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化水基础知识终

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

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9－11－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