关于火电厂化学水汽监督存在的问题及应对分析

关于火电厂化学水汽监督存在的问题及应对分析

肖雨

（深能合和电力（河源）有限公司广东河源517000）

摘要：随着我国电力建设的快速发展，有效的推动火电厂化学水汽监督工作的开展，对于火电厂的产品质量和生产能力、以及企业在环保和能耗指标上有着非常重要的作用。目前，有一部分火电厂的化学水汽监督检查还存在一定的问题，因此化学水汽的监督工作基础并不牢固。化学水汽的监督工作技术性较强，涉及面广，是一项细致和长期的工作。只有切实的做好火电厂化学水汽的监督工作，加强技术人员的技术培训和提升员工的素质，才能效控制汽水质量，防止和延缓热力设备发生腐蚀、积盐和结垢的风险。本文针对相关问题进系统的分析，并制定有效的应对对策，以供相关人士参考。

关键词：火电厂化学水汽问题分析

1化学水汽监督的重要性

在火电厂发展历程中，化学问题一直是外界比较关注的“慢性病”，如果许多问题同时出现时，会导致一些小问题被化学问题所掩盖，如果处理不好将会对火电机组的运行产生严重的影响。实际上，随着机组容量的不断增大和相关参数的提升，由于化学问题而诱发的设备事故开始呈现出快速性、突发性等特点，同时，化学问题诱发的机组设备腐蚀性破坏往往是遍布整个设备，而并非对局部进行腐蚀。如果未给予及时、有效的处理，任其发展下去，当腐蚀到一定程度时，就有可能带来无法挽回的损失。因此，将化学水汽监督工作应用到火电厂之中，可以有效降低热力设备突发性事故的发生，而且还能对设备的细微变化进行监测，保证了机组设备的运行效率和使用寿命。

2化学水汽监督内容

（1）机组启动阶段化学水汽监督应该与集控开启连排、加药、取样一次阀等联系在一起。联胺、氨、磷酸盐溶药箱液位最好控制在2/3以上。对各加药泵性能进行检测，以确保其处于良好状态。将冷却水的进、出入口门，恒温装置的冷却水进、出入口阀门，热交换器的冷却水进、出入口阀门，投入自动恒温装置，投入闭式循环冷却水装置等按照一定的顺序和要求进行开启。此外，还需要联系热控专业对化学仪表投入使用前的检测和准备工作。

（2）冷态冲洗化学水汽监督。如果汽包炉水水样呈现出无杂物、无色透明状态时，需要取样好对炉水和给水含铁量进行分析，当Fe含量低于1000μg/l时，需要按照要求回收凝汽器。在给水泵开始工作过程中，要按照要求启动加联氨及加氨泵，将其pH控制在9.0~9.6范围内。对给水水质进行系统的检查和分析，当分析结果符合要求之后，汇报值长，此时可以结束大循环冲洗，并对锅炉进行点火。

（3）热态冲洗化学水汽监督。当锅炉完成点火之后，会使其汽包压力上升至1.0MPa，此时需要启动磷酸盐泵，并向汽包加药。在锅炉升压、升温过程中，一般要求每隔15min对炉饱和水蒸汽Fe含量、Fe、PO43-进行分析，并对饱和蒸汽和炉水品质进行全面分析，当分析结果中饱和蒸汽Fe小于50μg/l，炉水Fe小于200μg/l时，汇报值长，热态冲洗结果符合要求，可以进行锅炉点火。然后还需要每隔30min，对水汽取样管进行一次冲洗，并开启连排，以更好的实现定期排污效果，直到炉水澄清为止。该过程中，如果发现炉水浑浊时，要根据需求适当的提高炉水取样管的冲洗次数和时间，并做好炉水pH、PO43-的化验检查工作，然后启动磷酸盐泵，并向汽包加药，使其水质在较短的时间内能够达到设计标准。在对锅炉进行升压的过程中，还需要做好给水、炉水、蒸汽SiO2含量的检测和分析工作。当给水、炉水、蒸汽SiO2含量符合相关规范和标准时，可以通知集控运行，以便对锅炉的运行情况进行适当的调整。

