化学监督与水汽指标解析

化学监督与水汽指标解析汤举目录一、对电厂化学监督的认识二、水汽指标解析一、对电厂化学监督的认识1、对化学监督工作性质的认识

化学专业要为电厂的安全经济运行服务，而安全就是最大的效益，这是必须确立的指导思想。在电厂中，机、炉、电方面的问题，可能在分级、秒级，甚至毫秒级发生重大事故，自然成为电厂首先重视的对象。化学方面不存在瞬间发生事故，让人马上看到停炉停机方面的损失，化学方面的问题，其影响在当时往往不会马上表现出来，因此可能就降低了对化学监督的要求。可是一旦化学专业问题爆发，可能是大面积的、长时间的停炉、停机，甚至达到不可收拾的地步。较为突出的问题有：锅炉水冷壁等受热面结垢、腐蚀或氢脆损坏，引起频繁爆管；给水管道氧腐蚀严重，必须停炉停机更换；汽轮机轴封漏汽严重，造成汽轮机油乳化，被迫停机等等，这些均会造成严重的后果，有时还可能造成不可挽回的社会影响。另外，在整个运行周期中，如果结垢了，还会大大降低发电厂的经济性。2、对化学监督工作内容的认识

化学监督工作的核心是监督，绝不单纯是化学专业自己的事情，需要各专业密切配合。化学监督通常包括水、汽、煤、油、灰、废液、废水及环保监督等内容。工作任务是：供水、供氢；及时反映和监督汽水品质，对水汽质量进行监控和必要的处理；监督凝汽器泄漏、除氧器运行，以防止热力系统腐蚀、结垢、积盐，避免因水汽质量故障引起检修；及时提供燃煤、飞灰分析数据，为锅炉及时调整燃烧工况提供依据，降低煤耗，提高热效率；做好油质监督及防劣化措施；做好热力设备的停备用保护；监督废液、废水、废气的达标排放等等。这一系列的工作都需要各专业密切配合。

3、对化学专业危险因素的认识

研究化学专业的危险因素，是为了能够对其准确识别，及早预告，提供处理对策，做到防患于未然。化学专业经过近半个世纪的发展，形成了以预防为中心，利用各种监测手段对水汽质量进行诊断，通过失效分析及

善后处理，总结故障规律，向超前控制和预知维修发展。化学专业潜伏性故障分析、预见来源于对危险因素的准确识别，对能引发故障的各种危险因素进行剖析，做到量化评估，这将有助于化学监督的实践工作。

1）正确理解水汽质量标准

国标中规定的水汽质量指标是极限值，只是预防结垢、减缓腐蚀的最高限，平时运行控制应尽可能调整到最佳值，如有的厂为每个指标再订一个期望值。

有研究资料表明，长期使杂质含量维持在极限值附近，经过为期一年的运转难免发生水质、汽质故障。对水汽质量进行监测诊断研究的经验是，保持水汽中杂质含量为标准值的3/4以下，可保证在1-2个大修期内无故障产生；如能达到标准值的1/3上下，则可避免出现腐蚀结垢积盐故障。我们将上述两个范围分别称为注意值和期望值识别危险因素的首要条件是，凝结水、给水、炉水和过热蒸汽中杂质含量是否经常超越注意值，甚至达到标准值（警告值），超标的项目就是主要的危险因素。其次是考察超标的时间与幅度，如果超过总化验次数的1/50，则有危险。2）特别留意直接引起结垢、腐蚀的水样杂质

直接影响机组结垢、腐蚀的项目是凝结水的氢电导率、硬度、含氧量，给水的pH、含氧量，炉水的pH，过热蒸汽的含钠量。务必保持这些指标合格和达到期望值，其中尤其应当保持锅炉水pH合格。

亚临界参数锅炉炉水磷酸根控制标准为1.0mg／L以下（国标），而且倾向于维持低限。采取低磷酸盐处理在炉水pH超标时，宁可使其超过10（低于10.5），不可使其低于9，尤其是不可低于8.5。

