锅炉蒸汽氢电导率超标问题分析

燃煤锅炉蒸汽氢电导率超标是化学监督中经常遇到的问题,氢电导率超标可能造成热力设备腐蚀发生。经分析,除盐水中有机物含量高是造成机组水汽系统氢电导率普遍超标的主要因素。除盐水中有机物随补给水进入凝汽器,在热力系统中受高温高压条件下发生化学反应,分解生成甲酸、乙酸等低分子有机酸,导致水汽系统中氢电导率超标。除盐水中有机物偏高是因现有的水处理工艺,去除有机物能力有限。同时气候降温、取水水质季节性变化,生物曝气池低温处理效率下降,活性炭吸附性能下降,锅炉运行工况的改变等几种因素是造成氢电导率高的直接原因。在严密监督水汽系统氢电导率在合格范围内,提出在现有化学水处理工艺的条件下,优化取水水源的调配方式,采用长江水处理而成的自来水与电厂用运河水处理而成的化学水合理匹配作为化学制水的补给水源,制出有机物含量较低的除盐水,使机组的热力系统水汽中有机物含量控制在较低水平,保证了机组水汽氢电导率都在合格的范围内,为机组安全稳定运行排除隐患。     

某供热机组水汽氢电导率异常波动及超标原因分析

联合使用在线化学仪表检验装置、痕量TOCi分析仪和离子色谱仪,从仪表测量准确性、有机物污染和无机离子污染等方面分析了某供热机组发生凝结水、给水氢电导率异常波动及超标的原因。根据计算得到的凝结水脱气氢电导率,判定凝结水是否因携带CO_2造成氢电导率偏高。分析认为,导致机组氢电导率异常波动及超标的主要原因是凝结水受到余热凝汽器疏水和定排扩容器炉水的污染,从而携带大量无机离子。另外,凝结水脱气氢电导率的计算值略低于氢电导率的测量值,表明凝结水携带少量CO_2。     

供热工况下超临界机组水汽氢电导率异常研究分析

供热工况下,某电厂630 MW超临界机组给水和主蒸汽氢电导率较高,无法满足给水加氧处理时的要求。对热力系统的水汽品质进行分析,试验结果表明:除盐水中TOC含量超标,导致供热时水汽系统的TOC升高,有机物分解产生CH_3COO~-和HCOO~-,引起主蒸汽氢电导率超标;除盐水含有大量二氧化碳,供热时机组的补给水量增加,导致给水中二氧化碳含量较高,引起给水氢电导率超标。     

电厂水汽系统有机物含量对氢电导率影响试验研究

为探索电厂水汽系统中有机物含量对氢电导率的贡献值,在测定机组水汽有机物含量的同时,进行了水样离子色谱分析。根据离子色谱数据可以理论计算出水汽中无机离子变化对氢电导率的贡献,从而间接计算出有机物分解对氢电导率的贡献。分析表明:上述方法计算出的结果与实际值相符,水汽中的有机物对氢电导率存在较大影响。     

火电厂化学水汽监督

火力发电厂化学水汽监督工作是保证机组安全经济稳定运行的重要保证之一。水汽监督主要是对凝结水、给水、炉水、蒸汽、疏水、返回水进行化验监督,以保证机组的水汽质量合格,防止和减缓设备的腐蚀、结垢、积盐,从而延长设备的使用寿命。     

凝结水精处理运行控制方式探讨

分析了氯离子对机组热力系统的影响,阐述了精处理混床运行状态与水汽品质的关系：即精处理混床出水随着氨的泄露,氯离子随之增加,并导致水汽系统氢电导率上升。提出凝结水精处理混床宜采用氢型方式运行,可有效控制氯离子的泄露,确保给水水质。     

凝结水处理混床问题的研究

凝结水处理混床的应用使高参数、大容量火力发电机组的热力系统水汽品质得到了较充分的保证，但是，有时候有些混床投运后会出现炉水pH值下降，热力系统水汽品质长期不合格，机组启动初期混床不能及时投入运行等问题，影响了该技术的使用和发展，本文就这些有关问题进行综合性的探讨和分析。     

高有机物水质条件下炉水处理的探讨

针对某自备电厂高有机物水处理条件下,为保证热力系统汽水品质和设备安全运行,通过炉水磷酸盐加氢氧化钠处理方式,大大缩短了锅炉点火期间汽水品质合格时间,并且确保了锅炉正常运行时蒸汽氢电导率和炉水pH合格率。     

660 MW超超临界燃煤机组水汽氢电导率异常原因分析

华东地区某电厂2×660 MW超超临界燃煤发电机组水汽指标氢电导率超标。对热力系统和锅炉补给水处理系统水质指标分析，发现机组主蒸汽氢电导率超标原因是除盐水TOC含量过高。通过烧杯试验确定澄清池聚合氯化铝添加量，并加强活性炭过滤器反洗及对阳床、阴床及混床再生优化调整，优化运行后锅炉补给水系统各设备产水TOC含量明显降低，除盐水TOC含量达到运行要求。     

