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1、全国火电厂水处理事故案例方案Stillwatersrundeep.流静水深流静水深,人静心深人静心深Wherethereislife,thereishope。有生命必有希望。有生命必有希望内 容 提 要本书收集了全国火电厂近十年来水化学事故案例。通过案例的介绍和分析，对防止此类事故的发生，在技术上具有警示、指导作用，在工程上具有重要的参考价值。主要内容一、设计和基建。二、机组运行。三、机组停备用。四、补给水制备。五、发电机内冷却水系统。六、锅炉化学清洗。七、介绍了与火电厂相关的电化学腐蚀、应力腐蚀等不常见的一类事故的分析和处理。前前 言言本书是在火电厂水处理和水分析人员资格考核委员会的统一安排
2、下进行组织编写的。本书收集了近十年来110个与火电厂水化学有关的案例。通过深入的分析，找出了发生事故的原因，提出了解决方法或措施。对防止此类事故的发生在技术上具有警示、指导作用，在工程设计上具有重要的参考价值。第一章 凝汽器泄漏引起水质恶化第一节 因设计问题引起的腐蚀泄漏第二节 运行管理问题第三节 凝汽器腐蚀泄漏第一节 因设计问题引起的腐蚀泄漏案例1 华能大连电厂4号机组案例2 天津大港电厂案例3首钢京唐公司能源部热电分厂案例1 华能大连电厂4号机组1情况介绍情况介绍华能大连电厂4号机组为350MW亚临界汽包锅炉机组，凝汽器管为钛管，冷却水为海水。1999年8月17日完成了第一次大修后启动，凝
3、汽器管泄漏，被迫停机处理。2原因分析原因分析防冲击挡板设计的角度不合理。防冲击挡板设计的大小不合理。高能量流体不应直接进入凝汽器。沿海火电厂的凝汽器即使使用钛管，凝结水精处理也是必不可少的。案例2 天津大港电厂1情况介绍情况介绍该厂二期工程2300MW机组92年投运，凝汽器管为钛管，凝结水100%精处理。新机组投入运行时，凝结水精处理设备存在缺陷，长时间未对凝结水进行100%的处理。化学监督不到位，凝结水钠含量长期超标。因海水的漏入导致炉水中的氯离子升高，水冷壁发生大面积的氢脆爆管，新机组运行10个月后被迫更换了大部分水冷壁管。2泄漏原因分析泄漏原因分析当时设计没有经验，仅参考铜管凝汽器。钛管
4、的厚度约为铜管的一半。从防腐的角度考虑是没有问题，但是从金属刚度（表明金属变形的物理量）的角度考虑，凝汽器隔板间的距离明显偏大。计算表明凝汽器隔板间的距离最大不应超过1.0m，但该机组凝汽器的隔板间的跨距达到1.2m。在汽流的冲击下引起振动磨损。3. 经验和教训经验和教训钛管凝汽器管板间的跨距规定不大于0.9m。从此再也没有发生因振动磨损引起泄漏问题。新机组投运前，凝结水精水处理设备一定要调试完成，有缺陷时机组不得启动。化学监督一定要到位。放松化学监督，厂无宁日。案例3首钢京唐公司能源部热电厂1情况介绍情况介绍该厂1、2号为300MW机组，于2010年8月发现其凝结水、炉水水质异常。分别为10
5、42.08g/L和2062.71g/L，钠离子分别为475.28g/L和969.38g/L。钙镁离子、硫酸根离子也超标严重。经现场检查发现，凝汽器钛管发生了断裂，造成严重的海水泄漏，从而导致了凝结水水质异常。2. 经验和教训经验和教训（1）应重视和加强的日常分析监测，。当发现凝结水水质超标时，立即检查和堵漏处理。（2）关注凝汽器泄漏与钛管胀口开裂、管材振动（汽水扰动）产生裂纹等因素有关。（3）保证精处理系统一定的处理能力。（4）加强对炉水pH值的及时调控。（5）水汽质量劣化时，严格执行三级处理原则。第二节 运行管理问题案例案例1 深圳妈湾电厂深圳妈湾电厂1情况介绍情况介绍妈湾电厂装有6台哈锅厂
6、生产的亚临界汽包锅炉，凝汽器管材为钛管，机组原设计没有凝结水精处理。95年2号机组凝汽器空气抽出管因防腐层脱落引起腐蚀泄漏。因为该管在凝汽器水室中，管内处于负压状态，腐蚀穿孔后海水直接通过该管进入凝汽器，污染了凝结水。由于当时没有凝结水精处理，海水直接进入锅炉，导致炉水的pH急剧下降到4.0，并且机组运行2天后才停机处理。2经验和教训经验和教训沿海电厂即使安装钛管凝汽器，凝结水精处理设备也是必不可少的。没有凝结水精除盐的电厂几乎都因凝汽器的泄漏被迫非计划停机。有了凝结水精除盐，即使凝汽器泄漏，短期也不会严重影响给水水质，为停机提供宝贵的时间。接受华能大连电厂、大亚湾核电站海水泄漏的教训以及本厂
7、的教训，妈湾发电总厂对6台机组都增设了凝结水精处理混床。案例案例2 华能汕头电厂华能汕头电厂1情况介绍情况介绍该厂一期装有2台300MW亚临界汽包锅炉机组，凝汽器管材为乌克兰生产的白铜管（类似国产BFe30-1-1），凝结水2 50%精处理。由于乌克兰产的这一批白铜管是在原苏联解体后，首次由乌克兰单独生产，质量比较差。在1996年安装机组时对两台机组的45000根铜管进行涡流检查，有2200多根管因制造缺陷不合格。1情况介绍（续）情况介绍（续）机组在运行中，凝汽器管（乌克兰产）经常泄漏，严重影响机组的安全性和经济性。由于设计的凝结水精处理量为250%，没有备用。运行管理者认为，万一在凝结水精处
8、理再生期间凝汽器发生泄漏会影响机组的安全，所以只有在泄漏时才投入运行。事实证明，当发现凝汽器泄漏到投运精处理，需要2030分钟，这期间海水进入锅炉，导致炉水的pH值下降，过热器、汽轮机腐蚀、积盐，其中1号机组汽轮机中压缸发生了酸性腐蚀，低压缸第3级叶片沉积物也比较多。2号机组汽轮机中、低压缸都发生了酸性腐蚀。2经验和教训经验和教训1.沿海电厂的凝汽器管一般不选用白铜管。对于污染的海水，白铜管的耐腐蚀性很差。华能汕头电厂近海的海水有机物含量较高，海水中的漂浮物也较多，凝汽器管污堵后产生大量的生物粘泥，腐蚀较严重。2.沿海电厂凝结水精处理必须100%的投运。设计时一定要考虑再生退出的时间，设置35
9、0%的处理流量是必要的。案例3 达拉特电厂1情况介绍情况介绍达拉特电厂一期工程2330MW亚临界参数机组。1号机组于1995年10月15日投产， 2000年2月发生炉水磷酸盐含量偏低异常现象。 2号机组于1996年11月30日投产，2001年8月也开始出现类似的现象。2001年4月对1号锅炉进行了EDTA清洗，投运6个月后锅炉水冷壁管发生了严重的腐蚀损坏，被迫更换400根水冷壁管。2原因分析原因分析 1号炉磷酸盐 “隐藏”现象，其原因是锅炉水冷壁管向火侧内表面有述硫酸钙镁水垢，结垢原因是机组启动初期凝汽器有泄漏而又没有及时投运凝结水精处理。经过EDTA清洗后热负荷高的水冷壁向火侧仍然含有大量的
10、氧化铁沉积物。硫酸钙水垢使磷酸盐“永久消失”现象。加大磷酸盐浓度至电导率近千，炉水仍无磷酸根。硬度成分主要来自凝汽器泄漏，凝结水精处理没有100%的投运。3. 经验和教训经验和教训1.新建机组启动初期一定要密切监视凝结水水质。凝结水精除盐必须100%的投运2.锅炉在启动时，应进行冷态和热态冲洗；升压时在低压阶段应从锅炉底部放水排污。3.完善化学监督在线仪表，特别是凝结水氢电导率仪表、钠表应准确。它是污染物进入锅炉的第一道监测防线。4.锅炉结硫酸钙水垢，不应采用EDTA清洗。第三节 凝汽器腐蚀泄漏在80年代以前我国的凝汽器管主要是黄铜管，90年代开始使用不锈钢管和钛管。现在新建的电厂，沿海普遍使
11、用钛管，内地电厂主要使用不锈钢管。但无论是铜管还是不锈钢管，如果运行管理不当都会造成腐蚀泄漏。一、凝汽器管板腐蚀案例案例1 河北邯郸热电有限责任公司河北邯郸热电有限责任公司1基本情况基本情况该公司在2008年初采用了不锈钢管内添加飘带方式来防止11号机组凝汽器管内污堵、通过循环水流动带动飘带旋转而去除污泥等物质，并防止不锈钢管内出现结垢现象，同时该机组胶球清洗系统被迫停运。该厂12号机组仍采用原胶球清洗系统。2凝汽器管板腐蚀情况凝汽器管板腐蚀情况对11号机检查发现，在凝汽器进水侧，管道壁和凝汽器管板防腐层基本完整，粘泥附着较少。在凝汽器出口侧下水室管板有多处形成大量锈瘤鼓包，且部分已连成片，锈
12、瘤高度约1cm，瘤下腐蚀坑约1mm。管板上粘泥多，水室内有刺鼻的腐蚀气味。通过灌水检查，上水室不锈钢管有微漏现象。3凝汽器管板腐蚀原因分析凝汽器管板腐蚀原因分析1.飘带运行效果不好。飘带本身也附着粘泥，运行阻力增大，流速降低，使凝汽器运行环境更加恶劣。2.水中有机物含量高。杀菌效果差，生物粘泥沉积腐蚀。3.加装飘带后，凝汽器水流流速慢。二、凝汽器白铜管微生物腐蚀二、凝汽器白铜管微生物腐蚀案例案例1 华能汕头电厂华能汕头电厂1概述概述该1号机组为300MW，96年投运。凝汽器共装有23360根乌克兰生产的白铜管，冷却水源为海水与淡水的混合水（随季节而变化）。2002年11月以前，采用投加氯气的方
13、式对冷却水进行杀生处理，2002年12月底改为投加次氯酸钠。1号机组于2001年首次出现凝汽器铜管泄漏，于2002年6月检修期间对凝汽器铜管进行了100%涡流探伤，发现多根铜管存在一定程度的腐蚀，但并不严重。2003年以来，铜管泄漏频繁，2003年4月至8月共发生泄漏十余次，严重影响了机组的安全、经济运行。2.原因分析1.胶球清洗装置不能正常投运，凝汽器污堵较严重，使部分铜管在运行过程中水流不畅，使其表面附着生物粘泥，即使加入杀菌剂，污堵的管子仍不能有效的杀菌，从而造成铜管表面点腐蚀。2.加次氯酸钠杀菌方式的间隔时间较长（510天），不能避免加药间隔期间微生物在铜管表面的附着滋生。2.原因分析
14、（续）3.对于水流畅通的铜管，冷却水水质能满足火力发电厂凝汽器管选材导则DL/T 712对BFe30-1-1白铜管使用的要求。对于水流不畅通的铜管，冷却水水质难以满足。案例2 陕西宝鸡第二发电厂1. 概述概述该厂4号机组300MW于2001年2月投运。凝汽器空抽区为白铜管，冷却水补给水水源为冯家山水库水。 2002年12月小修期间对凝汽器铜管抽管检查时，发现空抽区BFe30-1-1白铜管存在较为严重的大面积局部腐蚀和点腐蚀；主凝区HSn70-1黄铜管也存在一定程度的均匀腐蚀。2.原因分析白铜管投运初期表面没有形成良好的保护膜。主要原因是，机组启、停频繁，停用时间较长，且停用期间凝汽器没有放水通
15、风，水中溶解氧逐渐被生物粘泥消耗使铜管表面氧化膜因缺氧而遭到破坏，加上胶球清洗装置不能正常投运以及运行过程中受到生物粘泥、微生物附着引起点蚀。循环水中COD、铜离子含量高等各种因素会降低BTA缓蚀效率是黄铜管腐蚀的主要原因。3.建议建议1.凝汽器停用不大于3天时，可将凝汽器充满水进行保护；停用时间超过3天应将凝汽器内的积水排放干净，打开人孔门通风。2.加强胶球清洗，保持铜管表面清洁。3.用凝汽器在线检测装置验确定投加缓蚀剂和杀菌剂的剂量。案例3 安庆皖江发电有限公司1基本情况基本情况该2300MW机组1号机组于2004年12月投入商业运行。2006年11月进行B级检修发现279根白铜管有缺陷。
16、进一步抽管检查表明，发生了严重的腐蚀。2原因分析原因分析白铜管在“婴儿期” 运行流速偏低、胶球清洗装置运行不正常。冷却水偶尔遭受到有机物污染、冷却水杀菌处理装置运行不正常。在铜管投运初期没有及时进行预膜处理。3建议建议1.尽快提高凝汽器冷却水的运行流速。2.尽快完善凝汽器冷却水胶球清洗系统。3.尽快完善凝汽器冷却水杀菌处理系统，并按照相关标准、规程要求正常进行冷却水系统的杀菌灭藻处理。4.对凝汽器铜管进行有效地预膜处理，并在运行过程中做好补膜处理。5.建议按照相关标准要求，做好水质分析监控工作。三、因残碳膜引起的腐蚀泄漏三、因残碳膜引起的腐蚀泄漏案例案例1 广东云浮发电厂广东云浮发电厂3号机组
17、号机组 1概况概况 3号机组2001年9月投入运行，2002年2月发现凝汽器泄漏，凝结水硬度为0.2mol/L，电导率为0.3S/cm。2002年4月停机检查，发现有6根铜管已腐蚀穿孔。原因分析原因分析定性、定量试验结果证明，备品新黄铜管内表面状态各异的附着物其成分含有大量的碳；并且残碳膜的存在使得有残碳膜区域的电极电位比基体电位正60mV70mV。这将形成大阴极，残碳膜破裂处所暴露出的铜基体电位较负，是小阳极，这样将在残碳膜与膜的破裂或缺陷处之间形成局部电偶对，形成电化学腐蚀。结论与建议结论与建议按DL/T712-2010发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则中之9.2.1.2条的规定有残碳膜者
18、为不合格产品。不得安装。因此，在订货时，应向供货方明确提出铜管表面无残碳膜的要求。铜管到货后，应进行铜管内表面残碳膜的检验。如果发现黄铜管内有残碳膜，可采用预氧化后整机酸洗的方式将整个凝汽器管的残碳膜一次性除去。案例2 浙江钱清电厂1概述概述该厂装机为2125MW。1号机组于1999年9月投产，投产前对凝汽器铜管进行了硫酸亚铁成膜处理。2000年11月对机组小修时发现凝汽器铜管已经有泄漏现象，至2001年5月大修时因腐蚀泄漏堵管已达两百多根。在大修中对凝汽器铜管进行了抽管检查，发现有大量的黄铜管存在不同程度的腐蚀，有的已经穿孔泄漏。原因分析、建议1.主要愿原因为残碳膜所致。2.建议凝汽器整体氧
19、化酸洗除去残碳膜。然后进行硫酸亚铁镀膜。 采用以上措施后再没有发生腐蚀。案例3 广东连州电厂1概述概述该厂4125MW。凝汽器为黄铜管和白铜管782根（空抽区）。冷却水系统采用敞开式循环冷却，冷却水补充水水源为星子河水经混凝澄清后的出水。正常运行时，循环水的浓缩倍率为1.52.0。1号机组于2000年1月投产，同年3月移交生产，7月对凝汽器铜管进行了硫酸亚铁成膜处理。序号项 目符号单位结 果序号项 目符号单位结 果1全固形物QGmg/L155.6/17713pHpH/7.8/7.52悬浮固形物XGmg/L12.8/27.1514游离二氧化碳CO2mg/L4.3/3溶解固形物RGmg/L142.
