1、前言前言 火力发电厂是典型的以水为工作介质的工业企业，水既是热力系统的火力发电厂是典型的以水为工作介质的工业企业，水既是热力系统的工作介质，也是某些热力设备的冷却介质。当火力发电厂在运行时，几乎工作介质，也是某些热力设备的冷却介质。当火力发电厂在运行时，几乎所有的热力设备中都有水或汽在流动，所以水质的优劣，是影响发电厂安所有的热力设备中都有水或汽在流动，所以水质的优劣，是影响发电厂安全经济运行的重要因素。水处理工作者的任务，便是改善水质或采取其他全经济运行的重要因素。水处理工作者的任务，便是改善水质或采取其他措施，以消除由于水质而引起的危害。措施，以消除由于水质而引起的危害。火力发电厂的各种用
2、水和用汽火力发电厂的各种用水和用汽（1）锅炉给水（2）凝结水（3）除氧水（4）锅炉水（5）锅炉补充水 1 火力发电厂的各种用水和用汽 (6)精处理凝结水 (7)疏放水及回水 (8)发电机内冷水 (9)循环冷却水 (10)软化水 (11)废水 (12)冲灰渣水 (13)饱和蒸汽 (14)过热蒸汽 (15)再热蒸汽 (16)汽轮机的各级抽汽 1各种水汽监督标准各种水汽监督标准电厂参照典型水汽监督标准有：电厂参照典型水汽监督标准有：标准一标准一 GB/T12145-2008GB/T12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量.doc.doc 标准二标准二
3、化学监督导则化学监督导则课件链接课件链接DL-T_246-2006_DL-T_246-2006_化学监督导则化学监督导则.pdf.pdf 标准三标准三 课件链接课件链接DL_T_1039-2007 DL_T_1039-2007 发电机发电机内冷水处理导则内冷水处理导则.pdf.pdf 标准四标准四 课件链接课件链接GB 50050-2007.pdfGB 50050-2007.pdf工业循环冷却水处理设计规范工业循环冷却水处理设计规范 2炉内水处理3n（1）锅炉给水 对给水主要控制溶解氧与PH合格，并使水的电导率尽量低。主要监测指标如下：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
4、，须严格控制给水硬度。油。由于给水中若含有油质，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炉内水主要关注的是给水、炉水和凝结水的品质。进行水质处理，是为了使上述水质合乎规范，在正常运转中不因腐蚀引起设备故障。给水监测指标溶解氧。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。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。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
5、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pH值应以保证热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。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。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。（2 2）炉水）炉水 为了防止锅炉炉管内结垢、腐蚀，保证蒸汽品质良好，必须对炉水水质进行监督。炉水质量标准中各项指标监测意义如下：（1）pH值。炉
6、水的pH值应不低于9.0，主要原因是：pHpH值低时，水对锅炉钢材的腐蚀性增强；值低时，水对锅炉钢材的腐蚀性增强；炉水中磷酸根和钙离子的反应只有在炉水中磷酸根和钙离子的反应只有在pHpH值足够高的条件下，才能生成值足够高的条件下，才能生成容易排除的水渣，从而较好地达到防垢的目的。容易排除的水渣，从而较好地达到防垢的目的。为了抑制炉水中硅酸盐的水解，减少硅酸在蒸汽中的溶解携带量。为了抑制炉水中硅酸盐的水解，减少硅酸在蒸汽中的溶解携带量。但是，炉水中的但是，炉水中的pHpH值也不能太高，以免炉水中游离氢氧化钠引起碱性腐值也不能太高，以免炉水中游离氢氧化钠引起碱性腐蚀。蚀。炉水监测指标炉水监测指标（
