水汽化学过程

水汽化学过程（共3篇）

水汽化学过程 篇1

1 引言

在火电厂中, 水汽品质直接关系到机组的正常运行, 水汽循环系统中的结垢、积盐和腐蚀, 绝大部分是由水汽品质不良引起的[1,2]。对导致水汽品质恶化的故障进行迅速准确的诊断, 从而指导运行人员及时采取处理措施, 具有重要意义。在水汽化学过程中, 故障及故障征兆之间, 包含着不确定关系[3]。文献[4]等采用基于模糊模式识别的推理方法来诊断此类模糊关系, 存在着无法区别各征兆的重要性差异、少数参数值缺失将直接影响后续判断等问题。同时, 目前未见文献报道针对整个水汽化学过程的诊断方法。本文吸收了可信度推理的优点, 采用可信度及模糊识别相结合的诊断方法, 率先提出以水汽化学过程中各子系统为分析单元, 建立各自的诊断模型块, 并设定各模型块间跳转条件, 从而构成了一个完整的水汽化学过程故障诊断系统模型。本模型能够在参数值获取不全、仪表或取样过程异常等情况下, 依然具有推理简单、反应灵敏、准确性高、适应性强等优点, 具有较高的理论意义和重要的实用价值。①

2 不确定推理的理论描述[5,6]

在火电厂水汽化学过程中, 故障征兆的表示带有模糊性, 其与故障原因之间的关系也是非线性的, 需采用不确定理论对上述知识进行处理。根据计算方法的不同, 不确定推理可以分为基于概率理论的不确定推理、基于可信度理论的不确定推理和基于模糊理论的不确定推理。本文采用基于可信度理论的不确定推理进行预判断, 采用基于模糊理论的不确定推理完成后续诊断。

2.1 可信度推理

根据经验对一个事物或一件事情的相信程度称为可信度 (CertaintyFactor) 。带证据权值与规则阈限的可信度表示为:

(1) wi称为证据ei的权值, 取值范围一般规定为0≤wi≤1, i=1, 2, …, n, 且应满足归一条件,

如果证据ei对结论h成立的重要性较高, 则应使ei具有较大的权值。

(2) 对组合证据E:

n个证据合取的可信度用下式表示:

(3) λ为规则阈限, 它为规则能否被使用规定了限制。只有当规则中组合证据E的可信度CF (E) ≥λ时, 该规则才能被使用。其取值范围为0<λ≤1。

证据权值与规则阈值可通过行业专家结合现场实际情况给出。

本文以故障征兆作为规则的证据来推导故障原因。故障征兆的可信度值CF (e) , 由指标测量值x通过升半矩阵模糊化函数式 (5) 计算得到。

设定以火力发电厂水汽质量标准[7]中, 指标的标准值作为a2值, 期望值作为a1值;若某指标无期望值, 则认为标准值的一半为a1值。当测量值高于a2值, 其对应征兆的可信度为1;当测量值低于a1值, 对应征兆的可信度为0;当测量值处于两者之间时, 对应征兆的可信度处于[0, 1]的范围内。

有时, 受仪表故障等情况干扰, 某些指标的检测值可能无法及时得到, 将直接影响后续诊断步骤的执行。为了增强诊断模型的适应能力, 使其在少量数据缺失的情况下, 仍然能正常地进行判断, 在信息处理过程中引入最大模糊度概念[8]。对于未能及时得到的指标值, 设定相应征兆的可信度为0.5, 使其不干扰结论的导出。

2.2 规则的冲突消解

设有以下两条规则:

R1:ife1 (w1) ∧e2 (w2) thenh1 (λ1) ;

若与数据库中已有证据经过匹配, 并计算得到:

