全國火電廠水處理事故案例方案課件

1、全國火電廠水化學(xué)事故案例分析水處理水分析崗位資格考核委員會二一一年七月內(nèi) 容 提 要本書收集了全國火電廠近十年來水化學(xué)事故案例。通過案例的介紹和分析，對防止此類事故的發(fā)生，在技術(shù)上具有警示、指導(dǎo)作用，在工程上具有重要的參考價值。前 言本書是在火電廠水處理和水分析人員資格考核委員會的統(tǒng)一安排下進行組織編寫的。本書收集了近十年來110個與火電廠水化學(xué)有關(guān)的案例。通過深入的分析，找出了發(fā)生事故的原因，提出了解決方法或措施。對防止此類事故的發(fā)生在技術(shù)上具有警示、指導(dǎo)作用，在工程設(shè)計上具有重要的參考價值。第一章 凝汽器泄漏引起水質(zhì)惡化第一節(jié) 因設(shè)計問題引起的腐蝕泄漏第二節(jié) 運行管理問題第三節(jié) 凝汽器腐蝕

2、泄漏案例1 華能大連電廠4號機組1情況介紹華能大連電廠4號機組為350MW亞臨界汽包鍋爐機組，凝汽器管為鈦管，冷卻水為海水。1999年8月17日完成了第一次大修后啟動，凝汽器管泄漏，被迫停機處理。2原因分析防沖擊擋板設(shè)計的角度不合理。防沖擊擋板設(shè)計的大小不合理。高能量流體不應(yīng)直接進入凝汽器。沿?；痣姀S的凝汽器即使使用鈦管，凝結(jié)水精處理也是必不可少的。案例2 天津大港電廠1情況介紹該廠二期工程2300MW機組92年投運，凝汽器管為鈦管，凝結(jié)水100%精處理。新機組投入運行時，凝結(jié)水精處理設(shè)備存在缺陷，長時間未對凝結(jié)水進行100%的處理?；瘜W(xué)監(jiān)督不到位，凝結(jié)水鈉含量長期超標。因海水的漏入導(dǎo)致爐水中

3、的氯離子升高，水冷壁發(fā)生大面積的氫脆爆管，新機組運行10個月后被迫更換了大部分水冷壁管。2泄漏原因分析當時設(shè)計沒有經(jīng)驗，僅參考銅管凝汽器。鈦管的厚度約為銅管的一半。從防腐的角度考慮是沒有問題，但是從金屬剛度（表明金屬變形的物理量）的角度考慮，凝汽器隔板間的距離明顯偏大。計算表明凝汽器隔板間的距離最大不應(yīng)超過1.0m，但該機組凝汽器的隔板間的跨距達到1.2m。在汽流的沖擊下引起振動磨損。3. 經(jīng)驗和教訓(xùn)鈦管凝汽器管板間的跨距規(guī)定不大于0.9m。從此再也沒有發(fā)生因振動磨損引起泄漏問題。新機組投運前，凝結(jié)水精水處理設(shè)備一定要調(diào)試完成，有缺陷時機組不得啟動?；瘜W(xué)監(jiān)督一定要到位。放松化學(xué)監(jiān)督，廠無寧日。

4、案例3首鋼京唐公司能源部熱電廠1情況介紹該廠1、2號為300MW機組，于2010年8月發(fā)現(xiàn)其凝結(jié)水、爐水水質(zhì)異常。分別為1042.08g/L和2062.71g/L，鈉離子分別為475.28g/L和969.38g/L。鈣鎂離子、硫酸根離子也超標嚴重。經(jīng)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，凝汽器鈦管發(fā)生了斷裂，造成嚴重的海水泄漏，從而導(dǎo)致了凝結(jié)水水質(zhì)異常。第二節(jié) 運行管理問題案例1 深圳媽灣電廠1情況介紹媽灣電廠裝有6臺哈鍋廠生產(chǎn)的亞臨界汽包鍋爐，凝汽器管材為鈦管，機組原設(shè)計沒有凝結(jié)水精處理。95年2號機組凝汽器空氣抽出管因防腐層脫落引起腐蝕泄漏。因為該管在凝汽器水室中，管內(nèi)處于負壓狀態(tài)，腐蝕穿孔后海水直接通過該管進入

5、凝汽器，污染了凝結(jié)水。由于當時沒有凝結(jié)水精處理，海水直接進入鍋爐，導(dǎo)致爐水的pH急劇下降到4.0，并且機組運行2天后才停機處理。2經(jīng)驗和教訓(xùn)沿海電廠即使安裝鈦管凝汽器，凝結(jié)水精處理設(shè)備也是必不可少的。沒有凝結(jié)水精除鹽的電廠幾乎都因凝汽器的泄漏被迫非計劃停機。有了凝結(jié)水精除鹽，即使凝汽器泄漏，短期也不會嚴重影響給水水質(zhì)，為停機提供寶貴的時間。接受華能大連電廠、大亞灣核電站海水泄漏的教訓(xùn)以及本廠的教訓(xùn)，媽灣發(fā)電總廠對6臺機組都增設(shè)了凝結(jié)水精處理混床。1情況介紹（續(xù)）機組在運行中，凝汽器管（烏克蘭產(chǎn)）經(jīng)常泄漏，嚴重影響機組的安全性和經(jīng)濟性。由于設(shè)計的凝結(jié)水精處理量為250%，沒有備用。運行管理者認為

6、，萬一在凝結(jié)水精處理再生期間凝汽器發(fā)生泄漏會影響機組的安全，所以只有在泄漏時才投入運行。事實證明，當發(fā)現(xiàn)凝汽器泄漏到投運精處理，需要2030分鐘，這期間海水進入鍋爐，導(dǎo)致爐水的pH值下降，過熱器、汽輪機腐蝕、積鹽，其中1號機組汽輪機中壓缸發(fā)生了酸性腐蝕，低壓缸第3級葉片沉積物也比較多。2號機組汽輪機中、低壓缸都發(fā)生了酸性腐蝕。2經(jīng)驗和教訓(xùn)沿海電廠的凝汽器管一般不選用白銅管。對于污染的海水，白銅管的耐腐蝕性很差。華能汕頭電廠近海的海水有機物含量較高，海水中的漂浮物也較多，凝汽器管污堵后產(chǎn)生大量的生物粘泥，腐蝕較嚴重。沿海電廠凝結(jié)水精處理必須100%的投運。設(shè)計時一定要考慮再生退出的時間，設(shè)置35

7、0%的處理流量是必要的。案例3 達拉特電廠1情況介紹達拉特電廠一期工程2330MW亞臨界參數(shù)機組。1號機組于1995年10月15日投產(chǎn)， 2000年2月發(fā)生爐水磷酸鹽含量偏低異?，F(xiàn)象。 2號機組于1996年11月30日投產(chǎn)，2001年8月也開始出現(xiàn)類似的現(xiàn)象。2001年4月對1號鍋爐進行了EDTA清洗，投運6個月后鍋爐水冷壁管發(fā)生了嚴重的腐蝕損壞，被迫更換400根水冷壁管。2原因分析 1號爐磷酸鹽 “隱藏”現(xiàn)象，其原因是鍋爐水冷壁管向火側(cè)內(nèi)表面有述硫酸鈣鎂水垢，結(jié)垢原因是機組啟動初期凝汽器有泄漏而又沒有及時投運凝結(jié)水精處理。經(jīng)過EDTA清洗后熱負荷高的水冷壁向火側(cè)仍然含有大量的氧化鐵沉積物。硫

