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第一章 绪 论

第一节 水在热力发电厂中的作用

热力发电就是利用热能转变为机械能进行发电。现在我国用得比较普遍的热能来自各种 燃料的化学能，此种发电称为火力发电。
在火力发电厂中，水进入锅炉后，吸收燃料燃烧放出的热能，转变成蒸汽，导入汽轮机， 在汽轮机中，蒸汽的热能转变为机械能；汽轮机带动发电机，将机械能转变成电能。所以锅 炉、汽轮机发电机为火力发电的主要设备。为了保证他们正常运行，对锅炉用水的质量有很 严的要求，而且机组中蒸汽的参数愈高，对其要求也愈严。
在凝汽式发电厂中，水汽呈循环状运行。锅炉产生的蒸汽经汽轮机后进入凝汽器，在这 里它被冷却成凝结水，此凝结水经泵送到低压加热器，加热后送入除氧器，再由给水泵将已 除氧的水送到高压加热器后进入锅炉。
汽水的流动虽呈循环状，但这是主流，并非全部，在实际运行中总不免有些损失。造成 汽水损失的主要原因有如下几方面：
（1）锅炉部分。锅炉的排污放水，锅炉安全门和过热器放汽门的向外排气，用蒸 汽推动附属机械，蒸汽吹灰和燃烧液体时采用蒸汽雾化法等，都要造成汽水损失。
（2）汽轮机机组。中、低压蒸汽外供，汽轮机的轴封处要连续向外排汽，在抽气 器和除氧器排气口处会随空气排出一些蒸汽，造成损失。
（3）各种水箱。各种水箱有溢流和热水的蒸发等损失。

（4）管道系统。各管道系统法兰盘连接处不严密和阀门泄漏等原因，也会造成汽水损 失。
为了维持发电厂热力系统的水汽循环运行正常，就要用水补充这些损失，这部分水称 为补给水。由于水在热力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，水质有较大的差别。根 据实际的需要，我们常给予这些水以不同的名称，简述如下：
⑴原水。原水是指未经任何处理的天然水，它是热力发电厂中各种用水的来源。

⑵锅炉补给水。原水经过各种方法净化处理后，用来补充热力发电厂汽水损失的水， 称为锅炉补给水。锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水和除盐水 等。
⑶凝结水。在汽轮机中做功后的蒸汽经冷凝成的水，称为凝结水。

⑷疏水。各种蒸汽管道和用汽设备中的蒸汽冷凝水，称为疏水。它经疏水器汇集到疏

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水箱或并入凝结水系统中。热力发电厂中疏水系统往往比较复杂。

⑸返回水。热电厂向热用户供热后，回收的蒸汽冷凝水，称为返回水。返回水又有热 网加热器冷凝水和生产返回冷凝水之分。
⑹给水。送进锅炉的水称为给水。凝汽式发电厂的给水，主要由凝结水、补给水和各 种疏水组成。热电厂的给水组成中，还包括返回水。
⑺锅炉水。在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水，称为锅炉水。
⑻冷却水。用作冷却介质的水称为冷却水。在电厂中，它主要是指通过凝汽器用以冷 却汽轮机排汽的水。

第二节 热力发电厂中水处理的重要性

热力系统中水的品质，是影响发电厂热力设备安全、经济运行的主要因素之一。没有 经过净化处理的天然水含有许多杂质，这种水如进入水汽循环系统，将会造成各种危害。为 了保证热力系统中有良好的水质，必须对水进行适当的净化处理和严格地监督汽水质量。
现将热力发电厂中，由于汽水品质不良而引起的危害，简述如下：

（1）热力设备的结垢。如果进入锅炉或其他热交换器的水质不良，则经过一段时 间运行后，在和水接触的受热面上，会生成一些固体附着物，这种现象称为结垢，这些固体 附着物称为水垢。因为金属的导热性比水垢的高几百倍，而这些水垢又极易在热负荷很高的 锅炉炉管中生成，所以结垢对锅炉的危害性很大。它可使结垢部位的金属管壁温度过高，引 起金属强度下降，这样在管内压力的作用下，就会发生管道局部变形、产生鼓包，甚至引起 爆管等严重事故。结垢不仅危害安全运行，而且还会大大降低发电厂的经济性。另外，在汽 轮机凝汽器内结垢会导致凝汽器真空度降低，从而使汽轮机的效率和出力下降。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。而且，热力设备结垢以 后，必须及时进行清洗工作，这就要停止运行，减少了设备的年利用小时数，此外，还要增 加检修工作量和费用等。
（2）热力设备的腐蚀。发电厂热力设备的金属经常和水接触，若水质不良，则会引起 金属腐蚀。热力发电厂的给水管道、各种加热器、锅炉省煤器、水冷壁、过热器和汽轮机凝 汽器等，都会因水质不良而腐蚀。腐蚀不仅要缩短设备本身的使用期限，造成经济损失，而 且金属腐蚀产物转入水中，使给水中杂质增多，从而加剧在高热负荷受热面上的结垢过程， 结成的垢又会加速锅炉炉管腐蚀。此种恶性循环，又迅速导致爆管事故。此外，金属的腐蚀

