水汽指标
温度、水汽压、湿度计算公式
温度、⽔汽压、湿度计算公式⼀、温度1、露点温度露点（或霜点）温度： dew temperature。
露点温度指空⽓在⽔汽含量和⽓压都不改变的条件下，冷却到饱和时的温度。
形象地说，就是空⽓中的⽔蒸⽓变为露珠时候的温度叫露点温度。
当空⽓中⽔汽已达到饱和时，⽓温与露点温度相同；当⽔汽未达到饱和时，⽓温⼀定⾼于露点温度。
所以露点与⽓温的差值可以表⽰空⽓中的⽔汽距离饱和的程度。
⽓温降到露点以下是⽔汽凝结的必要条件。
湿空⽓在定压冷却（降温）过程中，发⽣凝结现象（达到饱和）时的温度。
对于冰⾯饱和，则为霜点T f。
这在⽇常⼯作中最容易从地⾯天⽓报告、⽓压表、⾼空压、温、湿记录⽉报表等资料来源中获得的特征参量。
2. 温度露点差 T-T d （K ,℃）探空报中常有这项资料，在已知温度和温度露点差的情况下，就可以求出露点温度。
⼆、⽔汽压⽔汽压（e）是指湿空⽓中汽态⽔（⽔汽）本⾝的压强（分压强），当空⽓饱和时便是饱和⽔汽压。
⽔汽压（e）是空⽓中⽔汽所产⽣的分压⼒(分压强)。
国际制单位为百帕(hPa)。
饱和湿空⽓就是指露点、⽓温相等的空⽓。
饱和⽔汽压（e s）被定义为在⼀定温度下⼀定体积空⽓中，⽔汽达到最⼤限度含量时的分压强，因此，e s仅仅是温度的函数。
⽽e不仅仅是温度的函数还是⽔汽含量多少的函数。
1、饱和⽔汽压饱和⽔汽压（E）是⽔汽达到饱和时的⽔汽压强。
饱和⽔汽压⼤⼩与温度有直接关系。
随着温度的升⾼，饱和⽔汽压显著增⼤。
空⽓温度的变化，对蒸发和凝结有重要影响。
⾼温时，饱和⽔汽压⼤，空⽓中所能容纳的⽔汽含量增多，因⽽能使原来已处于饱和状态的蒸发⾯会因为温度升⾼⽽变得不饱和，蒸发重新出现；相反，如果降低饱和空⽓的温度，由于饱和⽔汽压减⼩，就会有多余的⽔汽凝结出来。
饱和⽔汽压是⼀个与温度有关的函数，其经验计算公式为：1.1 Emanuel 推荐的公式其中E的单位是hPa，T的单位是绝对温标K，与摄⽒温度t（℃）的关系是：1.2 Tetens 公式1.3 修正的Tetens 公式t 为摄⽒度，在-35℃ +30℃范围内，该公式与Tentens公式的误差⼩于0.3%。
化学监督与水汽指标解析.