8、酸鈣水垢使磷酸鹽“永久消失”現(xiàn)象。加大磷酸鹽濃度至電導(dǎo)率近千，爐水仍無磷酸根。硬度成分主要來自凝汽器泄漏，凝結(jié)水精處理沒有100%的投運。3. 經(jīng)驗和教訓(xùn)新建機組啟動初期一定要密切監(jiān)視凝結(jié)水水質(zhì)。凝結(jié)水精除鹽必須100%的投運鍋爐在啟動時，應(yīng)進行冷態(tài)和熱態(tài)沖洗；升壓時在低壓階段應(yīng)從鍋爐底部放水排污。完善化學(xué)監(jiān)督在線儀表，特別是凝結(jié)水氫電導(dǎo)率儀表、鈉表應(yīng)準確。它是污染物進入鍋爐的第一道監(jiān)測防線。鍋爐結(jié)硫酸鈣水垢，不應(yīng)采用EDTA清洗。第三節(jié) 凝汽器腐蝕泄漏在80年代以前我國的凝汽器管主要是黃銅管，90年代開始使用不銹鋼管和鈦管。現(xiàn)在新建的電廠，沿海普遍使用鈦管，內(nèi)地電廠主要使用不銹鋼管。但無論是

9、銅管還是不銹鋼管，如果運行管理不當都會造成腐蝕泄漏。2凝汽器管板腐蝕情況對11號機檢查發(fā)現(xiàn)，在凝汽器進水側(cè)，管道壁和凝汽器管板防腐層基本完整，粘泥附著較少。在凝汽器出口側(cè)下水室管板有多處形成大量銹瘤鼓包，且部分已連成片，銹瘤高度約1cm，瘤下腐蝕坑約1mm。管板上粘泥多，水室內(nèi)有刺鼻的腐蝕氣味。通過灌水檢查，上水室不銹鋼管有微漏現(xiàn)象。3凝汽器管板腐蝕原因分析飄帶運行效果不好。飄帶本身也附著粘泥，運行阻力增大，流速降低，使凝汽器運行環(huán)境更加惡劣。水中有機物含量高。殺菌效果差，生物粘泥沉積腐蝕。加裝飄帶后，凝汽器水流流速慢。2.原因分析膠球清洗裝置不能正常投運，凝汽器污堵較嚴重，使部分銅管在運行過

10、程中水流不暢，使其表面附著生物粘泥，即使加入殺菌劑，污堵的管子仍不能有效的殺菌，從而造成銅管表面點腐蝕。加次氯酸鈉殺菌方式的間隔時間較長（510天），不能避免加藥間隔期間微生物在銅管表面的附著滋生。2.原因分析（續(xù)）對于水流暢通的銅管，冷卻水水質(zhì)能滿足火力發(fā)電廠凝汽器管選材導(dǎo)則DL/T 712對BFe30-1-1白銅管使用的要求。對于水流不暢通的銅管，冷卻水水質(zhì)難以滿足。案例2 陜西寶雞第二發(fā)電廠1. 概述該廠4號機組300MW于2001年2月投運。凝汽器空抽區(qū)為白銅管，冷卻水補給水水源為馮家山水庫水。 2002年12月小修期間對凝汽器銅管抽管檢查時，發(fā)現(xiàn)空抽區(qū)BFe30-1-1白銅管存在較為

11、嚴重的大面積局部腐蝕和點腐蝕；主凝區(qū)HSn70-1黃銅管也存在一定程度的均勻腐蝕。2.原因分析白銅管投運初期表面沒有形成良好的保護膜。主要原因是，機組啟、停頻繁，停用時間較長，且停用期間凝汽器沒有放水通風(fēng)，水中溶解氧逐漸被生物粘泥消耗使銅管表面氧化膜因缺氧而遭到破壞，加上膠球清洗裝置不能正常投運以及運行過程中受到生物粘泥、微生物附著引起點蝕。循環(huán)水中COD、銅離子含量高等各種因素會降低BTA緩蝕效率是黃銅管腐蝕的主要原因。3.建議凝汽器停用不大于3天時，可將凝汽器充滿水進行保護；停用時間超過3天應(yīng)將凝汽器內(nèi)的積水排放干凈，打開人孔門通風(fēng)。加強膠球清洗，保持銅管表面清潔。用凝汽器在線檢測裝置驗確

12、定投加緩蝕劑和殺菌劑的劑量。案例3 安慶皖江發(fā)電有限公司1基本情況該2300MW機組1號機組于2004年12月投入商業(yè)運行。2006年11月進行B級檢修發(fā)現(xiàn)279根白銅管有缺陷。進一步抽管檢查表明，發(fā)生了嚴重的腐蝕。2原因分析白銅管在“嬰兒期” 運行流速偏低、膠球清洗裝置運行不正常。冷卻水偶爾遭受到有機物污染、冷卻水殺菌處理裝置運行不正常。在銅管投運初期沒有及時進行預(yù)膜處理。3建議盡快提高凝汽器冷卻水的運行流速。盡快完善凝汽器冷卻水膠球清洗系統(tǒng)。盡快完善凝汽器冷卻水殺菌處理系統(tǒng)，并按照相關(guān)標準、規(guī)程要求正常進行冷卻水系統(tǒng)的殺菌滅藻處理。對凝汽器銅管進行有效地預(yù)膜處理，并在運行過程中做好補膜處理

13、。建議按照相關(guān)標準要求，做好水質(zhì)分析監(jiān)控工作。三、因殘?zhí)寄ひ鸬母g泄漏案例1 廣東云浮發(fā)電廠3號機組 1概況 3號機組2001年9月投入運行，2002年2月發(fā)現(xiàn)凝汽器泄漏，凝結(jié)水硬度為0.2mol/L，電導(dǎo)率為0.3S/cm。2002年4月停機檢查，發(fā)現(xiàn)有6根銅管已腐蝕穿孔。原因分析定性、定量試驗結(jié)果證明，備品新黃銅管內(nèi)表面狀態(tài)各異的附著物其成分含有大量的碳；并且殘?zhí)寄さ拇嬖谑沟糜袣執(zhí)寄^(qū)域的電極電位比基體電位正60mV70mV。這將形成大陰極，殘?zhí)寄て屏烟幩┞冻龅你~基體電位較負，是小陽極，這樣將在殘?zhí)寄づc膜的破裂或缺陷處之間形成局部電偶對，形成電化學(xué)腐蝕。結(jié)論與建議按DL/T712-20

14、10發(fā)電廠凝汽器及輔機冷卻器管選材導(dǎo)則中之9.2.1.2條的規(guī)定有殘?zhí)寄ふ邽椴缓细癞a(chǎn)品。不得安裝。因此，在訂貨時，應(yīng)向供貨方明確提出銅管表面無殘?zhí)寄さ囊?。銅管到貨后，應(yīng)進行銅管內(nèi)表面殘?zhí)寄さ臋z驗。如果發(fā)現(xiàn)黃銅管內(nèi)有殘?zhí)寄?，可采用預(yù)氧化后整機酸洗的方式將整個凝汽器管的殘?zhí)寄ひ淮涡猿?。案? 浙江錢清電廠1概述該廠裝機為2125MW。1號機組于1999年9月投產(chǎn)，投產(chǎn)前對凝汽器銅管進行了硫酸亞鐵成膜處理。2000年11月對機組小修時發(fā)現(xiàn)凝汽器銅管已經(jīng)有泄漏現(xiàn)象，至2001年5月大修時因腐蝕泄漏堵管已達兩百多根。在大修中對凝汽器銅管進行了抽管檢查，發(fā)現(xiàn)有大量的黃銅管存在不同程度的腐蝕，有的已經(jīng)穿

15、孔泄漏。原因分析、建議主要愿原因為殘?zhí)寄に?。建議凝汽器整體氧化酸洗除去殘?zhí)寄?。然后進行硫酸亞鐵鍍膜。 采用以上措施后再沒有發(fā)生腐蝕。案例3 廣東連州電廠1概述該廠4125MW。凝汽器為黃銅管和白銅管782根（空抽區(qū)）。冷卻水系統(tǒng)采用敞開式循環(huán)冷卻，冷卻水補充水水源為星子河水經(jīng)混凝澄清后的出水。正常運行時，循環(huán)水的濃縮倍率為1.52.0。1號機組于2000年1月投產(chǎn)，同年3月移交生產(chǎn)，7月對凝汽器銅管進行了硫酸亞鐵成膜處理。序號項 目符號單位結(jié) 果序號項 目符號單位結(jié) 果1全固形物QGmg/L155.6/17713pHpH/7.8/7.52懸浮固形物XGmg/L12.8/27.1514游離二氧

