3-第一篇《水处理》第4章.doc

第四章 凝结水精处理 火力发电厂锅炉的给水由汽轮机凝结水和锅炉补给水组成。凝结水是锅炉给水的主要组成部分，它的量占锅炉给水总量的90％以上。由此可知，给水质量在很大程度上取决于凝结水的水质。因此，对于给水质量要求很高的现代高参数机组，除了锅炉补给水需进行深度净化处理外，凝结水也需经净化处理。由于这是对含杂质很低的水进行深度处理，因此又称凝结水精处理。 第一节 概 述 一、高参数机组凝结水处理的必要性 在火力发电的生产过程中，作为锅炉机组工作介质的水在热力系统中是循环使用的，高质量的水汽品质是热力设备安全经济运行的重要条件之一。一台600MW因此，作为给水重要组成部分的汽轮机凝结水＜处理方式 pH值 (25℃) 溶解氧μg/L 联氨μg/L 有铜系统 无铜系统 10~50 加氧处理 8.5~9.0 8.0~9.0 30~150 － 2．凝结水的污染 火力发电厂的汽轮机凝结水是蒸汽在汽轮机中作完功以后冷凝形成的。照理，凝结水应该是很纯净的，但实际上在形成过程中或水汽循环过程中因某些原因会受到一定程度的污染。污染物主要有冷却水、金属腐蚀产物、空气、补给水中的杂质、停炉保护用的药剂等。 （1）凝汽器漏冷却水。凝结水受污染的主要原因之一是冷却水从汽轮机凝汽器不严密的部位漏至凝结水中。凝汽器不严密部位通常是在凝汽器管与管板的连接处，因为在汽轮机的长期运行过程中，由于工况的变动必然会使凝汽器内产生机械应力，所以即使凝汽器的制造和安装质量较好，在使用中仍然会发生管子与管板连接处严密性降低，冷却水漏入凝结水中的现象。 根据对许多大型机组的凝汽器所作的检查得知，汽轮机凝结水受冷却水污染的现象不可能完全消除。在正常运行情况下，有少量冷却水渗漏到凝结水中的现象称为凝汽器渗漏。当用淡水作冷却水时，凝汽器的允许渗漏率（凝汽器渗漏量占汽轮机额定负荷时凝结水量的百分数）一般应小于0.02％，严密性较好的凝汽器渗漏率可以达到0.005%；当用海水作冷却水时，要求渗漏率小于0.0004％。 当凝汽器的管子因制造缺陷或腐蚀而出现裂纹、穿孔或破损时，或者当管子与管板的固接不良或遭到破坏时，则冷却水漏到凝结水中的量会显著的增大，这种现象称为凝汽器泄漏。 当冷却水漏入凝结水中时，该冷却水中各种杂质都将随之混入凝结水中。凝结水因漏入冷却水而增加的含盐量与凝汽器泄漏率和冷却水的含盐量密切相关，由于漏入冷却水，导致凝结水含盐量的增大△S（μg/L）如下式所示： △S＝1000PSL　　 　 式中，P为凝汽器泄漏率，%；SL为冷却水含盐量，ｍg/L。 由上式可知，当用苦咸水或海水作为冷却水时，因其含盐量很高，所以对凝结水水质影响更大。 凝汽器泄漏对凝结水污染的程度还与汽轮机的负荷有关。因为汽轮机的负荷很低时，凝结水量大为减少，但漏入的冷却水并不因负荷的改变而有多大变化，所以凝结水水质的恶化更为明显。 （2）金属腐蚀产物的污染。发电厂水汽系统中的设备和管道，不可避免地要发生腐蚀，机组启动时，在水和蒸汽的冲刷溶解作用下，这些腐蚀产物会进入凝结水中。腐蚀产物的主要成分是铁和铜的氧化物，其生成与许多因素有关，如：机组负荷的变化、设备停用期间保护的好坏、凝结水的pH值、给水中的溶解氧及CO2含量等。在这些因素中，凝结水中铁、铜含量受机组负荷变化的影响最为敏感，因为负荷的变化会促进设备及管壁上腐蚀产物的脱落，导致凝结水铁铜含量明显升高。现场测定数据表明，机组启动过程中铁铜含量比正常运行值要高十几倍甚至几十倍，致使长时间的冲洗才能达到凝结水回收标准（Fe≤80μg/L）。 凝结水中金属腐蚀产物进入锅炉后，将在炉管中沉积，并进一步诱发腐蚀，所以凝结水中的腐蚀产物必须予以清除。 （3）水汽系统漏入空气。空气漏入水汽系统中最常见的部位是汽轮机的密封系统、给水泵密封处和低压加热器膨胀节点处。空气漏入会使给水中含氧量增高，随空气漏入的CO2增加了水中碳酸化合物含量，例如水中CO2会与用于调节给水pH值的NH3形成NH4HCO3、(NH4) 2CO3。 （4）补给水的杂质。在补给水处理系统运行不当或设备故障情况下，会把原水中的悬浮物、溶解盐类或有机物带入凝结水中（当补给水补入凝汽器热井时），既使在正常运行情况下，仍然会有微量杂质带入补给水中。 此外，停炉保护药剂的残留物也可能会污染凝结水。 综上所述，在机组运行的过程中，凝结水会受到一定程度的污染，增加了凝结水中的溶解盐类和固体微粒。消除污染源虽然是防止凝结水污染的根本办法，但完全消除是不可能的，为此凝结水精处理就成为高参数火力发电厂水处理的一项重要任务。 二、凝结水精处理的目的及其系统的功能 根据凝结水被污染引入杂质的类别，所以凝结水精处理的目的是： （1）去除凝结水中的金属腐蚀产物； （2）去除凝结水中的微量溶解