2）特别留意直接引起结垢、腐蚀的水样杂质
直接影响机组结垢、腐蚀的项目是凝结水的氢 电导率、硬度、含氧量，给水的pH、含氧量，炉水
的pH，过热蒸汽的含钠量。务必保持这些指标合格
和达到期望值，其中尤其应当保持锅炉水pH合格。 亚临界参数锅炉炉水磷酸根控制标准为1.0mg ／L以下（国标），而且倾向于维持低限。采取低 磷酸盐处理在炉水pH超标时，宁可使其超过10（ 低于10.5），不可使其低于9，尤其是不可低于8.5 。 3）凝汽器泄漏是水质污染和化学故障的总根源
火电厂的设备故障曾被简缩为“烧、爆、掉”三字
，即发电机与变压器绝缘破坏的烧毁；锅炉四管及 其它承压部件爆漏；汽轮机叶片断裂。这些故障都
有直接、间接的化学诱因，例如内冷水质不良引起
的双水内冷机组或定子水冷机组腐蚀结垢堵塞超温 ，氢气湿度过高造成局部结露影响线棒绝缘和护环 应力腐蚀开裂；由于结垢引起水冷壁管超温变形， 由于积盐引起过热器管、再热器管超温变形，由于 酸性、碱性腐蚀、氧腐蚀造成水冷壁管穿孔或脆爆 ，由于氧（运行或停用）腐蚀引起省煤器管穿孔； 汽轮机可因结盐垢损坏叶片，而凝汽器泄漏，除影 响汽轮机运行外，更是水质污染和化学故障的总根
化学监督与水汽指标解析
汤 举
目
录
一、对电厂化学监督的认识
二、水汽指标解析
一、对电厂化学监督的认识
1、对化学监督工作性质的认识
化学专业要为电厂的安全经济运行服务，而安全就是 最大的效益，这是必须确立的指导思想。在电厂中，机、 炉、电方面的问题，可能在分级、秒级，甚至毫秒级发生 重大事故，自然成为电厂首先重视的对象。化学方面不存 在瞬间发生事故，让人马上看到停炉停机方面的损失，化 学方面的问题，其影响在当时往往不会马上表现出来，因 此可能就降低了对化学监督的要求。可是一旦化学专业问 题爆发，可能是大面积的、长时间的停炉、停机，甚至达 到不可收拾的地步。较为突出的问题有：锅炉水冷壁等受
电厂化学汽水监督的指标及意义.doc
电厂化学汽水监督的指标及意义蒸汽监督指标及意义为了防止蒸汽通流部分，特别是汽轮机内积盐，必须对锅炉蒸汽汽质进行监督。
1、饱和蒸汽和过热蒸汽应同时监督的原因是：①便于检查蒸汽汽质劣化的原因。
例如，饱和蒸汽汽质较好，而过热蒸汽汽质不良，表明蒸汽在减温器内被污染。
②可以判断饱和蒸汽中的盐类在过热器内的沉积量。
2、由于钠盐和硅酸往往是蒸汽携带的主要杂质，所以对钠和硅含量的监测是监督蒸汽品质的主要指标。
3、电导率的测定，操作简便、灵敏度高，因此高压以上的锅炉为了及时掌握蒸汽中的含盐量，常将蒸汽经冷凝后通过氢离子交换柱，连续测定其电导率的大小，从而反映出蒸汽含盐量的状况。
采用氢离子交换后的电导率而不采用总电导率，是为了避免蒸汽中氨的干扰（对凝结水电导率测定也如此）。
给水监督指标及意义为了防止锅炉及给水系统的腐蚀、结垢，并且在锅炉正常排污的情况下，能保证锅水水质量合格，必须对给水水质进行监督。
1、硬度。
为防止锅炉及给水系统的结垢，避免锅水中产生过多的水渣，须严格控制给水硬度。
2、油。
由于给水中若含有油质，将有可能造成炉管内和过热器内生成导热系数极少的附着物，危及锅炉安全运行；同时油质还易使锅水形成泡沫，劣化蒸汽品质，因此，须对给水中油质进行监督3、溶解氧。
为了防止系统发生氧腐蚀，监督除氧器的除氧效果而进行监测。
4、联氨。
给水中加联氨时，应监督给水中的过剩的联氨，以确保除去残余的溶解氧，并消除因给水泵不严密等异常情况时偶然漏入的氧量。
5、pH值。
为了防止给水系统腐蚀，给水pH值应控制在规定范围内。
若给水pH值在9.2以上，虽对防止钢材的腐蚀有利，但因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以有时给水pH值过高意味着水汽系统中氨含量较高，有可能会引起铜部件的氨蚀。
所以给水最佳pH值应以保证热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。
6、铁和铜。
为了防止炉中产生铁垢和铜垢，必严格监督给水中的铁和铜含量。
另外，给水中铁和铜含量，还可作为评价热力系统金属腐蚀情况的依据之一。