16、化碳CO2mg/L4.3/3溶解固形物RGmg/L142.8/15015化學(xué)耗氧量CODMnmg/L0.7/1.084全堿度Bmmol/L2.27/2.016全硅SiO2mg/L9.5/10.45硬度Hmmol/L2.25/2.2417活性硅SiO2mg/L6.5/7.56碳酸鹽硬度HTmmol/L2.25/18重碳酸根HCO3-mg/L138/114.97非碳酸鹽硬度HFmmol/L0.02/19氯離子Cl-mg/L1.2/1.078鈣Ca2+mg/L42.5/40.520硫酸根SO42-mg/L7.2/9.69鎂Mg2+mg/L1.44/2.5821硝酸根NO3-mg/L1.1/10鈉Na

17、+mg/L4.6/1.822電導(dǎo)率DDSS/cm/22011鉀K+mg/L1.1/0.1323銅離子Cu2+mg/L/0.0612鐵Fe2+mg/L0.1/0.12備注表中數(shù)據(jù)，斜線上方為1994年12月分析結(jié)果，下方為2001年5月分析結(jié)果。冷卻水補充水水質(zhì)管 樣成分 %新黃銅1-2新黃銅2-1新黃銅3-3區(qū)域一區(qū)域二區(qū)域一區(qū)域二C63.8550.479.0168.6128.10O13.9425.1918.319.506.77Si/0.410.1910.01/S0.450.890.380.09/Cl/0.300.20/2.08Cu9.3712.5146.533.3444.57Zn11.578

18、.9724.412.7116.14Sn/0.97/Al0.040.18/3.51/K0.780.23/2.35Ca/0.33/1.72/Fe/0.49/ 新黃銅內(nèi)表面深色膜成分分析原因分析分析了水質(zhì)、管材和阻垢劑后認為腐蝕原因是殘?zhí)寄に?。銅管內(nèi)表面碳膜的產(chǎn)生跟銅管在拉伸過程中所用潤滑劑的添加量及退火所選擇的工藝條件等因素有關(guān)，其中以銅管拉伸過程中所添加的潤滑劑為主要影響因素。這種有機的工藝潤滑劑在退火過程中未能完全燒凈，而殘留附著于銅管的表面即形成碳膜，其狀態(tài)為黑色膜，也可以是透明膜。四、凝汽器銅管氨腐蝕凝汽器銅管發(fā)生氨腐蝕的部位一般在凝汽器汽側(cè)空抽區(qū)及附近部位。這主要是因為蒸汽中的氨后于蒸

19、汽凝結(jié)，在最后形成的凝結(jié)水中氨的含量在幾到幾百mg/L不等，對于黃銅管極容易發(fā)生氨腐蝕。因此凝汽器空抽區(qū)及附近的管子通常設(shè)計為耐氨腐蝕的白銅管，通常為BFe30-1-1。不銹鋼管和鈦管不發(fā)生氨腐蝕。案例1 山東聊城發(fā)電廠1概述國電聊城電廠1、2號機組為600MW亞臨界汽包鍋爐。凝汽器結(jié)構(gòu)為單流程，進出水在管束兩端；管材：主凝區(qū)為黃銅管HSn70-1B，空抽區(qū)為BFe30-1-1白銅管。2005年11月，國電聊城電廠1號機凝汽器發(fā)生較嚴重的泄漏，不得不停機查漏。2原因分析（1）銅管的氨蝕 常溫下氨水溶液中氨的氣液相分配比大約為10，即汽側(cè)氨濃度是凝結(jié)水側(cè)的10倍。在凝汽器的空抽區(qū)，由于局部富集以

20、及隔板處凝結(jié)水過冷的影響，其氨含量比主凝結(jié)水高數(shù)十至數(shù)百倍，個別情況下可能達到上千倍?？粘閰^(qū)設(shè)計的較小，其周圍的黃銅管發(fā)生氨腐蝕。2原因分析（續(xù)）（2）應(yīng)力腐蝕黃銅管本身對應(yīng)力腐蝕破裂敏感。在交變應(yīng)力作用下（比如由于凝汽器管發(fā)生振動），則因壓力變化，使管上的保護膜受到?jīng)_擊而破壞；銅管支撐板與銅管接觸處可能存在顫震，同時又有含氨的腐蝕介質(zhì)時，會加劇腐蝕，最后使管子破裂。五、不銹鋼管腐蝕案例1 河南鴨河發(fā)電有限公司1. 概述河南鴨河發(fā)電有限公司2號機組為350MW機組，1997年11月投產(chǎn)至2009年10月，經(jīng)過兩個大修周期。檢查發(fā)現(xiàn)，不銹鋼管內(nèi)部普遍存在雙層沉積物（粘泥），遂進行機械清洗，部分清

21、除。機械清洗后凝汽器灌水，發(fā)現(xiàn)有600余根不銹鋼管泄漏，檢查均為細小孔蝕。分析建議1）徹底清除內(nèi)壁微生物膜和影響凝汽器管內(nèi)流速的水生物。2）繼續(xù)加強以氫電導(dǎo)率和鈉為核心參數(shù)的凝結(jié)水運行化學(xué)監(jiān)督，可靠監(jiān)督凝汽器管嚴密性和冷卻水泄漏；3）確定合適的殺生處理方式；運行好膠球系統(tǒng)，防止個別凝汽器管內(nèi)流速偏低。案例2 華能寧夏大壩電廠情況介紹2號機組于1991年投入運行，2005年8月大修檢查中，抽取凝汽器管分析發(fā)現(xiàn)結(jié)垢較嚴重，進行了化學(xué)清洗及硫酸亞鐵成膜。酸洗結(jié)束后進行汽側(cè)灌水查漏，有104根因腐蝕穿孔泄漏。原因分析及教訓(xùn)不同牌號的不銹鋼適應(yīng)的水質(zhì)條件不同，運行中應(yīng)嚴格控制循環(huán)水中氯離子濃度。與銅管相

22、比，不銹鋼管對氯離子更為敏感。凝汽器采用鹽酸酸洗時應(yīng)對不銹鋼管采取可靠的隔離措施。酸洗結(jié)束后應(yīng)馬上對其全部管路進行水沖洗，防止殘存的酸液在系統(tǒng)內(nèi)停留時間過長。本次酸洗成膜時間達到7天！對于有銅管和不銹鋼管混材的凝汽器，不應(yīng)采用鹽酸清洗。Clmg/L中國GB/T20878-2007美國ASTM A959-04日本JIS G4303-1998JIS G4311-1991國際標準ISO/TS 15510:2003歐洲EN10088:1-1995EN10095-1999等統(tǒng)一數(shù)字代碼牌號200S3040806Cr19Ni10S30400，304SUS304X5CrNi18-10X5CrNi18-10，

23、1.4301S30403022Cr19Ni10S30403，SUSX2CrNi19-11X2CrNi19-11，1.4306S3216806Cr18Ni11TiS32100，321SUS321X6CrNiTi18-10X6CrNiTi18-10，1.45411000S3160806Cr17Ni12Mo2S31600，316SUS316X5CrNiMoX5CrNiMo，1.4401S31603022Cr17Ni12Mo2S31603，SUSX2CrNiMoX2CrNiMo，1.4404S3170806Cr19Ni13Mo3S31700，317SUS317S31703022Cr19Ni13Mo3S