则两条规则都可被使用, 而且它们发生了冲突。冲突消解的方法是:比较发生冲突的规则中组合证据可信度值, 选择可信度大的规则优先执行。

2.3 模糊模式识别

模糊模式识别方法属于模糊识别方法, 适用于针对识别对象本身的模糊性或识别要求上的模糊性。在水汽化学过程中, 可事先建立各子系统中故障征兆和故障原因之间的关系矩阵;用求距离方式, 判断待识别模糊集与关系矩阵中各模糊子集的接近程度。这就是基于距离原则的模糊识别方式, 该过程可分为以下三个步骤[9,10]:

(1) 识别对象的特征抽取。抽取与模糊识别问题有显著关系的特性指标 (故障征兆) , 并将待识别对象y用特征矢量y0=[CF (e1) , CF (e2) , …, CF (en) ]表示。特征抽取是否得当, 将直接影响到识别的结果。

(2) 建立隶属函数。一种待识别个体的模糊特性能否充分应用, 其关键在于能否获得 (或建立) 良好的隶属函数, 因此, 这一步是识别工作的关键。

(3) 识别判决。按最小距离原则对y0进行判决, 指出它应归于哪一类。

设待识别对象y0=[CF (e1) , CF (e2) , …, CF (en) ], 它与故障模糊模式各子集之间的距离为:

式中:CF (ej) ———待识别对象y0中征兆xj的可信度值, j=1, 2, …, n;uij———典型故障模糊模式中, 故障原因y的特性指标, i=1, 2, …, n。

由式 (6) 求得距离后, 若di (y0, yi) =min[d1 (y0, y1) , d2 (y0, y2) , …, dn (y0, yn) ], 则认为y0归属于yi所代表的故障模糊模式, 判定故障原因为yi。

3 故障诊断过程

3.1 水汽化学过程故障机理分析

现仅以某电厂300MW汽包炉凝结水系统为例, 分析故障机理。根据专业知识并结合电厂实际情况, 提取出能及时反映故障情况的水汽及热工指标17个, 作为故障征兆, 以x1, x2, …, x17表示;故障原因14个, 以y1, y2, …, y14表示。

E1:y1凝汽器泄漏时主要征兆有:x1热井氢电导率高、x2凝结水氢电导率高、x4凝结水钠高;次要征兆有:x3凝结水硬度高、x5凝结水硅高、x6凝结水溶氧高、x14凝汽器真空度低。

E2:y2凝汽器真空系统不严密时主要征兆有:x6凝结水溶氧高、x14凝汽器真空度低;次要征兆有:x17凝结水过冷度大。

E3:y3凝结水泵盘根处漏气时征兆有:x6凝结水溶氧高。

E4:y4凝汽器后系统漏入生水时主要征兆有:x2凝结水氢电导率高、x4凝结水钠高、x5凝结水硅高;次要征兆有:x3凝结水硬度高、x6凝结水溶氧高。

E5:y5过冷度高使凝结水溶氧高时征兆有:x6凝结水溶氧高、x17凝结水过冷度高。

E6～E7:y6, y7补给水品质不合格时征兆有:x2凝结水氢电导率高、x12补给水电导率高;或x5凝结水硅高、x10补给水硅高。

E8～E9:y8, y9疏水品质不合格时征兆有:x2凝结水氢电导率高、x13疏水电导率高;或x3凝结水硬度高、x11疏水硬度高。

E10:y10热井水位高影响除氧时征兆有:x6凝结水溶氧高、x15热井水位高。

E11:y11蒸汽冲刷沉积物时主要征兆有:x1热井氢电导率高、x2凝结水氢电导率高、x16机组负荷波动大;次要征兆有:x4凝结水钠高、x5凝结水硅高。

E12～E14:y12～y14过热蒸汽品质不合格时征兆有:x2凝结水氢电导率高、x7过热蒸汽氢电导率高;或x4凝结水钠高、x8过热蒸汽钠高;或x5凝结水硅高、x9过热蒸汽硅高。