20、8/15015化学耗氧量CODMnmg/L0.7/1.084全碱度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碳酸盐硬度HTmmol/L2.25/18重碳酸根HCO3-mg/L138/114.97非碳酸盐硬度HFmmol/L0.02/19氯离子Cl-mg/L1.2/1.078钙Ca2+mg/L42.5/40.520硫酸根SO42-mg/L7.2/9.69镁Mg2+mg/L1.44/2.5821硝酸根NO3-mg/L1.1/10钠Na+mg/L4.6/1.822电导率DDSS/cm/2201
21、1钾K+mg/L1.1/0.1323铜离子Cu2+mg/L/0.0612铁Fe2+mg/L0.1/0.12备注表中数据，斜线上方为1994年12月分析结果，下方为2001年5月分析结果。冷却水补充水水质冷却水补充水水质管 样成分 %新黄铜1-2新黄铜2-1新黄铜3-3区域一区域二区域一区域二C63.8550.479.0168.6128.10O13.9425.1918.319.506.77Si/0.410.1910.01/S0.450.890.380.09/Cl/0.300.20/2.08Cu9.3712.5146.533.3444.57Zn11.578.9724.412.7116.14Sn/0
22、.97/Al0.040.18/3.51/K0.780.23/2.35Ca/0.33/1.72/Fe/0.49/ 新黄铜内表面深色膜成分分析新黄铜内表面深色膜成分分析原因分析分析了水质、管材和阻垢剂后认为腐蚀原因是残碳膜所致。铜管内表面碳膜的产生跟铜管在拉伸过程中所用润滑剂的添加量及退火所选择的工艺条件等因素有关，其中以铜管拉伸过程中所添加的润滑剂为主要影响因素。这种有机的工艺润滑剂在退火过程中未能完全烧净，而残留附着于铜管的表面即形成碳膜，其状态为黑色膜，也可以是透明膜。四、凝汽器铜管氨腐蚀凝汽器铜管发生氨腐蚀的部位一般在凝汽器汽侧空抽区及附近部位。这主要是因为蒸汽中的氨后于蒸汽凝结，在最后形
23、成的凝结水中氨的含量在几到几百mg/L不等，对于黄铜管极容易发生氨腐蚀。因此凝汽器空抽区及附近的管子通常设计为耐氨腐蚀的白铜管，通常为BFe30-1-1。不锈钢管和钛管不发生氨腐蚀。案例1 山东聊城发电厂1概述概述国电聊城电厂1、2号机组为600MW亚临界汽包锅炉。凝汽器结构为单流程，进出水在管束两端；管材：主凝区为黄铜管HSn70-1B，空抽区为BFe30-1-1白铜管。2005年11月，国电聊城电厂1号机凝汽器发生较严重的泄漏，不得不停机查漏。2原因分析原因分析（1）铜管的氨蚀 常温下氨水溶液中氨的气液相分配比大约为10，即汽侧氨浓度是凝结水侧的10倍。在凝汽器的空抽区，由于局部富集以及隔
24、板处凝结水过冷的影响，其氨含量比主凝结水高数十至数百倍，个别情况下可能达到上千倍。空抽区设计的较小，其周围的黄铜管发生氨腐蚀。2原因分析（续）原因分析（续）（2）应力腐蚀黄铜管本身对应力腐蚀破裂敏感。在交变应力作用下（比如由于凝汽器管发生振动），则因压力变化，使管上的保护膜受到冲击而破坏；铜管支撑板与铜管接触处可能存在颤震，同时又有含氨的腐蚀介质时，会加剧腐蚀，最后使管子破裂。五、不锈钢管腐蚀五、不锈钢管腐蚀案例1 河南鸭河发电有限公司1. 概述概述河南鸭河发电有限公司2号机组为350MW机组，1997年11月投产至2009年10月，经过两个大修周期。检查发现，不锈钢管内部普遍存在双层沉积物（
25、粘泥），遂进行机械清洗，部分清除。机械清洗后凝汽器灌水，发现有600余根不锈钢管泄漏，检查均为细小孔蚀。分析建议分析建议1）彻底清除内壁微生物膜和影响凝汽器管内流速的水生物。2）继续加强以氢电导率和钠为核心参数的凝结水运行化学监督，可靠监督凝汽器管严密性和冷却水泄漏；3）确定合适的杀生处理方式；运行好胶球系统，防止个别凝汽器管内流速偏低。案例2 华能宁夏大坝电厂情况介绍2号机组于1991年投入运行，2005年8月大修检查中，抽取凝汽器管分析发现结垢较严重，进行了化学清洗及硫酸亚铁成膜。酸洗结束后进行汽侧灌水查漏，有104根因腐蚀穿孔泄漏。原因分析及教训1.不同牌号的不锈钢适应的水质条件不同，运
26、行中应严格控制循环水中氯离子浓度。与铜管相比，不锈钢管对氯离子更为敏感。2.凝汽器采用盐酸酸洗时应对不锈钢管采取可靠的隔离措施。酸洗结束后应马上对其全部管路进行水冲洗，防止残存的酸液在系统内停留时间过长。本次酸洗成膜时间达到7天！对于有铜管和不锈钢管混材的凝汽器，不应采用盐酸清洗。Clmg/L中国GB/T20878-2007美国ASTM A959-04日本JIS G4303-1998JIS G4311-1991国际标准ISO/TS 15510:2003欧洲EN10088:1-1995EN10095-1999等统一数字代码牌号200S3040806Cr19Ni10S30400，304SUS304
27、X5CrNi18-10X5CrNi18-10，1.4301S30403022Cr19Ni10S30403，SUSX2CrNi19-11X2CrNi19-11，1.4306S3216806Cr18Ni11TiS32100，321SUS321X6CrNiTi18-10X6CrNiTi18-10，1.45411000S3160806Cr17Ni12Mo2S31600，316SUS316X5CrNiMoX5CrNiMo，1.4401S31603022Cr17Ni12Mo2S31603，SUSX2CrNiMoX2CrNiMo，1.4404S3170806Cr19Ni13Mo3S31700，317SUS3
28、17S31703022Cr19Ni13Mo3S31703，SUSX2CrNiMo19-14-4X2CrNiMo18-15-4，1.44385000bS3170806Cr19Ni13Mo3S31700，317SUS317S31703022Cr19Ni13Mo3S31703，SUSX2CrNiMo19-14-4X2CrNiMo18-15-4，1.4438常用不锈钢管适用水质的参常用不锈钢管适用水质的参考标准考标准DL/T 712-2010六、因砸伤引起的泄漏案例案例1 大亚湾核电站大亚湾核电站大亚湾核电站是我国引进国外资金、设备和技术建设的第一座大型商用核电站，总投资40亿美元。安装有两台单机容量
29、为984MW压水堆反应堆机组。 1987 年8月7日工程正式开工，1994年2月1日和5月6日两台机组先后投入商业营运。凝汽器泄漏情况大亚湾核电站凝汽器采用全钛管，双层管板，内充除盐水的凝汽器结构。1号机组在运行不到一年的时间内凝汽器发生了5次泄漏，其中3次被迫停机，2次降负荷运行。3次停机时间达39天，其中用于系统冲洗为18天，直接经济损失三亿余元人民币。泄漏原因泄漏的主要原因是凝汽器顶部防冲击挡板被蒸汽冲击而脱落，砸伤了钛管，最严重时一次就砸断7根。导致海水大量漏入，凝结水的氯离子达到2000mg/L。由于设计时凝结水没有精处理，导致海水直接进入二回路。虽然采用了连锁紧急停机，但是海水还是
30、进到了除氧器。这一次清洗就用了14天，用了3万吨除盐水才清洗干净。所造成的损失足以能够建多套凝结水处理设备。经验和教训经验和教训1.即使凝汽器为钛管、管板为双管板也不能保证凝汽器不泄漏。2.凝汽器顶部的有关部件（防冲击挡板、支架以及汽轮机低压缸的部件）一定要安装牢固。3.凝结水精处理设备不可省略，并且应有备用设备。4.后来增添凝结水精处理设备。案例2 广东惠来电厂1号机组2010年5月5日，惠来电厂1号机组发生了凝汽器严重泄漏事件，凝结水钠含量严重超标，机组运行出现了异常，机组被迫停运转入检修。1事件原因事件原因1.1号机组运行过程中，低压A缸叶片断裂掉落击穿7根凝汽器钛管，造成大量海水漏入凝
31、结水系统，是造成汽水品质恶化的根本原因。2.1号机组凝汽器泄漏导致凝结水、给水、蒸汽钠离子严重超标时，未能按规程及时停机处理，是造成热力设备积盐的主要原因。改进措施改进措施1.检查评估凝汽器钛管和汽轮机叶片质量状况，及时更换检修处理。2.健全电厂化学监督三级网络建设，建立水汽异常监督、警告和报告制度。3.核查汽水系统隔离状况和设备监护措施，避免汽水品质劣化时出现凝补水箱除盐水、发电机内冷水、工业冷却水交叉污染。4.完善凝结水精处理。使泄漏时有足够的处理容量。第二章 给水系统腐蚀由于给水系统运行温度比较低，一般不会发生腐蚀爆管事故。给水系统通常以氧腐蚀和二氧化碳腐蚀为主，主要是除氧效果不好或有空
32、气漏入以及停炉保护不当造成的。给水处理不好，会使锅炉结垢速率加快，并在过热器和汽轮机中发生腐蚀产物的沉积，影响机组安全经济性运行。第一节 低压给水系统腐蚀从凝结水泵到除氧器之间的设备发生腐蚀，称之低压给水系统的腐蚀。与凝结水系统相比，由于温度由4070升至140180，这时腐蚀主要是以水侧中、低温氧腐蚀为主，其次是汽侧发生氨腐蚀。另外，在出现两相流的部位容易发生流动加速腐蚀。一、水侧氧腐蚀对于有凝结水精处理设备的机组，由于凝结水中以铁为主的腐蚀产物基本除去，并且在保证水质的前提下，即使溶解氧浓度较高，氧对低压系统的腐蚀也不明显。靠近凝汽器的管系，其腐蚀形态与凝结水系统基本相同，其颜色仍然为铁锈
33、红色，随后由于温度的提高，腐蚀产物颜色由黄色转为红色，又逐渐转为暗红色。加联氨有抑制腐蚀的作用。二、汽侧氨腐蚀对于低压加热器管为铜合金时，如果给水中的氨含量较高，则蒸汽中氨的浓度也较高，当用汽轮机抽汽加热低压给水时，蒸汽刚开始凝结的水中氨的浓度较低，最终凝结的水中氨的浓度非常高，在加热器支撑板附近，因为有浓“氨水”流过，容易发生氨的沟槽状腐蚀。解决汽侧的氨腐蚀的方法1.将铜换热器管更换为铜镍合金管以减轻氨腐蚀；或更换为不锈钢管彻底消除氨腐蚀。2. 降低给水的加氨量，减轻氨对铜的腐蚀。3.改进换热器的结构，避免产生氨的浓缩区域。第二节 高压给水系统腐蚀一、流动加速腐蚀多发生在水流突然改变方向，突
34、然缩径，或蒸汽产生疏水等部位。在90O的弯头部位，因为水被迫改变方向，金属表面受水的冲击非常大，如果金属表面的氧化膜附着力差就会被剥离，露出未被保护的基体，使腐蚀加快。管径由大变为小后又变为大，在小管径部位最容易发生流动加速腐蚀。案例1 华能伊敏电厂2号机组华能伊敏电厂1号、2号俄罗斯机组的高压加热器盘香管，有180o弯头，6mm厚的碳钢管运行十个月左右就发生腐蚀穿孔。解决流动加速腐蚀的方法（1） 更换材料。使用含铬的材料。（2） 改变介质的性质。将还原性水处理方式该为氧化性处理方式，使碳钢表面的氧化铁膜由Fe3O4变为Fe2O3的双层保护膜，提高氧化膜附着力，使流动加速腐蚀减轻或消除。（3）
35、改进设计，避免产生水流急变的部位。案例2 秦山核电站秦山核电公司一期压水堆核电站自1991年投运以来已经安全运行了九个燃料周期（2010年8月），其中第七个燃料周期连续运行达443天，创我国连续运行最高记录，在世界上也处于领先水平。与火电厂相比，核电站的蒸汽温度、压力都低，所用的蒸汽为湿（饱和）蒸汽，处于汽水两相流的场合比较多，产生局部流动加速腐蚀问题就显得格外突出。解决核电站的流动加速腐蚀的措施将容易发生流动加速腐蚀部位的材料更换为不锈钢材质。尽量避免使用变径、缩径的连接方案。为了防止整个水汽系统的流动加速腐蚀，提高汽水两相流中水相的pH值，使用汽水分配系数较小的乙醇胺来代替氨作为碱化剂。二
36、、氧腐蚀除氧器出水往往含有一定的溶解氧，在经过第一个高压加热器时，会与碳钢部件（管板、碳钢管）发生反应，生成红色的铁锈。随着温度的升高和氧的逐渐消耗，一般到出水侧，氧的浓度已经降到很低，对后面的高压加热器一般不会发生氧腐蚀，因此，管子表面的颜色是逐渐变深、变暗直至为灰黑色。这种腐蚀一般不会对加热器造成危害。三、停用腐蚀案例案例1 国华沧东电厂国华沧东电厂3号锅炉号锅炉二期工程建设2660MW等级超临界燃煤发电机组，3号机组分别于2009年3月27日和同年11月27日份投产；。3号机组从新机组启动调试到2010年8月检修割管检查，省煤器入口管最高垢量达到622.7g/m2，年沉积率达到466.5
