全國火電廠水化學(xué)事故案例分析

一、前 案例1大連電廠4號機 案例2大港電 案例1媽灣電 案例2汕頭電 案例3達(dá)拉特電廠1號、2號機 腐蝕問 案例1河北邯鄲熱電公司11號鍋爐凝汽器管板腐 案例2惠來電廠1號機 案例1鄂爾多斯電廠2號機 案例2京達(dá)發(fā)電公司5號、6號機 案例3湛江電力4號鍋 案例4紅雁池二廠2號鍋 案例5黔東電力1號鍋爐再熱器爆 案例1湄洲灣電廠1號、2號鍋 案例2媽灣電廠1～6號鍋 案例3山西省陽光發(fā)電公司1號鍋爐水冷壁管氫 案例1大唐盤山電廠3號鍋 案例2上都電廠3號、4號鍋 案例3石家莊熱電 案例4大唐托克托電廠1號、2號鍋 案例5山西河曲電廠1號鍋 案例6國電石橫電廠5號 水側(cè)氧腐 案例1 汽側(cè)氨腐 案例1福州電廠1號機 案例1伊敏電廠2號機 氧腐 案例1×××電 案例1福州電廠2號鍋 案例2山西神頭二電廠1號鍋 案例3南陽天益發(fā)電公司2號鍋 案例4野馬寨電廠2號鍋 案例5渾江發(fā)電公司2號鍋 案例6邯峰發(fā)電廠廠2號機 案例1熱電 案例4媽灣發(fā)電總廠1~6號機組鐵垢沉 案例1熱電廠1號機 案例1大唐琿春發(fā)電廠4號機 案例2大唐哈爾濱第一熱電廠#1機 有機物偏 案例2大唐紅河發(fā)電................................................................................................... 案例1豐城電廠#4 案例1岳陽電廠1號發(fā)電 案例1靈武電 方 參考文 “四管”爆漏的化學(xué)因素主要有：1.因凝汽器泄漏引起給水水質(zhì)，導(dǎo)致鍋爐腐蝕甚至爆管。4.因汽包鍋爐汽水分離設(shè)計不當(dāng)引起的蒸汽。5.制造質(zhì)量問題引起包鍋爐汽水分離效果差，引起的蒸汽。6.因酸洗不當(dāng)引起的爆管。7.因停用保護不當(dāng)引起“四管”腐蝕等。以下二、熱力系統(tǒng)腐蝕損壞器的老機組也紛紛更換不銹，使不銹凝汽器份額不但增加。為此，2008年凝汽器管選4350MW機組均沒有凝結(jié)水精處理設(shè)備。#419998月完成了機組第一次大修后，817日機組啟動的當(dāng)天，凝汽行堵管后機組再次啟動，其腐蝕泄漏的真實原因并未查清。1999921凝汽器再次泄漏，運10000μg/L，按照有關(guān)起電網(wǎng)負(fù)荷的波動，電廠再次請化學(xué)人員復(fù)核，前后耽擱時間3小時15分鐘，汽輪機因積鹽導(dǎo)致機組負(fù)荷從350MW下降到260MW。這次因凝汽器泄漏停機檢修一個月。查發(fā)現(xiàn)，機組啟動時高溫、高壓疏水過減壓擴容直接排至凝汽器，而疏水擋板設(shè)計的角度和大連電廠#3機組，丹東電廠#1、#2機組）進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)均有此現(xiàn)象，最外排的鈦管已經(jīng)②防沖擊擋板設(shè)計的大小不合理。如果加大防沖擊擋板的面積，也能保護住鈦管。因此，高能量流體不應(yīng)直接進(jìn)入凝汽器。凝汽器是負(fù)壓低溫設(shè)備，高能量流體不應(yīng)直接進(jìn)入凝案例2大港電2×300MW92年投入運行，凝汽器管設(shè)計為鈦管，凝結(jié)水設(shè)計冷壁發(fā)生大面積的氫脆爆管，新機組運行10個月后被迫對水冷壁進(jìn)行了更換。板間的跨距規(guī)定不大于90cm。從此再也沒有發(fā)生因振動磨損引起泄漏問題。②化學(xué)監(jiān)督一定要到位。"放松化學(xué)監(jiān)督，廠日"。這時當(dāng)時電力部長對此的警世計沒有凝結(jié)水精處理。952號機組凝汽器空氣抽出管因防腐層脫落引起腐蝕泄漏。因為該管于當(dāng)時沒有凝結(jié)水精處理，海水直接進(jìn)入鍋爐，導(dǎo)致爐水的pH急劇下降到4.0，并且機組運行2天本廠的體驗，媽灣發(fā)電總廠對6臺機組都增添了凝結(jié)水精除鹽混床。案例2汕頭電汕頭電廠一期裝有2臺300MW亞臨界汽包鍋爐機組，凝汽器管材為產(chǎn)的白管（類似國產(chǎn)BFe30-1-1），機組原設(shè)計有凝結(jié)水精處理。由于產(chǎn)的這一批白管是在原有2200多根管因制造缺陷不合格。銅管安裝數(shù)量不足，用國產(chǎn)代替，分別由洛陽銅和長性。由于設(shè)計的凝結(jié)水精處理量為2×50%，沒有備用。運行管理者認(rèn)為，萬一在精處理再生時投運精處理需要20～30分鐘，這期間含有氯離子的海水進(jìn)入鍋爐，導(dǎo)致的結(jié)果一是爐水的pH缸第3級葉片沉積物也比較多。2號機組汽輪機低壓缸酸性腐蝕嚴(yán)重。案例3電廠1號、2號機蒙達(dá)發(fā)電公司一期工程2×330MW亞臨界參數(shù)機組。鍋爐為鍋爐廠制造（引進(jìn)式汽輪機，額定功率為330MW，型號為T2A330.30.2F1080。置。#120002月發(fā)生爐水磷酸鹽含量偏低異常#220018月也開始出現(xiàn)類似的“隱藏”現(xiàn)象。20014月對#1鍋爐進(jìn)行了EDTA，2001年11月底#1鍋爐水冷壁管發(fā)生了腐蝕損壞，被迫更換400根水冷壁管。#1機組過熱蒸汽的鈉有時有現(xiàn)象，氫電導(dǎo)率比較高，懷疑與運行條件（鍋爐的#1鍋爐開始發(fā)生了爐水磷酸鹽“永久”現(xiàn)象，后來發(fā)生磷酸鹽“隱藏”現(xiàn)象，其原因是剛又沒有及時投運凝結(jié)水精處理，經(jīng)過內(nèi)蒙電科院EDTA后熱負(fù)荷高的水冷壁向火側(cè)仍然含廠凝結(jié)水精處理開旁路10%運行，其理由是為了機組運行安全，這本身是站不住腳的。一旦凝凝汽器管內(nèi)，出水端長度約5cm1mm。進(jìn)口處較干凈，將管內(nèi)飄帶抽出檢查，均有粘泥附著，厚度1mm。飄帶旋轉(zhuǎn)不靈活，且在進(jìn)口處固定端探出管外5cm左右。凝由于凝汽器出水側(cè)水流速明顯減慢，水溫高，且由于沒有膠球的沖刷，造成出水側(cè)管發(fā)銅業(yè)生產(chǎn)的黃銅管和白銅管，其中主冷區(qū)黃銅管型號為HSn70-1B，管徑Φ28×1×態(tài)1580根。200611月#12B級檢修，期間對#11813根（采用理學(xué)電機公司D/max-rA轉(zhuǎn)靶X射線衍射儀和英國VG科學(xué)儀器公司ESCALABMKIIXRD和XPS分析。Cu2O，腐蝕坑及周圍呈綠色的物質(zhì)為Cu2CO3(OH)2。XPS分析結(jié)果表明腐蝕白銅管內(nèi)表面和點蝕坑內(nèi)的腐蝕產(chǎn)物中的Cu:Ni比例明顯高于管材面顏色發(fā)紅的現(xiàn)象是一致的。同時，XPS分析還表明，在腐蝕坑內(nèi)的N元素以 DL/T712-2000《火力發(fā)電廠凝汽器管選材導(dǎo)則》對國產(chǎn)不同材質(zhì)凝汽器管所適應(yīng)的水質(zhì)及允許0.02mg/L；c(NH3)＜1mg/L；c(O2)＞4mg/L；CODMn＜4mg/L。當(dāng)水質(zhì)污染程度超過此限時，應(yīng)在安慶皖江發(fā)電#1機組投產(chǎn)前后大部分時間內(nèi)，長江水水質(zhì)都是較好的，并都能達(dá)到DL/T712-2000《火力發(fā)電廠凝汽器管選材導(dǎo)則》中的水質(zhì)要求，但是有一段時間（2005年11月）該流域水質(zhì)指標(biāo)CODMn明顯超過導(dǎo)則要求的CODMn＜4mg/L條件。CODMn即化學(xué)耗氧 當(dāng)凝汽器冷卻水中CODMn超過一定范圍時，會導(dǎo)致有機物在銅管內(nèi)，形成泥垢，并誘發(fā)沉致密的保護膜，就更容易受污染水質(zhì)的影響。XPS試驗發(fā)現(xiàn)白銅管腐蝕坑內(nèi)有各種不同形DL/T712-2000《火力發(fā)電廠凝汽器管選材導(dǎo)則》對凝汽器銅管內(nèi)冷卻水流速進(jìn)行了嚴(yán)格的據(jù)介紹，安慶皖江發(fā)電#1機組循環(huán)水設(shè)計流量35080m3/h，循泵額定流量1.7m/s，滿足《DL/T712-2000火力發(fā)電廠凝汽器管選材導(dǎo)則》中對白銅管和黃銅管流速的要求；而當(dāng)#1機組凝汽器僅運行一臺1.0m/s，就不能達(dá)到《DL/T712-2000火力發(fā)電廠凝汽器管選材導(dǎo)據(jù)了解，在安慶皖江發(fā)電#1凝汽器實際運行過程中，基本上都是一臺循泵運行也就是說，安慶皖江發(fā)電#1凝汽器運行過程中的冷卻水流速遠(yuǎn)低于白銅管要求的最低但是，由于各方面的原因，在#1機組投入商業(yè)運行以來，其凝汽器冷卻水系統(tǒng)基本上沒有安慶皖江發(fā)電#1凝汽器白銅管發(fā)生的腐蝕是白銅管在“嬰兒期”最容易發(fā)生的點腐蝕，引起腐蝕的原因主要是#1凝汽器自投運以來，其運行流速偏低、膠球裝置不正常、江發(fā)電#1凝汽器冷卻水運行流速條件下，就會在白銅管表面形成沉積物，并在白銅管根據(jù)以上對安慶皖江發(fā)電#1凝汽器白銅管腐蝕原因的分析，特對安慶皖江發(fā)電有束兩端；管材：主凝區(qū)為黃銅管HSn70-1B，空抽區(qū)為白銅管B30。2005年11月14日，對凝汽器AB室抽出泄漏管，此管在AB室空抽區(qū)正下方第三排。檢查BA常溫下氨水溶液氨的氣液相分配比大7～10，即汽側(cè)氨濃度是凝結(jié)水的7～10倍。在凝的管材一般選擇耐氨蝕的B30或B10的銅管。的腐蝕速度劇增。當(dāng)氨含量大于300mg/L時，對黃銅管的安全運行構(gòu)成。分析日（B30凝汽器空抽區(qū)下方的氨蝕情況，將給水pH值控制在9.0～9.3下限，觀察給水中的氨含量和水汽3μg/L,而在我們現(xiàn)有的分析方法里關(guān)于銅含量的測定只有GB/T14638.1-1993的原子吸收光譜法可以達(dá)到要求，其他兩種GB/T14418-1993鋅試劑法TP316H不銹鋼，冷卻水來自鴨河口水庫，不做加藥處理。近年來因鴨河口水庫養(yǎng)魚，檢查發(fā)現(xiàn)，1020日，電廠更換泄漏管，換管后凝汽器灌水，又發(fā)現(xiàn)新泄漏管數(shù)以百計。1021日，河系材質(zhì)局部缺陷引起的運行腐蝕。10月28日，電力試驗化學(xué)、金屬專業(yè)應(yīng)邀再赴現(xiàn)焊縫質(zhì)量檢查。未見異常，腐蝕與其無關(guān)（。