利用脱硝氨气自动配制氨水工艺在电厂中的应用

火电厂锅炉给水系统化学加药主要是通过加氨维持pH在一定的碱性范围内,从而达到防止热力设备发生腐蚀的目的。目前,电厂主要是通过外购质量分数25%左右的桶装氨水进行配药,经常会发生由于外购氨水质量不合格而将杂质带入系统,导致水汽品质变差的问题。采用脱硝氨气全自动配制氨水的方法,不仅保证了氨水的品质,同时没有刺激性气味,降低了安全风险,节约了运营费用。     

催化锅炉炉水和蒸汽质量存在的问题及对策

针对催化装置锅炉炉水质量长时间合格率不高的情况,对锅炉运行情况进行分析,找到症结所在。通过试验,发现磷酸根浓度和电导率存在紧密联系,确立了使用电导率指导磷酸根浓度的可行性,解决了锅炉运行中存在的问题。     

油田注汽锅炉用水除氧剂的研究

作者从静态方面测量一些变量对亚硫酸钠除氧效果的影响,来确定适用于油田注汽锅炉除氧的最佳条件和除氧剂,若单独用硫酸钠作除氧剂,则因水中亚硫酸钠的残余量高,产生严重的酸腐蚀,而不适用作油田注汽锅炉除氧剂,根据催化机理,在弱碱条件下加入二价镍离子和二价钴离子能提高水中亚硫酸的反应效率,降低水中亚硫酸钠的残余量,对亚硫酸钠的除氧效果具有明显催化作用,若按处理后水样中亚硫酸钠的残余量和吨水处理费用越少越好衡量标准,硫酸钴催化亚硫酸钠除氧剂是最适合用作油田注汽锅炉用水除氧的除氧剂.     

二期工业用蒸汽冷凝水回收方案

冷凝水由于其热焓值高、含氧量低、水质好．因此对蒸汽凝结水的合理回收利用,不仅可以提高锅炉除氧器的起始温度、降低锅炉煤耗,而且可以减少除盐水的制水耗费。     

软化水输水管道腐蚀原因的探讨

从水处理常用的几项水质指数和挂片试验确认,符合低压锅炉给水指标的脱硬、脱碱水在常温下对碳钢仍具有较强的腐蚀性,造成了输水管道的腐蚀.建议采取加氨、除氧或改换管道材质等方法解决腐蚀问题.     

中温中压锅炉饱和蒸汽Na~+、电导率超标问题的研究与治理

针对实际运行过程中发生锅炉两侧饱和蒸汽质量差异较大,右侧饱和蒸汽电导率、钠离子超标严重问题,进行分析原因研究,对锅炉汽水分离装置进行检查整改。通过汽水质量监督数据进行分析判断汽水分离器故障的方法是有效、可行的,进一步提高了中温中压锅炉运行的稳定性,保证蒸汽品质,满足后续工艺质量要求。     

煤化工项目在线水质分析仪的选型与应用

煤化工项目中的在线水质分析仪主要应用在水处理及热电锅炉系统,其适用性对装置的安全、节能、环保运行极其重要。论述了煤化工在线水质分析仪的选型原则,结合工程实例介绍了p H值与电导率分析仪、溶解氧与浊度分析仪、COD与NH3-N分析仪等在线水质分析仪的选型,并结合现场实际应用中存在的问题,提出了改造措施。     

稠油热采废水回用电站锅炉补给水工艺

常规稠油热采废水处理采用除油软化工艺,出水水质较低,仅能用于直流小注汽锅炉补水。由于小注汽锅炉参数低,排污量大,能耗高,造成采油蒸汽成本高。针对该问题,开发了预处理-蒸发-生物处理-膜处理-混床工艺处理稠油热采废水,并通过实验对工艺各子系统运行性能进行研究以提高处理效果,使系统处理出水可用于电站高参数锅炉补给水,达到以热电联产机组取代小注汽锅炉,降低采油蒸汽费用的目的。研究结果表明,采用该工艺对稠油热采废水进行处理,各子系统运行稳定;废水经除硅软化预处理及蒸发后,产水TOC平均约22mg/L;曝气生物滤池产水TOC平均约6mg/L;再经超滤-反渗透处理后产水TOC含量小于0.15mg/L;继续经混床处理,最终出水电导率≤0.15μS/cm、二氧化硅≤10μg/L、TOC≤200μg/L,满足电站高参数锅炉补水水质要求,每吨水直接运行费用为8.05元。     

解吸水解存在的问题分析及改造措施

对比了尿素装置A系统和B系统的解吸水解运行,发现A系统解吸水解运行不正常的原因是水解换热器换热效果不好,导致水解塔进料温度偏低,影响解吸效果。通过采取清洗水解换热器、增设蒸汽管线等措施后,解吸废液中含氨和尿素质量分数分别达到≤10 g/m3和≤5 g/m3,可直接作为锅炉给水。