37、6g/(/m2a)。水冷壁的结垢量为110140g/m2。省煤器管沉积速率如此高究竟是机组启动调试形成还是正式投产半年产生的？原因分析1水质调查：水质调查：凝汽器短期的渗漏，但从割管的分析结果看，水冷壁的腐蚀、结垢都不严重。所以省煤器管结垢速率高的主要原因。2化学仪表准确率检验。电导率表、化学仪表准确率检验。电导率表、pH表、溶解氧表表、溶解氧表 、钠表钠表 再线检验，没有发现明显异常。3历史溯源历史溯源3号机组在2009年11月份进入调试、试运行阶段。由于汽轮机的原因，从基建时的锅炉酸洗，到168小时的试运行有4个月，锅炉反复上水与放空，在省煤器的水平段因有积水，造成严重的大气腐蚀。从省煤器
38、至汽水分离器的设计最大压差为2.0MPa，给水泵的设计转速为5184转/min。锅炉酸洗后启动时的压差为1.7MPa，至168h试运行结束，压差已上升至2.0MPa，给水泵的转速达到5332转/min。这说明在168h试运行结束后锅炉高压水系统已经有大量的垢沉积。由于水冷壁结垢量较少，由此推断主要是省煤器沉积物较多。4经验教训经验教训1.机组在基建阶段的停炉保护不容忽视。调试阶段每一次上水和放水都要认真对待，要充分考虑基建阶段机组的不稳定性，有随时停机的可能。通常给水的pH值应提高至标准的上限。2.应严格按照DL/T 794火力发电厂锅炉化学清洗导则的规定，“锅炉化学清洗完毕后，若不能在20天
39、内投入运行，应采取防腐保护措施”。否则不能在高温条件下形成保护膜，碳钢很容易生锈。第三节 给水水质恶化锅炉给水由凝结水、补给水和生产返回水组成，其中任何一种水出现污染都会影响到给水水质。此外，凝结器的泄漏有冷却水的漏入，负压系统不严密有空气漏入，系统内有污染物（灰尘、沙子）都会影响凝结水的质量。如果机组没有凝结水精处理设备，这些因素会直接影响到给水的质量。如果有凝结水精处理，除了以上提及的因素之外，凝结水精处理本身也有可能影响到给水水质，例如再生剂的质量，阴阳树脂交叉污染，树脂传送和运行终点的控制等因素都影响给水质量。一、 因设计不当引起给水水质恶化案例案例1 内蒙古海勃湾发电厂炉水周期性出内
40、蒙古海勃湾发电厂炉水周期性出现硬度现硬度1异常情况介绍异常情况介绍内蒙古海勃湾发电厂5号机组在小修后，从机组启动到机组正常运行的48小时内，发现除氧器出口水、凝结水、给水、炉水均有硬度，并有反复性波动特征。见表2-2，48小时后逐步开始出现硬度波动情况，一般小于10mol/L，通过炉内处理和排污换水就没有了，过几个小时后又重复此现象。除氧器排污水与工业冷却水系统相连处理方法处理方法（1）除氧器在补水操作时，应缓慢、均匀地进行，避免大流量的补水方式；（2）除氧器在补水操作时，主控人员应及时通知化学人员做好监督工作；（3）化学人员监督发现水质恶化后，应加大炉水磷酸盐处理，在保证炉水磷酸根的前提下加
41、强排污换水工作，逐步去除炉内杂质和水渣；（4）在机组停运期间更换除氧器的排污放水门和排污放水逆止门。二、取样过滤器污染取样过滤器是一把双刃剑，它对过滤水样中的机械杂质有一定作用。但是大量的杂质在过滤器累积，将会形成污染源，掩盖了水样的真实性。案例1 河北石家庄热电厂公司1号锅炉给水品质异常分析 给水品质异常情况介绍给水品质异常情况介绍2009年1月9日起，电厂技术人员发现凝结水溶解氧开始出现超标，其中一台锅炉省煤器入口给水的氢电导率也出现超标现象，而同时另一台炉省煤器入口给水氢电导率基本都在合格范围内，两者相差约0.1S/cm0.2S/cm。电厂技术人员经过多次核查和分析均未找到异常原因。问题
42、的发现和解决问题的发现和解决1.对未通过小阳床的给水水样进行电导率测试时，1号炉为2.20S/cm，2号炉为2.30S/cm，基本一致，根据以上分析，我们认为两台锅炉给水水样没有出现劣化现象。2.在调整1号炉给水水样过程中发现，随着给水水样流量的调整变化，阳电导率指示变化很大，而其它水汽样电导率指示则变化不大。同时发现1号机组小阳床前有一小过滤器，过滤器滤元颜色较深。解列后，1号炉给水电导率指示开始缓慢下降。随后我们对1号炉给水样前过滤器滤元进行化学清洗，重新安装后，发现1号炉给水氢电导率已降至0.21S/cm0.28S/cm。第三章 锅炉腐蚀、结垢和爆管第一节 因设计采用不当水处理方式引起腐
43、蚀、结垢和爆管第二节 因汽水分离设备缺陷造成水质恶化引起爆管第三节 因安装问题导致水质恶化引起爆管第四节 因运行问题导致水质恶化第一节 因设计采用不当水处理方式引起腐蚀、结垢和爆管案例1 湄洲湾电厂1号、2号锅炉福建太平洋电力有限公司2362MW燃煤发电机组， 2005年5月小修时，发现锅炉的结垢速率高，后墙水冷壁垢量达到637 g/m2，结垢速率达到136.4g/m2.a。给水处理方式存在的问题给水处理方式存在的问题（1）给水采用碳酰肼作为除氧剂，在高温、高压下与氧反应的过程中会生成二氧化碳或甲酸、乙酸等，影响水汽品质，使水汽系统的氢电导率超标，引起腐蚀。（2）由于给水系统保护膜外层为较厚的
44、多孔疏松层。在高速流动的被溶解使热力系统的腐蚀产物进入锅炉在高热负荷区沉积下来，造成锅炉结垢速率偏高。炉水处理方式存在的问题炉水处理方式存在的问题炉水原设计采用协调磷酸盐处理（CPT）的方式，这种处理方式的问题是当锅炉负荷和压力变化时，特别是在机组启动过程中，磷酸盐容易发生“暂时消失”现象。磷酸盐发生“暂时消失”时，炉水pH会偏高，引起水冷壁管碱性腐蚀。磷酸盐溶出，浓度增大时，炉水pH会偏低，引起水冷壁管酸性磷酸盐腐蚀，同时造成炉水磷酸根很难控制。经验和教训经验和教训1.锅炉给水方式如果采用AVT（R），只有选用联氨的副作用最小。2.炉水采用协调磷酸盐处理仍然是上世纪80年代的技术，容易引起酸
45、性磷酸盐腐蚀。3.设计凝结水只有50%的精处理，这对于滨海电厂不合适。4.非专业厂商，缺陷较多，如无除氧器，机组启动期间给水长时间溶解氧不合格；凝结水泵叶轮为铜材，氨腐蚀严重；制造厂商推荐的给水加碳酰肼、炉水采用协调磷酸盐处理是美国70年代的技术。案例2 山西省阳光发电公司1号锅炉水冷壁管氢脆山西省阳光发电公司1号锅炉为东方锅炉厂制造的亚临界参数自然循环汽包炉，型号为DG1025/18.27，1996年11月投产。1号锅炉设计采用全挥发处理。从1997年8月15日起至1998年9月9日，1号锅炉陆续发生10次水冷壁爆管事故。原因分析及建议原因分析及建议1.1号炉水在全挥发处理，炉水pH偏低。2
46、.凝汽器有微漏现象，凝结水精处理混床旁路门关闭不严。炉水硬度达1040mol/L，氯离子含量比较高。3.采用平衡磷酸盐处理为发生氢脆。3经验教训经验教训1.凝结水精处理必须100%投入运行，旁路门必须严密。2.对于凝汽器有泄漏的机组，锅炉不可以采用全挥发处理，应采用磷酸盐处理。案例3 谏壁发电厂锅炉水冷壁碱腐蚀1.2000年初谏壁发电厂的高压锅炉曾频繁发生水冷壁爆管，分析认为是碱腐蚀。游离碱来自补给水。2.管是高压锅炉，其锅炉的补给水应为一级除盐加混床，否则难以保证补给水的水质第二节 因汽水分离设备缺陷造成水质恶化引起爆管1.汽水分离汽水分离 汽包的汽、水分离效果差，产生机械携带，无疑会引起过
47、热器的积盐。2.设计问题设计问题 目前发现引起汽水分离效果差的设计因素主要包括以下几个方面：a.单台汽水分离器设计的出力太大，或设计的台数过少，在高负荷下汽水分离器超出力。b. 在启、停锅炉时，汽包壁与弧形衬板因温度差引起的温度应力将弧形衬板拉裂，造成蒸汽短路。（3）制造缺陷）制造缺陷 汽包壁与弧形衬板所形成的狭窄环形通道，由于弧形衬板属非承压元件，在制造焊接过程中采用点焊，运行中很容易开裂，造成蒸汽短路。（4）安装问题）安装问题 主要表现在汽水分离器安装不牢固，运行中倾斜，倒塌；百叶窗干燥器安装不牢固，运行中脱落等。（5）运行问题）运行问题 因运行参数控制不当引起的汽水分离效果差主要包括以下
48、几个方面：a.汽包水位控制的太高或太低； b.负荷升降速率过快；c. 锅炉瞬间超出力。案例1 大唐盘山电厂3号锅炉情况介绍：2001年12月18日正式投运。2007年4月15日3号机组首次进行A级检修。该机组汽轮机积盐、结垢严重，结垢厚度超过1mm，在额定负荷的蒸汽耗量比原设计高近200t。原因分析及建议（1）汽包夹层所有44处焊缝中有17处存在开裂或砂眼的缺陷，这是引起过热器、再热器、汽轮机积盐的主要原因，建议对缺陷进行修补处理。（2）水冷壁下联箱的沉积物较多、除氧器内壁和省煤器管道的腐蚀较重，主要是由于给水的pH控制偏低引起的。虽然在线pH表显示合格，但由于表计测试不准确，导致实际pH偏低
49、0.5。导致锅炉水冷壁和省煤器内表面的少量针孔状腐蚀。3.从过热器入口到出口，积Na3PO盐越来越多，主要是由于汽包夹层焊缝开裂，汽水分离短路，造成饱和蒸汽带水导致。4.中压缸和低压缸积盐的主要成分是NaCl，它主要是饱和蒸汽的机械携带或减温水污染过热蒸汽产生，减温水的污染原因是凝汽器泄漏而精处理没有及时投运（机组启动时）或凝结水混床终点控制不当，有漏氯离子现象造成的。哈锅厂生产的锅炉的缺点案例案例2 内蒙古上都电厂内蒙古上都电厂3号、号、4号锅炉号锅炉案例3 深圳妈湾电厂1号6号锅炉案例4 山西河曲电厂1号锅炉托克托1、2号锅炉1.汽包锅筒直径小，汽水分离空间不足。2.旋风分离器的台数少，设
50、计出力由8.918t/h,导致蒸汽带水。3.过热器阻力偏大，导致汽包运行压力偏高1MPa，汽水密度差变小，分离效果差。电厂名称单位托克托托克托托克托上都电厂伊敏电厂呼铝电厂妈湾电厂机组1号、2号3号、4号5号8号1号4号；3号、4号1号、2号1号6号制造厂哈锅炉厂北京巴威东方锅炉厂 哈锅炉厂哈锅炉厂哈锅炉厂机组容量MW600600600600300300锅炉型号HG-2008/17.4-YM5B&WB-2028/17.5-MDG2070/17.5-4HG2070/17.5HM8HG-1025/17.5-YM26HG-1025/17.5-YM26汽包筒身长度mm25756252482473325
51、7561800013106筒身有无夹层有有有有无有全长mm277942800026983277942018420184内径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）材质SA-299SA-299DIWA353SA-299SA-299SA-299正常水位线中心线下 汽包中心线中心线上中心线下 中心线下 中心线下 连排管位置汽包中心线下汽包中心线下汽包中心线下汽包中心线下汽包中心线下汽包中心线下允许工作压力MPa19.7118.819.119.7119.15
52、19.15工作温度364356361364360360水容积m370.2656670.25235旋风分离器数量个1101942181128456出力t/h18.2510.459.518.412.218.6直径mm254292292254254254排列型式排234222底部位置汽包中心线下汽包中心线下汽包中心线下汽包中心线下汽包中心线下汽包中心线下第三节 因安装问题导致水质恶化引起爆管案例案例1 内蒙古鄂尔多斯电厂内蒙古鄂尔多斯电厂2号机组号机组330MW，最大连续功率344.8MW。1号、2号机组分别于2005年9月21日和2006年1月18日投运。2006年4月23日，在投运仅90多天后（
53、实际投运仅1436小时），2号机组锅炉水冷壁出现爆管。原因分析结论原因分析结论根本原因是：低加疏水泵密封冷却水（工业水）漏入低加疏水，而此水被泵入到凝结水精处理的出口，从而污染了给水，导致给水氢电导率、炉水电导率异常，远远超出标准。将低加疏水泵隔离，使低加疏水回凝汽器，大约4小时后，整个水汽系统的水质指标恢复到国家标准要求的合格范围内。此类异常属于安装错误（不能用工业水代替除盐水）和设备缺陷（密封水不应漏入系统）。经验和教训经验和教训（1）与锅炉水汽系统有关的水泵密封冷却水应用除盐水，不可用工业水代替除盐水，这类水泵包括凝结水泵，低加疏水泵，锅炉给水泵等。（2）发现炉水水质异常，特别是磷酸盐浓