24、31703，SUSX2CrNiMo19-14-4X2CrNiMo18-15-4，1.44385000bS3170806Cr19Ni13Mo3S31700，317SUS317S31703022Cr19Ni13Mo3S31703，SUSX2CrNiMo19-14-4X2CrNiMo18-15-4，1.4438常用不銹鋼管適用水質(zhì)的參考標準DL/T 712-2010六、因砸傷引起的泄漏案例1 大亞灣核電站大亞灣核電站是我國引進國外資金、設(shè)備和技術(shù)建設(shè)的第一座大型商用核電站，總投資40億美元。安裝有兩臺單機容量為984MW壓水堆反應(yīng)堆機組。 1987 年8月7日工程正式開工，1994年2月1日和5月6

25、日兩臺機組先后投入商業(yè)營運。凝汽器泄漏情況大亞灣核電站凝汽器采用全鈦管，雙層管板，內(nèi)充除鹽水的凝汽器結(jié)構(gòu)。1號機組在運行不到一年的時間內(nèi)凝汽器發(fā)生了5次泄漏，其中3次被迫停機，2次降負荷運行。3次停機時間達39天，其中用于系統(tǒng)沖洗為18天，直接經(jīng)濟損失三億余元人民幣。泄漏原因泄漏的主要原因是凝汽器頂部防沖擊擋板被蒸汽沖擊而脫落，砸傷了鈦管，最嚴重時一次就砸斷7根。導(dǎo)致海水大量漏入，凝結(jié)水的氯離子達到2000mg/L。由于設(shè)計時凝結(jié)水沒有精處理，導(dǎo)致海水直接進入二回路。雖然采用了連鎖緊急停機，但是海水還是進到了除氧器。這一次清洗就用了14天，用了3萬噸除鹽水才清洗干凈。所造成的損失足以能夠建多套

26、凝結(jié)水處理設(shè)備。經(jīng)驗和教訓(xùn)即使凝汽器為鈦管、管板為雙管板也不能保證凝汽器不泄漏。凝汽器頂部的有關(guān)部件（防沖擊擋板、支架以及汽輪機低壓缸的部件）一定要安裝牢固。凝結(jié)水精處理設(shè)備不可省略，并且應(yīng)有備用設(shè)備。后來增添凝結(jié)水精處理設(shè)備。案例2 廣東惠來電廠1號機組2010年5月5日，惠來電廠1號機組發(fā)生了凝汽器嚴重泄漏事件，凝結(jié)水鈉含量嚴重超標，機組運行出現(xiàn)了異常，機組被迫停運轉(zhuǎn)入檢修。1事件原因1號機組運行過程中，低壓A缸葉片斷裂掉落擊穿7根凝汽器鈦管，造成大量海水漏入凝結(jié)水系統(tǒng)，是造成汽水品質(zhì)惡化的根本原因。1號機組凝汽器泄漏導(dǎo)致凝結(jié)水、給水、蒸汽鈉離子嚴重超標時，未能按規(guī)程及時停機處理，是造成熱

27、力設(shè)備積鹽的主要原因。改進措施檢查評估凝汽器鈦管和汽輪機葉片質(zhì)量狀況，及時更換檢修處理。健全電廠化學(xué)監(jiān)督三級網(wǎng)絡(luò)建設(shè)，建立水汽異常監(jiān)督、警告和報告制度。核查汽水系統(tǒng)隔離狀況和設(shè)備監(jiān)護措施，避免汽水品質(zhì)劣化時出現(xiàn)凝補水箱除鹽水、發(fā)電機內(nèi)冷水、工業(yè)冷卻水交叉污染。完善凝結(jié)水精處理。使泄漏時有足夠的處理容量。第二章 給水系統(tǒng)腐蝕由于給水系統(tǒng)運行溫度比較低，一般不會發(fā)生腐蝕爆管事故。給水系統(tǒng)通常以氧腐蝕和二氧化碳腐蝕為主，主要是除氧效果不好或有空氣漏入以及停爐保護不當造成的。給水處理不好，會使鍋爐結(jié)垢速率加快，并在過熱器和汽輪機中發(fā)生腐蝕產(chǎn)物的沉積，影響機組安全經(jīng)濟性運行。第一節(jié) 低壓給水系統(tǒng)腐蝕從凝

28、結(jié)水泵到除氧器之間的設(shè)備發(fā)生腐蝕，稱之低壓給水系統(tǒng)的腐蝕。與凝結(jié)水系統(tǒng)相比，由于溫度由4070升至140180，這時腐蝕主要是以水側(cè)中、低溫氧腐蝕為主，其次是汽側(cè)發(fā)生氨腐蝕。另外，在出現(xiàn)兩相流的部位容易發(fā)生流動加速腐蝕。一、水側(cè)氧腐蝕對于有凝結(jié)水精處理設(shè)備的機組，由于凝結(jié)水中以鐵為主的腐蝕產(chǎn)物基本除去，并且在保證水質(zhì)的前提下，即使溶解氧濃度較高，氧對低壓系統(tǒng)的腐蝕也不明顯。靠近凝汽器的管系，其腐蝕形態(tài)與凝結(jié)水系統(tǒng)基本相同，其顏色仍然為鐵銹紅色，隨后由于溫度的提高，腐蝕產(chǎn)物顏色由黃色轉(zhuǎn)為紅色，又逐漸轉(zhuǎn)為暗紅色。加聯(lián)氨有抑制腐蝕的作用。二、汽側(cè)氨腐蝕對于低壓加熱器管為銅合金時，如果給水中的氨含量較

29、高，則蒸汽中氨的濃度也較高，當用汽輪機抽汽加熱低壓給水時，蒸汽剛開始凝結(jié)的水中氨的濃度較低，最終凝結(jié)的水中氨的濃度非常高，在加熱器支撐板附近，因為有濃“氨水”流過，容易發(fā)生氨的溝槽狀腐蝕。解決汽側(cè)的氨腐蝕的方法將銅換熱器管更換為銅鎳合金管以減輕氨腐蝕；或更換為不銹鋼管徹底消除氨腐蝕。 降低給水的加氨量，減輕氨對銅的腐蝕。改進換熱器的結(jié)構(gòu)，避免產(chǎn)生氨的濃縮區(qū)域。第二節(jié) 高壓給水系統(tǒng)腐蝕一、流動加速腐蝕多發(fā)生在水流突然改變方向，突然縮徑，或蒸汽產(chǎn)生疏水等部位。在90O的彎頭部位，因為水被迫改變方向，金屬表面受水的沖擊非常大，如果金屬表面的氧化膜附著力差就會被剝離，露出未被保護的基體，使腐蝕加快。管

30、徑由大變?yōu)樾『笥肿優(yōu)榇?，在小管徑部位最容易發(fā)生流動加速腐蝕。案例1 華能伊敏電廠2號機組華能伊敏電廠1號、2號俄羅斯機組的高壓加熱器盤香管，有180o彎頭，6mm厚的碳鋼管運行十個月左右就發(fā)生腐蝕穿孔。解決流動加速腐蝕的方法（1） 更換材料。使用含鉻的材料。（2） 改變介質(zhì)的性質(zhì)。將還原性水處理方式該為氧化性處理方式，使碳鋼表面的氧化鐵膜由Fe3O4變?yōu)镕e2O3的雙層保護膜，提高氧化膜附著力，使流動加速腐蝕減輕或消除。（3）改進設(shè)計，避免產(chǎn)生水流急變的部位。案例2 秦山核電站秦山核電公司一期壓水堆核電站自1991年投運以來已經(jīng)安全運行了九個燃料周期（2010年8月），其中第七個燃料周期連續(xù)運