3）凝汽器泄漏是水质污染和化学故障的总根源火电厂的设备故障曾被简缩为“烧、爆、掉”三字，即发电机与变压器绝缘破坏的烧毁；锅炉四管及其它承压部件爆漏；汽轮机叶片断裂。这些故障都有直接、间接的化学诱因，例如内冷水质不良引起的双水内冷机组或定子水冷机组腐蚀结垢堵塞超温，氢气湿度过高造成局部结露影响线棒绝缘和护环应力腐蚀开裂；由于结垢引起水冷壁管超温变形，由于积盐引起过热器管、再热器管超温变形，由于酸性、碱性腐蚀、氧腐蚀造成水冷壁管穿孔或脆爆，由于氧（运行或停用）腐蚀引起省煤器管穿孔；汽轮机可因结盐垢损坏叶片，而凝汽器泄漏，除影响汽轮机运行外，更是水质污染和化学故障的总根源。对于大机组来说，除了保证锅炉补充水质合格外，更应关注凝结水质及凝结水处理设备。

4、对化学专业自身工作的认识

1）电厂监督工作，应是从设计、基建、安装、调试到运行、检修和停运等各个阶段的全过程监督。

2）化学监督、控制的真实性、准确性，是化学监督工作的灵魂。真实性通过各方努力能够做到，准确性则需要保证配药准确，测试方法科学实用，仪表投入率、准确率达标，自动检测、加药装置的投入等。人工取样分析只能保证对几个时点的监测，在线仪表能够达到动态、连续的监测。自动控制的准确性、及时性、可靠性远优于人工控制。3）早期化学工作的重点一般放在制备高质量的除盐水上，由于近年来反渗透的投用，再加上二级除盐，除盐水水质已不成问题，现在应该把精力集中到水汽指标的监督和调整上，长期保持水汽指标最佳，已是化学监督工作的重中之重。

4）加强机组启动监督

每一次启动点火，应严格执行化学监督规程，使水质尽早合格。机组一启动就应开大连排，加强定排，使炉水尽快合格。有的厂在除氧器未能正常投运前，从邻炉运行的除氧器补充合格的给水。如不补充溶氧、PH合格的给水，这一阶段带入的腐蚀因素可能要比整个运行周期严重得多。5）应加强停用保护工作

根据停炉时间长短，做好各部分的停用保养工作，使停炉保护的概念扩展为整个热力系统的停用保护，使受保护的范围尽量扩大，受保护的时间尽可能延长，这样才能真正起到防止设备锈蚀的作用，防止铁锈在运行中源源不断释放到系统中。

6）凝结水含氧量

凝结水含氧量不合格问题普遍存在，凝结水含氧量超标的电厂数和机组数都比凝汽器管腐蚀泄漏的多。其原因是汽缸接合面欠严密、真空系统泄漏、补水率过大使随除盐水带入的氧量过大等。抓凝结水含氧量合格见效最快，效果最好。通过系统检漏及处理、均匀补水可以使含氧量合格。由汽机检修人员进行汽轮机本体及真空系统的检修消缺，提高真空严密性，在此基础上进行氦质谱检漏及消除泄漏；尽可能降低锅炉补水率，做到均匀补充除盐水，经过以上工作，即使含氧量曾大于100μg／L的也可使之低于30μg／L。

7）凝汽器泄漏时不能以堵代查

凝汽器有微漏现象时，可以用加锯末堵漏的方法暂时制止泄漏，但是这只是治标的措施，不可作为主要的防泄漏措施。应在负荷允许时，降负荷查出漏点加以堵塞，或停机灌水查漏封堵。8）应按三级处理原则处理水质异常1986年美国电力研究院（EPRI）制订的导则对水质异常分级处理，这是防止水质劣化演变成故障的有力措施。凡是有水质异常时，必须严格按照规定处理，不得拖延。9）煤耗是电厂最重要的指标，煤质监督也就日趋受到重视。煤质监督工作应把重点放在采、制样上，包括采用先进的采、制样工具，合理的采样方法等，因为测试误差是很小的，误差主要在于采制样过程中。同时，为给锅炉及时调整燃烧工况提供依据，降低煤耗，提高热效率，应改变现有的飞灰取样、分析方式，采用飞灰在线监测装置。