产物被蒸汽带到汽轮机中沉积下来后，也会严重地影响汽轮机的安全、经济运行。

（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。
热力发电厂水处理工作就是为了保证热力系统各部分有良好的水汽品质，以防止热力设 备的结垢、积盐和腐蚀。因此，在热力发电厂中，水处理工作对保证发电厂的安全、经济运 行具有十分重要的意义。
热力发电厂的水处理工作者，应参与以下工作：

（1）净化原水，制备热力系统所需质量的补给水。它包括出去天然水中的悬浮物 和胶体状态杂质的澄清、过滤等处理；除去水中溶解的钙、镁离子的软化处理；或除去水中 全部溶解盐类的除盐处理。
（2）对给水进行除氧、加药等处理。

（3）对汽包锅炉进行锅炉水的加药处理和排污。

（4）对直流锅炉机组或某些亚临界压力、汽包锅炉机组进行凝结水的净化处理。

（5）在热电厂中，对生产返回水进行除油、除铁等净化处理。

（6）对冷却水进行防垢、防腐和防止有机物附着物等处理。

（7）对热力系统各部分的汽水质量进行监督。

第二章 热力设备及系统的化学监督

热力设备及系统的化学监督有以下几种形式：

1．运行监督 在热力设备运行过程中，为了防止锅炉及其热力系统的结垢、腐蚀和积盐等故障，水、
汽质量应达到一定的标准。因此，应对各种水和蒸汽的一些主要指标进行连续的(如采用仪 表)或间断的分析监督，看其是否符合标准，以便采取措施。
2．汽水系统查定 汽水系统查定，是通过对全厂各种汽水的铜、铁含量以及与铜、铁有关的各项目(如 pH
值，CO2、NH3、O2 含量等)的全面查定试验。其目的是了解汽水系统中腐蚀产物的分布情 况和产生的原因，以采取措施。汽水系统查定，一般每月一次，在机组启动、运行工况异常 时按实际情况增加监测项目和分析次数。
3．热力设备及系统的检查监督 在热力设备及系统检修时，应检查设备内部的结垢、积盐和腐蚀情况，并采集必要的样
品(如水垢、盐类附着物、腐蚀产物等)进行成分分析。对前一期的水汽质量作出评价，从中 提出改进水处理设备和热力设备运行工况的措施。同时根据热力设备的结垢、积盐、腐蚀等 情况，提出设备清洗措施。

第一节 水、汽质量标准

为了防止锅炉及其热力设备及系统的结垢、腐蚀和积盐等故障，水汽质量应达到一定的 标准。现对《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》(GBl2145—89)作简要的介绍。
一、蒸汽质量标准 对于自然循环、强迫循环汽包锅炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量应符合表 2－l 的规定。
表 2－1 锅炉蒸汽质量标准

压力(MPa)
钠（μg/kg）
二氧化硅
（μg/kg）
磷酸盐处理
挥发性处理
3.8～5.8
≤15

≤20
5.9～18.3
≤10
≤10*
* 争取标准为不大于 5μg/kg。

表中各个项目的意义如下：

(1) 含钠量。因为蒸汽中的盐类主要是钠盐，所以蒸汽中的含钠量可以表征蒸汽含盐量

的多少，故含钠量是蒸汽品质的指标之一，应给以监督。

(2) 含硅量。蒸汽中的硅酸会沉积在汽轮机内，形成难溶于水的二氧化硅附着物，它对 汽轮机的安全与经济运行有较大的影响。因此蒸汽含硅量是蒸汽品质指标之一，应给以监督。
为了防止汽轮机积结金属氧化物，还应检查蒸汽中铜和铁的含量。对于锅炉压力为

15.68~18.62MPa 的汽包锅炉，含铁量应不大于 20μg／kg，含铜量应不大于 5μg／kg(争取 标准为 3μg／kg)。对于压力小于 15.68MPa 的锅炉，上述标准可作为参考。
二、锅炉水水质标准 汽包锅炉用磷酸盐处理，其锅炉水水质标准如表 2-2 所示。
表 2－2 锅炉水磷酸盐浓度标准

锅炉压力
（MPa）
磷酸根（mg/L）

pH (25℃)

单段蒸发
分段蒸发
净段
盐段
3.8～5.8
5～15
5～12
≤75
9～11
5.9～12.6
2～10
2～10
≤50
9～10.5
12.7～15.6
2～8
2～8
≤40
9～10
15.7～18.3
0.5～3
—
—
9～10
注：当锅炉水 pH 值低于标准时，应查明原因，采取措施。