7、2）总含盐量、二氧化硅、电导率。限制炉水中这些指标的含量，是为了保证蒸汽品质合格。（3）磷酸根。锅炉水中应维持有一定量的磷酸根，以防止受热面结生钙垢。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。如果不存在凝汽器泄漏或给水污染，任何参数的锅炉均可以采取低磷如果不存在凝汽器泄漏或给水污染，任何参数的锅炉均可以采取低磷控制，或维持炉水磷酸根标准的下限值。控制，或维持炉水磷酸根标准的下限值。（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，如炉水氯离子含量较高，会使蒸汽携带CI进入汽轮机内
8、，有可能引起汽轮机内高级合金钢的应力腐蚀损坏。n（3）凝结水 在凝结水的监测项目中，与腐蚀关系最为密切的参数是电导率和溶解氧。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。凝结水溶解氧含量较大时，易引起凝结水系统氧腐蚀，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
9、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。工业循环冷却水处理工业循环冷却水处理 在电厂工业用水中，循环冷却水的用量可占总用水量的3/4。电厂要节水，所采取的主要措施就是提高循环水的浓缩倍率。循环水的补充水是天然未经处理的水，有的电厂将工业污水、生活污水处理后补入水塔，这种水与炉内水相比，水质指标要差得多，必然会产生对整个循环水系统的结垢、腐蚀、污塞，尤其是凝汽器，因此化学专业人员的任务就是通过采取一定的手段（物理方法或化学方法）来减缓对设备的结垢和腐蚀。（1 1）冷却水
10、系统中污垢的形成与常规防垢方法）冷却水系统中污垢的形成与常规防垢方法 控制住碳酸钙结垢是循环冷却水防垢处理的关键。控制住碳酸钙结垢是循环冷却水防垢处理的关键。循环水的极限碳酸盐硬度是循环水系统结垢的重要指标，使循环水的碳酸盐硬度低于此极限值就能达到基本不结垢；长期达到极限值，甚至超过此值，必然会结垢。用极限碳酸盐硬度来判定结垢倾向用极限碳酸盐硬度来判定结垢倾向 循环冷却水的极限碳酸盐硬度是在该系统、该水质、该运转状况及该水处理条件下的碱性硬度的极限值。通过试验确定后，规定该值的90%-95%为水质控制标准。（2 2）循环冷却水的常规防垢处理）循环冷却水的常规防垢处理加酸降低加酸降低补充水碱度补
11、充水碱度石灰沉淀除去石灰沉淀除去补充水碳酸盐补充水碳酸盐循环冷却水循环冷却水软化防垢软化防垢降低补充水碱度防垢降低补充水碱度防垢炉烟处理（烟气中二氧化碳）聚磷酸盐稳定防垢处理膦酸盐与聚羧酸盐防垢处理加水质稳定处理防垢加水质稳定处理防垢n 磁化处理（物理方法）n 电场防垢：离子棒防垢装置、ECOGEM电气石防垢技术（3）循环冷却水系统污垢的防止与清除）循环冷却水系统污垢的防止与清除 循环冷却水在冷却塔中喷洒降温时，和进入水塔的空气接触，可将空气中的悬浮颗粒物、细菌微生物淋洗下来，浓缩倍率越高，洗涤捕集量越大，循环水系统的污塞越严重。除了结水垢、换热设备及管道腐蚀等问题难于解决外，微生物黏泥污垢的
12、污塞腐蚀问题也很突出。用杀生剂防治循环水系统污垢用杀生剂防治循环水系统污垢：n 氯化处理（氯气、次氯酸钠、二氧化氯、漂白粉、氯腚等）、非氧化杀菌剂（季铵盐、异噻唑啉酮、铜盐等）n旁流过滤与胶球连续清洗污垢黏泥n黏泥剥离与机械除垢n化学清洗（4）做好循环冷却水的运行管理目的：目的：确保系统腐蚀、结垢处于受控状态。严格工艺管理，提高水质指确保系统腐蚀、结垢处于受控状态。严格工艺管理，提高水质指标合格率。标合格率。采取措施：采取措施：定期对循环水进行水质分析定期对循环水进行水质分析 药剂的合格率是控制水质的关键药剂的合格率是控制水质的关键 监测设备齐全。监测设备齐全。优化水处理方案。优化水处理方案。