10）技术手段与知识更新

化学专业历经半个世纪的发展，积累了不少的经验，60年代初以来不断完善的化学监督工作对机组的安全运行起到了很好的保障作用。随着机组参数与容量的不断提高，旧的工作方法应注入新的活力，安全保障体系也应有所发展。在80年代末开展化学诊断技术的基础上，再将安全性评价方法引入化学工作中，实现全面的技术与知识的更新，开创化学工作新局面。

二、水汽指标解析1水汽质量标准水样项目单位控制值期望值启动控制值分析频率备

注给水pH9.2～9.61次/2h25℃SiO2μg/L≤20.0≤10.0≤80.01次/6h硬

度μmol/L≈0≤5.01次/2h电导率μS/cm≤0.15≤0.1≤1.01次/2hH+交换,25℃铁μg/L≤15.0≤10.0≤75.01次/7d铜μg/L≤3.0≤2.01次/7d油mg/L≤0.31次/7d丙酮肟μg/L≤30总碳酸盐mg/L≤1.01次/7d以CO2计除氧器出水溶

氧μg/L≤7.0≤30.01次/2hDDμS/cm≤0.151次/2h炉水pH9.0～9.79.3～9.61次/2h25℃PO43-mg/L≤1.01次/2hSiO2mg/L≤0.201次/6h导电度μS/cm<20.010.0～15.01次/2h25℃Cl-mg/L≤0.51次/24hTOCμg/L≤2001次/7d凝结水钠μg/L≤5.0≤3.0硬

度μmol/L≈0.0≤5.01次/2h导电度μS/cm≤0.3≤0.151次/2hH+交换,25℃溶

氧μg/L≤30.0≤20.01次/2hSiO2μg/L≤20.0≤15.0≤80.01次/6h高速混床出水钠μg/L≤5.0≤2.01次/6h硬

度μmol/L0.01次/6h导电度μS/cm≤0.15≤0.101次/6hH+交换,25℃SiO2μg/L≤15.0≤10.01次/6h铁μg/L≤5.0≤3.0铜μg/L≤3.0≤1.0pH蒸汽钠μg/kg≤5.0≤2.0≤20.01次/6hSiO2μg/kg≤20.0≤10.0≤60.01次/6h导电度μS/cm≤0.15≤0.10≤1.01次/2hH+交换,25℃铁μg/kg≤10.0≤5.0≤50.01次/7d铜μg/kg≤3.0≤2.0≤15.01次/7d疏水硬

度μmol/L≤2.5≈01次/6h铁μg/L≤50发电机冷却水导电度μS/cm0.4～2.01次/2hpH8.0～9.0≈8.51次/2h25℃硬

度μmol/L≤2.01次/2h铜μg/L≤20.01次/12h溶氨量μg/L≤30.01次/7d全封闭系统取样用冷却水导电度μS/cm≤301次/24h硬

度μmol/L≤5.01次/24h2给水各水质项目的意义①硬度：为了防止锅炉中结钙、镁水垢，以及为了避免增加锅内磷酸盐处理的用药量或使锅炉水中产生过多的水渣，应监督给水硬度。②油：给水中如果含有油，当它被带进锅内以后会产生以下危害：

a、油质附着在炉管管壁上并受热分解成一种导热系数很小的附着物[λ为0.09～0.12W／(m·℃)]，危及炉管的安全。b、使锅炉水中生成漂浮的水渣和促进泡沫的形成，容易引起蒸汽品质的劣化。c、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。因此，对锅炉给水中的含油量必须监督。③溶解氧：为了防止给水系统和锅炉省煤器等发生氧腐蚀，同时为了监督除氧器的除氧效果，所以应监督给水中的溶解氧。④DMKO：给水中加DMKO时，应监督给水中的过剩DMKO，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人给水中的氧气。