1 #2-1-4外#2-1-4#2-1-4外#2-1-4內(nèi)3局部腐蝕內(nèi)外壁對比檢查（形態(tài)。圖5是除去膜層中棕色錳氧化物后殘留的微生物多孔膜層。圖4富錳氧化物沉積層層狀剝 圖5膜層中棕色錳氧化物溶解圖 內(nèi)壁普遍存在的沉積層系由微生物活動形成的多孔網(wǎng)狀粘膜（圖7），應(yīng)發(fā)生于近兩年。觀 紡錘 纖維網(wǎng)7革開放以來建立的最大的中外合資企業(yè)之一，總投資40億。核電站安裝有兩臺單機容量為984MWe壓水堆反應(yīng)堆機組。198787日工程正式開工，年月日和月日兩臺機組先后投入商業(yè)營運。通過核能發(fā)電，使得和兩地每年減少燃煤消耗370萬噸，從而大大減少了導(dǎo)致“溫室效3萬噸，以及空氣中的塵埃數(shù)千噸。53次被迫停機，2次降負(fù)荷運行。3次停機時間達(dá)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。就用了14天，用了3萬噸除鹽水才干凈。所造成的損失組以能夠建多套凝結(jié)水處理設(shè)備。一 原二 三級處理：正在加快腐蝕、結(jié)垢、積鹽，如果水質(zhì)不好轉(zhuǎn)，應(yīng)在4h停爐。1號機組凝結(jié)水泄漏導(dǎo)致汽水品質(zhì)嚴(yán)重劣化時，未按要求及時處理。2010120102201032010400以來，2010120102201032010400三 改進(jìn)措盡早投運電導(dǎo)率儀、pH表和鈉分析儀等化學(xué)儀表，實現(xiàn)汽水品質(zhì)實時。鄂爾多斯電力（）公司#1、#2機組鍋爐系哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界參數(shù)、自燃煤汽包爐，鍋爐額定蒸發(fā)量969t/h，最大連續(xù)蒸發(fā)量1020t/h。與之配套汽輪發(fā)電機有限大連續(xù)功率344.8MW。#1、#220059212006118日投運。200642390D63×6.6SA-210C；光管為D63×7，材質(zhì)為SA-210C。檢查情況(1)爆管發(fā)生在北墻標(biāo)高26.57m60根分別為:3128m；南墻值；蒸汽中的鈉也經(jīng)常。西安熱工在2006年5月26日～5月31日對兩臺引起#2機組汽水品質(zhì)異常的根本原因是：低加疏水泵密封冷卻水（工業(yè)水）漏入低加疏過熱蒸汽鈉異常的原因是取樣存在問題，正常情況過熱蒸汽的水樣經(jīng)過冷卻后應(yīng)直#1、#2機組凝結(jié)水精處理出口水的氫電導(dǎo)率和pH的原因是由于取樣點的位置距離0.5m處，加進(jìn)去的氨水還沒來得及混勻，而且氨水的質(zhì)量于設(shè)計錯誤（50倍的管徑長度，如果中途有閥#1、#2機組水汽取樣間的低加疏水水樣實際為＃1低壓加熱器水樣（即軸封加熱器44DL/T5068—20068.1.3條的規(guī)定，“對由亞臨界汽包鍋爐供汽的汽輪機組，全部凝2臺?！币虼?，該廠精處理在設(shè)計時只設(shè)兩臺50％凝結(jié)水流量的混床，無備用床，目前也無備用樹脂。機組投運初期，精處理的投運率較低，特別是＃2100％精處理#2機組爐水“磷酸鹽”實際上是加入的磷酸鹽與所漏生水中鈣鎂離子發(fā)生反應(yīng)生成子含量。通常爐水中的氯離子含量小于100μg/L。案例2京達(dá)發(fā)電公司5號、6號機2005112日發(fā)現(xiàn)，#5pH10.6，停止向鍋爐加磷酸鹽后，鍋爐的腐蝕、結(jié)垢，甚至引起鍋爐水冷壁爆管。#6機組自投運以來給水水質(zhì)一直，嚴(yán)重影限公司于2005年1月21日開始，對#5、#6機組水汽品質(zhì)的原因進(jìn)行全面查定試驗，現(xiàn)場一直的原因，并且提出了相應(yīng)的處理措施。在處理之后，#5、#6機組的水汽品質(zhì)均達(dá)到了5由于#1低壓加熱器、凝汽器在正常運行時內(nèi)部均為負(fù)壓，與這些系統(tǒng)相連的某些排入地溝的放水管（如：低加疏至凝汽器管放水管、凝汽器熱水井至凝結(jié)水泵管放水管、#1低加疏率由0.6μS/cm下降到0.17μS/cm的合格水平。但由于凝結(jié)水進(jìn)行100%處理，所以不會影響給水氯離子含量為1.14μg/L，屬于正常水平。因此，認(rèn)為凝汽器銅管無泄漏現(xiàn)象。6與#5機組不同，6號機組的低壓加熱器疏的壓力比#5機組更低，并且無法取到疏水泵的水樣（向里抽空氣，與這些系統(tǒng)相連的某些插入地溝的放水管（如：疏水泵管放水門、#2低加疏水放水管、疏至事故疏水?dāng)U容器管放水管、低加疏至凝汽器管放水管）量在2μg/L左右，屬于正常水平。因此，認(rèn)為凝汽器負(fù)壓系統(tǒng)沒有吸地溝水現(xiàn)象。測定凝結(jié)水泵和出口凝結(jié)水，氯離子含量沒有增加，說明#6機組凝結(jié)水泵冷卻水無內(nèi)漏現(xiàn)象，因為結(jié)水泵出口水的氯離子含量只有2μg/L左右。對除氧器水進(jìn)行水質(zhì)分析，基本無氯離子，含量僅為0.35μg/L，說明冷卻水基本無內(nèi)根據(jù)水質(zhì)分析，#5、#6鍋爐水中已經(jīng)發(fā)生硫酸鈣的沉積，因此，爐水恢復(fù)正常的加藥121次定排。#6機組凝結(jié)水溶解氧量嚴(yán)重，其標(biāo)準(zhǔn)為30μg/L，而實際檢測為由于電廠化學(xué)人員監(jiān)督到位，及時發(fā)現(xiàn)問題，及時向廠反映情況，認(rèn)為電廠的技術(shù)20天之久的現(xiàn)象。造成這種現(xiàn)象有兩個問題應(yīng)引起重視，一是電建安裝負(fù)壓系統(tǒng)的管路應(yīng)避免直接插入地溝。例如，與凝汽器相連的各種疏、排放管，與#1、#2低壓加熱器的疏水泵排氣案例3湛江電力4號鍋湛江電力4號機組在168h試運行時，凝結(jié)水精處理系統(tǒng)的混床約3m3(陰、陽1.5：1)樹脂大量漏人爐內(nèi)，機組水汽品質(zhì)發(fā)生嚴(yán)重污染。2000418日鍋爐水在氫損傷微裂紋，垢量最高達(dá)1500g/m2，水冷壁其它部位也有不同程度的結(jié)垢，最終不得不更11m～35m標(biāo)高的水冷壁有多彩顏色和較厚的結(jié)垢現(xiàn)象，全部水冷壁管都有不同程度結(jié)垢、腐蝕0.65mm。清除管壁結(jié)垢后，發(fā)現(xiàn)向火側(cè)光管內(nèi)表面有帶狀的腐無明顯的腐蝕坑現(xiàn)象。爐管探傷檢查和金相發(fā)現(xiàn)標(biāo)高13~30m的水冷壁管有損傷，特別在標(biāo)高13~30m水冷壁管有明顯的徑微裂紋、環(huán)微裂紋，微裂紋區(qū)存在不同程度的脫碳。結(jié)果見表2-1： 設(shè)備水汽質(zhì)量》標(biāo)準(zhǔn)GB/T12145-1999，采用同樣的爐水處理方式，即磷酸鹽處理，控制爐水PO43-=2mg/L～8mg/L，pH=9.0～10.01%。在#2爐試運行過程中，發(fā)現(xiàn)爐水出現(xiàn)嚴(yán)重的磷酸鹽現(xiàn)象。受紅雁池二電廠的委托，國家電力公司熱工對#2機組進(jìn)行了磷酸鹽現(xiàn)象原因查定試驗，其結(jié)果如下。運行時控制水位-20mm~-30mm。由于#2爐的爐水取樣管在連排管水平段的頂部，有部分蒸汽進(jìn)入取樣管，導(dǎo)致所量在3l以；當(dāng)蒸汽硅含量而爐水硅濃2連續(xù)排污圖 圖 案例5黔東電力1號鍋爐再熱器爆2008826652分，#1機組首次并網(wǎng)發(fā)電一次成功，930168小時試運2009220日，#1鍋爐高溫再熱器發(fā)生爆管，在技術(shù)人員檢查爆管情況時，發(fā)現(xiàn)高溫再T91管的內(nèi)壁存在嚴(yán)重的潰瘍性腐蝕坑，為了從根本上查清楚#1T91熱工對#1機組鍋爐高溫再熱器T91管內(nèi)壁腐蝕原因進(jìn)行全面分析，以查清腐蝕≤0.μSc（25℃3.5MPa4.2MPa。混床內(nèi)樹脂采用體外再生，2臺運行，再生系統(tǒng)采用高分離效果的“高塔”100%通過凝結(jié)水流量的超溫超壓4-2、4-4所示。4-1：再熱器系統(tǒng)布置圖4-1：48排內(nèi)5爐前 4-3：48排內(nèi)5水平管段的上半部4-4：48排內(nèi)5水平管段的下半部2009331日內(nèi)窺鏡檢查9根高再管子中，有2根管子內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重，占檢查22%，詳細(xì)檢查結(jié)果參見表4-1，腐蝕形貌參見4-5～4-22；2009年2月20日高再割管檢查中，腐蝕嚴(yán)重的管子也基本占20%左右，而且具有隨機性。1/輕/輕/2輕/3輕輕輕輕/4輕輕輕輕/5輕輕輕輕67輕輕輕輕輕8輕輕輕輕輕423管樣前彎頭內(nèi)壁腐蝕部位的腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行元素分析和物相分S4PIONEERX射線熒光光譜儀，物相分析采用日本理學(xué)電機公司生產(chǎn)的D／max2400X射線衍射儀，分析結(jié)果詳見表4-10。1約為95.6%；其次為含量約為4.4%。2O3456P789VKS（包括FeCr2O4），含量約為4.4%。腐蝕產(chǎn)物幾乎全部是Fe2O3，表明腐蝕發(fā)生時環(huán)境介質(zhì)中含有用超聲波機超聲1小時。U型管的下彎頭處和水平段，這些受污染的#1機組鍋爐水壓試驗結(jié)束后，因安裝需要試驗用水被放掉，但是高再管子內(nèi)的水不可能完U型管下部產(chǎn)生不同程度的積水；鍋爐放水時，由于排氣門打開，因此空氣將表面用銼刀打磨處理干凈的管樣（423爐后直管段上半部截取）500mg/L氨水+200mg/L聯(lián)氨的除鹽水中，瓶口密封，41515:00開始。2009820日檢查仍然沒有任何銹點，然后將瓶口塞子松開，漏出小的縫隙；99日檢查仍然沒有任何銹點，于是將瓶中水溶液倒出至液面剛浸過試樣，瓶口留有小的縫隙。1013日檢查仍然無任何銹點，如4-36所示?？諝庀嗤ê?，2個月內(nèi)仍然沒有銹點。1014發(fā)生了腐蝕；3天后10月17日腐蝕形貌如4-38所示，腐蝕在原有基礎(chǔ)擴展；10月28日觀察結(jié)果如4-39所示，從中可以明顯的看出，腐蝕繼續(xù)加重，但是表面沒有沾污的部位