31、行達443天，創(chuàng)我國連續(xù)運行最高記錄，在世界上也處于領(lǐng)先水平。與火電廠相比，核電站的蒸汽溫度、壓力都低，所用的蒸汽為濕（飽和）蒸汽，處于汽水兩相流的場合比較多，產(chǎn)生局部流動加速腐蝕問題就顯得格外突出。解決核電站的流動加速腐蝕的措施將容易發(fā)生流動加速腐蝕部位的材料更換為不銹鋼材質(zhì)。盡量避免使用變徑、縮徑的連接方案。為了防止整個水汽系統(tǒng)的流動加速腐蝕，提高汽水兩相流中水相的pH值，使用汽水分配系數(shù)較小的乙醇胺來代替氨作為堿化劑。二、氧腐蝕除氧器出水往往含有一定的溶解氧，在經(jīng)過第一個高壓加熱器時，會與碳鋼部件（管板、碳鋼管）發(fā)生反應(yīng)，生成紅色的鐵銹。隨著溫度的升高和氧的逐漸消耗，一般到出水側(cè)，氧的濃

32、度已經(jīng)降到很低，對后面的高壓加熱器一般不會發(fā)生氧腐蝕，因此，管子表面的顏色是逐漸變深、變暗直至為灰黑色。這種腐蝕一般不會對加熱器造成危害。三、停用腐蝕案例1 國華滄東電廠3號鍋爐二期工程建設(shè)2660MW等級超臨界燃煤發(fā)電機組，3號機組分別于2009年3月27日和同年11月27日份投產(chǎn)；。3號機組從新機組啟動調(diào)試到2010年8月檢修割管檢查，省煤器入口管最高垢量達到622.7g/m2，年沉積率達到466.56g/(/m2a)。水冷壁的結(jié)垢量為110140g/m2。省煤器管沉積速率如此高究竟是機組啟動調(diào)試形成還是正式投產(chǎn)半年產(chǎn)生的？原因分析1水質(zhì)調(diào)查：凝汽器短期的滲漏，但從割管的分析結(jié)果看，水冷壁

33、的腐蝕、結(jié)垢都不嚴重。所以省煤器管結(jié)垢速率高的主要原因。2化學(xué)儀表準確率檢驗。電導(dǎo)率表、pH表、溶解氧表 、鈉表 再線檢驗，沒有發(fā)現(xiàn)明顯異常。3歷史溯源3號機組在2009年11月份進入調(diào)試、試運行階段。由于汽輪機的原因，從基建時的鍋爐酸洗，到168小時的試運行有4個月，鍋爐反復(fù)上水與放空，在省煤器的水平段因有積水，造成嚴重的大氣腐蝕。從省煤器至汽水分離器的設(shè)計最大壓差為2.0MPa，給水泵的設(shè)計轉(zhuǎn)速為5184轉(zhuǎn)/min。鍋爐酸洗后啟動時的壓差為1.7MPa，至168h試運行結(jié)束，壓差已上升至2.0MPa，給水泵的轉(zhuǎn)速達到5332轉(zhuǎn)/min。這說明在168h試運行結(jié)束后鍋爐高壓水系統(tǒng)已經(jīng)有大量的

34、垢沉積。由于水冷壁結(jié)垢量較少，由此推斷主要是省煤器沉積物較多。4經(jīng)驗教訓(xùn)機組在基建階段的停爐保護不容忽視。調(diào)試階段每一次上水和放水都要認真對待，要充分考慮基建階段機組的不穩(wěn)定性，有隨時停機的可能。通常給水的pH值應(yīng)提高至標準的上限。應(yīng)嚴格按照DL/T 794火力發(fā)電廠鍋爐化學(xué)清洗導(dǎo)則的規(guī)定，“鍋爐化學(xué)清洗完畢后，若不能在20天內(nèi)投入運行，應(yīng)采取防腐保護措施”。否則不能在高溫條件下形成保護膜，碳鋼很容易生銹。第三節(jié) 給水水質(zhì)惡化鍋爐給水由凝結(jié)水、補給水和生產(chǎn)返回水組成，其中任何一種水出現(xiàn)污染都會影響到給水水質(zhì)。此外，凝結(jié)器的泄漏有冷卻水的漏入，負壓系統(tǒng)不嚴密有空氣漏入，系統(tǒng)內(nèi)有污染物（灰塵、沙子

35、）都會影響凝結(jié)水的質(zhì)量。如果機組沒有凝結(jié)水精處理設(shè)備，這些因素會直接影響到給水的質(zhì)量。如果有凝結(jié)水精處理，除了以上提及的因素之外，凝結(jié)水精處理本身也有可能影響到給水水質(zhì)，例如再生劑的質(zhì)量，陰陽樹脂交叉污染，樹脂傳送和運行終點的控制等因素都影響給水質(zhì)量。一、 因設(shè)計不當引起給水水質(zhì)惡化案例1 內(nèi)蒙古海勃灣發(fā)電廠爐水周期性出現(xiàn)硬度1異常情況介紹內(nèi)蒙古海勃灣發(fā)電廠5號機組在小修后，從機組啟動到機組正常運行的48小時內(nèi)，發(fā)現(xiàn)除氧器出口水、凝結(jié)水、給水、爐水均有硬度，并有反復(fù)性波動特征。見表2-2，48小時后逐步開始出現(xiàn)硬度波動情況，一般小于10mol/L，通過爐內(nèi)處理和排污換水就沒有了，過幾個小時后又

36、重復(fù)此現(xiàn)象。除氧器排污水與工業(yè)冷卻水系統(tǒng)相連處理方法（1）除氧器在補水操作時，應(yīng)緩慢、均勻地進行，避免大流量的補水方式；（2）除氧器在補水操作時，主控人員應(yīng)及時通知化學(xué)人員做好監(jiān)督工作；（3）化學(xué)人員監(jiān)督發(fā)現(xiàn)水質(zhì)惡化后，應(yīng)加大爐水磷酸鹽處理，在保證爐水磷酸根的前提下加強排污換水工作，逐步去除爐內(nèi)雜質(zhì)和水渣；（4）在機組停運期間更換除氧器的排污放水門和排污放水逆止門。二、取樣過濾器污染取樣過濾器是一把雙刃劍，它對過濾水樣中的機械雜質(zhì)有一定作用。但是大量的雜質(zhì)在過濾器累積，將會形成污染源，掩蓋了水樣的真實性。案例1 河北石家莊熱電廠公司1號鍋爐給水品質(zhì)異常分析 給水品質(zhì)異常情況介紹2009年1月9

37、日起，電廠技術(shù)人員發(fā)現(xiàn)凝結(jié)水溶解氧開始出現(xiàn)超標，其中一臺鍋爐省煤器入口給水的氫電導(dǎo)率也出現(xiàn)超標現(xiàn)象，而同時另一臺爐省煤器入口給水氫電導(dǎo)率基本都在合格范圍內(nèi)，兩者相差約0.1S/cm0.2S/cm。電廠技術(shù)人員經(jīng)過多次核查和分析均未找到異常原因。問題的發(fā)現(xiàn)和解決對未通過小陽床的給水水樣進行電導(dǎo)率測試時，1號爐為2.20S/cm，2號爐為2.30S/cm，基本一致，根據(jù)以上分析，我們認為兩臺鍋爐給水水樣沒有出現(xiàn)劣化現(xiàn)象。在調(diào)整1號爐給水水樣過程中發(fā)現(xiàn)，隨著給水水樣流量的調(diào)整變化，陽電導(dǎo)率指示變化很大，而其它水汽樣電導(dǎo)率指示則變化不大。同時發(fā)現(xiàn)1號機組小陽床前有一小過濾器，過濾器濾元顏色較深。解列后

