电厂化学培训(综合)

MW火电机组电厂化学化学仪表测量准确性及水汽品质控制的重要意义

水汽品质的准确监测是保证机组安全经济运行的必要手段。手工取样分析的方法，不能及时反映水汽品质的变化，有些监测项目不能准确测量、并且工作量很大，因此，必须依靠在线工业化学仪表进行监督。然而，由于多数在线化学仪表的准确性无法检验，使水汽品质恶化问题得不到及时发现，导致发电机组水汽系统发生腐蚀、结垢和积盐，造成巨大的经济损失。案例1——例如国内某电厂两台600MW亚临界机组2004年底相继底投产，由于汽包汽水分离装置缺陷，使饱和蒸汽中大量带水。由于饱和蒸汽在线钠表和电导率表测量不可靠，一直未能及时发现该问题，导致汽轮机高压缸严重积盐，汽轮机效率降低。机组满负荷运行时的蒸汽流量从投产初期的1790t/h(额定蒸发量)，增加到1900t/h以上，两台机组每年多烧煤140000t，按每吨400元计算，每年损失5600万元。案例2——国内某电厂凝汽器管为黄铜管，给水pH值控制指标为8.8~9.3。由于在线pH表测量的pH值偏低问题未得到及时发现，显示的测量值是在合格范围内，而实际给水pH值经常超过9.5导致凝汽器铜管汽侧发生严重的氨腐蚀，不仅造成更换凝汽器管的直接损失，还造成汽轮机高压缸积铜垢，降低了汽轮机效率，造成巨大损失。案例3国内某电厂炉水pH值低于8.3，但在线pH表测量值偏高，测量显示pH值始终大于9.0，结果水冷壁管发生酸性腐蚀，造成重大损失。案例4某电厂给水在线pH表测量偏高0.5以上，表面上给水pH在8.8~9.3的合格范围内，实际上给水pH值经常低于8.5，导致给水系统发生腐蚀，给水溶解铁含量增加，加速了水冷壁的沉积速度和高压加热器的腐蚀损坏。类似的实例非常多，许多电厂汽水品质监测合格率很高，热力设备水气系统腐蚀结垢和积盐情况却很严重，主要原因是在线化学监测仪表测量不准确。由此可见，提高电厂在线化学仪表测量准确性和可靠性，及时发现水汽品质控制上的问题并加以解决，对发电厂的安全经济运行具有重要的意义。目录1.概况2.水汽系统流程示意图3.机组水汽系统中杂质的来源4.水、汽系统中需要化验的水样5.水垢与水渣6.给水pH调节7.加氧水工况8.水汽取样冷却装置9.凝结水处理系统概述10.发电机内冷水系统11.汽包锅炉的水汽质量标准12.整体启动时的洗硅工艺13.腐蚀1.概况在火力发电厂中，锅炉、汽机及附属设备组成了热力系统，热力系统中的各种热交换部件或水汽流经的设备，如锅炉的省煤器、水冷壁管、过热器、汽轮机、各种加热器、除氧器和凝汽器等，统称为热力设备。水和蒸汽是热力设备中的工质，在热力系统中循环运行。

演示水汽流程2.水汽系统流程示意图给水(凝结水和少量补给水)水处理设备除去大部分杂质汽轮机低压蒸汽抽汽加热经除氧器去除给水中的氧和不溶解性气体由给水泵提高给水压力汽轮机高压蒸汽抽汽加热锅炉省煤器加热水冷壁蒸发过热器升温至汽机要求的进汽温度水汽在热力系统循环过程中，总不免会有些损失，这些工质的损失是由于热力系统某些设备的排汽放水，管道阀门的漏汽漏水，水箱等设备的溢流或热水蒸发等原因造成的。为了维持热力系统正常水汽循环，要及时补充工质的损失。用来补充热力系统水汽损失的水叫做补给水。送进锅炉的水称为给水，给水一般由凝结水、补给水、疏水组成。3.机组水汽系统中杂质的来源