锅炉水的含盐量和二氧化硅含量的质量标准可参考表 2－3。必要时应通过热化学试验确 定。
表 2－3 锅炉水含盐量和二氧化硅含量标准

锅炉压力（MPa）
含盐量（mg/L）
二氧化硅（mg/L）
5.9～12.6
≤100
≤2.00
12.7～15.6
≤50
≤0.45
15.7～18.3
≤20
≤0.25
表 9－2、表 9－3 中各项水质项目的意义如下：

(1) 磷酸根。锅炉水中应维持有一定量的磷酸根，这主要是为了防止钙垢。但锅水中磷 酸根不能太少或过多。
(2) pH 值。锅炉水的 pH 值不应低于 9，其原因是：

1）pH 值低时，水对锅炉钢材的腐蚀增强；

2) 锅炉水中磷酸根与钙离子的反应，只有在 pH 值足够高的条件下，才能生成易排除

的水渣；

3) 为了抑制锅炉水中硅酸盐水解生成硅酸，应减少硅酸在蒸汽中的溶解携带量。但锅 炉水的 pH 值也不能太高，否则容易引起碱性腐蚀。
(3) 含盐量(或含钠量)和含硅量。控制锅炉水中含盐量(或含钠量)和含硅量是为了保证蒸 汽品质。锅炉水的最大允许含盐量和含硅量不仅与锅炉参数、汽包内部装置的结构有关，而 且还与运行工况有关，每台锅炉最好通过热化学试验来决定。
三、锅炉给水质量标准 锅炉给水水质应符合表 2－4 的规定。
表 2－4 锅炉给水水质标准

锅炉压力

(MPa)
硬度

(μmol/L)
溶解氧

(μg/L)
铁

(μg/L)
铜

(μg/L)
二氧化硅

(μg/L)
pH

(25℃)
联氨

(μg/L)
油

(mg/L)
3.8～5.8
≤3.0
≤15
≤50
≤10

8.5～9.2
—
<1.0
5.9～12.6
≤2.0
≤7
≤30
≤5

应保证蒸汽 中二氧化硅 符合标准
8.8～9.3

或

9.0～9.5 (加热器为 钢管)
10～50

或

10～30 (挥发性 处理)

<0.3
12.7～15.6
≤2.0
≤7
≤20
≤5

15.7～18.3

≈0

≤7

≤20

≤5
注 1．用石灰、钠离子交换水为补给水的电厂，应改为控制凝结水的 pH 值，最大不超过 9.0。

2. 对于液态排渣锅炉和原设计为燃油的锅炉，其给水中的硬度和铜、铁的含量，应符合高一级锅 炉的规定。
3. 对于有凝结水处理电厂的给水硬度应为 0μmol／L。

表 14-4 中各水质项目的意义如下：

(1) 硬度。为了防止锅炉和给水系统中生成钙、镁水垢，所以应监督给水硬度。

(2) 溶解氧。为了防止给水系统和锅炉省煤器等发生氧腐蚀，同时为了监督除氧器的除 氧效果，所以应监督给水中的溶解氧。
(3) 铁和铜。为了防止在锅炉炉管中产生铁垢和铜垢，必须监督给水中的铁和铜的含 量。给水中铁和铜的含量，还可作为评价热力系统金属腐蚀情况的依据之一。
(4) pH 值。为了防止锅炉给水系统的二氧化碳腐蚀，给水的 pH 值应控制在表 14-4 规 定的范围内。
(5) 联氨。给水中加联氨时，应监督给水中的过剩联氨，以保证完全消除热力除氧后 残留的溶解氧，并消除因发生给水泵不严等异常情况时，偶然漏入给水中的氧。

(6) 油。给水中如果含有油，油质附着在炉管管壁上并受热分解而生成一种导热系数

很小的附着物会危害炉管的安全，同时会使锅炉水中生成漂浮的水渣并促进泡沫的形成，容 易引起蒸汽品质的劣化。另外含油的小水滴被蒸汽携带到过热器中，会因生成附着物而导致 过热器管的过热损坏。因此，对锅炉给水中的含油量必须给以监督。
四、给水的各组成部分 锅炉的给水是由补给水、汽轮机的凝结水、疏水箱的疏水以及生产返回凝结水等几部分
组成的。为了确保锅炉给水的品质，对于给水各组成部分的水质也应监督。 汽轮机凝结水水质标准如表 2－5 所示。
表 9－5 中各项水质的意义如下：

(1) 硬度。冷却水漏入凝结水中，使凝结水中含有钙、镁盐类。为了防止凝结水中的钙、 镁盐量过大，导致给水硬度不合格，所以对凝结水的硬度应进行监督。
(2) 溶解氧。凝结水含氧量较大时(主要是凝汽器和凝结水泵的不严处漏入空气造成的)， 会引起凝结水系统的腐蚀，其腐蚀产物还会影响给水水质，所以应监督凝结水中的溶解氧。
(3) 导电率。为了能及时发现凝汽器的泄漏，还应监测凝结水的导电率。 疏水和生产返回凝结水的水质标准以不影响给水质量为前提，其标准如表 2－6 所示。
表 2－5 汽轮机凝结水水质标准

