电站锅炉水处理 43页

电站锅炉水处理及化学监督第一节电站水处理化学基础第二节电站锅炉化学监督概述第三节基建阶段锅炉化学监督第四节锅炉运行期间的化学监督第五节锅炉大修期间的化学监督第六节锅炉停用阶段的化学监督\n\n1．悬浮物悬浮物是指颗粒直径约在10-4mm以上的微粒，包括泥沙，草本植物和动物有机体的微小碎片、纤维过死亡后的腐败产物等。2．胶体胶体是指颗粒直径约在10－6～10-4mm之间的微粒，主要是铁、铝、硅的化合物及动植物有机体的分解产物、蛋白质、脂肪、腐殖质等。由于胶体颗粒比表面积大，有明显的表面活性和吸附性，因而表面常常带有正、负电荷离子，天然水体中的黏土颗粒，一般带负电荷，而一些金属离子的氢氧化物则带正电荷。结果使同类胶体因带有同性电荷而相互排斥。在水中不能相互结合形成更大的颗粒，而稳定在微小的胶体颗粒状态下，使这些颗粒不能依靠重力自行沉降。3．溶解物溶解物质是指颗粒直径约在10－6mm的微粒，它们往往以离子、分子或气体状态存在于水中，成为均匀的分散体系，称为真溶液。\n\n另外，水中还有一定的生物生成物。生物生成物（NH4＋、NO2－、NO3－）、磷化合物（HPO42－、H2PO4－、PO4－）、铁和硅的化合物。微量元素主要有Br－、I－、Cu2＋、Co2＋、Ni2＋、F－、Fe2＋、Ra2＋等，它们的含量一般都小于10mg/L。天然水中常见的溶解气体有氧、二氧化碳和氮，有时还含有硫化氢、二氧化硫和氨等。天然水中O2的主要来源是大气中氧的溶解。天然水中CO2的主要来源是水中有机物的分解和氧化。\n\n按天然水中含盐量的高低，可以将天然水分成四类，如表15-4所示。表15-4天然水中按含盐量分类低含盐量水中等含盐量水较高含盐量水高含盐量水＜200mg/L200～500mg/L500～1000mg/L＞1000mg/L\n二.杂质危害火力发电厂水处理的重要性长期的实践使人们认识到，火力发电厂热力系统中水、汽质量的好、坏，是影响火力发电厂热力设备（锅炉、汽轮机等）安全、经济运行的重要因素之一。没有经过净化处理的天然水含有许多杂质，这种水是不允许进入水、汽循环系统的。为了保证热力系统中有良好的水质，必须对天然水进行适当的净化处理和严格地监督水、汽循环系统中的水、汽质量，否则，就会引起下列危害。1．热力设备结垢2．热力设备腐蚀3．过热器和汽轮机积火力发电厂水处理工作，就是为了保证热力系统各部分有良好的水、汽品质，以防止热力设备的结垢、积盐和腐蚀。因此，在火力发电厂中，水处理工作对保证发电厂的安全、经济运行具有十分重要的意义。\n三.火力发电厂中不同名称的水由于水在火力发电厂水、汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别。因此，根据生产实际上的需要，我们常给予这些水以不同的名称，现简述如下：1．生水生水是未经任何处理的天然水（如江、河、湖泊、地下水等等）。在火力发电厂中生水是制取补给水的原料，或用来冷却转动机械的轴承，以及供消防用等。2．补给水生水经过各种方法处理后，用来补充火力发电厂水、汽循环系统中损失的水。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．凝结水在汽轮机中做功后的蒸汽经冷凝器冷凝成的水，称为冷凝水。\n4．疏水各种蒸汽管道和用汽设备中的蒸汽冷凝水，称为疏水。它经疏水器汇集到疏水箱或并入凝结水系统。5．返回冷凝水热电厂向用户供热后，回收的蒸汽冷凝水，称为返回凝结水（简称返回水）。其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。6．给水送往锅炉的水称为给水。凝汽式发电厂的给水，主要有汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成。热电厂的给水组成中，还包括返回凝结水。7．锅炉水在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水，称为锅炉水，简称炉水。8．冷却水作为冷却介质的水称为冷却水，在火力发电厂中，它主要是指通过凝汽器用以冷却汽轮机排汽的水。\n四.火力发电厂水处理工作火力发电厂的水处理工作，主要包括如下内容：（1）净化生水。经过混凝、澄清、过滤及离子交换等方法制备质量合格，数量足够的补给水，并通过调整试验降低水处理成本。