3.2 凝结水系统诊断模型块中的规则信息

每个诊断模型块应建立相应的诊断规则, 凝结水系统诊断模型块的规则信息如下:

(1) 可信度推理规则。

依据上部分机理分析, 整理出相应的凝结水系统故障可信度分析表, 见表1。

(2) 模糊识别规则。

由表1可见, 有时诊断模型可从凝结水系统诊断模型块直接跳转至过热蒸汽系统诊断模型块 (如故障y14) , 或直接得出诊断结果 (如故障y6) , 此类故障无须在本模型块中作进一步诊断, 在整理模糊识别规则时, 应剔除该类故障及征兆。整理出凝结水系统故障模糊识别表, 见表2。

3.3 故障诊断模型执行流程

本文中诊断模型的执行流程如图1所示, 主要包括下述步骤。

(1) 读取数据。诊断模型依据设定频率读取测得的指标值, 将其存储于原始数据库中, 供后续步骤调用及作出日常报表。

(2) 判断是否存在异常。当读取的数据中无超标值时, 显示系统无故障;当出现异常测量值时, 后续诊断步骤被触发。

(3) 计算故障征兆可信度。利用升半矩阵模糊化函数对本次采集的指标值进行模糊化, 计算各征兆的可信度。

(4) 计算组合证据可信度。根据输入指标类别, 调用相应子系统模型块中的可信度分析表, 计算各规则的组合证据可信度。

(5) 分析可信度计算结果。只有存在大于等于阈限的项时, 才可能进行后续诊断, 否则认为本次采集的异常数据是由取样测量过程产生的。

(6) 判断直接得出结果或跳转至其他模型块的规则中, 组合证据可信度值是否大于阈限, 即是否可直接得到诊断结果或需跳转至其他诊断模型块, 否则执行下一步。

(7) 进行模糊模式识别。调用当前诊断模型块中的模糊识别规则, 依据最小距离原则判定故障原因。

4 诊断实例

该电厂某时刻凝结水系统的17个故障征兆的指标测量值为:热井氢电导率:0.30μS/cm;凝结水氢电导率:0.31μS/cm;凝结水硬度:0.63μmol/L;凝结水钠:9.13μg/L;凝结水硅:17.58μg/L;凝结水溶氧:2.05μg/L;过热蒸汽氢电导率:0.21μS/cm;过热蒸汽钠:4.06μg/kg;过热蒸汽硅:15.32μg/kg;补给水硅:12.6μg/L;疏水硬度:2.72μmol/L;补给水电导率:0.13μS/cm;疏水电导率:未知;凝汽器真空度情况:未知;凝结器热井水位:1 160mm;机组负荷:正常;凝结水过冷度:0.9℃。

执行步骤2:后续诊断步骤被触发。

执行步骤3:调用式 (5) 进行模糊化计算, 各征兆的可信度见表3。

执行步骤4:调用表1中的规则信息, 计算出各规则中组合证据的可信度值, 见表4。

执行步骤5:存在CF (E1) >0.7、CF (E4) >0.7, 大于规则阈限。

执行步骤6:本次诊断无法直接得出结果, 并且无需跳转至过热蒸汽系统诊断模型块, 故继续执行后续识别步骤。

执行步骤7:将待识别对象表示为y0=[CF (e1) , CF (e2) , CF (e3) , CF (e4) , CF (e5) , CF (e6) , CF (e14) , CF (e15) , CF (e16) , CF (e17) ]= (1.0, 1.0, 0.63, 1.0, 0.52, 0, 0.5, 0, 0, 0.8) , 根据冲突消解原则, 将其依次与表2中第1个和第4个子集, 按式 (6) 进行求距离运算, 以确定故障原因。计算结果:

依据模糊识别的最小距离原则, 判定导致本次异常情况的故障原因是“凝汽器泄露”。现场实际检查表明, 采集此组数据时正处于该机组凝汽器泄露初期。可见, 该诊断模型具有很强的适用能力, 能够在故障初期, 征兆尚未完全出现、部分征兆值未能获取等情况下得到正确结果。

