指标二、给水的监督：二、给水的监督：给水的监督有两个取样点，一个为除氧器出口，另一个为省煤器入口。一般情况下，除氧器出口这个取样点只监督溶解氧的大小，用来判断除氧器是否正常运行。监督项目如下：给水系统的需要加两种水处理药剂，分别为氨和联氨。给水加氨维持给水pH值为9.09.5范围内，以减少由于低pH值引起的低压和高压给水系统的腐蚀。给水加联氨，给维持联氨浓度为1050ug/L,以减少由于含氧量高引起的低压和高压给水系统的氧腐蚀。这两种的药的加药点都设置在除氧器后的给水低压母管上。氢电导氢电导溶解

15、氧溶解氧NaCuFeSiO2联氨联氨硬度硬度pHuS/cmug/Lumol/L加氨后标准值标准值0.157-352010-50-9.0-9.5期望值期望值0.107-2310-13ppt课件机组正常运行时水汽监督指标三、炉水水质监督锅炉炉水的电导率、二氧化硅和氯离子含量，根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参照GB/T 12145-2016中给出的规定控制，炉水磷酸根含量与pH的关系，可参照下列标准：由于蒸汽存在溶解携带和机械携带现象，所以炉水水质也要在一定的范围内，以减少蒸汽管道和汽轮机积盐的现象。炉水中，磷酸根含量与pH的关系可参照下列标准：控制磷酸根含量在1mg/L的情况下，p

16、H值的标准值为：9.010.0期望值为：9.39.6硅硅Cl-电导率电导率氢电导率氢电导率ug/Lmg/LuS/cm标准值2000.5201.514ppt课件机组正常运行时水汽监督指标四、蒸汽质量蒸汽质量的监督主要是考虑防止汽轮机通流部分积盐，造成汽轮机通流面积减小，影响汽轮机效率，增加发电汽耗。控制标准如下：饱和蒸汽、过热蒸汽适用于上表的控制标准，国标中没有对再热蒸汽的标准进行说明，也可以根据实际情况抽检，检验标准也是根据汽轮机不积盐为限，通常根据热化学试验确定，也可以参考同类电厂的运行经验。NaCuFeSiO2ug/L标准值531020期望值2251015ppt课件机组正常运行时水汽监督指

17、标五、补给水质量标准锅炉补给水质量，以不影响炉水/给水质量为准，可参考下列规定控制：SiO220ug/L；除盐水箱进水：标准值： 0.2uS/cm期望值： 0.10uS/cm除盐水箱出水：标准值： 0.4uS/cmTOC 400ug/L（必要时进行监测）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。16ppt课件机组正常运行时水汽监督指标七、疏水和生产回水质量标准疏水和生产回水质量标准以不影响给水质量为前提，参照下表控制：生产回水还可以根据回水性质，增加必要的化验项目。硬度（硬度（umol/L)铁铁油油标准值期

18、望值ug/Lmg/L生产疏水2.5050-生产回水5.02.51001（经处理后）17ppt课件机组正常运行时水汽监督指标八、闭式循环冷却水控制标准闭式水的控制相对比较简单，主要是控制pH，防止闭式循环水系统管路的腐蚀与结垢，根据技术协议及张热实际情况，闭式水水源采用除盐水箱直接补给。其控制标准如下表：闭式循环冷却水加联氨系统将对闭式循环冷却水进行加联氨处理，维持辅机循环冷却水pH值为8.89.0范围内，以减少由于低pH值引起的辅机系统的腐蚀。加药点设在闭式循环冷却水系统管道上。电导率（电导率（25）pH（25）uS/cm全铁系统309.5含铜系统208.09.218ppt课件水质异常处理1水

19、汽劣化处理原则水汽劣化处理原则1.1发现水、汽质量劣化时，值班人员应做下列工作：1.1.1检查分析用试剂良好，试验方法，计算结果正确。1.1.2取样是否有代表性。1.1.3进行重复试验，必要时留样备查，结合仪表数据进行综合分析。1.1.4了解机组运行工况，是否有特殊操作和调整。1.1.5对水质做出综合分析判断。1.2确认水、汽质量劣化后，及时向班长、机组长、主管领导汇报，会同有关专业共同分析劣化原因，采取相应措施，尽快使水汽质量恢复正常。1.3处理中，增加分析次数，结合仪表数据掌握水质变化趋势。1.4经多方处理，水汽质量继续劣化，遵照“三级处理”原则。1.5水汽劣化处理完毕，应将水汽劣化时间，

20、程度、劣化原因，采取措施、处理经过及结果、水汽恢复时间详细记录在运行日志上。19ppt课件水质异常处理 当水、汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正确，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，及时向领导汇报，提出建议。领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在容许的时间内恢复到标准，若不能恢复，继续恶化，按下列“三级处理”原则处理。一级处理一级处理从水汽质量超标开始，应在72小时内恢复至正常，此时有因杂质造成腐蚀的可能二级处理二级处理从水汽质量超标开始，应在24小时内恢复至正常。此时肯定有因杂质造成腐蚀的可能三级处理三级处理从水汽质量超标开始，应在4小时内恢复正常。此时正在进行快速腐蚀20ppt课件谢谢大家21ppt课件