（2）对给水要进行加氨和除氧等处理。（3）对于汽包锅炉要进行锅炉水的加药处理和排污。（4）对于直流锅炉机组和某些亚临界压力的汽包锅炉机组，要进行汽轮机凝结水的净化处理。（5）在热电厂中，对生产返回凝结水，要进行除油、除铁等净化处理。（6）对冷却水要进行防垢、防腐和防止有机附着物等处理。\n（7）在热力设备停用期间做好设备防腐工作中的化学监督工作。（8）在热力设备大修时应掌握设备的结垢、积盐和腐蚀等情况，以便审查水处理效果，不断改进水处理工作。（9）做好各种水处理的调整试验，锅炉的热化学试验以及热力设备的化学清洗工作。（10）正确取样，化验，监督给水、炉水、蒸汽、凝结水等各种水、汽质量。\n五、炉外水处理系统1．混凝澄清用人工方法使胶体失去稳定性，而在布朗运动的作用下相互凝聚成细小的初始絮凝物的反应过程称为凝聚。细小的初始絮凝物在速度梯度的作用下或在絮凝剂的吸附架桥作用下，相互粘合成较大的絮状物的过程称为絮凝。凝聚和絮凝的全过程称为混凝。一般此过程通过下列几个设备进行∶机械搅拌澄清池、水力循环澄清池、脉冲澄清池、悬浮澄清池，以悬浮澄清池处理效果最为理想。提高混凝效果的方法，可以分为化学方法和物理方法两种，详见表15-5。\n2．水的过滤处理（1）水经澄清处理后，水中悬浮物含量不多，但处理水量较大，因此一般采用粒状过滤法处理。最常见的粒状滤料是砂子，将水通过砂层过滤，就可将水中的悬浮物截留下来。过滤过程中有两种作用，一种是机械筛分作用，另一种是吸附凝聚作用，靠的是静电作用和范德华力作用，水合作用、互相吸附作用，除去水中的悬浮物。\n（2）影响过滤的主要因素有以下几点∶1）滤料的粒径和滤层的高度。2）滤料的形状和滤层的空隙率3）过滤速度4）进水的前处理方式5）水流的均匀性\n3．.活性炭过滤器除去水中的余氯和进一步降低水中有机物含量，活性炭吸附处理是一种行之有效的方法。活性炭处理，在锅炉补给水处理中，也已逐渐成为一种不可缺少的水处理工艺，且随着天然水体污染日益严重，它的使用将会更加广泛。\n4．水的软化和除盐原水经混凝、过滤等予处理后，除去水中的悬浮物和胶体物质，但其硬度、碱度、盐量仍然存在，除了通过锅内加药处理，作为低压蒸汽锅炉的补给水外，这种水还不能作为锅炉补给水，为此，通常要进行离子交换水处理。离子交换水处理就是指采用离子交换剂，使交换剂中和水溶液中可交换离子之间发生符合等物质量规则的可逆交换，导致水质改善而离子交换剂的结构并不发生实质性变化的水处理方式。\n由于原水的水质不同，以及对离子交换后水质的要求不同，所以有多种的离子交换组合的水处理方法，采用这些处理方法可使原水软化和除盐。若离子交换树脂中参与反应的离子是钠时，则此离子交换树脂被称为钠（Na）型阳离子交换树脂，相类似的有∶氢型强酸性阳离子交换树脂、氢型弱酸性阳离子交换树脂等。（1）除盐的原理水的化学除盐，当水通过氢型强酸性阳离子交换树脂层后，原水中的Ca2＋、Mg2＋、、Na＋等阳离子与树脂上的H＋交换，水中的各种阳离子被树脂吸着，树脂原吸着的H＋则进入水中，并和水中的阴离子SO42－、CL－、HCO3－等组成相应的酸。含有无机酸的H＋交换水，通过强碱阴离子交换树脂层时，水中的阴离子被树脂吸着，树脂上OH－被置换到水中，并与水中的H＋结合成水。\n这样，水中的盐类被转换成水而被除去，也就是说，水经阳、阴离子交换后变成了除盐水。在H＋交换后，水中会在大量的碳酸，虽然它可以被其后的强碱阴树脂除去，但与用除碳器相比，其运行费用高，因此在化学除盐系统中，一般均设有除碳器。（2）化学除盐系统可分为二类∶一级除盐系统和一级除盐系统＋混床系统，常用的化学除盐系统见表15-6。\n\n\n\n\n\n\n常用的化学除盐系统(2)\n六、锅炉的化学清洗随着锅炉参数的不断提高，不仅对补给水的质量要求高了，而且对受热面的清洁度要求也严格了。为保证炉管受热面的清洁，除供给良好的给水外，还可采用化学清洗的办法，除去受热面上的沉积物，并使金属表面形成良好的防腐保护膜。火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/T794－2001\n第二节电站锅炉化学监督概述化学监督的目的是防止锅炉、汽轮机等热力设备，因结垢、腐蚀或积盐引起损坏或降低效率保证发电设备的安全、经济、稳定运行的重要环节之一。