⑤pH值：为了防止给水系统的腐蚀，对加热器为钢管的系统，给水pH值应控制在9.2～9.6范围内；对低压加热器为铜合金的系统，给水pH值应控制在9.1～9.4范围内。pH值高一些，虽对防止钢材的腐蚀有利，但是因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以给水pH值高就意味着水、汽系统中的含氨量较多，这就会在氨容易集聚的地方引起铜制件的氨蚀。所以给水最佳pH值的数值应通过加氨处理的调整试验决定，以保证热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。

⑥总碳酸盐量：给水中各种碳酸化合物(CO、HCO、CO)的总含量(以COmg/L表示)，称为总二氧化碳量。碳酸化合物随给水进入锅内后，全部分解而放出CO，这些CO会被蒸汽带出。蒸汽中CO较多时，即使进行水的加氨处理，热力系统中某些设备和管路仍会发生腐蚀，并导致铜、铁腐蚀产物的含量较大。为了避免发生上述不良后果，必须监督给水中总二氧化碳量(给水总CO量应为0.0～1.0/L)。⑦全铁和全铜：为了防止在锅炉炉管中产生铁垢和铜垢，必须监督给水中的铁和铜的含量。给水中铁和铜的含量，还可作为评价热力系统金属腐蚀情况的依据之一。⑧含硅量和含盐量(电导率)：监督给水的含硅量和含盐量(电导率)是为了保证炉水的含硅量和含盐量均在允许范围内且使锅炉排污率不超过规定值。给水含盐量并不直接测定，常用给水电导率表征含盐量的多少。亚临界压力汽包炉省煤器人口之前的给水电导率(25℃)，经氢离子交换之后应小于0.15μS/cm。给水水样经氢离子交换之后再测电导率，是为了消除给水中加入的氨对测定值的影响，并且增加测试的灵敏度。2炉水各水质监督项目的意义①磷酸根：炉水维持一定量的磷酸根(以PO表示)，有利于防止水垢形成，适当增加了炉水的缓冲性，有利于防腐。亚临界压力汽包炉应实施低含量磷酸盐浓度标准。②pH值：锅炉水的pH值应不低于9，原因在于：a、pH值低时，炉水对钢材的腐蚀性增强，锅炉内易发生腐蚀。b、锅炉水中磷酸根与钙离子，只有在pH值足够高的条件下，才能生成容易排除的水渣。c、pH值高有利于抑制锅炉水中硅酸盐的水解，减少硅酸在蒸汽中的溶解携带量。③氯离子：锅炉水氯离子浓度太大时，表明炉水中氯化物含量高，这不仅会使蒸汽中携带的氯离子量增加，导致亚临界压力机组汽轮机内部合金钢的应力腐蚀，还易使亚临界压力汽包炉的水冷壁管发生腐蚀。

④含硅量和含盐量：限制炉水的含硅量和含盐量是为了保证蒸汽质量。炉水含盐量通常不直接测定，因为测定操作很麻烦。常用电导仪测炉水电导率，以表征炉水含盐量。也有的用pNa计测定钠量，来表征水含盐量的多少。3蒸汽质量标准中各个项目的意义①含钠量：含钠量可以表征蒸汽含盐量的多少，因为蒸汽中的盐类主要是钠盐。因测定蒸汽中的含盐量还没有简易又可靠的方法，所以常用pNa计测定含钠量以表征蒸汽含量的多少。此外，也常测定蒸汽的凝结水样的电导率来表征蒸汽含盐量的多少。为了消除蒸汽中氨和CO2气体的影响，并且提高灵敏度，应将