54、度始终提不高，应马上检查凝汽器是否泄漏，给水是否污染，检查指标有：硬度、氢电导率和钠含量。如果配有离子色谱，可检查炉水的氯离子含量。正常情况下炉水中的氯离子含量应小于100g/L。经验和教训（续）经验和教训（续）（3）新建机组化学人员应进行系统培训，持证上岗。此机组正式移交电厂运行仅57天就大面积爆管，更换整个水冷壁，这在国内属首次。案例2 京达发电5、6号机组北京巴威公司生产的汽包炉，炉水采用磷酸盐处理，给水采用氨联氨处理，凝结水进行100%精处理。这两台机组分别于2004年9月和10月投运，2005年1月12日发现5号机组的炉水pH异常升高，最高达到10.6，停止向锅炉加磷酸盐后，炉水的p
55、H值虽然有所下降，但仍然在10.0以上，因此又减小了给水的加氨量，但炉水的pH值仍然没有明显改善，仍然在10.0左右。在炉水pH异常升高的同时，水、汽系统的氢电导率也显著升高，省煤器入口给水的氢电导率达到2.0S/cm以上，远远超过了规定的小于0.3S/cm的标准；主蒸汽的Na+含量非常高，甚至达到2000g/kg以上，原因分析两台机组水汽品质突然恶化是由于低压加热器疏水受到污染而致。由于2号低压加热器疏水侧在正常运行时内部均为负压，与这些系统相连的插入地沟的放水管阀门不严密，当冲洗循环水滤网的工业水淹没了地沟中的放水管时，污水就会被吸入低压加热器疏水箱中，从而污染了低压加热器疏水。由于该疏水
56、有一定的温度，处于节能考虑，直接补入凝结水精处理出口，所以污染了给水。经验和教训经验和教训1.由于电厂化学人员监督到位，及时发现问题，及时向厂领导反映情况，认为电厂的技术人员无法解决，及时请专家分析，成功的避免了两台锅炉的爆管事故。2.由于电建公司安装马虎，将进入除氧器的高加疏水和除氧器出水的铭牌颠倒，导致出现低压加热器疏水泵吸入地沟的脏水后很难发现。3.电建安装的各种水汽取样管路、阀门和铭牌应进行一一确认。案例3 广东湛江电厂4号锅炉1情况介绍情况介绍湛江电力有限公司4号机组在168 h试运行时，凝结水精处理系统的混床约3 m3(阴、阳树脂比例约1.5：1)树脂大量漏入炉内，机组水汽品质发生
57、严重污染。于2000年4月18日锅炉水冷壁发生爆管故障。水冷壁有氢损伤微裂纹，垢量最高达1500g/m2，最终不得不更换受损水冷壁。原因分析原因分析本次漏树脂现象主要原因是安装及操作系统错误。所谓安装错误，在凝结水精处理升压泵（简称凝升泵）出口应安装可靠的逆止门，否则凝升泵突然失电后由于除氧器压力高，凝汽器压力低，水会从除氧器经过凝升泵进入凝结水精处理混床的底部，导致大流量的水逆流，致使大量的树脂从混床顶部进入凝结水系统及凝汽器中。在机组启动期间凝结水走旁路，导致树脂直接进入锅炉。树脂漏入锅炉，阴离子交换树脂耐温差，释放大量OH-，使炉水pH升高至12，水冷壁保护膜被破坏，炉管表面沉积物增加。
58、随着管壁温度升高，炉水浓缩，腐蚀愈严重。经验和教训经验和教训1.在新建机组启动前，各专业监理工程师一定要监理到位，杜绝不合理的安装和不合理的操作。电厂的技术人员一定要有风险意识，每一条管线、每一设备都应监督到位。2.出现水质异常现象应立即查明原因，发现问题应及时处理防止造成更大的伤害。3.要充分意识到凝结水精处理旁路的危险。4.为了防止树脂倒流到凝汽器的现象，凝结水精处理母管应装逆止门，以防凝结水泵失电造成水倒流现象。案例4 新疆红雁池二厂2号锅炉1情况介绍情况介绍二厂安装2台200MW机组，分别于2000年9月和 2001年4月通过168小时，投入正式营运。在2号炉试运行过程中，发现炉水出现
59、严重的磷酸盐消失现象。原因分析原因分析1.磷酸盐隐藏现象的主要原因是定排内漏造成水循环不良，关严定排后基本可消除2号炉磷酸盐隐藏现象。2.炉水取样管连接在连排管水平段的顶部，可造成部分蒸汽进入取样管，导致取得的水样与真实炉水不同，并可造成磷酸盐隐藏的假象。第四节 因运行问题导致水质恶化案例案例1神华烯烃厂动力中心神华烯烃厂动力中心6台锅炉炉水台锅炉炉水pH突然降低突然降低1事故经过事故经过宁夏神华烯烃厂动力中心有六台汽包炉。2011年5月26日14时左右，某动力中心运行人员发现六台锅炉的给水、炉水pH突然大幅下降，运行人员加大药量，给水、炉水pH仍无上升迹象。17:00值长通知质检中心对动力中
60、心除盐水母管取样化验pH，质检中心回复除盐水pH为3.82。值长要求对水处理水样进行化验。18:00 在炉水加药中加入25kg氢氧化钠以调节炉水pH。19:00通知运行将锅炉连排开至50%。加大联氨药量加强对给水pH值得调节。19:30 测得化水车间除盐水混床水样pH位3.97。向公司领导接到汇报后，立即组织召开事故分析会。会议陆续将#2锅炉、#6锅炉停运；因化工区蒸汽需求量问题，#4锅炉无法停运。通过大量排污及向炉水中加NaOH，截止27日2时， 3号、4号和5号锅炉炉水pH值分别为：8.3、8.3、5.3。27日20:00化验炉水中铁离子为， 3号锅炉992 g/L，4号锅炉115 g/L
61、， 5号锅炉2400 g/L、6号锅炉铁离子含量273g/L。27日23:00 锅炉将加药改至加磷酸三钠25kg，不加氢氧化钠。经验教训经验教训1.对于母管制的锅炉补给水系统，一旦该系统水质污染，将影响整个厂的所有机组的运行。应在补给水母管加装在线电导率仪表，可及时发现异常现象，及时处理。2.谨防补给水再生酸碱进入除盐水！本次为酸进入除盐水系统！第四章 过热器腐蚀、积盐和爆管案例1 内蒙古大唐托克托电厂1号、2号锅炉过热器积盐2003年08月23日正式投产发电。2008年5月对1号机组进行A级检修，发现过热器、汽轮机积盐非常严重。3原因分析原因分析1.尽管炉水采用低磷酸处理，甚至超低磷酸盐处理
62、，但1号锅炉饱和蒸汽的钠含量还是比其它生产厂（北锅、东锅）2.检修对1号锅炉汽包的汽水分离装置进行检查，发现汽包内衬弧板有3处裂纹，通常接近标准的上限10g/kg。3.检修后，对过热器进行反冲洗，冲洗水的钠含量达到2000g/L以上。反复冲洗至200g/L以下。4.汽包的运行压力比其他锅炉厂都高约1MPa，导致蒸汽溶解携带盐类的能力提高；汽包运行压力的增高导致汽水密度差减小，汽水分离效果差。这些都会导致蒸汽的钠含量偏高。4经验教训经验教训（1） 选择合理的制造厂家非常重要。（2） 应注意锅炉的监造工作。（3） 盐类携带严重时可采用全挥发处理。案例2 深圳妈湾发电总厂2号锅炉过热器爆管妈湾电厂2
63、号锅炉是哈尔滨锅炉厂生产的强制循环汽包炉，锅炉的额定蒸发量为910t/h，主蒸汽压力17.0MPa、温度540，汽包内装有旋风分离器、多孔板、阻汽挡板。该锅炉配有300MW的汽轮机，1993年投入运行。在1998年因过热器积盐，过热器过热、蠕胀而爆管。对爆管附近的管割管检查，发现内部有大量的磷酸盐堆积。之后又相继发现积盐现象原因分析及建议（1）蒸汽中磷酸盐含量和钠含量高的原因是汽包运行压力高，蒸汽对磷酸盐和钠的溶解携带和机械携带都增加。（2）升负荷速率不宜过高，否则会造成汽包压力瞬间增高，造成蒸汽带水。（3）为了防止磷酸盐的携带，炉水宜采用氢氧化钠处理，或全挥发处理。案例3 华电哈尔滨第三电厂
64、过热器积盐爆管1情况介绍情况介绍华电黑龙江哈尔滨第三电厂二期工程3号、4号机组安装的两台国产600MW 机组，1999年下半年并网发电。锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的1型亚临界压力，一次中间再热，强制循环汽包炉。2002年3号锅炉末级过热器下弯头爆管，爆管弯头处有白色盐，经分析主要是磷酸盐，其厚度15mm左右。但是直管段无积盐。2原因分析及建议原因分析及建议 1.在平时的运行中，由于该锅炉汽包运行压力较高，磷酸盐的溶解携带和机械携带都比较严重，磷酸盐在过热器沉积，停机时，蒸汽凝结成水，将磷酸盐溶下，在下弯头处汇集，水蒸发后，磷酸盐沉积，日积月累导致爆管。2.停机时用热水冲洗过热器，至钠含量小于100
65、g/L。第二节 因氧化皮脱落引起的爆管随着机组参数的提高和机组运行时间的延长，特别是有些机组已处于老化阶段，过热器、再热器氧化皮的脱落与堆积，造成爆管事故，已成为困扰许多电厂安全运行的棘手问题。1国外调研国外调研国外关于高温蒸汽中氧与钢铁是否发生化学反应存在两种相反的观点。1.S.R. Paterson、R.S. Moser认为，高温蒸汽中钢铁的氧化是由于蒸汽中的氧分子与钢铁发生氧化反应。在没有采用加氧处理时氧气完全来自水汽的分解，在采用加氧处理时，氧气来自这两部分之和。2.Dooley等人认为高温蒸气中钢铁的氧化是由于蒸汽中的水分子与钢铁发生氧化反应，干蒸汽中的氧分子不会与钢铁发生反应。2国
66、内调研国内调研-两种观点两种观点1.国内有些电厂在实施给水加氧后运行2个月至2年左右的时间内就发现过热器中产生大量的氧化皮，有的电厂还发生过热器爆管事故。因此这些人认为，加氧肯定对氧化皮的生成起促进作用，虽然给水加氧处理有众多好处，但是会促进氧化皮的生成与脱落，有碍锅炉的安全运行，在没有搞请加氧技术的关键控制因素之前，停止加氧。如华能沁北电厂、华能伊敏电厂和达拉特电厂等。也有的电厂加氧处理后，过热器出现爆管，经过分析认为与加氧无关，过热器改造后或改变运行工况后继续加氧，如漳州后石电厂、华能日照电厂和国华太仓电厂等。国内有些电厂的直流锅炉，由于锅炉压差上升、锅炉结垢速率快等主要突出问题被迫采用加
67、氧处理。最长的运行十几年也没发生过热器爆管事故。如华能石洞口二电厂、华能营口电厂、华能南京电厂、国华盘山电厂和华润常熟电厂等。国内有些电厂的汽包锅炉，由于锅炉结垢速率快、精处理运行周期短等主要突出问题而采用加氧处理。运行近十年也没发生过热器爆管事故。如国电双辽电厂1号4号机组等。序号电厂锅炉类型投运时间加氧时间出现异常加氧时间给水氧量控制g/L机组运行情况1双辽电厂#1机组300MW汽包炉94/0901/121040未见异常2石洞口二厂#1机组600MW直流炉96/50150未见异常3北仑电厂#1机组600MW汽包炉01/4不到12个月2040过热器出现大面积爆管，停止加氧4蒙达电厂#3机组3
68、30MW汽包炉979825个月1060过热器出现爆管，停止加氧5元宝山电厂#1机组300MW低倍循环197850150未见异常6日照电厂#1机组350MW汽包炉2040过热器和再热器氧化皮较多7伊敏电厂#1机组500MW直流炉98/1114个月3070过热器和再热器氧化皮严重，停止加氧8伊敏电厂#2机组500MW直流炉99/093070未见异常，停止加氧9双辽电厂#2机组300MW汽包炉95/102040未见异常10日照电厂#2机组350MW汽包炉12个月2040过热器和再热器氧化皮较多、继续加氧11营口电厂#1机组300MW直流炉超50150未见异常12营口电厂#2机组300MW直流炉501
69、50未见异常13大同二厂#6机组200MW汽包炉00/0617个月2050过热器出现爆管14后石电厂#3机组600MW直流炉超1个月3090过热器出现爆管、继续加氧15杨柳青电厂#5机组300MW直流炉亚98/124090未见异常16杨柳青电厂#6机组300MW直流炉亚98/125090未见异常17蒙达电厂#4机组330MW汽包炉99/0612个月1070过热器出现爆管、停止加氧18阳城电厂#4机组350MW汽包炉8个月1080过热器出现爆管、停止加氧19华润常熟电厂13机组600MW直流炉超2005-2007168后加氧3090过热器未出现爆管20国华太仓电厂7号机组600MW直流炉超200
70、6/2008/105个月5090过热器出现爆管、继续加氧，2030g/L21国华太仓电厂8号机组600MW直流炉超2007/2008/55090过热器未出现爆管，2030g/L 加氧机组运行情况统计加氧机组运行情况统计第五章 锅炉再热器腐蚀、积盐和爆管再热器的腐蚀、积盐和爆管大致与过热器相同，只是因再热器的压力低，管径粗而略有差异。例如，有些盐类在过热蒸汽中是处于溶解状态，而在再热器中因压力和温度下降而析出。过热器管径较小，氧化皮脱落后容易堵塞，而再热器管径较大，一般不容易因堵塞而爆管。案例1 山东国电石横电厂5号炉国电石横电厂5号机组为300MW亚临界汽包炉，2008年7月完成调试，至200