38、，1號爐給水電導(dǎo)率指示開始緩慢下降。隨后我們對1號爐給水樣前過濾器濾元進行化學(xué)清洗，重新安裝后，發(fā)現(xiàn)1號爐給水氫電導(dǎo)率已降至0.21S/cm0.28S/cm。第三章 鍋爐腐蝕、結(jié)垢和爆管第一節(jié) 因設(shè)計采用不當水處理方式引起腐蝕、結(jié)垢和爆管第二節(jié) 因汽水分離設(shè)備缺陷造成水質(zhì)惡化引起爆管第三節(jié) 因安裝問題導(dǎo)致水質(zhì)惡化引起爆管第四節(jié) 因運行問題導(dǎo)致水質(zhì)惡化第一節(jié) 因設(shè)計采用不當水處理方式引起腐蝕、結(jié)垢和爆管案例1 湄洲灣電廠1號、2號鍋爐福建太平洋電力有限公司2362MW燃煤發(fā)電機組， 2005年5月小修時，發(fā)現(xiàn)鍋爐的結(jié)垢速率高，后墻水冷壁垢量達到637 g/m2，結(jié)垢速率達到136.4g/m2.a

39、。給水處理方式存在的問題（1）給水采用碳酰肼作為除氧劑，在高溫、高壓下與氧反應(yīng)的過程中會生成二氧化碳或甲酸、乙酸等，影響水汽品質(zhì)，使水汽系統(tǒng)的氫電導(dǎo)率超標，引起腐蝕。（2）由于給水系統(tǒng)保護膜外層為較厚的多孔疏松層。在高速流動的被溶解使熱力系統(tǒng)的腐蝕產(chǎn)物進入鍋爐在高熱負荷區(qū)沉積下來，造成鍋爐結(jié)垢速率偏高。爐水處理方式存在的問題爐水原設(shè)計采用協(xié)調(diào)磷酸鹽處理（CPT）的方式，這種處理方式的問題是當鍋爐負荷和壓力變化時，特別是在機組啟動過程中，磷酸鹽容易發(fā)生“暫時消失”現(xiàn)象。磷酸鹽發(fā)生“暫時消失”時，爐水pH會偏高，引起水冷壁管堿性腐蝕。磷酸鹽溶出，濃度增大時，爐水pH會偏低，引起水冷壁管酸性磷酸鹽腐

40、蝕，同時造成爐水磷酸根很難控制。經(jīng)驗和教訓(xùn)鍋爐給水方式如果采用AVT（R），只有選用聯(lián)氨的副作用最小。爐水采用協(xié)調(diào)磷酸鹽處理仍然是上世紀80年代的技術(shù)，容易引起酸性磷酸鹽腐蝕。設(shè)計凝結(jié)水只有50%的精處理，這對于濱海電廠不合適。非專業(yè)廠商，缺陷較多，如無除氧器，機組啟動期間給水長時間溶解氧不合格；凝結(jié)水泵葉輪為銅材，氨腐蝕嚴重；制造廠商推薦的給水加碳酰肼、爐水采用協(xié)調(diào)磷酸鹽處理是美國70年代的技術(shù)。案例2 山西省陽光發(fā)電公司1號鍋爐水冷壁管氫脆山西省陽光發(fā)電公司1號鍋爐為東方鍋爐廠制造的亞臨界參數(shù)自然循環(huán)汽包爐，型號為DG1025/18.27，1996年11月投產(chǎn)。1號鍋爐設(shè)計采用全揮發(fā)處理。

41、從1997年8月15日起至1998年9月9日，1號鍋爐陸續(xù)發(fā)生10次水冷壁爆管事故。原因分析及建議1號爐水在全揮發(fā)處理，爐水pH偏低。凝汽器有微漏現(xiàn)象，凝結(jié)水精處理混床旁路門關(guān)閉不嚴。爐水硬度達1040mol/L，氯離子含量比較高。采用平衡磷酸鹽處理為發(fā)生氫脆。3經(jīng)驗教訓(xùn)凝結(jié)水精處理必須100%投入運行，旁路門必須嚴密。對于凝汽器有泄漏的機組，鍋爐不可以采用全揮發(fā)處理，應(yīng)采用磷酸鹽處理。案例3 諫壁發(fā)電廠鍋爐水冷壁堿腐蝕2000年初諫壁發(fā)電廠的高壓鍋爐曾頻繁發(fā)生水冷壁爆管，分析認為是堿腐蝕。游離堿來自補給水。管是高壓鍋爐，其鍋爐的補給水應(yīng)為一級除鹽加混床，否則難以保證補給水的水質(zhì)第二節(jié) 因汽水

42、分離設(shè)備缺陷造成水質(zhì)惡化引起爆管汽水分離 汽包的汽、水分離效果差，產(chǎn)生機械攜帶，無疑會引起過熱器的積鹽。設(shè)計問題 目前發(fā)現(xiàn)引起汽水分離效果差的設(shè)計因素主要包括以下幾個方面：a.單臺汽水分離器設(shè)計的出力太大，或設(shè)計的臺數(shù)過少，在高負荷下汽水分離器超出力。b. 在啟、停鍋爐時，汽包壁與弧形襯板因溫度差引起的溫度應(yīng)力將弧形襯板拉裂，造成蒸汽短路。（3）制造缺陷 汽包壁與弧形襯板所形成的狹窄環(huán)形通道，由于弧形襯板屬非承壓元件，在制造焊接過程中采用點焊，運行中很容易開裂，造成蒸汽短路。（4）安裝問題 主要表現(xiàn)在汽水分離器安裝不牢固，運行中傾斜，倒塌；百葉窗干燥器安裝不牢固，運行中脫落等。（5）運行問題

43、因運行參數(shù)控制不當引起的汽水分離效果差主要包括以下幾個方面：a.汽包水位控制的太高或太低； b.負荷升降速率過快；c. 鍋爐瞬間超出力。案例1 大唐盤山電廠3號鍋爐情況介紹：2001年12月18日正式投運。2007年4月15日3號機組首次進行A級檢修。該機組汽輪機積鹽、結(jié)垢嚴重，結(jié)垢厚度超過1mm，在額定負荷的蒸汽耗量比原設(shè)計高近200t。原因分析及建議（1）汽包夾層所有44處焊縫中有17處存在開裂或砂眼的缺陷，這是引起過熱器、再熱器、汽輪機積鹽的主要原因，建議對缺陷進行修補處理。（2）水冷壁下聯(lián)箱的沉積物較多、除氧器內(nèi)壁和省煤器管道的腐蝕較重，主要是由于給水的pH控制偏低引起的。雖然在線pH

44、表顯示合格，但由于表計測試不準確，導(dǎo)致實際pH偏低0.5。導(dǎo)致鍋爐水冷壁和省煤器內(nèi)表面的少量針孔狀腐蝕。3.從過熱器入口到出口，積Na3PO鹽越來越多，主要是由于汽包夾層焊縫開裂，汽水分離短路，造成飽和蒸汽帶水導(dǎo)致。4.中壓缸和低壓缸積鹽的主要成分是NaCl，它主要是飽和蒸汽的機械攜帶或減溫水污染過熱蒸汽產(chǎn)生，減溫水的污染原因是凝汽器泄漏而精處理沒有及時投運（機組啟動時）或凝結(jié)水混床終點控制不當，有漏氯離子現(xiàn)象造成的。哈鍋廠生產(chǎn)的鍋爐的缺點案例2 內(nèi)蒙古上都電廠3號、4號鍋爐案例3 深圳媽灣電廠1號6號鍋爐案例4 山西河曲電廠1號鍋爐托克托1、2號鍋爐汽包鍋筒直徑小，汽水分離空間不足。旋風(fēng)分離

45、器的臺數(shù)少，設(shè)計出力由8.918t/h,導(dǎo)致蒸汽帶水。過熱器阻力偏大，導(dǎo)致汽包運行壓力偏高1MPa，汽水密度差變小，分離效果差。電廠名稱單位托克托托克托托克托上都電廠伊敏電廠呼鋁電廠媽灣電廠機組1號、2號3號、4號5號8號1號4號；3號、4號1號、2號1號6號制造廠哈鍋爐廠北京巴威東方鍋爐廠哈鍋爐廠哈鍋爐廠哈鍋爐廠機組容量MW600600600600300300鍋爐型號HG-2008/17.4-YM5B&WB-2028/17.5-MDG2070/17.5-4HG2070/17.5HM8HG-1025/17.5-YM26HG-1025/17.5-YM26汽包筒身長度mm2575625248247