汽水品质
水、汽质量控制项目及其意义各种水、汽质量标准，在我国水利电力部所颁布的《火力发电厂水、汽监督规程》中都作了规定。
现对这些标准作简要介绍。
1. 蒸汽为了防止蒸汽通流部分特别是汽轮机内积盐，必须对锅炉生产的蒸汽品质进行监督。
对汽包锅炉的饱和蒸汽和过热蒸汽品质都应进行监督，其原因如下：（1）便于检查蒸汽品质劣化的原因。
例如，当饱和蒸汽品质较好而过热蒸汽品质不良时，则表明蒸汽在减温器内被污染。
（2）可以判断饱和蒸汽中盐类在过热器中的沉积量。
蒸汽品质标准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，故含钠量的蒸汽品质的指标之一，应给以监督。
为了便于及时发现蒸汽品质劣化的情况，应连续测定蒸汽的含钠量。
（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，它对汽轮机运行的安全性与经济性常有较大影响。
因此含硅量也是蒸汽品质指标之一，应给以监督。
参数越高的机组，对蒸汽品质要求越严格。
因为在高参数汽轮机内高压级的蒸汽通流截面很小（这是由于蒸汽压力越高，蒸汽比容越小的缘故），所以即使在其中沉积少量的盐类，也会使汽轮机的效率和出力显著降低。
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规定的标准后，再向汽轮机送汽，就需要锅炉长时间排汽。
这不仅使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品质标准可适当放宽些。
2．炉水为了防止锅内结垢、腐蚀和产生的蒸汽品质不良等问题，必须对锅炉水水质进行监督。
锅炉水的水质标准项目的意义如下：（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。
正如第七章已经指出，锅炉水中磷酸根不能太少或过多，应该把锅炉水中的磷酸根的量控制得适当，炉内加磷酸最主要的目的之一就是与钙镁离子生成水渣除掉硬度，因此，有硬度的情况下测不出磷酸根。
常用的水汽监督指标的计算公式(修改稿)
电厂化学生产中常用的计算公式和有关监督指标100%酸（克）1、酸耗= （克/克当量）（阳床出水酸度+入口水碱度）×周期制水量（吨）式中：酸耗目前的单位为克/摩尔（或g/mol）阳床出水酸度和入口水碱度的单位均为mmol/L（即原来的mg-N/L）。
100%碱（克）2、碱耗=（阳床出水酸度+残留CO2/44+入口水SiO2/60）×周期制水量（吨）（克/克当量）式中：碱耗目前的单位为克/摩尔（或g/mol）阳床出水酸度的单位均为mmol/L（即原来的mg-N/L）；44——为CO2由mg/L换算成mmol/L的换算系数；60——为SiO2由mg/L换算成mmol/L的换算系数。
给水SiO2或Na+－蒸汽SiO2 或Na+3、锅炉排污率= ×100%炉水SiO2或Na+－给水SiO2或Na+其中SiO2或Na+的单位为mg/L。
4、锅炉排污量=锅炉蒸发量（吨）×锅炉排污率（吨）锅炉全月补水量（吨）－供汽量（吨）5、补水率= ×100%锅炉全月蒸发量（吨）6、车间自用水量=工业水总用量（吨）－补充水量（吨）工业水总用量（吨）－补充水量（吨）7、车间自用水率= ×100%工业水总用量（吨）阳床总出水量（吨）－补充水量（吨）8、系统自用水率= ×100%阳床总出水量（吨）9、循环水加药量的计算公式：（粗略计算公式）三聚磷酸钠第一次加药量（按2mg/L计算）：循环水水池体积（m3）×2 （kg）1000运行中每小时的加药量（按2mg/L计算）：每小时的补充水量（吨）×2 （kg/h）循环水浓缩倍率×1000有机磷加药量的计算公式：第一次加药量的计算公式（按2mg/L计算）：循环水体积（m3）×2 （kg）1000×有机磷的百分比浓度运行中每小时的加药量（按2mg/L计算）：每小时的补充水量（吨）×2 （kg/h）循环水浓缩倍率×1000×有机磷的百分比浓度循环水加药量的计算公式：（精确计算公式）投运前的加药量：G/h =（ρ + k·t）·qv.c投运后的加药量：G/h = qv.b ·ρ + K·V式中ρ………为阻垢剂运行中的控制值，mg/L；k ………阻垢剂在充水期间消耗速率，g/m3·h；t ………充水时间，h；qv.c（qv.b）………充水流量，m3/h；K ………水解速率，mg/L·h；V ………循环冷却水系统的总容积，m3。