5 结论

(1) 本文以火电厂水汽化学过程中各子系统为研究单元, 建立各自诊断模型块, 并设定各模型块间跳转条件, 构建了一个适用于整个水汽化学过程的诊断系统模型。

(2) 本文将可信度推理与模糊识别相结合进行故障诊断, 发挥了各自的优势。通过可信度分析, 区别了各征兆对导出结论的重要程度差异, 设定了模型块间跳转条件, 并对故障进行了预判;采用基于最小距离原则的模糊模式识别判断故障原因, 合理利用了所有征兆信息, 能较快速准确地获得诊断结果

(3) 本文利用故障征兆可信度, 进行模糊模式识别, 避免了直接将其表示为0或1, 而造成信息大量丢失的情况发生;引入最大模糊度概念, 减小了信息未能及时获取等情况对诊断过程的影响, 使该诊断模型具有更强的适应能力。

参考文献

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[3]李玉荣.模糊专家系统在火电厂故障诊断中的应用研究[D].北京:华北电力大学, 2006.

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[6]牛玉广, 胡晓艳, 李玉荣.运行故障知识表达及模糊专家系统诊断[J].控制工程, 2007, 14:99-101.

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[10]谢季坚, 刘承平.模糊数学方法及其应用[M].武汉:华中理工大学出版社, 2000.

水汽化学监督的重要性及改进措施 篇2

关键词：在线化学仪表,水汽质量,化学监督,准确度

火力发电厂机组良好的水汽化学监督, 对降低机组设备的腐蚀、结垢和积盐等危害, 及对火电厂的节能减排, 甚至对火电厂的安全运营、长期发展都有着重要意义。虽然水汽化学监督的重要性越发凸显, 但毕竟不像锅炉缺水、汽机调速系统失灵、电气设备接地等问题那么紧关机组安全运行。所以很多电厂仍对化学水汽监督不够重视, 致使热力系统设备发生一定的结垢和积盐, 甚至造成机组设备的损坏和机组被迫停运, 损失不可估量。

1 某海滨电厂#1机组水汽污染事故

某海滨电厂#1机组按计划进行检修, 检修后启动、并网、带负荷运行期间, 发生了一起由于凝汽器真空抽气管检修质量不良引起循环水漏入凝汽器, 导致锅炉、汽机水汽系统严重污染的事故。事故造成汽轮机通流部分因积盐垢出力明显受限, 锅炉受热面等金属部件受到一定程度的腐蚀并发生过热器爆管事故。

#1机组检修期间, 检修人员在更换B侧凝汽器后水室下部真空抽气管接头垫片的工作中, 粗心大意导致垫片严重错位, 致使海水从缝隙处漏入凝汽器内, 这是造成水汽污染事故的直接原因。

该机组启动过程中, 从凝汽器上水、除氧器上水、锅炉上水、汽机冲转至凝结水回收整个过程, 运行值长和化学值班员均未对水汽品质进行化验、分析, 严重违反《火力发电厂水汽化学监督导则》 (DL/T561-2013) 的规定。化学值班员化验凝结水含钠量为600μg/L, 没有执行该厂《化学运行规程》“当含钠量超过400μg/L时, 应通知值长申请停炉”的规定, 仅作出加强补排通知。机组负荷200MW时, 在线化学仪表首次水质化验数据显示:凝结水钠含量9300μg/L (标准值≤5μg/L) 、PH值3.58, 给水钠含量9100μg/L, 给水PH值3.64 (标准值9.2-9.6) , 炉水PH值3.61 (标准值9.0-9.7) , 水汽品质已经严重劣化。机组从启动到并网运行全过程, 化学技术监督工作严重缺失。经事后查证, 凝汽器汽侧漏入海水的时间超过24小时。以上均是造成水汽污染事故扩大的主要原因。