锅炉压力

(MPa)
硬度

(μmol/L)
溶解氧

(μg/L)
电导率（氢离子交换后 25℃）

(μS/cm)
3.8～5.8
≤3.0
≤50
—
5.9～12.6
≤2.0
≤50
—
12.7～15.6
≤2.0
≤40
≤0.3
15.7～18.3
—
≤30
≤0.3
表 2－6 疏水和生产回水水质标准

名称
硬度

(μmol/L)
铁

(μg/L)
油

(mg/L)
疏水
≤5.0
≤50
—
生产回水
≤5.0
≤100
≤1（经处理后）
对于疏水和生产回水，在送入给水系统以前，应监督其水质，符合上述规定后方可送入 给水系统，禁止不合格的水进入水汽系统。
当锅炉检修后启动时，由于锅炉水水质一般较差，常使蒸汽中杂质含量较大，如果使锅 炉的蒸汽品质符合表 14-1 的规定标准后，再向汽轮机送汽，就需要锅炉长时间排汽。这不

仅使机炉长时间不能投入运行，而且还会增大补给水率，又会使给水水质变坏。所以机组启

动时的蒸汽标准可适当放宽。

第二节 水、汽取样的方法

在水汽质量监督时，从锅炉及其热力系统的各个部位，取出能反映设备和系统中水 汽质量真实情况的代表性样品，是很重要的环节。否则，即使采用很精确的测定方法，测得 的数据也不能真正表达水、汽品质。为了取得其有代表性的水汽样品，必须选择合理的取样 点，正确地设计、安装和使用取样装置。
一、水的取样

1．锅炉水的取样 锅炉水样品一般是从汽包的连续排污管中取出的，为了保证样品的代表性尽量靠近排污
管引出汽包的出口，并尽可能装在引出汽包后的第一个阀门之前。

2．凝结水的取样 凝结水取样点一般设在疑结水泵出口端的凝结水管道上。
3．疏水取样

疏水一般在疏水箱中取样，取样常设在距疏水箱底 200～300mm 处，用小管取出。

4．给水取样 给水取样点一般设在锅炉给水泵之后，省煤器以前的高压给水管上。为了监督除氧器的
运行情况，除氧器出口给水也应取样。为了保证样品的代表性，取样点应设在离出口不大于

lm 水流通畅处。 由于锅炉及其热力系统中的水温较高，这样既不便于取样也不便于测定，所以应将取样
点的样品引至取样冷却器(见图 2－1)内进行冷却，一般冷却到 25～30℃。 取样器的取样导管应用不锈钢管或紫铜管，不能用普通钢管和黄铜管，以免样品被金属
腐蚀产物污染。 取样管上，靠近取样冷却器处，装有两个阀门，前面一个为截止阀，后面一个通常用针
形节流阀。取样器在工作中，前一个阀门应全开，后面一个阀门用来调节样品的流量，一般 调至 20～30kg／h。样品的温度一般用改变冷却水流量的办法调整。样品的流量和温度调好 后，就可使样品不断地流出，取样时不再调动。另外，为了保证样品的代表性，机组每次启 动时，必须将两个阀门全部打开，冲洗取样器和冷却器，冲洗后将样品的流量调至正常。在

机组正常运行期间，也应定期进行这样的冲洗。

图 9－1 1－样品进口管；

2－样品出口管；3－冷却水进口管；4－冷却水出口管 二、蒸汽的取样 蒸汽取样时，应将样品通过取样冷却器，使其凝结成水。取样器中蒸汽的流量，一般为
20～30kg／h。对样品引出导管及冷却器的要求，与水的取样相同。为了免受取样管中附着 杂质的污染，在机组启动时也应冲洗取样装置。
(一)饱和蒸汽取样 饱和蒸汽中常携带着少量的锅炉水水滴，这些水滴在管内分布得不一定很均匀，这种特
点使取得代表性样品比较困难。如蒸汽流速较低时，一部分水滴会粘附在管壁上，形成水膜， 如果将一根管子插在蒸汽管道中心，那么样品的湿度低，分析结果的含钠量(或含硅量)就较 低，如果将取样管连在蒸汽管壁上，取得样品的湿度较大，分析结果的含钠量(或含硅量)就 会偏高。要取得具有代表性的饱和蒸汽样品，必须满足以下几个条件：
(1) 取样点应设在水分分布均匀的管道中。实践证明，当管内饱和蒸汽的流速加快到一 定程度时，管壁上的水膜就会被汽流扯碎，此流速称为破膜速度(其大小随蒸汽压力增大而 减小)，当管道内饱和蒸汽流速超过破膜速度的 5～6 倍时，水分就会均匀分布。所以应将取 样点设置在具有这样流速的管道中。
(2) 取样器进口的蒸汽速度应与管内的蒸汽流速相等。否则，饱和蒸汽在取样器附近会 发生汽流转弯现象，汽流中一些惯性较大的水滴将被甩出或抽入取样器，从而使杂质在样品 中的含量偏低或偏高。
(3) 取样器应装设在蒸汽流动稳定的管道内，并且应远离阀门、弯头等处。