71、9年11月累积运行1年时间。屏式再热器发生爆管。爆管位置屏式再热器的一边90度另一边60度的弯关处。里面的沉积物厚处接近10mm另一个管内倒出来的沉积物一个管内倒出来的沉积物原因分析原因分析1.蒸汽带水 机组168试运之后，有十几天运行期间，当机组带高负荷时，主蒸汽、再热蒸汽汽温低，主汽温从540迅速滑落到380。后检查发现炉水水位控制偏高，将DCS系统中的水位控制调整后（炉水水位降150mm），问题得以解决。炉水水位偏高甚至已影响了蒸汽温度的情况，可以说明蒸汽中带入了炉水。2.精处理未投运调试期间，凝汽器的渗漏比较严重，凝结水精处理未调试完成，含有硬度的水直接进入锅炉，导致炉水的pH只有78
72、。运行人员采用了加入磷酸三钠的方法，将炉水的磷酸盐提高至20 mg/L30mg/L，pH得以提高到9以上，这种状况运行了几天。这段时间，同时存在汽包内高水位问题。3.减温水污染 过热器没爆管而再热器爆管其原因主要为：凝汽器泄漏污染了给水，因蒸汽带水，影响了主蒸汽温度，用于给过热器喷水减温的水量少，而用于给再热器的减温水没有减少，因为减温水的质量差（凝汽器漏，精处理未投）使再热器积盐偏多。特别是在爆管沉积物成分中Na2O含量占52%而P2O5 的含量只占4.15%，说明以喷水减温污染为主，以蒸汽带水为次。3经验教训经验教训（1）新机组启动时凝结水精处理一定要调试好并投入运行。（2）在凝结水精处理
73、未投运，或凝结水部分走旁路时，凝汽器泄漏必须停机处理。（3）化学监督要到位，给水水质不合格，应按三级处理原则进行处理。案例2 贵州黔东电力有限公司1号锅炉再热器爆管2008年9月30日完成168小时试运行正式投入商业运行。2009年2月20日，1号锅炉高温再热器发生爆管，在技术人员检查爆管情况时，发现高温再热器T91管的内壁存在严重的溃疡性腐蚀坑。低温再热器进口集箱；低温再热器水平段；高温再热器第一段；高温再热器第二段高温再热器出口集箱；图5-3 再热器系统布置图原因分析及结论（1）引起高温再热器T91管内表面腐蚀的主要原因是高温再热器管子安装前管子内壁粘有不同程度的污物，这些受污染的管子没有
74、得到及时处理和保养，遇到环境潮湿或积水且有氧气的存在，产生了沉积物下腐蚀。（2）U型管下弯头及水平段腐蚀严重主要是因为这些部位容易沉积污物和积水。（3）腐蚀发生的时间主要应该在锅炉吹管以前。第六章 汽轮机腐蚀积盐汽轮机的腐蚀积盐与蒸汽的质量密切相关。汽轮机的腐蚀类型有酸性腐蚀、点腐蚀、冲击损伤和水滴磨蚀。积盐往往以铁垢、磷酸盐垢（仅对汽包锅炉）、硅垢和铜垢（仅对有铜系统）为主。图6-1 汽轮机中沉积物的分布特性第一节 汽轮机高压缸腐蚀积盐 在汽轮机的高压缸部分，蒸汽没有发生相变，始终是干蒸汽。蒸汽在做功的过程中，由于温度和压力的不断下降，硅、铁、铜、磷酸盐等杂质含量如果超过其在蒸汽中的溶解度，
75、就会发生沉积。但是，机组在正常运行时，这些杂质在高温干燥的蒸汽中不会对金属材料产生电化学腐蚀问题。而且这些杂质腐蚀性很弱，也不会对金属材料产生一般的化学腐蚀问题。所以高压缸部分在运行中通常不会引起腐蚀问题。但是机组在停运期间，由于高压缸附着的垢有吸潮性，将会发生电化学腐蚀，其腐蚀的严重程度与垢的成分有关。一、高压缸腐蚀例例1 华能北京热电厂华能北京热电厂华能北京热电厂1号机组200MW直流机组停运时，因垢的吸潮性，发生电化学腐蚀，见图6-2。垢的成分见表6-1，物质结构分析见表6-2。由于此垢吸潮后，pH值为8左右，所以腐蚀不是很严重。如果垢吸潮后，pH值低于7，将会发生严重的锈蚀。图6-2高
76、压转子第5级叶片因停运吸潮发生的腐蚀含量 元素 FeCuAlNaSiPSCr重量百分比%24.1028.8713.9614.789.523.213.611.94原子百分比%16.3517.2219.6124.3712.843.924.271.42含量Na8Al6Si6O24SO4Na2SO4CuFeO2Fe2O3Cu2O重量百分比%362326132注: 能谱法元素分析不包括氧及原子量低于氧的元素。 X射线衍射法分析物相，不能检测非晶体物质，属半定量分析。二、高压缸垢沉积对于汽包锅炉，特别是亚临界汽包锅炉，汽轮机高压缸积磷酸盐垢比较普遍；对于直流锅炉，汽轮机高压缸容易发生硅垢沉积；对于有铜机组
77、还容易发生铜垢沉积。如果没有凝结水精处理，或给水含铁量较高，高压缸容易发生铁垢沉积。案例1 大唐盘山电厂3号机组磷酸盐沉积高压缸结垢程度严重，见图6-3。用润湿的pH试纸检测叶片表面的pH均呈较强的碱性，pH基本在13左右。原因分析原因分析（1）汽包夹层所有44处焊缝中有17处存在开裂或砂眼的缺陷。高压缸的积盐主要是Na3PO4，它主要是由于汽包夹层焊缝开裂，汽水分离短路，造成饱和蒸汽带水导致的。（2）水冷壁下联箱的沉积物较多、除氧器内壁和省煤器管道的腐蚀较重，主要是由于给水的pH控制偏低引起的。虽然在线pH表显示合格，但由于表计测量不准确，导致实际pH偏低。经验教训经验教训（1） 机组在制造
78、期间，应严把质量关。特别是对隐蔽工程如锅炉汽包、各类容器、加热器，一旦在工厂制造完毕，运到现场往往无法检查，如汽包弧形板内衬，加热器汽侧等。（2） 化学在线仪表一定要准确，及时发现问题，及时解决。案例2 池州九华发电有限公司汽轮机积盐原因分析现象：经过对叶片积盐的定性检测，表明从高压转子第一级叶片至低压转子第五级叶片，pH均在12左右。垢样分析结果表明，汽轮机积盐的主要成分是钠盐，阳离子主要为Na+，阴离子主要为OH-、CO32-、PO43-。原因分析a. 汽包运行水位偏高从汽包内部检查发现汽包经常性水位位于汽包几何中心线附近，与锅炉厂所给汽包运行水位几何中心线下120mm相比明显偏高。b.
79、二次分离装置安装存在一定缺陷。c. “168”满负荷试运行期间炉水pH、含盐量偏高案例3 华能上海石洞口一电厂沉积铜垢该14号机组为国内早期投产300MW机组，配上海锅炉厂生产的亚临界压力直流锅炉，于1987年1990年相继投入运行。四台机组1990年1994年陆续将四台机组给水加联氨改为加二甲基酮肟（DMKO）。2003年2号机组大修时发现汽机高压缸通流部件铜沉积严重图6-5 高压缸发生严重的铜垢沉积级 数12345678沉积率mg/（cm2a）0.683.247.0811.465.234.933.614.76一类基本不积盐，最大部位积盐率10 mg/（cm2a） 2号汽机高压缸叶片沉积速率
80、号汽机高压缸叶片沉积速率经验教训经验教训（1）有铜系统的机组给水不得加所谓的“新型除氧剂”。新型除氧剂对于氧来说是除氧剂（即还原剂），但它的分解产物对于水来说是氧化剂。它可以将Cu+氧化为Cu2+，使之挥发性大大升高，因而蒸汽含有大量的氧化铜，造成在汽轮机高压缸的沉积铜垢现象。（2）对于有铜系统的机组，给水最好采用加联氨和氨的处理方式。案例4 深圳妈湾发电总厂1号6号机组铁垢沉积深圳能源集团妈湾发电总厂1号6号机组为300MW机组，锅炉为强制循环汽包炉，机组给水原采用加氨和联氨的还原性全挥发处理AVT(R)，炉水为低磷酸盐处理。在历年检修中6台机组均发现过热器和再热器的下弯头中有以磷酸盐和铁氧
81、化物为主要成分的沉积物，汽轮机高压缸存在严重的铁垢和磷酸盐沉积经验教训经验教训（1） 对于运行压力较高的制造厂生产的汽包锅炉，锅炉炉水不宜采用磷酸盐处理否则汽轮机容易沉积磷酸盐垢。（2) 300MW及以上的机组应设凝结水精处理系统，否则凝结水系统腐蚀的铁大部分直接进入锅炉，一小部分通过减温水进入蒸汽系统，在过热器和汽轮机高压缸发生铁垢的沉积。案例5宁夏某电厂汽轮机短期运行积盐严重该电厂2号机组大修期间，对汽轮机叶片积盐情况进行宏观检查，见图6-7。检查发现，汽轮机叶片表面积盐严重，呈暗红色且为不均匀附着，特别是高压缸叶片沉积较为严重。电厂实验室对沉积物进行垢样分析，结垢率为：38mg/（m2a
82、）。通过对叶片表面的附着物进行清理，叶片连接轴上有明显的腐蚀痕迹。原因分析1.汽包水位不稳定，当汽包水位高于旋风分离器时，蒸汽携带炉水，使进入汽轮机的蒸汽湿度大，同时炉水分中的盐容易在汽包顶部和汽轮机叶片沉积。2.锅炉水冷壁如果受热不均，会导致汽包两侧水位不在同一水平位上。3.精处理运行效果不佳，直接影响给水水质，导致炉水和减温水水质变差，从而使蒸汽品质不能达到预期值。建议1.机组启动前期，缩短精处理粉末树脂过滤器的运行周期，根据压差和过滤器流量及时铺膜。2.在运行过程中，应投运两台粉末树脂过滤器。3. 在炉水硬度较小的时候，减小磷酸盐的加入量，适当加入微量氢氧化钠，以弥补pH不足。建议给水、
83、炉水的pH控制在9.49.6。三、高压缸机械损伤案例1 华能北京热电厂1号机组1号机组在新机组投产时，因对蒸汽系统吹扫不彻底，在机组启动后高压缸的调节级和再热蒸汽入口第1、2级的叶片有不同程度的机械损伤坑点，坑点最大直径可达3mm左右，坑深1mm左右。四、高压调速汽门积盐卡涩案例案例1哈尔滨第三发电厂哈尔滨第三发电厂哈尔滨第三发电厂3号、4号机组为600MW临界机组，在机组运行过程中，高压调速汽门卡涩，并且有时无法关闭，严重影响机组的安全运行。2003年7月，3号机组大修，高压调速汽门积盐严重，无法打开，最后返回厂家修理。第二节 汽轮机中压缸腐蚀积盐汽轮机的中压缸进汽来自再热器，与过热蒸汽相比
84、，压力降低很多。有些杂质在高压缸蒸汽中未达到过饱和析出而可能在中压缸中析出。汽轮机中压缸主要发生硅垢和NaCl等盐类的沉积。一、中压缸积盐案例案例1中压缸沉积硅垢中压缸沉积硅垢蒸汽中的含硅量较高时，往往在汽轮机的中压缸和低压缸都发生沉积。硅垢的沉积往往发生在新机组刚投产期间，这时系统内比较脏，凝结水精处理投运不正常，汽轮机会发生硅垢的沉积。对于没有凝结水精处理的空冷机组，新机组投运的12年内，往往热力系统内的含硅量很高，主要是空冷系统在安装施工过程中有大量的灰尘、砂粒落入其中，庞大的空冷设备死角又比较多，杂质很难冲洗干净，造成灰尘、砂粒慢慢溶解，而凝结水又没有精处理，因此，溶解下来的硅仅靠锅炉
85、排污排出。在北方的冬季，锅炉排污往往因天气的原因导致排污系统结冰，使排污不畅。图6-9 伊敏电厂3号汽轮机第16级叶片发生硅垢的沉积图6-10 上都电厂2号机组中压缸发生硅垢的沉积经验教训经验教训新投产的机组凝结水精处理必须能达到100%出力。空冷机组应该设置凝结水精处理系统。空冷机组在空冷设备安装施工过程中应避免灰尘、砂粒的落入。案例2 中压缸沉积氯化钠蒸汽中的氯化钠主要来源有：一、来自外部系统的漏入，包括凝汽器管的泄漏、凝汽器负压系统的吸入（包括吸入地沟的水和地沟的灰尘等），二、来自凝结水精处理本身的释放，包括使用了不合格的碱再生阴树脂，凝结水混床运行终点控制不当，凝结水精处理铵化运行而再
86、生又未按铵化运行的剂量再生等。大唐盘山电厂3号机组凝汽器有一定泄漏，凝结水精处理又没有100%投入运行，导致给水的氯离子浓度升高。这时如果汽包的汽水分离装置有缺陷，炉水以机械携带的方式了进入到蒸汽就容易在中压缸发生氯化钠的沉积。图6-11 大唐盘山电厂3号汽轮机中压缸氯化钠沉积二、中压缸腐蚀汽轮机的中压缸的腐蚀主要是点腐蚀，以NaCl和Na2SO4垢下腐蚀为主。盐类往往是机组运行时沉积在叶片上，机组停用时因这些盐类吸潮而产生腐蚀。NaCl和Na2SO4的来源与凝汽器的泄漏和凝结水精处理再生用酸、碱有关。案例1华能北京热电厂1号机组中压缸点腐蚀2004年机组检修，汽轮机揭缸后发现第47级叶片出现
87、盐份吸潮现象，揭缸后第4天各级叶片及围带出现盐份曝露于空气后形成的白色盐区，刮取白色盐垢溶于高纯水后用离子色谱分析，结果表明垢样中主要阴离子成分为为SO42-，还有微量PO43-原因分析原因分析从垢样成分分析，垢的主要成分是以硫酸盐为主，即Na8Al6Si6O24SO4和Na2SO4，而基本没有氯离子，说明不是凝汽器泄漏导致的水质不良。硫酸根主要来自再生用的硫酸。说明再生时清洗不彻底就投入运行。铜垢的主要来自凝汽器铜管的腐蚀。虽然凝结水进行了全流量处理，但是铜的腐蚀产物还是进入了蒸汽系统，说明凝结水精处理旁路门未关严。3经验教训经验教训（1） 凝结水精处理树脂再生好后一定要冲洗干净后投入运行。