补给水含有杂质二氧化硅≤20μg/L电导率（25℃）≤0.2μS/cm冷却水渗漏使杂质进入凝结水金属腐蚀产物被水流携带在机组安装、检修期间也会使一些杂质残留在系统中4.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。主要化学仪表PH表（给水、炉水、冷却水、补水）酸/碱浓度计（水处理装置）钠表（过热蒸汽）硅表（水和汽、）溶解氧表（凝结水、给水、除氧器）磷表（炉水）电导率表（给水、凝结水、炉水、蒸汽、冷却水）联胺表（给水、冷却水）检漏仪（凝汽器）5.水垢与水渣

在热力设备内受热面水侧金属表面上生成的固态附着物叫做水垢，水垢是一种牢固附着在金属表面上的沉积物。钙镁水垢、硅酸盐水垢、氧化铁垢。在锅炉和热力设备的水中，还可能析出一些固体物质，这些固体物质有的以悬浮状态存在于水中，也有的以沉渣和泥渣状态沉积在热力设备水流流动滞缓的各个部位，如锅炉汽包底部、水冷壁下联箱底部以及各种热交换器、水箱底部。这些呈悬浮状态的沉渣物质叫水渣。5.1.水垢危害性：水垢会降低锅炉和热交换设备的传热效率，增加热损失。火电厂锅炉若结生1mm厚的水垢，燃煤消耗量将增加1.5%～2%，锅炉水冷壁管内结垢厚1mm，燃煤消耗量约增加10％结垢增加了水的流动阻力，迫使锅炉降负荷运行。水垢能引起锅炉水冷壁管的过热，导致管子鼓泡和爆管事故。水垢能导致金属发生沉积物下腐蚀。水垢结生得太快太多，迫使热力设备不得不提前检修。用化学清洗的方法清除水垢。5.2.水渣的分类与危害（1）不会粘附在受热面上的水渣。这类水渣较松软，常悬浮在锅炉水中，易随锅炉水的排污从锅炉内排掉，如碱式磷酸钙、碱式磷酸钙和蛇纹石水渣。（2）易粘附在受热面上的水渣。这类水渣容易粘附在受热面管内壁上，经高温烘焙后，常常转变成水垢（这种水垢松软，有粘性，俗称软垢），如磷酸镁和氢氧化镁等。锅炉水中水渣太多，会影响锅炉的蒸汽品质，而且还有可能堵塞炉管，并结生水垢，威胁锅炉的安全运行，5.3.钙镁水垢的形成及其防止

1.钙镁水垢的形成及其防止在钙、镁水垢中，钙、镁盐含量常常很大，甚至可达90％左右，按其主要化合物的形态分成：碳酸钙水垢、硫酸钙水垢、硅酸钙水垢、镁垢等。2.形成的原因随着温度的升高，某些钙、镁化合物在水中的溶解度下降；在水不断受热蒸发时，水中盐类逐渐浓缩。在水被加热的过程中，水中某些钙、镁盐类因发生化学反应，从易溶于水的物质变成难溶的物质而析出3.防止方法