饱和蒸汽取样器有以下几种：

(1) 探针式取样器(如图 2－2 所示)。探针式取样器是用一根较细的不锈钢管制成，这种 取样器是直接装在汽包的饱和蒸汽引出管中的。因为饱和蒸汽刚刚从汽包内引出，它携带的 水分分布均匀，所以这种取样器能取得有代表性的样品。
(2) 乳头式取样器(如图 2—3 所示)。乳头式取样器的结构是；本体是一根不锈钢管，管 上开有几个小孔，每个小孔上焊着不锈钢制成的乳头。这种取样器应装在饱和蒸汽流速超过 破膜速度 5～6 倍的管内。
此外，还有带混合器的单乳头取样器和缝隙式取样器等，这里不作介绍。 (二) 过热蒸汽的取样 在过热蒸汽中没有水分，它是单相介质，与饱和蒸汽比较容易取得代表性的样品。它的
取样点，一般设在过热蒸汽母管上，一般采用乳头式或缝隙式取样器，只要保证取样孔中的 蒸汽流速与蒸汽管道中的蒸汽速度相等即可。

图 2－3 乳头式取样器 图 2－2 探针式饱和蒸汽冷却器

第三节 水、汽质量劣化的原因及处理

当锅炉及其热力系统中，某种水、汽样品的测试结果显示不良时。首先应检查其取样和

测定操作是否正确，必要时应再次取样测定，进行核对。当确证水汽质量不合格时，应分析

其原因，并采取措施，使其恢复正常。由于水、汽质量与锅炉及其热力系统的设备结构和运 行工况等有关，所以各种情况下造成劣化的原因不一，下面我们将其常见的原因及处理方法 介绍如下，以供参考。
一、汽轮机凝结水水质劣化的原因及处理

(1) 造成凝结水硬度或电导率不合格的主要原因是凝汽器铜管的漏泄。其处理方法是及 时查漏和堵漏。
(2) 造成凝结水溶解氧不合格的原因一般有以下两点：①凝汽器真空部分漏气或凝汽器 的冷却度太大，②凝结水泵在运行中不严密有空气漏入，如盘根漏气。其处理方法是：①检 查凝汽器漏气部位并堵漏或调节凝汽器的冷却度：②启动备用水泵，并及时检修有故障的凝 结水泵。
二、给水水质劣化的原因及处理

(1) 造成给水硬度、含钠量(或电导率)、含硅量不合格的原因有以下两点：①组成给水 的凝结水、补给水、疏水或生产返回水的硬度、含钠量(或电导率)、含硅量不合格。例：凝 汽器铜管漏泄、水质较差的水漏入疏水系统、热用户有不合格的水漏入蒸汽或凝结水系统中。
②生水渗入给水系统中。处理方法有：①查明不合格的水源并采取措施使此水源水质合格或 减少其使用量。例：凝汽器铜管的查漏和堵漏、查明疏水系统渗漏地点进行堵漏、要求热用 户查漏和堵漏等。②消除生水渗入给水系统的可能性。
(2) 造成给水溶解氧不合格的原因有以下两点：①除氧器运行不正常。例如解吸出来的 气体不易排出等。②除氧器内部装置有故障。其处理方法是：①调节除氧器的运行工况。例 如通过调整实验来确定排汽阀的开度，使解吸出来的气体能通畅地排走。②检修除氧器的内 部装置。
(3) 给水含铁量或含铜量不合格的原因是组成给水的凝结水、疏水或生产返回水的含铁 量不合格造成的。例：凝汽器铜管、疏水箱、热用户的有关管道、生产返回水水箱腐蚀严重， 含铁或含铜量大的疏水进入疏水箱等都会造成各水源的含铁或含铜量不合格等。其处理方法 是：查明含铁或含铜量大的水源并采取措施。例：对疏水箱、返回水水箱涂防腐漆，并进行 定期排污和清洗或对返回水进行除铁处理。另外对疏水箱、返回水箱内不合格的水应暂时排 掉。
除上述原因外，当锅炉连续排污扩容器送出的蒸汽通向除氧器时，如果蒸汽严重带水， 也会增加给水的含钠量(或电导率)、含硅量。此时应调整扩容器的运行。

