电厂化学运行监督幻灯片.ppt

* * （2）循环冷却水的常规防垢处理： 降低补充水碱度防垢：加酸降低补充水碱度；石灰沉淀除去补充水碳酸盐；循环冷却水软化防垢（钠床或弱酸离子交换） 加水质稳定处理防垢：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等 磁化处理（物理方法） * * ①每天监测循环水和补充水的氯离子、碱度、硬度、浊度、PH、药剂浓度（总磷、有机膦）、余氯等； ② 除每批药品要100％检验外，还要针对此药品定期小试，检验其缓蚀阻垢效果；保证连续加药，最好使用带检测的自动加药设备设备，尽量避免冲击性加药，如只能人工加药，则对加药方法要作详细规定。 ③具有对腐蚀、结垢以及微生物进行监测的手段。监测挂片、微生物总量及黏泥量的监测必不可少。 * 发电机定子内冷水故障的主要特征： 定子线棒温度过高，达90～150度，因此容易造成线棒过热、绝缘层炭化流胶、绝缘层呈粉状、线棒熔化或空芯铜导线开裂。 * * * 1）MBT缓蚀剂法：2-巯基苯并噻唑（Mercaptobenzothiazole，MBT）是一种常用的铜缓蚀剂。宋丽莎、曹长武等介绍了发电机内冷水系统停机MBT预膜和运行中添加MBT的水质调控防腐防垢技术，这种技术95年在山东多家电厂应用，效果良好。 * 2）BTA缓蚀剂法：苯并三氮唑（Benzotriazole BTA）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。应用中有单纯BTA法、BTA+EA法、BTA+NaOH法、BTA+NH3法和BTA复合缓蚀剂法。 * 3）PH调控法——NH3法和NaOH法： 喻亚非在这方面做了有益的尝试。资料介绍，将NaOH配成质量浓度为0.1%的工作溶液，在加药前，启动旁路净化系统小混床，将内冷水电导率调节到0.5μs/ cm以下，用计量泵将NaOH工作溶液从小混床出口管采样孔打入内冷水箱，计量泵流量设定为1000ｍL/ｈ，加药时间10-15分钟。监测发电机内冷水进水母管中水的PH和电导率，控制PH为8.0±0.2，电导率≤1.5μs/ cm，这种调控方法，可将内冷水铜离子含量控制在40μg/L以下。但是由于内冷水系统密封不严，运行一段时间后，PH会逐渐下降，铜含量和电导率又会上升，3~5天后，需再次启动小混床和计量泵H:\内冷水lun\离子交换微碱化处理发电机内冷水试验研究.pdf * * * 3）过热器和汽轮机的积盐。水质不良会使锅炉不能产生高纯度的蒸汽，随蒸汽带出的杂质就会沉积在蒸汽通过的各个部位，如过热器和汽轮机，这种现象称为积盐。过热器管内积盐会引起金属管壁过热甚至爆管；汽轮机内积盐会大大降低汽轮机的出力和效率，特别是高温高压大容量汽轮机，它的高压部分蒸汽流通的截面积很小，所以少量的积盐也会大大增加蒸汽流通的阻力，使汽轮机的出力下降。当汽轮机积盐严重时，还会使推力轴承负荷增大，隔板弯曲，造成事故停机。 * 1）热力设备结垢 如果进入锅炉的水中有易于沉积的杂质，则在它们的运行过程中会发生结垢的现象。垢的导热性比金属差几百倍，且它又极易生成在热负荷很高的部位，所以垢对锅炉的危害性很大。它可使金属壁的温度过高，引起金属强度下降，以致使锅炉的管道发生局部变形、鼓包，甚至爆管。而且锅内的垢还会降低锅炉的热效率，从而影响发电的经济性。例如，热力发电厂锅炉的省煤器中，结有1mm厚的水垢时，其燃料用量就比原来的多消耗1.5％～2.0％。由于发电厂锅炉的容量一般都很大，每年使用的燃料量也很大，所以燃料的消耗率虽只有微小的增加，却会给国家造成巨额的经济损失。另外在汽轮机凝汽器内，因冷却水水质问题而结的垢，会导致凝汽器真空度下降，汽轮机的热效率和出力降低。加热器的结垢会使水的加热温度达不到设计值，使整个热力系统的经济性降低。另外，热力设备结垢后需要清洗，这便增加了检修的工作量和费用，并且降低设备的年运行时间。 * 腐蚀的类型： （1） 氧腐蚀：通常发生在给水管道、省煤器、补给水管道、疏水系统的管道及炉外水处理设备等。凝结水系统受氧腐蚀程度较轻，因为凝结水正常含氧量低于30ppb，且水温较低。氧腐蚀部位与氧的浓度关系密切。凡是有溶解氧的部位，就有可能发生氧腐蚀。锅炉运行正常时，给水中的氧一般在省煤器就消耗完了，所以锅炉本体不会遭受氧腐蚀。但当除氧器运行不正常时或在锅炉启动初期，溶解氧可能进入锅炉本体，造成汽包和下降管的腐蚀。在锅炉运行时，省煤器入口段的腐蚀一般比较严重。 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