制备高质量的补给水，除去生水中的硬度。保证汽轮机凝结水的水质。采用磷酸盐水质调节处理，使进入炉水中的钙、镁离子形成一种不粘附在受热面的水渣，随锅炉排污排除掉。5.4.复杂的硅酸盐水垢的形成及防止复杂的硅酸盐水垢的化学成分，绝大部分是铝、铁的硅酸化合物，往往含有40％～50％的二氧化硅，25％～30％的铝和铁的氧化物及10～20％的钠的氧化物，钙、镁化合物的总含量一般不超过百分之几，这种水垢常常匀整地覆盖在热负荷很高或水循环不良的炉管内壁上。形成的原因锅炉给水中铝、铁、硅的化合物含量较高，是在热负荷很高的炉管内形成硅酸盐水垢的主要原因。防止方法应尽量降低给水中硅化合物、铝和其它金属氧化物的含量，即要求保证补给水和给水的水质。5.5.氧化铁垢的形成和防止氧化铁垢的主要成分是铁的氧化物，其含量70％～90％，表面为咖啡色，内层是黑色或灰色，垢的下部与金属接触处常有少量白色的盐类沉积物，生成部位主要在热负荷很高的炉管管壁上。氧化铁垢的形成原因①锅炉水中铁的化合物沉积在管壁上，形成氧化铁垢。②炉管上的金属腐蚀产物转化成为氧化铁垢。防止方法：防止锅炉内产生氧化铁垢的基本方法，是减少锅炉水中的含铁量，即减少给水中的含铁量和防止金属腐蚀。①调整除氧器以保证良好的除氧效果。②正确进行给水联氨处理，消除给水中残余氧。③给水加氨或加胺类处理，调节凝结水和给水的pH值。④在给水系统或凝结水系统中装电磁过滤器或其它除铁过滤器，以减少水中的含铁量。⑤补给水设备和管道、疏水箱、除氧器水箱、返回水水箱等内壁涂橡胶或涂漆防腐。⑥减少疏水箱中疏水或生产返回水中铁的含量。6.给水pH调节给水的pH值调节，就是往给水中加一定量的碱性物质，控制给水的pH值在适当范围，使钢材的腐蚀速度比较低，以保证给水含铁量和含铜量符合规定的指标。pH值在9.5以上可减缓碳钢的腐蚀，对于含有钢和铜两种材料的电厂来说，一般将给水的pH值调节在8.8～9.3之间；对于只有钢材的电厂来说，即全铁系统，给水pH值可以控制得高些。案例2国内某电厂凝汽器管为黄铜管，给水pH值控制指标为8.8~9.3。由于在线pH表测量的pH值偏低问题未得到及时发现，显示的测量值是在合格范围内，而实际给水pH值经常超过9.5，导致凝汽器铜管汽侧发生严重的氨腐蚀，不仅造成更换凝汽器管的直接损失，还造成汽轮机高压缸积铜垢，降低了汽轮机效率，造成巨大损失。案例3国内某电厂炉水pH值低于8.3，但在线pH表测量值偏高，测量显示pH值始终大于9.0，结果水冷壁管发生酸性腐蚀，造成重大损失。案例4某电厂给水在线pH表测量偏高0.5以上，表面上给水pH在8.8~9.3的合格范围内，实际上给水pH值经常低于8.5，导致给水系统发生腐蚀，给水溶解铁含量增加，加速了水冷壁的沉积速度和高压加热器的腐蚀损坏。6.1.给水加氨处理

氨的特性氨在常温常压下是一种有刺激性气味的无色气体，极易溶于水，其溶液称为氨水，一般市售氨水密度为0.91g/cm3，含量约28％，氨在常温下很易液化。液态氨称为液氨，沸点-33.4℃。氨在高温下不会分解，易挥发、无毒，6.2.加药点的选择因为氨是挥发性很强的物质，不论在水汽系统中的哪个部位加入，整个系统的各个部位都会有氨，但在加入部位附近管道中的水pH值明显高一些。在发电机组上，可能考虑给水加氨分两级处理，对有凝结水净化设备的系统，在凝结水净化装置的出水母管以及除氧器出水管道上分别设置两个加氨点。6.3.加氨处理不足之处

由于氨的分配系数较大，所以氨在水汽系统各部位的分布不均匀。所谓“分配系数”，是指在水和蒸汽两相共存时，物质在蒸汽中的浓度同与此蒸汽接触的水中的浓度的比值，它的大小与物质本性和温度有关。例如在90～110℃，氨的分配系数在10以上。这样为了在蒸汽凝结时，凝结水中也能满足够高的pH值，就要在给水中加较多的氨。但这也会使凝汽器空冷区的氨含量过高，使空抽区的铜管易受氨腐蚀。氨水的电离平衡受温度的影响较大。如果温度从25℃升高至270℃，氨的电离常数则从1.8×10-5降到1.12×10-6，因此使水中OH-离子的浓度降低。这样，给水温度较低时，为中和游离CO2和维持的pH值所加的氨量，在给水温度升高后就显得不够，不足以维持必要的给水pH值，造成碳钢管腐蚀加剧，给水中Fe2+增加6.4.全挥发处理——AVTAllVolatileTreatment挥发处理就是往锅内加挥发性的氨和联氨。氨的作用——调节给水和炉水的pH值联氨的作用——除去给水中的溶解氧对于汽包炉，当加热器的管材是铜合金时，规定pH为8.8～9.2；当加热器的管材不是铜合金时规定pH为9.2～9.4；对于直流炉规定pH为9.2～9.4。据文献介绍，对于超临界压力的机组，当汽机凝结水含氯量为20～40mg/L，CO2为800μg/L，凝结水pH值达到9.7，低压加热器铜管汽侧和水侧的腐蚀反而大大减缓。还有的文献认为，在一定条件下，由于加氨提高pH值对黄铜管的保护作用可能超过氨对黄铜的腐蚀作用，所以，把pH值提高到9.3～9.4是可以的。挥发处理时，给水联氨需要保持一定的含量，以保证除氧效果。我国规定给水联氨含量为10～50μg/L，美、日等国规定为10～30μg/L，俄罗斯规定为30～50μg/L。加药的部位