三、锅炉水水质劣化的原因及其处理

(1) 造成锅炉水含钠量(或电导率)、含硅量、碱度不合格的原因一般有以下两点：①给 水水质不良；②锅炉排污量不够或排污装置有故障。其处理方法是：①参见“给水水质劣化 的原因及处理(1)”。②增加锅炉的排污量或消除排污装置的故障。
(2) 造成锅炉水磷酸根不合格的原因有以下两点：①磷酸盐的加药量过多或不足，②加 药设备存在缺陷或管道被堵塞。其处理方法是：①调节磷酸盐的加药量。同时应注意：如果 磷酸盐浓度过高时，应增加锅炉的排污量，直至锅炉水磷酸根合格为止：如果磷酸根不足是 由于给水硬度过高造成的，应首先降低给水硬度。②检修加药设备或疏通堵塞的管道。
四、蒸汽品质劣化的原因及处理 造成蒸汽品质劣化的原因一般有以下几种：①锅炉给水品质不良或锅炉排污不正常，使
锅炉水的含钠量或含硅量超过标准。②锅炉的热负荷太大、水位太高、蒸汽压力和水位变化 过快，造成蒸汽大量带水。③喷水式蒸汽减温器的减温水水质不良(例：凝汽器铜管漏泄使 减温用的凝结水水质不良、软化水或生水漏入减温系统)或表面式减温器漏泄。④汽包内部 的汽水分离器或蒸汽清洗装置有故障。例如各分离元件的结合处不严密、元件脱落或洗汽装 置不水平及有短路现象。其处理方法是：①查明不合格的水源，并采取措施使此水源水质合 格或增加锅炉的排污量以及消除排污装置存在的缺陷。②根据热化学试验的结果，严格控制 锅炉的运行方式。⑧查明造成喷水式蒸汽减温器的减温水水质不合格的原因，并采取相应的 措施。例：凝汽器铜管的查漏和堵漏。当表面式减温器漏泄时，应停用减温器或停炉检修。
④检修汽水分离器或蒸汽清洗装置，消除其存在的缺陷。

另外，锅炉加药浓度过大或加药速度太快也会造成蒸汽品质劣化。

第四节 热力设备腐蚀、结垢和积盐的检查监督

在热力设备检修前，化学人员应提出与水汽质量有关的项目、要求和计划，并会同有关 人员，在设备解体后，对内部进行详细检查、记录、采样和分析，做出综合判断。在化学人 员检查前，不能消除设备内部沉积物，也不能在这些部位进行检修工作。
一、热力设备检查的部位和内容 (一) 对水冷壁的检查 锅炉大修时，为了掌握锅炉炉管内结垢和腐蚀的情况，有时应对水冷壁进行割管检查。
1．割管的部位

割管部位应按下列顺序进行选择：

(1) 若有发生爆管的，则在爆破口附近(包括爆破口)割取；

(2) 经外观检查，在有变色、胀粗、鼓包处割取；

(3) 如无上述情况，应选择热负荷较大处和易发生结垢、腐蚀的地方(如焊口处)割取。 一般割管的根数不得少于两根(其中一根为监视管)。若为分段蒸发的锅炉，则割取的管
段应包括盐段和净段炉管。

2．割取管样的方法 在每个选定的部位割取时，割取管样的长度不宜过短，一般应不少于 1．5m，以避免在
割管时产生的铁渣沾染管样中用以分析检查的中间部位。 割下的管子，应立刻在外壁上刻记该管样的部位(如喷燃器区域等)。管子在锅炉中空间
位置(如水汽的流向、背火侧与向火侧等)。管样送至试验室后，再用锯在管中间截取一段长 为 50~150mm 的管样。注意不能用砂轮进行截取，以避免飞溅熔融的铁屑粘附在管子内表 面。将截下的管样，沿管轴方向对半剖开，分成向火侧与背火侧两半，除去截口的毛刺，然 后对这两半管子分别进行检查。
3. 垢量的测定 炉管上垢量(包括腐蚀产物)的测定通常有以下两种方法：
(1) 测定垢的厚度。用测微器、千分尺或显微镜测量管样上附着物的厚度，注意因炉管 的向火侧与背火侧垢量不同，应分别测定。
(2) 求出单位面积炉管上垢的重量。其具体方法如下：

1) 将管样外表涂覆环氧树脂，然后准确称重，记下管样的重量(W1) 和内表面积（F）。

2) 将管样放入事先准备好的烧杯中，烧杯内盛有浓度为 5％的盐酸溶液，此盐酸溶液 内含浓度为 0.2％的若丁(或 0.3％乌洛托平)缓蚀剂，将此烧杯在恒温水浴内加热，维持温度 为 50℃左右，浸泡至垢完全溶解或脱落。
3) 将管样从烧杯中取出，然后用除盐水冲洗干净，最后在无水乙醇中浸一下，依靠乙 醇挥发使之干燥，然后立即称重(W2)。若沉积物中有铜，溶液中的铜可能镀在管样表面。 发生这种现象时，先将管样从酸液中取出，冲洗干净后，再用浓度为 0.5％的过硫酸铵溶液 浸泡，使铜溶解后，再用除盐水冲洗干净后称重。
4) 垢量的计算。按下式可计算出炉管单位面积上沉积物的量