13、案例：案例：课件链接火电厂循环冷却水处理方案的选择.pdf 我国汽轮发电机组广泛采用我国汽轮发电机组广泛采用“水氢氢水氢氢”冷却方式。即其定子采用冷却方式。即其定子采用清洁纯净的除盐水或凝结水进行冷却，发电机采用水冷后，可有效减少发清洁纯净的除盐水或凝结水进行冷却，发电机采用水冷后，可有效减少发电机的体积，减轻发电机的总重量，改善发电机循环应力、增加绝缘寿命、电机的体积，减轻发电机的总重量，改善发电机循环应力、增加绝缘寿命、提高散热能力。提高散热能力。（1）内冷水系统事故及故障的特征l 线棒过热l 绝缘层炭化流胶l 绝缘层呈粉状l 线棒熔化或空芯铜导线开裂内冷水的处理内冷水的处理（2 2）内冷
14、水事故与故障与水质的关系）内冷水事故与故障与水质的关系 由于发电机定子绕组内冷水的堵塞、泄漏、水源中断由于发电机定子绕组内冷水的堵塞、泄漏、水源中断等造成定子线圈烧毁、强迫停机事故占发电机事故总数等造成定子线圈烧毁、强迫停机事故占发电机事故总数的的2020以上，因此，保持保证内冷水回路畅通和运行中以上，因此，保持保证内冷水回路畅通和运行中严格控制内冷水水质是反事故的重要措施。严格控制内冷水水质是反事故的重要措施。(3)(3)内冷水水质问题研究内冷水水质问题研究 内冷水PH偏低、电导率和铜含量超标是普遍存在的现象。腐蚀产物堵塞问题，一般在投产8年以后出现，腐蚀产物主要是氧化铜和氧化亚铜，少数机组
15、还有铜微粒。通过运行发现，内冷水铜含量超标与内冷水PH偏酸性紧密相关；另外机组停运过程中腐蚀加剧。(5)(5)内冷水水质调节与腐蚀控制内冷水水质调节与腐蚀控制 目前国内外采用的水质调节防腐技术主要有目前国内外采用的水质调节防腐技术主要有MBTMBT法法、BTABTA法、法、PHPH调控法、氧量调节法及组合法调控法、氧量调节法及组合法。n 1）MBT缓蚀剂法缓蚀剂法 缺点缺点：MBTMBT在低温纯水中的溶解度很低，溶解时需加在低温纯水中的溶解度很低，溶解时需加NaOHNaOH和加温，机和加温，机组运行过程补加组运行过程补加MBTMBT，使得内冷水电导率发生较大变化，当内冷，使得内冷水电导率发生较
16、大变化，当内冷水水PHPH受空气中受空气中CO2CO2影响而降低时，会产生影响而降低时，会产生MBTMBT析出；此外析出；此外MBTMBT有难有难闻的异味和一定的毒性，且缓蚀效率不如闻的异味和一定的毒性，且缓蚀效率不如BTABTA高，目前应用较少。高，目前应用较少。2 2）BTABTA缓蚀剂法缓蚀剂法 苯并三氮唑（苯并三氮唑（Benzotriazole BTABenzotriazole BTA）缓蚀剂法在发电机内冷水系统中）缓蚀剂法在发电机内冷水系统中的应用，相对而言是一种比较普遍的方法，在很多电厂得到应用。应的应用，相对而言是一种比较普遍的方法，在很多电厂得到应用。应用中有用中有单纯单纯BT
17、ABTA法、法、BTA+EABTA+EA法、法、BTA+NaOHBTA+NaOH法、法、BTA+NHBTA+NH3 3法和法和BTABTA复合缓复合缓蚀剂法蚀剂法。缺点：缺点：BTABTA一般是通过人工从内冷水箱的排空阀加入，易造成局部一般是通过人工从内冷水箱的排空阀加入，易造成局部浓度和电导率过高，需很长时间才能混合均匀；在酸性或中性水中浓度和电导率过高，需很长时间才能混合均匀；在酸性或中性水中溶解度很低，主要以分子形态存在，其在水中的浓度，不好检测，溶解度很低，主要以分子形态存在，其在水中的浓度，不好检测，不能实现对其浓度自动调节；离子交换树脂对不能实现对其浓度自动调节；离子交换树脂对BT
18、ABTA有吸附作用，因有吸附作用，因此不能使用小混床来降低电导率，只能通过排污或换水方法降低内此不能使用小混床来降低电导率，只能通过排污或换水方法降低内冷水的电导率。冷水的电导率。3 3）PHPH调控法调控法NHNH3 3法和法和NaOHNaOH法法 NHNH3 3法法：内冷水系统中空芯铜导线的腐蚀，其根本原因是用作内冷水的除盐水的PH偏低和溶解氧含量高，如果能提高PH和降低溶解氧，则能有效防止铜线导的腐蚀。不少电厂将PH较高、溶解氧含量较低的含NH3凝结水引入发电机内冷水系统，作为内冷水系统水质调控和铜导线防腐的措施。缺点：缺点：由于凝结水的由于凝结水的PHPH一般在一般在8.8-9.38.
