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汽水品质
水、汽质量控制项目及其意义各种水、汽质量标准,在我国水利电力部所颁布的《火力发电厂水、汽监督规程》中都作了规定。
现对这些标准作简要介绍。
1.蒸汽为了防止蒸汽通流部分特别是汽轮机内积盐,必须对锅炉生产的蒸汽品质进行监督。
对汽包锅炉的饱和蒸汽和过热蒸汽品质都应进行监督,其原因如下:
(1)便于检查蒸汽品质劣化的原因。
例如,当饱和蒸汽品质较好而过热蒸汽品质不良时,则表明蒸汽在减温器内被污染。
(2)可以判断饱和蒸汽中盐类在过热器中的沉积量。
蒸汽品质标准中各个项目的意义如下:
(1)含钠量。
因为蒸汽中的盐类主要是钠盐,所以蒸汽中的含钠量可以表征蒸汽含盐量的多少,故含钠量的蒸汽品质的指标之一,应给以监督。
为了便于及时发现蒸汽品质劣化的情况,应连续测定蒸汽的含钠量。
(2)含硅量。
蒸汽中的硅酸会沉积在汽轮机内,形成难溶于水的二氧化硅附着物,它对汽轮机运行的安全性与经济性常有较大影响。
因此含硅量也是蒸汽品质指标之一,应给以监督。
参数越高的机组,对蒸汽品质要求越严格。
因为在高参数汽轮机内高压级的蒸汽通流截面很小(这是由于蒸汽压力越高,蒸汽比容越小的缘故),所以即使在其中沉积少量的盐类,也会使汽轮机的效率和出力显著降低。
当锅炉检修后启动时,由于锅炉水水质一般较差,常使蒸汽中杂质含量较大,如果使锅炉的蒸汽品质符合规定的标准后,再向汽轮机送汽,就需要锅炉长时间排汽。
这不仅使炉长时间不能投入运行,而且还会增大补给水率,又会使给水水质变坏。
所以机组启动时的蒸汽品质标准可适当放宽些。
2.炉水为了防止锅内结垢、腐蚀和产生的蒸汽品质不良等问题,必须对锅炉水水质进行监督。
锅炉水的水质标准项目的意义如下:
(1)磷酸根。
锅炉水中应维持有一定量的磷酸根,这主要是为了防止钙垢。
正如第七章已经指出,锅炉水中磷酸根不能太少或过多,应该把锅炉水中的磷酸根的量控制得适当,炉内加磷酸最主要的目的之一就是与钙镁离子生成水渣除掉硬度,因此,有硬度的情况下测不出磷酸根。
进行炉内处理时磷酸盐加入量过多会产生如下危害:
1)、药品消耗量增加,使生产成本提高,造成浪费。
2)、增加锅炉水的含盐量,碱度等。
影响蒸汽品质。
3)、有生成易粘附水渣Mg(PO4)2的可能,这种水渣会转化成导热系数性能很差的松软的水垢。
4)、若锅炉铁含量较大时。
有生成磷酸盐铁垢的可能。
5)、容易产生“盐类暂时消失”现象(当汽包锅炉负荷增高时,锅炉水中的某些易溶性钠盐从锅炉水中析出,沉积在炉管管壁上,使它们在锅炉水中的浓度明显降低,当锅炉负荷减小或停炉时,沉积在管壁上的钠盐又被溶解下来,使它们在锅炉水中的浓度重新升高,这种现象,称为“盐类暂时消失”)。
磷酸盐加入量过少也会产生下列危害:
1)、不能防止锅内产生钙镁水垢。
2)、锅炉水PH低,易使蒸汽含硅量增加。
(2)PH值。
锅炉水的PH值应不低于9,原因如下:
a)PH值低时,水对锅炉钢材的腐蚀性增强;b)锅炉水中磷酸根与钙离子的反应,只有在PH值足够高的条件下,才能生成容易排除的水渣。
抑制锅炉水中的硅酸盐类的水解,减少硅酸在蒸汽中的溶解携带量,一般磷酸根高,炉水的PH值就高,使由给水带入的硅酸根以盐型存在,溶解携带降低,硅酸根逐渐浓缩,硅酸根就偏高了。
但是,锅炉水的PH值也不能太高(例如对高压及高压以上锅炉,PH值不应大于11),因为当锅炉水PH值很高,就表明锅炉水中游离氢氧化钠较多,容易引起碱性腐蚀。
(3)含盐量(可含钠量)和含硅量。
限制锅炉水中的含盐量(或含钠量)和含硅量是为了保证蒸汽品质。
锅炉水的最大允许含盐量(或含钠量)和含硅量不仅与锅炉的参数、汽包内部装置的结构有关,而且还与运行工况有关,不能统一规定,每台锅炉都应通过热化学试验来决定。
(4)碱度。
锅炉水的碱度太大时,可能引起水冷壁的碱性腐蚀和应力腐蚀(在炉管热负荷较高的情况下,较易发生这种现象)。
此外,还可能使锅炉水产生泡沫而影响蒸汽品质。
所以,对软化水作补给水的锅炉,锅炉水的碱度也应当加以监督。
对于铆接或胀接锅炉,为了防止苛性脆化,应监督锅炉水的相对碱度。
2.给水为了防止锅炉给水系统腐蚀、结垢,并且为了能在锅炉排污率不超过规定数值的前提下,保证锅炉水质合格,对锅炉给水的水质必须进行监督。