化学监督的任务是对水汽品质、设备的结垢、腐蚀、积盐程度、设备运行前的金属表面的清洁程度以及停用时的防腐情况等进行的全面监督。此外还有燃料和透平油、变压器油、抗燃油等方面进行监督。第三节基建阶段锅炉化学监督基建阶段锅炉化学监督，包括设备进入安装现场前后，设备安装以后，水压试验、化学清洗、机组启动前的吹管、启动过程的水洗和水汽系统的化学处理和洗硅运行等各阶段的有关化学监督工作。\n一、机组和热力设备的出厂监督和现场保管二、安装时的清扫和预冲洗三、锅炉整体水压试验及保养1蒸汽压力为9.8MPa以下锅炉的水压试验，应采用除盐水或软化水。2蒸汽压力为9.8MPa及以上锅炉的水压试验，应采用除盐水。整体水压试验用水质量应满足下列要求：1）采用除盐水时，氯离子含量小于0.2mg/L；2）联氨或丙酮肟含量200mg/L~300mg/L；3）pH值为10~10.5（用氨水调节）。水压试验结束，应对设备、管道实施保养。\n在冬季水压试验时为防冻，在水压后可用氮气顶排维持氮压在0.029-0.048Mpa。氮气纯度＞98%。结冰季节过后，再用含N2H4的除盐水冲洗保养。加药通过原有的系统连至过热器、省煤器。或用临时系统通过过热器疏水管、省煤器疏水管打入系统和锅炉。保养期间空气门应关闭，每周分析一次pH和联氨浓度。低于规定值时，应及时调整和补充。四、锅炉和热力系统投产前的化学清洗为较彻底地除去设备和管道在制造、运输和安装过程中形成的氧化皮、腐蚀产物、油脂以及焊渣、泥沙、尘土等污物，应在锅炉及炉前给水等热力系统投产前对其进行化学清洗。\n五、机组启动前进行水冲洗的水质要求六、热态冲洗回收水质要求七、锅炉吹管时应维持的水质条件八、锅炉洗硅运行的要求\n第四节锅炉运行期间的化学监督锅炉运行期间的化学监督的内容主要有∶运行期间水汽品质的监督；给水处理；炉水处理及锅炉的汽水品质试验等。这里重点介绍水汽品质的监督，炉内水处理。一、锅炉运行期间化学监督的项目（以12.74-15.58Mpa为例），见表15-10。\n二、GB/T12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准1．规定了火力发电机组及蒸汽动力设备在正常运行和停、备用机组启动时的水汽质量标准。适用于锅炉出口压力为3.8MPa～25.MPa的火力发电机组及蒸汽动力设备。2．标准规定内容∶（1）蒸汽质量；（2）锅炉给水质量；（3）汽轮机凝结水质量；（4）锅炉炉水质量；（5）锅炉补给水质量；（6）减温水质量；（7）疏水和生产回水质量；（8）热网补充水质量；\n（9）水内冷发电机的冷却水质量；（10）停、备用机组启动时的水汽质量；（11）水汽质量劣化时的处理。3.水汽质量标准的作用水汽质量标准是火力发电厂和蒸汽动力设备热力系统内水汽质量控制、监督的准则，是为了防止和减缓热力设备腐蚀、结垢与积盐，对水汽中各种物质的允许含量所做的规定。水汽质量是保证热力设备安全、经济运行的重要标准，是设计、运行工作的依据。4.《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准编制过程\n三、运行期间水汽质量出现异常时的化学监督当水汽质量劣化时，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，应立即向本厂领导汇报情况，提出建议。领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。下列三级处理值的涵义为：一级处理值——有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，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、结垢、积盐的可能性，应在24h内恢复至标准值。三级处理值——正在进行快速结垢、积盐、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方法。对于汽包锅炉，恢复标准的办法之一是降压运行。\n凝结水（凝结水泵出口）、锅炉给水、锅炉炉水水质异常时的处理值\n四、炉内水处理炉内加药处理是作为锅炉补给水、凝结水、生产返回水处理的补充。炉内水处理是向给水或炉内投加适当的药剂，与随给水带入锅炉内的结垢物质（主要是钙、镁盐类）发生化学、物理或物理化学作用，而生成细小疏松的水渣、悬浮颗粒，呈分散状态，然后通过锅炉排污排出，或使其成为溶解状态存在于炉水中，不会沉积在锅炉管壁上，从而达到减轻或防止锅炉结垢的目的。