从该海滨电厂此次水汽污染事故可以看出水汽质量监督的重要性, 忽视化学水汽质量监督, 给机组热力设备造成的危害是不可想象的。火电厂的运行离不开大量的水的参与, 如冷却系统的水、锅炉用水等, 水质量不合格会影响整台机组的安全稳定运行。云浮发电厂一直以来都很重视化学水汽监督工作, 除每个月对各个专业进行技术考问外, 还安排培训员就安全生产、技术提高等方面进行讲课, 旨在提高员工的技能水平, 并取得了很大的成效。这次该海滨电厂发生的水汽污染事故再次给我们敲响了警钟, 我厂重新分析自身优弱势, 采取应对措施加强化学水汽监督。

2 云浮发电厂加强水汽监督的措施

2.1 认真学习化学技术标准、建立健全化学监督制度

我厂组织化学专业人员重新学习了《火力发电厂水汽化学监督导则》 (DL/T561-2013) 、《火力发电厂机组及蒸汽动力设备水汽质量》 (GB/T12145-2008) 等技术规范和新编的《化学运行技术标准》, 明确机组从锅炉水压试验上水开始到启动并网运行各阶段应监督的项目、内容和标准要求, 有针对性地开展专业技术培训, 提高运行值班人员专业素质和技能水平。

机组启动时化学值班员时刻监督水汽品质, 严格按照《化学运行技术标准》中启动的监督工作执行。当凝结水硬度≤5μmo L/L、铁含量≤80μg/L、二氧化硅含量≤80μg/L、铜含量≤30μg/L且水色透明时, 才能通知汽机回收凝结水。蒸汽二氧化硅含量≤60μg/L、铁含量≤50μg/L、铜含量≤15μg/L、电导率≤1μs/cm、钠含量≤20μg/L时, 汽轮机才能冲转。机组启动时不能因机组开机并网时间的限制而降低标准。机组启动初期, 在线仪表未投运前, 化学专业人员定期进行人工化验, 密切关注水质变化情况。

我厂将开机各阶段的水汽品质指标 (包括凝结水回收) 标准列入启动操作票, 当每个节点的水质品质达标后才执行下一步骤, 从程序上防止机组水汽污染系统受到污染。

2.2 改进化学在线仪表系统、手工化验在线监督齐并进

云浮发电厂有两套在线仪表监测系统。A厂#1、#2两台125MW机组共用一套, B厂#3、#4两台135MW机组共用一套。用于水汽监督的在线化学仪表主要有在线电导率表、p H表、Na表、Si O2表、磷酸根表、联氨表、溶解氧表。在线化学仪表的日常维护交由广东重仪机械工程服务有限公司负责。我厂重视仪表维护人员的专业素质和技术水平, 在线仪表维护人员均参加过相关专业培训和考试, 取得了技能资格, 持证上岗。由于在线化学仪表容易受到很多因素的干扰, 仪表传感器也容易发生变化及离子交换柱中的树脂易失效, 仪表维护人员每天需要检查各个在线仪表的精确度, 确保检测数据能实时、准确的反应水质情况。

由于B厂化学在线仪表检测系统存在电脑采集不到数据、压缩机坏致使进入在线仪表水的温经常达到40℃及在线炉水硅表老化等原因, 为了提高在线化学仪表测量的准确性和可靠性, 2014年我厂对B厂化学在线仪表系统进行改造。技改内容主要包括: (1) 更换B厂在线监控电脑, 恢复在线化验数据采集并形成报表曲线;AB厂四台机组的化学在线测量数据合并, 在A厂化验室电脑内同时显现, 使化学值班员更加方便、直观地了解四台机组的水汽质量, 及时调整锅炉加药量, 快速发现不合格水质, 有效地避免水汽污染。 (2) 更换了在线仪表架的恒温装置, 通过压缩机制冷或加热把温度尽可能控制在25℃左右, 减小仪表因温度导致的测量误差。 (3) 更换在线PH、钠、联氨、溶解氧等仪表的电极, 在线炉水硅表更换为FIA-33M型硅表。B厂化学在线仪表系统改进后, 提高了在线水汽品质测量的准确性、连续性及实时性。