GB12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准(doc 12页)
GB12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准(doc 12页)部门： xxx时间： xxx整理范文，仅供参考，可下载自行编辑中华人民共和国国家标准 GB 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准Quality criterion of water and steam for steam power equipment发布 1999-03-23 实施 1999-10-01国家技术监督局发布前言本标准于1989年12月首次制定颁发，制定至今已有八年之久。
近年来，大容量、亚临界、超临界机组和直流炉以及新型水处理设备相继投入运行。
以 300 MW 机组为主力机组的迅速发展，使水处理及热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术水平都有了较大的提高。
提出了新的科研成果和总结了新的经验，给修订该标准提供了重要的技术依据。
依据国标GB/T1.1-1993《标准化工作导则第1单元：标准的起草与表述规则第1部分：标准编写的基本规定》对GB 12145-1989 的体例等内容进行了修订。
本版本主要修订如下内容：──增加了前言。
──为了与国际标准 ISO编写法接轨，将第一章主题内容与适用范围改为范围。
──增加了超临界机组（直流炉）有关控制的指标。
──增加了直流炉给水的中性处理和联合水处理有关控制的指标。
──把水内冷发电机的冷却水质量标准与发电机运行规程、透平型同步电机的技术要求（GB/T7064-1996）统一，以便现场运行控制。
──增加了水汽质量劣化时的处理内容。
与电力部制定的DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”的有关内容统一，强调化学监督的全过程管理，贯彻化学监督“预防为主”的方针，防患于未然。
──为保证炉水水质，炉水控制增加了电导率的参考控制标准。
──为保证除盐水质量，增加了澄清池出水浊度的水质标准。
──参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，日本JIS8223：1989《自然循环式锅炉给水和炉水水质，直流锅炉给水水质标准》，德国大电厂技术协会 VGB-R450L：1 988《68 bar 以上锅炉的给水、炉水及蒸汽质量标准》，前苏联火电厂直流炉的给水规范，美国电力研究所 EPRI-CS-4629：1986《火力发电厂化学运行管理导则》，以及国内几个引进机组和超临界机组的水汽质量标准。
超临界火力发电机组水汽质量标准
9.2 锅炉给水水质异常时的处理
锅炉给水水质异常时的处理按表8的标准进行。 表8 给水水质异常的处理标准 处理等级 标准值 一级处理 二级处理
项目 氢电导率
三级 处理
（25ºC） S/cm 溶解氧， g/L
挥发处理 挥发处理 有铜 系统 无铜 系统
0.20 ≤7 8.8~9.3 9.0~9.6 8.0~9.0
项目 标准值
硬度 mol/L ≈0
8.2汽轮机冲转前的蒸汽质量标准
锅炉启动后，汽轮机冲转前的蒸汽质量应符合表7的规定，并且在8h 内达到表4的标准值。 表7 汽轮机冲转前的蒸汽质量标准 氢电导率 二氧化硅 铁 铜 （25ºC）S/cm g/kg g/kg g/kg ≤0.50 ≤30 ≤50
本标准规定了超临界压力火力发电机组在正常运行和停 （备）用机组启动时的水汽质量控制指标。 本标准适用于超临界压力火力发电机组。
2术语和定义