这种水处理的过程是在炉内进行的，所以叫炉内处理。1．炉内加药处理一般有以下几种处理方法：1）纯碱处理法；2）磷酸盐处理法；3）全挥发性处理法；4）中性水处理法（NWT）；5）联合水处理法（CWT）；6）聚合物处理法；7）螯合剂处理法；8）平衡磷酸盐处理法。2.锅炉常用炉内水处理药剂、作用和适用范围见表15-30。\n第五节锅炉大修期间的化学监督锅炉大修期间的化学监督工作∶热力设备在大修时进行化学检查，是考核化学监督实际效果最直观的手段。因此，检查要仔细，对一些必要的部位要拍照片，并在大修后提出总结报告。检修部门对热力设备大修的化学检查应积极主动配合。按规定要求进行割管检查，对汽包和汽机打开之后，先请化学人员检查后再进行检修。检修完毕，需经负责化学监督的人员验收。一、对汽包检查：1.打开人孔后检查汽包壁，锅内装置，下降管，导汽管口等部位进行直观检查，并进行记录，照相。2.测量腐蚀面积和深度。3.对汽包内沉积物的厚度进行测量，取样分析化学成分。4.对汽包内部的给水分配槽、蒸汽清洗装置、排污装置、汽水分离装置，分别进行检查。如有缺陷，寻找原因，并在大修中予以消除。\n二、对水冷壁管的检查。1.割取2根1M长的管子。2.部位：若已发生爆管的在爆破口附近，有色变、胀粗、鼓包的部位或明显减薄的部位。如无上述情况应从热负荷最高或水循环不良的地方割取。3.割取下来的管子应作好标高、流向、向火侧、背火侧的标志。4.在割管的中间取50mm作软垢、硬垢成分分析。5.在洗垢后检查腐蚀状况，记录腐蚀坑的形状、面积和深度。并由监视管计算出年沉积率。6.作好下联箱沉积物和腐蚀状况的记录。三、对过热器、再热器检查：记录下弯头腐蚀状况、积水情况。\n四、省煤器检查：1.对低温省煤器入口管进行割管检查，并测定垢量、腐蚀坑的数量和深度。如腐蚀严重再割高温省煤器管进行检查。2.对省煤器进口联箱的腐蚀和积渣状况进行检查。五、根据检查结果进行评价，并提出大修化学检查报告。在DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”中把省煤器、水冷壁、过热器管内的腐蚀的评价分为三类：一类，基本没有腐蚀；二类，有轻微腐蚀，点蚀深度≤1mm；三类，有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度＞1mm。水冷壁向火侧结垢速率的评价见表15-31。省煤器、水冷壁、过热器、再热器管内腐蚀的评价见表15-32，凝汽器铜管腐蚀结垢评价见表15-33。\n第六节锅炉停用阶段的化学监督为保证热力设备安全经济运行，热力设备在停备用阶段，必须采取有效的防锈蚀措施，避免锅炉的锈蚀破坏。停炉期如不进行保护，空气中大量氧进入热力设备，造成氧腐蚀更为严重，大气中饱和氧含量为26mg/L。而运行中为7μg/L。防蚀方法的选择应根据设备所处的状态、停用期限长短、防锈材料的供应及其质量情况、设备系统的严密程度、周围环境温度、湿度和防锈蚀工艺要求等方面的因素综合考虑。有干法和湿法保护。干法保护有热炉放水、余热烘干法、负压抽干法、热风干燥法、干风法、充氮保护和气相缓蚀剂法。湿法保护有氨水法、氨—联氨、蒸汽压力法、给水压力法等11种方法。对于不同的方法监督不同的控制指标。如相对湿度、氮气压力纯度、缓蚀剂含量、氨含量、联氨含量、蒸汽压力和溶解含氧量等。\n一、锅炉的停用保护措施：在锅炉停备用期间发生腐蚀的原因是由于设备与空气接触，表面有湿分及氧气的存在。针对这种原因，目前国内外采用的保护主要以：1.不让空气进入停用锅炉的水汽系统内。2.使被保护停用锅炉水汽系统内金属内表面干燥，采取如下措施当相对湿度＜60%时，就可避免腐蚀。详见图15-1。（1）在金属表面上形成钝化膜或涂上保护膜。（2）在停用设备内充满缓蚀性的或惰性的气相介质。（3）在金属表面造成具有防腐作用的薄膜（钝化膜）。（4）使金属表面浸泡在含有除氧剂或其它保护剂的水溶液中。\n根据被保护设备状态分类有湿法和干法两大类。表7-1给出热力设备的几种常用的停备用保护方法以及应用条件、控制和检测项目等。二、锅炉的停备用保护方法的选用原则锅炉的停备用保护方法的选用原则，应根据设备特点、停备用性质和时间长短，以及经济性等综合因素来考虑，详见表7-1。