19、8-9.3之间，电导率一般为之间，电导率一般为5-8s/cm5-8s/cm，使其使用受到限制，若无凝结水精处理系统，且凝汽器发生泄漏，则会影使其使用受到限制，若无凝结水精处理系统，且凝汽器发生泄漏，则会影响内冷水的水质。响内冷水的水质。NaOH法：法：向内冷水中加NaOH提高PH，将内冷水由微酸性调节成微碱性，在有溶解氧存在的条件下，也能起到控制铜导线腐蚀的作用。4 4）小混床处理法）小混床处理法 当前我国当前我国200MW200MW及以上发电机内冷水系统均在内冷水旁路上配备了及以上发电机内冷水系统均在内冷水旁路上配备了一台小型离子交换器，小混床处理方式就是引入一小部分内冷水（一般一台小型离子
20、交换器，小混床处理方式就是引入一小部分内冷水（一般为为18t/18t/）流经小混床，该部分水经过混床净化处理后流回水箱达到调）流经小混床，该部分水经过混床净化处理后流回水箱达到调节水质的目的。节水质的目的。存在问题：存在问题：混床出水混床出水PHPH低使内冷水呈弱酸性，使铜导线发生腐蚀。但在小混床中低使内冷水呈弱酸性，使铜导线发生腐蚀。但在小混床中填加内冷水专用树脂或内冷水树脂碱化处理，使混床出水填加内冷水专用树脂或内冷水树脂碱化处理，使混床出水PHPH达到标准要达到标准要求，使出水求，使出水PHPH在在7 7以上，可以避免腐蚀。目前很多树脂厂家都可以生产这以上，可以避免腐蚀。目前很多树脂厂家
21、都可以生产这种树脂。种树脂。课件链接内冷水lun发电机内冷水混床处理的研究与应用.pdf 5 5）氧量调节法）氧量调节法除氧法与氧化法除氧法与氧化法 内冷水中的溶解氧是铜导线发生腐蚀的两个根内冷水中的溶解氧是铜导线发生腐蚀的两个根本原因之一。水中溶解氧对铜导线的腐蚀起到正本原因之一。水中溶解氧对铜导线的腐蚀起到正反两个方面的作用。反两个方面的作用。一般情况下，由于水中溶解氧的存在，铜导线发生氧化反应而被腐蚀；但是，在一定条件下，溶解氧与铜发生反应生产的氧化物在铜的表面形成一层保护膜，能有效阻止铜的进一步腐蚀。因此除去水中溶解氧可以防止铜的腐蚀；控制一定的条件下氧化法也能防止铜的腐蚀。6 水中的
22、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。水垢和水渣对锅炉的危害水垢和水渣对锅炉的危害 （1）影响热传导，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；（
23、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。火力发电厂中热力设备结垢的同时会伴随腐蚀的发生。易于发生腐蚀的设备有给水管道、各种加热器、锅炉的省煤器、水冷壁、过热器和汽轮机、凝汽器等。对于高参数热力系统的腐蚀，其特征有下列一种或几种因素的存在：有苛性水或酸性水的形
24、成；有将杂质从ppb级或ppm级提高至百分数级的进程；有对腐蚀敏感的材料；有拉应力等。腐蚀不仅会缩短设备本身的使用期，而且由于金属腐蚀产物转入水中，使水中杂质增多。其结果是这些杂质会促进炉管内的结垢，结成的垢转而又加剧炉管的腐蚀，形成恶性循环。如果金属的腐蚀产物被蒸汽带入汽轮机中，则会因它们沉积下来而严重地影响汽轮机的安全和运行的经济性。由于蒸汽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