给水水质标准中各水质项目的意义如下:
(1)硬度。
为了防止锅炉和给水系统中生成钙、镁水垢,以及避免增加锅内磷酸盐处理的用药量和使锅炉水中产生过多的水渣,所以应监督给水硬度。
(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:
1)油质附着在炉管壁上并受热分解生成一种导热系数很小的附着物,会危及炉管的安全。
2)会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。
3)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的过热损坏。
因此,对锅炉给水中的含油量必须给以监督。
(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效果,所以应监督给水中的溶解氧。
(4)联氨。
给水中加联氨时,应监督给水中的过剩联氨,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入给水中的氧。
(5)PH值。
为了防止给水系统腐蚀,给水PH值应控制在
8.5~
9.2范围内。
若给水PH值在
9.2以上,虽对防止钢材的腐蚀有利,但是因为提高给水PH值通常用加氨法,所以给水PH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,如凝汽器空气冷却区、射汽式抽气器的冷却器汽侧等处。
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、铜腐蚀产物最少为原则。
最佳PH时给水含氨量通常在1-2毫克/升以下。
(6)总二氧化碳。
给水中各种碳酸化合物的总含量,称为总二氧化碳量。
碳酸化合物随给水进入锅炉内后,全部分解而放出二氧化碳,这些二氧化碳会被蒸汽带出。
我们知道,蒸汽中二氧化碳较多时,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。
(7)全铁和全铜。
为了防止在锅炉中产生铁垢和铜垢,必须监督给水中的铁和铜的含量。
给水中铜和铁的含量,还可以作为评价热力系统金属腐蚀情况的依据之
一。
(8)含盐量(或含钠量)、含硅量及碱度。
为了保证锅炉水的含盐量(或含钠量)、含硅量以及碱度不超过允许值,并使锅炉排污率不超过规定值,应监督给水的含盐量(或含钠量)、含硅量及碱度。
3.汽轮机凝结水水质标准中各项目的意义如下:
(1)硬度。
冷却水漏入或渗入凝结水,使凝结水中含有钙、镁盐类。
为了防止凝结水中的钙、镁盐量过大,导致给水硬度不合格,所以对凝结水的硬度应该进行监督。
(2)溶解氧。
在凝汽器和凝结水泵的不严密处漏入空气,是凝结水中含有溶解氧的主要原因。
凝结水含氧量较大时,会引起凝结水系统的腐蚀,还会使随凝结水进入给水的腐蚀产物增多,影响给水水质。
所以应监督凝结水的溶解氧。
(3)电导率。
对于汽轮机凝结水水质,除应测定上述标准中规定的指标外,为了能及时发现凝汽器的漏泄,还应测定凝结水的电导率。
如发现电导率比正常测定值大得多时,那就表时凝汽器发生了漏泄,所以各台机组都应安设连续测定凝结水电导率的装置。
为了提高测定的灵敏度,通常将凝结水样品通过强酸氢离子交换柱后,用工业电导仪连续测定。
4.疏水箱的疏水锅炉及热力系统中有些疏水,先汇集在疏水箱中,然后定时送入锅炉中的给水系统。
为了保证给水水质,这种疏水在送入给水系统以前,应监督其水质。
按规定,疏水的含铁量应大于100微克/升,硬度应大于5微克当量/升。
若发现其水质不合格时,必须对进入此疏水箱的各路疏水分别取样,进行测定,找出不合格的水源。
5.返回凝结水从热用户返回的凝结水,收集于返回水箱中。
为了保证给水水质,应定时取样检查,监督此水箱中的水质,确认其水质符合规定后,方可送入锅炉的给水系统。
按规定,返回水的含铁量应不大于100微克/升,硬度应不大于5微克当量/升,含油量应不大于1毫克/升。
当热电厂内设有返回凝结水的除油、除铁处理的设备时,返回水经处理后,应监督其水质,符合上述规定后,方可送入给水系统。