500mg/L氨水+200mg/L聯(lián)氨的除鹽水中，管樣一半在水中一半在液面外，在管樣的中間部位撒了一些土，瓶口蓋一塊表面皿，415日下午15:00開始。820日檢查，發(fā)現(xiàn)內(nèi)表面撒土的部位明顯銹蝕，其它部位腐蝕輕微，具體見40（b4-40（d。40（f，4處大的腐蝕坑，最大坑直徑約為2.5mm，深度約為1.0mm。海勃灣發(fā)電廠#5機組在后，從機組啟動到機組正常運行的48小時里，發(fā)現(xiàn)除氧器出口YDYDYDYD并網(wǎng)后 000022監(jiān)督項溫 壓力4酸鹽，有的爐水PO3-含量達(dá)到數(shù)mg/L，爐水pH值卻明顯低于9，甚至鍋爐水加酚酞指示劑后，并不顯酚酞堿度。這種情況也表明該鍋爐運行時鍋內(nèi)也有磷酸鹽“暫時”現(xiàn)象。4pH30020090化的結(jié)果。如圖1。

11號、2福建太平洋電力2×362MW燃煤發(fā)電機組，2005年5月時，發(fā)現(xiàn)鍋爐的結(jié)垢637g/m2136.4g/m2.a。20058月西安熱工研究福建太平洋電力湄洲灣電廠#1、#2鍋爐是FOSTERWHEELER生產(chǎn)的亞臨界、一次爐結(jié)構(gòu)為單爐膛、П型、有水平煙道和豎井煙道，天懸吊布置。鍋爐水冷壁和尾部包覆過熱式制粉系統(tǒng)、前后墻對沖、懸浮燃燒方式。、后水冷壁墻上，分上下兩層共布置16只旋流燃燒器，其中前后墻各布置8臺，并且沿爐膛高度分為上下兩排布置。汽輪發(fā)電機組(型號T.2B.380.30.02.46)為法國阿爾斯通公司生產(chǎn)的雙缸、雙排汽、亞臨界、真空除氧在凝結(jié)器中完成。在機組啟停及低于50%負(fù)荷時，打開從輔助蒸汽來的加熱蒸汽，使50％處理量的凝汽器旁路系統(tǒng)。精處理系統(tǒng)采用體外再生混床。再生R，控品質(zhì)，使水汽系統(tǒng)的氫電導(dǎo)率，引起系統(tǒng)的腐蝕。2）由于給水添加了除氧劑，水汽系統(tǒng)處0.15S/cm100%的凝結(jié)水精處理系統(tǒng)。目前湄州灣發(fā)電廠的給水水質(zhì)給水的氫電導(dǎo)率小于0.15S/cm，能達(dá)到OT處理的要求，但由于凝結(jié)水有50％經(jīng)過旁路系統(tǒng)，100%的處理量。因此，不適宜進(jìn)行氧化處理。根據(jù)目前機組的條件，可對給水進(jìn)行弱是在一定程度上提高水的氧化還原電位ORP，使金屬表面所生成的氧化膜主要為α-Fe2O3和Fe3O4，溶解度相對較低，防腐效果介于OT和AVT(R)之間。問題是當(dāng)鍋爐負(fù)荷和壓力的變化時，特別是在機組啟動的過程中，磷酸鹽容易發(fā)生“暫時”現(xiàn)象。磷酸鹽發(fā)生“暫時”時，局部爐水pH會偏低，引起水冷壁管發(fā)生酸性磷酸鹽腐蝕，給水加碳酰肼處理，可導(dǎo)致水汽品質(zhì)，從而增加水汽系統(tǒng)的腐蝕傾向性。而給水采用提高給水的pH可以在一定程度上降低水汽系統(tǒng)的腐蝕速率。但給水pH太高時，將使凝結(jié)水冷壁向火側(cè)垢量一般達(dá)到300g/m2左右，垢樣主要成分為Fe3O4，其余為Cu、Mn等金屬4鈉混合溶液中PO3-:NaOH=2:1，pH9.0~9.6的范圍。4R導(dǎo)則2004年就頒布實施，但是他們不知道，缺乏對外聯(lián)絡(luò)導(dǎo)致技術(shù)。凝汽器，與凝結(jié)水混合，這是設(shè)計錯誤，導(dǎo)致實際處理水量只有25%左右，因此給水的含鐵量較高，鍋爐的結(jié)垢速率比正常高1-2倍。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70年代的技術(shù)。能源媽灣發(fā)電總廠#1~#6機組鍋爐是哈爾濱鍋爐廠制造的強制循環(huán)汽包爐。#1~#4為1025t/h，過熱蒸汽出口壓力為17.55MPa。配有哈爾濱汽輪機廠制造300MW的汽輪機。#1~#6機組投運的時間分別為年月、年月、年月、1997年11月、2002年10月和2003#1~#4機組在檢修中均發(fā)現(xiàn)過熱器和再熱器的下彎頭中有以磷酸鹽和鐵氧化物為主要成為了解決蒸汽中的磷酸鹽等固態(tài)鹽類攜帶的問題，首先要檢測各鍋爐蒸汽中磷酸鹽的攜帶西安熱工和能源媽灣發(fā)電總廠合作，于2006年5月～2006年#1～4、6鍋爐蒸汽中磷酸鹽含量和含鈉量較高，#5機組與其它電廠相當(dāng)，其中#3汽高得多，#3、#1鍋爐飽和蒸汽磷酸鹽含量比過熱蒸汽高得多。理方式無關(guān)。建議盡量降低爐水磷酸鹽的加入量和氫氧化鈉的加入量，在#1～#6機組精處125g1箱(1m3)方式配藥，計100%15Hz～30HzpH:9.10~9.50，氫電導(dǎo)率小3μS/cm（最好小于2μS/cm4μS/cm～12μS/cm范圍內(nèi)。30%～50%15Hz～30HzpH:9.10~9.50，氫電3μS/cm（最好小于2.0μS/cm4μS/cm～12μS/cm范圍內(nèi)。1.5μS/cm時，1KgNa3PO4·9H2O+125gNaOH（PO43-:NaOH=2:1）1(1m3)方電導(dǎo)率在7.5μS/cm～12μS/cm范圍內(nèi)。酸根含量小于1000μg/L，可以投運精處理混床；當(dāng)精處理混床因故不能投運時，凝結(jié)水磷酸根含量小于10μg/L，才能考慮回收。由于#2～#5機組蒸汽品質(zhì)與負(fù)荷升高速率有關(guān)，建議今后機組升負(fù)荷時盡量控制混合物的夾層焊縫、或砂眼，避免飽和蒸汽帶水，這一點在#3、#2、#1機組中尤為引起注建議試驗班配一高精度的便攜電導(dǎo)率表。pH計算可參考下式：DL/T都出過事故，而后補加往往受到空間位置、等限制。所以，應(yīng)從設(shè)計開始。電廠3#、#4機組、大唐電廠1#～#4機組、大唐盤山電廠1#、#2機組、媽灣電1#～#6－1025/18.2－Ⅱ7，199611月投產(chǎn)。1#鍋爐設(shè)計爐內(nèi)水處理方式為協(xié)調(diào)磷酸鹽處理，投產(chǎn)后采取全揮發(fā)處理。從年月日起至99日，1#鍋爐陸續(xù)發(fā)10次水冷壁氫脆pHpHpH＞9.5和爐水pH＜9.0的現(xiàn)象。爐管上容易產(chǎn)生沉積物；循環(huán)水補充水為弱酸床出水，pH和堿度低，氯離子含量比較高，凝汽pHpH更低，就19989181#1#鍋爐爐水在PO43-0.4mg/L以下，加藥方式為連續(xù)加藥。了平衡磷酸鹽處理。多年來，4臺鍋爐均未發(fā)現(xiàn)明顯的磷酸鹽暫時現(xiàn)象。1999年3月，在太原二電廠進(jìn)行水汽系統(tǒng)查定試驗時發(fā)現(xiàn)該廠多年來水汽系統(tǒng)鐵、銅和硅的含量經(jīng)常為0。經(jīng)發(fā)現(xiàn)，該廠在進(jìn)行上述幾項指標(biāo)的測定時，沒有按照規(guī)定扣減空白值，#1、#3、#1、有有有有無有℃器個排234222第46 共17218.5MPa以上，蒸汽溶解攜帶鹽分的現(xiàn)象非常明顯，如果蒸汽在過熱器中的①汽水分離頂部的飽和蒸汽引出管至頂棚過熱器。通過三次汽、水分離后，300MW及以上機組的飽和包壓力劇變(如負(fù)荷的快速變動)都容易使汽、水分離效果變差，污染蒸汽品質(zhì)。鍋爐運行②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.器設(shè)計的出力太大，或設(shè)計的臺數(shù)過少，在高負(fù)荷下汽水分離器超出力。b.在啟、停鍋爐⑤運行問題因運行參數(shù)控制不當(dāng)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(fù)荷升降速率過快；c.鍋爐瞬間超出力。12月日正式投運。自年月首次點火至年4月14次檢修前停運，已累520日，2007415日#3A該鍋爐為哈爾濱鍋爐公司引進(jìn)ABB-CE燃燒工程公司技術(shù)設(shè)計制造的HG-2023/17.6-YM4型鍋爐。亞臨界壓力、一次中間再熱、固態(tài)排渣、單爐膛、Π型布置、ZGM-1232023t/h1801t/h，主蒸汽溫度540℃，過熱蒸汽經(jīng)二級減溫進(jìn)入汽輪機。1mm，在額定負(fù)荷的蒸汽耗量比原設(shè)計水的pH控制偏低引起的。雖然pH表顯示合格，但由于表計實際pH偏低。鍋爐水冷壁和省煤器內(nèi)表面的少量針孔狀腐蝕坑也跟給水的實際pH控制偏低有關(guān)。積鹽的主要成分是Na3PO4；再熱器的積鹽的主要成分也是Na3PO4。高壓缸的積鹽主要是Na3PO4，它主要是由于汽包夾層焊縫開裂，汽水分離短路，造中壓缸和低壓缸的積鹽主要是NaCl，它主要是飽和蒸汽的機械攜帶或減溫水污染而葉片的材質(zhì)均為高合金鋼，很容易引起氯離子的腐蝕。