25、，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。汽轮机系统的积盐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，就会在汽轮机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
26、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）。7热 力 设 备 的 腐 蚀 与 防 止热 力 设 备 的 腐 蚀 与 防 止（1 1）腐蚀的类型腐蚀的类型：氧腐蚀、二氧化碳腐蚀、酸腐蚀和碱腐蚀、应力腐蚀 l 1）氧腐蚀 腐蚀特征腐蚀特征：在钢铁表面形成许多小型鼓疱或称瘤状小丘，形同“溃疡”，这些小丘的大小及表面颜色相差很大。小至一毫米，大到几十毫米。低温时铁的腐蚀产物颜色较浅，以黄褐色为主；温度较高时，腐蚀产物颜色较深，为砖红色或黑褐色。氧腐蚀的机理：氧腐蚀的机理：主要是电化学机理，碳钢表面由于电化学性质不均匀，如因金相组织的差别、冶炼杂质的存在、氧浓度差别等因素造成
27、各部分电位不同，形成微电池作用，发生腐蚀。氧腐蚀影响因素：氧腐蚀影响因素：n 氧浓度、PH、温度、水中离子成分及水的流速等。防止氧腐蚀方法：防止氧腐蚀方法：n 减少水中氧或在一定条件下增加溶解氧。除氧方法有：除氧方法有：n 热力除氧（除氧器）和化学除氧（加联胺）2）二氧化碳腐蚀 二氧化碳水溶液对钢铁的腐蚀是氢损伤，包括氢鼓泡、氢脆、脱碳和氢蚀等。影响二氧化碳腐蚀速度的因素：水中游离二氧化碳的含量、温度、介质的流速、溶解氧、金属材质等。防止方法防止方法：降低补充水的碱度；尽量减少汽水损失，降低系统的补给水率；防止凝汽器泄漏，提高凝结水质量；注意防止空气漏入水汽系统，提高除氧器的效率，减少水中溶解
28、氧含量。（3）酸腐蚀和碱腐蚀 酸性物质的来源：补给水和凝汽器泄漏 来源有机物名称来源有机物名称补给水补给水腐殖质、污染物、细菌腐殖质、污染物、细菌防腐剂防腐剂气相缓蚀剂气相缓蚀剂活性炭过滤器活性炭过滤器脱氯进入的氯气与之反应形脱氯进入的氯气与之反应形成的有机物、细菌成的有机物、细菌法兰、盘根等法兰、盘根等密封剂密封剂离子交换器离子交换器树脂碎末、细菌树脂碎末、细菌化学清洗化学清洗有机酸、缓蚀剂、络合剂有机酸、缓蚀剂、络合剂凝汽器泄漏凝汽器泄漏胶体物、污染物胶体物、污染物水处理药剂水处理药剂络合剂、聚合物、环已胺、十八胺等络合剂、聚合物、环已胺、十八胺等 碱腐蚀 来源：凝汽器泄漏、加入汽包内的磷
29、酸盐中携带杂质。危害：沉积物下碱性腐蚀（破坏磁性氧化铁保护膜）防止酸碱腐蚀方法：n 调节给水的PH，使之8.89.3；n 控制溶解氧在合格范围内。（4）应力腐蚀 应力腐蚀破裂的特点：脆性断裂。主要是金属和合金在腐蚀与拉应力的同时作用下产生的破裂，称为应力腐蚀破裂。它只发生在一些的材料-环境体系中。防止方法 n 合理进行锅炉的设计和施工；n 严格执行锅炉运行规程；避免在启停和运行中产生过大温差；n 将水中应力腐蚀敏感离子的含量控制在允许浓度之下。2）热力设备的停用腐蚀 产生的原因 特征：停用腐蚀的影响因素 停用腐蚀的危害 产生的原因 a 水汽系统内部有氧气b 金属表面有水膜或金属浸于水中就这样在