2.3 加强各专业间的沟通、严格执行交接班制度

机组启动准备工作和启动运行期间, 运行人员应及时与化学值班员联系, 告知其机组启动节点, 使化学值班员能及时进行高温架冲洗和手工化验分析, 化学值班员要密切关注锅炉启动压力, 按照《化学运行技术标准》要求启动给水加氨泵、联氨泵及炉水磷酸盐泵。化学值班员及时告知运行人员水质情况, 按要求进行汽轮机冲转和凝结水回收等工作。

集控运行和化学运行人员均要明确各项水汽指标水质异常时的三级处理值、处理方式和处理原则, 化学值班员一旦发现水汽品质异常应及时上报, 并快速做出处理措施。

除了各专业要加强沟通外, 交接班人员交接工作要详尽。值班人员应将本班全部操作项目和主要工作内容及存在的问题记入运行日志内, 并向下班人员交接详细, 以便继续进行事件跟踪和处理, 避免因交接工作不清楚而造成事故隐患, 影响机组安全稳定运行。

3 结语

火力发电厂的水汽化学监督是保证发电设备安全、经济运行的重要措施之一。为了防止水汽质量的劣化, 应贯彻“安全第一、预防为主”的方针, 认真做好水汽化学监督全过程的质量管理。云浮发电厂将会继续切实的做好水汽化学监督工作, 加强技术人员的技能水平和提升员工的责任感, 防止类似上述海滨电厂因水汽化学监督不到位引起的设备腐蚀、积盐及结垢现象的发生, 保障热力设备长期、经济和安全的运行。

参考文献

[1]GB/T 12145-2008.火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量.中国国家标准化管理委员会.2008.

[2]DL/T 561-2013.火力发电厂水汽化学监督导则.国家能源局.2013.

[3]云浮发电厂125MW (135MW) 机组化学运行技术标准[M].广东粤电云河发电有限公司标准化委员会.2014.

[4]刘广福.浅谈火电厂水汽化学监督的重要性[J].价值工程, 2014 (01) :31-32.

水汽化学过程 篇3

1 进行电厂化学水汽监督的有效措施

1.1 做好对电厂设备选型和水源选择的质量监督

水资源匮乏且水质不断恶化是当前水资源的基本状况。电厂应该在充分考虑水质变化的基础上进行设备选择和设计方案的选择。对化学的全过程进行监督, 在浓缩倍率较高的时候进行补水和排水, 对于加药量与加药种类要根据相关的模拟试验作出相应的改变, 从而提高循环水的浓缩倍率。

1.2 解决好凝结水溶氧高的问题

腐蚀程度与凝结水溶氧度具有紧密的关系, 较高的凝结溶氧水会提高腐蚀强度, 将腐蚀的产物带到锅炉之中, 使锅炉的水冷壁结垢, 进而引发爆管。[1]汽轮机的补给水、疏水和排水以及汽轮机的阀门、管道和设备不严是凝结水氧的主要来源。因此加强对缓凝器真空系统的检查, 提高凝结水水溶氧的效率, 改善凝结水溶氧较高的情况。

1.3 监督机组要做好启动过程的监督并实施有效的停炉防护对策

对停炉防护对策要根据相关的规章制度不断进行完善和健全。监督机组要做好启动阶段的化学汽水监督。启动阶段的化学监督对运行阶段的水汽品质具有重要影响, 同时还影响到热力设备的稳定与安全运行。因此, 电厂需要对进入锅炉的给水按照相关的规章制度进行严格控制, 保证炉水的合格性。