88、如果再生好的树脂放置了一段时间，还要重新冲洗后才能投运。（2）对于直流锅炉，凝结水精处理旁路门一定要关严。第三节 汽轮机低压缸腐蚀积盐汽轮机低压缸一般发生腐蚀现象比较多，发生积盐的现象比较少，主要是湿蒸汽能清洗盐垢。蒸汽在汽轮机做功的过程中，在进入低压缸前一直是干蒸汽，在进入低压缸之后，蒸汽逐渐出现湿分，到最后从低压缸排出，蒸汽的湿度可能达到12%。一般地，当蒸汽刚出现凝结水时的区域称为初凝区，一般出现在倒数第2级到第4级不等，与机组的容量参数和负荷有关。如果蒸汽的质量不好，特别是含有无机阴离子时，往往对汽轮机叶片造成腐蚀。图6-13 汽轮机初凝水中杂质的浓度及引起的有关腐蚀案例1 低压缸点腐
89、蚀在低压缸的初凝区最容易发生点腐蚀。点腐蚀可以发生在汽轮机的运行过程中，也可发生在停运过程中。初凝水中的盐类，特别是含Cl- 和SO 的盐是产生点腐蚀的腐蚀介质。在汽轮机的运行过程中由于负荷的变化，初凝水区域会发生变化，部分初凝水可能被蒸干，形成含盐量很高的盐水。如果该区域有黏附性的垢附着，点腐蚀就会加剧。在停运期间，由于真空破坏，空气中的氧和二氧化碳的进入，加之汽轮机在潮湿的气氛中，点腐蚀就会加剧。图6-14 因混床失效终点控制不当造成汽轮机点腐蚀案例2 低压缸酸腐蚀酸性腐蚀主要以盐酸为代表，因为Cl-是一价阴离子，最容易穿透凝结水精处理进入水汽循环系统。无论向锅炉里漏入何种氯化物(CaCl
90、2、MgCl2、NH4Cl) ，在汽轮机初凝水中都表现为HCl。所以，欧、美等国家都规定，蒸汽中的Cl-的极限含量为3g/kg，其目的之一就是防止初凝区发生酸性腐蚀和点腐蚀等。汽轮机酸性腐蚀与点腐蚀的区别酸性腐蚀有时与点腐蚀同时发生，但有所区别的是，酸性腐蚀往往蒸汽是以NH4Cl形式携带氯离子，点腐蚀往往是以NaCl的形式携带。酸性腐蚀区域垢的pH很低，点腐蚀不一定很低。汽轮机的酸性腐蚀汽轮机的酸性腐蚀，主要以盐酸腐蚀为主。研究表明，有机酸一般不会使汽轮机发生酸性腐蚀。腐蚀部位主要发生在低压缸的初凝区的动、静叶片、隔板以及排汽室缸壁等部位。受腐蚀部件的保护膜被全面或局部的破坏，金属晶粒裸露，表
91、现为银灰色，类似酸洗后的表面。图6-15 因海水泄漏造成汽轮机酸性腐蚀防止汽轮机酸性腐蚀的方法防止汽轮机酸性腐蚀的方法（1） 合理地改进补给水处理系统，提高除盐水平，提供合格的补给水。（2） 防止凝汽器泄漏。（3） 对有凝结水精处理设备的机组，无论何时都应对凝结水进行100%的处理。（4）对生产返回水的质量要严格控制，防止不合格的水进入锅炉。（5）对于炉水采用全挥发处理的锅炉要严格控制给水的质量，因为全挥发处理蒸汽更容易携带氯离子。案例3 低压缸水滴磨蚀在低压缸中，只有小部分蒸汽凝结成水。在汽轮机末级叶片处汽轮机的湿度最大。由于氨的挥发性较大，而无机酸、盐的汽、水分配系数非常小，非常倾向进入初
92、凝水中，所以在蒸汽从汽轮机排出前，蒸汽中的这些杂质几乎完全溶入湿分中。这样湿分中有较高的杂质浓度和较低的pH值。由于蒸汽流过汽轮机的流速可达到300m/s以上，含有盐分、低pH值的水滴流过汽轮机的低压缸时会对末级叶片产生严重的冲击、磨损腐蚀。图6-16 华能北京热电厂1号机组低压缸末级叶片轻微腐蚀图6-17 华能汕头电厂2号机组低压缸末级叶片腐蚀图6-18 陕西户县热电厂5号机组低压缸末级叶片严重腐蚀防止末级叶片水滴磨蚀的方法防止末级叶片水滴磨蚀的方法（1）减少蒸汽中杂质的含量，其中最主要的是降低氯离子的含量。蒸汽中氯离子的极限值是3g/kg。（2）在末级叶片边缘嵌镶耐磨蚀的合金，如哈氏合金。
93、此合金如果磨损，可在机组检修期间更换。二、低压缸应力腐蚀和腐蚀疲劳汽轮机在运行过程中，叶片受到很大的离心力，特别是低压缸叶片很长，所受到的离心力更大。由于初凝区热力参数的特点，在低压缸出口大约有10%的蒸汽凝结水成水滴，而这些水滴几乎凝聚了蒸汽中所有的杂质。在刚产生水滴的区域容易发生点腐蚀，其腐蚀点往往是应力腐蚀源。汽轮机在运行过程中是无法监测叶片的腐蚀情况，所以在机组检修时应对汽轮机叶片进行无损探伤检查，发现裂纹或点腐蚀超过一定的深度，应采取处理措施甚至更换。美国对汽轮机点腐蚀的管理规定案例1 云南华电巡检司电厂叶片断裂1. 基本情况介绍基本情况介绍装机容量为2300MW，锅炉为哈锅，汽轮机
94、为东方。2009年89月，7号机按计划完成停机，进行机组投产后的首次A级检修。2009年10月3日按调度要求开机运行。运行至12月下旬，发现机组震动大，于12月22日停机检查，发现其低压转子出汽侧第4级锁口叶片断裂，同时在汽轮机低压缸发生严重积盐现象。原因分析（1）大修结束后将汽包水位调整，使得实际运行水位过高，造成饱和蒸汽带水。（2）管理不到位，部分运行人员业务素质不足，对异常情况的判断不准确，采取的措施不正确。（3）在线仪表监督失效。经验教训经验教训更改热力系统参数，一定要根据制造厂的设备说明进行，而不是根据某个安评人员想当然进行。更改后应密切监视水质的异常变化。发现问题及时向厂有关领导汇
95、报、处理。第七章 凝结水精处理第一节第一节 精处理出水氢电导率偏高精处理出水氢电导率偏高案例案例1 吴泾发电有限责任公司吴泾发电有限责任公司11号机组号机组1概况概况吴泾发电有限责任公司11号、12号机组为300MW亚临界汽包锅炉机组，锅炉给水采用还原性全挥发处理（AVT(R)），炉水采用磷酸盐处理，补给水处理工艺为：澄清池出水活性炭过滤器二级除盐。11号机组于2009年2月开始，出现凝结水氢电导率偏高现象，高于0.2S/cm（25C），呈现出凝汽器渗漏迹象。2原因分析原因分析氢电导率（Cation Conductivity，CC）测试方法可知，在被测水样通过氢离子交换柱后，阳离子全部转换为氢
96、离子，并与水样中杂质阴离子（如Cl-、SO42-、PO43-、NO3-、HCO3-和CHCOO-等）结合生成相应的酸。脱气氢电导率（Degassed Cation Conductivity，DCC）利用一定的物理化学方法，将水汽中的残留CO2去除，的氢电导率图7-1 SC、CC和DCC的测试方法3. 预防及处理措施预防及处理措施热力系统水汽氢电导率偏高时，可辅以脱气氢电导率检测确认导致氢电导率偏高的直接因素；对于凝汽器严密性不佳的机组，有必要监测凝结水脱气氢电导率，以便于确认凝结水水质的真实水平以及凝汽器严密性对凝结水水质的影响；提高凝汽器的真空度，以减少空气漏入系统对凝结水水质监督的影响。第
97、二节 混床树脂交叉污染案例1 大唐珲春发电厂4号机组2007年9月11日电科院对大唐珲春发电厂送检的水样进行检测时，发现炉水Cl-严重超标，炉水左侧浓度达到2.89mg/L，炉水右侧浓度达到13.15mg/L。当日立即与大唐珲春发电厂进行了沟通，原因是凝结水精处理混床分离塔的冲洗水调节阀故障，导致树脂分层不彻底，运行值班人员巡视检查不到位，继续按程控步序自动进行树脂的分离和再生工作，从而导致阴阳树脂没有分开，产生了严重的交叉污染，从而在运行中Cl-不断从高速混床中释放出来，在炉内浓缩而使炉水中Cl-严重超标。图7-4 水冷壁点腐蚀案例2 大唐哈尔滨第一热电厂1号机组大唐哈尔滨第一热电厂2X30
98、0MW亚临界亚临界汽包炉，锅炉水冷壁管材质是20号碳钢。1号机组于2010年1月通过168h满负荷试运行，2010年5月发现炉水pH值开始不断降低，只能依靠加NaOH来维持。炉水pH值出现异常后，检测炉水中Cl-含量，发现其含量高达3000g/L 5000g/L。确定炉水pH值下降的原因后，开始对整个热力系统水汽样品中氯离子含量进行检测，Cl-含量在3g/L 8g/L之间，并没有出现明显异常。原因分析现场检查，检测刚投运的精处理混床出水氯离子含量，发现其竞高达450g/L，认为是再生过程存在不足造成的。立即将该混床退出运行重新进行树脂的分离和再生，发现阳塔中阳树脂层上有约20mm厚的阴树脂层，
99、确认是树脂在高塔内的分离过程存在问题。经多次的树脂分离、阳树脂输出操作，将阳树脂输出前的反洗水流量由3 4m3/h（流量计示值）提高到5 m3/h7m3/h（流量计示值），并延长反洗时间，同时将阳塔树脂输出后的淋洗时间延长，使分离后阳塔中阳树脂层上的阴树脂量变得很少。第三节 精处理混床周期制水量下降案例案例1 国华太仓电厂国华太仓电厂2008年5月20日以来国华太仓电厂7号、8号机组凝结水精处理混床周期制水量明显降低，制水量从每台床10万吨下降到2万吨3万吨，严重影响了机组的正常运行。通过仔细排查20项影响因素，认为最关键因素是树脂性能和再生剂的质量。进一步分析树脂性能，各项指标变化不大。因此
100、初步确定是再生剂的质量问题。1. 原因分析原因分析1.6月13日取样、14日将酸碱送于电科院检测，结果表明，再生用氢氧化钠含氯化钠超标严重，分别达到1.27%、1.56%，而行业标准为含氯化钠含量不大于0.007%。23日完成碱系统冲洗，并用合格碱再生，25日用合格的碱再生混床阴树脂后投入运行，制水量和出水水质恢复正常。2.使用运输盐酸的槽车运输高纯度的氢氧化钠碱液。2. 经验教训经验教训（1）要加强再生酸碱的质量监督，不合格的酸碱严禁进入酸碱罐，以防止污染原来合格的酸碱。 （2）负责卸酸碱的化学人员要观察，严禁酸碱车混用。案例2 外高桥发电厂凝结水精处理制水量大幅下降4300MW亚临界汽包锅
101、炉机组。 2006年3月份，机组凝结水精处理周期制水量持续下降，最终仅维持在2万吨3万吨。由于每台机组精处理装置为三用一备，运行周期大幅度下降后，失效频率加快，备用容量不足。原因分析原因分析对于外高桥电厂上述问题，通过逐一分析和排除其中可能的影响因素，最终将注意力集中于再生用碱质量。再生用碱再生条件交换容量（mmol/mL）高纯碱NaCl0.005%40ml精处理阴树脂经预处理后，500ml1mol/LNaOH再生1.52电厂高位碱槽NaCl=3.74%40ml精处理阴树脂经预处理后，500ml1mol/LNaOH再生0.68表表7-2 再生用碱质量对精处理树脂交换容量影响再生用碱质量对精处理
102、树脂交换容量影响第四节 在线化学仪表维护不利导致精处理异常案例案例1 浙江浙能长兴发电有限公司浙江浙能长兴发电有限公司浙江浙能长兴发电有限公司装机容量4300MW亚临界汽包炉机组，凝结水精处理系统再生系统为为锥斗法再生。长兴发电有限公司的化学仪表维护自投运后因化学仪表人员不足，定期校验制度无法实行，化学仪表以消缺为主。久而久之，化学运行人员面对数据异常时首先的反应是仪表出现故障，从而引起了一次炉水pH急剧下降的异常。第五节 凝结水精处理设计缺陷案例案例1 华电哈尔滨第三电厂华电哈尔滨第三电厂1情况介绍情况介绍华电黑龙江哈尔滨第三电厂3号机组发电容量为600MW，其锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的1型亚
103、临界压力，一次中间再热，强制循环汽包炉。2011年1月4号机化验站发现，炉水成呈黄褐色，pH直线下降，最低时达到8.0，蒸汽氢电导率上升，整个化验站弥漫着浓烈的苦杏仁味。迅速通知相关领导，锅炉降负荷，锅炉排污门全开。2原因分析原因分析现场凝结水泵突然断电，导致除氧器高压水经过精处理混床底部倒流到凝汽器，使部分树脂从混床进口跑到凝汽器。由于断电，PLC控制系统将凝结水精处理系统旁路全部打开，再送电时，旁路往往处于全开的状态，或来不及关闭，跑到凝汽器中的树脂通过旁路，进入热力系统。3处理处理以后再遇到类似情况，断电后先关闭关混床出入口手动门。凝结水精处理系统旁路门全关闭后再送电。案例2 天津西北郊
104、电厂一期工程2330MW机组于2009年投入运行，凝结水精处理再生方法为高塔法，再生计量由再生泵控制完成，再生泵至阴再生罐（ART）、阳再生罐（CRT）大约为100m的沿程长度，在汽机房零米靠近ART、CRT处与除盐水汇流。再生泵出入口虽然安装了震动阻尼器，但在实际再生过程中系统振动非常大，这是由于泵和管道形成共振引起的。在最初的现场再生过程中由于振动，引起再生酸门部分关闭，浓酸管严重超压造成了浓酸外喷事故，产生安全事故隐患。解决办法把酸碱计量泵再生系统中汇流点改动在计量泵出口1m处，这样就有效减小了振动并消除了震动引发的不可靠问题；同时把酸碱浓度计改装在酸碱再生间，使得酸碱浓度计运行时的排放