30、潮湿的金属表面形成耗氧腐蚀原电池作用，使金属迅速腐蚀生锈。特征：a a 锅炉停用时的耗氧腐蚀，与运行时的耗氧腐蚀相比，在腐蚀部位、腐蚀严重程度、腐蚀形态、腐蚀产物颜色、组成等方面都有明显不同。b b 汽轮机的停用腐蚀，通常在喷嘴和叶片上出现，有时也在转子叶轮和转子本体上发生。停机腐蚀在有氯化物污染的机组上更严重。2）热力设备的停用腐蚀 产生的原因 特征：停用腐蚀的影响因素 停用腐蚀的危害 停用腐蚀的影响因素：a 湿度b 含盐量c 金属表面清洁程度：停用腐蚀的危害：a 在短期内即使停用设备也会遭到大面积破坏，甚至腐蚀穿孔。b 加剧热力设备运行时的腐蚀。3）热力设备的停用保护 停用保护方法可分为三
31、类：一是阻止空气进入热力设备水汽系统内部。其实质是减少起金属腐蚀剂作用的氧的浓度。这类方法有充氮法、保护蒸汽压力法等。二是降低热力设备水汽系统内部的湿度。其实质是防止金属表面凝结水膜，形成电化学腐蚀电池。这类方法有烘干法、干燥剂法等。三是使用缓蚀剂，减缓金属表面的腐蚀；或加碱化剂，调整保护溶液的pH值，使腐蚀减轻。所用药剂有氨、联氨、气相缓蚀剂、新型除氧钝化剂等。这类方法的实质是使电化学腐蚀中的阳极或阴极反应阻滞。选择停用保护方法的原则在选择停用保护方法时，主要根据以下原则：a 机组的参数和类型。b 停用时间的长短。c 选择保护方法时，要考虑现场条件。锅炉停用保护方法锅炉停用保护方法分：干式保
32、护法、湿式保护法以及联合保护法。干式保护法干式保护法有有：热炉放水余热烘干法、负压余热烘干法、邻炉热风烘干法、充氮法、气相缓蚀剂法等。湿式保护法湿式保护法有：氨水法、氨联氨法、蒸汽压力法、给水压力法等。联合保护法联合保护法有：充氮或充蒸汽的湿式保护法。锅炉停用保护方法A热炉放水余热烘干法 B负压余热烘干法C邻炉热风烘干法D 充氮法E 气相缓蚀剂法F蒸汽压力法G 给水压力法H 氨水法I 氨联氨法J 联合保护法 启动锅炉停用保护在锅炉的炉墙及锅炉内部经处理干燥后，可用以下两种方式进行保护：a 氮保护b 干法保养 汽轮机和凝汽器的停用保护方法汽轮机和凝汽器在停用期间，采用干法保护。首先必须使汽轮机和
33、凝汽器停运后内部保持干燥。为此，凝汽器自停用以后，先排水，使其自然干燥，如底部积水可以采用吹干的办法除去，凝汽器内部可以放入干燥剂。加热器的停用保护方法 a 低压加热器的管材一般是铜管，所以可以采用干法保养或充氮气保养。b 高压加热器所用管材一般为钢管，停用保护方法为充氮保养或加联氨保养。加联氨保养时，联氨溶液的浓度视保养时间长短而不同，pH值用氨调至大于10.除氧器的停用保护方法 除氧器若停用时间在一周以内，通热蒸汽进行热循环，维持水温大于106。若停用时间在一周以上至三个月以内，采用把水放空、充氮气保养的方法；或采用加联氨溶液，上部充氮气的保养方法。若停用时间在三个月以上，采用干法保养，水
34、全部放掉，水箱充氮气保养。机组启动时的化学监督机组启动时的化学监督课件链接课件链接火力发电机火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量组及蒸汽动力设备水汽质量GBT12145-2008.pdf机组启动初期水汽监督指标一、汽轮机冲转前的蒸汽质量由于汽轮机冲转时的蒸汽压力大概在5.8MPa左右，其蒸汽质量比正常运行时的蒸汽质量稍微宽松，见下表：二、锅炉启动时给水、凝结水质量氢电导氢电导NaCuFeSiO2（大于5.8MPa）uS/cmug/L汽包炉1.0020155060氢电导氢电导硬度硬度FeSiO2溶解氧溶解氧Cu12.6MPauS/cmumol/Lug/L给水1.005.0758030凝结水1008