NaCl的來源一部分是因汽包汽水5000根銅管，將對#5、#6低加進(jìn)出水室的分隔板脫落導(dǎo)致給水短路，使給水溫度偏低，機組的熱經(jīng)濟性下降。建議對#5、#6低加進(jìn)出水室脫落的分隔板重新安裝，并確保牢固；對水室內(nèi)部在機組訂貨時應(yīng)汽水分離裝置的設(shè)計情況。以合同的形式提出汽水分離效率。單爐膛、HG－2070/17.5－HM8型強制循環(huán)汽包鍋爐。直流式擺動燃燒器四角切圓燃燒，固日立公司技術(shù)設(shè)計和制造的亞臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽NZK600－式運行，#42007825168小時試運行后投入正式運行。運行中發(fā)現(xiàn)，①#3鍋爐汽包乙側(cè)就地“0”125mm左右，偏差較大；#3鍋爐汽包甲側(cè)及#4鍋爐汽包兩側(cè)“0”水位均偏高30mm～50mm，偏差較小。②化學(xué)儀表#3、#4機組過熱蒸汽鈉表測量的準(zhǔn)確性較高，能夠比較反映蒸15n#3汽包水位及水位升降速率沒有明顯的對應(yīng)關(guān)系，即水位在正常的范圍內(nèi)對蒸汽帶水影響不112Φ254mm的旋風(fēng)分離器明顯偏少（其它制造廠同樣尺寸在正常情況下，該尺寸的分離器每只最大出力不超過9t/h，而于#3、#4鍋爐設(shè)計為最大蒸汽流量為18.6t/h。另外估計汽水分離裝置損壞或汽包夾層焊縫有開裂或其他損壞。F-、CH3COO-、PO3-4HCOO-CO2F-含量與空冷系統(tǒng)大量焊接使用的焊藥以及使用了含氟的墊片溶出有關(guān)。但是隨著時間的延長，F(xiàn)-溶出的量會逐漸減少。PO3-4水分離缺陷消除后自動會。CH3COO-、HCOO-可能與樹脂粉末的分解有關(guān)，CO2主要在機組訂貨時應(yīng)汽水分離裝置的設(shè)計情況。以合同的形式提出汽水分離效率。會導(dǎo)致汽水分離效果差。另外，有的鍋爐制造廠照搬國外的技術(shù)，而國外（如、和過熱蒸汽出口壓力為9.8MPa(表壓)的汽包鍋爐。結(jié)構(gòu)形式為—架支吊結(jié)構(gòu)、全膜式水應(yīng)一臺125MW抽汽式汽輪發(fā)電機。汽輪機凝結(jié)水→軸封加熱器→低壓加熱器→低壓除氧器→高壓除氧器→給水泵→高壓給水→兩臺爐汽包→兩臺爐過熱蒸汽→主蒸汽→凝結(jié)水?；瘜W(xué)鍋爐補給水補水至低壓除氧器。0.30μs/cm，壓力小于12.16Mpa的給水陽電導(dǎo)率沒有要求。但是電廠為了提高機組管理標(biāo)準(zhǔn)，將＃1、＃2爐水汽指標(biāo)按照12.17-15.8Mpa等級進(jìn)行控制。2009年1月9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)、其中一臺爐省煤范范范范合率1范范范范合率1227-由于給水電導(dǎo)率基本在要求的范圍內(nèi)，而該機組#1爐給水電導(dǎo)，原認(rèn)為是凝結(jié)水給水電導(dǎo)也同樣出現(xiàn)現(xiàn)象，而#2爐給水電導(dǎo)在合格范圍內(nèi)，而且兩爐給水水源一樣。因此認(rèn)為還有其它影響因素影響1爐給水電導(dǎo)率。+-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濾器濾元顏色較深，而#2機組小陽床前沒有過濾器。根據(jù)這種情況，對#1爐給水水樣小陽11案例4大唐電廠1號、2號鍋大唐電廠一期工程2×600MW機組，2003年08月23日正式投產(chǎn)發(fā)電。2008年鍋爐為哈爾濱鍋爐公司引進(jìn)燃燒工程公司（CE）技術(shù)設(shè)計和制造的亞臨燒方式、固態(tài)排渣。最大連續(xù)出力為2008.4噸/小時。汽輪機、電機制商為株式會日立制所汽輪機為軸、三（高中缸合缸643WWO實際運行控制在9.2-9.4。高壓葉片第2（取樣時間O主要成分是：Na3PO4：P高壓葉片第3（取樣時間O主要成分是：Na3PO4：%P高壓葉片第8（取樣時間O73.04%Na2HPO4：AlPO4：4.97%Cu：PS中壓葉片第5（取樣時間O主要成分是：Na2SiO3：Na2CO3：18.94%Fe3O4：PSC220041228日首次并網(wǎng)發(fā)電。1號機組運行一年后，打開汽輪機，發(fā)現(xiàn)高壓缸有嚴(yán)重的積鹽現(xiàn)象，積鹽的厚度超過2mm，嚴(yán)重影響機組的安全運行。因此，河曲電廠邀 112通過對運行數(shù)據(jù)分析認(rèn)為，1號鍋爐在運行時飽和蒸汽的含鈉量就嚴(yán)重，達(dá)到數(shù)十2mm以上。專家們認(rèn)為是汽包內(nèi)汽水分離裝置有問題。本次檢波紋板干燥器以上，也就是說，從水冷壁返回汽包的汽水混合物有一部分任何分離直接國電石橫電廠5號機組為300MW界汽包爐，2007年7月完成調(diào)試，至200919了成分分析，其主要成分為：鐵、鈉、磷酸鹽及少量的二氧化硅等，沒有硬度。沉積物pH 0 / / / 合計90另一邊60度的彎關(guān)處。里面的沉積物厚處接近另一個另一個管內(nèi)倒出來的沉倒出來的圖 上附著。#5爐自2008年7月調(diào)試（含168小時）完成，至2009年11月累積運行1年時間溫低，主汽溫從540℃迅速滑落到380℃。后檢查發(fā)現(xiàn)爐水水位控制偏高，將DCS系統(tǒng)中的150mmpH7－8，運行人員采用了加入磷酸三鈉提高pH方法，將磷酸鹽至20～30mg/L，pH得以提高到9以上，這種狀況運行了幾天。而這段的碳運行十個月左右就發(fā)生腐蝕穿孔，如圖2-1所示。1000t/h～1500t/h之間，每臺高加盤管為684為圖2-1電廠#2機組#6高加損壞的部位和內(nèi)表面狀態(tài)膜由Fe3O4變?yōu)棣粒璅e2O3，提高氧化膜附著力，使流動加速腐蝕減輕或消除。用900的彎頭。當(dāng)不可避免時，應(yīng)增加彎頭的曲率半徑。腐蝕。例如，某電廠#2機組(500WM)在投產(chǎn)10個月后，ReRe＞20000為紊流狀態(tài)；Re<20000為層流狀態(tài)。水只有處于紊流狀態(tài)才會對鋼鐵產(chǎn)生流動加速腐蝕。根據(jù)實際運行Re=24000，所以盤管內(nèi)流動狀態(tài)為紊流狀態(tài)。在盤管的彎頭處，水流動條件水流的沖擊下會、溶解使之鐵的表面不再具有保護性，即發(fā)生流動加速腐蝕(FAC)。案例1×××電×××電廠56號機組為300MW直流爐，#7、#8鍋爐型號為福州電廠2號鍋爐系三菱株式會社生產(chǎn)的CE輔助汽包鍋爐，配有350MW汽輪發(fā)電機。在2005年5月大修期間，某酸洗公司使用檸檬酸介質(zhì)進(jìn)行過化學(xué)，機組大a9.55%（元素質(zhì)量百分比。同時采用酸溶法測定了b環(huán)，同時#1角也有可能熱負(fù)荷較高，導(dǎo)致該區(qū)優(yōu)先發(fā)生氫脆損壞爆管。則DL/T794-2001所規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)300~400g/m2。如此高的沉積物在運行中必將大大增加受福州電廠的委托，西安熱工對其所提供的水冷壁管樣進(jìn)行了實驗西安熱工負(fù)責(zé)化學(xué)技術(shù)指導(dǎo)，提供用緩蝕劑，提供設(shè)備，14:2519.17g/m2，除垢率為95.51%。過程測得水冷壁管SA210C指示片的平均腐蝕總量為9.387g/m2，平均腐蝕速水冷壁管平均殘余垢量為22.81g/m2，除垢率為95.51%。監(jiān)視管內(nèi)腐蝕指示片的腐蝕總量為9.39g/m2，腐蝕速率為0.853g/(m2.h)，效果達(dá)到了DL/T794-2001《火力發(fā)電廠鍋爐化學(xué)清導(dǎo)則》的要求。最大結(jié)垢量超過4000g/㎡！2×500MW捷克產(chǎn)直流機組，1199111月并網(wǎng)森汽輪機廠生產(chǎn)的K500-16.18型、界、一級中間再熱、單軸四缸、四排汽、雙背壓沖動凝汽式汽輪機，全流量凝結(jié)水精處理。119918月進(jìn)行投運前酸洗，捷克廠方CSN417341鋼彎頭頻繁泄漏。原因分析認(rèn)為，彎頭泄漏的原因?qū)儆贑r-Ni奧氏體不銹鋼的敏化態(tài)晶界應(yīng)力腐蝕破裂，內(nèi)外壁存在嚴(yán)重的材料缺2001年8月編制完方案，2001年11月1日實施酸洗。酸洗范圍：省煤器、水冷壁、汽2%3%，硫25加完硫酸，17：50因三根高溫再熱器管泄漏被迫進(jìn)行酸洗排放。酸洗后進(jìn)行水壓試驗發(fā)現(xiàn)有128根再熱器管泄漏，泄漏管均為CSN417341（Cr-Ni奧氏體不銹鋼。機組累計運行57000小時。案例3南陽天益發(fā)電公司2號鍋管的事例。南陽天益發(fā)電公司#2鍋爐為安裝東方鍋爐26311320、22、24日連續(xù)相的區(qū)域（54米向上54