105、便于处理。第八章 化学制水一、混凝剂的选择不当导致的异常台州发电厂总装机容量为2010MW，原水来自当地的溪口水库，该水库由于部分用于民用水供给，在少雨季节台州电厂用水十分紧张。电厂预处理系统设机械搅拌澄清池，混凝剂为聚合铁。2001年5月，台州发电厂原水出现异常，水源溪口水库因水量不足，水质明显恶化，具体表现在原水pH值升高，水中有机物含量增加，水中含盐量无明显增加。原因分析原因分析（1）澄清池出水pH相对低，特别是加药量控制不当的情况下，澄清池出水不仅pH低，而且残留的铁离子容易引起碳钢腐蚀。（2）容易和某些有机物形成溶于水的络合物，导致有机物无法去除从而影响除盐系统。台州电厂这次异常就是
106、因为原水中含有大量可以和铁形成络合物的有机物，从而导致预处理系统瘫痪。案例2 国华余姚燃气发电有限公司余姚燃气发电有限公司装机容量为2390MW，原水取自当地的姚江，设计使用聚合铁为混凝剂，预处理系统为机械搅拌澄清池。由于天然气供应不足的问题，机组基本上处于停运状态，投运两年后全厂服务水系统的管路出现大面积的腐蚀泄漏。余姚燃气电厂使用聚合铁作为混凝剂，出水的浊度满足要求，但由于澄清池无法连续运行，加上运行人员对加药量的控制不严，出水pH值长期在5.5左右，出水铁离子残留严重。后在浙江省电力试验研究院的帮助下使用聚合铝作为混凝剂，同时添加助凝剂，出水的pH值控制在6.7左右，挂片腐蚀试验表明使用
107、聚合铝的出水对碳钢的腐蚀速率仅为使用聚合铁时的二、因药剂未经动态模拟考核造成凝汽器结垢案例案例1 安徽华电宿州电厂凝汽器结垢安徽华电宿州电厂凝汽器结垢两台600MW发电机组，凝汽器管材为不锈钢管，敞开式循环冷却水系统，水源取自新汴河/宿州中水回用，并采用石灰处理和阻垢缓蚀剂联合处理方式。1、2号机组于2008年9月和11月进入商业运行，两台机组自运行之日起即采用山东华电华牌生物技术有限公司提供的阻垢缓蚀剂进行循环冷却水处理，1号机组2008年12月进行小修检查时，发现凝汽器内有结垢现象2原因分析原因分析由于之前药剂没有进行过动态模拟评价试验，发现结垢情况后，药剂供应商坚持药剂性能合格，并认为现
108、场运行不当造成结垢，双方发生分歧。通过现场报表及凝汽器结垢形态分析，我们认为华电宿州凝汽器结垢是因为阻垢缓蚀剂本身性能不合格导致，由于电厂使用前未进行动态模拟试验考核，药剂的适用性未得到验证的情况下就进行应用，从而导致了事故的发生。4经验教训经验教训从华电宿州现场结垢情况及动态模拟试验结果来看，水质稳定剂阻垢性能差是导致机组运行半年左右即发生结垢现象的主要因素，加之药剂供应商运行水平较低，未提供正确的监测方法和手段，间接导致了机组结垢现象不能及时发现，早作预防。而电厂在使用阻垢缓蚀剂之前未进行大型动态模拟验证药剂的适用性，也是导致电厂凝汽器产生结垢现象的另一个主要原因。第二节第二节 膜法水处理
109、膜法水处理一、循环水回用膜处理一、循环水回用膜处理案例案例1 山西某焦化厂自备电厂循环水回用山西某焦化厂自备电厂循环水回用工程工程1工艺流程工艺流程山西某焦化厂自备电厂工业冷却循环水系统的外排水经过超滤单元、软化单元和反渗透单元的依次处理，使最终产水达到冷却循环水补充水的水质要求并回用，系统中的浓水及其他间歇排放水作为熄焦用水。存在问题存在问题该系统投运不到2周，即出现反渗透保安过滤器污堵，压差升高过快的现象。经清洗保安过滤器后效果不明显，最快圬堵时间不到24h，说明滤芯的圬堵较严重，很难彻底清洗恢复。打开保安过滤器，发现滤芯粘附有大量看似腊状的污染物，见图8-6。图8-6 保安过滤器滤芯圬堵
110、图5解决措施解决措施1.根据循环水水质特点制定相应的预处理系统。2.设计时优化选择预处理系统。3. 采用相关技术将对超滤膜或反渗透膜污染的物质提前去除或减量。4.设计相应的预处理系统，改变反渗透运行条件，如提高pH运行值等。案例2 大唐托克托发电循环水排污水处理1系统简介系统简介 大唐托克托发电有限责任公司（以下简称托电）一、二期4600MW机组循环水排污水处理系统于2004年7月投运，采用澄清、过滤、超滤、反渗透等水处理工艺，其产品水作为托电二、三期锅炉补给水处理系统离子交换除盐设备的水源。超滤装置运行中发现的问题超滤装置运行中发现的问题（1）超滤装置的化学清洗超滤装置于2004年7月投运后
111、，到2005年10月之前一直运行正常，当运行压差上升到0.12MPa左右，可以通过在线加强化学清洗方式恢复压差到0.06MPa，出力恢复到正常出力167m3/h。2005年底之后，超滤产水SDI值恶化和水通量衰减后，在线加强化学清洗方式已基本失去作用。解决方法（1）经分析认为，超滤系统运行过程中，在线加强化学清洗方式只能实现定期反洗，不能做错流冲洗，导致膜丝内部淤集沉积物，长期累积导致超滤产水量下降，压差增加。因此，决定采用错流清洗方式恢复超滤膜的产水通量。实施错流清洗恢复了超滤膜元件的水通量后，还需进行膜丝的完整性测试和修复工作，才能确保出水水质得到恢复。（2）超滤装置清洗、反洗工艺优化超滤
112、装置的出力要大于反渗透进水流量的20%左右，才能保证反渗透装置的连续稳定运行，这是因为超滤的自用水率随着超滤污染程度的增大而增大。超滤装置反洗加NaOH，有利于清洗膜表面粘附的不易冲洗掉的污染物和微生物，但反洗水中若含有因加絮凝剂产生的A13+，极易生成大量乳状沉淀，所以反洗时不宜加NaOH。反洗水来自水塔循环水，硬度一般在10 mmol/L 14mmol/L，加NaOH进行超滤反洗，易生成Ca(OH)2沉淀，污染超滤膜。二、海水淡化处理案例1 华能营口电厂海水淡化1工艺流程工艺流程二期工程海水淡化采用的是二级反渗透工艺，其中工业用淡水采用的是一级反渗透出水，锅炉补给水采用二级反渗透出水制取的
113、除盐水，海水淡化装置的净产水量为360 m3/h。实际运行中发现，冬季海水温度较低时，海水预处理系统的处理效果差，出水量明显下降；经过近四年的运行，二期海水淡化装置冬季运行出力不足的现象日趋严重。2存在问题存在问题（1）反应沉淀池易翻池。（2）反渗透保安过滤器压差上升较快。（3）反渗透膜污堵。4解决措施解决措施1）设备改造为了抑制机组负荷升高时造成反应沉淀池来水水温升高引起翻池，只能考虑采用凝汽器前海水进行温度调节，具体做法是将循环水取水引一路至反应沉淀池进水母管，并加装电动调节门，采用自动控制，调节流量维持来水的水温稳定，防止翻池。2）污泥回流改造目前反应沉淀池的流量调节阀是手动蝶阀，细微的
114、调节就会引起流量的较大变动，无法实现进水流量的精确控制。更换为电动调节阀3）运行参数优化应沉淀池设计上升流速为2.5mm/s3mm/s，目前实际运行时上升流速只有1.1mm/s，反应沉淀池设计偏小，出力难以提升到满足电厂的用水需求。4）更换一级RO膜元件海水淡化系统的一级RO膜运行出力偏低，回收率偏低，压差偏大。考虑到海水淡化系统投运至今已近四年，建议更换一级RO膜元件。三、污水深度处理案例案例1 内蒙古东胜热电厂污水深度处理内蒙古东胜热电厂污水深度处理1系统描述系统描述东胜电厂污水深度处理站采用浸没式超滤技术处理城市污水处理厂的二级达标排水，作为全厂的锅炉补给水和工业水水源。该浸没式超滤系统
115、采用Memcor公司S10V产品，中空纤维膜，膜丝材质PVDF，孔径0.01m0.04m，单支组件膜面积27.8m2，分3套膜池，每套膜池144支膜组件，设计通量为38 L/( m2 h)。系统投入运行时，正常出力150m3/h，运行压差在一个运行周期内的初始压差为30 kPa，上升幅度为25 kPa30kPa，运行周期为25 min 30 min，加氯反洗周期为48 h，化学清洗周期为1个月。2存在的问题存在的问题系统在稳定运行7个月后，突然出现压差上升过快，导致运行周期缩短为15 min 20min，加氯反洗没有明显效果，化学清洗周期缩短为10 d 15 d。对该浸没式超滤系统从运行、设备
116、、控制、预处理等方面进行了详细检查，通过系统排查，发现如下问题：1.反洗水泵故障，反洗流量（90m3/h）远低于设计值（325 m3/h）。2.超滤系统进水水质较差，波动性比较大，预处理系统出水带有大量泡沫。3.控制程序中反洗泵频率与反洗流量PID调节耗时过长4.化学清洗的pH 计测量经现场比对有误差。3原因分析原因分析（1）反洗水泵出口压力正常，说明不是由于膜丝表面发生严重的不可逆转的污堵，原因在于叶轮入口堵塞异物，造成反洗泵吸入能力下降，反洗流量不足，超滤系统的反洗效果明显下降，多次反洗累积放大效应很显著。（2）原水水质为污水厂二级排放水，实际的水质分析说明，来水的水质波动性非常大，进水污
117、染物因子的数值最高远远超出设计值，同时原水的染料及总磷含量比较高。另一方面，系统的化学清洗酸碱废液没有排放到系统外，而是在整个系统内部循环富集，对于生化预处理造成了不利影响。3原因分析（续）原因分析（续）（3）控制程序中反洗水泵启动的时间为15s，而实际运行时反洗泵频率与反洗流量的PID调节时间超过15s，造成尚未达到流量峰值水泵已经停止运行。（4）化学清洗的pH计测量经现场比对误差在2左右，造成了酸洗或碱洗pH值不在设计范围内，清洗效果明显下降。4解决措施解决措施（1）组织对反洗水泵的检修，清除叶轮入口的堵塞物。（2）加强对原水水质的监测，水质超标情况下，一方面降低系统出力，另一方面可以掺配
118、自来水，避免超滤系统长期超负荷运行。化学清洗废液单独引出系统，避免富集。（3）反洗水泵启动时间延长至25s，达到流量峰值的时间为7s左右，达到设计的反洗强度。4解决措施解决措施(续续)（4）对化学清洗pH计进行标准液校正。（5）考虑到原水的污染物已经在膜丝表面形成了附着力比较强的污堵，在实施上述解决措施的同时，需要对超滤膜组件进行针对性的清洗。四、锅炉补给水膜处理四、锅炉补给水膜处理1系统概述系统概述上海焦化有限公司2003年的4万吨苯酐/年技措项目中与其配套了25 m3/h 全膜法二级除盐水系统，将超滤作为反渗透的预处理应用于锅炉补给水的制备中，具体工艺流程为：进水经100m多介质过滤器、超
119、滤后经二级反渗透处理，EDI处理，然后供锅炉使用。超滤预处理系统见图8-9。2运行中出现的问题运行中出现的问题装置于2004年6月开始投入式生产，12月初开始，原水多介质过滤器和超滤系统发生严重堵塞，原水多介质过滤器几乎每周需要更换滤芯（以前一月一次），超滤流量下降25%，运行压力不断上升。首先，调整工艺运行参数，缩短产水时间，延长其反冲洗和正冲洗的时间，继而又对机组采取了大水量的连续反冲洗、正冲洗操作，发现效果只能维持很短的一段时间，产水量和压差等指标又重新恶化。2运行中出现的问题（续）运行中出现的问题（续）其次，拆下其中一支反冲洗后的超滤膜，发现膜入口处有棕黄色粘滑性胶状物，同时对原水水质
120、进行分析，发现原水水质发生较大变化，尤其是COD指标变化较大。根据上述依据，初步判断超滤设备主要受到了水中有机物和微生物的污染。3系统改造系统改造（1）调整加药系统，在无阀滤池前加入杀菌剂NaClO和絮凝剂（聚合铝），通过管道混合器混合后再过滤，可提高加药效果。（2）在100m过滤器前增加2台活性炭过滤器（1用1备）、1台反洗泵及1只电动阀，炭过滤器用于吸附原水中的绝大部分有机物、胶体等，可大幅减轻多介质过滤器和超滤设备的负担。（3）增加现场SDI测试仪，对原水水质进行监控。（4）在原超滤装置上增加四支膜， 保证在超滤流量下降的情况下也能满足生产用水需求。（5）考虑到反渗透及EDI设备的化学清