有的电厂把氨和联氨的混合液加到凝结水升压泵的入口侧，低压凝结水系统就不再设加药点；有的在低压加热器前的系统中加氨，在除氧器之后加联氨。国外一般倾向于在凝结水升压泵的入口侧加氨和联氨的混合液，并且建议增设加药点，以保证系统的各个部位都维持一定的浓度，使各个部位都得到保护。全挥发处理的优点

锅炉不会产生浓碱引起的腐蚀。因为是挥发性的，随着炉管温度的升高和炉水的浓缩，氨逐步挥发，随蒸汽带走，所以不会在局部位置浓缩成浓碱。不会增加炉水的含盐量。不会出现磷酸盐类“隐藏”现象。全挥发处理的缺点

炉水pH值控制较难。因为氨的挥发性大，不能保证受热面的所有部位都保持所需的pH，如果微量氯化物漏入凝结水，可能使受热面局部位置炉水pH值降至7以下，出现酸腐蚀。易引起铜的腐蚀。全挥发处理时，给水和炉水的含氨量较高，蒸汽的含氨量也较高，在凝汽器的空抽区氨浓度过大，会引起该处铜管的氨蚀。7.加氧水工况加氧水工况是使给水pH值保持中性或弱碱性，一般是6.5～7.5，同时在给水中加氧或者过氧化氢。所以，加氧水工况是指加氧或过氧化氢的水处理法，加氧水工况又叫中性水规范或联合水处理法，或称中性运行方式或联合运行方式。

加氧水工况的要求给水应深度除盐，其电导率应小于0.15μS/cm.当水中Cl-含量达0.35mg/L时就会引起点蚀。为了生成良好的保护膜，应控制Cl-<0.1mg/L。pH值控制在7.3~8.0.当给水含氧量小于0.1mg/L时，钢的腐蚀速度大；当含氧量为0.1~10mg/L时，钢的腐蚀速度最小；当含氧量为10~100mg/L时，钢的腐蚀速度又上升；浓度太低了，腐蚀速度会加大。浓度太高了，腐蚀速度也大。据试验，给水的含量为200μg/L左右较为恰当。加氧水工况的适用

加氧水工况只能用于直流炉，不能用于汽包炉。因为，汽包炉的炉水电导率随着水的蒸发而提高加药部位主要是凝结水泵的出口，有时为了减少低压加热器蒸汽侧钢的腐蚀速度加O2时，氧和钢直接作用生成氧化膜。而加H2O2时，首先是生成络离子Fe(O2H)2+，目前，加氧水工况普遍使用O2

加氧水工况的优点

锅炉的腐蚀速度显著下降，给水的含铁量可以降至20μg/L以下，比碱性处理时低。提高了锅炉运行的安全性。因为腐蚀和结垢速度下降，管壁的温度也下降，这就是提高了锅炉运行的安全性。延长了锅炉清洗的间隔时间。和碱性处理比较，清洗间隔时间延长了一倍甚至更的时间。凝结水净化设备的运行周期明显延长。因为加氧水工况时，氨含量较低。可以使给水系统的低温部分得到保护。因为，在凝结水泵出口加氧或过氧化氢，给水系统低温部分的金属表面能生成良好的保护膜。而碱性处理，除氧器以前的低温管道和设备仍然有受腐蚀的可能性。8.水汽取样冷却装置