1沉積物內(nèi)窺鏡內(nèi)圖3平頂突起清除觀察（視野直徑 圖4加工脫落和沉積斷0.04,0.063,0.08,0.1,0.125,0.16,0.04,0.063,0.08,0.1,0.125,0.16,0.25,0.4,

圖5二次酸洗殘留 圖6篩分物尺寸比例分化 表1主要工藝過序步監(jiān)督時控制范1濁澄23DD出4澄5鈍溫出前后清理、沖洗不徹底。有鋼砂、焊渣，砂粒，甚至更長的軋皮存留，影響各pH后不可避免的產(chǎn)生氫氧化鐵的沉積。54米至上聯(lián)箱之間水全部變成蒸汽，7突起物下游異常沉積示意圖DN38mm小口徑爐管，影響更大。其原理示意如圖7。爐酸洗后停放40天以后才啟動。野馬寨電廠2號爐是由東方鍋爐廠生產(chǎn)的DG670/13.7—19型壓、一次中間相應(yīng)液溫度130±5℃；開啟省煤器再循環(huán)門，利用兩臺強制循環(huán)泵讓省煤器參與強制致密保護膜。腐蝕指示片：腐蝕速率1.90g/m2·h、腐蝕總量34.0g/m2，綜合評價： EDTA（殘%NaOH162kgEDTA（殘%NaOH162kg水冷壁四壁測溫點有三處溫度分別為水冷壁四壁測溫點溫度分別為307水冷壁四壁測溫點溫度分別為250液中全鐵最高達(dá)12500mg/L，說明銹蝕較嚴(yán)重，在點火初期發(fā)現(xiàn)溫升很不均勻，經(jīng)頻BHW3564只兩行縱向排列的Φ350mm帶導(dǎo)流板的旋風(fēng)分離器，與汽包之間50%50%給水直接引至水室。6根Φ426mm的集中降水管，管口裝有十字型柵欄，用以防止下水旋流。四側(cè)水冷壁22個回路，其中前、后側(cè)6個回路，兩側(cè)5個回路，水冷630根Φ60×6.5mm12根連接管，兩側(cè)水冷壁上集箱各有10根連接管，規(guī)格為Φ159×14mm；后側(cè)水冷壁上集箱、斜包墻管上集箱各用6、12根Φ5.12%鹽酸+0.3%鹽酸緩蝕劑、溫度50～60℃，酸洗時間6小時，終點殘余鹽酸濃度1.7%；酸洗后沖洗至全鐵45mg/L；漂洗劑：0.15%檸檬酸鹽酸+0.1%鹽酸緩蝕劑、漂洗85℃、鈍化時間24小時。以上記錄數(shù)據(jù)主要是酸洗公司移交給電廠的化學(xué)數(shù)據(jù)。表 ％％00--％00--%--％％00--％--％9.8%6.3%（元素質(zhì)量百分比。同時采用1#角口下管樣背火 217.6g/m2；基體表面無宏觀裂紋1#角口下管樣向火 223.5g/m2，基體表面有大量金黃色垢量1#角口上管樣背火 213.2g/m2；基體表面無宏觀裂紋1#角口上管樣向火 267.2g/m2，基體表面有大量金黃色垢量2#角前管樣背火 248.5g/m2；基體表面無宏觀裂紋2#角前管樣向火 238.1g/m2，后基體表面無宏觀裂紋#1角水冷壁管樣向火側(cè)積累了大量的氧化鐵垢和單質(zhì)銅，造成局部過熱和腐蝕沉積加速的惡性循環(huán)，同時#1角也有可能熱負(fù)荷較高，導(dǎo)致該區(qū)優(yōu)先發(fā)生氫脆損壞爆管。可以即使推斷采用合適的劑時，初始鹽酸濃度5.1%，要把垢量絕大部分下來，清積物。根據(jù)動態(tài)模擬試驗結(jié)果與可操作性、經(jīng)濟性，提出了EDTA和鹽酸二個方廠藥品檢驗、正式系統(tǒng)的和操作、過程監(jiān)督等。2號鍋爐在2003年3月7日進(jìn)行了化學(xué)，于3月11日順利結(jié)束。經(jīng)割管檢查，鍋指示片的平均腐蝕總量為7.8g/m2，平均腐蝕速率為1.3g/(m2.h)。效果達(dá)到了蝕總量為7.8g/m2，腐蝕速率為1.3g/(m2.h)，效果達(dá)到了DL/T794-2001《火力發(fā)電廠鍋酸洗前的垢量及成份分析工作不嚴(yán)謹(jǐn)，應(yīng)在有資質(zhì)的單位進(jìn)行分析工作?；瘜W(xué)過酸洗作業(yè)不夠規(guī)范，化學(xué)的終點判斷不科學(xué)，應(yīng)以監(jiān)視管段的效果、液鍋爐化學(xué)后，在熱力系統(tǒng)內(nèi)部存在著大量較稀松的沉積物，機組上水時，甚至可邯峰發(fā)電廠廠#2機組為全進(jìn)口600MW等級界參數(shù)機組。該機組鍋爐于2001年6 3.1水容汽包容積1.5.3部分材 SA—SA—3.2回大回路循環(huán)：溶液箱泵省煤器汽包全部水冷壁溶液箱Ⅰ回路循環(huán)：溶液箱泵省煤器汽包左半側(cè)水冷壁溶液箱實際過程回路：溶液箱泵省煤器汽包全部水冷壁溶液 銅系統(tǒng)）為主。各種垢在汽輪機中的分布特性見圖3-1。案例1熱電3-23-13-2。元PS含注:能譜法元素分析不包括氧及原子量低于氧的元素。X射線衍射法分析物相，不能檢測非晶體物質(zhì)月日正式投運。自年月首次點火至年4月14次檢修前停運，已累計運20日，2007415日#3機組首次進(jìn)行A級檢修。N600－16.7/537/537-Ⅰ。具有較好的熱負(fù)荷和變負(fù)荷適應(yīng)性，3-3：高壓缸各級葉片的垢量測定結(jié)果1357O主要物象為PWS水的pH控制偏低引起的。雖然pH表顯示合格，但由于表計實際pH偏低。鍋爐水冷壁和省煤器內(nèi)表面的少量針孔狀腐蝕坑也跟給水的實際pH控制偏低有關(guān)。積鹽的主要成分是Na3PO4；再熱器的積鹽的主要成分也是Na3PO4。高壓缸的積鹽主要是Na3PO4，它主要是由于汽包夾層焊縫開裂，汽水分離短路，造池州九華發(fā)電#2機組鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的界、中間一次再熱、控表面也呈白色。其他級呈鐵灰色。葉片表觀情況如圖1、2、3所示。圖1高壓轉(zhuǎn)子積鹽情 要為OH—、CO2-、PO 455級葉片坑點情況6壞又與鍋爐運行參數(shù)及鍋爐內(nèi)部汽水分離裝置、汽包運行水位及爐水含鹽量有:SiO2含量沒有達(dá)到機組滿負(fù)荷運行的水汽標(biāo)準(zhǔn)，另外，在機組滿負(fù)荷運行期間，爐水pH值也比較高，最高值達(dá)到10.3以上。界壓力直流鍋爐，于1987～1990年相繼投入運行。（VT（R，1990陸續(xù)將四臺機組給水加聯(lián)氨改為加二甲基酮肟（DMKODMKO處理后，缸通流部件銅沉積嚴(yán)重，見3-4，其中第3級葉片沉積量達(dá)11.7mg/cm2，其中銅含量達(dá)3-4高壓缸發(fā)生嚴(yán)重的銅垢沉積3-4是#2DL/T561評價汽輪機沉積率規(guī)定，#2機組汽輪機高壓缸沉積速率屬于三類，即積鹽較多。 12345678還原劑Cu+Cu2+，使之揮發(fā)性大大升高，因而輪機高壓缸存在嚴(yán)重的鐵垢和磷酸鹽沉積問題，其中#4機組的沉積情況見圖3-5。3-5媽灣電廠#2媽灣發(fā)電總廠4號機組在檢修中均發(fā)現(xiàn)過熱器和再熱器的下彎頭中有以磷酸鹽和發(fā)現(xiàn)汽輪機高壓缸積鹽比較嚴(yán)重，葉片上沉積物的厚度約為1.5mm，最嚴(yán)重部位的沉積量達(dá)到150mg/cm2，明顯影響汽輪機的安全性和經(jīng)濟性。沉積物元素分析和物相分析結(jié)果表明其主要成分是磷酸三鈉和氧化鐵，分別占60%～70%30%左右。為了解決蒸汽中的磷酸鹽等鹽類攜帶問題，20065月～20072月對例如，熱電廠#1機組在新機組投產(chǎn)時，因?qū)φ羝到y(tǒng)吹掃不徹底，在機組啟動后高壓缸的調(diào)節(jié)級和再熱蒸汽第1、2級的葉片有不同程度的機械損傷坑點，坑點最大直徑可達(dá)3mm左右，坑深1mm左右。見圖3-6。