121、洗，增加一台容积150m3水箱与超滤产水箱连通，并且对有问题隐患的管道阀门进行更换。该系统自5月份改造完成后，超滤装置进水pH为410，TOC小于2mg/L，产水SDI小于2，至今系统一直运行稳定。案例案例2 云南滇东发电厂除盐水云南滇东发电厂除盐水制备系统制备系统1系统概况系统概况云南滇东能源有限责任公司滇东发电厂装机为4600MW燃煤发电机组，属国家“西电东送” 和“云电入粤” 的重点工程。该工程配套水处理工艺流程见图8-11。2存在的问题存在的问题超滤装置于2005年9月投运制水。投运初期，系统最大出力为110t/h（进水压力0.18MPa，跨膜压差小于0.15MPa，进水温度为2125
122、）。2007年10月18日运行时发现1号、2号、3号超滤产水突然下降，且在两三天内便下降到55 t/h左右，跨膜压差明显上升，4号超滤基本在80t/h。由此判断前三组装置为超滤膜受污染，准备实施化学清洗。但经过多种化学清洗（酸洗、次氯酸钠碱洗及双氧水氧化法清洗）后，产水出力恢复不明显，且在较短时间内出力快速下降，35天内4组超滤总净产水量仅达100t/h3污堵现象及其原因分析污堵现象及其原因分析超滤调试期间及2006年2月间也曾发生过两次较为严重污染（无机高浊水、有机物两次污染），但经次氯酸钠、碱洗结合酸洗后每组出力基本能恢复到90 t/h 100t/h。此次多次碱洗并结合双氧水氧化法清洗仍不
123、见效果，可以初步判断本次超滤膜污染不属常见的有机或无机污染。要找到真正的污染原因，决定解体其中一支膜组件，查看膜筒内部的膜丝真实情况。解剖检查在出力下降的超滤装置上取下一支组件，打开外壳进行解体检查。发现解体组件壳程（进水侧）中空纤维膜丝表面有污泥附着，为运行过程产生的滤饼及截留物，用水洗后膜丝表面呈淡黄色，为聚醚枫中空纤维膜本色；用刀片将膜丝剖开，发现组件部分膜程（产水侧）内有白色粉末状污堵物，且污堵物大多出现在组件中间段和出水端（膜外侧未见该成分物质分布）；部分膜出水端口有堵塞现象。另外对反洗超滤必须加入的次氯酸钠加药箱（因原加药箱发生腐蚀于2007年8月由检修人员改造为环氧树脂材料的加药
124、箱）内部进行检查，发现加药箱内壁防腐层损坏较严重，用手擦加药箱内壁发现有白色粉末状物质。5恢复超滤装置出力的方法及恢复超滤装置出力的方法及防范措施防范措施（1）停止使用次氯酸钠加药箱，加药改用次氯酸钠装药塑料桶替代加药箱。（2）反洗时用加次氯酸钠加药泵加盐酸处理变相地在产水侧进行酸洗，以便溶解反洗管道、加药管道及膜丝产水口的污堵物。要求盐酸为分析纯、进膜反洗水pH值在23之间。（3）将反洗相关管道内污堵物清洗干净后，对膜组采用盐酸浸泡化学清洗。（4）设计时，应在超滤装置反洗进水前侧设置5m精密过滤器，以拦截因加药箱、超滤水箱防腐层损坏、管道发生腐蚀而产生的机械杂质，防止其在反洗时带到膜丝产水侧
125、。不溶于化学清洗试剂的机械杂质如果堵塞膜丝产水口，将造成该膜丝永久性失去产水能力。采取以上措施后, 在同等进水压力、温度、原水水质条件及跨膜压差范围内，各组超滤装置产水量均达到100 t/h 105t/h，清洗后出力恢复达95%100%。案例3 川化股份有限公司动力厂除盐水装置1工程概况工程概况川化股份有限公司动力厂供热车间老脱盐站、软水站和供制酸厂的除盐水装置老化严重，能耗和运行费用较高，安全环保问题突出，加之公司新上硫磺制酸装置的投运，使公司生产系统用水量增大，现有脱盐水装置供水能力不足的问题显现。通过大量调研，决定采用反渗透技术对脱盐水系统实施三水改造工程，即新建1套260 t/h的反渗
126、透脱盐水系统取代原有老脱盐站和软水站。存在的问题及解决对策存在的问题及解决对策（1）工艺用压缩空气无过滤装置，压缩空气带入油、水和杂质，对超滤膜产生严重损坏，建议增加空气过滤器。（2）原水水质差。三水装置处于630 mm 管道最末端，且管道已使用30余年，加之管道中水的流速缓慢，极易滋生贝类等水生物，因而生产水中含有较多的不溶性固体悬浮物(以贝壳、砂粒为主) ，而系统未设粗滤装置，盘滤装置无法全部滤出这些固体悬浮物，不仅对盘滤装置的滤片造成损坏，且出水也不符合下一道工序超滤的进水要求。为此，在原水增压泵进口管上增设了1只排污阀，并建议在630 mm管道的生产水进入本系统之前增设无阀滤池，无阀滤
127、池采用双组独立进水，用来除去贝类等固体悬浮物。（3）产水pH有波动。加氢氧化钠过多对出水电导率有比较大的影响，所以操作上一定要尽量少加氢氧化钠。通过多次调节，出水电导率和 pH基本控制在正常范围，但还有一定的波动。（4）反渗透还原剂的加入存在不足。原来只在反渗透装置正常运行时加入还原剂，但是在冲洗过程中ORP显示超过RO膜的设计范围。为了防止反渗透膜被氧化，更好地保护反渗透膜，现调整为反渗透装置运行前的冲洗和反渗透装置停运时的冲洗均加入还原剂。案例案例4台山电厂超滤装置膜破损台山电厂超滤装置膜破损的原因分析的原因分析1 超滤系统简介超滤系统简介广东国华台山电厂大坑水库水质为低浊度、低含盐量、低
128、硬度，硅含量高的地表水，胶体硅含量最小2.1mg/L。由于水源水质含盐量低，胶体硅高。当时水处理设计方案选用超滤装置，其的目的去除胶体硅。采用超滤技术，对胶体硅去除率可达99%以上，并可去除水中大于0.01m的颗粒杂质，能保证出水浊度小于0.1mg/L，还能去除水中大分子有机物超滤装置膜破损情况超滤装置膜破损情况（1） 滤筒损坏情况2005年12月5日，4号超滤出水流量突然增大，经过检查分析发现编号为L1B35M645187的滤筒滤膜损坏，此后，1、3号超滤也陆续出现了滤膜损坏的现象。1号超滤投运较早，滤膜损坏也最为严重，目前已有5个滤筒损坏，3、4号超滤也有两个滤筒损坏。 超滤滤筒解剖分析情
129、况a. 两个滤筒在密封口处不完整，根据破损的数量分析，这些滤筒已无法修复。b. 破损是由滤筒密封口处的裂缝引起的。c. 密封口处已出现凹面（大于5mm）d. 经过对滤筒内残留的水进行分析，其铁含量非常高（170mg/L）。e. 膜丝已失去其机械性能，因极易断裂，无法进行检测。4膜组件破损的分析膜组件破损的分析台山电厂超滤装置已经运行3年多的时间。投入运行初期进水水质差，特别是进水中含有大量的铁离子。作为预处理的超滤装置，除去了大量铁，避免离子交换树脂的铁污染，保证除盐系统的出水水质，发挥了重要的作用。设计初期使用超滤装置主要目的是去除水中胶体硅，在超滤装置前还设计有混凝、过滤。5建议和措施建议
130、和措施(1) 为了膜的寿命延长，建议预处理系统，即机械搅拌澄清池、重力滤池运行正常，出水合格后再投运超滤装置。(2) 投加混凝剂由铝盐改用铁盐。胶体铝会污染膜，胶体铁比胶体铝容量清洗，设计院建议混凝剂采用铁盐。(3) 超滤装置运行方式采用50%旁路（在2号超滤装置未投入和换滤膜前）。超滤旁路运行对除盐水胶体硅的影响进行试验，试验结果表明超滤在故障停运情况下，对除盐水的胶体短时间硅影响不大。第三节第三节 化学制水化学制水一、阳床出水钠含量偏高一、阳床出水钠含量偏高案例案例1 合川双槐电厂合川双槐电厂合川双槐电厂机组容量为2330MW，锅炉补给水处理系统为活性炭过滤器+一级除盐（强酸阳树脂+弱碱、
131、强碱阴树脂）+混床。设计处理为290t/h，一级除盐设计周期为20小时。系统投产5年来一直运行正常。正常情况下再生后阳床出水Na+为40g/L -50g/L，一般夏季运行2023小时（冬季17小时）后Na+升高到100g/L，系统停运再生。从2010年3月2日开始，阳床出水Na+开始升高。刚再生后Na+为80g/L 90g/L，但B系列仅运行1012小时，A系列约5小时后 Na+就升高到100g/L。1. 原因分析原因分析1）阳树脂的取样分析表明，阳树脂已被中度铁污染。（2）在阳床再生及置换时，发现有跑树脂现象。（3）为避免阳床中排装置在再生时因腐蚀产生的铁继续污染树脂，应将中排装置的材料更换
132、为耐盐酸腐蚀的材料。（4）建议将树脂进行复苏处理。2. 经验教训经验教训（1）对阳床中排装置应选择耐盐酸腐蚀的材料。（2）应提高检修水平，及时发现缺陷并及时消除。二、阳床再生异常二、阳床再生异常案例案例1 华能珞璜电厂华能珞璜电厂珞璜电厂4360MW机组锅炉除盐补给水处理装置由一期和二期组成。2006年5月一二期阳床再生时开始出现除盐车间气味很大且刺鼻，运行人员只有带上防毒面具才能进入除盐室，而除盐系统出水水质和运行周期正常。1. 原因分析原因分析1.现场取样树脂理化检测结果正常；2.对新进盐酸（酸车中）和酸罐进行取样，取样分析浓度、游离氯、硫酸盐和铁含量合格；3.对阳床内部和再生系统检查，未
133、见缺陷；4.从酸车和酸罐中用100mL量筒取盐酸100mL，静置24小时后，观察到从酸车中取盐酸样品无分层现象，从酸罐中取盐酸样品可见一薄层分层现象，由此可以推断为盐酸中含有机物致使阳床再生时出现剧烈刺激性气味。5.根据调查结果，问题出现在酸罐中；故在酸罐中盐酸用完后，用水冲洗酸罐并人工用面团清除罐内壁附着有机物，再装新进盐酸，阳床再生时再未出现剧烈刺激性气味，恢复正常，此问题得到解决。5.为彻底搞清楚盐酸中有机物来源，我们对近半年酸车使用情况和每车酸出厂记录进行了核查，发现酸车在运酸到珞璜电厂前，酸车给其他单位运了有机化工产品，而司机在装酸前只是用水对酸罐（车）进行了简单的冲洗，经对比检验珞
134、璜电厂酸罐中有机物正是该有机化工品。由此，找到阳床再生时除盐车间气味很大且刺鼻的原因。2. 经验教训经验教训 1.严格把盐酸质量关，我们认为首先是源头关，即选择好的生产厂家。2.要求盐酸用盐酸专用酸车运输，不得装运其他物质。基 本 公 式电导率与pH的关系pH = 8.566+lgpH与电导率的关系= 10 (pH-8.566) (S/cm)电导率与氨浓度的关系c = (13.0392+62.638)10-3 (mg/L)纯水加氨后纯水加氨后pH值、电导率和氨浓度之间的关系值、电导率和氨浓度之间的关系基 本 公 式电导率与pH的关系pH = 8.6055+lgpH与电导率的关系= 10 (pH
135、-8.6055) (S/cm)纯水加纯水加NaOH后后pH值和电导率之间的关系值和电导率之间的关系pH(25)电导率a(25) S/cm含铜量g /L溶氧量bg/L8.09.00.42.0207.09.0301.将pH值由至8时，铜的腐蚀率可下降为1/6；由至8.5时，腐蚀率下降为1/15。2.提高pH可采用Na型混床、补凝结水、精处理出水加氨、加NaOH等方式。3.因泄漏和耐压试验需要，可临时将电导率降至0.4以下。a为防止pH过低设定下限。b 仅对pH8时控制。表1 发电机定子空心铜导线冷却水水质控制标准DL/T 8012010处理方式含铜量1）g/L处理水量2）t/h腐蚀总量3）mg/h
136、相对腐蚀率4）备注H-OH小混床法10-3010100-300200系统内自循环，pH不合格。钠型小混床法1010100100系统内自循环，pH不合格。加缓蚀剂法1010100100系统内自循环，pH不合格。有加药堵塞的危险！加碱+小混床法2102020加碱被小混床吃掉，pH降低，再加碱。智能净化法20.511补水0.5t/h，全部回收，所有的指标均合格。注： 1）内冷水铜含量来自部分电厂报表统计。2）小混床处理水量以600MW发电机为例。3）腐蚀总量=内冷却水铜的含量小混床处理水的流量。4）相对腐蚀率，以智能净化法为基准1，其他腐蚀速率与基准的比值。各种发电机内冷却水处理方式技术指标比较处理
137、方式初投资1）10年运行费用10年 总 费用备注钠型小混床法2）202040每年更换1次树脂，每次2万元。加碱+小混床法3）231035每年更换1次树脂，每次1万元。智能净化法4）25126注：1）设备初投资：根据“国华某电厂定子冷却水处理招标报价”。2）钠型小混床法，树脂体积，树脂为一次性，更换一次需要1.3-2万元不等。钠型小混床树脂的更换周期最短为3个月（国华神木电厂），最长为1.5年，但运行后期不能提高内冷水的pH。3）加碱+小混床法，需要配制碱液以及更换树脂。由于运行的波动性，即加碱，pH升高，停加后pH慢慢下降到一定值后再加碱。十年加碱的费用按2万元计算。4）智能净化法，无专门的加药系统，无小混床系统。所有机组内冷却水的补水采用母管制，机组在启动期间采用临机补水。所有的补水产生的溢流水全部回收至凝汽器。表2 各种发电机处理方式经济指标比较 万元