W = W1 − W2 ( g / m 2 )
D F

式中 WD——炉管单位表面积上的垢量，g/m2

W1——酸浸泡前的管样重量，g； W2——酸漫泡后的管样重量，g； F——管样的内表面积，m2。
待酸洗法测定垢量后，要检查管样的腐蚀状况，记录腐蚀坑的形状，测量其面积和深度， 并由监视管计算出腐蚀速度(mm／a)。
4．监视管段的制作

取与运行设备规格、型号完全相同的一段新管，长约 1.5m 以上作监视管。监视管应选 择其内表面基本无腐蚀，纹痕，溃疡点最少的。
用作监视管的内表面如果较清洁，只有一层很薄的氧化膜，没有明显的铁锈层，可直接 使用。如果有铁锈层，则可在有缓蚀剂的浓度为 5％的盐酸中清洗，然后用水冲洗净并干燥 备用。
(二) 汽包的检查

(1) 汽包内检查部位与要求见表 2－7。

表 2－7 汽包内部检查部位与要求

检查部位
测量与记录内容
汽包内壁
水汽侧颜色、有无黄点、水渣分布
下降管
水渣集结程度、厚度、颜色及分布
给水槽
内外表面水渣、结垢和腐蚀速度
百叶窗
铁锈厚度、颜色、有无黄点、有无盐类附着物
旋风子
内外表面水渣、结垢和腐蚀速度，有无脱落及其它缺陷
蒸汽孔板
铁锈厚度、颜色、有无黄点、有无盐类附着物
排污加药管
孔堵塞与否及外表腐蚀情况
上升管
有无集渣、腐蚀坑陷
导汽管
颜色、有无黄点、有无盐类附着物
（2）汽包内采样部位与要求见表 2－8。

表 2－8 汽包采样部位与要求

部位
点
方法与要求
下降管
2

选择水渣最厚与最薄的管内壁，采取 水渣面积为 20mm×20mm，每个采样 点不少于 4g，试样应有代表性。
给水槽
1
冲洗护板
2
汽包壁
1

注：将采集的样品，一部分用于化学分析，一部分装入试样瓶封盖保存，试样瓶应贴上标签，并注明

炉号、采样位置与日期。

(三) 对水冷壁下联箱的检查 检查联箱内及管口处的颜色、结垢与结渣厚度以及堆积水渣的数量，必要时还要割联箱
堵头检查，同时刮取堵头上的水渣，烘干称重(以 g/m2 计算水渣量)，并对其进行化学分析， 以了解该运行周期排污及加药等运行中存在的问题。
(四) 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。其检查内容如下： (1) 过热器及再热器管内的颜色、有无腐蚀点及腐蚀点的分布位置。
(2) 有无盐类附着物以及集结的程度、位置。 除上述内容外，还应对过热器联箱(中间联箱、过热器出口联箱)和减温器内积盐情况进
行检查，以鉴定该周期蒸汽品质监督情况，汽水共腾或减温器水质不良所造成的问题。 (五) 省煤器的检查 首先应对低温省煤器入口管做割管检查(其中一根为监视管)，并检测其腐蚀情况和垢
量，由监视管计算出腐蚀速度。如果低温省煤器腐蚀严重，还应对高温省煤器做割管检查。 除上述内容外，还应对省煤器联箱的腐蚀情况进行检查，如联箱内的颜色、有无腐蚀点及分 布情况，并清理联箱内堆积的铁渣。
(六) 对除氧器的检查 对除氧器内部装置的腐蚀情况进行检查。如果除氧器内部腐蚀严重，确认不足以使用一
个大修周期时，应更换。如果内部装置发生脱落、倾斜等故障，应予以修复。 (七) 对汽轮机本体的检查 对汽轮机本体检查的内容包括：对主汽门，调速汽门，高、中压转子及各级隔板壁的积
盐和腐蚀情况进行检查，并取样化验各主要部位积盐成分。对积盐严重的部位刮取垢样计算 积盐量。
对低压缸的腐蚀情况，应仔细检查，如发现有损坏，应详细描述其具体部位、腐蚀特征 及状况。
(八) 对凝汽器检查 对凝汽器检查的内容包括：
(1) 检查铜管汽侧有无冲刷现象，铜管与隔板处有无附着物，抽管检查空气冷却区有无 氨蚀现象。