的含硅量有關(guān)，還與汽包飽和蒸汽的壓力有關(guān)。硅的溶解攜帶系數(shù)見表3-512568由于NaCl在飽和蒸汽中的溶解度也很小，在中壓缸和低壓缸葉片表面都可能發(fā)生沉。污不暢。汽輪機就可能發(fā)生硅垢的沉積，見圖3-7。了進(jìn)入到蒸汽就容易在中壓缸發(fā)生氯化鈉的沉積。分析結(jié)果見表3-6，表3-7，結(jié)垢情況見3-8。456789O主要物相為NaCl55.4%；其次Ca5(PO4)3(OH)，約12.6%Na3PO46.6%CPS汽逐漸出現(xiàn)濕分，到最后從低壓缸排出，蒸汽的濕度可能達(dá)到12%。一般地，當(dāng)蒸汽剛出一般來說，鍋爐蒸汽中的雜質(zhì)含量是很低的，如果按蒸汽的氫電導(dǎo)率小于0.3μS/cm計Cl-25μg/kg200μg/kg～2000μg/kg。這種蒸汽全pH9.0～9.6之間。如果低壓缸流通通道的材料接觸這樣水，一般4%附近的區(qū)域進(jìn)行的。這個區(qū)域稱為威爾遜凝水不再是一般意義的凝結(jié)水，而是名副其實的鹽水，見圖3-9。10以上，因此，在汽輪機尾部的濕蒸汽區(qū)域，氨大部分存- 44例如，神頭二電廠#2機組因混床終點控制不當(dāng)，有大量的氯離子漏出還在運行，導(dǎo)致蒸汽蝕情況見圖3-10。3-9神頭二電廠#1機組混床出水陰離子含量（200382918:00取樣Cl-SO2-（μg/L）NO-（μg/L）電導(dǎo)率表3- --000000000000000000003-11質(zhì)量原子SCl-是一價陰離子，最容易穿過凝結(jié)水精處理進(jìn)入水HClCl-3μg/kg，其目的之一就是防4-4NH4Cl形NaClpH很低，點腐30分鐘后才能投運。這時海水已經(jīng)進(jìn)入鍋爐，海水中的MgCl2、CaCl2在爐水中受熱分解：MgCl2+2H2O→Mg(OH)CaCl2+2H2O→Ca(OH)2+2HClCa(OH)2+CO2→CaCO3↓+銹蝕最嚴(yán)重，見圖3-11。腐蝕產(chǎn)物的pH值僅為3～4，并氯離子，是典型的鹽酸腐蝕。低壓轉(zhuǎn)子的第11、12級銹蝕程度遞減。位。受腐蝕部件的保護膜被全面的或局部的破壞，金屬晶粒露，表現(xiàn)為銀灰色，類似酸圖3-12熱電廠1#機組低壓缸末級葉片輕微腐圖3-13汕頭電廠#2機組低壓缸末級葉片腐3μg/kg。云電巡檢司發(fā)電(簡稱巡檢司電廠，以下同)裝機容量為2×300MW，鍋爐組。2009年8~9月，#7機按計劃完成停機進(jìn)行機組投產(chǎn)后的首次A級檢修。2009年10月3#7巡檢司電廠#7機于2009年9月完成大修化學(xué)監(jiān)督檢查，檢查過程中汽輪機各級葉片表面干凈，無積鹽現(xiàn)象。大修結(jié)束后電廠按照安評要求，將#7100mm

給水溶解氧 給水溶解氧 過熱過熱400飽和爐水比電導(dǎo) 飽和爐水比電導(dǎo)開機時間對比分析，#7機鈉表顯示數(shù)值明顯偏小。 0(-95005(-106(-8率較高，據(jù)此可排除水中溶解CO2進(jìn)入熱力設(shè)備的可能，垢樣中的Na2CO3應(yīng)是在停機后由有部分硅垢和少量的NaCl、氧化鐵。

log(log(爐水

開機時間

開機時間

3-a開機后凝結(jié)水、給水和爐水鈉含量變化 3-b開機后爐水水質(zhì)變化 爐水和蒸汽品質(zhì)變化如圖3所示(數(shù)據(jù)由電廠提供)。如圖3所示，開機后汽包維持在零液位運行，前30h凝結(jié)水含鈉量最高達(dá)到9.58mg/L，汽包爐水鈉含量最高達(dá)到32.4mg/L，比電203μS/cm，pH在6~7μg/L。造成凝結(jié)水、給水和爐水含鹽量和pH值高的原因是低壓級轉(zhuǎn)子葉片上積鹽被使?fàn)t水水質(zhì)十分惡劣條件下，蒸汽中的含鈉量情況不嚴(yán)重。當(dāng)機組負(fù)荷上升至200MW21h，蒸汽品質(zhì)發(fā)生顯著變化，如圖4所示，飽和蒸汽含鈉量維持在10~16μg/L左12~20μg/L，分析原因主要是機組負(fù)荷增加，飽和蒸汽流速加大，蒸包水位未調(diào)整之前相當(dāng)?shù)乃?。開機68h后，將汽包液位下調(diào)至-100mm，如圖4所示，飽和穩(wěn)，三者均保持在1~4μg/L水平變化。調(diào)下調(diào) 開機時間

以判斷#7機積鹽事故主要技術(shù)原因是汽包水位上調(diào)。事實上對汽包水位的調(diào)整工作，應(yīng)參 情況與積鹽嚴(yán)重程度不對稱。因此#7機儀表準(zhǔn)確性存在問題，日常工作存；二是對#7如3.1所述，#7機精處理設(shè)備運行存在管理情況，高混產(chǎn)水存在較長時間含鹽水，故減溫水中含鹽也是造成#7機低壓缸積鹽的來源之一。巡檢司電廠#7通問是重要原因之一，主要體現(xiàn)在：#7汽包水位調(diào)整工作并未向化學(xué)專業(yè)征求意見，化學(xué)專業(yè)也未主動了解和掌握機組的變化情極的題致最成鹽。廠后作檢司電廠#7機低壓缸發(fā)生嚴(yán)重積鹽事故與儀表的監(jiān)督、制度存在有直接關(guān)系，直的基礎(chǔ)。#7題，管理上存在部分員工系統(tǒng)培訓(xùn)、考核合格持證上崗的情況。建議電廠重視并加#7機積鹽事故還出電廠在設(shè)備運行管理制度及執(zhí)行監(jiān)督工作存在，如4.4所四、凝結(jié)水精處理吳涇發(fā)電公司11、12號機組為300MW界汽包鍋爐機組，鍋爐給水采用0.2（μS/c，25°C，呈現(xiàn)出凝汽器滲漏跡象。后，陽離全部轉(zhuǎn)換為氫離子，并與水樣中雜質(zhì)陰離子（如Cl－、SO42－、PO43－、NO3－、HCO3TOC測試結(jié)或降低CO2對氫電導(dǎo)率的影響，將使水汽系統(tǒng)運行狀況的判斷更加精確。利用一定的物理化學(xué)方法，將水汽中的殘留CO2去除，然后對脫氣后水汽的氫電導(dǎo)率進(jìn)行Conductivity，SC率（CC）以及脫氣氫電導(dǎo)率（DCC）之間的關(guān)系如圖1、2所示。2SC、CCDCC采用脫氣氫導(dǎo)測試儀（D）11、12DCC，并進(jìn)行比對分析。圖3為D結(jié)構(gòu)圖，水樣由底部進(jìn)口進(jìn)入測試系統(tǒng)，經(jīng)過氫離子交換柱去除其中子，進(jìn)入氫電導(dǎo)率測試管測試脫氣前CC，然后，水樣進(jìn)入脫氣單元，CO2被排出，脫氣后的水樣經(jīng)冷卻后進(jìn)入脫氣氫導(dǎo)測試管測試DCC。

