锅炉化学监督及热力设备的腐蚀与预防报告.ppt

第一节?? 水垢简介 某些杂质进入锅炉后，在高温、高压和蒸发、浓缩的作用下，部分杂质会从溶液中析出固体物质并附着在受热面上，这种现象称之为结垢。 附着物受热面的称之为水垢和盐垢。 不附着在受热面的的析出物（悬浮物或沉积物）称之为水渣。 如果排污不及时或排污量不足，有些水渣会随炉水的循环，粘附在受热面上形成二次水垢。 第二节?? 水垢的分类 钙镁水垢：钙镁含量较高，大约占90%左右。 硅酸盐水垢 ：二氧化硅的含量为40～50% 。 氧化铁垢：主要成分是铁的氧化物，其颜色大多为灰色或黑色。 铜垢：铜的含量达到20%～30%。铜垢往往会加速水冷壁管的腐蚀。 磷酸铁盐垢：主要化学成分磷酸亚铁钠。会使炉管发生酸性磷酸盐腐蚀。 第三节?? 防止产生水垢的方法 减少进入给水中杂质的含量 防止水、汽系统的腐蚀，减少给水铜铁含量 采取适当的炉内水处理 第五章??? 锅炉化学监督 第一节?? 目的任务 目的：防止水、汽系统发生腐蚀、结垢和积盐，保证锅炉安全、经济运行。 任务：对水、汽品质，对设备结垢、腐蚀、积盐程度，对设备投运前金属表面的清洁程度以及停用时的防腐等进行全面地监督和指导。 第二节?? 建设和调试运行阶段的化学监督 建设和试运行阶段的化学工作包括，锅炉设备进入安装现场前后，化学水处理系统的调整试运行、锅炉设备安装期间至水压试验、锅炉化学清洗、机组启动前的吹洗、启动过程中水、汽取样分析，在线监测系统调试等。 第三节?? 运行期间的化学监督 锅炉的水、汽品质应按下列规定控制 《火力发电厂机组及蒸汽动力设备水、汽质量标准》（GB/T 12145-2008） 《火电厂汽水化学导则》DL/T 805。 一、??锅炉给水水质标准 硬度。防止在锅炉生成钙、镁水垢。给水的硬度应接近于0μmol/L。 溶解氧。防止给水系统发生氧腐蚀，通常规定省煤器入口的溶解氧小于7μg/L。 铁和铜。防止给水系统腐蚀和防止腐蚀产物被带入锅炉而产生铁垢和铜垢。 pH 值。防止水、汽系统发生腐蚀。规定有铜系统pH = 8.8～9.3，无铜系统pH = 9.0～9.6。 锅炉给水水质标准（续） 氢电导率： 衡量给水含盐量的综合指标。具有检测方便、准确等优点。通常氢电导率至少在0.2μS/cm以下。 联氨。作为热力除氧后的辅助除氧。运行时应控制过剩的联氨浓度为10～50μg/L。对于无铜的机组也可以不加联氨。 油。如果给水中含有油，进入锅炉后会受热分解成导热系数很小的附着物粘在水冷壁管上，影响传热。现在此指标改为TOC。 二、?汽包锅炉炉水水质标准 磷酸根含量。通常0.3 ～ 1.0mg/L 含硅量。通常小于100μg/L 电导率。通常小于10μS/cm pH值。9.0 ～9.7 三、??蒸汽质量标准 含钠量：最高10μg/L。通常不大于2μg/L。 含硅量：最高20μg/L。通常不大于10μg/L。 氢电导率：最高0.3μS/cm。通常不大于0.15μS/cm。 第四节?? 大修期间的化学监督 热力设备大修期间的腐蚀检查，是衡量化学监督工作质量、判断化学监督效果的主要手段。在设备检修前，锅监工程师应与有关部门一起按锅炉化学监督的有关规定提出检查计划和检查项目。 检查的方法、评判标准见《火力发电厂机组大修化学检查导则》DL/T 1115—2009 大修期间的化学监督 对汽包的检查 对水冷壁管的检查 对水冷壁下联箱的检查 对过热器、再热器的检查 对省煤器割管检查 对除氧器检查 一、对汽包的检查 汽包内壁：颜色、水渣和沉积物的分布。 下降管：附近水渣的集结程度、厚度、颜色及分布。 给水装置：检查出水孔有无水渣、结垢和腐蚀。 百叶窗：铁锈、颜色和盐类的附着情况。 蒸汽孔板：铁锈、颜色和盐类的附着情况。 导汽管口：铁锈、颜色和盐类的附着情况。 旋风分离器：有无倾斜、倾倒。 连续排污管：管孔的污堵情况和外表面的锈蚀。 加药管：裂纹、断裂，管孔的污堵情况。 上升管：检查有无 集结水渣、腐蚀坑等。 二、对水冷壁管的检查 割管根数不应少于2根（其中一根为监视管），每根长度气割不应少于1米。 割管部位应按以下原则进行选择 1.若已发生锅炉爆管，应在爆管附近。 2.经外观检查，有变色、胀粗、鼓包部位。 3.用侧厚仪发现有明显减薄的部位。 4.热负荷最高的部位（喷燃器上2米）。 三、对过热器、再热器的检查 大修时应对过热器，再热器的下弯头进行割管检查，记录管内的颜色，有无腐蚀点及腐蚀点的分布，有无盐类的附着以及相应的位置、程度。还应根据日常对水、汽品质的监督情况和汽包的检查情况，决定是否对过热器易积盐的部位。 四、对省煤器割管检查 对低温省煤器入口进行割管检查（其中1根必须是监视管）并测量垢量、腐蚀坑的数量、深度，计算出腐蚀深度。 如果低温省煤器腐蚀严重还