35、08030机组启动初期水汽监督指标 凝结水精处理正常投运后，铁的控制可以小于1000ug/L，机组启动时，应严格监视疏水水质，当高低加的疏水含铁量不大于400ug/L时，可回收。机组冷态启动期间的水汽指标都不尽如意，我认为主要原因是对机组机组冷态启动期间的水汽指标都不尽如意，我认为主要原因是对机组冷态启动期间化学监督重视力度不够。主要表现在：冷态启动期间化学监督重视力度不够。主要表现在：锅炉点火后，再通知化学开启加药泵，造成了加药的延误。锅炉点火后，再通知化学开启加药泵，造成了加药的延误。锅炉启动后，汽轮机并汽或冲转前蒸汽质量应满足：铁锅炉启动后，汽轮机并汽或冲转前蒸汽质量应满足：铁50g/L
36、50g/L；二氧化硅；二氧化硅60g/L60g/L；铜；铜15g/L15g/L；钠；钠15g/L15g/L；电导率；电导率11s s/cm/cm；方可并汽或冲转。；方可并汽或冲转。对机组冷态启动化学监督工作重视不够，执行冷态启动报表不严格，并且化对机组冷态启动化学监督工作重视不够，执行冷态启动报表不严格，并且化学人员仅取样分析水汽品质，分析结束，通知值长合格或不合格，而对工况不了学人员仅取样分析水汽品质，分析结束，通知值长合格或不合格，而对工况不了解，造成监督力度不够。解，造成监督力度不够。有时机组启动时因某些原因，必须在限定的时间内并网发电，因而汽机操作有时机组启动时因某些原因，必须在限定的
37、时间内并网发电，因而汽机操作人员也顾及不到蒸汽品质，光忙于冲转工作。人员也顾及不到蒸汽品质，光忙于冲转工作。建建 议：议：1）加强机组冷态启动期间化学监督管理。2）在机组冷态启动期间，化学专业人员应加强与机、炉的协调3）做好机组冷态冲洗、热态冲洗的各相关化学指标记录。4）加强疏水回收阶段的化学监督工作，做到疏水品质不合格，坚决不回收；5）把好凝结水回收关；6）认真填写启动报表，并且报表上要有各级审核、签字，做到层层把关；建立健全冷态启动技术台帐，以便有利于今后的事故分析；7）每次冷态启动结束后，厂职能部门要组织各相关单位及时总结经验，查找不足，以便于下一步改进；8）对于机炉运行与化学加药运行相
38、冲突的地方应对现有的规程做相应修改，明确各方的职责。比如锅炉的上水方式与加药方式等等。9水汽质量劣化时的处理水汽质量劣化时的处理 一级处理值一级处理值有因杂质造成腐蚀的可能性，应在有因杂质造成腐蚀的可能性，应在72 h72 h内恢复至标准内恢复至标准值。值。二级处理值二级处理值肯定有因杂质造成腐蚀的可能性，应在肯定有因杂质造成腐蚀的可能性，应在24 h24 h内恢复至内恢复至标准值。标准值。三级处理值三级处理值正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在 4 h4 h内停炉。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，恢复标准值的办法之一是降压运行。9.1 凝结水（凝结水泵出口）水质异常时的处理值见表凝结水（凝结水泵出口）水质异常时的处理值见表规定。规定。表16 凝结水水质异常时的处理 9.2 锅炉给水水质异常时的处理值，见表规定。表17 锅炉给水水质异常时的处理9.3 锅炉炉水异常时的处理值，见表规定。当出现水质异常情况时，还应测定炉水中的氯离子含量、含钠量、电导率和碱度，以便查明原因，采取对策。18