(2) 检查铜管水侧入口端有无冲蚀现象，铜管有无结垢，并测定垢的厚度及成分。

(3) 抽查铜管水侧整个管段，有无异物堵塞及冲击腐蚀和其它类型的腐蚀。

(4) 大修期间酌情对铜管进行涡流探伤，若需更换铜管时，应选用保证质量合格的产品， 并抽样进行涡流探伤、氨熏试验。
(九) 其它部位的检修工作 热力设备大修时，还应对蒸发器、加热器、取样器、水箱进行必要的检查，发现问题要
采取相应的措施，加以解决。 二、垢样的采集及鉴定 为了全面了解热力设备腐蚀、结垢和积盐产物的成分和形成的原因，必须对它们进行分
析，提供可靠的数据，以便正确地采取防垢和防腐措施。同时它也是制定锅炉化学清洗方案 不可缺少的环节。
(一) 垢样的采取

1. 垢样采集的部位 原则上讲，在热力设备中，凡是结垢的地方，就属于取样的部位。例如汽包内壁、水冷
壁管、省煤器进口联箱、过热器等处。但是，由于热力设备种类繁多，热力系统内的结垢或 腐蚀可能在多处发生。所以为了采集有代表性的试样，采样部位应由化学人员根据结垢、腐 蚀和热力设备的运行工况等实际情况来确定。
2．垢样的采集方法 垢样是在锅炉检修时，以人工刮取或割管后刮取的方法获得的。为了取得有代表性的垢
样，应遵守如下规定：

(1) 在取样部位确定的基础上，如热负荷相同，或者对称部位，可多点采集等量的单个 试样，混合成平均样。但对同一部位，如果垢的颜色、坚硬程度有明显不同时，则应分别采 取单个试样。
(2) 采集样品的重量应不少于 4g，呈片状或块状的不均匀垢样，一般不应少于 l0g。

(3) 采样用的刮取工具不应过分的锐利和坚硬，以防止刮样时损坏金属管壁，带入金属 屑。可用普通碳钢或不锈钢制成的小铲状的工具。
(4) 割管采样时，若垢样不易刮取，可用车床将炉管外壁车薄，然后再放在台钳上挤压 变形，使附着在管壁的垢样脱落。
(5) 刮取的垢样随后即应装入专用的广口瓶中存放，贴上标签注明日期、取样部位、锅 炉的编号、取样人姓名等。

(二) 分析试样的制备

采集到的试样，经过破碎、缩分、研磨后，才能制成供分析用的分析试样。 首先将采集到的试样破碎成 1mm 左右，用四分法将试样缩分(若试样数量少于 8g 时，
可不缩分)。取出一部分缩分后的试样(一般不少于 2g)，放在玛瑙研钵中磨细。氧化铁垢、 硅酸盐垢等难溶垢样应磨细到 0.1192mm(120 目)左右，碳酸盐垢、磷酸盐垢等易溶的试样， 磨到 0.149mm(100 目)左右即可。制备好的试样，应装入贴有标签的称量瓶中备用，没有研 磨的试样，应妥善保存，作为复核校对用。
(三) 垢样的分解 垢样分解的目的是将固体试样制成便于分析的溶液，分解方法通常有酸溶法和熔融法两
种(详见《火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法》)。 (四) 预备试验 预备试验是在试样测定之前进行的准备试验，包括主要成分的鉴定和对人工合成试样的
测定(从略)。通过预备试验，可初步确定垢的主要成分，熟练分析操作。 垢的主要成分，可通过一些简易操作方法，根据特征反应进行定性的鉴别，其方法如下： 称取 0.5g 试样，置于 100mL 烧杯中，加 50mL 蒸馏水，配制成悬浊液。然后进行如下
试验。

1．水溶液试验

(1) 测定水溶液的 pH 值。取澄清液 20~30mL，用 pH 计测定水溶液的 pH 值。若 pH 值 大于 9，说明有氢氧化钠、磷酸三钠等强碱性盐类存在，若 pH 值小于 9，说明试样中无强 碱性水解盐类存在。
(2) 硝酸银试验。取数滴澄清液，置于黑色滴板上，加 2～3 滴酸性硝酸银，若有白色 沉淀物生成，说明有水溶性氯化物存在。
(3) 氯化钡试验。取数滴澄清液，加 2～3 滴氯化钡溶液(10％)，加两滴盐酸溶液(1+1)。 若有白色沉淀物生成，而且加酸不溶解，说明有水溶性硫酸盐存在。
2．加酸试验

取少量带悬浊物的试液注入试管中，加入 l~2mL 浓盐酸或浓硝酸，然后，分别加入其 他试剂，根据发生的化学反应现象，可粗略地判断垢和腐蚀产物有哪些成分，见表 2－9。
三、热力设备大修化学检查后的总结 热力设备大修检查后，应对前一期的水、汽质量作出评价，从中提出改进水处理(锅内、
锅外)和热力设备运行工况的措施。

由于目前的检查方法和手段不十分完备，因此评价只能是相对的，评价的标准也是大家
共同遵循的相对标准。目前评价一般可按表 2－10 所列的标准进行。 表 2－9 垢和腐蚀产物的定性鉴别方法

加入试剂
现 象
可能存在的成分
盐酸