46、33257561800013106筒身有無夾層有有有有無有全長mm277942800026983277942018420184內(nèi)徑mm177817751800177817781778壁厚mm198.4（上半壁）166.7（下半壁）185145182（上半壁）153（下半壁）190202（上半壁）166.7（下半壁）材質(zhì)SA-299SA-299DIWA353SA-299SA-299SA-299正常水位線中心線下 汽包中心線中心線上中心線下 中心線下 中心線下 連排管位置汽包中心線下汽包中心線下汽包中心線下汽包中心線下汽包中心線下汽包中心線下允許工作壓力MPa19.7118.819.119.711

47、9.1519.15工作溫度364356361364360360水容積m370.2656670.25235旋風(fēng)分離器數(shù)量個1101942181128456出力t/h18.2510.459.518.412.218.6直徑mm254292292254254254排列型式排234222底部位置汽包中心線下汽包中心線下汽包中心線下汽包中心線下汽包中心線下汽包中心線下第三節(jié) 因安裝問題導(dǎo)致水質(zhì)惡化引起爆管案例1 內(nèi)蒙古鄂爾多斯電廠2號機組330MW，最大連續(xù)功率344.8MW。1號、2號機組分別于2005年9月21日和2006年1月18日投運。2006年4月23日，在投運僅90多天后（實際投運僅1436小

48、時），2號機組鍋爐水冷壁出現(xiàn)爆管。原因分析結(jié)論根本原因是：低加疏水泵密封冷卻水（工業(yè)水）漏入低加疏水，而此水被泵入到凝結(jié)水精處理的出口，從而污染了給水，導(dǎo)致給水氫電導(dǎo)率、爐水電導(dǎo)率異常，遠遠超出標準。將低加疏水泵隔離，使低加疏水回凝汽器，大約4小時后，整個水汽系統(tǒng)的水質(zhì)指標恢復(fù)到國家標準要求的合格范圍內(nèi)。此類異常屬于安裝錯誤（不能用工業(yè)水代替除鹽水）和設(shè)備缺陷（密封水不應(yīng)漏入系統(tǒng)）。經(jīng)驗和教訓(xùn)（1）與鍋爐水汽系統(tǒng)有關(guān)的水泵密封冷卻水應(yīng)用除鹽水，不可用工業(yè)水代替除鹽水，這類水泵包括凝結(jié)水泵，低加疏水泵，鍋爐給水泵等。（2）發(fā)現(xiàn)爐水水質(zhì)異常，特別是磷酸鹽濃度始終提不高，應(yīng)馬上檢查凝汽器是否泄漏，給

49、水是否污染，檢查指標有：硬度、氫電導(dǎo)率和鈉含量。如果配有離子色譜，可檢查爐水的氯離子含量。正常情況下爐水中的氯離子含量應(yīng)小于100g/L。經(jīng)驗和教訓(xùn)（續(xù)）（3）新建機組化學(xué)人員應(yīng)進行系統(tǒng)培訓(xùn)，持證上崗。此機組正式移交電廠運行僅57天就大面積爆管，更換整個水冷壁，這在國內(nèi)屬首次。案例2 京達發(fā)電5、6號機組北京巴威公司生產(chǎn)的汽包爐，爐水采用磷酸鹽處理，給水采用氨聯(lián)氨處理，凝結(jié)水進行100%精處理。這兩臺機組分別于2004年9月和10月投運，2005年1月12日發(fā)現(xiàn)5號機組的爐水pH異常升高，最高達到10.6，停止向鍋爐加磷酸鹽后，爐水的pH值雖然有所下降，但仍然在10.0以上，因此又減小了給水的

50、加氨量，但爐水的pH值仍然沒有明顯改善，仍然在10.0左右。在爐水pH異常升高的同時，水、汽系統(tǒng)的氫電導(dǎo)率也顯著升高，省煤器入口給水的氫電導(dǎo)率達到2.0S/cm以上，遠遠超過了規(guī)定的小于0.3S/cm的標準；主蒸汽的Na+含量非常高，甚至達到2000g/kg以上，原因分析兩臺機組水汽品質(zhì)突然惡化是由于低壓加熱器疏水受到污染而致。由于2號低壓加熱器疏水側(cè)在正常運行時內(nèi)部均為負壓，與這些系統(tǒng)相連的插入地溝的放水管閥門不嚴密，當沖洗循環(huán)水濾網(wǎng)的工業(yè)水淹沒了地溝中的放水管時，污水就會被吸入低壓加熱器疏水箱中，從而污染了低壓加熱器疏水。由于該疏水有一定的溫度，處于節(jié)能考慮，直接補入凝結(jié)水精處理出口，所以

51、污染了給水。經(jīng)驗和教訓(xùn)由于電廠化學(xué)人員監(jiān)督到位，及時發(fā)現(xiàn)問題，及時向廠領(lǐng)導(dǎo)反映情況，認為電廠的技術(shù)人員無法解決，及時請專家分析，成功的避免了兩臺鍋爐的爆管事故。由于電建公司安裝馬虎，將進入除氧器的高加疏水和除氧器出水的銘牌顛倒，導(dǎo)致出現(xiàn)低壓加熱器疏水泵吸入地溝的臟水后很難發(fā)現(xiàn)。電建安裝的各種水汽取樣管路、閥門和銘牌應(yīng)進行一一確認。案例3 廣東湛江電廠4號鍋爐1情況介紹湛江電力有限公司4號機組在168 h試運行時，凝結(jié)水精處理系統(tǒng)的混床約3 m3(陰、陽樹脂比例約1.5：1)樹脂大量漏入爐內(nèi)，機組水汽品質(zhì)發(fā)生嚴重污染。于2000年4月18日鍋爐水冷壁發(fā)生爆管故障。水冷壁有氫損傷微裂紋，垢量最高達

52、1500g/m2，最終不得不更換受損水冷壁。原因分析本次漏樹脂現(xiàn)象主要原因是安裝及操作系統(tǒng)錯誤。所謂安裝錯誤，在凝結(jié)水精處理升壓泵（簡稱凝升泵）出口應(yīng)安裝可靠的逆止門，否則凝升泵突然失電后由于除氧器壓力高，凝汽器壓力低，水會從除氧器經(jīng)過凝升泵進入凝結(jié)水精處理混床的底部，導(dǎo)致大流量的水逆流，致使大量的樹脂從混床頂部進入凝結(jié)水系統(tǒng)及凝汽器中。在機組啟動期間凝結(jié)水走旁路，導(dǎo)致樹脂直接進入鍋爐。樹脂漏入鍋爐，陰離子交換樹脂耐溫差，釋放大量OH-，使爐水pH升高至12，水冷壁保護膜被破壞，爐管表面沉積物增加。隨著管壁溫度升高，爐水濃縮，腐蝕愈嚴重。經(jīng)驗和教訓(xùn)在新建機組啟動前，各專業(yè)監(jiān)理工程師一定要監(jiān)理到

53、位，杜絕不合理的安裝和不合理的操作。電廠的技術(shù)人員一定要有風(fēng)險意識，每一條管線、每一設(shè)備都應(yīng)監(jiān)督到位。出現(xiàn)水質(zhì)異?，F(xiàn)象應(yīng)立即查明原因，發(fā)現(xiàn)問題應(yīng)及時處理防止造成更大的傷害。要充分意識到凝結(jié)水精處理旁路的危險。為了防止樹脂倒流到凝汽器的現(xiàn)象，凝結(jié)水精處理母管應(yīng)裝逆止門，以防凝結(jié)水泵失電造成水倒流現(xiàn)象。案例4 新疆紅雁池二廠2號鍋爐1情況介紹二廠安裝2臺200MW機組，分別于2000年9月和 2001年4月通過168小時，投入正式營運。在2號爐試運行過程中，發(fā)現(xiàn)爐水出現(xiàn)嚴重的磷酸鹽消失現(xiàn)象。原因分析磷酸鹽隱藏現(xiàn)象的主要原因是定排內(nèi)漏造成水循環(huán)不良，關(guān)嚴定排后基本可消除2號爐磷酸鹽隱藏現(xiàn)象。爐水取樣