下列定义和缩略语适用于本标准。 2.1 氢电导率 cation conductivity 水样经过氢型强酸阳离子交换树脂交换后测得的电导率称为氢电导 率。 2.2 无铜系统 the system without copper alloys 与水汽接触的部件和设备不含铜合金材料的系统称为无铜系统，否 则称为有铜系统。 2.3 挥发处理（AVT）all volatile treatment 锅炉给水除氧、加氨和联氨的处理。 2.4 加氧处理(OT) oxygenated treatment 锅炉给水加氧的处理。 2.5 标准值 standard value 标准中所列标准值均为极限值，超出标准值，机组会出现腐蚀结垢 问题。 2.6
8停（备）用机组启动时的水汽质量标 准
8.1锅炉启动时的给水质量标准
火力发电机组及蒸汽动力设备的水汽质量详解
二、GB/T12145修改的意义
国内火力发电机组有了较大的发展和更加成 熟的运行经验，低磷酸盐处理、平衡磷酸盐 处理和加氧处理等新技术在国内得到应用； 国外主要发达国家的相应标准也在九十年代 中后期进行了修改。这些标准在水汽质量指 标上均有较大的改进。为保证标准的先进性 及与国外先进标准相接轨。
2蒸汽质量标准的制订
锅炉过热蒸汽压力 ,MPa 3.8~5.8 5.9~15.6 15.7~18.3
四 、 GB/T12145 － 2008 （ 1999 ） 增加和修改的内容
3）蒸汽二氧化硅含量指标的修改
二氧化硅，g/kg 标准值 ≤20 ≤20 ≤20 期望值 — ≤10 ≤10 GB/T12145-1999 标准值 ≤20 ≤20 ≤20 期望值
2
0.1 5 1 5
3给水质量标准的制订
四 、 GB/T12145 － 2008 （ 1999 ） 增加和修改的内容
给水质量标准是机组水汽质量标准的核心 ； 凝结水质量标准也以保证给水质量为原则 ； 国外多数国家标准只规定给水质量标准； 给水指标分给水质量指标和给水调节指标 。通过热力除氧、加除氧剂、加pH调节剂 和氧化剂等方式进行调节，以提高水汽系 统防腐防垢水平。叫做调节指标。
3给水质量标准的制订
炉型
四 、 GB/T12145 － 2008 （ 1999 ） 增加和修改的内容 无铜系统 pH 值
从 9.0~9.5 修改 为9.2~9.6
1)给水全挥发处理pH指标修订
锅炉过热蒸汽压 pH1)(25C) 力,MPa 3.8~5.8 8.8~9.3 5.9~12.6 汽包炉 12.7~15.6 8.8~9.3（有铜给水系 15.7~18.3(>15.6) 统）或 5.9~18.3 9.2~9.61)（无铜给水系 统） 直流炉 18.4~25.0
dl水汽品质标准
DL水汽品质标准一、背景与意义DL水汽品质标准是工业领域中用于评估水汽质量的重要标准，对于各种工业生产流程如化工、制药、食品加工等均有着深远的影响。
水汽质量的优劣直接关系到产品质量、生产安全和经济效益。
因此，了解和掌握DL水汽品质标准，对于保障生产过程的稳定性和可靠性具有重要意义。
二、品质指标DL水汽品质标准主要关注以下几个关键指标：1.含气量：衡量水汽中气体含量的参数，直接影响产品质量和生产安全。
2.溶解度：水汽中溶解物质的数量，反映了水汽的纯净度。
3.温度：水汽的温度是影响物质溶解度和反应速度的重要因素。
三、检测方法为准确评估DL水汽品质，需要借助专业的检测仪器和方法。
目前常用的检测方法包括：1.便携式气体分析仪：适用于现场快速检测，提供即时数据。
2.固定式气体分析仪：安装于生产线上的长期监测设备，可实时监测水汽品质。
四、操作规程遵循DL水汽品质标准，需遵循以下操作规程：1.采样：按照规定的时间间隔和位置进行采样，确保样品的代表性。
2.运输与储存：确保样品在运输和储存过程中不受污染，保持其原有品质。
3.检测与分析：使用合适的仪器和方法进行检测，确保数据的准确性和可靠性。
五、质量控制为确保产品质量符合DL水汽品质标准，需实施严格的质量控制措施：1.定期校准仪器设备，确保其准确性。
2.对操作人员进行培训，提高其技能水平。
3.定期检查生产过程，确保水汽品质稳定可控。
