火电机组汽水系统内溶解的二氧化碳

摘　要:阐述了火电机组汽水系统内溶解二氧化碳的危害、来源和控制标准。对电站水汽质量监督中二氧化碳的测定方法、仪器的发展和标准度加以评述。

关键词:电工技术;电厂化学;汽水系统;溶解二氧化碳

中图分类号:TK264. 11　文献标识码:A　　　

文章编号:16712086X(2006) 01200112061

近些年来,已报道的锅炉给水采用加氧运行方式的机组发生的严重腐蚀损坏,大都与汽水系统中存在的杂质有关。这些杂质包括:强侵蚀性阴离子Cl^-和SO₄^{2 -},在有氨存在下这些离子容易从炉水转移到蒸汽,一般可通过经氢离子交换后的电导率测量对其浓度加以监控;水中有机物高温热分解形成的低分子有机酸和二氧化碳,在机组加氧运行时,这一过程更容易发生。因此,在现代大型机组推广应用给水加氧运行方式时,必须严格控制这些杂质。

1　溶解CO2的危害中国电厂化学网c+]c wC4Qq'kO

在机组水汽系统内,溶解CO2的影响主要表现在三个区域,即:汽轮机凝汽器出口至高压加热器入口(约160～175　℃)的凝结水2给水系统和高温蒸汽系统(过热器和再热器) ;汽轮机通流部分的蒸汽初凝区及高低压加热器的蒸汽侧;凝结水精处理设备。

1. 1　对锅炉金属的腐蚀

锅炉内部腐蚀产物主要来源于给水系统,见表1。在装有凝结水精处理设备和采用加氧运行方式的机组,溶解CO₂是低压给水系统的主要腐蚀因素,例如在同样试验条件(氢交换电导率0.2μs/ cm ,O2150～300μg/ L ,65　℃,水流速1. 6　m/ s)下,CO₂存在下铁的腐蚀速度约为NaCl存在下铁腐蚀速度的5倍[1 ] ,见图1。金属腐蚀速度依给水电导率的提高和pH值的降低而增大。由于碳酸的解离常数依温度的升高而变小,所以水中CO₂对pH值的影响也随温度的升高而减弱,在高压加热器入口( > 160　℃) ,水的pH值实际上仅取决于氨浓度和水的离子积。因此,水中CO₂的存在不会对给水泵后的高压给水系统的腐蚀产生影响。中国电厂化学网lXh(tC/| c2f `

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