54、管連接在連排管水平段的頂部，可造成部分蒸汽進入取樣管，導(dǎo)致取得的水樣與真實爐水不同，并可造成磷酸鹽隱藏的假象。第四節(jié) 因運行問題導(dǎo)致水質(zhì)惡化案例1神華烯烴廠動力中心6臺鍋爐爐水pH突然降低1事故經(jīng)過寧夏神華烯烴廠動力中心有六臺汽包爐。2011年5月26日14時左右，某動力中心運行人員發(fā)現(xiàn)六臺鍋爐的給水、爐水pH突然大幅下降，運行人員加大藥量，給水、爐水pH仍無上升跡象。17:00值長通知質(zhì)檢中心對動力中心除鹽水母管取樣化驗pH，質(zhì)檢中心回復(fù)除鹽水pH為3.82。值長要求對水處理水樣進行化驗。18:00 在爐水加藥中加入25kg氫氧化鈉以調(diào)節(jié)爐水pH。19:00通知運行將鍋爐連排開至50%。加大

55、聯(lián)氨藥量加強對給水pH值得調(diào)節(jié)。19:30 測得化水車間除鹽水混床水樣pH位3.97。向公司領(lǐng)導(dǎo)接到匯報后，立即組織召開事故分析會。會議陸續(xù)將#2鍋爐、#6鍋爐停運；因化工區(qū)蒸汽需求量問題，#4鍋爐無法停運。通過大量排污及向爐水中加NaOH，截止27日2時， 3號、4號和5號鍋爐爐水pH值分別為：8.3、8.3、5.3。27日20:00化驗爐水中鐵離子為， 3號鍋爐992 g/L，4號鍋爐115 g/L， 5號鍋爐2400 g/L、6號鍋爐鐵離子含量273g/L。27日23:00 鍋爐將加藥改至加磷酸三鈉25kg，不加氫氧化鈉。經(jīng)驗教訓(xùn)對于母管制的鍋爐補給水系統(tǒng)，一旦該系統(tǒng)水質(zhì)污染，將影響整個

56、廠的所有機組的運行。應(yīng)在補給水母管加裝在線電導(dǎo)率儀表，可及時發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象，及時處理。謹防補給水再生酸堿進入除鹽水！本次為酸進入除鹽水系統(tǒng)！第四章 過熱器腐蝕、積鹽和爆管案例1 內(nèi)蒙古大唐托克托電廠1號、2號鍋爐過熱器積鹽2003年08月23日正式投產(chǎn)發(fā)電。2008年5月對1號機組進行A級檢修，發(fā)現(xiàn)過熱器、汽輪機積鹽非常嚴重。3原因分析盡管爐水采用低磷酸處理，甚至超低磷酸鹽處理，但1號鍋爐飽和蒸汽的鈉含量還是比其它生產(chǎn)廠（北鍋、東鍋）檢修對1號鍋爐汽包的汽水分離裝置進行檢查，發(fā)現(xiàn)汽包內(nèi)襯弧板有3處裂紋，通常接近標準的上限10g/kg。檢修后，對過熱器進行反沖洗，沖洗水的鈉含量達到2000g/L以

57、上。反復(fù)沖洗至200g/L以下。汽包的運行壓力比其他鍋爐廠都高約1MPa，導(dǎo)致蒸汽溶解攜帶鹽類的能力提高；汽包運行壓力的增高導(dǎo)致汽水密度差減小，汽水分離效果差。這些都會導(dǎo)致蒸汽的鈉含量偏高。4經(jīng)驗教訓(xùn)（1） 選擇合理的制造廠家非常重要。（2） 應(yīng)注意鍋爐的監(jiān)造工作。（3） 鹽類攜帶嚴重時可采用全揮發(fā)處理。案例2 深圳媽灣發(fā)電總廠2號鍋爐過熱器爆管媽灣電廠2號鍋爐是哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的強制循環(huán)汽包爐，鍋爐的額定蒸發(fā)量為910t/h，主蒸汽壓力17.0MPa、溫度540，汽包內(nèi)裝有旋風(fēng)分離器、多孔板、阻汽擋板。該鍋爐配有300MW的汽輪機，1993年投入運行。在1998年因過熱器積鹽，過熱器過熱、蠕

58、脹而爆管。對爆管附近的管割管檢查，發(fā)現(xiàn)內(nèi)部有大量的磷酸鹽堆積。之后又相繼發(fā)現(xiàn)積鹽現(xiàn)象原因分析及建議（1）蒸汽中磷酸鹽含量和鈉含量高的原因是汽包運行壓力高，蒸汽對磷酸鹽和鈉的溶解攜帶和機械攜帶都增加。（2）升負荷速率不宜過高，否則會造成汽包壓力瞬間增高，造成蒸汽帶水。（3）為了防止磷酸鹽的攜帶，爐水宜采用氫氧化鈉處理，或全揮發(fā)處理。案例3 華電哈爾濱第三電廠過熱器積鹽爆管1情況介紹華電黑龍江哈爾濱第三電廠二期工程3號、4號機組安裝的兩臺國產(chǎn)600MW 機組，1999年下半年并網(wǎng)發(fā)電。鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的1型亞臨界壓力，一次中間再熱，強制循環(huán)汽包爐。2002年3號鍋爐末級過熱器下彎頭爆管，爆管

59、彎頭處有白色鹽，經(jīng)分析主要是磷酸鹽，其厚度15mm左右。但是直管段無積鹽。2原因分析及建議 在平時的運行中，由于該鍋爐汽包運行壓力較高，磷酸鹽的溶解攜帶和機械攜帶都比較嚴重，磷酸鹽在過熱器沉積，停機時，蒸汽凝結(jié)成水，將磷酸鹽溶下，在下彎頭處匯集，水蒸發(fā)后，磷酸鹽沉積，日積月累導(dǎo)致爆管。停機時用熱水沖洗過熱器，至鈉含量小于100g/L。第二節(jié) 因氧化皮脫落引起的爆管隨著機組參數(shù)的提高和機組運行時間的延長，特別是有些機組已處于老化階段，過熱器、再熱器氧化皮的脫落與堆積，造成爆管事故，已成為困擾許多電廠安全運行的棘手問題。1國外調(diào)研國外關(guān)于高溫蒸汽中氧與鋼鐵是否發(fā)生化學(xué)反應(yīng)存在兩種相反的觀點。S.R

60、. Paterson、R.S. Moser認為，高溫蒸汽中鋼鐵的氧化是由于蒸汽中的氧分子與鋼鐵發(fā)生氧化反應(yīng)。在沒有采用加氧處理時氧氣完全來自水汽的分解，在采用加氧處理時，氧氣來自這兩部分之和。Dooley等人認為高溫蒸氣中鋼鐵的氧化是由于蒸汽中的水分子與鋼鐵發(fā)生氧化反應(yīng)，干蒸汽中的氧分子不會與鋼鐵發(fā)生反應(yīng)。2國內(nèi)調(diào)研-兩種觀點國內(nèi)有些電廠在實施給水加氧后運行2個月至2年左右的時間內(nèi)就發(fā)現(xiàn)過熱器中產(chǎn)生大量的氧化皮，有的電廠還發(fā)生過熱器爆管事故。因此這些人認為，加氧肯定對氧化皮的生成起促進作用，雖然給水加氧處理有眾多好處，但是會促進氧化皮的生成與脫落，有礙鍋爐的安全運行，在沒有搞請加氧技術(shù)的關(guān)鍵控