4.对产品进行抽检或全检，确保产品符合标准要求。
5.对质量检查结果进行记录和分析，找出问题并及时整改。
同时要完善质量管理体系，提高质量管理水平。
加强与其他企业和国际先进水平的交流与合作，吸收借鉴先进的理念和经验，促进质量管理水平的不断提高。
此外，还要注重质量文化建设，培养员工的质量意识，形成良好的质量氛围。
综上所述，质量控制是一项系统性的工作，需要从多个方面入手，综合运用各种手段和方法，确保产品质量符合相关法规和标准要求。
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T12145-1999代替GB/T12145—1989）1 范围本标准规定了火力发电机组和蒸汽动力设备在正常运行和停、备用机组启动时的水汽质量标准.本标准适用于锅炉出口压力为3.8MPa～25。
0MPa(表大气压）的火力发电机组及蒸汽动力设备2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB／T 7064-1996 透平型同步电机的技术要求GBJl3—1986 室外给水设计规范DL 434一1991 电厂化学水专业实施法定计量单位的有关规定DL／T 56l—1995 火力发电厂水汽化学监督导则注：测试方法按国标进行。
3 蒸汽质量标准自然循环、强制循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量应符合表l的规定4锅炉给水质量标 4.1 给水的硬度、溶解氧、铁、铜、钠、二氧化硅的含量和电导率(氢离子交换后），5应符合表3的规定。
表3 锅炉给水质量标准定。
4。
2给水的联氨、油的含量和pH值应符合表4的规定.5 汽轮机凝结水质量标准5。
1 凝结水的硬度、钠和溶解氧的含量和电导率应符合表6的规定。
1）7的规定.6 锅炉水质标准6.1 汽包炉炉水的含盐量、氯离子和二氧化硅含量,根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参考表8的规定控制应维持在2。
43～2.8。
若炉水的Na+与PO43—的摩尔比低于2.3或高于2.8时，可加中和剂进行调节。
7 补给水质量标准补给水的质量，以不影响给水质量为标准。
7。
1 澄清器出水质量标准澄清器（池）出水水质应满足下一级处理对水质的要求；澄清器（池)出水浊度正常情况下小于5FTU，短时间小于10FTU。
7.2 进入离子交换器的水，应注意水中浊度、有机物和残余氯的含量。
按下列数值控制：浊度＜5FTU(固定床顺流再生)；浊度＜2FTU(固定床对流再生）；残余氯＜0。
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水汽标准为了防止锅炉及其热力系统的结垢、腐蚀和积盐等故障，水质、汽质应达到一定的标准。
水质、汽质监督就是用仪表或化学分析法测定各种水质、汽质，看其是否符合标准，以便必要时采取措施。
一.给水1.硬度定义：指水的硬度一般指Ca+2、Mg+2离子浓度的总和。
电力行业标准DL434—9l将硬度的基本单元定为1／2 Ca+2十1／2 Mg+2，给水使用单位为μmol/l。
目的：监督给水硬度，为了防止锅炉和给水系统中生成钙、镁水垢，避免增加锅内磷酸盐处理的用药量而使锅炉水中产生过多的水渣。
标准：机组启动时由于系统污染等原因，水中有少量硬度，要求启动期间不大于 2.5μmol/l，正常时硬度为0。
2.溶解氧定义：水中溶解的氧气，常温下水中饱和的溶解氧含量大约为8-9mg/l, 给水经过除氧含量低，使用单位为μg/l。
目的：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。
标准：机组启动时由于补充的除盐水是饱和的溶解氧，除氧器加热时水有少量的过冷度，溶解氧去除达不到额定值，要求启动期间不大于30μgl/l，正常时为不大于7μgl/l。
3. pH值定义：氢离子浓度的负对数，表示稀的酸碱浓度，pH小于7为酸性，7为中性，大于7为碱性。