1.4 对化学在线仪表进行监督

人工定时检测水汽是当前高参数大机组采用的主要方法, 但是随着电力建设的不断发展, 这一方法已不能满足生产要求。因此电厂要完善化学监督, 充分利用新技术。[2]利用化学在线仪表对化学水汽进行有效监督, 使化学在线仪表的准确率、投入率和配备率得到提高。

2 炉水加药处理技术

2.1 炉水加药技术的慨念

炉水加药处理技术主要是指炉水磷酸盐处理技术。通过在锅炉水中添加适当的磷酸盐和氢氧化钠的方法, 使炉水的缓冲性能得到提高, 同时维持稳定的炉水p H值, 减少锅炉冷壁的结垢和腐蚀情况。[3]减少炉水中的磷酸盐含量减少到仅够与硬度成分的费用所需的最低限度, 允许炉水含有微量游离氢氧化钠, 使炉水额p H值保持在9.0~9.6之间是炉水磷酸盐技术的主要原理。在高压哈超高压汽包锅炉中都能适用。

2.2 炉水磷酸盐处理技术的磷酸根浓度标准

维持炉水中磷酸根的一定浓度, 能够有效减少炉内水垢的产生。锅炉中的磷酸根浓度对减少水垢的产生有着重要作用, 但不是磷酸根的浓度越大产生水垢的可能性就越小, 过高的磷酸根浓度会起到一定的反作用。[4]在锅炉运行的过程中, 应结合水质的情况调节磷酸根的浓度。在水质较好的情况下, 适当降低磷酸根的浓度, 保证炉水中的p H值达到一定的防垢效果。因此在磷酸根浓度的把握上应该结合具体的情况, 确定合适的浓度, 有效利用药品, 发并挥其良好的防垢效果。

2.3 炉水加药技术的注意事项

按照一定的标准严格控制磷酸根的浓度, 减少浓度过高导致的药品浪费现象。合理标准的磷酸根浓度能够平衡炉水的含盐量, 有效的保护蒸汽品质, 同时减少磷酸三钠的隐藏, 避免磷酸盐铁垢的生成。根据水的硬度确定磷酸盐的量, 同时做好定排工作。当水的硬度过高时, 要停止加药, 以免产生大量的水渣, 造成排污系统的堵塞。对锅炉的排污系统要进行定期的检查, 对生成的水渣进行及时的清理。对药品进行源头上的控制, 对所需的磷酸三钠的质量进行严格的化验检验。此外, 当锅炉结垢较多时, 要在酸洗除垢之后进行加药。遵循少量、连续性的加药原则, 防止出现高浓度的状况。

3 结束语

随着电力工业的快速发展, 电厂的更新改造对电力系统提出了更高的技术要求与管理要求。进行有效的化学水汽监督以及炉水加药技术的运用, 使电厂在运行过程中得到有效的安全保障。本文主要阐述了做好电厂化学水汽监督的重要措施, 以及介绍了炉水加药技术和加药过程中应该注意的一些问题, 希望能够为电厂的发展提供借鉴, 促进炉水加药技术在广泛的运用中不断完善与发展。通过化学水汽监督, 及时发现运行过程中的异常情况, 减少事故的发生。日常工作中还应该及时清理高效率机组内部的污垢, 使汽机通气部位的保持通畅, 提高效率。不能使设备的部分构件金属材料长期处于温度、压力、热负荷、各种应力或振动频率等很高的条件下运行。影响其效率。

摘要：进行有效的电厂化学监督对于保证电力设备的安全稳定运行具有较大的作用。水汽监督是化学监督的主要方式, 通过对水汽品质的监督, 保证水汽质量, 减少热力设备腐蚀、结垢和积盐现象的发生。促进电厂的更好运行。本文主要阐述了有效进行化学水汽监督的措施和炉水加药处理技术的注意问题。

关键词：化学监督,水汽监督,炉水加药

参考文献

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