水汽集中取样分析装置:组成：降温减压架、低温仪表屏和计算机监控系统。通过对高温、高压水汽样品进行降温、减压、恒温处理，取得具有代表性样水，供人工取样和化学分析仪表监测水汽品质，从而保证了整个机组的安全经济运行。在冷却水满足条件时：当40℃<样水温度≤200℃时，采用一级冷却；当样水温度大于200℃时，应采用二级冷却；冷却后样水温度应小于40℃。减压阀出口样水压力小于0.8MPa，样水流量在1000～2000L/min范围内可调。机械恒温装置进口样水温度：4～45℃；机械恒温装置出口样水温度：25±1℃。采集频率：所有仪表监测项目1分钟（可调）采集一次；转换精度：D/A、A/D转换的转换误差小于0.5%；数据显示：数值显示方式、曲线显示方式两种。9.凝结水处理凝结水处理，有的也称为精处理或净化处理，来源于”polishingtreatment”，凝汽器泄漏问题，当用淡水作冷却水时，凝汽器的允许泄漏率—般应小于0.02%。当用海水作冷却水时，要求泄漏率小于0.004%。金属腐蚀产物带入。补给水带入的悬浮物和盐分。凝结水处理系统概述凝结水处理设备与热力系统的连接有两种形式，即“低压系统”和“中压系统”。中压系统的优点：省掉一级凝结水泵，投资减少；有利于机组快速启动，因为低压系统要考虑凝结水热水井水位与二级水泵的工作出力平衡。9.1.空气擦洗高速混床每列设置二台，每台出力为全部凝结水量的50%，不备用。混床为DN2200mm的柱型混床。设备规范及参数：正常出力：347.5t/h台最大出力：487t/h台工作压力：2.8MPa设计压力3.5MPa工作温度：≤50℃筒体内径：2200mm筒体壁厚：30mm筒体总高度：3110mm（不包括支腿）筒体内壁防腐：一层半硬橡胶和一层软橡胶2mm/3mm树脂层高度：1m高速混床内部金属材质均匀为1Cr18Ni9Ti。9.2.高速混床特点运行流速：汽轮机凝结水具有水量大和含盐量低的特点，运行流速一般在100~120m/h，最高运行流速为150m/h。但混床运行流速也不可能无限提高，因为过高流速会使工作层变厚、水流阻力增加、树脂受压破碎等问题。阳、阴树脂比例：适当地增加阳树脂的量，混床阴树脂与阳树脂的体积比为（1~1.5）：2。树脂的再生方式：用于凝结水除盐处理的混床宜采用体外再生。锥斗法、高塔法空气擦洗：混床树脂需采用空气擦洗，使树脂颗粒表面粘附的腐蚀产物脱落，用水从上向下淋洗，将其从下部排掉。9.3.凝结水混床的出水水质GB/T12145-1999规定的凝结水混床出水水质标准是：硬度≈0µmol/L电导率（25℃）≤0.2µS/cm二氧化硅≤15µg/L钠≤5µg/L铁≤8µg/L铜≤3µg/L10.发电机内冷水系统

在内冷水发电机定子的纯铜或铜合金空芯导线中，使用的冷却介质虽然是除盐水或凝结水，但内冷水系统密封不严密，可能含有氧和二氧化碳等，从而导致空芯铜管腐蚀，而且腐蚀产物大部分进入冷却介质并带入定子线圈，在发电机磁场作用下面沉积，造成空芯导线的堵塞，使发电机线圈温度急剧上升，甚至烧毁。因此运行中必须经常监控并及时调整内冷水的水质，必要时还可以添加铜缓蚀剂和进行化学清洗。

10.1.内冷水的控制内冷水的pH值至少要提高到6.8以上，当不添加缓蚀剂时还应更高一些（如7.6以上）。pH调节一般采用氢氧化钠、醋酸钠或氨水来进行，当用氨水调节时，应经常更换一部分内冷水，以免水中含氨量过高而加速铜的腐蚀。