目的：为了防止给水系统腐蚀，在还原性水运行方式下，必须维持给水pH值在8.8以上，但应控制在规定的范围内。
若给水pH值在9.2以上，虽对防止钢材的腐蚀有利，但是因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以给水pH高就意味着水、汽系统中的含氨量较多，这就会容易引起铜制件的氨蚀，所以给水最佳pH值的数值以保证热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。
标准：我厂控制标准为pH9.0-9.4。
4. 联氨定义：联氨(N2H4)又叫肼，联氨吸水性很强，易溶于水与结合成稳定的水合联氨（水合肼）(N2H4·H2O)。
水合联氨是无色液体，联氨是一种还原剂，特别是在碱性水溶液中，它是一种很强的还原剂。
它可将水中的溶解氧还原，生成水和氮气。
目的：以确保完全消除热力除氧后残留的溶解氧，并消除发生给水泵不严密等异常情况时偶然漏入给水中的氧。
标准：给水中加联氨时，监督给水中的过剩联氨，我厂控制标准10-50μgl/l。
5.含硅量定义：又称二氧化硅，水中主要以硅酸(H4SiO4)形式存在。
由于硅是地球上第二种含量丰富的元素，因此天然水中普遍含有硅酸。
目的：因二氧化硅是带入锅炉水中的主要污染物质，最容易引起蒸汽品质恶化，监督二氧化硅是确定锅炉排污量，防止蒸汽品质恶化的指标。
标准：机组启动时由于系统污染等原因，给水比补给水二氧化硅含量高，要求启动期间不大于80。
正常时为14μg/l以下，最高不超过20μg/l。
6.氢离子交换后电导率定义：为1立方厘米的体电导，单位微西，符号μs/cm。
目的：氢离子交换后测定电导率的大小。
可用来表征给水含盐量的多少。
采用氢离子交换后的电导率而不采用总电导率是为了避免给水中氨的干扰。
提高检测灵敏度。
标准：机组启动时由于系统污染等原因，给水含盐量高，要求启动期间不大于1μs/cm。
正常时为0.3μs/cm以下。
应注意是否交换柱失效氨的干扰引起电导率超标。
7.全铁和全铜定义：主要是系统腐蚀产生的不同形态的化合物。
目的：防止在锅炉炉管中产生铁垢和铜垢，另外给水中铜和铁的含量，还可作为评价热力系统金属腐蚀情况的依据之一。
标准：机组启动时由于系统腐蚀产物污染等原因，给水含量明显高，要求启动期间不大于75μg/l。
正常时为14μg/l以下,最高不超过20μg/l。
二.炉水1.PH值定义：氢离子浓度的负对数，表示稀的酸碱浓度，pH小于7为酸性，7为中性，大于7为碱性。
目的：锅炉水的pH值应不低于9，原因如下：1) PH值低时，水对锅炉钢材的腐蚀性增强；2) 锅妒水中磷酸根与钙离子的反应只有在PH值足够高的条件下，才能生成容易排除的水渣；3) 为了抑制锅炉水中硅酸盐的水解，减少硅酸在蒸汽中的溶解携带量。
标准：锅炉水的pH值应不低于9，但也不能过高防止引起碱性腐蚀和蒸汽品质恶化，我厂控制在9.0-10.0。
2.含硅量定义：又称二氧化硅，水中主要以硅酸(H4SiO4)形式存在。
由于硅是地球上第二种含量丰富的元素，因此天然水中普遍含有硅酸目的：限制锅炉水中的含硅量是为了保证蒸汽汽质。
锅炉水的最大允许含硅量主要与汽包内部装置的结构（有无洗汽壮志），锅炉的参数（压力）有关。
标准：机组启动时由于系统污染等原因，给水二氧化硅含量高，要求启动期间按照锅炉不同压力控制，通过排污降低炉水二氧化硅，又成为洗硅。
正常时为125μg/l以下，最高不超过标准是通过锅炉热化学试验确定。
3.含盐量定义：通常是指炉水中的溶解固形物。
单位mg/l，由于含盐量测定周期长，通常是用电导率间接测定。
目的：限制锅炉水中的含盐量是为了保证蒸汽汽质。
标准：正常时为17.5以下，最高不超过25μs/cm。
4.磷酸根定义：炉水中不同形态磷酸盐的总量。
目的：防止锅炉生成钙镁水垢。
标准：锅妒水中应维持有一定量的磷酸根，不能太少或过多，我厂控制在0.5-3.0mg/l。
5.氯离子定义：炉水中氯化物的总量。
目的：锅炉水的氯离子超标时，可能破坏水冷壁管的保护膜并引起腐蚀(在炉管热负荷高的情况下，更易发生这种现象)。