汽水品质火电厂对汽水品质问题一般都是比较重视的,但由于制水、水处理系统设备问题、管理问题以及汽水监督问题,汽水品质不合格的情况在运行中时有发生,锅炉炉管及汽轮机叶片结垢问题还比较普遍发生,主要的问题有:
一、给水pH值和溶解氧合格率低有的电厂由于机组负荷变化较大,给水流量变化大时,没有及时随给水流量的变化调节加氨和加联氨的加药量,致使pH值和溶解氧合格率低。
有的电厂本来有加氨和加联氨泵的自动启动调节投入装置,但由于设备问题和管理问题致使自动不能投入,完全靠手动操作控制是很难随给水流量的变化及时调节加药量的。
有的电厂其自动装置是以给水在线溶解氧表的变化值自动控制调节加药量的,由于给水溶解氧标准为小于7μg/L,其变化量小,很难准确反映其变化值来有效地自动控制调节加药量。
为此建议:
给水加氨和加联氨泵必须装自动启动的调节装置,应将以在线溶解氧表的变化值为自动控制调节加药量的改用装有给水联氨表作为控制加药泵来调节加药量。
二、凝结水水质经常超标凝结水的含氧量和含钠量经常不合格,这是造成汽水管腐蚀,锅炉、汽轮机结垢的一个重要原因。
1.凝结水系统不严密有的电厂凝结水泵入口排放阀不严密漏人海水和空气,使凝结水水质变化,含氧量、含钠量严重超标。
而机组汽水系统泄漏,运行中补水率大,补人凝结器的水量大,影响真空除氧效果也是一个主要原因。
2.凝结器钛管泄漏频繁凝结器钛管泄漏在电厂是经常发生的,特别是沿海电厂,当钛管泄漏时,海水就侵入凝结水,使凝结水钠离子大量增加,有的电厂对停机找漏处理的含钠量的标准订得过高,以致凝结器泄漏后没有及时找漏。
有的电厂没有装高压疏水扩容器,高压疏水直接进入凝结器,曾多次发生高压疏水冲坏挡水板。
打破钛管造成大量海水侵入凝结水系统,凝结水水质严重恶化,汽轮机通流部分严重结盐垢,被迫停机。
为此建议:
(1)一定要查明凝结水系统不严密和水汽系统泄漏等缺陷,予以消除。
降低机组的补水率,提高凝结水溶解氧的合格率,也可在凝结器入口加装喉部进水喷淋扩散装置,使补入凝结器的水均匀扩散,提高真空除氧效果。
(2)电厂应制订凝结水含钠量的合适的停机标准。
使机组在凝结水水量泄漏时能及时申请停机堵漏。
根据一些电厂的经验,含钠量超过400ppb时就应申请停机或紧急停机,这个数据应根据各个电厂的海水成分来制订。
(3)钠表必须经常正常投入使用,有的电厂没有凝结水含钠量的在线仪表,一定要安装,并且加强管理,保证正常投入使用。
三、给水含铁、含铜问题比较突出有的电厂给水中的含铁量、含铜量长期超标。
锅炉汽水管道及汽轮机叶片的结垢中都含有铁和铜,这种结垢都是硬垢,对锅炉和汽轮机危害较大。
有的电厂对给水铁、铜含量主要水汽监督项目没有监督,试验室没有配置试铁、铜的仪器,没有按规定进行铁、铜主要水汽项目的测试监督,给水合格率的统计缺项,这种情况说明电厂领导和有关专业人员对铁、铜含量监测重视不够。
建议:
应配置灵敏度符合要求的仪器,按要求周期测试给水和水汽系统的铁铜含量,统计在水汽合格率中,不能缺项。
有的电厂含铁量高主要是由于电磁过滤器除铁效果低,效率一般只有40%~50%,当出水铁含量不合格,给水的铁含量也不合格,铁就被带入水汽系统,引起结垢腐蚀。
应该研究电磁过滤器除铁效果低的问题,通过试验、改进,提高除铁效果。
关于带铜问题也应加强研究分析铜是从哪里带进去的,不能置之不理,还应该检查研究除氧器效率,解决给水溶解氧不合格的问题。
四、对水汽系统中二氧化硅超标问题注意不够有的电厂水汽品质统计合格率很高,但在机组大修时化学监督检查锅炉、汽轮机叶片结垢时,结垢速率比较高。
有一台60万kW机组,运行4年零2个月,计算平均结垢速率为70g/(m2·年),这是什么原因呢?
经研究发现其主要原因是在机组启动期间水汽品质没有按要求严格控制监督,特别是没有按规定以二氧化硅的含量来决定启动机组及带负荷,有的机组启动时没有投入凝结水精处理装置。
这些情况都是严重违反规程带来的严重后果。
为此建议:
启动机组运行带负荷,都必须严格遵守《火力发电厂水汽监督规程》的规定,按二氧化硅的含量来决定机组启停时间和带负荷时间。
二氧化硅不合格不能启动机组,按二氧化硅的含量多少来决定带多少负荷。
很多电厂在启动机组时很少考虑化学水汽品质问题,这一点必须引起各级领导的注意,化学专业的领导要及时提醒厂领导。
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