发电机定子水集水环-现场图片10.2.常用缓蚀剂

2-巯基苯并噻唑（MBT）-C6H4SC(SH)N苯并三氮唑（BTA）

-C6H4NCHS，为淡黄色的液体，有特殊的气味，可溶于乙醇，水溶性比MBT稍好，分子量为135.18，密度在1240~1250kg/m3范围。

BTA能与铜原子作用，在铜管表面生成一层聚合直线结构的Cu—BTA膜。

10.3.缓蚀机制由于分子中的硫和氮原子均能与铜离子形成强的配位键，所以它能与铜离子形成溶解度极小的、粘附性很强的保护膜，即Cu—MBT膜。膜层牢固，不易脱落或变质。此膜实际上是在铜管原有的氧化亚铜膜上生成的，因此铜管的表面膜呈现双层结构：Cu|Cu2O|Cu——MBT10.4.水内冷系统的防蚀工艺

化学清洗一般采用盐酸、硫酸、柠檬酸以及有机络合剂等作为清洗剂。例如采用5%的盐酸或硫酸清洗，也可用三乙醇胺调节pH值至3.5，结合3%~4%的柠檬酸溶液清洗，或者用乙二胺四乙酸二钠溶液清洗。钝化处理发电机空芯铜导线化学清洗后，一般可用钝化剂（如MBT等）对导线内表面进行钝化处理，这样可以增强投运后铜导线的耐腐蚀性能。11.锅炉的水汽质量标准11.1.新建机组运行期间的质量标准量在125MW及以上的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化硅不大于100μg/kg，含钠量不大于50μg/kg。汽轮机凝结水的回收质量:炉型锅炉压力MPa硬度μmol/L二氧化硅μg/L铁μg/L汽包炉12.7～18.3<10<80<80直流炉12.7～18.3--<1000对蒸汽压力高于15.6MPa的汽包炉必须进行洗硅，使蒸汽中的二氧化硅不大于60μg/kg。

新建机组试运期间，在1/2额定负荷及以上时，锅炉给水质量应符合下表的规定。炉型锅炉压力MPa溶氧μg/L二氧化硅μg/L铁μg/L硬度μmol/LpH25℃联氨μg/L汽包炉12.7～18.3<30<80<8008.5～9.210～50直流炉12.7～18.3<20<50<5011.2.机组正常运行阶段质量标准

蒸汽质量标准

炉型锅炉压力MPa铁1）μg/L铜1）μg/L钠μg/L二氧化硅μg/L电导率（经氢离子交换后25℃）μS/cm汽包炉12.7～18.3≤20≤5≤10≤20≤0.3直流炉12.7～18.3≤10≤52)锅炉给水质量标准

炉型锅炉压力MPa硬度1）μmol/L二氧化硅μg/L溶解氧μg/L铁μg/L铜μg/L钠μg/L汽包炉12.7～15.6≤2.0应保证蒸汽质量≤7≤20≤20

15.7～18.3≈0≤20直流炉12.7～18.3≈0≤20≤7≤10≤52）

硬度（μmol/L）的基本单元为1/2Ca2++1/2Mg2+。有凝结水处理时的给水硬度应“≈0μmol/L”。

锅炉炉水质量标准

锅炉压力MPa处理方式总含盐量1）mg/L二氧化硅1）mg/L氯离子1）mg/L磷酸根mg/LpH（25℃）12.7~15.6磷酸盐处理≤50≤0.452)≤42~89~1015.7~18.3磷酸盐处理≤20≤0.25≤10.5~39~10挥发性处理≤2.0≤0.2≤0.5

9.0~9.5汽轮机凝结水的质量标准

锅炉压力MPa硬度μmol/L溶解氧μg/L电导率（经氢离子交换后25℃）μS/cm二氧化硅μg/L钠mg/L12.7～15.6≤2.0≤40≤0.3应保证炉水质量≤1015.7～18.3-≤30处理后的凝结水质量标准

硬度μmol/L电导率（经氢离子交换后25℃）μS/cm二氧化硅μg/L钠μg/L铁μg/L铜μg/L≈0≤0.2≤15≤5≤8≤3

水内冷发电机的冷却水质量标准

处理方式电导率μS/cm(25℃)铜μg/LpH(25℃)添加缓蚀剂≤10≤40>6.8不加缓蚀剂≤10≤200>7.611.3.机组启动期间蒸汽质量标准

炉型锅炉压力MPa电导率（经氢离子交换后，25℃）μS/cm二氧化硅μg/kg铁μg/kg铜μg/kg钠μg/kg汽包炉12.7~18.3≤1≤60≤50≤15≤20直流炉—≤30≤50≤15≤20锅炉启动时给水质量