此外，还影响蒸汽携带氯离子进入汽轮机内，可能引起汽轮机内高级合金钢的应力腐蚀损坏，必须控制炉水氯离子含量。
标准：锅炉水的氯离子我厂控制在1mg/l以下。
三.蒸汽1.含硅量定义：又称二氧化硅，水中主要以硅酸(H4SiO4)形式存在。
由于硅是地球上第二种含量丰富的元素，因此天然水中普遍含有硅酸。
目的：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，它对汽轮机运行的安全性与经济性常有较大影响。
对汽包锅炉的饱和蒸汽和过热蒸汽汽质都应进行监督，其原因如下：1)便于检查蒸汽汽质劣化的原因。
例如，饱和蒸汽汽质较好而过热蒸汽汽质不良，表明蒸汽在减温器内被污染。
2)可以判断饱和蒸汽中盐类在过热器中的沉积量。
标准：机组启动时由于系统污染等原因，给水二氧化硅含量高，减温水影响蒸汽二氧化硅含量，要求汽轮机冲转前不大于50μg/l，带负荷后不超过20μg/l。
正常运行时为14μg/l以下，最高不超过20μg/l。
2.含钠量定义：蒸汽中钠盐的总量。
目的：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，故含钠量是蒸汽汽质的指标之一，另外，亚临界锅炉可以反应汽水分离装置的性能。
3.氢离子交换后电导率定义：为1立方厘米的体电导，单位微西，符号μs/cm。
目的：氢离子交换后测定电导率的大小。
可用来表征蒸汽含盐量的多少。
采用氢离子交换后的电导率而不采用总电导率是为了避免蒸汽中氨的干扰。
提高检测灵敏度。
标准：机组启动时由于系统污染等原因，蒸汽含盐量高，要求启动期间不大于1μs/cm。
正常时为0.3μs/cm以下。
应注意是否交换柱失效氨的干扰引起电导率超标。
4.全铁和全铜定义：主要是系统腐蚀产生的不同形态的化合物。
目的：防止在汽轮机流通中产生铁和铜的氧化物沉积。
标准：铁正常时为14μg/l以下,最高不超过20μg/l，铜正常时为3μg/l以下,最高不超过5μg/l。
四.凝结水1.硬度定义：指水的硬度一般指Ca+2、Mg+2离子浓度的总和。
电力行业标准DL434—9l将硬度的基本单元定为1／2 Ca+2十1／2 Mg+2，凝结水使用单位为μmol/l。
目的：冷却水漏入或渗入凝结水中，使凝结水中含有钙、镁盐类。
监督凝结水硬度，为了防止凝结水中的钙、镁盐量过大，导致给水硬度不合格。
另外可以根据凝结水硬度的大小确定凝结器泄漏的情况和处理方案。
标准：机组启动时由于系统污染等原因，水中有少量硬度，要求启动期间不大于 2.5μmol/l，正常时硬度为0。
2溶解氧定义：凝结水中溶解的氧气，凝结水是由经过除氧蒸汽凝结，含量低，使用单位为μg/l。
目的：凝结水中含有溶解氧的主要原因是凝汽器和凝结水泵的不严密处漏入空气。
凝结水含氧量较大，会引起凝结水系统腐蚀．还会使随凝结水进入给水的腐蚀产物增多，影响给水水质。
监督凝结水中的溶解氧，可以确定运行调整凝结水泵效果。
标准：不大于30μgl/l。
3.氢离子交换后电导率定义：为1立方厘米的体电导，单位微西，符号μs/cm。
目的：氢离子交换后测定电导率的大小。
可用来表征凝结水含盐量的多少。
如发现电导率比正常测定值大得多时，那就表明凝汽器发生了泄漏，采用氢离子交换后的电导率而不采用总电导率是为了避免凝结水中氨的干扰。
提高检测灵敏度。
标准：正常时为0.3μs/cm以下。
应注意是否交换柱失效氨的干扰引起电导率超标。
五.凝结水精处理定义：我厂采用高速混床，其运行特点是处理水量大，在除去凝结水中离子的同时还可有效地去除凝结水中的悬浮杂质。
目的：防止凝结器发生渗漏和泄漏，因凝结水质恶化造成给水品质降低，引起锅炉结垢和腐蚀。
机组启动洗硅时起到降低系统的二氧化硅的作用，缩短洗硅时间。
标准：主要是监督高速混床除去凝结水中离子效果入口是凝结水的化验结果。
六.疏水锅炉及热力系统中有些疏水先汇集在疏水箱中，然后定时送入锅炉的给水系统。
为了保证给水水质，这种疏水在送入给水系统以前，应监督其水质。
按规定，疏水的含铁量应不大于50μg/l，硬度应不大于5μmol/l。
若发现其水质不合格，必须排掉不回收。