（4）机组带负荷阶段的化学水汽监督。当汽轮机冲转阶段，需要对疏水、凝结水进行有效的检测，直至符合要求时才可以联系集控回收。同时，如果检测结果发现凝结水呈现无色透明状态，并且Fe≤80μg/l、硬度≤2.5μmol/l时，需要将凝结水精处理设备开启。在汽机带负荷开始运行之前，要对其左右侧蒸汽取样进行化验检测，同时联系热控，开启在线分析仪表，并投入水样超温自动保护及自动加药系统。

3火电厂化学水汽监督中存在的问题

3.1对化学水汽监督缺乏足够的重视

通常情况下，化学水汽监督人员一般认为其不会对机组设备造成直接的威胁，并且当多个问题同时发生时，往往会忽视化学水汽监督问题。随着机组容量的逐渐增大和参数的不断提高，化学水汽监督开始受到一定的重视，因为化学水汽诱发的机组设备故障往往具有突发性和快速性等特点，并且多发生在整个设备之中，如果未及时采取措施给予解决，就有可能出现爆发的现象，导致破坏范围和破坏程度不断增大，从而达到无法弥补的地步。

3.2水汽加药过程中出现的问题

在进行化学加药的过程中，需要确保药物是均匀加入系统中的，同时在保证水汽各项检测指标均满足相关规范和标准时，要将加药量控制在合理的范围之内。在具体使用过程中，通常将化学加药量控制在合理的范围内有一定的难度，因为大部分电厂的实际生产过程都是根据相关调度指令进行负荷调整的，从而导致水汽流量随之发生变化，这样一来就会使水汽加药实时发生变化，只有这样才能满足设计要求。通常情况下，自动加药系统一般是通过在线仪表进行控制的，无碍对水汽加药过程给予有效的控制。而实际的加药量一般是借助操作人员的手工化验分析和长期实践经验才可以确定。因此，为了保证各项指标都满足锅炉设计标准，大部分的火电厂都会人为增加水汽所需含药量，这样会对锅炉的正常运行造成较大的伤害。

3.3缺乏足够的水汽监督设备

在我国通常超过300MW的机组才会设置凝结水处理系统，其一般是将100%的凝结水通过机组设备，这样不仅可以有效的改善热力设备上积盐结构，而且还能提高水汽质量。但是我国大部分火电厂由于受到多种因素的影响，而使凝结水无法按照100%进行处理。这样一来，虽然在一些设备上选用了混凝水，可能因为混凝床失效的因素，导致无法更好的发挥缓凝水的作用。

4提升火电厂化学水汽监督的措施

4.1加强对电厂水源选择和设备选型的质量监督

如今，我国面临着水质不断恶化，水资源不断匮乏的现状，因此火电厂在进行设计方案和设备选择的过程中，要综合考虑水质变化情况，并对设备的选材和选型给予考虑，以更好的实现对化学全过程的有效监督。如果遇到较高浓缩倍率的时候，需要根据实际情况来进行及时的补水和排水，也可以借助模拟试验，来调整加药种类和加药量，从而有效提升循环水的浓缩倍率，以确保火电厂的正常运行。

4.2改善凝结水溶氧高问题

通常情况下，凝结水溶氧高会进一步加重机组设备的腐蚀，如果任其发展下去，将会导致腐蚀的产物进入锅炉之中，增加锅炉水冷避的结垢，从而诱发爆管事故。凝结水氧一般来源于以下两个方面：①在汽轮机疏水、补给水和排水过程中带来的氧气；②在处于真空状态下，汽轮机由于管道、阀门和设备不严而进入的氧气。在火电厂实际运行过程中，导致机组凝结水含氧量增加的主要因素还有补水量较大，混凝器的结构设计不合理，混凝器负压系统出现了比较大的漏气现象等。因此，需要做好缓凝器真空系统的检查工作，以确保凝结水溶氧问题得到有效地的解决。

结束语

综上所述，化学水汽监督工作的开展对于火电厂的生产能力、产品质量及环保和能耗指标等都具有十分重要的意义。化学水汽监督工作涉及到的内容比较广，而且技术性较强，是一项长期、细致的工作，因此需要采取有效的应对措施，对其中存在问题进行分析，从而有效控制汽水质量，降低热力设备出现积盐、腐蚀和结垢等风险。

参考文献：

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