圖 的結(jié) 1）1112號機組的凝結(jié)水CCDCC差異并不顯著，且均低于0.10μS/cm。表明兩臺機組凝結(jié)水中危害較大的無機陰離子（Cl－）含量均不高，且處于同一水平，可排除11號機組凝結(jié)水中存在某些嚴(yán)重影響水汽品質(zhì)問題（如凝汽器泄漏等）的可能。2）11號機組凝結(jié)水CCDCC的差值較大，表明其存在較多的CO2。根據(jù)定量計算模型進(jìn)35μg/L以上?？紤]到11、12號機組凝補水水質(zhì)一致，可排除有機物降解產(chǎn)生的二3）11號機組脫硫系統(tǒng)進(jìn)行改造期間，隨即發(fā)生凝結(jié)水氫導(dǎo)顯著上升的情況，11CO2含量較高的原因之一。1.1運行，鍋爐的補給水為二級除鹽水，設(shè)計補給水率約為1.0~1.4%。凝結(jié)水精處理系統(tǒng)是由2×454t/h43℃。機組正常運行時，兩臺混床可以滿足運行要求。當(dāng)出水電導(dǎo)1.2過程及原因分2007911Cl-Cl-不斷從高速混床中釋放出來，在爐內(nèi)濃縮而使?fàn)t水中Cl-嚴(yán)重。1.3度的檢測，控制爐水的電導(dǎo)率不應(yīng)大于20μS/cm，如果超過此值，必須立即進(jìn)行定排。深度約0.2mm，沒有發(fā)現(xiàn)更嚴(yán)重的腐蝕情況，如下：2大唐哈爾濱第一熱電廠#1pHCl-30005000μg/L。確定爐水經(jīng)過近10天的檢測，沒有發(fā)現(xiàn)Cl-含量異常的水樣，但爐水中Cl-含量還是很高，只能1000μg/L左右，這遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了爐水氫氧化鈉處理對氯離子含量450μg/L，認(rèn)為是再為了檢查爐水氯離子含量長期對鍋爐造成的腐蝕，保證鍋爐的安全運行，2010年8月?lián)p壞和丟失，致使儀表無法投運，而且在機組運行后近10個月的時間內(nèi)，還沒有解決，嚴(yán)613日取樣、14日送檢對酸堿送于電科院檢測，結(jié)果表明，再生用氫氧化鈉含氯化鈉超并用合格堿再生，（配備4300W，O（O200年32于再生用堿質(zhì)量。表1為相同再生條件下的不同品質(zhì)堿（電廠堿槽取得的用堿與供貨槽 式中，XOH為陰離子交換樹脂再生度；XCl為陰離子交換樹脂失效度；[ROH]為氫氧型樹脂的濃度KOH=([RC1]×[OH-])/([ROH]×[Cl- 顯然，(4)式表示了再生液中堿的純度，而(5)式則表示再生液中雜質(zhì)的含量。XOH與XClYOH與YCl之間有如下 KOH＝(1-XOH)×YOH/[XOH×(1- 圖1YOH=[OH-]/([OH]+[Cl-氫氧化鈉》（GB209-2006IL-IT-Ⅱ)驗收。1.浙江浙能長興發(fā)電裝機容量4×300MW界汽包爐機組，凝結(jié)水精處理系統(tǒng)再長興發(fā)電的化學(xué)儀表自投運后因化學(xué)儀表人員不足，定期校驗制度無法實行，而引起了一次爐水pH急劇下降的異常。后來采取緊急措施后爐水pH恢復(fù)正常。ART、CRT100m的延程長度，在汽機房零米靠近ART、CRT處與除鹽水匯流。再生泵出雖然安裝了阻尼器，但在實際再生過程中發(fā)五、化學(xué)制水表現(xiàn)在原水pH值升高，水中有機物含量增加，水中含鹽量無明顯增加。受污染，全廠鍋爐補給水系統(tǒng)全停，依靠原有的除鹽水只可供全廠運行2天。余姚燃?xì)獍l(fā)電裝機容量為2×390MW，原水取自當(dāng)?shù)氐囊?，設(shè)計使用聚合鐵為pH5.5左右，出水鐵離子殘留嚴(yán)重。

華電宿州發(fā)電一期工程（2×600MW）#2機組鍋爐為東方鍋爐制造50%30%容量的電動給水泵，電動給水泵作為機組啟動及事故壞來判斷藥劑的適用性，具體裝置見圖2。冷卻水處理設(shè)計規(guī)范中敞開式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)污垢熱阻值宜為4

4堿陽樹脂+弱堿、強堿陰樹脂）+2×90T/Hr20小時。5Na+40-50μg/L，一般夏季運行20-23小時（冬17小時）Na+升高100μg/L，系統(tǒng)停運再生201032日開始，陽Na+開始升高。剛再生后Na+80-90μg/LB10-12小時，A5小時后Na+就升高到100μg/L。的鐵部分在再生及置換時被排除交換器，但部分也隨著后來的正洗及運行被帶到交換器，電廠4360MW機組鍋爐除鹽補給水處理裝置由一期和二期組成，一期由法國Degvemont公司設(shè)計并提供成套設(shè)備，補給水處理采用二級除鹽，系統(tǒng)為單元制，設(shè)兩系列，每MILANO86t/h，正常情況下，設(shè)備一系列運行，一系列備用，亦可雙系列同時運行，一期除鹽系統(tǒng)主要作為＃31、＃32機組的補給水與供給系統(tǒng)，主要供給兩臺鍋爐補充給水，有一部分還100mL100mL,24小時后，觀察到從酸車中取鹽酸樣根據(jù)結(jié)果，問題出現(xiàn)在酸罐中；故在酸罐中鹽酸用完后，用水沖洗酸罐并人工用面1、15號機爐水異?，F(xiàn)象pH值基2、分析與處理為100%除鹽水，也就是說補水量跟鍋爐的蒸發(fā)量基本相同。機酸，并進(jìn)行濃縮，致使?fàn)t水pH值出現(xiàn)持續(xù)降低的現(xiàn)象。太原第一發(fā)電廠15號機組爐水pH值降低原因系補充水所攜帶有機物在鍋爐內(nèi)受熱濃縮、分中TOC含量看出是其它正常運行機組10倍左右，爐水中TOC含量明顯比別的鍋爐大很多。對于太原第一發(fā)電廠不同機組來說，造成15號機組鍋爐爐水中TOC含量明顯比其它正常運行機組鍋爐爐水中TOC含量高的原因是機組的給水不同而引起的，15號機組給水是100%的除鹽水，而其它中和，就會引起爐水pH值降低。所以爐水pH值降低原因系鍋爐補充水所攜帶有機物（TOC）在組來說，其補充水就是二級除鹽水，因此降低二級除鹽水中殘余的TOC含量是解決15號機組水原水澄清池L原水澄清池LLY過濾器細(xì)砂過濾器反滲透反滲透陰床陽床混床除鹽水陰床陽床混床改造后的爐水的pH值在9.07～9.18之間；爐水的鈉在580～760μg/L之間；爐水的電導(dǎo)率在3.66～4.68μS/cm之間。蒸汽的氫電導(dǎo)率小于0.257μS/cm。15號機組水汽品質(zhì)完全恢復(fù)了正量與其它正常運行的機組相比差別不大。15號機組水汽質(zhì)量達(dá)到了較好水平。六、工業(yè)水系統(tǒng)腐蝕案例1：玉環(huán)電廠1組滿負(fù)荷運行時，用水量約700m3/h。由于碳道內(nèi)壁的腐蝕使整個水體發(fā)黃，回水中的Fe含量達(dá)到1mg/L以上，而海水淡化產(chǎn)水（一級反滲透出水）的Fe含量基本在0.1mg/L以下，這表明管道的腐蝕相當(dāng)嚴(yán)重。設(shè)備的2、工業(yè)水系統(tǒng)概述550mg/L，Cl-總量170～250mg/L。其流程如下：回用水來自回收水池；另一個供其它工業(yè)水用戶的，總管管徑為DN400。直埋敷設(shè)，布置采用普通的Q235A鋼，直埋敷設(shè)部分采用孔網(wǎng)鋼塑管材質(zhì)，管徑掛片圓環(huán)平，準(zhǔn)確到0.01g；片表面的銹蝕情況和溶液顏色的變化，溶液體積均為500mL。（普通碳素鋼A3）相同，在試驗過程中利用線性極化法可以提供腐蝕的瞬間信息，利用掛片法算該條件下A3鋼的平均腐蝕速率，較嚴(yán)重局部腐蝕存在的，還利用金相顯微鏡對蝕坑的大 1：取樣時水質(zhì)電導(dǎo)率數(shù)據(jù)235273235A3pH值對腐蝕速率影響的試驗研究液體積Cl-腐蝕逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榫植扛g，pH越高局部腐蝕特征越明顯。從腐蝕形態(tài)上分析，高pH時，腐蝕形態(tài)為局部腐蝕，發(fā)生腐蝕的面積遠(yuǎn)小于低pH時，但是平均腐蝕速率卻相差很小，這表明，高pH時，局部腐蝕深度要遠(yuǎn)高于低pH時。因此，僅僅是簡單的采取提高溶液pH的防腐方法，對于局酚酞堿度00SO4/率，試驗結(jié)果如圖5所示。 時間通過設(shè)計不同的管徑及調(diào)整泵的流量使試驗試片處于不同的流速，流速范圍從pHA36 腐蝕速率失失失失失腐蝕速率腐蝕速率 流速A3pH=9.0×m/s流速0m/spH9.010.7，腐蝕速率減小幅度很小，這與在廣口瓶中的靜態(tài)掛片試驗結(jié)果一致。由此表明，在流速非常低的水中，將溶液的pH提高到9.0左右對于防腐是比較合適的，再提高pH是不經(jīng)濟的，這與許多資料上研究結(jié)果一致。A3表7：靜態(tài)條件下，不同緩蝕配方A3鋼腐蝕速率試驗數(shù)據(jù)體積00440440000040腐蝕速率，mm/0.0.0.0.0. 配 速JJJJ逐漸減小HSJ的加入量，以找到合適的HSJ8所示。成分計，A3鋼基本不腐蝕。配流A3海水淡化產(chǎn)水（一級反滲透出水）對A3鋼有很強的腐蝕性，A3鋼在 化產(chǎn)水中的腐蝕速率達(dá)到2.8mm/a（流速為1m/s時pH10時，隨著流速的升高，A3裝機容量為×300MW2008年12#1#1209年7及原因進(jìn)行2~4mm2，深 1-c研磨后的閘閥閘

1.SO4軸套材質(zhì)為1Cr17Ni2，化學(xué)成分分別為：碳C硅錳磷P硫S鉻鎳鉬--3.實驗設(shè)分別對大唐軟水池水，簡稱軟水池水樣、大唐配水井水（生水石灰系統(tǒng)前，簡稱配水443 3圖2為進(jìn)行小型模擬腐蝕試驗結(jié)果，圖2-a表示模擬試驗過程中溶液的pH變化，2-b為濃縮過程中各水樣HCO濃度的變化，2-c為濃縮過程中水中總鐵的含量，2-d為濃縮過程中各333性。濃縮實驗前3d軟水池水樣pH由8.58快速下降至8.01，向軟水池水樣中加入NaOH調(diào)整pH8.81，4dpH再次快速下降至8.25，再次添NaOHpH8.51后，軟水池pH保持穩(wěn)定，波動范圍為8.5~8.6。配水井和巡檢司水樣pH333354HCO-HCO-33