炉型锅炉压力MPa硬度μmol/L铁μg/L溶解氧μg/L二氧化硅μg/L汽包炉12.7~18.3≤5≤75≤30≤80直流炉≈0≤50≤30≤30机组启动时凝结水回收质量标准

外形硬度μmol/L铁μg/L铜μg/L二氧化硅μg/L无色透明≤10≤80≤30≤8011.4.水汽质量劣化时的处理

一级处理值——有因杂质造成腐蚀的可能性，应在72h内恢复至标准值。二级处理值——肯定有因杂质造成腐蚀的可能性，应在24h内恢复至标准值。三级处理值——正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在4h内停炉。

在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应采用更高一级的处理法。对于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。

凝结水水质异常时的处理值

项目标准值处理值一级二级三级电导率（经氢离子交换后，25℃）μS/cm有混床≤0.2>0.2——无混床≤0.3>0.3>0.4>0.65硬度μmol/L有混床≈0>2——无混床≤2>2>5>20用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400μg/L时，应紧急停炉。

锅炉给水水质异常时的处理值

项目标准值处理值一级二级三级pH(25℃)全铁系统9.0~9.5<9.0或>9.5——铁铜系统8.8~9.3<8.8或>9.3——电导率（经氢离子交换后，25℃）μS/cm≤0.2~0.3<0.3>0.4>0.65溶解氧μg/L≤7>7>20—12.整体启动时的洗硅工艺

原因为了防止汽机结生硅垢，汽水质量标准对蒸汽含硅量有严格的规定，但随着蒸汽参数的提高，蒸汽溶解携带SiO2的能力增大，新建锅炉投产时越来越难于保证蒸汽含硅量合格。

设备安装后切实做好内部清洗、预冲洗、化学清洗、冷态冲洗、热态冲洗、蒸汽吹管等一系列工作，同时还可以实施整机启动时的洗硅工艺。

洗硅运行措施“洗硅”运行阶段从5.88MPa(60at)压力开始，由低到高逐步地提高蒸汽压力，通过运行中的一系列措施，使炉水含硅量符合相应压力下的允许值，保证相应压力下蒸汽的含硅量符合要求。这些措施包括两个方面：一方面通过锅炉排污排掉硅化合物含量大的炉水。在洗硅过程中，凡是来自水冷壁、汽包以及高、低压给水泵统进入锅内的硅化合物，都通过锅炉排污除去。另一方面，在洗硅中改进给水水质，而启动时疏水可不回收，所以关键是保证凝结水的水质，防止凝结水被污染，

洗硅运行工况

在启动升压力过程中，应控制炉水含硅量使蒸汽含硅量不超过35μg/kg。

以亚临界压力汽包炉（主蒸汽参数为17.35MPa,540℃）为例来说明洗硅工作程序：压力从5.88MPa开始，逐步按9.8MPa、13.72MPa、16.66MPa等压力等级升压。

在升至某一压力后，运行中尽可能带较高的负荷。

由于负荷升高，在给水质量和排污量不变的情况下，炉水的浓缩程度必然要增高，使炉水含硅量升高，并逐步升至该压力下的炉水极限允许含硅量，此极限炉水含硅量应保证蒸汽含硅量不超过35μg/kg。

把锅炉压力降低到比前一次升压起始值高的压力上，降压至8.33MPa、11.76MPa、14.70MPa,以保证蒸汽纯度合格。

压力降低一些后，采取增加锅炉排污量和提高水纯度的措施，以降低锅炉水含硅量。将锅炉水含硅量降到比上一次未升压时的含硅量还要低的数值，以便为锅炉升至更高的压力创造条件。当锅炉水含硅量降至能够保证进一步升至更高压力时，蒸汽纯度合格后，再行升压。

如此“升压—升负荷（此时炉水浓缩）—降压—降低炉水浓度”一个循环完成，然后