2-2-0 2-2-2---0

6420 2.度在實驗1~3d顯著上升，至試驗第4d鐵濃度開始保持穩(wěn)定，而配水井水樣和巡檢司水樣在整個通氣條件和水質(zhì)對水樣pH變化的影響

1#大1#大唐軟水池通大氣2#大唐軟水池通大氣3#大唐軟水池通大氣pH變化5-pH

#1#1軟水池密閉水樣#2軟水池密閉水樣#3軟水池密閉水樣5- 6-

#1配#1配水井密閉水6-

pH7.8~7.9左右。222223322332 5.pH333灰軟化處理，水中只存在少量的OH-和HCO-，大部分HCO-和CO2被除去，這種水質(zhì)條件使333 生水石灰軟化處理對水質(zhì)沖擊和水中溶解CO2腐蝕的影響3HCO-Ca2+334.5~5.5mmol/L下降至2.0mmol/L，電導(dǎo)率由420μs/cm左右下降至220μs/cm左右，這個過程使HCO-使得水3Ca(HCO3)2CaO2CaCO3 3232

用下，可能存在pH小于8.0的現(xiàn)象造成腐蝕。同時除去HCO3后的水，其結(jié)垢性下降，侵蝕性大2COH+發(fā)生腐蝕外，還可直接傳遞到鋼材表面吸附，2pHCO2腐蝕的金屬材料主要有：鑄鐵、鑄鋼、碳鋼和低合金鋼，當(dāng)合金中添加Cr超過12%時可增加對CO2的耐蝕性。從腐蝕情況中得知，大唐電廠生水系統(tǒng)腐蝕速度最快的為鑄鐵，其次為碳鋼，含Cr 443232

CO2pH條件，當(dāng)水溶液由較高流速時，CO2侵蝕得到進(jìn)一步加強。七、停機保養(yǎng)腐蝕損壞pH值，這時會對金屬產(chǎn)生嚴(yán)重最發(fā)組18的60W于91年5，1985末生，是引的一臺60MW機組。鍋爐由德國引進(jìn)汽輪機電法爾—。臺60W于 年月 日移試產(chǎn)四工擴兩臺 W超臨界燃發(fā)電機。1mm，而過熱器則沒有類似的腐蝕現(xiàn)象。由于機組在運行期間，再熱器管內(nèi)元寶山電廠#1機組鍋爐為蘇爾壽公司生產(chǎn)的低倍率界塔式布置的復(fù)合循環(huán)鍋爐。主要參數(shù)為：額定出力921T/h、主蒸汽溫度545℃、主蒸汽壓力187.6kg/cm2。該機組1978年投入運行，1988年進(jìn)行第一次酸洗，2002年9月進(jìn)行第二次酸洗。年以前精處理混床采用氫型運行，20010.2μS/cm或二氧化15μg/L為失效控制標(biāo)準(zhǔn)。因無前置過濾器，因此混床對凝結(jié)水起著機械過濾與離子交換2004年以前的檢修未發(fā)現(xiàn)再H/OHNH4，但混床繼續(xù)運行時對進(jìn)水水質(zhì)的波動性的適NaCl5-1。所以，NaCl以溶解攜帶的方式進(jìn)入飽和蒸汽后，一般不會在過熱器內(nèi)沉積。在再熱器中，NaCl的溶解度有著隨壓力NaClEPRI的規(guī)定，蒸汽的氯離子含量應(yīng)控制在3μg/kg以下。解度，所以在再熱器中沉積。在停機后，由于再熱器存在濕份，凝結(jié)的水滴沿管壁，將沉積①凝結(jié)水處理的運行方式由H/OH轉(zhuǎn)變?yōu)镹H4/OH，一定要按照DL/T5068《火力發(fā)電廠К－500－240－4型汽輪機配套使用。#11998119日投產(chǎn)，#2機組于年月日投產(chǎn)。在年#1機組以級對流再熱器（12Cr1MoV）下彎頭在機組啟機過程中發(fā)生爆管。割取10.15μS/cm以下以保證給水的質(zhì)2010212日~417日#1B修，按火力發(fā)電廠機組大修化學(xué)檢查特殊性，還有其他原因，本次B修只高壓省煤器、中壓省煤器、低壓省煤和低壓過熱器的一、檢查情況2*4mm左右，也有孔狀小腐蝕點，直徑二、腐蝕分析從以上檢查情況，腐蝕的坑和點狀的腐蝕形態(tài)看屬于氧腐蝕。說明#1爐中低壓省煤器、低73.4%Fe2O3，它在管壁附著力不大，易被水流帶走，如低壓過熱器的疏水管有腐蝕坑種小孔存三、腐蝕原因：陽極：1/2Fe→1/2機組停用或臨修時有空氣進(jìn)入熱力設(shè)備系統(tǒng)海邊空氣含腐蝕氣體多， CL- 空氣將源源不斷的溶入水中，導(dǎo)致pH下降，容易發(fā)生溶解氧腐蝕。國電九江發(fā)電廠#6鍋爐是FOSTERWHEELER公司生產(chǎn)的雙拱型單爐膛、W火焰燃燒方式、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、固體排渣界參數(shù)自然循環(huán)汽包爐。主要設(shè)計參數(shù)：(1)最大連續(xù)蒸發(fā)量1170.4t/h；(2)過熱器出口壓力17.26MPa；(3)過熱器出口溫度541℃；(4)鍋爐熱效率為91.64%（5）汽包壓力18.57MPa。前1小時加入。2010年5月8日打開汽包，檢查情況如下：(1)汽包水汽分界線不明顯，有兩10cm2)20530汽SD20-8“火力發(fā)電廠垢和腐蝕產(chǎn)物分析方法”測試，黑色粉末狀物質(zhì)主要為鐵的氧化物，當(dāng)共有4臺機組，其中#1、#2機組為國產(chǎn)100MW機組，配備鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的HG-410/9.8-PM13型自然循環(huán)汽包鍋爐，汽輪機是哈爾濱汽輪機公司生產(chǎn)的N100-90/535型單軸、雙缸雙排汽、凝汽式汽輪機。該二臺機組沒有配置凝結(jié)水精處理裝置。臨界、中間再熱、自然循環(huán)汽包鍋爐，汽輪機是哈爾濱汽輪機公司生產(chǎn)的N300-16.7/538/538型界、一次中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、直接空冷凝汽式汽輪機。肟、和咪唑啉保護停爐劑。19962000年期間由于機組頻繁調(diào)峰運行，2臺機組停備用次數(shù)高達(dá)229次。其中采用十八胺保31次，咪唑啉法19次，肟法20次，其余為熱爐鐘后，加藥完畢。加藥期間水質(zhì)監(jiān)測表明，系統(tǒng)水汽的鐵含量升高、pH值明顯降低。保護后對2.2.1pHpH9.5～10.580公斤保護藥劑。在2000年7月#2機組時發(fā)現(xiàn)低壓缸末級隔板腐蝕較嚴(yán)重。2001年5月#1機組5-2#2165-3#117（導(dǎo)葉外緣5-4#117（板體凝結(jié)水的殘余十八胺濃度小于1mg/L后投運凝結(jié)水精處理裝置。除氧器底部積水邊緣有少無憎水性，陰面有結(jié)露現(xiàn)象，但是金屬表面有較好的憎水性，見5-5和5-6。排氣管表圖5- 圖5- 根據(jù)多個采用十八胺電廠保護效果的19），凡是采用改性十八胺（用冰乙酸、乙醇或其pHpH4，造成酸性腐蝕。案例1豐城電廠#4爐汽輪機型號為N300-16.7/538/538，是由汽輪機廠根據(jù)西屋公司技術(shù)制造的界八、凝汽器管腐蝕損壞 b.凝汽器銅管圖6-1殘?zhí)寄ひ疸~管腐蝕形貌GB/T5232HSn70-1100×倍率下觀察到的管樣組織未見2~3X射線能譜分析（DX4X射線能譜儀32.3%～75.9%，其中內(nèi)表面呈斑狀管樣的表20mg/LNaCl溶液，溫度為室溫。對兩種銅管在試驗溶（SCE，624h穩(wěn)定后，該差值為60mV～70mV。時間1------0-----膜的存在使得有殘?zhí)寄^(qū)域的電極電位比基體電位正60mV～70mV。上(與表面殘?zhí)寄さ暮穸燃昂剂坑嘘P(guān))，這將形成大陰極，殘?zhí)寄て屏烟幩龅你~基體電位O2+2H2O+4e=該化合物的穩(wěn)定差，有轉(zhuǎn)化成Cu2O的傾向，并使局部酸化，即：2CuCl+H2O=Cu2O+2H++2Cu2++H2O+2e=Cu2O+2Cu++H2O=Cu2O+因此腐蝕坑內(nèi)一部分Cu+擴散遷移到坑表面的氧化亞銅膜的內(nèi)表面上而被氧化為Cu2+，生成的Cu2+Cu+Cu+2：制造質(zhì)量的影響23360根生產(chǎn)的BFe30-1-1銅管，規(guī)格為ф25mm×1mm×10000mm。機組冷卻系統(tǒng)均為直流式，冷卻水源為海水與淡水的混合水（隨季節(jié)而變化。200211月以前，采用投加氯氣的方式對冷卻水進(jìn)行殺生處理，200212月底改為投加次氯酸鈉。#12001年首次出現(xiàn)凝20026100%渦流探傷，發(fā)現(xiàn)銅管存在一定程度的腐蝕，但并不嚴(yán)重，2003年以來，銅管泄漏頻繁，200348月共發(fā)生泄漏十余均勻腐蝕的粗糙面和點蝕形成的小坑，其直徑為0.5mm～5mm不等，減薄多在10%左右。5.3SEM相片中觀察到這些不溶物多為疏松的顆粒狀物，其表面有含量<20000—2000含量<20000—（DL/T712-2000）BFe30-1-1銅管使用范圍。因此，由于水質(zhì)條件造成腐蝕的可能細(xì)菌的殺滅效果。具體結(jié)果見表6-1.表6- 加藥前加藥后#1機凝汽器BFe30-1-1白銅管運行過程中由于